一种考虑保底服务的发电商背景售电公司扩散推演系统的制作方法

1.本发明属于电力技术领域，尤其涉及一种考虑保底服务的发电商背景售电公司扩散推演系统。


背景技术：

2.当前我国电力资源配置正处于“计划向市场转型期”，电力系统处于“新型电力系统过渡期”，电力市场建设面临重大挑战，保供应、促转型、提效率、优化资源配置等多重目标相互交织，电力系统特征和运行机理日趋复杂，亟待统筹。《“十四五”现代能源体系规划》明确了要稳住存量，发挥好煤炭、煤电在推动能源绿色低碳发展中的支撑作用，有序释放先进煤炭产能，根据发展需要合理建设支撑性、调节性的先进煤电等内容。
3.由于发电企业组建的售电公司具备稳定的客户资源、电源资源，公司大多资金实力雄厚。该类公司一般能够在全国范围内建有发电基地，直接向客户出售电能。目前发电企业多为大型用户提供直供电业务，因此缺乏对多元化用户服务业务方面的经验，热电联产的研究也相对成熟，但对于发电商背景售电公司根据负荷用户的用能曲线，按需产热发电并没有全面开展，此外对于售电公司开展保底服务保证负荷用户的用能权益与维护自身利润的研究也较少。
4.针对发电商背景售电公司传统售电模式落后、电能热能资源浪费以及应对售能风险的保底服务的情况，亟需提出一种适应低碳高效发展的新型商业模式以及对应的扩散分析模型，为售电公司的扩张提供数据支持，促进发电商背景售电公司向为负荷用户提供多能灵活的能源供给的方向转变，激发售电公司提升能效水平、参与市场交易、创新运营机制和改善服务质量的积极性。


技术实现要素：

5.针对现有技术中存在的不足，本发明提供了一种考虑保底服务的发电商背景售电公司扩散推演系统，充分利用发电商燃煤产热发电的天然优势，形成了一种冷-热-电商业模式，在脱硫碳排的基础上，考虑应对售电公司供给紧张或出现亏本情况的保底服务，基于成本以及收益模型获取扩散模型，为售电公司的扩张提供了有效的数据支持。
6.本发明是通过以下技术手段实现上述技术目的的。
7.一种考虑保底服务的发电商背景售电公司扩散推演系统，包括售电公司系统动力学成本模型、售电公司系统动力学收益模型、售电公司系统动力学扩散模型；售电公司系统动力学成本模型包括售电公司初始成本、发电商每时购煤成本、发电机组每时运维成本、储能电站每时运维成本、热水储能罐每时运维成本、二氧化硫每时排污费用、脱硫系统每时生产成本、碳排每时成本、保底服务每时成本；售电公司系统动力学收益模型包括售电公司每时初始收益、每时供热收益、每时供电收益、脱硫系统每时运行收益、夏冬季每时调峰收益。
8.进一步地，所述售电公司系统动力学成本模型中，发电商基于负荷用户每时的用热需求与用电需求，将以热定电或以电定热的较大值进行燃煤热量转换，可得每时发电商
购煤量，则发电商每时购煤成本为：
[0009][0010][0011][0012][0013][0014]
其中，表示负荷用户每时实际用热需求；表示负荷用户每时实际用电需求；表示负荷用户每时实际用电需求；分别表示以电定热、以热定电所需热量；hr、he分别表示热能消耗、电能消耗；qe表示单位发电所需热量；qm表示燃烧单位标煤产生热量；表示发电商每时基础用煤量；表示发电商每时实际用煤量；表示发电商每时可燃煤量；αm表示发电商用煤储备比；pm表示实际标煤单价。
[0015]
进一步地，所述售电公司系统动力学成本模型中，发电机组每时运维成本、热水储能罐每时运维成本、储能电站每时运维成本的具体计算如下：
[0016][0017][0018][0019]
其中，分别表示发电机组每时运维成本、热水储能罐每时运维成本、储能电站每时运维成本；og、or、oe分别表示发电厂运维成本占比、热水储能罐、储能电站单位运维成本；表示发电商每时购煤成本；分别表示储能电站与热水储能罐每时放电量与放热量，具体计算如下：
[0020]
[0021][0022][0023][0024]
其中，表示热水储能罐每时储存热量；表示热水储能罐最大储水热量；表示热水储能罐充热量；表示发电商产热剩余；表示售电公司每时供热偏差量；t表示总时间；t表示单位时间。
[0025]
进一步地，所述售电公司系统动力学成本模型中，发电商在燃煤过程中存在二氧化硫的污染与二氧化碳排放，发电商安装脱硫系统减少二氧化硫排放以及向碳市场支付碳排费用，则二氧化硫每时排污费用、脱硫系统每时生产成本以及碳排每时成本的具体计算如下：
[0026][0027]
其中，表示二氧化硫每时排污费用；ps表示二氧化硫排污费；表示每日硫排量，具体如下：
[0028][0029][0030]
其中，ms表示标煤含硫比例；λs表示二氧化硫转化率；β
t
表示脱硫效率；表示每时硫排量；表示发电商每时实际用煤量；ms表示标煤含硫比例；
[0031][0032]
其中，表示脱硫系统每时生产成本；表示脱硫设备平均成本；分别表示脱硫系统每时水消耗成本、每时石灰石消耗成本，具体如下：
[0033][0034]
[0035][0036]
其中，表示发电商每时实际发电量；me表示单位发电所需煤量；pw、pc分别表示水单价、石灰石单价；
[0037][0038][0039]
其中，表示碳排每时成本；表示平均每时碳价；表示平均每时碳排放量；ηr、φc、εc分别表示未完全燃烧的热损失率、燃烧煤收到基的碳含量、碳的氧化率。
[0040]
进一步地，所述售电公司系统动力学成本模型中，保底服务每时成本是在发电商背景的售电公司在供给不足和出现亏损的情况下，由冷-热-电能的缺额量与保底价格的乘积构成，具体如下：
[0041][0042]
其中，表示保底服务每时成本；ih、ie分别表示保底服务供热单价、供电单价；分别表示保底服务供热单价、供电单价；分别表示保底服务每时供热与供电，具体计算如下：
[0043][0044][0045]
其中，分别表示售电公司每时供热偏差量、每时供电偏差量，具体计算如下：
[0046][0047][0048]
其中，μh、μe分别表示发电商厂用热比例、厂用电比例；δh、δe分别表示传输热能损耗率、传输电能损耗率；表示发电商每时燃煤产热量；表示发电商发电所需热量；表示负荷用户每时实际用热需求；表示负荷用户每时实际用电需求；表示发电厂每时实际发电量，具体计算如下：
[0049][0050][0051][0052]
其中，表示发电商每时实际用煤量；qm表示燃烧单位标煤产生热量；qe表示单位发电所需热量；表示热水储能罐每时储存热量；me表示单位发电所需煤量。
[0053]
进一步地，所述售电公司系统动力学收益模型中，售电公司根据负荷用户用能需求使发电商燃煤产热发电，在冬夏两季负荷用户部分用电需求由供冷与供暖提供，在满足本区域负荷用户的实际用电后所剩余的电量存储于储能电站中，根据调峰市场中不同时间段不同的调峰要求，分时间段参与调峰，即：
[0054][0055]
其中，表示夏冬季每时调峰收益；p
t
表示单位电量调峰价格；表示储能电站每时储存电量，具体计算如下：
[0056][0057][0058][0059][0060]
其中，表示储能电站每时放电量；表示储能电站最大储电量；表示储能电站充电量；表示发电商发电剩余；分别表示售电公司每时供热偏差量、每时供电偏差量。
[0061]
进一步地，所述售电公司系统动力学收益模型中，售电公司的供电收益为本区域内负荷用户实际用电量与零售电价之积，供热收益为本区域内负荷用户实际用热量与供热单价之积，即：
[0062][0063]
[0064]
其中，分别表示售电公司每时供电收益、每时供热收益；表示负荷用户每时实际用电需求；表示负荷用户每时实际用热需求；pe、pq分别表示零售电价、供热单价。
[0065]
进一步地，所述售电公司系统动力学收益模型中，售电公司通过脱硫设备获取副产品销售收益与电价补贴，即：
[0066][0067][0068][0069]
其中，表示脱硫系统每时运行收益；表示脱硫电价补贴收益；as表示脱硫电价补贴；表示脱硫石膏销售收益；ωs、pg、δg分别表示脱硫石膏与二氧化硫比例、脱硫石膏单价、脱硫石膏纯度；表示发电厂每时实际发电量。
[0070]
进一步地，所述售电公司系统动力学扩散模型考虑售电公司的成本与收益，同时将新套餐对负荷用户吸引力作为参照，形成售电公司扩张模型，售电公司基于负荷用户传统产热费用与其新套餐购热费用的比值确定用户满意度，具体如下：
[0071][0072]
其中，my表示新套餐对用户吸引力；j
t
、jn分别表示负荷用户传统产热费用、新套餐购热费用；
[0073]
售电公司将成本与收益之差的利润作为公司扩张的重要依据，参考用户满意度，但同时受限于本地区的市场规模，即：
[0074][0075]
其中，kg表示售电公司扩张率；表示售电公司每时收益；表示售电公司每时成本；ng表示发电厂背景售电公司规模；ng表示市场规模；
[0076]
发电厂背景售电公司规模受到售电公司扩张率与初始规模的影响，即：
[0077]
ng＝integ(kg,n
g0
)
[0078]
其中，n
g0
表示发电厂背景售电公司初始规模。
[0079]
本发明具有如下有益效果：
[0080]
本发明通过建立考虑保底服务的发电商背景售电公司系统动力学扩散模型，有利于明确售电公司的扩散依据；通过建立售电公司系统动力学成本模型，有利于明确售电公司在推行的新商业模式中内部燃煤产热发电成本以及脱硫碳排成本和外部保底服务成本
的影响因素，在售电公司供给紧张或出现亏本的情况能够保证成本不会大幅增长，相比于传统无保底服务模式，在发电商燃煤发电机组停机检修导致供给紧张，以及售电公司出现大额亏本的情况下，本发明所提出的考虑保底服务的冷-热-电商业模式能够大大降低了紧急情况下售电公司的每时成本。
[0081]
本发明通过建立售电公司系统动力学收益模型，有利于梳理售电公司通过在用户中推行新商业模式所获得的脱硫收益、冬夏季剩余电量参与调峰收益以及在正常供给或保底服务支持下的售能收益等，相比于传统无保底服务模式，在发电商燃煤发电机组停机检修导致供给紧张，以及售电公司出现大额亏本的情况下，本发明所提出的考虑保底服务的冷-热-电商业模式能够保证售电公司在紧急情况下的每时收益。
[0082]
本发明有利于对燃煤产热发电资源的整合利用，有助于提高资源利用率，相比于传统无保底模式在扩张过程中呈现相对缓慢的扩散趋势，本发明所提出的考虑保底服务的冷-热-电商业模式使得发电商背景售电公司规模快速增加，后期由于市场饱和才使得扩张率逐渐降低为零。
附图说明
[0083]
图1售电公司扩散趋势对比示意图；
[0084]
图2为售电公司每时成本对比示意图；
[0085]
图3为售电公司每时收益对比示意图；
[0086]
图4为售电公司每时利润对比示意图；
[0087]
图5为购买新套餐的负荷用户扩散趋势示意图；
[0088]
图6为传统负荷用户扩散趋势示意图。
具体实施方式
[0089]
下面结合附图以及具体实施例对本发明作进一步的说明，但本发明的保护范围并不限于此。
[0090]
为使本发明的目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式做详细的说明，显然所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明的保护的范围。
[0091]
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
[0092]
本发明所述一种考虑保底服务的发电商背景售电公司扩散推演系统，新商业模式下售电公司的扩散与成本以及收益相关，因而本发明所述发电商背景售电公司扩散推演系统包括售电公司系统动力学成本模型、售电公司系统动力学收益模型以及售电公司系统动力学扩散模型。
[0093]
售电公司系统动力学成本模型，包括售电公司初始成本、发电商每时购煤成本、发电机组每时运维成本、储能电站每时运维成本、热水储能罐每时运维成本、二氧化硫每时排污费用、脱硫系统每时生产成本、碳排每时成本、保底服务每时成本。
[0094]
售电公司每时成本为售电公司初始成本、发电商每时购煤成本、发电机组每时运维成本、储能电站每时运维成本、热水储能罐每时运维成本、二氧化硫每时排污费用、脱硫系统每时生产成本、碳排每时成本、保底服务每时成本之和，即：
[0095][0096]
其中，表示售电公司每时成本；表示发电商每时购煤成本；分别表示发电机组、热水储能罐、储能电站每时运维成本；表示二氧化硫每时排污费用；表示脱硫系统每时生产成本；表示碳排每时成本；表示保底服务每时成本；表示售电公司初始成本；
[0097]
由于发电商基于负荷用户每时的用热需求与用电需求，将以热定电或以电定热的较大值进行燃煤热量转换，可得每时发电商购煤量，则发电商每时购煤成本计算如下：
[0098][0099][0100][0101][0102][0103]
其中，表示负荷用户每时实际用热需求；表示负荷用户每时实际用电需求；表示负荷用户每时实际用电需求；分别表示以电定热、以热定电所需热量；hr、he分别表示热能消耗、电能消耗；qe表示单位发电所需热量；qm表示燃烧单位标煤产生热量；表示发电商每时基础用煤量；表示发电商每时实际用煤量；表示发电商每时可燃煤量；αm表示发电商用煤储备比；pm表示实际标煤单价。
[0104]
针对发电机组、热水储能罐、储能电站每时运维成本，具体计算如下：
[0105]
[0106][0107][0108]
其中，og、or、oe分别表示发电厂运维成本占比、热水储能罐、储能电站单位运维成本；分别表示热水储能罐每时放热量、储能电站每时放电量，的具体计算如下：
[0109][0110][0111][0112][0113]
其中，表示热水储能罐每时储存热量；表示热水储能罐最大储水热量；表示热水储能罐充热量；表示发电商产热剩余；表示售电公司每时供热偏差量。
[0114]
发电商在燃煤过程中存在二氧化硫的污染与二氧化碳排放，发电商安装脱硫系统减少二氧化硫排放以及向碳市场支付碳排费用，则二氧化硫每时排污费用、脱硫系统每时生产成本以及碳排每时成本的具体计算如下：
[0115][0116]
其中，ps表示二氧化硫排污费；表示每日硫排量，具体计算如下：
[0117][0118][0119]
其中，ms表示标煤含硫比例；λs表示二氧化硫转化率；β
t
表示脱硫效率；表示每时硫排量；
[0120][0121]
其中，表示脱硫设备平均成本；分别表示脱硫系统每时水消耗成本、
每时石灰石消耗成本，具体计算如下：
[0122][0123][0124][0125]
其中，表示发电商每时实际发电量；me表示单位发电所需煤量；pw、pc分别表示水单价和石灰石单价。
[0126][0127][0128]
其中，表示平均每时碳价；表示平均每时碳排放量；ηr、φc、εc分别表示未完全燃烧的热损失率、燃烧煤收到基的碳含量、碳的氧化率；表示碳排每时成本。
[0129]
保底服务每时成本是在发电商背景的售电公司在供给不足和出现亏损的情况下，由冷-热-电能的缺额量与保底价格的乘积构成，具体如下：
[0130][0131]
其中，ih、ie分别表示保底服务供热单价、供电单价；分别表示保底服务每时供热与供电，具体计算如下：
[0132][0133][0134]
其中，分别表示售电公司每时供热偏差量、每时供电偏差量，具体计算如下：
[0135][0136][0137]
其中，μh、μe分别表示发电商厂用热比例、厂用电比例；δh、δe分别表示传输热能
损耗率、传输电能损耗率；表示发电商每时燃煤产热量；表示发电商发电所需热量；表示发电厂每时实际发电量，具体计算如下：
[0138][0139][0140][0141]
售电公司系统动力学收益模型包括售电公司每时初始收益、每时供热收益、每时供电收益、脱硫系统每时运行收益、夏冬季每时调峰收益，具体计算如下：
[0142][0143]
其中，表示售电公司每时收益；表示每时供电收益；表示每时供热收益；表示脱硫系统每时运行收益；表示夏冬季每时调峰收益；表示售电公司每时初始收益。
[0144]
售电公司根据负荷用户用能需求使发电商燃煤产热发电，在冬夏两季负荷用户部分用电需求由供冷与供暖提供，在满足本区域负荷用户的实际用电后所剩余的电量存储于储能电站中，根据调峰市场中不同时间段不同的调峰要求，分时间段参与调峰，即：
[0145][0146]
其中，p
t
表示单位电量调峰价格；表示储能电站每时储存电量，具体计算如下：
[0147][0148][0149][0150][0151]
其中，表示储能电站最大储电量；表示储能电站充电量；表示发电商发电剩余。
[0152]
售电公司的供电收益为本区域内负荷用户实际用电量与零售电价之积，供热收益为本区域内负荷用户实际用热量与供热单价之积，即：
[0153][0154][0155]
其中，pe、pq分别表示零售电价、供热单价。
[0156]
售电公司通过脱硫设备获取副产品销售收益与电价补贴，即：
[0157][0158][0159][0160]
其中，表示脱硫电价补贴收益；as表示脱硫电价补贴；表示脱硫石膏销售收益；ωs、pg、δg分别表示脱硫石膏与二氧化硫比例、脱硫石膏单价、脱硫石膏纯度。
[0161]
发电商背景售电公司系统动力学扩散模型主要考虑售电公司的成本与收益，同时将新套餐对负荷用户吸引力作为参照，形成售电公司扩张模型。
[0162]
售电公司基于负荷用户传统产热费用与其新套餐购热费用的比值确定用户满意度，具体如下：
[0163][0164]
其中，my表示新套餐对用户吸引力；j
t
、jn分别表示负荷用户传统产热费用、新套餐购热费用；
[0165]
售电公司将成本与收益之差的利润作为公司扩张的重要依据，参考用户满意度，但同时受限于本地区的市场规模，即：
[0166][0167]
其中，kg表示售电公司扩张率；表示售电公司每时收益；表示售电公司每时成本；ng表示发电厂背景售电公司规模；ng表示市场规模；
[0168]
发电厂背景售电公司规模受到售电公司扩张率与初始规模的影响，即：
[0169]
ng＝integ(kg,n
g0
)
[0170]
其中，n
g0
表示发电厂背景售电公司初始规模。
[0171]
本发明充分利用了发电商燃煤产热发电的天然优势，形成了考虑保底服务的冷-热-电新型商业模式，根据负荷用户用能曲线，提供相应的冷-热-电多能套餐，提高发电商资源利用率，以安全保障的保底服务吸引负荷用户积极参与，同时也能够保证售电公司在极端情况下能够及时止损，维护售电公司利润。
[0172]
本发明针对传统无保底服务与考虑保底服务的新型商业模式进行了对比分析，售
电公司扩散趋势对比如图1所示，售电公司每时成本对比如图2所示，售电公司每时收益对比如图3所示，售电公司每时利润对比如图4所示。
[0173]
本发明在考虑保底服务的冷-热-电新型商业模式后，购买新套餐的负荷用户扩散趋势如图5所示，本地区传统负荷用户扩散趋势如图6所示。
[0174]
所述实施例为本发明的优选的实施方式，但本发明并不限于上述实施方式，在不背离本发明的实质内容的情况下，本领域技术人员能够做出的任何显而易见的改进、替换或变型均属于本发明的保护范围。