Q／GDW 12194-2021  电力系统配置储能分析计算导则

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：

矿产标准Q/GDW 121942021

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

Q/GDW 12194202

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

Q/GDW 121942021

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。

Q/GDW 121942021

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

Q/GDW 121942021

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

Q/GDW 121942021

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，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

Q/GDW 121942021

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

Q/GDW 121942021

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产泛应用。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 所计算，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， 诸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，会造成配置规模穴余，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，

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广场标准规范范本，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GB 38969（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

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210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6日，完成送审稿。 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：

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210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6日，完成送审稿。 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：

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。

Q/GDW 121942021

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章电梯标准规范范本，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 允许的充放电功率计算和储能能量分析计算的具体计算方法。安全稳定支撑能力评估部分规定了对储能 率和能量分析计算结果开展安全稳定校核的内容和依据。经济性分析评价部分规定了根据经济性选取 储能配置方案的原则和依据。

本标准第1章中，标准侧重于系统的配置需求分析，可以涵盖所有的储能类型，对于储能的类型不 进行具体规定和讨论，依据各种储能技术的特点具体分析，不是本标准要重点讨论的问题。对于系统中 已经建设完成的储能项目，作为分析边界，进一步计算得到需要新增配置的储能功率和能量。 本标准第1章中，考虑到目前低电压等级的配网中，储能的配置取决于用户自身意愿和需求，因此 本条款仅针对可纳入调度控制的公共储能系统的配置分析。 本标准第6章中，第6.3条，根据电力电量平衡关系分析新能源受阻功率和负荷限电功率，图1 所示为发生新能源受阻和负荷限电的示意图，各省实际计算时可参考新能源优先调度评价系统中的数 据。第6.6条，若新能源受阻与负荷限电情况都发生在同一个计算周期中，则对两种情况进行分别分析 最终计算得到配置储能的功率初值。第6.8条，考虑储能的开机方式优化，根据新能源受阻和负荷限电 两种情况分别考虑。当发生新能源受阻时，考虑储能等效置换常规机组的能力，在保证系统运行安全的 前提下，减少一部分电源开机，既可减少电源最小技未出力，为新能源提供更大的消纳空间，也可减少 因调峰机组短时启停产生的昂贵费用。储能置换常规机组的比例，可由各省调度机构，根据负荷特性和 省内机组性能，综合确定。第6.11条，计算配置储能后的新能源受阻电量和平抑的负荷限电电量，目 的是根据计算结果判断新能源利用指标和电量需求是否满足要求，得到储能功率不同时对应的最优储能 能量。 本标准第7章中，开展安全稳定支撑能力评估，首先对前序步骤得到的储能进行分配，按照各省实 际情况，在新能源场站、负荷中心、枢纽变电站等位置进行储能布点，在此基础上开展定量分析评估。 主要系统的频率、电压和紧急故障情况下的功率支撑三方面分析储能对系统的改善和提升作用