電力需求響應(yīng)監(jiān)測與評價導(dǎo)則

電力需求響應(yīng)監(jiān)測與評價導(dǎo)則Ⅱ本文件按照GB/T1.1-2020《標準化工作導(dǎo)則第1部分：標準化文件的結(jié)構(gòu)和起草規(guī)則》的規(guī)定本文件代替GB/T32127-2015《需求響應(yīng)效果監(jiān)測與綜合效益評價導(dǎo)則》,與GB/T32127-2015相·增加了階梯電價(見3.4.4)的術(shù)語和定義；修改了需求響應(yīng)資源(見3.2)、事件(見3.3)、基于電價的需求響應(yīng)(見3.4)、尖峰電價 (見3.4.3)、直接負荷控制(見3.5.1)、可中斷負荷(見3.5.2)、緊急需求響應(yīng)(見3.5.4)、容量/輔助服務(wù)計劃(見3.5.5)、用戶實際負荷(見3.6)、用戶基線負荷(見3.7)等術(shù)語 ·增加了相對指標OPPI的要求(見5.1.3.4);·修改了絕對指標的要求(見5.1.2);·修改了相對指標分類的要求(見5.1.3.1);·修改了用戶基線負荷計算原則公平合理的要求(見5.2.1);·修改了用戶基線負荷計算原則精確簡明的要求(見5.2.2);·修改了用戶基線負荷計算原則數(shù)據(jù)典型的要求(見5.2.3);·修改了用戶基線負荷計算方法事件發(fā)生日為工作日時數(shù)據(jù)選擇的相關(guān)要求(見5.3.2.1);·刪除了用戶基線負荷計算原則最小化需求響應(yīng)風險的要求(見15版5.2.4)?！ぴ黾恿穗娏ω摵删酆戏?wù)商效益的要求(見6.1.4);·修改了效益分類的要求(見6.1.1);·修改了減排效益的要求(見6.1.2.3);·修改了電網(wǎng)效益的要求(見6.1.5);·修改了電廠效益的要求(見6.1.6);·修改了社會效益的要求(見6.1.7);·修改了效益量化和成本估算分析要素的要求(見表1);·修改了減少電費支出的要求和計算方法(見6.2.2.1);·修改了獲得激勵補償?shù)囊蠛陀嬎惴椒?見6.2.2.2);·修改了環(huán)境效益的要求和計算方法(見6.2.2.8)。1本文件適用于電力需求響應(yīng)實施機構(gòu)分析和評價電力需求響應(yīng)項目，對項目實際產(chǎn)生的效果進行僅該日期對應(yīng)的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本GB/T2900.58電工術(shù)語發(fā)電、輸電及配電電力系統(tǒng)規(guī)劃和管理GB/T2900.87電工術(shù)語電力市場電力用戶針對實施機構(gòu)發(fā)布的價格信號或激勵機制做出響應(yīng)，并改變電力消費模式的一種參與行23內(nèi)所有公民(含電力用戶)、相關(guān)產(chǎn)業(yè)和區(qū)域電網(wǎng)?？杀苊馊萘砍杀?電網(wǎng)企業(yè))avoidablecapacitycostsofpowergirdenterprises運營成本降低(電網(wǎng)企業(yè))operatingcostsreductionofpowergridenterprises可避免容量成本(電網(wǎng)企業(yè))avoidablecapacitycostsofpow可避免運行成本(發(fā)電企業(yè))avoidableenergycostsofpowergenerationenterprises4總則4.1基線負荷是需求響應(yīng)綜合效益評價的基礎(chǔ)，用于確定電力用戶、電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)和社會在參4.2為提供直觀數(shù)字結(jié)果，保證需求響應(yīng)4.3根據(jù)各時期的社會經(jīng)濟狀況、價格水平和44.4進行某種需求響應(yīng)項目的效果監(jiān)測和綜合效益相對指標可采用認繳性能指標(subscribedperformanceindex,SPI)、峰荷性能指標(peakperformanceindex,PPI)和谷荷性能指標(Offpeakperformanceindex,OPPI)。SPI指用戶在事件發(fā)生期間按約定時間段平均負荷削減量與其負荷削減目標值之比，適用于用戶PPI是用戶在事件發(fā)生期間按約定時間段平均負荷削減量與用戶最大峰荷需求的比值，用于表示55.3.2.1當事件發(fā)生日為工作日時，應(yīng)從事件發(fā)生前2天向前選擇對應(yīng)時段10天的歷史負荷作為計5.3.2.2當事件發(fā)生日為非工作日時，應(yīng)從事件發(fā)生前2天向前選擇對應(yīng)時段4天的歷史負荷作為計根據(jù)5.3.2選取的典型日每小時負荷的數(shù)據(jù)，計算事件時段每小時的負荷平5.3.4.1基線負荷調(diào)整因子計算方法為：事件預(yù)約通知前2h的負荷平均值與所選的典型日對應(yīng)該時段的總負荷平均值的比值，調(diào)整因子取值一般限定為0.8~1.2。5.3.4.2用戶基線負荷應(yīng)根據(jù)5.3.3計算出的未修正的基線負荷乘以調(diào)整因子得出。6.1.2.1.2短期市場效益是指通過需求響應(yīng)項目經(jīng)濟有效地降低邊際成本和現(xiàn)貨市場價格。系統(tǒng)尖峰66.1.2.1.4可靠性效益是指通過需求響應(yīng)項目降低中斷用戶供電的概率和嚴重程度。系統(tǒng)運行6.1.2.2.2產(chǎn)業(yè)效益體現(xiàn)在實施需求響應(yīng)可帶動智能樓宇、智能家6.1.2.2.4用戶用電多元化效益體現(xiàn)在通過對需求響應(yīng)資源的配備和挖掘可以為用戶提供多樣化的供減排效益體現(xiàn)在需求響應(yīng)項目有助于減少二氧化碳等溫室氣體或者污染物排放，提升能源利用效6.1.4電力負荷聚合服務(wù)商效益根據(jù)受益主體不同，需求響應(yīng)效益量化和成本估算可考慮以下因素，見表1。間接效益電力用戶減少電費支出；獲得激勵補償；安裝成本；負荷調(diào)節(jié)成本設(shè)備成本與安裝成本指用戶購買需求響7(維護)成本。負荷調(diào)節(jié)成本指負荷高峰期轉(zhuǎn)移負荷需提前調(diào)整生產(chǎn)運營計劃(工商業(yè)用戶)或改變用電計劃(居民用戶)而產(chǎn)生的負荷轉(zhuǎn)移成本電力負荷聚合服務(wù)商減少電費支出；獲得激勵補償；設(shè)備成本；安裝成本；電力用戶的電費折扣或補償費用；增加的向電力用戶購電成本；務(wù)商購買需求響應(yīng)設(shè)備、智能電表等，用于事件期間參與需求響應(yīng)，所產(chǎn)生的設(shè)備成本和安裝(維護)成本。電力用戶的電費折扣或補償費用指電力負荷聚合服務(wù)商在事件期間參與需求響應(yīng)，所產(chǎn)生的激勵補償支出。聚合服務(wù)商在事件期間參與需求響應(yīng)，向電力用戶購電成本。本。電網(wǎng)企業(yè)(電網(wǎng)企業(yè))(電網(wǎng)企業(yè));設(shè)備成本；電費收入損失；激勵補償支出理系統(tǒng)、主站、光纖通道等主要設(shè)備的成本。(發(fā)電企業(yè))(發(fā)電企業(yè))企業(yè)的售電收入6.2.2效益量化指標計算方法6.2.2.1減少電費支出指用戶參與實施基于價格的需求響應(yīng)項目，減少高電價時段的負荷用電或增加低電價時段的負荷用電帶來的電費支出的減少。用戶電量計算公式：實施需求響應(yīng)前，用戶在相應(yīng)時間段的日電費支出：8實施需求響應(yīng)后，用戶在相應(yīng)時間段的日電費支出：p電價，單位為元每千瓦時[元/(kW·h)];p(At)——隨周期變化的電價，單位為元每千瓦時[元/(kW·h)];n——時段數(shù)。減少電費支出產(chǎn)生的效益為實施需求響應(yīng)前后的電費支出差額： (4)I——用戶總數(shù)；Mo實施需求響應(yīng)前用戶的日電費支出，單位為萬元(萬元)。上述計算方法適用于基于電價的需求響應(yīng)下減少電費支出的評估計算。6.2.2.2獲得激勵補償用戶獲得激勵補償有兩種形式，一種是對用戶在事件發(fā)生期間參與需求響應(yīng)而調(diào)整或轉(zhuǎn)移的節(jié)約電量進行補貼，另一種是對響應(yīng)用戶在某一時段的總電費有所折扣。方式一：電量補貼用戶i由于激勵型需求響應(yīng)項目，可以獲得激勵補償：p?單位電量補貼，單位為元每千瓦時[元/(kW·h)]。方式二：電費折扣用戶在某一規(guī)定時段內(nèi)獲得折扣激勵補償后節(jié)約的電費為：Met——折扣前用戶在某一規(guī)定時段內(nèi)的總電費；B?=B??+B?2上述計算方法適用于基于激勵的需求響應(yīng)下獲得激勵補償計算。6.2.2.3可靠性效益 (8)LOLP——實施需求響應(yīng)前失負荷概率；LOLP'——實施需求響應(yīng)后失負荷概率；9B?=Z/=1VOLL?×[ZF=?△P?t×Tt×(LO6.2.2.4可避免容量成本(電網(wǎng)企業(yè)) β?——可避免容量成本(電網(wǎng)企業(yè))的折算因子，通過每年減少的輸配投資費用攤銷到每年的可6.2.2.5可避免容量成本(發(fā)電企業(yè))可避免容量成本(發(fā)電企業(yè))可以通過減少發(fā)電燃料消耗的平均價格確定： β;可避免容量成本(發(fā)電企業(yè))的折算因子，通過每年減少的發(fā)電機組擴容投資費用攤銷到每年的可免容量中進行計算。6.2.2.6運營成本降低(電網(wǎng)企業(yè))歸算到電網(wǎng)側(cè)的可避免電量與終端措施節(jié)電量、終端配電損失系數(shù)、電網(wǎng)配電損失系數(shù)有關(guān)。計算…△E用戶i終端措施節(jié)約電量，通過每年減少用電的時間與歸算到電網(wǎng)側(cè)的可避免容量的乘積l——用戶終端配電損失系數(shù)；α——電網(wǎng)配電損失系數(shù)。運營成本降低(電網(wǎng)企業(yè)),可根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)降低的年運營成本費用攤銷到當年的可避免電量中去w?——可避免電量(電網(wǎng)企業(yè))的折算因子。6.2.2.7可避免運營成本(發(fā)電企業(yè))歸算到發(fā)電側(cè)的可避免電量與終端措施節(jié)電量、終端配電損失系數(shù)、電網(wǎng)配電損失系數(shù)和廠用電率有關(guān)。計算公式為：…△E用戶i終端措施節(jié)約電量，通過每年減少用電的時間與歸算到電網(wǎng)側(cè)的可避免容量的乘積l——用戶終端配電損失系數(shù)；可避免運營成本(發(fā)電企業(yè))可根據(jù)發(fā)電企業(yè)的發(fā)電費用均價確定： w?——可避免電量(發(fā)電企業(yè))的折算因子。6.2.2.8環(huán)境效益環(huán)境效益由兩部分組成：一是由于實施需求響應(yīng)減少用電量產(chǎn)生的碳減排效益，等于碳減排量乘以碳減排價值的乘積?！鱁——實施需求響應(yīng)減少的用電量；Vco?——碳減排價值，取全國碳交易市場前30個交易日的加權(quán)平均碳配額成交價格；T——實施需求響應(yīng)持續(xù)的時間；△P——實施需求響應(yīng)的負荷調(diào)整量。二是由于實施需求響應(yīng)減少礦物燃料使用而使發(fā)電側(cè)少發(fā)電或者提升發(fā)電機組負荷率，等于二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等污染氣體的減排量與減排價值的乘積。Ba2=Nso?·Vso?+Nwo?·VNo?=AE?·(Oso?·Vso?+ONox·Vw 氧化硫、氮氧化物減排量；Vso,、VNo,氧化硫、氮氧化物減排價值；Oso,、GNO,氧化硫、氮氧化物減系數(shù)。Bg?=Nco?·Vco?+Nso?·Vso?+Nvo?·Vvo?=△E?·(Oco?·Vco?+0so?·Vso?+ONoNco?、Nso?、Nvo?——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減排量；Vco,、Vso,、VNo,氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減排價值；Oco?、Oso?、Two?——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減系數(shù)。三是由于實施需求響應(yīng)帶來的削峰填谷的效果，負荷率提升，減少發(fā)電機組啟停頻率，提高發(fā)電效率。Ba?=(E?-△E?)·A5·φ·(Cco?·Vco?+Oso?·be——系統(tǒng)燃煤機組供電煤耗，單位為克每千瓦時[g/(kW·h)];φ——負荷率與燃煤機組單位煤耗的相關(guān)因子，表示負荷率每提升1個百分點，燃煤機組單位煤E:實施需求響應(yīng)前歸算到發(fā)電側(cè)的電量。a)事件發(fā)生日為工作日算例：假定事件發(fā)生于2020年8月2日(星期三)12:00~20:00(對應(yīng)基線負荷數(shù)據(jù)已在各表中用黑體標出)。根據(jù)數(shù)據(jù)選擇原則，從事件發(fā)生前2天向前選擇對應(yīng)時段10天的歷史負荷如表A.1所示。表A.1中歷史數(shù)據(jù)已剔除周末07/30/20、07/29/20、07/23/20、07/22/20。日期星期日用電量/(MW·h)星期一星期四星期一星期四小時1213456789步驟三：結(jié)果修正根據(jù)修正原則得到調(diào)整因子，見式(A.1)。對表A.2中事件發(fā)生時段的基線負荷計算值進行修正，得到修正后的基線負荷，如表A.3所示。表A.3調(diào)整因子修正小時實際負荷123456789b)事件發(fā)生日為非工作日案例：假定事件發(fā)生于2020年8月6日(星期日)12:00~20:00(對應(yīng)基本負荷數(shù)據(jù)已在各表中黑根據(jù)數(shù)據(jù)選擇原則，從事件發(fā)生前2天向前選擇對應(yīng)時段4天的歷史負荷作為計算基線負荷的典日期星期日用電量/(MW·h)星期日星期日計算依據(jù)：所選擇的4天歷史數(shù)據(jù)計算事件時段每小時的負荷平均值，見表A.5。小時123456789小時123456789注：表中實際負荷為電價變化或事件發(fā)生日數(shù)據(jù)。本案例為08/06/20當天用戶的算例：假設(shè)某一地區(qū)2020年8月2日實施了峰谷分時電價(TOU)和可中斷負荷(IL),峰谷分時電價實施對象為該地區(qū)工商業(yè)5戶用戶，可中斷負荷實施對象為與電力公司簽訂可中斷合同的工商業(yè)5a)基于價格的需求響應(yīng)項目——峰谷分時電價(TOU)1)獲取實施TOU前后電價數(shù)據(jù)：假設(shè)實施TOU后一天被劃分為00~20:00,其余為谷時段，見表A.7。時段劃分峰時段電價/[元/(kW·h)]2)獲取5個用戶實施TOU后一天24h的負荷數(shù)據(jù)，選取數(shù)據(jù)時應(yīng)剔除非價格因素的影響。時間12345工業(yè)用戶工業(yè)用戶工業(yè)用戶商業(yè)用戶商業(yè)用戶3)根據(jù)需求響應(yīng)效果監(jiān)測方法的日負荷平均法計算每個用戶的基線負荷，見表A.9。時間12345工業(yè)用戶工業(yè)用戶工業(yè)用戶商業(yè)用戶商業(yè)用戶2345行業(yè)類型VOLL;/[元/(kw·h)]電網(wǎng)側(cè)可避免電量△E?/(kW·h)發(fā)電側(cè)可避免電量△E2/(kW·h)實施需求響應(yīng)提升的負荷率百分點△ξ實施TOU前實施TOU后電網(wǎng)配電損失系數(shù)α系統(tǒng)備用容量系數(shù)λ廠用電率)可避免容量成本(電網(wǎng)企業(yè))的折算因子β?/[元/(kW·a)]可避免容量成本(發(fā)電企業(yè))的折算因子β?/[元/(kW·a)]可避免電量(電網(wǎng)企業(yè))的折算因子w?/[元/(kW·h)]可避免電量(發(fā)電企業(yè))的折算因子w?/[元/(kW·h)]工業(yè)用戶終端配電損失系數(shù)l商業(yè)用戶終端配電損失系數(shù)l負荷率與單位煤耗的相關(guān)因子污染氣體排放系數(shù)/[t/(kW·h)]污染氣體減排價值/(元/t)6)根據(jù)實際建設(shè)、設(shè)備投資、技術(shù)管理等方面情況，確定相關(guān)成本參數(shù)，見表A.12。電網(wǎng)設(shè)備投資/(萬/戶)電網(wǎng)單位管理成本/(元/kW)上網(wǎng)電價/[元/(kWh)]單位用戶設(shè)備成本/(元/戶)單位用戶安裝成本/(元/戶)單位負荷轉(zhuǎn)移成本/[元/(kW·h)]b)基于激勵的需求響應(yīng)項目——可中斷負荷(IL)中斷時間T,形成可中斷用戶信息數(shù)據(jù)庫。如表A.13所示。用戶編號用戶性質(zhì)中斷提前通知時間Ta/h日可中斷時間VOLL/[元/(kW·h)]pij/[元/(kW·h)162632848562)獲取實施IL前后用戶負荷數(shù)據(jù)：假設(shè)IL開始時間為9:00,參與用戶負荷中斷量符合合同中要求。見表A.14。(黑體標出部分為計算出的用戶基線負荷，下同)時間24中斷前中斷后中斷前中斷后中斷前中斷后中斷前中斷后中斷前中斷后3)根據(jù)用戶基線負荷(中段前)和實際負荷(中斷后),計算相關(guān)電力參數(shù)，見表A.15。用戶編號i12345電網(wǎng)側(cè)節(jié)約電量△E?/(kW·h)發(fā)電側(cè)可避免電量△E?/(kW·h)實施需求響應(yīng)提升的負荷率百分點△ξ實施L前實施IL后c)基于價格的需求響應(yīng)項目一峰谷分時電價(TOU)1)根據(jù)式(3)~式(6)計算TOU項目減少電費支出約為25271元；2)根據(jù)式(10)計算TOU項目提高可靠性效益為12167元；3)根據(jù)式(12)、式(13)計算TOU項目可避免容量成本(電網(wǎng)企業(yè))為205024元/年；4)根據(jù)式(14)、式(15)計算TOU項目可避免容量成本(發(fā)電企業(yè))為431630元/年；5)根據(jù)式(16)、式(17)計算TOU項目運營成本降低(電網(wǎng)企業(yè))為2354元；6)根據(jù)式(18)、式(19)計算TOU項目可避免運營成本(發(fā)電企業(yè))為4027元；7)根據(jù)式(20)、式(21)、式(22)計算TOU項目環(huán)境效益為5344元；8)根據(jù)6.2估算用戶設(shè)備成本為30000元；用戶安裝成本為15000元；用戶負荷轉(zhuǎn)移成本為3386元；9)根據(jù)6.2估算電網(wǎng)設(shè)備成本為900000元；電網(wǎng)管理成本為28300元；電網(wǎng)企業(yè)電費收入損失25271元；10)根據(jù)6.2估算電廠售電損失為1213元。d)基于激勵的需求響應(yīng)項目——可中斷負荷(IL)1)根據(jù)式(7)~式(9)計算IL項目獲得激勵補償為7342元；2)根據(jù)式(10)計算IL項目提高可靠性效益為12479元；3)根據(jù)式(12)、式(13)計算TOU項目可避免容量成本(電網(wǎng)企業(yè))為79354元/年；4)根據(jù)式(14)、式(15)計算TOU項目可避免容量成本(發(fā)電企業(yè))為167062元/年；5)根據(jù)式(16)、式(17)計算TOU項目運營成本降低(電網(wǎng)企業(yè))為683元；6)根據(jù)式(18)、式(19)計算TOU項目可避免運營成本(發(fā)電企業(yè))為1169元；8)根據(jù)6.2估算用戶設(shè)備成本為30000元；用戶安裝成本為15000元；用戶負荷轉(zhuǎn)移成本為7053元；9)根據(jù)6.2估算電網(wǎng)設(shè)備成本為900000元；電網(wǎng)管理成本為16520元；電網(wǎng)企業(yè)激勵補償支出7342元：根據(jù)6.2估算電廠售電損失為4341元。I前言 12規(guī)范性引用文件 13術(shù)語和定義 1 35需求響應(yīng)效果監(jiān)測 46需求響應(yīng)綜合效益評價 5附錄A(資料性)算例 1本文件適用于電力需求響應(yīng)實施機構(gòu)分析和評價電力需求響應(yīng)項目，對項目實際產(chǎn)生的效果進行僅該日期對應(yīng)的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本GB/T2900.58電工術(shù)語發(fā)電、輸電及配電電力系統(tǒng)規(guī)劃和管理GB/T2900.84電工術(shù)語電價GB/T2900.87電工術(shù)語電力市場電力用戶針對實施機構(gòu)發(fā)布的價格信號或激勵機制做出響應(yīng)，并改變電力消費模式的一種參與行23內(nèi)所有公民(含電力用戶)、相關(guān)產(chǎn)業(yè)和區(qū)域電網(wǎng)。可避免容量成本(電網(wǎng)企業(yè))avoidablecapacitycostsofpowergirdenterprises運營成本降低(電網(wǎng)企業(yè))operatingcostsreductionofpowergridenterprises可避免容量成本(電網(wǎng)企業(yè))avoidablecapacitycostsofpow可避免運行成本(發(fā)電企業(yè))avoidableenergycostsofpowergenerationenterprises4總則4.1基線負荷是需求響應(yīng)綜合效益評價的基礎(chǔ)，用于確定電力用戶、電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)和社會在參4.2為提供直觀數(shù)字結(jié)果，保證需求響應(yīng)4.3根據(jù)各時期的社會經(jīng)濟狀況、價格水平和44.4進行某種需求響應(yīng)項目的效果監(jiān)測和綜合效益相對指標可采用認繳性能指標(subscribedperformanceindex,SPI)、峰荷性能指標(peakperformanceindex,PPI)和谷荷性能指標(Offpeakperformanceindex,OPPI)。SPI指用戶在事件發(fā)生期間按約定時間段平均負荷削減量與其負荷削減目標值之比，適用于用戶PPI是用戶在事件發(fā)生期間按約定時間段平均負荷削減量與用戶最大峰荷需求的比值，用于表示55.3.2.1當事件發(fā)生日為工作日時，應(yīng)從事件發(fā)生前2天向前選擇對應(yīng)時段10天的歷史負荷作為計5.3.2.2當事件發(fā)生日為非工作日時，應(yīng)從事件發(fā)生前2天向前選擇對應(yīng)時段4天的歷史負荷作為計根據(jù)5.3.2選取的典型日每小時負荷的數(shù)據(jù)，計算事件時段每小時的負荷平5.3.4.1基線負荷調(diào)整因子計算