本发明区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法涉及的是一种用于评估区域电网内风力电站和光伏电站发电系统的联合出力的分析评估方法。区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法，包括以下步骤：（1）.区域电网风光联合发电系统理论装机总容量分析；（2）.区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析；（3）.区域电网风光联合发电系统理论出力分析；（4）.区域电网风光联合发电系统计划投运设备出力总和分析。区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法所分析的设备为区域内的风力电站和光伏电站，其中风力电站和光伏电站分别接入输电网络，在风力电站和光伏电站上分别安装有对应的风向传感器和光照传感器。
1.一种区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
（1）.区域电网风光联合发电系统理论装机总容量分析；
（2）.区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析；
（4）.区域电网风光联合发电系统计划投运设备出力总和分析；
区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法所分析的设备为区域内的风力电站和光伏电站，其中风力电站和光伏电站分别接入输电网络，在风力电站和光伏电站上分别安装有对应的风向传感器和光照传感器，用以分别监测所在区域的风量和光照强度，从而测算对应风力电站和光伏电站的实时发电功率；风向传感器和光照传感器分别与电力调度控制中心的计算机数据连接；
步骤（1）中，区域电网风光联合发电系统理论装机总容量的具体分析步骤为：
1‑1、根据光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取新能源新增装机容量，由光伏电站或风力电站向电力调度控制中心提供具体并网发电时间；
1‑2、由光伏电站或风力电站向电力调度控制中心提供设备具体停运时间，并从光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取新能源装机容量及具体投运时间；
根据以上内容，可以得知需预估区域电网风光联合发电系统的联合出力的某一时刻区域电网风光联合装机总容量为：S总预估=S总现在+S新增‑S停运
式中S总预估为需预估区域电网风光联合发电系统的联合出力的某一时刻区域电网风光联合装机总容量，S总现在为现在时刻区域电网风光联合装机总容量，S新增为现在时刻到需预估区域电网风光联合出力的某一时刻这一段时间内区域电网风光新增装机总容量，S停运为现在时刻到需预估区域电网风光出力的某一时刻这一段时间内区域电网风光减少装机总容量；
完成步骤（1）的正确计算，则进入区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析，反之则表明未通过区域电网风光联合发电系统理论装机总容量分析，不可进入到区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析。
2.根据权利要求1所述的区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法，其特征在于，步骤（2）中，区域电网风光联合发电系统实际装机总容量的具体分析步骤为：
2‑1）、从光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取设备的具体投运日期，将风光联合发电系统设备分为光伏电站设备和风力电站设备，分别统计光伏电站设备和风力电站设备具体的运行时间，形成设备运行时长历史数据库，并根据电网实时运行情况及时更新数据库：
2‑2）、根据光伏电站设备和风力电站设备运行时长，提取相应站内设备的折旧系数kN，N=1,2，…l…m，l为光伏电站的数量m为光伏电站和风力电站的数量和，同一电站内分期并网发电的设备视为不同的数量；
Sk=k1S1+ k2S2+…klSl…+ kmSm
式中Sk为区域电网内所有光伏电站和风力电站经过因设备折旧系数影响发电效率纠偏后的装机总容量，k1、k2… kl为各光伏电站设备的折旧系数，kl… km各风力电站设备的折旧系数；完成步骤（2）正确计算，则进入区域电网风光联合发电系统理论出力分析，反之则表明未通过区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析，不可进入到区域电网风光联合发电系统理论出力分析。
3.根据权利要求1所述的区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法，其特征在于，区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法的步骤（3）中，其具体步骤包括:
3‑1）在光伏电站实际装机容量一定的情况下，光伏系统的发电量是由太阳的辐射强度决定的，太阳辐射量与发电量呈正相关关系；光伏电站站内配备光照传感器配合天气预报较为准确地预测当地即时的太阳辐射强度；在风力发电机的风叶半径是常数下，风力发电机功率与风速的三次方成正比，风力电站站内配备的气象检测仪可以配合天气预报较为准确地预测风机当地的即时风速；
3‑2）根据各光伏电站的光照传感器、风力电站站内的风向传感器和天气预报预测的即时太阳辐射强度和即时风速的气象资料，计算出各光伏电站和风力电站即时发电的系数tN，N=1，2，…m，m为光伏电站和风力电站的数量；
发电系数t包括三部分：设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数；
3‑3）光伏电站的设备组件发电系数t的计算：光伏电站的设备组件虽然使用寿命可达
25‑30年，但随着使用年限增长，组件功率会衰减，会影响发电量；另外，系统效率对发电量的影响更为重要；
3‑4）影响发电量的关键因素是设备转化效率，设备转化效率考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、光伏电站的设备组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流线缆功率损耗、交流线缆功率损耗、变压器功率损耗及跟踪系统的精度；
3‑5）历史修正常数为各光伏电站在最近一个太阳辐射强度达全功率运行时刻，各光伏电站理论装机容量经过设备折旧系数和设备转化功率计算的结果与调度自动化系统中的实际出力相比较的比值，可以获得各光伏电站在太阳辐射强度达全功率运行时的发电系统实际装机总容量；各光伏电站的设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数皆可计算得到，皆为常数；不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站内部设备故障造成的出力减少在历史修正常数中已被剔除，因为调度自动化系统中只能采集到风光伏电站站上网线路出口的实时出力；光伏电站t与站内气象检测仪配合天气预报提供的即时太阳辐射强度呈正相关，结合最近15日内从调度自动化系统内读取的各光伏电站不同温度下发电系数平均值；风力电站t与站内气象检测仪提供的即时风速呈正相关，由于风力电站不考虑折旧影响，S为单个风力电站的出力值，下标m为第m个风力电站，可结合最近1年内从调度自动化系统内读取的各风力电站不同风速下发电系数平均值；
式中St为区域电网内所有光伏电站和风力电站根据站内气象检测仪配合天气预报提供的即时太阳辐射强度和即时风速的气象资料结合调度自动化系统大数据库计算出来的各光伏电站和风力电站即时出力总和，完成步骤（2）正确计算，则进入区域电网风光联合发电系统实际投运设备出力总和分析，反之则表明未通过区域电网风光联合发电系统理论出力分析，不可进入到区域电网风光联合发电系统实际投运设备出力总和分析。
4.根据权利要求1所述的区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法，其特征在于，区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法的步骤（4）中，其具体步骤包括:
4‑1）在统计好区域电网风光联合发电系统理论出力分析后，还要对区域电网风光联合发电系统进行实际投运设备出力总和分析，剔除因风光伏电站站常规性计划检修、配合市政工程短时停役、不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站上网线路故障跳闸造成的出力减少；
不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站内部设备故障造成的出力减少在历史修正常数中已被剔除；
4‑2）根据区域电网内各光伏电站和风力电站提交的设备检修计划，可以确定区域电网内某一时刻因设备停电检修导致减少的风光伏电站站出力Sa；根据市政工程施工计划风光伏电站站电站提出的短时停役申请可以确定区域电网内某一时刻因市政工程陪停减少的风光伏电站站出力Sb；根据调度自动化系统内的历史数据库分析区域电网内风光伏电站站上网线路出现故障跳闸的概率造成风光伏电站站出力减少Sc；
式中S为区域电网风光联合发电系统理论出力综合， S’为经过风光伏电站站电站常规性计划检修、配合市政工程短时停役和不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站上网线路故障跳闸三类局部性分析减少的出力计算后的区域电网内风光伏电站站电站出力总和；
所述步骤（4）由调控人员按步骤（4‑2）得到的出力值确定区域电网内风光联合发电系统的联合出力特性。
区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法
技术领域
[0001] 本发明区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法涉及的是一种用于评估区域电网内风力电站和光伏电站发电系统的联合出力的分析评估方法。
背景技术
[0002] 在社会发展中，清洁能源得到了广泛的应用，其中风力发电和光伏发电的发展尤其迅速，但风力电站和光伏电站的发电能力随着外界条件的变化，其波动较大，为了保证接入电网的平稳性，需要对其发电的出力能力进行评估分析；并在此基础上进一步和火电进行联动，从而保证接入电网时的平稳性；现有的风光联合发电系统联合出力能力主要依赖于调度人员的估算，这往往存在着估算时间长、效率低、准确性差的缺点，为确保区域电网风光联合出力预估准确、可靠、高效，提高了新能源使用效率，减少了二氧化碳排放，需要提供一种新的分析方法。
发明内容
[0003] 本发明有鉴于此，提供了一种区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法，利用本发明能够有效地对规定区域内装机的风力电站系统和光伏电站系统在相应时间段内一起发电的出力状况进行评估，其具有出力预估准确、可靠和高效的特点，提高了新能源使用效率，减少了二氧化碳排放，具有良好的使用和推广价值。
[0004] 区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法，包括以下步骤：
[0005] （1）.区域电网风光联合发电系统理论装机总容量分析；
[0006] （2）.区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析；
[0007] （3）.区域电网风光联合发电系统理论出力分析；
[0008] （4）.区域电网风光联合发电系统计划投运设备出力总和分析。
[0009] 区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法所分析的设备为区域内的风力电站和光伏电站，其中风力电站和光伏电站分别接入输电网络，在风力电站和光伏电站上分别安装有对应的风向传感器和光照传感器，用以分别监测所在区域的风量和光照强度，从而测算对应风力电站和光伏电站的实时发电功率；风向传感器和光照传感器分别与电力调度控制中心的计算机数据连接。
[0010] 步骤（1）的具体步骤为：
[0011] 1‑1、根据光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取新能源新增装机容量，由光伏电站或风力电站向电力调度控制中心提供具体并网发电时间；
[0012] 1‑2、由光伏电站或风力电站向电力调度控制中心提供设备具体停运时间，并从光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取新能源装机容量及具体投运时间；
[0013] 根据以上内容，可以得知需预估区域电网风光联合发电系统的联合出力的某一时刻区域电网风光联合装机总容量为：
[0014] S总预估=S总现在+S新增‑S停运
[0015] 式中S总预估为需预估区域电网风光联合发电系统的联合出力的某一时刻区域电网风光联合装机总容量，S总现在为现在时刻区域电网风光联合装机总容量，S新增为现在时刻到需预估区域电网风光联合出力的某一时刻这一段时间内区域电网风光新增装机总容量，S停运为现在时刻到需预估区域电网风光出力的某一时刻这一段时间内区域电网风光减少装机总容量。
[0016] 步骤（2）的具体步骤为：
[0017] 2‑1、从光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取设备的具体投运日期，将风光联合发电系统设备分为光伏电站设备和风力电站设备，分别统计光伏电站设备和风力电站设备具体的运行时间，形成设备运行时长历史数据库，并根据电网实时运行情况及时更新数据库：
[0018] 1‑2、根据光伏电站设备和风力电站设备运行时长，提取相应站内设备的折旧系数kN，N=1,2，…l…m，l为光伏电站的数量m为光伏电站和风力电站的数量和，同一电站内分期并网发电的设备视为不同的数量。
[0019] Sk=k1S1+ k2S2+…klSl…+ kmSm
[0020] 式中Sk为区域电网内所有光伏电站和风力电站经过因设备折旧系数影响发电效率纠偏后的装机总容量，k1、k2… kl为各光伏电站设备的折旧系数，kl… km各风力电站设备的折旧系数。完成步骤（2）正确计算，则进入区域电网风光联合发电系统理论出力分析，反之则表明未通过区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析，不可进入到区域电网风光联合发电系统理论出力分析。
[0021] 区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法的步骤（3）中，其具体步骤包括:
[0022] 3‑1）在光伏电站实际装机容量一定的情况下，光伏系统的发电量是由太阳的辐射强度决定的，太阳辐射量与发电量呈正相关关系。太阳的辐射强度、光谱特性是随着气象条件而改变的。光伏电站站内配备光照传感器可以配合天气预报较为准确地预测当地即时的太阳辐射强度；在风力发电机的风叶半径是常数下，风力发电机功率与风速的三次方成正比，风力电站站内配备的气象检测仪可以配合天气预报较为准确地预测风机当地的即时风速。
[0023] 3‑2）根据各光伏电站的光照传感器、风力电站站内的风向传感器和天气预报预测的即时太阳辐射强度和即时风速等气象资料，可以计算出各光伏电站和风力电站即时发电的系数tN，N=1，2，…m，m为光伏电站和风力电站的数量；
[0024] 发电系数t包括三部分：设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数。
[0025] 3‑3）光伏电站的设备组件发电系数t的计算：光伏电站的设备组件虽然使用寿命可达25‑30年，但随着使用年限增长，组件功率会衰减，会影响发电量；另外，系统效率对发电量的影响更为重要。
[0026] （1）光伏电站的设备组件的衰减；由于破坏性因素导致的组件功率骤然衰减，破坏性因素主要指组件在焊接过程中焊接不良、封装工艺存在缺胶现象，或者由于组件在搬运、安装过程中操作不当，甚至组件在使用过程中受到冰雹的猛烈撞击而导致组件内部隐裂、电池片严重破碎等现象。
[0027] （2）光伏电站的设备组件初始的光致衰减；即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初几天内发生较大幅度的下降，但随后趋于稳定，一般来说在2%以下。
[0028] （3）光伏电站的设备组件的老化衰减；即在长期使用中出现的极缓慢的功率下降现象，每年的衰减在0.8%，25年的衰减不超过20%。
[0029] 3‑4）影响发电量的关键因素是设备转化效率，设备转化效率考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、光伏电站的设备组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流线缆功率损耗、交流线缆功率损耗、变压器功率损耗及跟踪系统的精度。
[0030] （1）灰尘、雨水遮挡引起的效率降低；考虑有管理人员人工清理方阵组件频繁度一般的情况下，采用衰减数值8%。
[0031] （2）温度引起的效率降低；太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，在设计时考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数量，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率范围内，考虑0.45%/K的功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值，因不同地域环境温度存在一定差异，对系统效率影响存在一定差异，因此考虑温度引起系统效率降低取值为3%。
[0032] （3）光伏电站的设备组件串联不匹配产生的效率降低；由于生产工艺问题，导致不同组件之间功率及电流存在一定偏差，单块电池组件对系统影响不大，但光伏并网电站是由很多电池组件串并联以后组成，因组件之间功率及电流的偏差，对光伏电站的发电效率就会存在一定的影响。组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为2%的降低。
[0033] （4）直流部分线缆功率损耗；根据设计经验，常规20MWP光伏并网发电项目使用光伏专用电缆用量约为350km，汇流箱至直流配电柜的电力电缆(一般使用规格型号为ZR‑YJV22‑1kV‑2*70mm2)用量约为35km，经计算得直流部分的线缆损耗3%。
[0034] （5）逆变器的功率损耗；目前国内生产的大功率逆变器(500kW)效率基本均达到97.5%的系统效率，并网逆变器采用无变压器型，通过双分裂变压器隔离2个并联的逆变器，逆变器内部不考虑变压器效率，即逆变器功率损耗可为97.5%，取97.5%。
[0035] （6）交流线缆的功率损耗；由于光伏并网电站一般采用就地升压方式进行并网，交流线缆通常为高压电缆，该部分损耗较小，计算交流部分的线缆损耗约为1%。
[0036] （7）变压器功率损耗；变压器为成熟产品，变压器效率为98%，即功率损耗计约为2%。
[0037] 综合以上各部分功率损耗，测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，可以计算得出光伏电站初始系统效率：
[0038] η=(1‑8%)*(1‑3%)*(1‑2%)*(1‑3%)*(1‑2.5%)*(1‑1%)*(1‑2%)=80.24%[0039] 经过以上分析，可以得出光伏并网电站初始系统效率通常为80%。
[0040] 3‑5）历史修正常数为各光伏电站在最近一个太阳辐射强度达全功率运行时刻，各光伏电站理论装机容量经过设备折旧系数和设备转化功率计算的结果与调度自动化系统中的实际出力相比较的比值，可以获得各光伏电站在太阳辐射强度达全功率运行时的发电系统实际装机总容量。各光伏电站的设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数皆可计算得到，皆为常数。不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站内部设备故障造成的出力减少在历史修正常数中已被剔除，因为调度自动化系统中只能采集到风光伏电站站上网线路出口的实时出力。
[0041] 风力电站设备组件发电系数t的计算：风力不会对设备造成特别大的影响，不考虑折旧影响。风力发电机叶片的转化效率通常为45%，发电机的转化效率通常为95%，控制逆变器的转化效率通常为90%。历史修正常数为各风力电站在最近一个风速达全功率运行时刻，各风力电站理论装机容量经过设备折旧系数和设备转化功率计算的结果与调度自动化系统中的实际出力相比较的比值，可以获得各风力电站在风速达全功率运行时的发电系统实际装机总容量。各风速电站的设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数皆可计算得到，皆为常数。
[0042] 光伏电站t与站内气象检测仪配合天气预报提供的即时太阳辐射强度呈正相关，结合最近15日内从调度自动化系统内读取的各光伏电站不同温度下发电系数平均值；风力电站t与站内气象检测仪提供的即时风速呈正相关，由于风力电站不考虑折旧影响，S为单个风力电站的出力值，下标m为第m个风力电站，可结合最近1年内从调度自动化系统内读取的各风力电站不同风速下发电系数平均值。
[0043] St=t1S1+ t2S2+…+ tmSm
[0044] 式中St为区域电网内所有光伏电站和风力电站根据站内气象检测仪配合天气预报提供的即时太阳辐射强度和即时风速等气象资料结合调度自动化系统大数据库计算出来的各光伏电站和风力电站即时出力总和， 完成步骤（2）正确计算，则进入区域电网风光联合发电系统实际投运设备出力总和分析，反之则表明未通过区域电网风光联合发电系统理论出力分析，不可进入到区域电网风光联合发电系统实际投运设备出力总和分析。
[0045] 区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法的步骤（4）中，区域电网风光联合发电系统计划投运设备出力总和分析具体步骤包括:
[0046] 4‑1）在统计好区域电网风光联合发电系统理论出力分析后，我们还要对区域电网风光联合发电系统进行实际投运设备出力总和分析，剔除因风光伏电站站常规性计划检修、配合市政工程短时停役、不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站上网线路故障跳闸造成的出力减少。不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站内部设备故障造成的出力减少在历史修正常数中已被剔除。
[0047] 4‑2）根据区域电网内各光伏电站和风力电站提交的设备检修计划，可以确定区域电网内某一时刻因设备停电检修导致减少的风光伏电站站出力Sa；根据市政工程施工计划风光伏电站站电站提出的短时停役申请可以确定区域电网内某一时刻因市政工程陪停减少的风光伏电站站出力Sb；根据调度自动化系统内的历史数据库分析区域电网内风光伏电站站上网线路出现故障跳闸的概率造成风光伏电站站出力减少Sc，
[0048] S’=S‑Sa‑Sb‑Sc
[0049] 式中S为区域电网风光联合发电系统理论出力综合， S’为经过风光伏电站站电站常规性计划检修、配合市政工程短时停役和不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站上网线路故障跳闸三类局部性分析减少的出力计算后的区域电网内风光伏电站站电站出力总和。
[0050] 所述步骤（4）由调控人员按步骤（4‑2）得到的出力值确定区域电网内风光联合发电系统的联合出力特性。
[0051] 本发明方法切实可行，克服传统区域电网风光联合发电系统的联合出力特性分析方法主要靠调控人员人工粗略估算导致的新能源出力估算时间长、效率低、准确性差的缺点，根据设备装机容量和设备投退时间进行区域电网风光联合发电系统理论装机总容量分析，根据设备投运时限、设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数进行区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析，根据气象检测仪和天气预报提供的太阳辐射强度和风速等气象信息结合调度自动化系统大数据进行区域电网风光联合发电系统理论出力分析，根据常规性检修计划、市政工程陪停计划和不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站上网线路故障跳闸进行区域电网风光联合发电系统实际投运设备出力总和分析，从而保障区域电网风光联合发电系统的联合出力特性预估准确、可靠、高效，提升了新能源使用效率，减少了二氧化碳排放。
附图说明
[0052] 图1为本发明区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法的总流程示意图。
[0053] 图2为本发明区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法的具体流程示意图。
具体实施方式
[0054] 以下将结合说明书附图对本发明作进一步说明。
[0055] 参照附图1‑2，区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法，包括以下步骤：
[0056] （1）.区域电网风光联合发电系统理论装机总容量分析；
[0057] （2）.区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析；
[0058] （3）.区域电网风光联合发电系统理论出力分析；
[0059] （4）.区域电网风光联合发电系统计划投运设备出力总和分析。
[0060] 区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法所分析的设备为区域内的风力电站和光伏电站，其中风力电站和光伏电站分别接入输电网络，在风力电站和光伏电站上分别安装有对应的风向传感器和光照传感器，用以分别监测所在区域的风量和光照强度，从而测算对应风力电站和光伏电站的实时发电功率；风向传感器和光照传感器分别与电力调度控制中心的计算机数据连接。
[0061] 步骤（1）的具体步骤为：
[0062] 1‑1、根据光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取新能源新增装机容量，由光伏电站或风力电站向电力调度控制中心提供具体并网发电时间；
[0063] 1‑2、由光伏电站或风力电站向电力调度控制中心提供设备具体停运时间，并从光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取新能源装机容量及具体投运时间；
[0064] 根据以上内容，可以得知需预估区域电网风光联合发电系统的联合出力的某一时刻区域电网风光联合装机总容量为：
[0065] S总预估=S总现在+S新增‑S停运
[0066] 式中S总预估为需预估区域电网风光联合发电系统的联合出力的某一时刻区域电网风光联合装机总容量，S总现在为现在时刻区域电网风光联合装机总容量，S新增为现在时刻到需预估区域电网风光联合出力的某一时刻这一段时间内区域电网风光新增装机总容量，S停运为现在时刻到需预估区域电网风光出力的某一时刻这一段时间内区域电网风光减少装机总容量。
[0067] 步骤（2）的具体步骤为：
[0068] 2‑1、从光伏电站或风力电站的并网调度协议上读取设备的具体投运日期，将风光联合发电系统设备分为光伏电站设备和风力电站设备，分别统计光伏电站设备和风力电站设备具体的运行时间，形成设备运行时长历史数据库，并根据电网实时运行情况及时更新数据库：
[0069] 2‑2、根据光伏电站设备和风力电站设备运行时长，提取相应站内设备的折旧系数kN，N=1,2，…l…m，l为光伏电站的数量m为光伏电站和风力电站的数量和，同一电站内分期并网发电的设备视为不同的数量。
[0070] Sk=k1S1+ k2S2+…klSl…+ kmSm
[0071] 式中Sk为区域电网内所有光伏电站和风力电站经过因设备折旧系数影响发电效率纠偏后的装机总容量，k1、k2… kl为各光伏电站设备的折旧系数，kl… km各风力电站设备的折旧系数。完成步骤（2）正确计算，则进入区域电网风光联合发电系统理论出力分析，反之则表明未通过区域电网风光联合发电系统实际装机总容量分析，不可进入到区域电网风光联合发电系统理论出力分析。
[0072] 区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法的步骤（3）中，其具体步骤包括:
[0073] 3‑1）在光伏电站实际装机容量一定的情况下，光伏系统的发电量是由太阳的辐射强度决定的，太阳辐射量与发电量呈正相关关系。太阳的辐射强度、光谱特性是随着气象条件而改变的。光伏电站站内配备光照传感器可以配合天气预报较为准确地预测当地即时的太阳辐射强度；在风力发电机的风叶半径是常数下，风力发电机功率与风速的三次方成正比，风力电站站内配备的气象检测仪可以配合天气预报较为准确地预测风机当地的即时风速。
[0074] 3‑2）根据各光伏电站的光照传感器、风力电站站内的风向传感器和天气预报预测的即时太阳辐射强度和即时风速等气象资料，可以计算出各光伏电站和风力电站即时发电的系数tN，N=1，2，…m，m为光伏电站和风力电站的数量；
[0075] 发电系数t包括三部分：设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数。
[0076] 3‑3）光伏电站的设备组件发电系数t的计算：光伏电站的设备组件虽然使用寿命可达25‑30年，但随着使用年限增长，组件功率会衰减，会影响发电量；另外，系统效率对发电量的影响更为重要。
[0077] （1）光伏电站的设备组件的衰减；由于破坏性因素导致的组件功率骤然衰减，破坏性因素主要指组件在焊接过程中焊接不良、封装工艺存在缺胶现象，或者由于组件在搬运、安装过程中操作不当，甚至组件在使用过程中受到冰雹的猛烈撞击而导致组件内部隐裂、电池片严重破碎等现象。
[0078] （2）光伏电站的设备组件初始的光致衰减；即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初几天内发生较大幅度的下降，但随后趋于稳定，一般来说在2%以下。
[0079] （3）光伏电站的设备组件的老化衰减；即在长期使用中出现的极缓慢的功率下降现象，每年的衰减在0.8%，25年的衰减不超过20%。
[0080] 3‑4）影响发电量的关键因素是设备转化效率，设备转化效率考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、光伏电站的设备组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流线缆功率损耗、交流线缆功率损耗、变压器功率损耗及跟踪系统的精度。
[0081] （1）灰尘、雨水遮挡引起的效率降低；考虑有管理人员人工清理方阵组件频繁度一般的情况下，采用衰减数值8%。
[0082] （2）温度引起的效率降低；太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，在设计时考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数量，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率范围内，考虑0.45%/K的功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值，因不同地域环境温度存在一定差异，对系统效率影响存在一定差异，因此考虑温度引起系统效率降低取值为3%。
[0083] （3）光伏电站的设备组件串联不匹配产生的效率降低；由于生产工艺问题，导致不同组件之间功率及电流存在一定偏差，单块电池组件对系统影响不大，但光伏并网电站是由很多电池组件串并联以后组成，因组件之间功率及电流的偏差，对光伏电站的发电效率就会存在一定的影响。组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为2%的降低。
[0084] （4）直流部分线缆功率损耗；根据设计经验，常规20MWP光伏并网发电项目使用光伏专用电缆用量约为350km，汇流箱至直流配电柜的电力电缆(一般使用规格型号为ZR‑YJV22‑1kV‑2*70mm2)用量约为35km，经计算得直流部分的线缆损耗3%。
[0085] （5）逆变器的功率损耗；目前国内生产的大功率逆变器(500kW)效率基本均达到97.5%的系统效率，并网逆变器采用无变压器型，通过双分裂变压器隔离2个并联的逆变器，逆变器内部不考虑变压器效率，即逆变器功率损耗可为97.5%，取97.5%。
[0086] （6）交流线缆的功率损耗；由于光伏并网电站一般采用就地升压方式进行并网，交流线缆通常为高压电缆，该部分损耗较小，计算交流部分的线缆损耗约为1%。
[0087] （7）变压器功率损耗；变压器为成熟产品，变压器效率为98%，即功率损耗计约为2%。
[0088] 综合以上各部分功率损耗，测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，可以计算得出光伏电站初始系统效率：
[0089] η=(1‑8%)*(1‑3%)*(1‑2%)*(1‑3%)*(1‑2.5%)*(1‑1%)*(1‑2%)=80.24%[0090] 经过以上分析，可以得出光伏并网电站初始系统效率通常为80%。
[0091] 3‑5）历史修正常数为各光伏电站在最近一个太阳辐射强度达全功率运行时刻，各光伏电站理论装机容量经过设备折旧系数和设备转化功率计算的结果与调度自动化系统中的实际出力相比较的比值，可以获得各光伏电站在太阳辐射强度达全功率运行时的发电系统实际装机总容量。各光伏电站的设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数皆可计算得到，皆为常数。不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站内部设备故障造成的出力减少在历史修正常数中已被剔除，因为调度自动化系统中只能采集到风光伏电站站上网线路出口的实时出力。
[0092] 风力电站设备组件发电系数t的计算：风力不会对设备造成特别大的影响，不考虑折旧影响。风力发电机叶片的转化效率通常为45%，发电机的转化效率通常为95%，控制逆变器的转化效率通常为90%。历史修正常数为各风力电站在最近一个风速达全功率运行时刻，各风力电站理论装机容量经过设备折旧系数和设备转化功率计算的结果与调度自动化系统中的实际出力相比较的比值，可以获得各风力电站在风速达全功率运行时的发电系统实际装机总容量。各风速电站的设备折旧系数、设备转化效率和历史修正常数皆可计算得到，皆为常数。
[0093] 光伏电站t与站内气象检测仪配合天气预报提供的即时太阳辐射强度呈正相关，结合最近15日内从调度自动化系统内读取的各光伏电站不同温度下发电系数平均值；风力电站t与站内气象检测仪提供的即时风速呈正相关，由于风力电站不考虑折旧影响，S为单个风力电站的出力值，下标m为第m个风力电站，可结合最近1年内从调度自动化系统内读取的各风力电站不同风速下发电系数平均值。
[0094] St=t1S1+ t2S2+…+ tmSm
[0095] 式中St为区域电网内所有光伏电站和风力电站根据站内气象检测仪配合天气预报提供的即时太阳辐射强度和即时风速等气象资料结合调度自动化系统大数据库计算出来的各光伏电站和风力电站即时出力总和， 完成步骤（2）正确计算，则进入区域电网风光联合发电系统实际投运设备出力总和分析，反之则表明未通过区域电网风光联合发电系统理论出力分析，不可进入到区域电网风光联合发电系统实际投运设备出力总和分析。
[0096] 区域电网风光联合发电系统联合出力特性的分析方法的步骤（4）中，区域电网风光联合发电系统计划投运设备出力总和分析具体步骤包括:
[0097] 4‑1）在统计好区域电网风光联合发电系统理论出力分析后，我们还要对区域电网风光联合发电系统进行实际投运设备出力总和分析，剔除因风光伏电站站常规性计划检修、配合市政工程短时停役、不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站上网线路故障跳闸造成的出力减少。不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站内部设备故障造成的出力减少在历史修正常数中已被剔除。
[0098] 4‑2）根据区域电网内各光伏电站和风力电站提交的设备检修计划，可以确定区域电网内某一时刻因设备停电检修导致减少的风光伏电站站出力Sa；根据市政工程施工计划风光伏电站站电站提出的短时停役申请可以确定区域电网内某一时刻因市政工程陪停减少的风光伏电站站出力Sb；根据调度自动化系统内的历史数据库分析区域电网内风光伏电站站上网线路出现故障跳闸的概率造成风光伏电站站出力减少Sc；
[0099] S’=S‑Sa‑Sb‑Sc
[0100] 式中S为区域电网风光联合发电系统理论出力综合， S’为经过风光伏电站站电站常规性计划检修、配合市政工程短时停役和不可抗力导致的区域电网内部分风光伏电站站上网线路故障跳闸三类局部性分析减少的出力计算后的区域电网内风光伏电站站电站出力总和。
[0101] 所述步骤（4）由调控人员按步骤（4‑2）得到的出力值确定区域电网内风光联合发电系统的联合出力特性。
