CN113780632B - 一种发电企业碳达峰预测方法及装置 - Google Patents

一种发电企业碳达峰预测方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN113780632B
CN113780632B CN202110954939.1A CN202110954939A CN113780632B CN 113780632 B CN113780632 B CN 113780632B CN 202110954939 A CN202110954939 A CN 202110954939A CN 113780632 B CN113780632 B CN 113780632B
Authority
CN
China
Prior art keywords
power generation
year
unit
coal
power
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202110954939.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113780632A (zh
Inventor
饶睦敏
邹祥波
秦士伟
叶骥
匡草
徐俊莉
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Guangdong Energy Group Science And Technology Research Institute Co ltd
Original Assignee
Guangdong Energy Group Science And Technology Research Institute Co ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Guangdong Energy Group Science And Technology Research Institute Co ltd filed Critical Guangdong Energy Group Science And Technology Research Institute Co ltd
Priority to CN202110954939.1A priority Critical patent/CN113780632B/zh
Publication of CN113780632A publication Critical patent/CN113780632A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113780632B publication Critical patent/CN113780632B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
    • G06Q10/063—Operations research, analysis or management
    • G06Q10/0631—Resource planning, allocation, distributing or scheduling for enterprises or organisations
    • G06Q10/06315—Needs-based resource requirements planning or analysis
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
    • Y02P90/80—Management or planning
    • Y02P90/84—Greenhouse gas [GHG] management systems
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications

Landscapes

  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Educational Administration (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明公开了一种发电企业碳达峰预测方法及装置，所述方法包括：步骤S1，确定发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量；步骤S2，确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量；步骤S3，确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年发电小时数；步骤S4，确定发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量；步骤S5，根据获得的发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量构建所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线图，并根据该逐年碳排放总量曲线图确定所述发电企业碳达峰年份；步骤S6，根据所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线或发电企业碳达峰年份的碳排放总量对规划期长度进行校核。

Description

一种发电企业碳达峰预测方法及装置
技术领域
本发明涉及一种碳达峰预测方法及装置，特别是涉及一种发电企业碳达峰预测方法及装置。
背景技术
随着全国碳达峰碳中和目标的提出，发电企业需加快明确目标任务，制定碳达峰实施方案。碳达峰预测是企业制定和实施碳达峰行动方案的基础和重要依据。
然而，目前的发电企业碳达峰预测需对企业中长期的碳排放量进行逐年测算，研究的时间尺度长达5～15年，而现有方法只能基于当年度的碳排放核算结果，对下一年度排放量进行估算，显然难以满足碳达峰预测的时间尺度要求。
发明内容
为克服上述现有技术存在的不足，本发明之目的在于提供一种发电企业碳达峰预测方法及装置，以实现发电企业中长期碳排放量的预测，从而可根据碳排放预测结果制定碳达峰目标。
为达上述目的，本发明提出一种发电企业碳达峰预测方法，包括如下步骤：
步骤S1，根据不同电源类别，分别确定发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量；
步骤S2，根据不同电源类别，分别确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量；
步骤S3，根据所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机总容量及发电量确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数；
步骤S4，根据所述发电企业的逐年各类电源装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数确定发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量；
步骤S5，根据获得的发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量构建所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线图，并根据该逐年碳排放总量曲线图确定所述发电企业碳达峰年份；
步骤S6，根据所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线或发电企业碳达峰年份的碳排放总量对规划期长度进行校核。
优选地，于步骤S1之前，设定所述规划期，所述规划期为现状年第0年至规划终止年第Ym年。
优选地，于步骤S1中，按照煤电、油电、气电、可再生能源发电的不同电源类别，分别计算所述发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量。
优选地，于步骤S2中，按照煤电、油电、气电、可再生能源发电的不同电源类别，分别计算所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量。
优选地，于步骤S3中，根据所述发电企业所在电力系统中电源发电量满足如下条件：
Figure RE-GDA0003304372650000021
从而确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数，其中，
Figure RE-GDA0003304372650000022
分别为所述电力系统全年需电量、煤电发电量、油电发电量、气电发电量、可再生能源发电量；
Figure RE-GDA0003304372650000023
分别为所述电力系统当年的煤电发电小时数、油电发电小时数、气电发电小时数、可再生能源发电小时数。
优选地，
Figure RE-GDA0003304372650000024
根据所述电力系统资源情况及现状年份实际值确定，所述电力系统当年的煤电发电小时
Figure RE-GDA0003304372650000031
则根据如下公式获得：
Figure RE-GDA0003304372650000032
优选地，步骤S4进一步包括：
步骤S400，根据所述发电企业在规划期内的逐年煤电装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年煤电发电小时数确定发电企业在规划期内逐年的煤炭消耗产生的碳排放量；
步骤S401，根据所述发电企业在规划期内的逐年油电装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年油电发电小时数确定发电企业在规划期内逐年的油品消耗产生的碳排放量；
步骤S402，根据所述发电企业在规划期内的逐年气电装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年气电发电小时数确定发电企业在规划期内逐年的天然气消耗产生的碳排放量；
步骤S403，根据获得的所述发电企业在规划期内逐年的煤炭消耗产生的碳排放量、油品消耗产生的碳排放量以及天然气消耗产生的碳排放量得到所述发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量。
优选地，于步骤S5中，所述发电企业碳达峰年份YD需满足：
Figure RE-GDA0003304372650000033
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000034
为所述发电企业碳达峰年份的碳排放总量，
Figure RE-GDA0003304372650000035
为所述发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量。
优选地，于步骤S6中，判断是否满足以下条件：
Figure RE-GDA0003304372650000036
或
Figure RE-GDA0003304372650000037
若满足，则预测过程结束，若不满足，则增大规划期的规划终止年取值，重新返回步骤S1。
为达到上述目的，本发明还提供一种发电企业碳达峰预测装置，包括：
逐年电源装机总容量确定单元，用于根据不同电源类别，分别确定发电企业及发电企业所在电力系统在设定的规划期内的逐年各类电源装机容量；
电力系统逐年发电小时数确定单元，用于根据所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机总容量及发电量确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数；
逐年化石能源碳排放总量计算单元，用于根据发电企业的逐年各类电源装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数确定发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量；
碳达峰年份确定单元，用于根据获得的发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量构建所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线图，并根据所述逐年碳排放总量曲线图确定所述发电企业碳达峰年份；
校核单元，用于根据所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线或所述发电企业碳达峰年份的碳排放总量对规划期长度进行校核。
与现有技术相比，本发明一种发电企业碳达峰预测方法及装置通过充分考虑发电企业的发电装机发展规划、技术改造、碳捕集技术实施等内部因素，以及电网电力需求、电力市场消纳环境等外部因素对发电企业碳达峰的影响，对发电企业的发电装机发展规划、技术改造、碳捕集技术实施等内部因素，以及电网电力需求、电力市场消纳环境等外部因素进行了量化处理，实现对发电企业中长期碳排放量预测的目的，为发电企业制定碳达峰目标提供合理依据。
附图说明
图1为本发明一种发电企业碳达峰预测方法的步骤流程图；
图2为本发明一种发电企业碳达峰预测装置的系统架构图；
图3为本发明实施例的流程图。
具体实施方式
以下通过特定的具体实例并结合附图说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭示的内容轻易地了解本发明的其它优点与功效。本发明亦可通过其它不同的具体实例加以施行或应用，本说明书中的各项细节亦可基于不同观点与应用，在不背离本发明的精神下进行各种修饰与变更。
图1为本发明一种发电企业碳达峰预测方法的步骤流程图。如图1所示，本发明一种发电企业碳达峰预测方法，包括如下步骤：
步骤S1，根据不同电源类别，分别确定发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量。
在本发明中，首先需要设定规划期，一般可取5～15年。设规划年份 Y＝0,1,2,…,Ym。其中第0年为现状年，第Ym年为规划终止年，即规划期为现状年至第Ym年。
在设定好规划期后，按照煤电、油电、气电、可再生能源发电等不同的电源类别，分别计算发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量，可得到发电企业逐年电源装机总容量。
在本发明中，在规划期中的任一年份，发电企业的电源装机总容量为：
Figure RE-GDA0003304372650000051
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000052
分别为该发电企业当年的电源装机总容量、煤电装机容量、油电装机容量、气电装机容量、可再生能源装机容量，由发电企业根据自身资源配置情况、发展规划给出，单位为KW。
步骤S2，根据不同电源类别，分别确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量。
在本发明中，按照煤电、油电、气电、可再生能源发电等不同的电源类别分别计算发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量，可得到发电企业所在电力系统的逐年电源装机总容量。
在规划期中的任一年份，发电企业所在电力系统的电源装机总容量为：
Figure RE-GDA0003304372650000061
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000062
分别为该发电企业所在电力系统当年的电源装机总容量、煤电装机容量，油电装机容量、气电装机容量、可再生能源装机容量，单位为kW。
步骤S3，根据发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量及发电量确定发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数。
在本发明中，电力系统中电源发电量满足如下条件：
Figure RE-GDA0003304372650000063
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000064
分别为电力系统全年需电量、煤电发电量、油电发电量、气电发电量、可再生能源发电量，单位为KWh；
Figure RE-GDA0003304372650000065
分别为当年的煤电发电小时数、油电发电小时数、气电发电小时数、可再生能源发电小时数。
在本发明具体实施例中，发电小时数取值方法如下：
1)
Figure RE-GDA0003304372650000066
根据电力系统资源情况及现状年份实际值取值；
2)当年的煤电发电小时
Figure RE-GDA0003304372650000067
由以下公式计算得到：
Figure RE-GDA0003304372650000068
步骤S4，根据所述发电企业的逐年各类电源装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数确定发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量。
在本发明中，所述化石能源包括煤炭、油品以及天然气，具体如下：
1)煤炭
在规划期中的任一年份，发电企业的煤炭消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000069
其中，
Figure RE-GDA00033043726500000610
为煤炭消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA00033043726500000611
为发电煤耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA0003304372650000071
为煤炭排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取2.66，或对发电企业在现状年份实际采用的煤炭取样进行实测得出；
Figure RE-GDA0003304372650000072
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的煤电碳排放量，单位为吨CO2。
发电煤耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA0003304372650000073
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000074
为第Y年发电企业所拥有的煤电机组台数；sci为第i台煤电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA0003304372650000075
kci为第i台煤电机组的发电煤耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；tci为当年对第i台煤电机组实施节能技术改造所取得的单位发电煤耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
2)油品
在规划期中的任一年份，发电企业的油品消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000076
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000077
为油品消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA0003304372650000078
为发电油耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA0003304372650000079
为油品排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取1.73，或对发电企业在现状年份实际采用的油品取样进行实测得出；
Figure RE-GDA00033043726500000710
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的油电碳排放量，单位为吨CO2。
发电油耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA00033043726500000711
其中，
Figure RE-GDA00033043726500000712
为第Y年发电企业所拥有的油电机组台数；soi为第i台油电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA00033043726500000713
koi为第i台油电机组的发电油耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；toi为当年对第i台油电机组实施节能技术改造所取得的单位发电油耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
3)天然气
在规划期中的任一年份，发电企业的天然气消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000081
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000082
为天然气消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA0003304372650000083
为发电气耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA0003304372650000084
为天然气排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取1.56，或对发电企业在现状年份实际采用的天然气取样进行实测得出；
Figure RE-GDA0003304372650000085
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的气电碳排放量，单位为吨CO2。
发电气耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA0003304372650000086
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000087
为第Y年发电企业所拥有的气电机组台数；sgi为第i台气电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA0003304372650000088
kgi为第i台气电机组的发电气耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；tgi为当年对第i台气电机组实施节能技术改造所取得的单位发电气耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
4)化石能源合计
综上所述，在规划期中的任一年份，发电企业的化石能源碳排放总量为：
Figure RE-GDA0003304372650000089
其中，
Figure RE-GDA00033043726500000810
为发电企业在第Y年的碳排放总量，单位为吨CO2。
步骤S5，根据获得的发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量构建发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线图，并根据该逐年碳排放总量曲线图确定发电企业碳达峰年份。
在本发明中，发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线可表示为：
Figure RE-GDA0003304372650000091
发电企业碳达峰年份YD需满足：
Figure RE-GDA0003304372650000092
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000093
为发电企业碳达峰年份的碳排放总量。
步骤S6，根据发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线或发电企业碳达峰年份的碳排放总量对规划期长度进行校核。
在本发明中，判断是否满足以下条件：
Figure RE-GDA0003304372650000094
或
Figure RE-GDA0003304372650000095
其中，δ为可靠系数，取大于1的值，
Figure RE-GDA0003304372650000096
为发电企业规划终止年的碳排放总量，
Figure RE-GDA0003304372650000097
为发电企业规划终止年前一年的碳排放总量。
如满足上述条件，表示当前的规划期长度合适，在规划期内可以实现碳达峰，预测过程结束；如不满足，则说明规划期长度不够，在规划期末还没有实现碳达峰，需增大规划期的规划终止年Ym取值，重新返回步骤S1开始计算。
图2为本发明一种发电企业碳达峰预测装置的系统结构图。如图2所示，本发明一种发电企业碳达峰预测装置，包括：
逐年电源装机总容量确定单元201，用于确定发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量以及确定发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量。
在本发明中，首先需要设定规划期，一般可取5～15年。设规划年份 Y＝0,1,2,…,Ym。其中第0年为现状年，第Ym年为规划终止年，即规划期为现状年至第Ym年。
在设定好规划期后，按照煤电、油电、气电、可再生能源发电等不同的电源类别，分别计算发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量，可得到发电企业逐年电源装机总容量。
在本发明中，在规划期中的任一年份，发电企业的电源装机总容量为：
Figure RE-GDA0003304372650000101
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000102
分别为该发电企业当年的电源装机总容量、煤电装机容量、油电装机容量、气电装机容量、可再生能源装机容量，由发电企业根据自身资源配置情况、发展规划给出，单位为KW。
同时，在本发明中，按照煤电、油电、气电、可再生能源发电等不同的电源类别分别计算发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量，可得到发电企业所在电力系统的逐年电源装机总容量。
在规划期中的任一年份，发电企业所在电力系统的电源装机总容量为：
Figure RE-GDA0003304372650000103
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000104
分别为该发电企业所在电力系统当年的电源装机总容量、煤电装机容量，油电装机容量、气电装机容量、可再生能源装机容量，单位为kW。
电力系统逐年发电小时数确定单元202，用于根据发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量及发电量确定发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数。
在本发明中，电力系统中电源发电量满足如下条件：
Figure RE-GDA0003304372650000105
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000106
分别为电力系统全年需电量、煤电发电量、油电发电量、气电发电量、可再生能源发电量，单位为KWh；
Figure RE-GDA0003304372650000107
分别为当年的煤电发电小时数、油电发电小时数、气电发电小时数、可再生能源发电小时数。
在本发明具体实施例中，发电小时数取值方法如下：
1)
Figure RE-GDA0003304372650000111
根据电力系统资源情况及现状年份实际值取值；
2)当年的煤电发电小时
Figure RE-GDA0003304372650000112
由以下公式计算得到：
Figure RE-GDA0003304372650000113
逐年化石能源碳排放总量计算单元203，用于根据所述发电企业的逐年各类电源装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数确定发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量。
在本发明中，所述化石能源包括煤炭、油品以及天然气，分别消耗产生的碳排放量具体如下：
1)煤炭
在规划期中的任一年份，发电企业的煤炭消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000114
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000115
为煤炭消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA0003304372650000116
为发电煤耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA0003304372650000117
为煤炭排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取2.66，或对发电企业在现状年份实际采用的煤炭取样进行实测得出；
Figure RE-GDA0003304372650000118
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的煤电碳排放量，单位为吨CO2。
发电煤耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA0003304372650000119
其中，
Figure RE-GDA00033043726500001110
为第Y年发电企业所拥有的煤电机组台数；sci为第i台煤电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA00033043726500001111
kci为第i台煤电机组的发电煤耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；tci为当年对第i台煤电机组实施节能技术改造所取得的单位发电煤耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
2)油品
在规划期中的任一年份，发电企业的油品消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000121
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000122
为油品消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA0003304372650000123
为发电油耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA0003304372650000124
为油品排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取1.73，或对发电企业在现状年份实际采用的油品取样进行实测得出；
Figure RE-GDA0003304372650000125
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的油电碳排放量，单位为吨CO2。
发电油耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA0003304372650000126
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000127
为第Y年发电企业所拥有的油电机组台数；soi为第i台油电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA0003304372650000128
koi为第i台油电机组的发电油耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；toi为当年对第i台油电机组实施节能技术改造所取得的单位发电油耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
3)天然气
在规划期中的任一年份，发电企业的天然气消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000129
其中，
Figure RE-GDA00033043726500001210
为天然气消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA00033043726500001211
为发电气耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA00033043726500001212
为天然气排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取1.56，或对发电企业在现状年份实际采用的天然气取样进行实测得出；
Figure RE-GDA0003304372650000131
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的气电碳排放量，单位为吨CO2。
发电气耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA0003304372650000132
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000133
为第Y年发电企业所拥有的气电机组台数；sgi为第i台气电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA0003304372650000134
kgi为第i台气电机组的发电气耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；tgi为当年对第i台气电机组实施节能技术改造所取得的单位发电气耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
4)化石能源合计
综上所述，在规划期中的任一年份，发电企业的化石能源碳排放总量为：
Figure RE-GDA0003304372650000135
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000136
为发电企业在第Y年的碳排放总量，单位为吨CO2。
碳达峰年份确定单元204，用于根据获得的发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量构建发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线图，并根据该逐年碳排放总量曲线图确定发电企业碳达峰年份。
在本发明中，发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线可表示为：
Figure RE-GDA0003304372650000137
发电企业碳达峰年份YD需满足：
Figure RE-GDA0003304372650000138
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000139
为发电企业碳达峰年份的碳排放总量。
校核单元205，用于根据发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线或发电企业碳达峰年份的碳排放总量对规划期长度进行校核。
在本发明中，判断是否满足以下条件：
Figure RE-GDA0003304372650000141
或
Figure RE-GDA0003304372650000142
其中，δ为可靠系数，取大于1的值，
Figure RE-GDA0003304372650000143
为发电企业规划终止年的碳排放总量，
Figure RE-GDA0003304372650000144
为发电企业规划终止年前一年的碳排放总量。
如满足上述条件，预测过程结束；如不满足，则增大规划期的规划终止年 Ym取值，重新返回逐年电源装机总容量确定单元201开始计算。
实施例
图3为本发明实施例之发电企业碳达峰预测流程图。在本实施例中，首先设定规划期，一般可取5～15年。设规划年份Y＝0,1,2,…,Ym。其中第0年为现状年，第Ym年为规划终止年，即规划期为现状年至第Ym年。
如图3所示，本发明之发电企业碳达峰预测过程如下：
步骤1、计算逐年各类电源装机容量。
按照煤电、气电、可再生能源发电等不同的电源类别，计算逐年各类电源装机容量和发电企业装机总容量。
在规划期中的任一年份，发电企业的电源装机总容量为：
Figure RE-GDA0003304372650000145
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000146
分别为该发电企业当年的电源装机总容量、煤电装机容量，油电装机容量、气电装机容量、可再生能源装机容量，由发电企业根据自身资源配置情况、发展规划给出，单位为KW。
步骤2、计算逐年发电小时数。
在规划期中的任一年份，发电企业所在电力系统的电源装机总容量为：
Figure RE-GDA0003304372650000147
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000148
分别为该发电企业所在电力系统当年的电源装机总容量、煤电装机容量，油电装机容量、气电装机容量、可再生能源装机容量，单位为kW。
电力系统中电源发电量满足如下条件：
Figure RE-GDA0003304372650000151
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000152
分别为电力系统全年需电量、煤电发电量、油电发电量、气电发电量、可再生能源发电量，单位为KWh；
Figure RE-GDA0003304372650000153
分别为当年的煤电发电小时数、油电发电小时数、气电发电小时数、可再生能源发电小时数。
发电小时数取值方法如下：
1)
Figure RE-GDA0003304372650000154
根据电力系统资源情况及现状年份实际值取值；
2)
Figure RE-GDA0003304372650000155
由以下公式计算得到：
Figure RE-GDA0003304372650000156
步骤3、计算逐年化石能源碳排放量。
1)煤炭
在规划期中的任一年份，发电企业的煤炭消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000157
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000158
为煤炭消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA0003304372650000159
为发电煤耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA00033043726500001510
为煤炭排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取2.66，或对发电企业在现状年份实际采用的煤炭取样进行实测得出；
Figure RE-GDA00033043726500001511
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的煤电碳排放量，单位为吨CO2。
发电煤耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA00033043726500001512
其中，
Figure RE-GDA00033043726500001513
为第Y年发电企业所拥有的煤电机组台数；sci为第i台煤电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA00033043726500001514
kci为第i台煤电机组的发电煤耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；tci为当年对第i台煤电机组实施节能技术改造所取得的单位发电煤耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
2)油品
在规划期中的任一年份，发电企业的油品消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000161
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000162
为油品消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA0003304372650000163
为发电油耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA0003304372650000164
为油品排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取1.73，或对发电企业在现状年份实际采用的油品取样进行实测得出；
Figure RE-GDA0003304372650000165
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的油电碳排放量，单位为吨CO2。
发电油耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA0003304372650000166
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000167
为第Y年发电企业所拥有的油电机组台数；soi为第i台油电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA0003304372650000168
koi为第i台油电机组的发电油耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；toi为当年对第i台油电机组实施节能技术改造所取得的单位发电油耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
3)天然气
在规划期中的任一年份，发电企业的天然气消耗产生的碳排放量为：
Figure RE-GDA0003304372650000169
其中，
Figure RE-GDA00033043726500001610
为天然气消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure RE-GDA00033043726500001611
为发电气耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure RE-GDA00033043726500001612
为天然气排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤，一般可取1.56，或对发电企业在现状年份实际采用的天然气取样进行实测得出；
Figure RE-GDA00033043726500001613
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的气电碳排放量，单位为吨CO2。
发电气耗因子计算方法如下：
Figure RE-GDA0003304372650000171
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000172
为第Y年发电企业所拥有的气电机组台数；sgi为第i台气电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure RE-GDA0003304372650000173
kgi为第i台气电机组的发电气耗因子，对现有机组可通过实测取得，对非现有机组可根据该机型的设计参数取得，单位为吨标准煤/kWh；tgi为当年对第i台气电机组实施节能技术改造所取得的单位发电气耗减少量，单位为吨标准煤/kWh。
4)化石能源合计
在规划期中的任一年份，发电企业的碳排放总量为：
Figure RE-GDA0003304372650000174
其中，
Figure RE-GDA0003304372650000175
为发电企业在第Y年的碳排放总量，单位为吨CO2。
步骤4、碳达峰年份预测
发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线可表示为：
Figure RE-GDA0003304372650000176
发电企业碳达峰年份YD需满足：
Figure RE-GDA0003304372650000177
步骤5、规划期长度校核
判断是否满足以下条件：
Figure RE-GDA0003304372650000178
或
Figure RE-GDA0003304372650000179
其中，δ为可靠系数，取大于1的值。如满足上述条件，预测流程结束；如不满足，则增大Ym取值，重新由步骤1开始计算。
综上所述，本发明一种发电企业碳达峰预测方法及装置通过充分考虑发电企业的发电装机发展规划、技术改造、碳捕集技术实施等内部因素，以及电网电力需求、电力市场消纳环境等外部因素对发电企业碳达峰的影响，对发电企业的发电装机发展规划、技术改造、碳捕集技术实施等内部因素，以及电网电力需求、电力市场消纳环境等外部因素进行了量化处理，实现对发电企业中长期碳排放量预测的目的，为发电企业制定碳达峰目标提供合理依据。
上述实施例仅例示性说明本发明的原理及其功效，而非用于限制本发明。任何本领域技术人员均可在不违背本发明的精神及范畴下，对上述实施例进行修饰与改变。因此，本发明的权利保护范围，应如权利要求书所列。

Claims (10)

1.一种发电企业碳达峰预测方法，包括如下步骤：
步骤S1，根据不同电源类别，分别确定发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量；
步骤S2，根据不同电源类别，分别确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量；
步骤S3，根据所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机总容量及发电量确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数；
步骤S4，根据所述发电企业的逐年各类电源装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数确定发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量；所述化石能源碳排放总量的计算公式为：
Figure QLYQS_1
其中，
Figure QLYQS_2
为煤炭消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；所述
Figure QLYQS_3
为油品消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure QLYQS_4
为天然气消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
在所述规划期内，所述发电企业的煤炭消耗产生的碳排放量为：
Figure QLYQS_6
所述
Figure QLYQS_10
为发电煤耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_12
为煤炭排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤；
Figure QLYQS_7
为该发电企业当年的煤电装机容量单位为kw；
Figure QLYQS_9
为当年的煤电发电小时数；
Figure QLYQS_13
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的煤电碳排放量，单位为吨CO2；其中所述发电煤耗因子计算方法如下：
Figure QLYQS_14
其中，
Figure QLYQS_5
为第Y年发电企业所拥有的煤电机组台数；sci为第i台煤电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure QLYQS_8
kci为第i台煤电机组的发电煤耗因子，单位为吨标准煤/kWh；tci为当年对第i台煤电机组实施节能技术改造所取得的单位发电煤耗减少量，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_11
为该发电企业当年的煤电装机容量，单位为kw；
在所述规划期内，所述发电企业的油品消耗产生的碳排放量为：
Figure QLYQS_16
其中，
Figure QLYQS_19
为油品消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure QLYQS_24
为该发电企业当年的油电装机容量，单位为KW；
Figure QLYQS_18
为当年的油电发电小时数；
Figure QLYQS_20
为发电油耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_21
为油品排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤；
Figure QLYQS_22
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的油电碳排放量，单位为吨CO2；所述发电油耗因子
Figure QLYQS_15
的计算方法如下：
Figure QLYQS_23
其中，
Figure QLYQS_25
为第Y年发电企业所拥有的油电机组台数；soi为第i台油电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure QLYQS_26
koi为第i台油电机组的发电油耗因子，单位为吨标准煤/kWh；toi为当年对第i台油电机组实施节能技术改造所取得的单位发电油耗减少量，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_17
为该发电企业当年的油电装机容量，单位为KW；
在所述规划期内，所述发电企业的天然气消耗产生的碳排放量为：
Figure QLYQS_29
其中，
Figure QLYQS_32
为天然气消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure QLYQS_33
为该发电企业当年的油电装机容量，单位为KW；
Figure QLYQS_30
为当年的气电发电小时数；
Figure QLYQS_35
为发电气耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_37
为天然气排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤；
Figure QLYQS_38
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的气电碳排放量，单位为吨CO2；所述发电气耗因子
Figure QLYQS_27
的计算方法如下：
Figure QLYQS_31
其中，
Figure QLYQS_34
为第Y年发电企业所拥有的气电机组台数；sgi为第i台气电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure QLYQS_36
kgi为第i台气电机组的发电气耗因子，单位为吨标准煤/kWh；tgi为当年对第i台气电机组实施节能技术改造所取得的单位发电气耗减少量，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_28
为该发电企业当年的油电装机容量，单位为KW；
步骤S5，根据获得的发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量构建所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线图，并根据该逐年碳排放总量曲线图确定所述发电企业碳达峰年份；
步骤S6，根据所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线或发电企业碳达峰年份的碳排放总量对规划期长度进行校核。
2.如权利要求1所述的一种发电企业碳达峰预测方法，其特征在于：于步骤S1之前，设定所述规划期，所述规划期为现状年第0年至规划终止年第Ym年。
3.如权利要求1所述的一种发电企业碳达峰预测方法，其特征在于：于步骤S1中，按照煤电、油电、气电、可再生能源发电的不同电源类别，分别计算所述发电企业在规划期内的逐年各类电源装机容量。
4.如权利要求1所述的一种发电企业碳达峰预测方法，其特征在于：于步骤S2中，按照煤电、油电、气电、可再生能源发电的不同电源类别，分别计算所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机容量。
5.如权利要求1所述的一种发电企业碳达峰预测方法，其特征在于：于步骤S3中，根据所述发电企业所在电力系统中电源发电量满足如下条件：
Figure QLYQS_39
从而确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数，其中，
Figure QLYQS_40
分别为所述电力系统全年需电量、煤电发电量、油电发电量、气电发电量、可再生能源发电量；tc、to、tg、tr分别为所述电力系统当年的煤电发电小时数、油电发电小时数、气电发电小时数、可再生能源发电小时数；
Figure QLYQS_41
分别为该发电企业所在电力系统当年的煤电装机容量、油电装机容量、气电装机容量、可再生能源装机容量，且其单位为kW。
6.如权利要求5所述的一种发电企业碳达峰预测方法，其特征在于：
Figure QLYQS_42
Figure QLYQS_43
根据所述电力系统资源情况及现状年份实际值确定，所述电力系统当年的煤电发电小时
Figure QLYQS_44
则根据如下公式获得：
Figure QLYQS_45
。
7.如权利要求1所述的一种发电企业碳达峰预测方法，其特征在于，步骤S4进一步包括：
步骤S400，根据所述发电企业在规划期内的逐年煤电装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年煤电发电小时数确定发电企业在规划期内逐年的煤炭消耗产生的碳排放量；
步骤S401，根据所述发电企业在规划期内的逐年油电装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年油电发电小时数确定发电企业在规划期内逐年的油品消耗产生的碳排放量；
步骤S402，根据所述发电企业在规划期内的逐年气电装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年气电发电小时数确定发电企业在规划期内逐年的天然气消耗产生的碳排放量；
步骤S403，根据获得的所述发电企业在规划期内逐年的煤炭消耗产生的碳排放量、油品消耗产生的碳排放量以及天然气消耗产生的碳排放量得到所述发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量。
8.如权利要求1所述的一种发电企业碳达峰预测方法，其特征在于，于步骤S5中，所述发电企业碳达峰年份YD需满足：
Figure QLYQS_46
其中，
Figure QLYQS_47
为所述发电企业碳达峰年份的碳排放总量，
Figure QLYQS_48
为所述发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量。
9.如权利要求8所述的一种发电企业碳达峰预测方法，其特征在于，于步骤S6中，判断是否满足以下条件：
Figure QLYQS_49
或
Figure QLYQS_50
其中，δ为可靠系数，取大于1的值，
Figure QLYQS_51
为发电企业规划终止年的碳排放总量，
Figure QLYQS_52
为发电企业规划终止年前一年的碳排放总量；
若满足，则预测过程结束，若不满足，则增大规划期的规划终止年取值，重新返回步骤S1。
10.一种发电企业碳达峰预测装置，包括：
逐年电源装机总容量确定单元，用于根据不同电源类别，分别确定发电企业及发电企业所在电力系统在设定的规划期内的逐年各类电源装机容量；
电力系统逐年发电小时数确定单元，用于根据所述发电企业所在电力系统在规划期内的逐年各类电源装机总容量及发电量确定所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数；
逐年化石能源碳排放总量计算单元，用于根据发电企业的逐年各类电源装机容量以及所述发电企业所在电力系统在规划期内的各类电源逐年发电小时数确定发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量；所述化石能源碳排放总量的计算公式为：
Figure QLYQS_53
其中，
Figure QLYQS_54
为煤炭消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；所述
Figure QLYQS_55
为油品消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure QLYQS_56
为天然气消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
在所述规划期内，所述发电企业的煤炭消耗产生的碳排放量为：
Figure QLYQS_58
所述
Figure QLYQS_65
为发电煤耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_66
为煤炭排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤；
Figure QLYQS_59
为该发电企业当年的煤电装机容量单位为kw；
Figure QLYQS_60
为当年的煤电发电小时数；
Figure QLYQS_61
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的煤电碳排放量，单位为吨CO2；其中所述发电煤耗因子计算方法如下：
Figure QLYQS_62
其中，
Figure QLYQS_57
为第Y年发电企业所拥有的煤电机组台数；sci为第i台煤电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure QLYQS_63
kci为第i台煤电机组的发电煤耗因子，单位为吨标准煤/kWh；tci为当年对第i台煤电机组实施节能技术改造所取得的单位发电煤耗减少量，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_64
为该发电企业当年的煤电装机容量，单位为kw；
在所述规划期内，所述发电企业的油品消耗产生的碳排放量为：
Figure QLYQS_69
其中，
Figure QLYQS_71
为油品消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure QLYQS_74
为该发电企业当年的油电装机容量，单位为KW；
Figure QLYQS_70
为当年的油电发电小时数；
Figure QLYQS_73
为发电油耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_76
为油品排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤；
Figure QLYQS_77
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的油电碳排放量，单位为吨CO2；所述发电油耗因子
Figure QLYQS_67
的计算方法如下：
Figure QLYQS_72
其中，
Figure QLYQS_75
为第Y年发电企业所拥有的油电机组台数；soi为第i台油电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure QLYQS_78
koi为第i台油电机组的发电油耗因子，单位为吨标准煤/kWh；toi为当年对第i台油电机组实施节能技术改造所取得的单位发电油耗减少量，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_68
为该发电企业当年的油电装机容量，单位为KW；
在所述规划期内，所述发电企业的天然气消耗产生的碳排放量为：
Figure QLYQS_80
其中，
Figure QLYQS_85
为天然气消耗产生的碳排放量，单位为吨CO2；
Figure QLYQS_88
为该发电企业当年的油电装机容量，单位为KW；
Figure QLYQS_82
为当年的气电发电小时数；
Figure QLYQS_86
为发电气耗因子，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_89
为天然气排放因子，单位为吨CO2/吨标准煤；
Figure QLYQS_90
为第Y年该发电企业通过碳捕集技术所捕获的气电碳排放量，单位为吨CO2；所述发电气耗因子
Figure QLYQS_79
的计算方法如下：
Figure QLYQS_83
其中，
Figure QLYQS_84
为第Y年发电企业所拥有的气电机组台数；sgi为第i台气电机组的装机容量，单位为kW，且满足约束条件
Figure QLYQS_87
kgi为第i台气电机组的发电气耗因子，单位为吨标准煤/kWh；tgi为当年对第i台气电机组实施节能技术改造所取得的单位发电气耗减少量，单位为吨标准煤/kWh；
Figure QLYQS_81
为该发电企业当年的油电装机容量，单位为KW；
碳达峰年份确定单元，用于根据获得的发电企业在规划期内的逐年化石能源碳排放总量构建所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线图，并根据所述逐年碳排放总量曲线图确定所述发电企业碳达峰年份；
校核单元，用于根据所述发电企业在规划期内的逐年碳排放总量曲线或所述发电企业碳达峰年份的碳排放总量对规划期长度进行校核。
CN202110954939.1A 2021-08-19 2021-08-19 一种发电企业碳达峰预测方法及装置 Active CN113780632B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110954939.1A CN113780632B (zh) 2021-08-19 2021-08-19 一种发电企业碳达峰预测方法及装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110954939.1A CN113780632B (zh) 2021-08-19 2021-08-19 一种发电企业碳达峰预测方法及装置

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113780632A CN113780632A (zh) 2021-12-10
CN113780632B true CN113780632B (zh) 2023-05-30

Family

ID=78838393

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110954939.1A Active CN113780632B (zh) 2021-08-19 2021-08-19 一种发电企业碳达峰预测方法及装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113780632B (zh)

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104050609A (zh) * 2014-07-14 2014-09-17 天津大学 一种并网光伏发电的低碳综合效益分析系统
CN104063630A (zh) * 2014-07-16 2014-09-24 南京擎天科技有限公司 一种地区碳排放量预测方法
CN107276080A (zh) * 2017-06-28 2017-10-20 国网山东省电力公司经济技术研究院 一种节能减排发展目标贡献率的计算方法
CN107609676A (zh) * 2017-08-17 2018-01-19 国网浙江省电力公司经济技术研究院 一种基于能源消费结构优化的碳排放峰值计算方法及系统
CN110322068A (zh) * 2019-07-03 2019-10-11 上海交通大学 一种综合能源系统能源转换设备配置方法及配置系统
CN110909954A (zh) * 2019-12-03 2020-03-24 西安交通大学 一种最大化可再生能源利用的多阶段电源规划方法
CN111160767A (zh) * 2019-12-27 2020-05-15 广东电网有限责任公司 一种综合能源服务效益评估方法
CN113205225A (zh) * 2021-05-27 2021-08-03 中国科学院地理科学与资源研究所 一种碳排放达峰的关键因子识别方法、系统及数据平台
CN113224756A (zh) * 2021-05-11 2021-08-06 湖南中大设计院有限公司 一种应用于光伏建筑一体化最佳装机容量测算的方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TWI572108B (zh) * 2014-11-14 2017-02-21 財團法人資訊工業策進會 卸載量分配方法與裝置

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104050609A (zh) * 2014-07-14 2014-09-17 天津大学 一种并网光伏发电的低碳综合效益分析系统
CN104063630A (zh) * 2014-07-16 2014-09-24 南京擎天科技有限公司 一种地区碳排放量预测方法
CN107276080A (zh) * 2017-06-28 2017-10-20 国网山东省电力公司经济技术研究院 一种节能减排发展目标贡献率的计算方法
CN107609676A (zh) * 2017-08-17 2018-01-19 国网浙江省电力公司经济技术研究院 一种基于能源消费结构优化的碳排放峰值计算方法及系统
CN110322068A (zh) * 2019-07-03 2019-10-11 上海交通大学 一种综合能源系统能源转换设备配置方法及配置系统
CN110909954A (zh) * 2019-12-03 2020-03-24 西安交通大学 一种最大化可再生能源利用的多阶段电源规划方法
CN111160767A (zh) * 2019-12-27 2020-05-15 广东电网有限责任公司 一种综合能源服务效益评估方法
CN113224756A (zh) * 2021-05-11 2021-08-06 湖南中大设计院有限公司 一种应用于光伏建筑一体化最佳装机容量测算的方法
CN113205225A (zh) * 2021-05-27 2021-08-03 中国科学院地理科学与资源研究所 一种碳排放达峰的关键因子识别方法、系统及数据平台

Non-Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Bo Li 等.Feasibility assessment of the carbon emissions peak in China's construction industry: Factor decomposition and peak forecast.《Science of The Total Environment》.2019,第706卷第1-13页. *
The impact of cheap natural gas on marginal emissions from electricity generation and implications for energy policy;J. Scott Holladay 等;《Journal of Environmental Economics and Management》;第85卷;第205-227页 *
中国工业碳排放达峰的情景预测与减排潜力评估;王勇 等;《中国人口•资源与环境》;第27卷(第1期);第131-140页 *
基于多目标模型的中国低成本碳达峰、碳中和路径;王深 等;《环境科学研究》;第34卷(第9期);第2044-2055页 *
山东省能源消费和二氧化碳排放总量控制模型及对策研究;张玉秀;《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》(第1期);第B027-522页 *
深圳市电力部门碳减排路径研究;马晓明 等;《生态经济》;第34卷(第2期);第24-29页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN113780632A (zh) 2021-12-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103697946A (zh) 一种火电厂燃煤锅炉烟气流量的计算方法及污染物排放量的控制方法
CN109785187B (zh) 一种发电机组供电煤耗检测数据校正方法
CN104881550A (zh) 动力电池运行温度的自适应预测方法
CN113592134A (zh) 一种基于能源数据的电力碳排放评估系统及方法
CN114722329B (zh) 电动汽车碳减排量核算方法、装置及电子设备
CN113177686A (zh) 一种基于碳耗指数的能耗异常判断方法
CN113406555A (zh) 一种交流充电站的电量计量误差监测方法及充电站
CN116720622A (zh) 一种电流互感器计量误差值预测方法
CN114077788B (zh) 一种碳排放分析方法、系统、计算机设备及存储介质
CN115409403A (zh) 一种基于组织碳排放预测的碳资产管理方法及系统
CN113246782B (zh) 一种直流充电桩的运行误差监测方法
CN113780632B (zh) 一种发电企业碳达峰预测方法及装置
CN114879619A (zh) 数字车间能源优化方法及系统
Misconel et al. How to determine bottom-up model-derived marginal CO₂ abatement cost curves with high temporal, sectoral, and techno-economic resolution?
CN117933453A (zh) 区域电网电力碳排放的预测方法、系统、设备及存储介质
CN117557305A (zh) 示范区碳排放数字化管理方法和系统
CN116050955B (zh) 基于数字孪生的二氧化碳排放量统计方法、装置及设备
CN112508231A (zh) 一种基于系统动力学的中长期电力负荷预测方法及系统
CN116930424A (zh) 一种碳排放在线连续监测系统
CN102999028B (zh) 煤气介质计量数据预警系统数模建构方法
CN114154853B (zh) 一种终端用能分析评价与决策支持的系统和方法
CN106651094B (zh) 一种基于等效节能量的企业能效评价方法
CN108197843A (zh) 一种平坦地形风电出力特性评估方法
CN114021460A (zh) 电动汽车充电桩效益测算模型构建方法和装置
CN112633612A (zh) 激励机制下基于e-a的蓄热电锅炉日前响应功率预测方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant