电力系统规划(电源规划)

1、第六章第六章 电源规划电源规划（Generation Planning）核心问题：核心问题：根据规划期的负荷需求预测，确定在规划期内在满足一定可靠性水平的条件下寻求一个最经济的电源开发方案回答以下问题： (1)何时投建新发电机组？ (2)在何处投建? (3)建何种类型的发电机组? (4)投建多大容量的发电机组? 6-1 概述电源规划对以下问题作定量分析 a 机组投建方案（时间、地点、容量、类型等）； b 方案的投资流； c 运行费用、一次能源及燃料费用 (同时回答何时何地建何种费型的机组)； d 可靠性； e 方案对负荷增长、燃料价格等因素的灵敏度； f 经济效益分析。目标函数：目标函数：电厂

2、建设投资和生产运行费用总体模型：总体模型：电源投资决策部分、生产模拟部分投资决策：确定系统的电源结构、优选发电站及装机进度 生产模拟：优化电力系统的生产情况，计算系统的技术经济指标。 分解协调求解：投资决策生产模拟，把生产模拟计算的运行费用、技术指标投资决策，反复迭代，直至收敛。 电源规划优化模型电源规划优化模型 高维数高维数非线性非线性随机性随机性 电源规划模型的特点电源规划模型的特点1.按发电机组类型优化（按发电机组类型优化（WASP） :不能回答何地建设，不能准确处理水电问题。 2按发电站优化的模型（按发电站优化的模型（JASP）：能回答何）：能回答何地建设，能处理水电问题。地建设，能处

3、理水电问题。 6-2 电源规划的数学模型 把同类型机组的发电机合并在一起以减少决策变量个数，不能按电站优化，故不能回答何地建设。1.传统方法传统方法：如果已有N个候选方案，则可以分别计算每种方案，从其中进行优选即可，而不必用优化模型 2.优化模型优化模型：目标函数：投资+运行费用残值约束：电力平衡约束（等式或不等式约束） 可靠性约束（不等式约束） 决策变量：Ujt向量（第j个方案、第t年增加的各种类型 机组的台数向量）一 、按机组类型优化的电源规划模型(WASP,Wien Automatic System Planning Package) WASP WASP 是英文“维也纳系统规划程序包”的

4、缩写，它是美国 TVA 和 ORNL 在 1 972 一 1973 年为维也纳国际原子能机构（ IAEA ）开发的一个电源规划程序。 1976 年 IAEA 对该程序作了完善，并形成了 WASP 一 II ，这个版本曾在国际原子能机构成员国获得广泛的应用。在 1980 年， IAEA 又组织人力对程序中的水电模拟作了改进，形成了 WASP -III。目前我国已引人了 WASP -III。min 3zxy0,)2(32) 1 (53. .yxyxyxts方法1：(1)2+(1)183x+y13 方法2：图解法 3xy5xy2xy3xy（一） 目标函数 TtjtjtjtjtjtjSOMFIPVC1

5、min 规划方案的总费用现值 Investment投资 Fuel燃料费用 Maintenance维修费用 Outage停电损失费用 Salvage投资折余(残)值 第t年 规划期的总年数(水平年) 上标：表示已将第t年的有关费用按给定的贴现率换算为某一时刻的现值 假设：a 投资发生在年初 ；b 折余(残)值发生在水平年末 ；c 运行费用（燃料、维修、停电损失费用）发生在各年度的中点 最小费用法 现值的时间点1. 投资费用、拆余费用 ：表示对方案j第t年所扩建的所有类型机组的投资和水平年末的拆余费用求和 UIk：第k种类型发电机组每兆瓦的平均投资 MWk：第t年投建的第k种类型发电机组的容量kt

6、：为水平年末的折余系数 i：贴现率 假设：各机组在年初投资，当年参与运行，忽略各机组本身的投资过程及相应的时间价值)1/(tkkjtiMWUII)1/()(TkkktjtiMWUIS01ttt 0tTTUnit Investment2 .燃料费用（针对火电厂） Hydro5 . 01,)1/(tNhhjthjtiaFhydhydN：水文条件数 ha ：水文条件h出现的概率 hjt, ：水文条件h时，火、核的总燃料费用 *总燃料费用采用随机生产模拟求得总燃料费用采用随机生产模拟求得 3. 运行维护费用 Unit Fixed Cost：对第t年系统中所有类型发电机组的运行费用求和 UFl：机组类型

7、l单位固定运行费用(与装机容量有关) MWl：机组类型l的装机容量5 . 0)1/()(tltllljtiGUVMWUFMUnit Variable Cost UVl：机组类型l单位变动运行费用(与发电量有关) Glt：机组类型l第t年的发电量期望期 4.停电损失费用水文条件h时的用户单位停电损失 a、b、c：常数 ：第t年方案j在水文条件为 h时的电量不足期望 ：第t年的总电能需求量 0 5,.12,b3(21)hydjt hjt hAtAtNtjtjt hhhONaiNNcaEEhjtN,AtEha ：水文条件h出现的概率 （二）约束条件1.电力平衡 jtjtjttjjtURAkk1,jt

8、k：j方案第 t年参与运行的各类发电机组台数(向量) jtA：j方案第 t年指令性计划扩建的台数(向量) jtF：j方案第 t年计划退役的台数(向量) jtU：j方案第 t年准备增加的机组台数(向量) ，为待求的决策变量，称为系统布局系统布局 比如：6种机组类型 机组类型123456机组数8436722第1年/Kjt5224616第2年/Ujt110012pttpjtpttDbkPDa,)1 ()()1 (ptD,：第t年关键时段(可用发电容量与峰荷差值最小的时段)峰荷 tatb：分别表示最小、最大备用系数 )(,pjtkP：关键时段的可用发电容量 pivotal2.可靠性约束 ：表示第 t年

9、各时段综合的电力不足概率 ：表示第 t年关键时段的电力不足概率 *特别地，当已知n个方案，且n个方案的Uj已确定后，则电源规划转化成方案比较问题， atajtCkLOLP,)(ptPjtckLOLP,)()(,ajtkLOLP)(,PjtkLOLP*待求向量为Ujt（当Nt, 2 , 1时，即为求Uj矩阵）。 average JASP的电源优化模型包括投资决策和生产优化2个部分。由于用数学规划方法直接求解难度很大，因此采用分解协调技术,对2个部分分别求解,再交替迭代进行协调。 模型中包括2类待选电厂:第1类待选电厂中的各机组的投产年是相互独立的（火电）；第2类待选电厂当第1批机组的投建时间确定

10、后,其余机组的投产年限应按照可行性报告中拟定的投产进度连续建成（水电） 。这2类电厂的决策变量分别用X和Y表示。 设规划年限为 Nt，系统中待选火电厂数为 Ngf，待选水电厂数为 Ngh则X和Y的维数分别为 Ngf Nt和Ngh Nt。用 Xti表示在规划期第 t年火电厂 i投产的机组台数 ；对于水电厂和抽水蓄能电厂, 用 Ytj1表示在第 t年水电厂 j投产第1批机组。 二 、按发电站优化的电源规划按发电站优化的电源规划 模型(JASP，Jiao tong Automatic System Planning Package ）目标函数：投资+运行费用(等年值法)0111111min( )()

11、()gfghgfghgftNNNNNNtititjtjtititjtjtktijijkB Ia Xb YCRFc Xd Ye 火电厂投资水电厂投资待建火电厂运行费用待建水电厂运行费用原有火电厂运行费用( )11(1)(1)(1)1iiNttitiNiiaii火电厂i第t年投产每台机组的固定费用火电厂i的使用寿命火电厂i第t年投产机组时在第年的投资流( )11(1)(1)(1)1jjjNttjtjNiibii水电厂j第t年投产机组时的固定费用水电厂j的使用寿命水电厂j第t年投产机组时在第年的投资流水电厂j后续装机的年数( )( )1()(1)tNtiiibibiPiPiitcKW HHi火电厂i

12、第t年投产的每台机组在规划期内的运行费用现值总和固定年运行费用单机容量第年的基荷利用小时数第年的峰荷利用小时数基荷标准煤耗微增率峰荷标准煤耗微增率标准煤价格( )1(1)tNtjjtdKi水电厂j第t年投产时在规划期内的运行费用现值总和水电厂j在第年的固定运行费用( )( )1()(1)ttttkkbkbkPkPkkeW HHi主要约束条件：a ) X,Y0 ： b ) Xti Mtic)d)f )电力电量平衡 g)可靠性约束 giNttiNXt111tNttiY6-3 电源规划计算实例（方案比较）例1：选择独立发电厂的位置和容量 max NBRRLR GREC净效益 系统风险损失减少 网损费

13、用减少 总发电容量投入需求费用的减少 电力公司收入减少 基础数据 初始负荷水平为1995年的负荷曲线，假设工业负荷维持不变，而非工业负荷每年以2的幅度增长。同时假定不同年份的年度负荷持续曲线形状相同。这意味着在不同年份的8760小时中，每小时负荷均按当年峰荷相同的比例增加。 输电元件失效数据从历史记录数据库检索获取，独立发电厂的数据来自加拿大电气学会CEA(Canadian Electricity Association)颁布的年度报告。 候选方案 1一个40 - 50兆瓦的木屑燃料独立发电厂, 在SCP变电站接入69千伏系统。 2一个80或150兆瓦的天然气独立发电厂, 在IPM变电站接入6

14、9千伏系统。 3同方案2, 但发电机组通过一条230 千伏线路, 在CAM变电站接入230千伏系统 4一个50 - 80兆瓦天然气独立发电厂, 在UNY变电站接入69千伏系统。 1995年负荷水平下4个独立发电厂位置对应的系统年度化期望缺供电量(EENS)（兆瓦时/年）发电厂容量(兆瓦)接入的变电站SCPIPMCAMUNY010203040506070809010011012013014015012241178114211211110109010891079106810571047103610261015100510051224119711751154113411171108109910901

15、080107210631054104510361032122411431067991914838762691621555554554553553553553122410709398858308288288288288288288288288288288281995年负荷水平下4个独立发电厂位置对应的系统年度化期望缺供电量(EENS) 2003年负荷水平下4个独立发电厂位置对应的系统年度化期望缺供电量(EENS)(兆瓦时/年)发电厂容量(兆瓦)接入的变电站SCPIPMCAMUNY01020304050607080901001101201301401509400882984718174791776

16、7474447232700668086597642262736124597459579400904787258478826080507845765074757308714169746838681268126812940077806524547244203371234321832068195718461754166615791492140694008157697861585494527052705270527052705270527052705270527052702003年负荷水平下4个独立发电厂位置对应的系统年度化期望缺供电量(EENS) 01000200030004000500060007

17、00080009000100000102030405060708090 100 110 120 130 140 150发电厂容量 (MW)年度化EENS (MWh/年)SCPIPMCAMUBC选择下面两个独立发电厂接入方案作进一步评估 1. 50兆瓦容量在UNY变电站接入69千伏系统，80兆瓦容量在CAM变电站接入230千伏系统。 2. 50兆瓦容量在UNY变电站接入69千伏系统，150兆瓦容量在CAM变电站接入230千伏系统。 基本情况和两个独立发电厂方案对应的系统年度期望缺供电量(EENS)（兆瓦时/年）方案负荷水平年19951997199920012003基本情况方案1方案2315205

18、204351216212398228222471245234589267249两个独立发电厂方案减少的系统年度期望缺供电量 年份方案1方案219951996199719981999200020012002110122135153170198226274111125139158176207237288两个独立发电厂方案减少的系统风险损失费用(万加元/年) 年份方案1方案219951996199719981999200020012002总计69.376.985.196.4107.1124.7142.4172.6874.569.978.887.699.5110.9130.4149.3181.4907

19、.8单位停电损失：6.3加元/千瓦时两个独立发电厂方案减少的系统平均网损(兆瓦) 年份方案1方案2199519961997199819992000200120025.85.86.57.07.86.46.25.38.18.69.79.911.39.19.07.8两个独立发电厂方案减少的系统网损费用 (万加元/年) 年份方案1方案219951996199719981999200020012002总计57.158.968.276.087.674.474.566.0562.779.787.4101.8107.4126.9105.7108.397.2814.4发电容量需求的减少费用 在方案1中，50兆瓦

20、容量的独立发电厂接入UNY变电站，另80兆瓦容量接入CAM变电站。减少的系统发电容量需求为(50+80-52)*0.8=62.4 兆瓦，其中52兆瓦是独立发电厂直接供电的用户负荷。52兆瓦从系统容量减少中扣除，是因为电力公司有协议承诺，必须保证在独立发电机组失效时向用户正常供电。根据电力公司资金规划导则规定的单位发电容量投资费率(3.4万加元/兆瓦/年)计算，减少的容量成本是62.4*3.4=212.2 万加元/年。 在方案2中，50兆瓦容量的独立发电厂接入UNY变电站，另150兆瓦容量接入CAM变电站。减少的系统发电容量需求是(50+150-52)*0.8=118.4 兆瓦，相应减少的容量成

21、本是118.4*3.4 = 402.6 万加元/年。 电力公司净收入减少费用 独立发电厂对电力公司在经济方面的负面影响是由于电量返销引起。本例中，电力公司的方针是仅允许返销非电力公司发电量的25；其余的75发电量可以上网，但必须有其他负荷用户使用（即电力公司只负责向其他用户转送电量）。独立发电厂业主返售给电力公司的电量, 实质上是由电力公司转售给其他用户,电力公司不从转售中盈利。但是，如果电力公司自身发电出售给用户相同的电量，则将盈利32.75加元/兆瓦时。这就意味着独立发电厂接入系统将使电力公司的净收入减少。根据历史统计数据，50兆瓦及以上容量的天然气发电机的平均不可用率(包括强迫、非维修计

22、划和维修计划停运在内)为0.35。 方案1减少的净收入为(1-0.35)*8760*(50+80-52)*32.75*0.25 = 363.6 万加元/年。 方案2减少的净收入为(1-0.35)*8760*(50+150-52)*32.75*0.25 = 690.0万加元/年。净效益计算 方案1： 净效益 = 874.5 + 562.7 + (212.2 363.6) * 8 = 226.0 万加元 方案2： 净效益= 907.8 + 814.4 + (402.6 690.0)* 8 = -577.0万加元例2：一个地区发电厂的退役决策 这是一个在1999年研究的，位于某岛北部地区一台发电机组

23、退役决策的实例。该地区的重要性相对较小，全部负荷由60千伏辐射式输电线路供电 本地发电厂 GLD (主电源) 基础数据 地区总负荷是54兆瓦，电源主要来自与系统连网的GLD变电站。有50兆瓦发电机组容量的本地发电厂作为备用电源，该发电机已经运行多年，并已达到寿命终止年限。两台涡轮机中已有一台失效，因而实际容量已减至25兆瓦。该机组有较多的起动失败统计记录。电力公司所面临的问题是：该机组应该完全退役呢，还是应该通过修复改造恢复到50兆瓦容量继续运行? 候选方案 1. 本地发电机组退役。本地发电厂的备用功能不再存在，所有当地负荷由GLD变电站供电。 2.本地发电机组修复，并将能以50兆瓦出力再运行

24、10年。换言之，它的退役时间可推迟到2009年。根据同类机组的历史统计数据，50兆瓦燃气轮机的平均有效强迫停运概率(UFOP)是12.2，平均修复时间是56.04小时。这些数据用作该修复机组的停运数据。 3.本地发电机组维持当年（1999年）状况，即以25兆瓦容量和更高的有效强迫停运概率(UFOP) 继续运行。即是说，不对发电机组进行改造，只进行常规维修，以使本地发电机组的状况不再进一步恶化。这种状况下的机组停运数据是UFOP=23.38%（几乎是正常值的两倍），平均修复时间181.91小时（大约是正常值的3倍）。 三个方案的系统风险指标 方案EENS（兆瓦时/年）EFLC（次/年）EDLC（

25、小时/年）机组退役机组修复(50 兆瓦)维持不变(25 兆瓦)9630650.540.220.483.031.472.42投资成本 发电机组退役和保持当年状况两个方案都不发生资本投资费用，而修复发电机组方案需要总资本投入120.0万加元，其中1999年为30.0万加元，2000年为90.0万加元。 发电机组退役方案需要总共45.0万加元的退役拆除费用，其中1999年10.0万加元，2000年35.0万加元；另两个方案的拆除费用支出将推迟到2008年和2009年。 运行成本 机组退役方案基本上不会节省系统的燃料成本，这是因为在机组退役后，所有地方负荷仍然必需由电网供电。为了简化，三种方案的燃料成本都假设为零。即使考虑燃料成本，由于其对各方案是相同的，不会在比较中造成任何差异。 发电机组退役方案的维修和其他运行成本, 除第一年（1999）的16.0万加元外，其它各年均为零。机组修复方案的这一成本为16.0万加元/年，维持当年状况的方案所需的这一成本为18.0万加元/年。由于发电机组的老化状态，维持当年状况的方案需要更多的维修工作。 风险损失费用 利用期望缺供电量(