电力系统规划(电源规划)介绍

第六章电源规划（GenerationPlanning）•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：电厂建设投资和生产运行费用•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•高维数•非线性•随机性电源规划模型的特点1.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（JASP）：能回答何地建设，能处理水电问题。§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：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：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,WienAutomaticSystemPlanningPackage)WASPWASP是英文“维也纳系统规划程序包”的缩写，它是美国TVA和ORNL在1972一1973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。min3zxy0,)2(32)1(53..yxyxyxts方法1：(1)×2+(1)×1→8≤3x+y≤13方法2：图解法3xy5xy2xy3xy（一）目标函数TtjtjtjtjtjtjSOMFIPVC1min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δkt：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/()(TkkktjtiMWUIS'01ttt0'tTTUnitInvestment2.燃料费用（针对火电厂）Hydro5.01,')1/(tNhhjthjtiaFhydhydN：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3.运行维护费用UnitFixedCost：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/()(tltllljtiGUVMWUFMUnitVariableCost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'05,,.12,b3(21)hydjthjthAtAtNtjtjthhhONaiNNcaEEhjtN,AtEha：水文条件h出现的概率（二）约束条件1.电力平衡jtjtjttjjtURAkk1,jtk：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）。averageJASP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NgfNt和NghNt。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Ytj＝1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模型(JASP，JiaotongAutomaticSystemPlanningPackage）目标函数：投资+运行费用(等年值法)0111111min()[()()]gfghgfghgftNNNNNNtititjtjtititjtjtktijijkBIaXbYCRFcXdYe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τ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τ年的投资流水电厂j后续装机的年数()()1[()](1)tNtiiibibiPiPiitcKWHHi火电厂i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τ年的基荷利用小时数第τ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τ年的固定运行费用()()1()(1)ttttkkbkbkPkPkkeWHHi主要约束条件：a)X,Y≥0：b)Xti≤Mtic)d)f)电力电量平衡g)可靠性约束giNttiNXt111tNttiY§6-3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maxNBRRLRGREC净效益系统风险损失减少网损费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(CanadianElectricityAssociation)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69千伏系统。•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SCPIPMCAMUNY010203040506070809010011012013014015012241178114211211110109010891079106810571047103610261015100510051224119711751154113411171108109910901080107210631054104510361032122411431067991914838762691621555554554553553553553122410709398858308288288288288288288288288288288281995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)0200400600800100012001400020406080100120140发电厂容量(MW)年度化EENS(MWh/年)SCPIPMCAMUBC2003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SCPIPMCAMUNY010203040506070809010011012013014015094008829847181747917767474447232700668086597642262736124597459579400904787258478826080507845765074757308714169746838681268126812940077806524547244203371234321832068195718461754166615791492140694008157697861585494527052705270527052705270527052705270527052702003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)0100020003000400050006000700080009000100000102030405060708090100110120130140150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