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电力规划:如何实现系统成本最小化?
作者:张树伟 来自:能源杂志  发表时间:19-08-05 浏览:
       
  

  在可再生能源越来越多的情况下,与运行模拟模型的连接迭代或者耦合已经成为必须。
  电力、电量平衡是电力系统安全稳定运行的两个基本前提。在大量的规划研究与设计中,首先计算或者优化电力平衡来导出煤电新增装机,进而通过全年的电量平衡(比如基于给定的电源结构的生产模拟)导出煤电的利用小时数是基本的“套路”。
  而在实际操作中,往往以年度电量平衡以及典型日(冬季、夏季)最大负荷点或者极端困难时刻(比如水电丰富地区的枯水期)电力平衡为基本内容。当然,这一平衡中还可能加入其他额外的诸多约束,从而内生导出对新增机组的投资与利用水平的要求。
  在投资决策部分,如果是年度模型,并不包括年度尺度以内的分析,无论是否存在系统成本最小的优化,约束条件往往只能是满足全年的最大负荷水平,或者典型日情况下的最大负荷水平。这实际上是把一年8760小时的负荷波动简化成为了一条完全不波动的直线。这种基于全年或者典型日最大负荷的那个“点平衡”,而不是持续负荷曲线的规划方法产生了巨大误差。
  简单的例子,如果8760小时都是那个最大负荷点,新增的需求靠煤电、气电还是核电来满足,大概率上是长期平均成本更低的基荷电源类型(因此,这类年度模型或者分析还能得出新增的电源组合,而不是某一种单一电源占据100%的份额,也必须添加额外的主观约束才有可能),对应于系统成本最小化;但是如果考虑到那个负荷水平出现的时间极其有限(比如一年只有几十个小时),那么无疑气电的长期成本要更低,特别是投资成本更低的单循环机组。这是我国电力系统结构长期扭曲,煤电过多、而天然气机组过少的重要方法论与思维根源。
  更为严重的是,它严重误导着人们的思维方式,特别是在电力系统行业之外。所有的机组完全没有了功能的区别,成了一条线输出的“基荷”,而相比一条线的变化就成了“调峰”。
  这与年度核定小时数从而成本定价、自由量裁调度(仅存在年度约束)模式长期互相影响互动,从而构成了我国电力行业规划与运行的基本形态——先来先得、后来(投资)不赶趟,市场高度割裂;激励不灵活运行,而不是相反;以基荷为美,严重储能泡沫。
  在本期专栏中,我们首先回顾这其中部分的严重后果,并建议对这些案例进行进一步的高分辨率的研究。然后从可再生能源不断增多的视角与方法论上讨论这种简化带来的误差为何已经到了不可忽略的地步,并且未来会越来越严重。这些案例包括:特高压大容量输电解决高峰负荷的“说辞”;气电长期在系统中份额不足,但是使用过度;基于不同发电小时数比较机组平均成本;对可再生能源是否满足全部新增需求的理解。

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