一种综合电力系统中多类型发电机组的可补偿容量的计算方法

技术领域

本发明涉及电力领域的统计方法，特别是一种综合电力系统中多类型发电机组的可补偿容量的计算方法。

背景技术

2015年以来，国内批发市场竞争主要以电能量中长期交易的形式开展，各地区多依赖基数电量加标杆电价的方式，实现对发电容量成本的补偿。但是随着市场化规模的不断扩大，可供分配的基数电量将越来越少，通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本的回收将难以为继，迫切需要探索和建立新的容量成本回收机制。

电力现货市场建设的加速推进使得建立容量成本回收机制的需求变得更加迫切。经典现货市场理论以机组发电生产的短期边际成本作为现货市场报价的主要决定要素。该短期边际成本通常不反映包括投资在内的各项固定成本支出，这给市场的稳定运行带来隐患：对存量机组而言，决定现货市场出清价格的边际机组的固定成本支出无法得到合理补偿；非边际机组的固定成本支出虽然能够通过自身边际成本和系统边际成本之间的差额得到部分补偿，但是存在较大的不确定性，存量发电机组几乎完全暴露在现货市场价格的风险中。更为严重的是，仅仅依赖现货市场的价格信号往往难以满足电源投资激励的需要。世界各国有效运作的电力现货市场都表明，短时的电力市场价格信号能有效激励发电侧存量资源，以及用户侧需求响应资源参与市场，调节市场供给，实现优化系统运行的目的。但是现货市场价格信号在激励新增电源投资、保障电力长期平稳供给方面的作用是令人存疑的。由于负荷变化、可再生能源出力等的不确定性，现货市场难免出现短时价格大幅波动。但由于一般燃煤火电投资建设周期都在2-3年，而水电建设周期则动辄长达6年以上，长周期的电源投资者事实上难以根据短时价格信号去做长期投资决策。另外，即使有投资者愿意在价格信号出现后启动电源建设，但由于电源建设周期过长，仍可能导致建设周期内的电力供应短缺局面难以避免，影响电力供应安全。

对中国而言，建立长期容量保障机制、确保电力安全平稳供给尤为重要。与西方发达国家电力需求已进入低速增长的饱和发展阶段不同，为支撑未来国民经济高质量增长需要，中国电力需求预计仍将维持中高速增长。未来中国新增主力电源预计仍为水电、核电和火电，建设周期普遍较长，如无配套长期容量保障机制，届时将难免出现电力供应短缺局面。并且，随着间歇性可再生能源的快速发展，传统电源的发电利用小时数不断下降，可再生能源参与电能量现货市场竞争将可能使电价进一步降低，这会使传统电源通过现货市场回收固定成本的难度进一步增大。

发明内容

本方案的一个目的在于提供一种综合电力系统中多类型发电机组的可补偿容量的计算方法。该方法提供了在设计建设电力现货市场时，同步规划建立配套的容量成本回收机制的方法。

为达到上述目的，本方案如下：

一种综合电力系统中多类型发电机组的可补偿容量的计算方法，该方法包括：

基于发电设施类型的特性，计算包括火力发电的发电机组、水力发电的发电机组、风力发电的发电机组、核能及太阳能发电的发电机组的初始容量；

基于火力发电的发电机组、水力发电的发电机组、风力发电的发电机组、核能及太阳能发电的发电机组的初始容量，分别计算火力发电的发电机组、水力发电的发电机组、风力发电的发电机组、核能及太阳能发电的发电机组的可调容量；

基于火力发电的发电机组、水力发电的发电机组、风力发电的发电机组、核能及太阳能发电的发电机组的可调容量确定各发电站发电机组的可补偿容量。

优选的，所述初始容量为计及各类型机组自身技术经济特性，折算后的发电容量；

所述可调容量为计及各机组生产运营情况，可实际为系统提供容量支撑的发电容量；

所述可补偿容量为，计及系统容量需求后，各机组可获得经济补偿的容量。

优选的，所述火力发电的发电机组的初始容量根据计算年度之前的若干年中该发电机组主要燃料年度平均可用容量的最小值确定。

优选的，所述水力发电的发电机组的初始容量包括不可调节分量和可调节分量。

优选的，所述不可调节分量包括：

没有水库库容调节能力的水电站发电机组的不可调节分量和有水库库容调节能力的水电站发电机组的不可调节分量；

所述没有水库库容调节能力的水电站发电机组的不可调节分量根据该水电站在枯水年的年平均发电容量确定。

优选的，所述可调节分量为具有水库库容调节能力的水电站发电机组的可调节分量，计算所述可调节分量包括如下步骤：

a.计算各水电站的可调节电能，包括：

b.计算综合电力系统具备可调节电能的水电站的总的可调节电能；

c.基于所述综合电力系统中具备可调节电能的水电站的总的可调节电能进行积分运算，使得综合电力系统的年持续负荷曲线与某一负荷P

d.基于每个水电站的可调节电能在综合电力系统中具备可调节电能的水电站的总的可调节电能中所占的比例，获得综合电力系统中具备可调节电能的水电站各水电站发电机组的可调节分量。

优选的，所述核能发电的发电机组的初始容量为装机容量。

优选的，所述风力发电的发电机组和所述太阳能发电的发电机组的初始容量为式(12)所示的两种数值中的最小值；

其中，

优选的，所述各发电站的发电机组的可调容量为该发电站发电机组的初始容量对应于峰值负荷期间该发电站发电机组的可调容量对综合电力系统总的可调容量的预期贡献。

优选的，所述各发电站发电机组的可补偿容量如式(14)所示，

式(14)中，

k表示容量需求调整系数，

式(14-1)中

式(14-2)中，n为综合电力系统中需补偿容量的发电站数量；

在给各发电站的发电机组确定可补偿容量之后，需验证确定的可补偿容量是否满足输电系统的要求，如果出现输电系统阻塞，下调该发电站发电机组的可补偿容量，直至阻塞消失，并按比例增加综合电力系统中其他发电站发电机组的可补偿容量。

本方案的有益效果如下：

本方案提供了在设计建设电力现货市场时，同步规划建立配套的容量成本回收机制的方法，即在目前电力现货市场环境下，实施发电容量补偿机制时对各类型电源可补偿容量的计算方法，该方法有利于引导电源理性投资，实现发电容量长期充裕，保障中国电力市场化改革顺利推进、电力长期安全平稳供给。

附图说明

为了更清楚地说明本方案的实施，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本方案的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为持续负荷曲线示意图；

图2为峰值负荷修正可补偿容量示意图。

具体实施方式

下面将结合附图对本方案的实施方式作进一步地详细描述。显然，所描述的实施例仅是本方案的一部分实施例，而不是所有实施例的穷举。需要说明的是，在不冲突的情况下，本方案中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

理论分析和实践均表明，容量补偿机制能够在政府相关主管部门的指导下，实现对发电容量成本的合理补偿，有序引导发电容量投资，优化资源配置。同时，建立容量补偿机制所需的理论和实践基础相对扎实，可以作为中国现阶段发电容量成本回收机制的选择，实现向竞争性电力批发市场的平稳过渡。未来，随着国内电力市场环境的逐步成熟，逐步探索更加市场化的容量成本回收机制和方法。实施容量补偿机制的关键技术因素有两个：单位容量补偿标准和各机组可补偿容量水平。由于不同类型电源技术、经济、生产特性存在较大差异，长久以来不同类型机组、尤其是水电对整个电力系统真正有价值的容量如何科学、规范计算，给予发电容量以经济补偿时，如何反应市场需求等难点一直没能得到有效解决，制约了中国发电容量补偿机制建设的推进，也直接影响了中国电力现货市场建设的进程。

本方案提供的电力现货市场环境下，实施发电容量补偿机制时，综合电力系统中各类型发电机组的可补偿容量的计算方法，包括以下步骤：

一.基于发电设施类型的特性，计算包括火力发电的发电机组、水力发电的发电机组、风力发电的发电机组、核能及太阳能发电的发电机组的初始容量；

二.基于火力发电的发电机组、水力发电的发电机组、风力发电的发电机组、核能及太阳能发电的发电机组的初始容量，分别计算火力发电的发电机组、水力发电的发电机组、风力发电的发电机组、核能及太阳能发电的发电机组的可调容量；

三.基于火力发电的发电机组、水力发电的发电机组、风力发电的发电机组、核能及太阳能发电的发电机组的可调容量确定各发电站发电机组的可补偿容量。

本方案中的初始容量为：计及各类型机组自身技术经济特性，折算后的发电容量；

可调容量为：计及各机组生产运营情况，可实际为系统提供容量支撑的发电容量；

可补偿容量为：计及系统容量需求后，各机组可获得经济补偿的容量。

计算初始容量包括计算各类型发电站发电机组的初始容量：

1.火电

火电机组的初始容量根据计算年度前若干年中该发电机组主要燃料年度平均可用容量的最小值来确定。因此，如式(1)，式(2)和式(3)所示，需要对发电机组的可用性进行持续统计。

其中，

DIP

HT——火电发电站i发电机组扣除计划检修小时数后在计算年度的总小时数；

发电机组使用替代燃料运行的最大功率必须按照与主要燃料相同的条件进行计算，且须符合环保条件。

2.水电

如式(4)所示，水力发电的发电机组的初始容量计算较为复杂，分为不可调节分量和可调节分量，而这两种分量需分别计算。

其中，

I表示某电站，r表示可调节分量，nr表示不可调节分量。

A.水电站发电机组初始容量的不可调节分量

对于没有水库库容调节能力的水电站，其发电机组初始容量的不可调节分量根据枯水年的年平均发电容量来确定。如式(5)所示，对于具有水库库容调节能力的水电站，其发电机组初始容量的不可调节分量对应于由于灌溉、生态、流量限制等原因而无法调节的入流。

其中，

β

B.水电站发电机组初始容量的可调节分量

具有水库库容调节能力的水电站需要计算发电机组的初始容量的可调节分量，用于反映水电站调节性能。计算过程分为四步：

a.计算各水电站的可调节电能；

b.计算综合电力系统总可调节电能；

c.计算综合电力系统中全部水电站的总的可调节初始容量；

d.计算各水电站初始容量的可调节分量。

首先计算各水电站的可调节电能：

a.计算各水电站的可调节电能

按照水电调节性能的强弱，将有水库库容调节能力的水电站分为3类：

(1)具有日前或更高水库库容调节能力的水电站：拥有水库，其枯水年的年平均入流量使其能够连续至少24小时以最大功率运行。

(2)具有日内水库库容调节能力的水电站：拥有水库，其枯水年的年平均入流量不允许其连续至少24小时以最大功率运行。

(3)具有水库库容梯级调节能力的径流式水电站：若径流式电站可以利用上游水电站所释放的水力资源，则认为该电站具有梯级调节能力。

这三类水电站在计算可调节电能时，第一类需计及自身水库蓄能，而第二类则无需计入，第三类水电虽没有库容，但可利用上游梯级电站的库容调节能力，因此需计及上游水库的蓄能。

(1)有日前或更高水库库容调节能力的水电站的可调节电能

如式(6)所示，对于具备日前或更高水库库容调节能力的水电站，其可调节电能是在假设水电站的蓄能量及入流量全部用于发电时可产生的发电量，若上游存在有日前或更高水库库容调节能力的水电站j，则还需考虑上游电站的蓄能量。蓄能量为过去若干年特定水文日水库蓄能的平均值。

其中，

β

β

WF

(2)有日内水库库容调节能力的水电站的可调节电能

如式(7)所示，有日内可调节能力的水电站不计及与自身水库相关的蓄能量，但计及上游有日前或更高调节能力的水电站j的水库蓄能量。

其中，

β

β

WF

(3)有水库库容梯级调节能力的径流式水电站的可调节电能

有梯级调节能力的径流式水电站的可调节电能计算模型与公式(7)相同，需要涉及电站的上游水库蓄能及自身入流发电能力。

b.计算综合电力系统具备可调节电能的水电站的总的可调节电能

如式(8)所示，将综合电力系统中所有具备可调节电能的各水电站的可调节电能求和得到综合电力系统中具备可调节电能的水电站的总的可调节电能。

其中，

n——系统中具备可调节电能的水电站的数量；

c.计算综合电力系统中具备可调节电能的水电站的总的可调节初始容量；

得到综合电力系统中具备可调节电能的水电站的总的可调节电能后，可计算综合电力系统中具备可调节电能的水电站的总的可调节初始容量。为充分发挥水电优越的调峰运行能力，年持续负荷曲线的峰荷部分应尽量安排给有调节能力的水电站。因此，通过积分计算使得年持续负荷曲线与某一负荷水平P

(9)所示，等于年持续负荷曲线上最大负荷与负荷水平P

其中，

D

d.计算具有可调节电能的水电站发电机组的初始容量的可调节分量

根据每个水电站的可调节电能在综合电力系统中具备可调节电能的水电站的总的可调节电能中所占的比例，将系统中具备可调节电能的水电站的总的可调节初始容量分配到具有可调节电能的各水电站，则具有可调节电能的各水电站的可调节分量如式(10)所示：

如果某些水电站的可调节初始容量大于其最大容量，则这些水电站的可调节初始容量取为最大容量，其余水电站按比例增加其可调节初始容量。

3.核电

核电站的出力稳定，受燃料可用性影响小，因此可简单用如式(11)所示的装机容量作为核电站发电机组的初始可用容量。

4.风力发电或太阳能发电

风力、太阳能发电站的初始容量为式(12)所示的两种数值中的最小值。

P

P

S200，计算各发电站发电机组的可调容量的计算模型和方法如下：

发电站i发电机组的初始容量对应于峰值负荷期间该发电站可用容量对综合电力系统总的可用容量的预期贡献。对于某个发电厂，还应充分考虑机组计划检修、厂用负荷以及一次能源供应等因素对发电机组可用容量的影响。

考虑发电机组的厂用电与发电机组的年度计划检修，对发电站i的发电机组的初始容量进行下调，得到各发电站的可调容量如式(13)所示。

其中，

S300，计算各发电站的可补偿容量的计算模型和方法如下：

为确定各发电站发电机组的可补偿容量，如图2和式(14)，(14-1)(14-2) 所示，需根据峰值负荷对各发电站可调容量进行修正，并根据线路阻塞情况进行调整。

如图2所示，调整主要是根据综合电力系统峰值负荷对所有发电站的可调容量按比例进行下调，使得修正后的所有发电站可补偿容量总值与综合电力系统峰值负荷持平。

其中，

k——容量需求调整系数；

n为综合电力系统中需补偿容量的发电站数量；

最后，在给各发电站的发电机组确定可补偿容量之后，需验证可补偿容量是否满足输电系统的要求。如果发生阻塞，下调该发电站发电机组的可补偿容量，直至阻塞消失，并按比例增加其他发电站发电机组的最终可补偿容量。

本方案提供了一种电力现货市场环境下，对发电容量实施经济补偿时，各机组可补偿容量的计算方法。理论分析和中国国内部分现货试点地区的仿真实践均表明，该模型和方法既体现了不同类型电源在技术、经济、生产等特性上的差异，又反映了市场对容量的需求，真正公平体现了各机组对电力系统有价值的容量支撑，这将为中国建立发电容量补偿机制，乃至电力现货市场建设的推进起到积极作用。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。