CN106684928B - 一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法 - Google Patents

一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，利用调峰时不同档位的调峰成本，以及在电力平衡时调用该档的调峰容量数值，来计算每个时段在电力平衡时所需要的调峰成本；利用调峰成本与调峰裕度的函数关系和最终电力平衡所付出的总调峰成本作为指标，来体现日内的调峰形势；本发明利用各档调峰容量的调用情况，以及调用成本，从而帮助规划决策者评估调峰形势，为电力系统进行电源规划设计和电源结构调整提供重要依据。

Description

一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法
技术领域
本发明涉及电力系统规划设计领域，尤其涉及一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法。
背景技术
电力系统中电源调峰能力能否满足系统的调峰需求，即对调峰形势的评估，是电力系统在进行电源规划设计时需要考虑的重要内容，也是进行电源结构调整的重要依据。
在电力系统中，由于负荷是不断波动变化的，因此需要电源进行跟踪调节，这种调节称为调峰。一般而言，系统调峰是指系统中电源在日内跟踪负荷峰谷变化，相应的系统调峰能力通常指系统在日内跟踪负荷峰谷变化的能力。
电力系统中的可控电源，如大型煤电、蓄水式水电等，其有功发电功率都具有一定的连续调节能力，但在不同的调节范围内，会带来不同的调节成本。例如：对大型纯凝煤电，通常认为其在50％～100％额定容量范围内进行连续调节时，发电成本变化不大，约在10％范围之内；而在30％～50％额定容量范围内进行连续调节时，为了保证锅炉的稳定燃烧，需要投油助燃，会大幅增加发电成本，且负荷率越低，度电成本增量越高，即增加的调节成本越高；在0％～30％范围之内，由于锅炉不能稳定燃烧，只能停机，会进一步带来停机成本。这意味着，电源的调节能力实际上并不是固定值，而是一个与调节成本有关的函数，通常发电功率越低，调节成本越高。
电力系统在运行时，会根据各类电源的特性将其调节范围划分为两部分，一部分作为电源应该免费向电网提供的调节服务，称为常规调峰或基本调峰，例如要求纯凝煤电在50％～100％额定容量内调节；另一部分作为电源有偿提供的调节服务，通常称为非常规调峰或有偿调峰，例如要求纯凝煤电发电功率降到30％～50％额定容量范围调节(通常称为深度调峰)，或者有时还需要进行停机调峰。对于非常规调峰，电网通常会基于成本进行补偿。
在现有的技术中，调峰形势通常以调峰裕度为指标来衡量。调峰裕度是指系统调峰供给与系统调峰需求的差值。调峰裕度通常以日为单元进行分析，通常的算法是，首先在满足日内尖峰时段负荷和备用需求的前提下以系统常规调峰能力最大为原则确定系统开机容量，然后将开机机组按照电网对各类机组的常规调峰要求降到最小功率，进而以日内低谷时段负荷与所有电源最小功率之和的差值作为调峰裕度。若调峰裕度大于零，说明电网调峰能力大于调峰需求，如图1所示；若调峰裕度小于零，说明电网调峰能力小于调峰需求，如图2所示。若一年中没有或偶然有调峰裕度小于零的情况，则说明调峰形势良好；若一年中经常出现调峰裕度小于零的情况，则说明调峰形势严峻。
然而，在电力系统实际运行过程当中，电力必须实时平衡，也即在任何时段，发电与负荷总是平衡的。因此，即使某日出现调峰裕度小于零的情况，系统也会通过深度调峰(把机组发电功率降到最小发电功率以下)、调停机组、风电弃风、水电弃水等非常规调峰手段保证低谷时段发电与负荷实现平衡。也就是说，在实际运行过程中，系统展现的实际调峰能力，总是与调峰需求相匹配的，并不会出现调峰不充裕的情况。
这说明，现有技术中的“调峰裕度”仅仅反映的是系统常规调峰能力满足或不满足系统调峰需求的程度，即仅仅是“常规调峰裕度”。该指标难以表征系统实际运行时展现的调峰能力和调峰成本，也就难以有效指导电源结构的调整。例如：对某个电力省级电力系统而言，若“调峰裕度”经常不足，则通常在电源规划时就需要考虑建设抽蓄或燃气等灵活性机组加强系统的调峰能力。然而，实际情况很可能是，火电通过深度调峰也可以满足系统的调峰需求，而且其成本可能远远低于建设抽蓄、燃气等电源的成本(随着我国火电灵活性改造技术的快速进步，火电调峰深度越来越大，深度调峰成本原来越低)。但现有技术中的“调峰裕度”指标却难以反映该情况，从而无法有效指导电源规划。
为此，随着我国可再生能源的迅猛发展，系统的调峰需求快速增加，迫切需要建立一种新的调峰形势评估指标及其计算方法，有效体现系统实际运行时的调峰情况，合理准确评价调峰形势。
发明内容
如前所述，实际电力系统运行时，发电与负荷总是实时平衡的，并不会出现调峰不充裕的情况。系统调峰形势良好还是严峻，实际上体现在调峰成本上。例如，如果某省网天天调用非常规调峰，为调峰付出的成本很高，则说明该省网调峰形势非常严峻；若某省网一年中的非常规调峰成本很低，只是偶尔发生，则说明该生调峰形势并不严峻。
针对现有技术中存在的缺陷，本发明的目的在于提出以调峰过程中发生的“调峰成本”作为指标评判调峰形势。
同时，由背景技术中所述，系统所能提供的调峰容量可看作是调峰成本的一个函数，随着调峰成本的上升，系统所能提供的调峰容量也会增大,如图3所示。可看出若只考虑常规调峰，则系统能够提供如图中
Figure GDA0002190909830000031
的调峰容量；若考虑不同程度的深度调峰，则可进一步提高调峰能力，但此时需要支付调峰成本，例如，若纯凝煤电最小发电功率能从50％降到45％，则每台开机纯凝煤电调峰能力可以再增加
Figure GDA0002190909830000032
的调峰空间，此时系统调峰能力会增加到
Figure GDA0002190909830000033
若最小发电功率能继续从45％降到40％，则又会增加
Figure GDA0002190909830000034
的调峰空间，此时系统调峰能力会增加到
Figure GDA0002190909830000035
依次类推，发电机组最小发电功率降的越低，能给系统提供的调峰容量就越大，但提供新增调峰容量的成本也就越高。以东北电网调峰服务服务市场为例：第一档，火电发电功率从装机容量的50％降到45％，每度电补偿0.4元；第二档，从45％降到40％，每度电补偿0.6元；第三档，降到40％以下，每度电补偿0.8元。所以本质上，系统所能提供的调峰能力，是调峰成本的函数。
另一方面，风电、光伏等非可控可再生能源大规模并网后，也可以通过弃风、弃光来提供调峰服务。以风电为例，假设风电上网的电价为0.61元/kWh，则其提供调峰服务的成本在火电深度调峰第二档和第三档之间，则在实际调度时，其调度顺序在第二档之后，在第三档之前。相应地，考虑弃风、弃光调峰后的火电调峰容量和成本的关系图，如图4所示，该图给出了含风电的系统调峰容量与调峰成本之间的关系。
由上述分析可知，系统的调峰能力实际上并不是一个固定值，而是随调峰成本而变化的。在调峰需求一定的情况下，以不同的调峰成本衡量，调峰裕度也会随之变化。例如，图3所示，在只考虑常规调峰情况下，系统的调峰裕度是个负值，也就是表现为调峰容量不足；但在考虑火电进行第一档深度调峰的情况下，调峰裕度又是正值，表现为调峰容量充裕。因而，本发明提出，对调峰形势的评价，应该以不同调峰成本下的调峰裕度来表征，而不能仅仅像现有技术那样只用常规调峰裕度衡量，如表1所示。该表中，给出了04:00和10:00两个时间点在不同调峰成本下的调峰裕度。
利用各档调峰成本，以及在电力平衡时调用该档的调峰容量数值，即可计算出每个时段在电力平衡时所需要的调峰成本。对结果进行统计，即可得到各档调峰容量的调用情况，以及调用成本，从而帮助规划决策者评估调峰形势。
表1不同调峰成本下的调峰裕度示意表
Figure GDA0002190909830000041
根据上述分析，本发明公开了一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法。该方法以如表1所示意的调峰成本与调峰裕度的函数关系表和最终电力平衡所付出的总调峰成本作为指标，来体现日内的调峰形势。其计算方法，包括以下步骤：
S1：选择需要评估的典型日，确定该日各时段的发电负荷Pt L,下标t＝1,…,T，t表示典型日各时段，T为日内划分的时段数，上标L表示负荷；
S2：根据该日最大发电负荷
Figure GDA0002190909830000042
需要的备用容量Rneed、系统的电源结构、各类电源可提供的可调容量，以最大为原则，以《节能发电调度办法实施细则》为依据，确定该日各类可控电源的开机容量，包括：
水电开机容量：CH
燃气发电开机容量：CCCGT
供热煤电开机容量：CCHP
抽蓄电站开机容量：CPS
纯凝煤电开机容量：CCON
其中，C表示开机容量；上标表示电源类型，分别为H、CCGT、CON、CHP、PS分别表示水电、燃气、纯凝煤电、供热煤电、抽蓄电站。
S3：按照《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》及其各区域的执行细则，将上述各类可控电源的发电功率按照常规调峰要求降到最低后，即可得系统各类可控电源进行常规调峰后的最小发电功率，包括：
水电最小发电功率：
Figure GDA0002190909830000043
燃气发电最小发电功率：
Figure GDA0002190909830000051
供热煤电发电最小发电功率：
Figure GDA0002190909830000052
抽蓄电站最小发电功率：
Figure GDA0002190909830000053
纯凝煤电发电最小发电功率：
Figure GDA0002190909830000054
则系统中所有可控电源的最小发电功率之和(即总最小发电功率)为：
Figure GDA0002190909830000055
式中，上标C表示可控电源。
S4：将非可控电源的发电功率叠加到可控电源的总最小发电功率之上，即可得到系统在将各类可控电源的发电功率按照常规调峰压到最小发电功率之后系统在各时段的最小发电功率：
Figure GDA0002190909830000056
其中，Pt SUM,NC表示非可控电源在t时段的发电功率。
S5：计算非常规调峰的容量及成本。
S51：计算纯凝煤电机组的深度调峰容量及其调峰成本。设纯凝煤电机组在投油稳燃下的并网最小发电功率为
Figure GDA0002190909830000057
(其中，下标TY表示投油稳燃状态)。由于纯凝煤电机组负荷率越低，投油率越高，因而将常规调峰下的最小发电功率
Figure GDA0002190909830000058
与投油稳燃下的最小发电功率
Figure GDA0002190909830000059
之间的容量划分为N档，每档容量为
Figure GDA00021909098300000510
(其中，下标ST表示深度调峰，n表示第n档)，相应地，每个档对应一个调峰成本
Figure GDA00021909098300000511
(单位:元/MWh)。本发明中，每档的调峰成本可由发电机组实际运行经验确定，也可以以电网对纯凝煤电机组深度调峰的补偿额度确定。
S52：以纯凝煤电机组在投油稳燃下的最小发电功率
Figure GDA00021909098300000512
作为纯凝煤电机组停机调峰所能提供的调峰容量
Figure GDA00021909098300000513
并以其开停机成本，计算其调峰成本
Figure GDA00021909098300000514
S53：非可控电源可以通过限制发电进行调峰，因此其所提供的调峰容量
Figure GDA00021909098300000515
即为其预测功率Pt SUM,NC，其调峰成本即为其上网电价
Figure GDA00021909098300000516
(其中，下标TF表示调峰)。
S6：将所有非常规调峰容量按成本由小到大排序，可得到M档非常规调峰容量，每档容量为ΔPTF,1，ΔPTF,2，…ΔPTF,m，…ΔPTF,M，对应的每档调峰成本为λTF,1，λTF,2，…λTF,m，…ΔλTF,M。
S7：计算按顺序调用非常规调峰容量后的系统最小发电功率，也可分为M档：
Figure GDA0002190909830000061
Figure GDA0002190909830000062
……
Figure GDA0002190909830000063
……
Figure GDA0002190909830000064
其中,
Figure GDA0002190909830000065
表示系统在调用常规调峰容量，以及第1档到第m档非常规调峰容量之后的最小发电功率，如图4所示。
S8：计算系统在按顺序调用第m档的非常规调峰容量后的调峰裕度，公式如下：
Figure GDA0002190909830000066
S9：计算各时段的调峰费用和日内总调峰费用。当
Figure GDA0002190909830000067
时，在实际电力调度时将调用该档之前(包括该档)的调峰容量进行电力平衡，故而各时段调峰费用计算如下：
Figure GDA0002190909830000068
日内总调峰费用为
Figure GDA0002190909830000069
本发明的有益效果在于：本发明利用各档调峰成本，以及在电力平衡时调用该档的调峰容量数值，即可计算出每个时段在电力平衡时所需要的调峰成本；对结果进行统计，即可得到各档调峰容量的调用情况，以及调用成本，从而帮助规划决策者评估调峰形势。
附图说明
图1为常规调峰容量充裕情况示意图；
图2为常规调峰容量不足情况示意图；
图3为调峰容量与调峰成本之间的关系示意图；
图4为含风电系统调峰容量与调峰成本之间的关系示意图；
图5为系统在常规调峰条件下的最小发电功率；
图6为系统在不同调峰成本下的最小发电功率。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚完整的描述：
一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，具体步骤为：
S1：选择需要评估的典型日，确定该日各时段的发电负荷数据如下表2所示。根据该数据，可确定该日最大负荷为100GW，以最大负荷的5％作为旋转备用，故而总需要的可调容量为105GW。系统的电源结构与各类电源在该日的可调容量则如下表3所示。
表2日内各时段负荷及风电功率(单位GW)
Figure GDA0002190909830000071
表3电源结构及其可调容量和开机容量(单位GW)
Figure GDA0002190909830000072
S2：根据可调容量需求，以及《节能发电调度办法实施细则》的开机顺序规定，确定日内各类电源的开机容量，结果如表3所示。
S3：按照《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》及其华中区域的执行细则，确定各类可控电源进行常规调峰后的最小发电功率，如表3所示。
S4：计算考虑风电后的系统各时段常规调峰后的最小发电功率，如附图5所示。
S5：计算非常规调峰容量及成本。
S51：本实例中，将纯凝机组的深度调峰容量划分为3档，分别为：
Figure GDA0002190909830000073
Figure GDA0002190909830000081
Figure GDA0002190909830000082
S52：纯凝机组停机调峰所能提供的调峰容量及成本为：
Figure GDA0002190909830000083
其中，k为停机容量系数，k<1，这是因为为了维持系统安全，停机容量只能占总开机容量的一少部分。本算例取值为0.3。
S53：计算各时段风电所能提供的调峰容量，由于各时段均可通过完全弃风进行调峰，故而各时段所能提供的调峰容量为如表2所示的风电功率；由于风电上网电价为0.61元/kWh，故
Figure GDA0002190909830000084
S6：将所有非常规调峰容量按成本由小到大排序，可得到各时段5段非常规调峰容量，如表4所示。
表4非常规调峰容量及其成本
Figure GDA0002190909830000085
S7：计算按顺序调用非常规调峰容量后的系统最小发电功率，包括常规调峰下的最小出力，可分6条曲线，如图6所示。
S8：计算不同调峰成本下各时段的调峰裕度，如表5所示。
表5各时段在不同调峰成本下的调峰裕度(GW)与调峰成本(万元)
Figure GDA0002190909830000086
Figure GDA0002190909830000091
S9：计算各时段的调峰费用和总调峰费用，如表5所示。典型日内的总调峰费用为1856.64万元。

Claims (8)

1.一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，其特征在于：以不同调峰成本下的调峰裕度来评价调峰形势；
所述计算方法包括如下步骤：
S1：选择需要评估的典型日，确定该日各时段的发电负荷Pt L,下标t＝1,…,T，t表示典型日各时段，T为日内划分的时段数，上标L表示负荷；
S2：根据该日最大发电负荷、需要的备用容量、系统的电源结构、各类电源可提供的可调容量，以调峰能力最大为原则，确定该日各类可控电源的开机容量；
S3：将所述各类可控电源的发电功率按照常规调峰要求降到最低后，即可得系统各类可控电源进行常规调峰后的最小发电功率；
S4：将非可控电源的发电功率叠加到可控电源的总最小发电功率之上，即可得到系统在将各类可控电源的发电功率按照常规调峰要求降到最小发电功率之后系统在各时段的最小发电功率；
S5：计算非常规调峰的容量及成本；
S6：将所有非常规调峰容量按成本由小到大排序，可得到M档非常规调峰容量，每档容量为ΔPTF,1，ΔPTF,2，…ΔPTF,m，…ΔPTF,M，对应的每档调峰成本为λTF,1，λTF,2，…λTF,m，…ΔλTF,M；m为自然数，1≤m≤M；
S7：计算按顺序调用非常规调峰容量后的系统最小发电功率；分为M档：
Figure FDA0002190909820000011
Figure FDA0002190909820000012
……
Figure FDA0002190909820000013
……
Figure FDA0002190909820000021
其中,
Figure FDA0002190909820000022
表示系统在调用常规调峰容量，以及第1档到第m档非常规调峰容量之后的最小发电功率；
S8：计算系统在按顺序调用不同档的非常规调峰容量后的调峰裕度，计算公式如下：
Figure FDA0002190909820000023
该式表示第m档，调用成本为λTF,m时的调峰裕度；
S9：计算各时段的调峰费用和日内总调峰费用，计算公式如下：
Figure FDA0002190909820000024
日内总调峰费用为
Figure FDA0002190909820000025
2.如权利要求1所述的一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，其特征在于：在调峰需求一定的情况下，以不同的调峰成本衡量，调峰裕度也会随之变化。
3.如权利要求1所述的一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，其特征在于：系统的调峰能力随调峰成本而变化。
4.如权利要求1所述的一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，其特征在于：利用调峰时不同档位的调峰成本，以及在电力平衡时调用该档的调峰容量数值，来计算每个时段在电力平衡时所需要的调峰成本。
5.如权利要求1所述的一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，其特征在于：利用调峰成本与调峰裕度的函数关系和最终电力平衡所付出的总调峰成本作为指标，来体现日内的调峰形势。
6.如权利要求1所述的一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，其特征在于：所述步骤S3中，所述各类可控电源进行常规调峰后的最小发电功率，包括：
水电最小发电功率：
Figure FDA0002190909820000031
燃气发电最小发电功率：
Figure FDA0002190909820000032
供热煤电发电最小发电功率：
Figure FDA0002190909820000033
抽蓄电站最小发电功率：
Figure FDA0002190909820000034
纯凝煤电发电最小发电功率：
Figure FDA0002190909820000035
上标H、CCGT、CON、CHP、PS分别表示水电、燃气、纯凝煤电、供热煤电、抽蓄电站；
则可控电源的总最小发电功率：
Figure FDA0002190909820000036
7.如权利要求6所述的一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，其特征在于：所述步骤S4中，所述系统在各时段的最小发电功率：
Figure FDA0002190909820000037
其中，Pt SUM,NC表示非可控电源在t时段的发电功率。
8.如权利要求7所述的一种基于调峰成本的电网调峰裕度计算方法，其特征在于：所述步骤S5进一步包括如下步骤：
S51：计算纯凝煤电机组的深度调峰容量及其调峰成本；
S52：以纯凝煤电机组在投油稳燃下的最小发电功率作为纯凝煤电机组停机调峰所能提供的调峰容量，并以其开停机成本，计算其调峰成本；
S53：非可控电源可以通过限制发电进行调峰，因此其所提供的调峰容量即为其预测功率，其调峰成本即为其上网电价。
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