标准规范下载简介
Q／GDW 12194-2021 电力系统配置储能分析计算导则.pdfICS 29. 240
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GB 50127-2020 架空索道工程技术标准.pdfinesonanalysisandcalculationofenergystorageconfigurationforpower system
前言 范围 规范性引用文件 术语和定义 总则， 数据准备 储能功率和能量分析计算 安全稳定支撑能力评估， 8经济性分析评价 附录A（规范性附录） 计算流程图 ..6 附录B（资料性附录） 数据要求. 附录C（资料性附录） 储能纳入机组组合的分析计算。 编制说明.
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随着新能源大规模持续发展和储能技术不 全提升电力系统调峰、调频能力和保障 电网安全经济运行方面的作用逐步显现。为规范电力系统配置储能分析计算工作，制定本标准。 本标准由国家电网有限公司国家电力调度控制中心提出并解释。 本标准由国家电网有限公司科技部归口。 本标准起草单位：中国电力科学研究院有限公司、国网山西省电力公司、国网新疆电力有限公司 国网宁夏电力有限公司、国网江苏省电力有限公司、国网甘肃省电力公司、国网山东省电力公司。 本标准主要起草人：董昱、裴哲义、董存、范高锋、于若英、梁志峰、赵俊屹、李渝、吴福保、耿 天翔、刘纯、杨超颖、陈宁、郝雨辰、张柏林、王湘艳、赵亮、王越、朱凌志、赵军、雷震、马天东、 张锋、桑丙玉、印欣。 本标准首次发布。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网有限公司科技部，
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电力系统配置储能分析计算导则
本标准规定了电力系统需要配置的储能功率及储能能量分析计算的基本原则、数据准备、储能 能量分析计算方法、安全稳定支撑能力评估和经济性分析评价内容。 本标准适用于电力系统中纳入统一调度控制的储能系统配置分析计算
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则 GB38755电力系统安全稳定导则 GB38969电力系统技术导则 Q/GDW11628新能源消纳能力计算导则
下列术语和定义适用于本文件。
电力系统储能energystorageofpowersystem 把电力系统的电能转换成其他形式的能量储存起来，在需要时再转换成电能输入电力系 装备。
储能系统额定能量ratedenergycapacityofenergystoragesystem 储能能量 储能系统从设计允许的最大储电能量持续放电至最小储电能量，释放的电能总量，一般 表示。
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4.1电力系统配置储能应在满足安全技术条件的前提下，遵循“按需配置、就近部署”的原则。 4.2电力系统配置储能分析计算应结合电力系统网架结构、电源构成及负荷特性，应充分考虑系统中 新能源规模占比及资源特性，计算案例应能覆盖典型场景。 4.3根据计算分析的目的和要求、电网断面输电受限情况，应按照Q/GDW11628对目标电网结构进行 分区简化和处理。 4.4电力系统配置储能的功率和能量应同时考虑系统可靠供电和新能源消纳的实时电力平衡，并应考 患电网发展和储能容量逐年衰减的影响。储能容量衰减系数应考虑储能的类型和使用年限综合确定。 4.5电力系统配置储能分析计算包括数据准备、储能功率初值计算、储能功率和能量计算、安全稳定 支撑能力评估和经济性分析评价五个环节。具体流程见附录A和图A.1。 4.6储能功率和能量的计算结果应进行安全稳定支撑能力评估和经济性分析评价，得到电力系统储能 配置建议。
5.1电力系统配置储能分析计算所需数据应包括时序数据和非时序数据，参见附录B。时序数据应包 括新能源可用发电功率、典型运行方式下常规电源开机序列、水电发电功率、联络线交换功率、断面限 额、用电负荷等，参见表B.1；非时序数据应包括常规电源、已建储能等系统调节资源的性能参数及电 源并网容量规划数据，常规电源新能源参数参见表B.2和表B.3，电源并网容量规划数据参见表B.4， 系统中已建储能装机容量和储能容量衰减系数参见表B.5和B.6。 5.2时序数据应由近3至5年的历史数据分析得到，数据长度不应小于一个连续完整年，时间分辨率 宜采用1小时。 5.3计算水平年的新能源可用发电功率数据应由非限电情况下历史可用发电功率数据或限电记录还原 的数据分析得到，能够反映当地新能源出力变化特性。 5.4典型运行方式下常规电源开机序列应在满足系统安全稳定运行技术要求的前提下，根据负荷需求、 新能源预测准确性等因素综合确定。常规机组的最大和最小技术出力应根据机组性能、季节特性确定。 新能源可用发电功率应纳入电力平衡，纳入平衡的比例应根据新能源预测准确性、新能源发展规模、地 理分布、资源特点确定。 5.5水电发电功率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。 5.6联络线交换功率数据应考虑联络线投运计划及运行模式确定。 5.7计算水平年的用电负荷数据应涵盖典型负荷预测水平，典型负荷预测水平应根据历史年负荷变化 情况及经济发展趋势确定。
6.1储能功率和能量分析计算包括储能功率初值分析计算、新能源受阻和负荷限电功率分析计算、系 统允许的充放电功率计算、满足新能源消纳和负荷平衡需求的储能能量选代计算。 6.2储能功率初值分析计算包括常规电源调节范围计算、新能源受阻功率计算、负荷限电功率计算， 得到同时满足新能源消纳和负荷需求的储能功率初值。 6.3常规电源调节范围应由常规机组开机序列及其调节能力上下限计算得到，所有开机机组最大技术 出力之和为调节范围上限，最小技术出力之和为调节范围下限，见式（1）
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式中： P(t）一t时刻的常规电源调节范围上限； K一系统中常规机组总数量； Pmx一第k台常规机组的最大技术出力； U（t)一第k台常规机组t时刻的开机状态，开机为1，停机为0； P(t）一t时刻的常规电源调节范围下限； P一第k台常规机组的最小技术出力。 5.4新能源受阻功率为新能源可用发电功率与常规电源调节范围下限相加后减去负荷和联络线交换功 率；负荷限电功率为负荷和联络线交换功率相加后减去新能源可用发电功率与常规电源调节范围上限， 见式（2）和图1。
P（t）一t时刻的新能源受阻功率； P(t）一t时刻的新能源可用发电功率； P(t）一t时刻的常规电源调节范围下限； P()一t时刻的用电负荷 P(t)一t时刻的联络线交换功率，送出为正。 Ps(t)一t时刻的负荷限电功率； P.(t)一t时刻的常规电源调节范围上限
图1新能源受阻和负荷限电计算分析示意图
5新能源受阻情况下，根据新能源消纳要求计算储能的功率初值。储能功率初值计算步骤： a）筛选新能源受阻时段和受阻功率； b）计算满足新能源消纳要求的受阻电量：
新能源受阻情况下 新能源消纳要求 a）筛选新能源受阻时段和受阻功率； b）计算满足新能源消纳要求的受阻电量：
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c）根据新能源最大受阻功率，按一定步长（根据各省实际情况确定）选择功率，得到功率序列； d）对功率序列中的每个值，逐个计算受阻功率大于等于该功率的累积电量； e）选择累积电量与b）中要求值相等时所对应的功率，该功率为配置的储能功率初值 6.6负荷限电情况下，配置储能的功率应不低于负荷限电功率最大值。 6.7同时存在新能源受阻和负荷限电时，应比较新能源受阻功率和负荷限电功率，选择同时满足二者 要求的功率作为储能功率初值。 6.8应结合储能类型及特性，将储能的充放电功率纳入全网电力电量平衡。在确保安全、供热等条件 下，将稳定可靠的储能功率纳入机组组合，具体纳入比例应根据系统运行情况确定，计算示例参见附录 C。优化后的常规电源调节范围计算见式（3）和图C.1。
中： Ps（t）一t时刻修正后的常规电源调节范围上限； P（t）一t时刻常规电源调节范围上限； 入(t）一储能等效置换常规机组的容量与储能功率的比值； Pes(t)一储能功率； Pa（t）一t时刻修正后的常规电源调节范围下限； P(t）一t时刻常规电源调节范围下限； 一常规机组最小技术出力与额定容量的比值， 5.9根据储能纳入电力电量平衡后的常规电源调节范围计算新能源受阻功率和负荷限电功率，见式
式中： Pm(）一t时刻储能纳入电力电量平衡后的新能源受阻功率； Pe(t）一t时刻的新能源可用发电功率； P（t）一t时刻修正后的常规电源调节范围下限； P(t)一t时刻的用电负荷； P(t）一t时刻的联络线交换功率，送出为正； Pice(t）一t时刻储能纳入电力电量平衡后的负荷限电功率； P（t）一t时刻修正后的常规电源调节范围上限。 .10根据未发生新能源受阻和负荷受限时段的常规电源调节范围计算系统允许储能充放电功率，见式
式中： Pa(t)一t时刻系统允许储能放电的最大功率： P(t）一t时刻的用电负荷； P(t) 一t时刻的联络线交换功率，送出为正； Pe(t)一t时刻的新能源可用发电功率； P.()一t时刻修正后的常规电源调节范围下
式中： Psa(t)一t时刻系统允许储能放电的最大功率； P(t）一t时刻的用电负荷； P(t) 一t时刻的联络线交换功率，送出为正； Pe(t)一t时刻的新能源可用发电功率； P.（)一t时刻修正后的常规电源调节范围下限
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Pc（t)一t时刻系统允许储能充电的最大功率； Pe（）一t时刻修正后的常规电源调节范围上限。 6.11 根据新能源利用指标要求计算储能的能量，计算步骤包括： a 选择储能能量初值E，可为单次新能源受阻电量和单次负荷限电电量中的最大值； b 逐时段计算储能的充、放电功率。储能的充放电功率应由储能的荷电状态、储能功率、新能源 受阻功率、负荷受限功率及系统允许储能充放电功率综合确定； C 计算配置储能后的新能源受阻电量和新能源利用指标； d 判断新能源利用指标是否满足要求。新能源利用指标小于目标时，增加储能能量；新能源利用 指标大于目标时，减少储能能量，直至满足新能源利用指标目标 e）判断平抑的负荷限电电量是否满足平衡要求，不满足时，增加储能能量，直至满足平衡要求。 6.12根据系统安全约束和新能源利用指标要求，按一定步长，调整储能功率。按照6.11的计算步骤 滚动计算不同储能功率又 率和能量的配置组合
Pc（t)一t时刻系统允许储能充电的最大功率； Pe（）一t时刻修正后的常规电源调节范围上限。 5.11 根据新能源利用指标要求计算储能的能量，计算步骤包括： a） 选择储能能量初值E，可为单次新能源受阻电量和单次负荷限电电量中的最大值； b 逐时段计算储能的充、放电功率。储能的充放电功率应由储能的荷电状态、储能功率、新能源 受阻功率、负荷受限功率及系统允许储能充放电功率综合确定； C 计算配置储能后的新能源受阻电量和新能源利用指标； d 判断新能源利用指标是否满足要求。新能源利用指标小于目标时，增加储能能量；新能源利用 指标大于目标时，减少储能能量，直至满足新能源利用指标目标 e 判断平抑的负荷限电电量是否满足平衡要求，不满足时，增加储能能量，直至满足平衡要求。 5.12根据系统安全约束和新能源利用指标要求，按一定步长，调整储能功率。按照6.11的计算步骤 滚动计算不同储能功率对应的储能能量 得到储能功率和能量的配置组合。
7安全稳定支撑能力评估
7.1根据电网实际情况合理布置储能位置，按GB38755和GB/T26399的要求开展储能支撑系统安全 急定的能力评估， 7.2根据配置的储能功率和能量及储能运行控制策略，开展储能对系统频率稳定性支撑作用评价。 7.3针对电网电压稳定薄弱环节，开展储能对系统电压支撑作用量化分析。 7.4开展储能参与系统安全稳定控制，代替切泵、精准切负荷等措施的评估分析，
3.1储能配置方案的经济性分析评价目的是为配置决策、方案优选及运行调用提供经济性建议。 8.2考虑电力系统运行的整体效益，开展储能对电力供应成本、发电投资成本、输配电投资成本等影 响分析。 3.3综合考虑储能投资建设及运维成本、储能容量衰减、服务年限、政策及市场机制等，开展储能利 用小时数、储能收益、回收年限等指标评价分析。 8.4在确保满足电力系统应用需求条件下，按经济性分析评价结果进行配置方案排序
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附 (规 计算 电力系统配置储能分析计算流程见图A.1
图A.1电力系统配置储能分析计算流程图
时序数据表参见表B.1。
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B. 2. 1常规电源性能参数
火电机组性能参数表参见表B.2。
火电机组性能参数表参见表B.2。
表B.2火电机组性能参数表
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水电机组性能参数表参见表B.3。
表B.3水电机组性能参数表
B.2.2电源并网容量规划数据
电源并网容量规划数据表参见表B.4
表B.4电源并网容量规划数据表
B.2.3系统中已建储能装机数据
建储能装机数据表参见表
表B.5系统中已建储能装机数据
储能容量衰减系数表参见表B.6。
表B.6储能容量衰减系数
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附录C （资料性附录） 储能纳入机组组合的分析计算
假设系统常规电源开机容量为2000MW雨水泵站施工组织设计方案，常规机组最小技术出力与额定容量的比值α为50%，那么 原系统常规电源调节范围上限为2000MW，下限为1000MW。当配置500MW储能时，在确保安全、供热等 条件下，考虑非供热期将储能功率的40%纳入机组组合，即元取值为40%，那么优化后的电源调节范围 上下限计算参见式（C.1）。
Pue（t）一t时刻修正后的常规电源调节范围上限； P(t）一t时刻常规电源调节范围上限； (t）一储能等效置换常规机组的容量与储能功率的比值； Pes(t)一储能功率： Pa（t）一t时刻修正后的常规电源调节范围下限； P(t）一t时刻常规电源调节范围下限； 一常规机组最小技术出力与额定容量的比值， 储能纳入机组组合前后的电源调节范围示意图参见图C.1。
图C.1储能纳入机组组合前后的电源调节范围示意图
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农转居公寓项目工程人货升降机专项施工方案电力系统配置储能分析计算导则
Q/GDW12194—2021目次编制背景.....92编制主要原则...123与其他标准文件的关系.12主要工作过程...125标准结构和内容....136条文说明.......1311