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Q／GDW 11628-2016 新能源消纳能力计算导则.pdf

电网运行方式处理是根据电网、电源、负荷特性要求等形成一套用于分析计算的运行方案约束条件。 电力系统新能源消纳能力计算应满足电网多种运行方式计算的要求，包括： a) 一段时间内火电机组启停机次数约束运行： b） 不同时间断面火电机组运行台数约束运行： c) 不同时间断面火电机组最大出力和最小出力变化运行； d) 固定出力机组运行： 有电量约束机组运行： f) 无电量约束机组运行； g） 不同的电网聚合方式： h) 固定联络线运行； i） 一定功率范围约束的联络线运行： ) 联络线电量约束运行； 不同时间断面联络线约市变化运行

新能源消纳能力案例计算包含以下5个步骤： a）基础数据整理； b) 电网、电源模型构建： c) 电力系统运行方式构建； 新能源消纳能力计算模型构建： e）新能源消纳能力案例计算。

新能源消纳能力案例计算包含以下5个步骤： a）基础数据整理； b) 电网、电源模型构建： C) 电力系统运行方式构建； d) 新能源消纳能力计算模型构建： e）新能源消纳能力案例计算

新能源消纳能力计算结果应与设定的电力系统实际运行情况相符合，当新能源消纳能力计算结果 实际电网运行情况差别较大时，应查找差距原因，并调整计算约束条件和基础数据，重新进行计算。

DB43／T 1327-2017 电梯安装、改造、重大修理与定期自检规则Q/GDW116282016

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9.1.1新能源消纳能力计算结果清单应包括新能源、常规电源、抽水蓄能等电源运行结果以及受阻 面传输功率计算结果

a) 全网及各聚合电网新能源总发电量、分时段发电量： 6 全网及各聚合电网新能源限电量、限电率： c) 全网及各聚合电网新能源利用小时数； d) 全网及各聚合电网新能源出力时间序列： 全网及各聚合电网新能源发电受阻功率时间序列

c) 全网及各聚合电网新能源利用小时数； d) 全网及各聚合电网新能源出力时间序列； 全网及各聚合电网新能源发电受阻功率时间序列。 9.1.3 带规电源计算结果包括： a 全网及各聚合电网常规电源总发电量、分时段发电量： b) 全网及各聚合电网常规电源利用小时数、负荷率： c) 全网及各聚合电网常规电源总出力时间序列： d 全网及各聚合电网常规电源总运行容量时间序列。 9.1.4其他电源计算结果包括抽水蓄能电站及电池储能等电源出力时间序列、运行状态、发电量、利 用小时数等。 9.1.5受阻断面计算结果包括，

9.1.3常规电源计算结果包括

全网及各聚合电网常规电源总发电量、分时段发电量： b 全网及各聚合电网常规电源利用小时数、负荷率； C) 全网及各聚合电网常规电源总出力时间序列； d 全网及各聚合电网常规电源总运行容量时间序列。 9.1.4其他电源计算结果包括抽水蓄能电站及电池储能等电源出力时间序列、运行状态、发电量、

9.1.5受阻断面计算结果包括

a）各聚合电网间传输总电量、正向传输电量和反向传输电量； b）各聚合电网间传输功率时间序列

9.2.1新能源装机容量受目标电网新能源发展规划、新能源并网容量投产时序以及历年新能源并网增 量的影响，应计算不同新能源并网容量下的新能源消纳能力。一般应计算目标时段内预计新能源最大装 机容量、最大可能性装机容量和最小装机容量三种情况。当新能源装机容量变化较大时，应增加装机容 量的敏感性分析案例 9.2.2新能源发电资源量受长期气候特征的影响，应综合历年资源总量变化情况，分析计算在不同新 能源资源量及理论发电能力下的新能源消纳能力。一般应计算资源量偏丰、资源量平均和资源量偏枯三 种情况。 9.2.3新能源出力时间序列具有随机性，应综合考虑新能源历史出力的波动特性、日特性等指标，开 展多个新能源出力时间序列下的消纳能力计算。一般应计算新能源出力时间序列敏感性分析案例，案例 个数不小干50个

量的影响，应计算不同新能源并网容量下的新能源消纳能力。一般应计算目标时段内预计新能源最大装 机容量、最大可能性装机容量和最小装机容量三种情况。当新能源装机容量变化较大时，应增加装机容 量的敏感性分析案例

量的影响，应计算不同新能源并网容量下的新能源消纳能力。一般应计算目标时段内预计新能源最大装 机容量、最大可能性装机容量和最小装机容量三种情况。当新能源装机容量变化较大时，应增加装机容 量的敏感性分析案例 9.2.2新能源发电资源量受长期气候特征的影响，应综合历年资源总量变化情况，分析计算在不同新 能源资源量及理论发电能力下的新能源消纳能力。一般应计算资源量偏丰、资源量平均和资源量偏枯三 种情况。 9.2.3新能源出力时间序列具有随机性，应综合考虑新能源历史出力的波动特性、日特性等指标，开 展多个新能源出力时间序列下的消纳能力计算。一般应计算新能源出力时间序列敏感性分析案例，案例 个数不少于50个。 9.2.4水电发电情况受气象因素影响，应结合中长期水文预报结果，计算在不同来水条件下的水电发 电量。一般应计算来水偏丰、平水和偏枯三种情况。 9.2.5电力系统负荷和全社会用电量受国民经济的影响，应依据不同的负荷预测水平，分析计算在不 同负荷水平和负荷特性下的电力系统新能源消纳能力。一般应计算高、中、低三种负荷预测水平。高、 中、低三种负荷水平的确定应根据历年负荷变化情况及经济发展趋势确定。 9.2.6旋转备用容量是制约以火电为主的电力系统新能源消纳能力的主要因素，应计算分析不同旋转 备用容量下的新能源消纳能力。一般应计算旋转备用容量按DL755要求配置、按最大负荷一定百分比 配置、按长期运行经验配置等多种情况， 9.2.7各聚合电网间传输受阻断面限额是电网结构原因制约新能源消纳能力的主要因素，应依据目标 电网建设规划以及安全稳定控制手段等多种情况，计算分析不同传输受阻断面限额下的电力系统消纳新

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A.1.1电网计算分区

附录A （资料性附录） 新能源消纳能力计算收资清单

电网分区形式见表A.1。其中，分区1、分区2、分区3为受断面外送能力限制而导致的新能源受阻 区，主分区为待计算电网除各受阻地区外的其他地区。若待计算电网没有因断面输送能力导致的新能 出力受阻，则无需分区。

断面限额收资数据见表A.2。

A.1.3全网备用容量

备用容量收资数据见表A.3。

供暖期收资数据见表A.4。

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固定省间联络线计划模式收资数据见表A.5。 为15min一点的序列值，受入为正、送出为负。可根据实际情况增加或删减省间联络线数量

A.1.5.2优化省间联络线模式

表A.5固定省间联络线计划序列

优化省间联络线模式收资数据见表A.6。对于优化省间联络线模式，省间联络线为计算时段遂月的 约束电量和联络线出力的上、下限，联络线受入为正、送出为负。各聚合电网内对外省间联络线应合并 为一条。可根据实际情况增加或删减省间联络线数量。

省间联络线电量及出力约

负荷收资数据见表A.7

负荷收资数据见表A.7

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A.2.1新能源归一化数据

新能源归一化数据分为风电归一化数据和太阳能发电归一化数据，为对应时刻理论出力（考虑限 还原）与装机容量的比值，收资数据见表A.8。

表A.8新能源归一化数据

A.2.2新能源逐月并网容量

新能源逐月并网容量分为新能源出力特 和计算时段新能源逐月并网容量，分 别见表A.9和表A.10。其中，新能源出力特性曲线对应的并网容量用于计算风电、太阳能发电归一化序 列，计算时段新能源逐月并网容量用于新能源消纳能力计算

表A.9新能源出力特性曲线对应新能源逐月并网容量

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表A.10计算时段新能源逐月并网容量

地区 填报信息 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月12月 全网 风电 太阳能发电 主分区 风电 太阳能发电 分区1 风电 太阳能发电 分区2 风电 太阳能发电 分区3 风电 太阳能发电

火电机组收资数据见表A.

表A.11火电机组信息

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表A.14抽水蓄能电站信息

分布式发电典型出力收资数据见表A.15。

分布式发电典型出力收资数据见表A.15。

表A.15分布式发电典型出力

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B.1火电机组模型说明

B.1.1凝汽式火电机组

B.1.2背压式火电机组

背压式火电机组工作特性如式(B.1)和图B.2所示。 P,= Hi.C,

1和图比 P.,=H 式中： P，—机组在t时刻的电出力： Hi，——机组在t时刻的热出力； 一机组电力出力与热出力的比值。

附录B （资料性附录） 新能源消纳能力计算机组模型说明

图B.1凝汽式机组的电和热出力关系曲线

B.1.3抽汽式火电机组

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图B.2背压式机组电与热出力关系曲线

抽汽式火电机组工作特性如式B.2和图B.3所示。其中当热出力固定时，机组电力出力可以在一定 范围内。

B.2水电机组模型说明

图B.3抽汽式机组的电与热出力关系曲线

水电厂分为不具备调 车行与水资 密切相关。径流式水电厂发电功率 承担电力系统日负荷曲线的基本部

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式中： P一一径流式水电机组在时刻出力； S一一径流式水电机组的装机容量； FLH一一水电机组满负荷运行小时数； P一一输入的径流式水电机组在刻的变化出力数据。 具备调节水库的可调节水电厂没有最低出力限制，但是水库的来水量和水库的容量是限制水库式电 厂出力的因素，如式B.4所示。

式中： W, 一一水库初始可发电量； Wa 一一流入的可发电量： WsI 一—下一周期水库初始可发电量： Wmin 一一水库的最低可发电量： Wma 一水库的最大可发电量。

储能装置分为电储能和热储能，工作特性如图B.4和式B.5B.7所示。式B.5表达储能装置在+1时 刻的储能水平等于时刻储能装置的储能水平与时刻储能装置的负荷功率的和减去时刻储能装置的发 电功率/循环损耗；其中Lo为储能装置循环损耗率。式B.6表示t时刻储能装置的储能水平Sieel小于等 于储能装置的总容量Ssto；式B.7表示t时刻储能装置的负荷功率Psfolod小于等于储能装置的负荷容 量S

o/L Sleel ≤Sto VielelecroiteT Psioload ≤Sh VielalecsniteT

储能装置和热储能装置特

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新能源消纳能力计算导则

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狮制月京 编制主要原则· 与其他标准的关系· 主要工作过程 标准结构和内容. 6条文说明.

编制主要原则…. 与其他标准的关系· 主要工作过程. 标准结构和内容 6条文说明

GB29540-2013标准下载Q/GDW116282016

本标准依据国家电网公司《关于下达2016年度公司第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网 科（2015）1240号）的要求编写。 由于风能、太阳能资源具有波动性和间歇性，且我国电源结构以不灵活启停的燃煤火电机组为主 新能源集中接入的“三北”地区局部电网结构相对薄弱，2010年以来新能源消纳问题逐年突出，弃风 弃光问题成为新能源并网领域的焦点问题。在国调中心的牵头组织下，2014年以来开展了多次“三北 地区省级电网的新能源消纳能力计算，实现了对新能源消纳能力的预估，但目前缺乏相关标准对新能源 消纳能力计算进行规范。为加强对新能源消纳能力计算的相关要求，进一步规范新能源消纳能力计算的 工作流程，提高计算结果的准确性，制定本标准。

本标准在编制的过程中遵循了以下原则： a）系统性原则：本标准的编制严格遵守现有的相关法律、条例、标准，以标准化为引领，服务公 司科学发展； b）先进性原则：本标准充分吸收借鉴国内外相关领域应用的前沿技术、先进标准； 成熟性原则：本标准按照国家电网公司对新能源优先调度管理的各项要求，充分考虑火电机 组、水电机组及其他电源运行特性等各方面因素，规范新能源消纳能力计算相关要求； 适用性原则：本标准内容具有一定的可操作性，便于理解、引用和实施。能较好适应新能源消 纳能力分析的需要。

本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权问题。 本标准主要参考文件如下： 国家电网调（2012）1938号 国家电网公司关于印发风电优先调度工作规范的通知 调水（2014）111号国调中心关于开展新能源优先调度自评价工作的通知

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本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章共设5章，由基础条件、计算模型、电网运行方式、计算步骤和结果分析组成。第5 章规定了新能源消纳能力计算涉及数据类型及数据格式处理的要求JGJ／T 129-2012 既有居住建筑节能改造技术规程(完整正版、清晰无水印).pdf，第6章～第7章规定了新能源消纳 能力计算方法以及计算中考虑到的电网运行约束条件，第8章～第9章规定了新能源消纳能力计算的步 骤及结果分析要求。

本标准第5章中，一般省级电网中涉及的电源以及电力线路数量较大，各类电源及电力线路的类型 也是多种多样，搭建详细的电网模型用于分析计算新能源消纳能力工作量较大。为优化新能源消纳能 力计算，提高计算速度，规定了电网聚合模型的构建原则，明确了收资数据的类型及处理方法 本标准第6章中，为落实《中华人民共和国可再生能源法》的相关要求，规定以新能源消纳最大为 十算目标，电网有接纳空间时优先接纳新能源电量，新能源限电时常规机组出力应降低到最小技术出 力水平。有调节能力水电运行考虑汛期、农灌期、防凌期等因素影响；火电供热机组应考虑保证供暖 的基本需求 本标准第7章中，提出并明确了电网、电源、负荷特性要求的运行方案，受各地区间电网运行差异 性的影响，指出电力系统新能源消 运行方式计算的要求