Q-GDW 12194-2021 电力系统配置储能分析计算导则

ICS29.240Q/GDWQ/GDW12194‛2021Guidelinesonanalysisandcalculationofenergystorageconfigurationforpower2022-01-24发布国家电网有限公司发布IQ/GDW12194—2021 II 12规范性引用文件 13术语和定义 14总则 25数据准备 26储能功率和能量分析计算 27安全稳定支撑能力评估 58经济性分析评价 5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 7附录C（资料性附录）储能纳入机组组合的分析计算 9编制说明 Q/GDW12194—2021随着新能源大规模持续发展和储能技术不断进步，储能设施在提升电力系统调峰、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。1Q/GDW12194—2021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、储能功率和能量分析计算方法、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。2规范性引用文件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3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1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统的技术和装备。3.2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，一般以kWh、MWh表示。3.3储能系统额定功率ratedpowerofenergystoragesystem储能功率在设计运行工况下，储能系统可安全持续稳定输入或输出的最大功率，一般以kW或MW表示。3.4新能源场站可用发电功率availablepowerofrenewableenergyplant新能源场站仅计算站内/场内受阻的输出功率。2Q/GDW12194—20214总则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，并应考虑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数据准备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储能功率和能量分析计算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迭代计算。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）。3Q/GDW12194—2021（1）式中：P(t)—t时刻的常规电源调节范围上限；K—系统中常规机组总数量；Pk—第k台常规机组的最大技术出力；gmaxU(t)—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)—t时刻的常规电源调节范围下限；Pgkmin—第k台常规机组的最小技术出力。6.4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。(t(it()t)rl(t))i式中：P(t)—t时刻的新能源受阻功率；P(t)—t时刻的新能源可用发电功率；P(t)—t时刻的常规电源调节范围下限；P(t)—t时刻的用电负荷；P(t)—t时刻的联络线交换功率，送出为正。P(t)—t时刻的负荷限电功率；P(t)—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6.5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；4Q/GDW12194—2021c)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。（3）式中：P(t)—t时刻修正后的常规电源调节范围上限；P(t)—t时刻常规电源调节范围上限；λ(t)—储能等效置换常规机组的容量与储能功率的比值；(t)—储能功率；Pde(t)—t时刻修正后的常规电源调节范围下限；P(t)—t时刻常规电源调节范围下限；α—常规机组最小技术出力与额定容量的比值。6.9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（4）。式中：(t)—t时刻储能纳入电力电量平衡后的新能源受阻功率；P(t)—t时刻的新能源可用发电功率；Pde(t)—t时刻修正后的常规电源调节范围下限；P(t)—t时刻的用电负荷；P(t)—t时刻的联络线交换功率，送出为正；P(t)—t时刻储能纳入电力电量平衡后的负荷限电功率；P(t)—t时刻修正后的常规电源调节范围上限。6.10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（5）。d式中：(t)—t时刻系统允许储能放电的最大功率；P(t)—t时刻的用电负荷；P(t)—t时刻的联络线交换功率，送出为正；P(t)—t时刻的新能源可用发电功率；Pde(t)—t时刻修正后的常规电源调节范围下限；5Q/GDW12194—2021Psc(t)—t时刻系统允许储能充电的最大功率；P(t)—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EES0，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稳定的能力评估。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。8经济性分析评价8.1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8.3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。6Q/GDW12194—2021（规范性附录）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7Q/GDW12194—2021（资料性附录）数据要求B.1时序数据时序数据表参见表B.1。表B.1时序数据B.2非时序数据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。表B.2火电机组性能参数表量组最大技术出力小技术出8Q/GDW12194—2021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系统中已建储能装机数据表参见表B.5。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9Q/GDW12194—2021（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，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λ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）。（C.1）式中：P(t)—t时刻修正后的常规电源调节范围上限；P(t)—t时刻常规电源调节范围上限；λ(t)—储能等效置换常规机组的容量与储能功率的比值；(t)—储能功率；Pde(t)—t时刻修正后的常规电源调节范围下限；P(t)—t时刻常规电源调节范围下限；α—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Q/GDW12194—2021电力系统配置储能分析计算导则Q/GDW12194—20211编制背景 92编制主要原则 3与其他标准文件的关系 4主要工作过程 5标准结构和内容 6条文说明 Q/GDW12194—20211编制背景本标准依据《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网科〔2020〕21号）的要求编写。随着新能源装机不断增加，电网格局与电源结构发生重大改变。提升新能源利用指标和保障系统安全稳定两方面均对系统的调节能力提出了更高的要求。新版的《电力系统安全稳定导则》和《电力系统技术导则》也对储能提升电源调节能力的应用有了明确描述。另一方面，储能技术近年来快速发展，在电力系统各环节都得到广泛应用。目前在电力系统的储能配置计算分析方面，均为针对特定场景下的分析计算，而从储能的功能定位和发挥的作用来看，不同场景下，功能有重合，同时配置面向的区域越大，储能越能发挥多重功能，利用率越高，整体对储能配置的需求比例会显著降低。因此若按照不同场景进行配置，会造成配置规模冗余，利用率低，经济性差。更为合理的应为从系统角度全局考虑储能的配置需求，而目前还没有形成统一的标准和指导原则，导致储能的配置规模难以评估，制约了储能在电力系统的应用和发展。为使电力系统的储能配置计算分析工作合理化、规范化，制定本标准。2编制主要原则本标准主要根据以下原则编制：a)体现储能技术在电力系统的应用和发展现状，同时兼具一定的前瞻性；b)以电网安全稳定运行和新能源发展要求为原则，充分发挥储能的积极作用，为电力系统配置储能分析计算提供规范性支撑。3与其他标准文件的关系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。本标准所指的储能涵盖电化学、物理、电磁等类型，是对GB38755（电力系统安全稳定导则）和GB38969（电力系统技术导则）中涉及储能应用的内容的延伸和落实。本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。4主要工作过程2020年3月20日～3月25日，编写组集中工作，形成标准大纲。2020年4月1日，组织系统内部专家召开了标准大纲讨论会，完善了标准框架及编写重点。2020年4月15日，组织系统内部专家召开了初稿内部讨论会，形成标准初稿。2020年4月28日，召开标准初稿审查会，对标准初稿提出修改意见并提出编写重点。2020年5月26日，根据初稿审查会意见完成标准修改，召开编制组内部协调讨论会，针对标准修改情况进行讨论。2020年6月18日，根据内部讨论意见完善标准，形成征求意见稿。2020年7月2～10日，组织编制组集中工作，讨论修改标准征求意见稿。2020年9月2日，组织系统内部专家召开征求意见稿审查会，针对征求意见稿编写情况进行讨论并提出修改意见。2020年9月3日，修改完成征求意见稿；2020年10月20日，完成征求意见稿挂网程序，并将征求意见函发给相关单位征求意见；2020年11月21日，公司运行与控制技术标准专业工作组组织召开了标准审查会，审查结论为：Q/GDW12194—2021审查组经过协商一致，同意修改后报批。2020年11月30日，修改形成标准报批稿。5标准结构和内容本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管〔2018〕222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5章，由总则、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、经济性分析评价组成。总则规定了电力系统配置储能的原则、分析计算应覆盖的场景和流程。数据准备部分规定了电力系统配置储能分析计算所需要的数据及具体要求。储能功率和能量分析计算部分规定储能功率和能量分析计算的流程，分别规定储能功率初值计算、新能源受阻和负荷限电功率分析计算、系统允许的充放电