電力系統(tǒng)規(guī)劃(電源規(guī)劃)

1、第六章第六章 電源規(guī)劃電源規(guī)劃（Generation Planning）核心問題：核心問題：根據(jù)規(guī)劃期的負荷需求預測，確定在規(guī)劃期內(nèi)在滿足一定可靠性水平的條件下尋求一個最經(jīng)濟的電源開發(fā)方案回答以下問題： (1)何時投建新發(fā)電機組？ (2)在何處投建? (3)建何種類型的發(fā)電機組? (4)投建多大容量的發(fā)電機組? 6-1 概述電源規(guī)劃對以下問題作定量分析 a 機組投建方案（時間、地點、容量、類型等）； b 方案的投資流； c 運行費用、一次能源及燃料費用 (同時回答何時何地建何種費型的機組)； d 可靠性； e 方案對負荷增長、燃料價格等因素的靈敏度； f 經(jīng)濟效益分析。目標函數(shù)：目標函數(shù)：電廠

2、建設投資和生產(chǎn)運行費用總體模型：總體模型：電源投資決策部分、生產(chǎn)模擬部分投資決策：確定系統(tǒng)的電源結構、優(yōu)選發(fā)電站及裝機進度 生產(chǎn)模擬：優(yōu)化電力系統(tǒng)的生產(chǎn)情況，計算系統(tǒng)的技術經(jīng)濟指標。 分解協(xié)調(diào)求解：投資決策生產(chǎn)模擬，把生產(chǎn)模擬計算的運行費用、技術指標投資決策，反復迭代，直至收斂。 電源規(guī)劃優(yōu)化模型電源規(guī)劃優(yōu)化模型 高維數(shù)高維數(shù)非線性非線性隨機性隨機性 電源規(guī)劃模型的特點電源規(guī)劃模型的特點1.按發(fā)電機組類型優(yōu)化（按發(fā)電機組類型優(yōu)化（WASP） :不能回答何地建設，不能準確處理水電問題。 2按發(fā)電站優(yōu)化的模型（按發(fā)電站優(yōu)化的模型（JASP）：能回答何）：能回答何地建設，能處理水電問題。地建設，能處

3、理水電問題。 6-2 電源規(guī)劃的數(shù)學模型 把同類型機組的發(fā)電機合并在一起以減少決策變量個數(shù)，不能按電站優(yōu)化，故不能回答何地建設。1.傳統(tǒng)方法傳統(tǒng)方法：如果已有N個候選方案，則可以分別計算每種方案，從其中進行優(yōu)選即可，而不必用優(yōu)化模型 2.優(yōu)化模型優(yōu)化模型：目標函數(shù)：投資+運行費用殘值約束：電力平衡約束（等式或不等式約束） 可靠性約束（不等式約束） 決策變量：Ujt向量（第j個方案、第t年增加的各種類型 機組的臺數(shù)向量）一 、按機組類型優(yōu)化的電源規(guī)劃模型(WASP,Wien Automatic System Planning Package) WASP WASP 是英文“維也納系統(tǒng)規(guī)劃程序包”的

4、縮寫，它是美國 TVA 和 ORNL 在 1 972 一 1973 年為維也納國際原子能機構（ IAEA ）開發(fā)的一個電源規(guī)劃程序。 1976 年 IAEA 對該程序作了完善，并形成了 WASP 一 II ，這個版本曾在國際原子能機構成員國獲得廣泛的應用。在 1980 年， IAEA 又組織人力對程序中的水電模擬作了改進，形成了 WASP -III。目前我國已引人了 WASP -III。min 3zxy0,)2(32) 1 (53. .yxyxyxts方法1：(1)2+(1)183x+y13 方法2：圖解法 3xy5xy2xy3xy（一） 目標函數(shù) TtjtjtjtjtjtjSOMFIPVC1

5、min 規(guī)劃方案的總費用現(xiàn)值 Investment投資 Fuel燃料費用 Maintenance維修費用 Outage停電損失費用 Salvage投資折余(殘)值 第t年 規(guī)劃期的總年數(shù)(水平年) 上標：表示已將第t年的有關費用按給定的貼現(xiàn)率換算為某一時刻的現(xiàn)值 假設：a 投資發(fā)生在年初 ；b 折余(殘)值發(fā)生在水平年末 ；c 運行費用（燃料、維修、停電損失費用）發(fā)生在各年度的中點 最小費用法 現(xiàn)值的時間點1. 投資費用、拆余費用 ：表示對方案j第t年所擴建的所有類型機組的投資和水平年末的拆余費用求和 UIk：第k種類型發(fā)電機組每兆瓦的平均投資 MWk：第t年投建的第k種類型發(fā)電機組的容量kt

6、：為水平年末的折余系數(shù) i：貼現(xiàn)率 假設：各機組在年初投資，當年參與運行，忽略各機組本身的投資過程及相應的時間價值)1/(tkkjtiMWUII)1/()(TkkktjtiMWUIS01ttt 0tTTUnit Investment2 .燃料費用（針對火電廠） Hydro5 . 01,)1/(tNhhjthjtiaFhydhydN：水文條件數(shù) ha ：水文條件h出現(xiàn)的概率 hjt, ：水文條件h時，火、核的總燃料費用 *總燃料費用采用隨機生產(chǎn)模擬求得總燃料費用采用隨機生產(chǎn)模擬求得 3. 運行維護費用 Unit Fixed Cost：對第t年系統(tǒng)中所有類型發(fā)電機組的運行費用求和 UFl：機組類型

7、l單位固定運行費用(與裝機容量有關) MWl：機組類型l的裝機容量5 . 0)1/()(tltllljtiGUVMWUFMUnit Variable Cost UVl：機組類型l單位變動運行費用(與發(fā)電量有關) Glt：機組類型l第t年的發(fā)電量期望期 4.停電損失費用水文條件h時的用戶單位停電損失 a、b、c：常數(shù) ：第t年方案j在水文條件為 h時的電量不足期望 ：第t年的總電能需求量 0 5,.12,b3(21)hydjt hjt hAtAtNtjtjt hhhONaiNNcaEEhjtN,AtEha ：水文條件h出現(xiàn)的概率 （二）約束條件1.電力平衡 jtjtjttjjtURAkk1,jt

8、k：j方案第 t年參與運行的各類發(fā)電機組臺數(shù)(向量) jtA：j方案第 t年指令性計劃擴建的臺數(shù)(向量) jtF：j方案第 t年計劃退役的臺數(shù)(向量) jtU：j方案第 t年準備增加的機組臺數(shù)(向量) ，為待求的決策變量，稱為系統(tǒng)布局系統(tǒng)布局 比如：6種機組類型 機組類型123456機組數(shù)8436722第1年/Kjt5224616第2年/Ujt110012pttpjtpttDbkPDa,)1 ()()1 (ptD,：第t年關鍵時段(可用發(fā)電容量與峰荷差值最小的時段)峰荷 tatb：分別表示最小、最大備用系數(shù) )(,pjtkP：關鍵時段的可用發(fā)電容量 pivotal2.可靠性約束 ：表示第 t年

9、各時段綜合的電力不足概率 ：表示第 t年關鍵時段的電力不足概率 *特別地，當已知n個方案，且n個方案的Uj已確定后，則電源規(guī)劃轉化成方案比較問題， atajtCkLOLP,)(ptPjtckLOLP,)()(,ajtkLOLP)(,PjtkLOLP*待求向量為Ujt（當Nt, 2 , 1時，即為求Uj矩陣）。 average JASP的電源優(yōu)化模型包括投資決策和生產(chǎn)優(yōu)化2個部分。由于用數(shù)學規(guī)劃方法直接求解難度很大，因此采用分解協(xié)調(diào)技術,對2個部分分別求解,再交替迭代進行協(xié)調(diào)。 模型中包括2類待選電廠:第1類待選電廠中的各機組的投產(chǎn)年是相互獨立的（火電）；第2類待選電廠當?shù)?批機組的投建時間確定

10、后,其余機組的投產(chǎn)年限應按照可行性報告中擬定的投產(chǎn)進度連續(xù)建成（水電） 。這2類電廠的決策變量分別用X和Y表示。 設規(guī)劃年限為 Nt，系統(tǒng)中待選火電廠數(shù)為 Ngf，待選水電廠數(shù)為 Ngh則X和Y的維數(shù)分別為 Ngf Nt和Ngh Nt。用 Xti表示在規(guī)劃期第 t年火電廠 i投產(chǎn)的機組臺數(shù) ；對于水電廠和抽水蓄能電廠, 用 Ytj1表示在第 t年水電廠 j投產(chǎn)第1批機組。 二 、按發(fā)電站優(yōu)化的電源規(guī)劃按發(fā)電站優(yōu)化的電源規(guī)劃 模型(JASP，Jiao tong Automatic System Planning Package ）目標函數(shù)：投資+運行費用(等年值法)0111111min( )()

11、()gfghgfghgftNNNNNNtititjtjtititjtjtktijijkB Ia Xb YCRFc Xd Ye 火電廠投資水電廠投資待建火電廠運行費用待建水電廠運行費用原有火電廠運行費用( )11(1)(1)(1)1iiNttitiNiiaii火電廠i第t年投產(chǎn)每臺機組的固定費用火電廠i的使用壽命火電廠i第t年投產(chǎn)機組時在第年的投資流( )11(1)(1)(1)1jjjNttjtjNiibii水電廠j第t年投產(chǎn)機組時的固定費用水電廠j的使用壽命水電廠j第t年投產(chǎn)機組時在第年的投資流水電廠j后續(xù)裝機的年數(shù)( )( )1()(1)tNtiiibibiPiPiitcKW HHi火電廠i

12、第t年投產(chǎn)的每臺機組在規(guī)劃期內(nèi)的運行費用現(xiàn)值總和固定年運行費用單機容量第年的基荷利用小時數(shù)第年的峰荷利用小時數(shù)基荷標準煤耗微增率峰荷標準煤耗微增率標準煤價格( )1(1)tNtjjtdKi水電廠j第t年投產(chǎn)時在規(guī)劃期內(nèi)的運行費用現(xiàn)值總和水電廠j在第年的固定運行費用( )( )1()(1)ttttkkbkbkPkPkkeW HHi主要約束條件：a ) X,Y0 ： b ) Xti Mtic)d)f )電力電量平衡 g)可靠性約束 giNttiNXt111tNttiY6-3 電源規(guī)劃計算實例（方案比較）例1：選擇獨立發(fā)電廠的位置和容量 max NBRRLR GREC凈效益 系統(tǒng)風險損失減少 網(wǎng)損費

13、用減少 總發(fā)電容量投入需求費用的減少 電力公司收入減少 基礎數(shù)據(jù) 初始負荷水平為1995年的負荷曲線，假設工業(yè)負荷維持不變，而非工業(yè)負荷每年以2的幅度增長。同時假定不同年份的年度負荷持續(xù)曲線形狀相同。這意味著在不同年份的8760小時中，每小時負荷均按當年峰荷相同的比例增加。 輸電元件失效數(shù)據(jù)從歷史記錄數(shù)據(jù)庫檢索獲取，獨立發(fā)電廠的數(shù)據(jù)來自加拿大電氣學會CEA(Canadian Electricity Association)頒布的年度報告。 候選方案 1一個40 - 50兆瓦的木屑燃料獨立發(fā)電廠, 在SCP變電站接入69千伏系統(tǒng)。 2一個80或150兆瓦的天然氣獨立發(fā)電廠, 在IPM變電站接入6

14、9千伏系統(tǒng)。 3同方案2, 但發(fā)電機組通過一條230 千伏線路, 在CAM變電站接入230千伏系統(tǒng) 4一個50 - 80兆瓦天然氣獨立發(fā)電廠, 在UNY變電站接入69千伏系統(tǒng)。 1995年負荷水平下4個獨立發(fā)電廠位置對應的系統(tǒng)年度化期望缺供電量(EENS)（兆瓦時/年）發(fā)電廠容量(兆瓦)接入的變電站SCPIPMCAMUNY010203040506070809010011012013014015012241178114211211110109010891079106810571047103610261015100510051224119711751154113411171108109910901

15、080107210631054104510361032122411431067991914838762691621555554554553553553553122410709398858308288288288288288288288288288288281995年負荷水平下4個獨立發(fā)電廠位置對應的系統(tǒng)年度化期望缺供電量(EENS) 2003年負荷水平下4個獨立發(fā)電廠位置對應的系統(tǒng)年度化期望缺供電量(EENS)(兆瓦時/年)發(fā)電廠容量(兆瓦)接入的變電站SCPIPMCAMUNY01020304050607080901001101201301401509400882984718174791776

16、7474447232700668086597642262736124597459579400904787258478826080507845765074757308714169746838681268126812940077806524547244203371234321832068195718461754166615791492140694008157697861585494527052705270527052705270527052705270527052702003年負荷水平下4個獨立發(fā)電廠位置對應的系統(tǒng)年度化期望缺供電量(EENS) 01000200030004000500060007

17、00080009000100000102030405060708090 100 110 120 130 140 150發(fā)電廠容量 (MW)年度化EENS (MWh/年)SCPIPMCAMUBC選擇下面兩個獨立發(fā)電廠接入方案作進一步評估 1. 50兆瓦容量在UNY變電站接入69千伏系統(tǒng)，80兆瓦容量在CAM變電站接入230千伏系統(tǒng)。 2. 50兆瓦容量在UNY變電站接入69千伏系統(tǒng)，150兆瓦容量在CAM變電站接入230千伏系統(tǒng)。 基本情況和兩個獨立發(fā)電廠方案對應的系統(tǒng)年度期望缺供電量(EENS)（兆瓦時/年）方案負荷水平年19951997199920012003基本情況方案1方案2315205

18、204351216212398228222471245234589267249兩個獨立發(fā)電廠方案減少的系統(tǒng)年度期望缺供電量 年份方案1方案219951996199719981999200020012002110122135153170198226274111125139158176207237288兩個獨立發(fā)電廠方案減少的系統(tǒng)風險損失費用(萬加元/年) 年份方案1方案219951996199719981999200020012002總計69.376.985.196.4107.1124.7142.4172.6874.569.978.887.699.5110.9130.4149.3181.4907

19、.8單位停電損失：6.3加元/千瓦時兩個獨立發(fā)電廠方案減少的系統(tǒng)平均網(wǎng)損(兆瓦) 年份方案1方案2199519961997199819992000200120025.85.86.57.07.86.46.25.38.18.69.79.911.39.19.07.8兩個獨立發(fā)電廠方案減少的系統(tǒng)網(wǎng)損費用 (萬加元/年) 年份方案1方案219951996199719981999200020012002總計57.158.968.276.087.674.474.566.0562.779.787.4101.8107.4126.9105.7108.397.2814.4發(fā)電容量需求的減少費用 在方案1中，50兆瓦

20、容量的獨立發(fā)電廠接入UNY變電站，另80兆瓦容量接入CAM變電站。減少的系統(tǒng)發(fā)電容量需求為(50+80-52)*0.8=62.4 兆瓦，其中52兆瓦是獨立發(fā)電廠直接供電的用戶負荷。52兆瓦從系統(tǒng)容量減少中扣除，是因為電力公司有協(xié)議承諾，必須保證在獨立發(fā)電機組失效時向用戶正常供電。根據(jù)電力公司資金規(guī)劃導則規(guī)定的單位發(fā)電容量投資費率(3.4萬加元/兆瓦/年)計算，減少的容量成本是62.4*3.4=212.2 萬加元/年。 在方案2中，50兆瓦容量的獨立發(fā)電廠接入UNY變電站，另150兆瓦容量接入CAM變電站。減少的系統(tǒng)發(fā)電容量需求是(50+150-52)*0.8=118.4 兆瓦，相應減少的容量成

21、本是118.4*3.4 = 402.6 萬加元/年。 電力公司凈收入減少費用 獨立發(fā)電廠對電力公司在經(jīng)濟方面的負面影響是由于電量返銷引起。本例中，電力公司的方針是僅允許返銷非電力公司發(fā)電量的25；其余的75發(fā)電量可以上網(wǎng)，但必須有其他負荷用戶使用（即電力公司只負責向其他用戶轉送電量）。獨立發(fā)電廠業(yè)主返售給電力公司的電量, 實質(zhì)上是由電力公司轉售給其他用戶,電力公司不從轉售中盈利。但是，如果電力公司自身發(fā)電出售給用戶相同的電量，則將盈利32.75加元/兆瓦時。這就意味著獨立發(fā)電廠接入系統(tǒng)將使電力公司的凈收入減少。根據(jù)歷史統(tǒng)計數(shù)據(jù)，50兆瓦及以上容量的天然氣發(fā)電機的平均不可用率(包括強迫、非維修計

22、劃和維修計劃停運在內(nèi))為0.35。 方案1減少的凈收入為(1-0.35)*8760*(50+80-52)*32.75*0.25 = 363.6 萬加元/年。 方案2減少的凈收入為(1-0.35)*8760*(50+150-52)*32.75*0.25 = 690.0萬加元/年。凈效益計算 方案1： 凈效益 = 874.5 + 562.7 + (212.2 363.6) * 8 = 226.0 萬加元 方案2： 凈效益= 907.8 + 814.4 + (402.6 690.0)* 8 = -577.0萬加元例2：一個地區(qū)發(fā)電廠的退役決策 這是一個在1999年研究的，位于某島北部地區(qū)一臺發(fā)電機組

23、退役決策的實例。該地區(qū)的重要性相對較小，全部負荷由60千伏輻射式輸電線路供電 本地發(fā)電廠 GLD (主電源) 基礎數(shù)據(jù) 地區(qū)總負荷是54兆瓦，電源主要來自與系統(tǒng)連網(wǎng)的GLD變電站。有50兆瓦發(fā)電機組容量的本地發(fā)電廠作為備用電源，該發(fā)電機已經(jīng)運行多年，并已達到壽命終止年限。兩臺渦輪機中已有一臺失效，因而實際容量已減至25兆瓦。該機組有較多的起動失敗統(tǒng)計記錄。電力公司所面臨的問題是：該機組應該完全退役呢，還是應該通過修復改造恢復到50兆瓦容量繼續(xù)運行? 候選方案 1. 本地發(fā)電機組退役。本地發(fā)電廠的備用功能不再存在，所有當?shù)刎摵捎蒅LD變電站供電。 2.本地發(fā)電機組修復，并將能以50兆瓦出力再運行

24、10年。換言之，它的退役時間可推遲到2009年。根據(jù)同類機組的歷史統(tǒng)計數(shù)據(jù)，50兆瓦燃氣輪機的平均有效強迫停運概率(UFOP)是12.2，平均修復時間是56.04小時。這些數(shù)據(jù)用作該修復機組的停運數(shù)據(jù)。 3.本地發(fā)電機組維持當年（1999年）狀況，即以25兆瓦容量和更高的有效強迫停運概率(UFOP) 繼續(xù)運行。即是說，不對發(fā)電機組進行改造，只進行常規(guī)維修，以使本地發(fā)電機組的狀況不再進一步惡化。這種狀況下的機組停運數(shù)據(jù)是UFOP=23.38%（幾乎是正常值的兩倍），平均修復時間181.91小時（大約是正常值的3倍）。 三個方案的系統(tǒng)風險指標 方案EENS（兆瓦時/年）EFLC（次/年）EDLC（

25、小時/年）機組退役機組修復(50 兆瓦)維持不變(25 兆瓦)9630650.540.220.483.031.472.42投資成本 發(fā)電機組退役和保持當年狀況兩個方案都不發(fā)生資本投資費用，而修復發(fā)電機組方案需要總資本投入120.0萬加元，其中1999年為30.0萬加元，2000年為90.0萬加元。 發(fā)電機組退役方案需要總共45.0萬加元的退役拆除費用，其中1999年10.0萬加元，2000年35.0萬加元；另兩個方案的拆除費用支出將推遲到2008年和2009年。 運行成本 機組退役方案基本上不會節(jié)省系統(tǒng)的燃料成本，這是因為在機組退役后，所有地方負荷仍然必需由電網(wǎng)供電。為了簡化，三種方案的燃料成本都假設為零。即使考慮燃料成本，由于其對各方案是相同的，不會在比較中造成任何差異。 發(fā)電機組退役方案的維修和其他運行成本, 除第一年（1999）的16.0萬加元外，其它各年均為零。機組修復方案的這一成本為16.0萬加元/年，維持當年狀況的方案所需的這一成本為18.0萬加元/年。由于發(fā)電機組的老化狀態(tài)，維持當年狀況的方案需要更多的維修工作。 風險損失費用 利用期望缺供電量(