2023含高比例新能源的電源規(guī)劃

T/CSEEPAGE1PAGE16含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估導(dǎo)則含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估導(dǎo)則PAGE17目次前言 31范圍 42規(guī)范性引用文件 43術(shù)語和定義 44總則 65元件停運模型 66廠（場）站可靠性模型 67含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估方法 88評估報告編制要求 10附錄A（資料性）指標體系 11附錄B（資料性）各類廠（場）站可靠性模型 13附錄C（資料性）系統(tǒng)狀態(tài)分析模型 19附錄D（資料性）評估算例 20

含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估導(dǎo)則范圍本文件規(guī)定了含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估的元件模型、廠（場）站模型、評估方法及評估報告編制要求。本文件適用于含風(fēng)光水火儲的省級及以上電力系統(tǒng)電源規(guī)劃方案可靠性評估，其他規(guī)模電力系統(tǒng)可參照執(zhí)行。規(guī)范性引用文件下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應(yīng)的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T7826系統(tǒng)可靠性分析技術(shù)失效模式和影響分析（FME4）程序GB/T19963.1風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定第一部分：陸上風(fēng)電GB/T19964光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定GB/T31464電網(wǎng)運行準則GB/T40103太陽能熱發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定GB/T40582水電站基本術(shù)語DL/T861電力可靠性基本名詞術(shù)語術(shù)語和定義GB/T7826、GB/T19963.1、GB/T19964、GB/T31464、GB/T40103、GB/T40582、DL/T861中確定的，以及下列術(shù)語和定義適用于本文件?？煽啃詒eliability元件或系統(tǒng)在規(guī)定的條件下和規(guī)定的時間區(qū)間內(nèi)能完成規(guī)定功能的能力?？煽啃栽u估reliabilityevaluation對系統(tǒng)或系統(tǒng)組成部分的可靠性所達到的水平進行分析和確認的過程。電源規(guī)劃可靠性評估reliabilityevaluationofgenerationcapacityplanning規(guī)劃系統(tǒng)中的全部電源（發(fā)電機組）按一定標準滿足電力系統(tǒng)負荷需求能力的評估?？煽啃阅Ｐ蛂eliabilitymodel預(yù)測、估計或評價元件或系統(tǒng)的可靠性所使用的數(shù)學(xué)模型。強迫停運forcedoutage不能延遲的或不能延遲超過規(guī)定時間區(qū)間的停運狀態(tài)。強迫停運率forcedoutagerate元件在單位時間內(nèi)強迫停運的次數(shù)。預(yù)安排停運scheduledoutage不會引起人身設(shè)備和資產(chǎn)損害風(fēng)險的、可延遲的、人為預(yù)先安排的停運。預(yù)安排停運率scheduledoutagerate元件在單位時間內(nèi)預(yù)安排停運的次數(shù)。修復(fù)率repairrate元件在單位時間內(nèi)因修復(fù)從停運狀態(tài)轉(zhuǎn)入正常狀態(tài)的次數(shù)，一般為平均修復(fù)時間的倒數(shù)。狀態(tài)空間模型statespacemodel應(yīng)用馬爾可夫隨機過程理論的狀態(tài)及狀態(tài)轉(zhuǎn)移關(guān)系建立的一種可靠性評估解析模型，又稱“馬爾可夫模型”。蒙特卡洛模型MonteCarlomodel用計算機產(chǎn)生隨機數(shù)對系統(tǒng)元件的失效事件隨機抽樣構(gòu)成系統(tǒng)失效事件集，并通過概率統(tǒng)計方法建立可靠性指標計算公式的一種電力系統(tǒng)可靠性評估模擬模型。一般分為序貫蒙特卡洛模擬和非序貫蒙特卡洛模擬。序貫蒙特卡洛模擬sequentialMonteCarlosimulation按照時間序列，在一個時間跨度上對元件和系統(tǒng)進行的模擬。缺電概率lossofloadprobability給定時間區(qū)間內(nèi)系統(tǒng)不能滿足負荷需求的概率。缺電頻率lossofloadfrequency一年內(nèi)系統(tǒng)不能滿足負荷需求的次數(shù)。缺電時間期望lossofloadexpectation一年內(nèi)系統(tǒng)不能滿足負荷需求的小時數(shù)的期望值。期望缺供電量expectedenergynotsupplied一年內(nèi)因發(fā)電容量短缺或電網(wǎng)約束造成負荷需求電量削減的期望數(shù)。系統(tǒng)-分systeminterruptionseverityindex表征發(fā)電系統(tǒng)在最大負荷時全系統(tǒng)停電的年累計時間，是對系統(tǒng)強迫停運嚴重程度的一種度量。一個系統(tǒng)-分相當于在系統(tǒng)峰荷時整個系統(tǒng)負荷停電一分鐘。新能源利用率accommodatingrateofrenewableenergy在一定新能源資源及并網(wǎng)容量、常規(guī)電源裝機、負荷水平條件下，一定周期內(nèi)電網(wǎng)利用的新能源發(fā)電量與新能源理論發(fā)電量的比值?？倓t在含高比例新能源的電源規(guī)劃過程中，應(yīng)考慮新能源出力波動性對系統(tǒng)可靠性的影響，對電源規(guī)劃方案進行可靠性評估，根據(jù)可靠性指標進行方案的比選和優(yōu)化，一般不考慮負荷的可調(diào)節(jié)性。含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估指標，應(yīng)包括缺電概率、缺電頻率、缺電時間期望、期望缺供電量、系統(tǒng)-分、新能源利用率等。計算公式可參見附錄A。含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估，可對待建方案進行評估，也可對已建系統(tǒng)進行評估。元件停運模型針對常規(guī)機組（含火電機組、水電機組、燃氣機組等）、儲能系統(tǒng)元件（含抽水蓄能機組、儲能電池模組等）等發(fā)電元件的強迫停運，應(yīng)建立元件的正常運行-強迫停運狀態(tài)空間模型。針對風(fēng)力發(fā)電機組、光伏發(fā)電單元等新能源發(fā)電元件，一般不考慮其強迫停運。元件的正常運行-強迫停運狀態(tài)空間模型包含正常運行狀態(tài)和強迫停運狀態(tài)，狀態(tài)之間的轉(zhuǎn)移關(guān)系如圖1所示。圖1正常運行-強迫停運狀態(tài)空間模型圖中：λ ——元件強迫停運率，單位為次每年(occ./year)；μ ——元件修復(fù)率，單位為次每年(occ./year)。若需考慮元件的預(yù)安排停運，可建立包含正常運行狀態(tài)、強迫停運狀態(tài)和預(yù)安排停運狀態(tài)的狀態(tài)空間模型。廠（場）站可靠性模型常規(guī)廠（場）站可靠性模型常規(guī)的火電廠、水電站、燃氣電站、核電站應(yīng)針對單臺機組（含火電機組、水電機組、燃氣機組等）建立正常運行-強迫停運狀態(tài)空間模型。常規(guī)機組的可靠性模型應(yīng)考慮機組正常啟停、強迫停運和機組出力上下限。常規(guī)機組可靠性模型可參見附錄B.1。常規(guī)機組的強迫停運率，宜使用常規(guī)機組歷史強迫停運的統(tǒng)計值計算得到。梯級水電在常規(guī)水電的基礎(chǔ)上，應(yīng)考慮各級徑流時序耦合關(guān)系對電站出力的影響，包括：上下級水庫水頭耦合關(guān)系；上下級水庫徑流量耦合關(guān)系；各級水庫始末庫容約束。梯級水電可靠性模型可參見附錄B.2。在枯水期水頭不足的情況下，應(yīng)考慮水電站受阻容量的影響。風(fēng)電場（群）可靠性模型風(fēng)電場的可靠性模型為風(fēng)電場理論出力時間序列，應(yīng)考慮風(fēng)資源波動對理論出力時間序列的影響，一般不考慮單臺機組的強迫停運狀態(tài)。風(fēng)電場的理論出力為考慮風(fēng)資源波動的最大發(fā)電能力，可通過歷史理論出力數(shù)據(jù)統(tǒng)計得到。在缺少歷史理論出力數(shù)據(jù)的情況下，可根據(jù)風(fēng)電場所在地的風(fēng)資源監(jiān)測數(shù)據(jù)計算得到。風(fēng)電場的理論出力應(yīng)為時間序列數(shù)據(jù)，時間分辨率宜為1小時。風(fēng)電場的理論出力，應(yīng)考慮風(fēng)資源變化的多種運行場景。運行場景應(yīng)包含極端天氣場景的風(fēng)電場理論出力。風(fēng)電場群的理論出力可由多個風(fēng)電場的理論出力疊加得到，應(yīng)考慮多個風(fēng)電場理論出力的相互影響。光伏電站（群）可靠性模型光伏電站的可靠性模型為光伏電站理論出力時間序列，應(yīng)考慮太陽輻射波動對理論出力的影響，一般不考慮光伏發(fā)電單元的強迫停運狀態(tài)。光伏電站的理論出力為考慮太陽輻射波動的最大發(fā)電能力，可通過歷史理論出力數(shù)據(jù)統(tǒng)計得到。在缺少歷史理論出力數(shù)據(jù)的情況下，可用光伏電站所在地的太陽輻射強度監(jiān)測數(shù)據(jù)計算得到。光伏電站的理論出力應(yīng)為時間序列數(shù)據(jù)，時間分辨率宜為1小時。光伏電站的理論出力，應(yīng)考慮太陽輻射強度變化的多種運行場景。運行場景應(yīng)包含極端天氣場景的光伏電站理論出力。光伏電站群的理論出力可由多個光伏電站的理論出力疊加得到，應(yīng)考慮多個光伏電站理論出力的相互影響。光熱電站可靠性模型光熱電站的可靠性模型為光熱電站理論出力時間序列，應(yīng)考慮太陽輻射強度對光熱電站出力的影響、光熱電站的蓄熱能力和光熱電站子系統(tǒng)的強迫停運。光熱電站的理論出力應(yīng)根據(jù)子系統(tǒng)強迫停運對光熱電站出力影響的邏輯關(guān)系、光熱電站子系統(tǒng)之間的能量流動關(guān)系以及太陽輻射強度與電站出力的能量轉(zhuǎn)換關(guān)系計算得到。光熱電站各個子系統(tǒng)的可靠性模型應(yīng)為正常運行-強迫停運狀態(tài)空間模型，則可以根據(jù)三個子系統(tǒng)的狀態(tài)及其串并聯(lián)關(guān)系和能流關(guān)系，確定光熱電站的運行狀態(tài)，如表1所示。表1光熱電站系統(tǒng)運行狀態(tài)判定表子系統(tǒng)類型運行狀態(tài)（0代表強迫停運，1代表正常運行）集熱子系統(tǒng)00001111換熱子系統(tǒng)00110011發(fā)電子系統(tǒng)01010101光熱電站狀態(tài)100023331注1：對于光熱電站狀態(tài)，0代表完全失效狀態(tài)（無法儲熱、放熱、發(fā)電）；1代表正常運行狀態(tài)（可儲熱、放熱、發(fā)電）；2代表部分功能失效狀態(tài)（只能放熱、發(fā)電）；3代表部分功能失效狀態(tài)（只能儲熱無法發(fā)電）。光熱電站的理論出力應(yīng)為時間序列數(shù)據(jù)，時間分辨率宜為1小時。光熱電站各子系統(tǒng)的強迫停運率，宜使用各子系統(tǒng)歷史強迫停運的統(tǒng)計值計算得到。考慮子系統(tǒng)強迫停運的光熱電站可靠性模型可參見附錄B.3。不考慮子系統(tǒng)強迫停運的光熱電站可靠性模型可參考光伏電站可靠性模型。在太陽輻射強度和蓄熱罐儲熱不足的情況下，應(yīng)考慮光熱電站受阻容量。儲能系統(tǒng)可靠性模型在含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估中，應(yīng)對發(fā)電側(cè)的儲能系統(tǒng)建立可靠性模型，包括抽水蓄能電站、電池儲能系統(tǒng)等。儲能系統(tǒng)的可靠性模型為儲能系統(tǒng)理論出力時間序列，應(yīng)考慮儲能容量、儲放能功率和儲能系統(tǒng)元件的強迫停運。儲能系統(tǒng)的理論出力應(yīng)為時間序列數(shù)據(jù)，時間分辨率宜為1小時。儲能系統(tǒng)元件的強迫停運率，宜使用歷史強迫停運的統(tǒng)計值計算得到。應(yīng)根據(jù)不同類型儲能系統(tǒng)的特性建立不同的可靠性模型。本文件給出考慮機組強迫停運的抽水蓄能電站可靠性模型（參見附錄B.4）和考慮儲能系統(tǒng)元件強迫停運的電池儲能系統(tǒng)可靠性模型（參見附錄B.5）作為參考。外送（受）通道可靠性模型在含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估中，可將外送（受）通道等效為等值負荷或等值常規(guī)機組。若需考慮外送（受）通道的強迫停運，可建立正常運行-強迫停運狀態(tài)空間模型。外送（受）通道的強迫停運率，宜使用外送（受）通道歷史強迫停運的統(tǒng)計值計算得到。含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估方法數(shù)據(jù)需求含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估所需數(shù)據(jù)主要包括：常規(guī)機組數(shù)據(jù)、梯級水電數(shù)據(jù)、風(fēng)電場站數(shù)據(jù)、光伏電站數(shù)據(jù)、光熱電站數(shù)據(jù)、儲能系統(tǒng)數(shù)據(jù)（抽水蓄能電站數(shù)據(jù)、電池儲能系統(tǒng)數(shù)據(jù)等）、外送（受）通道數(shù)據(jù)以及負荷數(shù)據(jù)。常規(guī)機組數(shù)據(jù)：每類機組臺數(shù)；機組額定功率；機組功率調(diào)節(jié)速率；機組最小技術(shù)出力；機組強迫停運率、預(yù)安排停運率、修復(fù)率。梯級水電數(shù)據(jù)：水庫梯級順序；水庫最大、最小庫容；水庫水頭和庫容大小的函數(shù)關(guān)系；機組出力與水頭、徑流量的函數(shù)關(guān)系；梯級水電歷史徑流量時間序列數(shù)據(jù)；水庫設(shè)計水頭。風(fēng)電場（群）數(shù)據(jù)：各個風(fēng)電場（群）裝機容量；各個風(fēng)電場（群）歷史理論出力時間序列數(shù)據(jù)；各個風(fēng)電場（群）歷史風(fēng)資源時間序列數(shù)據(jù)。光伏電站（群）數(shù)據(jù)：各個光伏電站（群）裝機容量；各個光伏電站（群）歷史理論出力時間序列數(shù)據(jù)；各個光伏電站（群）歷史太陽輻射強度時間序列數(shù)據(jù)。光熱電站數(shù)據(jù)：最大發(fā)電功率；最大儲、放熱功率；鏡場面積；光熱轉(zhuǎn)換效率、熱電轉(zhuǎn)換效率、儲放熱效率；各個光熱電站歷史太陽輻射強度時間序列數(shù)據(jù)；各個子系統(tǒng)的強迫停運率、預(yù)安排停運率、修復(fù)率。抽水蓄能電站數(shù)據(jù)：機組臺數(shù)；機組抽水、發(fā)電功率；電站最大、最小庫容限制；抽水、發(fā)電的水量/電量轉(zhuǎn)換系數(shù)；機組強迫停運率、預(yù)安排停運率、修復(fù)率。電池儲能系統(tǒng)數(shù)據(jù)：電池模組數(shù)量；電池模組最大充、放電功率；電池模組最大、最小儲電量；系統(tǒng)充、放電效率；儲能系統(tǒng)元件的強迫停運率、預(yù)安排停運率、修復(fù)率。外送（受）通道數(shù)據(jù)：系統(tǒng)外送（受）通道容量；系統(tǒng)歷史外送（受）通道功率時間序列數(shù)據(jù)。負荷所需數(shù)據(jù)：系統(tǒng)歷史負荷時間序列數(shù)據(jù)；系統(tǒng)歷史最大負荷。可靠性評估流程含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估通過蒙特卡洛模型模擬元件的強迫停運狀態(tài)，評估一定周期內(nèi)發(fā)電和負荷的匹配情況，得到系統(tǒng)可靠性指標。含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估應(yīng)包括以下流程：確定評估對象；數(shù)據(jù)的收集和整理；確定可靠性評估周期；模擬可靠性評估周期內(nèi)的系統(tǒng)運行狀態(tài)，宜使用序貫蒙特卡洛模擬；對所有系統(tǒng)運行狀態(tài)進行可靠性分析，計算系統(tǒng)可靠性指標；進行靈敏度分析；根據(jù)可靠性指標，給出系統(tǒng)可靠性總體評價；編制可靠性評估報告。系統(tǒng)狀態(tài)分析為考慮缺供負荷的多電源協(xié)調(diào)優(yōu)化運行，其模型可參見附錄C。在含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估中，可通過修改元件可靠性參數(shù)、新能源運行場景等，對電源規(guī)劃方案的可靠性評估結(jié)果進行靈敏度分析。評估報告編制要求前言包括評估的背景、對象、目的、流程及編制依據(jù)等。系統(tǒng)概況包括各電源規(guī)劃方案的發(fā)電系統(tǒng)組成、發(fā)電系統(tǒng)容量概況、負荷概況等。計算條件計算條件應(yīng)包括系統(tǒng)參數(shù)、計算模型和評估方法等。系統(tǒng)參數(shù)應(yīng)至少包含以下內(nèi)容：各類廠（場）站的裝機情況；各類廠（場）站內(nèi)元件參數(shù)；各類新能源廠（場）站歷史理論出力時間序列數(shù)據(jù)；外送（受）通道數(shù)據(jù)；負荷數(shù)據(jù)。指標及靈敏度分析應(yīng)列出各電源規(guī)劃方案的系統(tǒng)可靠性指標，及系統(tǒng)不可靠造成的預(yù)期經(jīng)濟損失，確認各方案是否滿足可靠性預(yù)期。應(yīng)結(jié)合指標分析結(jié)果，開展靈敏度分析，包括關(guān)鍵元件靈敏度分析和關(guān)鍵參數(shù)靈敏度分析。結(jié)論及建議給出各方案的系統(tǒng)可靠性總體評價，指出影響可靠性的主要因素和薄弱環(huán)節(jié)，提出優(yōu)選方案和需要采取的可靠性改善措施。

（資料性）

指標體系缺電概率lossofloadprobability給定時間區(qū)間內(nèi)系統(tǒng)不能滿足負荷需求的概率?；谛蜇灻商乜迥M的計算公式如下： (A.1)式中： ——系統(tǒng)缺電概率； ——系統(tǒng)處于狀態(tài)i的持續(xù)時間，單位為小時(h)； ——總模擬時間，單位為小時(h)； ——給定時間區(qū)間內(nèi)不能滿足負荷需求的系統(tǒng)狀態(tài)全集。缺電頻率lossofloadfrequency一年內(nèi)系統(tǒng)不能滿足負荷需求的次數(shù)?；谛蜇灻商乜迥M的計算公式如下： (A.2)式中： ——系統(tǒng)缺電頻率，單位為次每年(occ./year)； ——總模擬時間，單位為小時(h)； ——系統(tǒng)不能滿足負荷需求的狀態(tài)的次數(shù)（如果系統(tǒng)狀態(tài)序列中連續(xù)幾個系統(tǒng)狀態(tài)均不能滿足負荷需求，則將其視為一個狀態(tài)）。缺電時間期望lossofloadexpectation一年內(nèi)系統(tǒng)不能滿足負荷需求的小時數(shù)的期望值。基于序貫蒙特卡洛模擬的計算公式如下： (A.3)式中： ——系統(tǒng)缺電時間期望，單位為小時每年(h/year)； ——系統(tǒng)缺電概率。期望缺供電量expectedenergynotsupplied一年內(nèi)因發(fā)電容量短缺或電網(wǎng)約束造成負荷需求電量削減的期望數(shù)?；谛蜇灻商乜迥M的計算公式如下： (A.4)式中： ——系統(tǒng)期望缺供電量，單位為兆瓦時每年(MWh/year)； ——總模擬時間，單位為小時(h)； ——系統(tǒng)處于狀態(tài)i的持續(xù)時間，單位為小時(h)； ——系統(tǒng)處于狀態(tài)i的缺供負荷，由系統(tǒng)狀態(tài)分析得到，單位為兆瓦(MW)； ——一年內(nèi)不能滿足負荷需求的系統(tǒng)狀態(tài)全集。系統(tǒng)-分systeminterruptionseverityindex表征發(fā)電系統(tǒng)在最大負荷時全系統(tǒng)停電的年累計時間，是對系統(tǒng)強迫停運嚴重程度的一種度量。一個系統(tǒng)-分相當于在系統(tǒng)峰荷時整個系統(tǒng)負荷停電一分鐘，計算公式如下： (A.5)式中： ——系統(tǒng)-分，單位為分鐘每年(min/year)； ——系統(tǒng)期望缺供電量，單位為兆瓦時每年(MWh/year)； ——系統(tǒng)峰值負荷，單位為兆瓦(MW)。新能源利用率accommodatingrateofrenewableenergy在一定新能源資源及并網(wǎng)容量、常規(guī)電源裝機、負荷水平條件下，一定周期內(nèi)電網(wǎng)利用的新能源發(fā)電量與新能源理論發(fā)電量的比值，計算公式如下： (A.6)式中： ——系統(tǒng)新能源利用率； ——系統(tǒng)t時刻所有新能源廠（場）站理論出力，單位為兆瓦(MW)； ——系統(tǒng)t時刻所有新能源廠（場）站實際出力，單位為兆瓦(MW)。

（資料性）

各類廠（場）站可靠性模型常規(guī)機組可靠性模型考慮機組強迫停運的常規(guī)機組出力計算公式為： (B.1) (B.2) (B.3)式中： ——常規(guī)機組t時刻出力，單位為兆瓦(MW)； ——常規(guī)機組t時刻的可用出力，單位為兆瓦(MW)； ——常規(guī)機組最大出力，單位為兆瓦(MW)； ——常規(guī)機組最小出力，單位為兆瓦(MW)； ——常規(guī)機組t時刻啟停狀態(tài)，取0代表未啟動，取1代表啟動； ——常規(guī)機組t時刻停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示未發(fā)生停運。梯級水電可靠性模型考慮機組強迫停運的梯級水電出力計算公式為： (B.4) (B.5) (B.6) (B.7) (B.8) (B.9) (B.10) (B.11)式中： ——第i臺水電機組t時刻出力，單位為兆瓦(MW)； ——第k個水庫的出力系數(shù)，單位為兆焦每四次方米(MJ/m4)； ——第i臺水電機組t時刻過水量，單位為立方米每秒(m3/s)； ——第k個水庫t時刻水頭，單位為米(m)； ——第i臺水電機組最大出力，單位為兆瓦(MW)； ——第i臺水電機組最小出力，單位為兆瓦(MW)； ——第i臺水電機組t時刻啟停狀態(tài)，取0代表未啟動，取1代表啟動； ——第i臺水電機組t時刻停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——第k個水庫t時刻庫容，單位為立方米(m3)； ——第k個水庫t時刻棄水量，單位為立方米(m3)； ——水庫間水流時延，單位為秒(s)； ——第k個水庫最大庫容，單位為立方米(m3)； ——第k個水庫最小庫容，單位為立方米(m3)； ——第k個水庫t時刻徑流量，單位為立方米每秒(m3/s)；nk ——屬于第k個水庫的機組編號； ——上下時刻的時間間隔，單位為小時(h)；T ——日末時刻； ——第k個水庫的日末庫容相對日初庫容比例的最大值； ——第k個水庫的日末庫容相對日初庫容比例的最小值； ——第k個水庫的水頭和庫容大小的函數(shù)關(guān)系。光熱電站可靠性模型光熱電站的能量流動關(guān)系如圖B.1所示：附圖B.1光熱電站能量傳遞過程圖中： ——t時刻太陽輻射強度，單位為兆瓦每平方米(MW/m2)； ——t時刻鏡場輸出的熱功率，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻發(fā)電模塊得到的熱功率，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻蓄熱罐儲熱功率，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻蓄熱罐放熱功率，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻光熱電站的出力，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻發(fā)電模塊啟停狀態(tài)，取0代表未啟動，取1代表啟動； ——發(fā)電模塊啟動所需熱功率，單位為兆瓦(MW)?？紤]子系統(tǒng)強迫停運的光熱電站理論出力計算公式為： (B.12) (B.13) (B.14) (B.15) (B.16)式中： ——t時刻鏡場輸出的熱功率，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻發(fā)電模塊得到的熱功率，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻光熱電站的出力，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻蓄熱罐儲熱功率，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻蓄熱罐放熱功率，單位為兆瓦(MW)； ——t時刻蓄熱罐所存儲的熱量，單位為兆瓦時(MWh)； ——蓄熱罐最小蓄熱量，單位為兆瓦時(MWh)； ——蓄熱罐最大蓄熱量，單位為兆瓦時(MWh)； ——上下時刻的時間間隔，單位為小時(h)； ——t時刻發(fā)電模塊啟停狀態(tài)，取0代表未啟動，取1代表啟動； ——t時刻的集熱子系統(tǒng)停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——t時刻的換熱子系統(tǒng)停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——t時刻的發(fā)電子系統(tǒng)停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——光熱轉(zhuǎn)換效率； ——儲熱效率； ——放熱效率； ——熱電轉(zhuǎn)換效率； ——鏡場面積，單位為平方米(m2)。抽水蓄能電站可靠性模型抽水蓄能電站模型僅需要考慮抽水蓄能機組的強迫停運對電站出力的影響。計及抽水蓄能機組強迫停運后，抽水蓄能電站抽水、發(fā)電功率約束如公式所示： (B.17) (B.18)式中： ——第i臺抽水蓄能t時刻抽水需要消耗的電功率，單位為兆瓦(MW)； ——第i臺抽水蓄能t時刻電站向電網(wǎng)的發(fā)電功率，單位為兆瓦(MW)； ——第i臺抽水蓄能機組t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——第i臺抽水蓄能機組t時刻的工作狀態(tài)，取0表示機組工作于發(fā)電模式，取1表示機組工作于抽水模式； ——第i臺抽水蓄能機組抽水功率，單位為兆瓦(MW)； ——第i臺抽水蓄能機組發(fā)電功率，單位為兆瓦(MW)。抽水蓄能電站充/放電功率-水庫庫容約束如公式所示： (B.19) (B.20)式中： ——t時刻抽水蓄能電站的庫容，單位為立方米(m3)； ——第i臺抽水蓄能t時刻抽水需要消耗的電功率，單位為兆瓦(MW)； ——第i臺抽水蓄能t時刻電站向電網(wǎng)的發(fā)電功率，單位為兆瓦(MW)； ——抽水時的水量/電量轉(zhuǎn)換系數(shù)，單位為立方米每兆瓦時(m3/MWh)； ——發(fā)電時的水量/電量轉(zhuǎn)換系數(shù)，單位為立方米每兆瓦時(m3/MWh)； ——抽水蓄能電站最小庫容限制，單位為立方米(m3)； ——抽水蓄能電站最大庫容限制，單位為立方米(m3)； ——上下時刻的時間間隔，單位為小時(h)； ——抽水蓄能電站的抽蓄機組數(shù)量。電池儲能系統(tǒng)可靠性模型電池儲能系統(tǒng)包含4類主要元件，分別為：電池模組、變流器、濾波器和三相變壓器。電池儲能系統(tǒng)按照其拓撲結(jié)構(gòu)分為兩類：傳統(tǒng)電池儲能系統(tǒng)和可重構(gòu)電池儲能系統(tǒng)。傳統(tǒng)電池儲能系統(tǒng)的典型拓撲結(jié)構(gòu)如圖B.2所示。傳統(tǒng)電池儲能系統(tǒng)中的所有電池模組在可靠性上屬于串聯(lián)關(guān)系，只有當所有電池模組都正常工作時，整個系統(tǒng)才能正常工作。附圖B.2傳統(tǒng)電池儲能系統(tǒng)的典型拓撲結(jié)構(gòu)可重構(gòu)電池儲能系統(tǒng)的典型拓撲結(jié)構(gòu)見圖B.3所示?？芍貥?gòu)電池儲能系統(tǒng)中的所有電池模組在可靠性上屬于并聯(lián)關(guān)系，單個電池模組強迫停運不影響整個儲能系統(tǒng)的運行，僅降低儲能系統(tǒng)的容量。附圖B.3可重構(gòu)電池儲能系統(tǒng)的典型拓撲結(jié)構(gòu)應(yīng)根據(jù)不同的拓撲結(jié)構(gòu)，計算計及主要元件強迫停運的電池儲能系統(tǒng)充、放電功率限制：傳統(tǒng)電池儲能系統(tǒng)： (B.21) (B.22)式中： ——第i個電池模組t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——共用變流器t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——共用濾波器t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——三相變壓器t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——電池儲能系統(tǒng)t時刻的工作狀態(tài)，取0表示系統(tǒng)工作于放電模式，取1表示系統(tǒng)工作于充電模式； ——電池儲能系統(tǒng)t時刻的充電功率，即從電網(wǎng)吸收的功率，單位為兆瓦(MW)； ——電池儲能系統(tǒng)t時刻的放電功率，即釋放到電網(wǎng)中的功率，單位為兆瓦(MW)； ——每個電池模組的最大充電功率，單位為兆瓦(MW)； ——每個電池模組的最大放電功率，單位為兆瓦(MW)； ——系統(tǒng)中電池模組的數(shù)目?？芍貥?gòu)電池儲能系統(tǒng)： (B.23) (B.24)式中： ——電池儲能系統(tǒng)t時刻的充電功率，即從電網(wǎng)吸收的功率，單位為兆瓦(MW)； ——電池儲能系統(tǒng)t時刻的放電功率，即釋放到電網(wǎng)中的功率，單位為兆瓦(MW)； ——每個電池模組的最大充電功率，單位為兆瓦(MW)； ——電池儲能系統(tǒng)t時刻的工作狀態(tài)，取0表示該系統(tǒng)工作于放電模式，取1表示該系統(tǒng)工作于充電模式； ——第i個電池模組t時刻停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——第i個電池模組的變流器的t時刻停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——第i個電池模組的濾波器的t時刻停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——三相變壓器t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行。應(yīng)根據(jù)不同的拓撲結(jié)構(gòu)，計算計及主要元件強迫停運的電池儲能系統(tǒng)儲電容量限制。傳統(tǒng)電池儲能系統(tǒng)： (B.25) (B.26)式中： ——電池儲能系統(tǒng)儲電量，單位為兆瓦時(MWh)； ——系統(tǒng)中電池模組的數(shù)目； ——每個電池模組的最小儲電量限制，單位為兆瓦時(MWh)； ——每個電池模組的最大儲電量限制，單位為兆瓦時(MWh)； ——第i個電池模組t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——共用變流器t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——共用濾波器t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——三相變壓器t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行?？芍貥?gòu)電池儲能系統(tǒng)： (B.27) (B.28)式中： ——電池儲能系統(tǒng)t時刻儲電量，單位為兆瓦時(MWh)； ——每個電池模組的最小儲電量限制，單位為兆瓦時(MWh)； ——每個電池模組的最大儲電量限制，單位為兆瓦時(MWh)； ——第i個電池模組t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——第i個電池模組的變流器的t時刻停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行； ——第i個電池模組的濾波器的t時刻停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行; ——三相變壓器t時刻的停運狀態(tài)，取0表示強迫停運，取1表示正常運行。電池儲能系統(tǒng)的儲電量如公式所示： (B.29)式中： ——電池儲能系統(tǒng)t時刻儲電量，單位為兆瓦時(MWh)； ——電池儲能系統(tǒng)t時刻的充電功率，即從電網(wǎng)吸收的功率，單位為兆瓦(MW)； ——電池儲能系統(tǒng)t時刻的放電功率，即釋放到電網(wǎng)中的功率，單位為兆瓦(MW)； ——上下時刻的時間間隔，單位為小時(h)； ——電池儲能系統(tǒng)充電效率； ——電池儲能系統(tǒng)放電效率。

（資料性）

系統(tǒng)狀態(tài)分析模型由于含高比例新能源的電力系統(tǒng)的電源形式多樣，各種電源間存在互補關(guān)系，且儲能系統(tǒng)具有存儲功能，因此在可靠性評估中應(yīng)考慮多電源的協(xié)調(diào)優(yōu)化運行。優(yōu)化運行的目標函數(shù)為缺供負荷懲罰費用最小。若還需考慮可再生能源消納量等指標，可在目標函數(shù)中添加新能源棄電懲罰費用等。在含高比例新能源的電源規(guī)劃可靠性評估中，儲能系統(tǒng)一般考慮為缺供負荷狀態(tài)下的備用：當系統(tǒng)無缺供負荷時，儲能系統(tǒng)進行儲能；當系統(tǒng)出現(xiàn)缺供負荷時，儲能系統(tǒng)放能。優(yōu)化運行的約束包括廠（場）站可靠性模型（參見附錄B）和功率平衡約束。功率平衡約束如下所示： (C.1)式中： ——原始負荷減去風(fēng)/光出力后的凈負荷大小，單位為兆瓦(MW)； ——缺供負荷，單位為兆瓦(MW)； ——新能源棄電功率，單位為兆瓦(MW)； ——第i臺水電機組功率，單位為兆瓦(MW)； ——第j臺火電機組功率，單位為兆瓦(MW)； ——水電機組數(shù)量； ——火電機組數(shù)量；

（資料性）

評估算例輸入?yún)?shù)所用到的廠（場）站數(shù)據(jù)，見表D.1-D.6。所用到的可再生能源資源數(shù)據(jù)，見圖D.1-D.7。附表D.1規(guī)劃第一年各類電源裝機概況電源類別裝機容量MW占比風(fēng)電300011.32%光伏900033.96%水電1000037.73%火電400015.09%光熱2000.75%抽水蓄能3001.13%匯總26500100.00%附表D.2火電機組參數(shù)電廠名稱單機容量MW機組臺數(shù)強迫停運率occ./year修復(fù)率occ./year單機最小出力MW單機功率調(diào)節(jié)速率MW/h#電廠130020.0002030.025150300#電廠230020.0002030.025150300#電廠330020.0002030.025150300#電廠460020.0001670.012300600#電廠530020.0002030.025150300#電廠614020.0002310.00870140#電廠76020.0002380.0153060

附表D.3梯級水電參數(shù)電站名稱梯級順序單機容量MW機組臺數(shù)強迫停運率occ./year修復(fù)率occ./year最大庫容億m3最小庫容億m3流域名稱#水電站1112030.0004550.020.120.04#流域1#水電站2220040.0002410.01248178.38#流域1#水電站3360050.0002280.00510.798.56#流域1#水電站444040.0003830.1110.2020.12#流域1#水電站5540040.0001950.00716.510.9#流域1#水電站663050.0005050.050.1540.124#流域1#水電站774070.0004190.0310.2880.238#流域1#水電站8830050.0001940.015.54.91#流域1#水電站997530.000510.0250.4550.313#流域1#水電站10104550.0004980.0250.08310.065#流域1#水電站111134030.000230.012.6351.74#流域1#水電站12123040.0005050.050.0390.039#流域1#水電站13133540.0005050.0500#流域1#水電站1412520.0004190.0311.1860.4262#流域2#水電站1524020.0004190.0310.980#流域2#水電站1613030.0004190.0317.335.61#流域3#水電站1723040.0004190.0319.854.3#流域3#水電站1832040.0004190.0310.0260.026#流域3附表D.4光熱電站子系統(tǒng)可靠性參數(shù)元件名稱強迫停運率occ./year修復(fù)率occ./year集熱子系統(tǒng)0.00002810.002778換熱子系統(tǒng)0.00004170.004167發(fā)電子系統(tǒng)0.00002220.002778

附表D.5光熱電站參數(shù)參數(shù)發(fā)電機組最大功率MW蓄熱罐最大蓄熱量MWh蓄熱罐最小蓄熱量M