国家标准 GB/T32127一2015 需求响应效果监测与综合效益评价导则 Guideformonitoringeffeetandcomprehensivebenefit evaluationofdemandresponse 2015-10-09发布 2016-05-01实施国家质量监督检验检疫总局发布国家标准化管理委员会国家标准
GB/T32127一2015 目次前言范围规范性引用文件术语和定义总则需求响应效果监测需求响应综合效益评价附录A资料性附录) 算例
GB/T32127一2015 前言本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草请注意本文件的某些内容可能涉及专利本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任本标准由电力企业联合会提出并归口本标准起草单位;南方电网科学研究院有限责任公司、广西电科院、东南大学本标准主要起草人:王科、李扬、何朝阳、张明明、李鹏、伍少成、李刚、郭晓斌、董旭柱、王蓓蓓、周毅波、王凯、曾博、王岩 m
GB/T32127一2015 需求响应效果监测与综合效益评价导则范围本标准规定了需求响应效果监测与综合效益评价的一般原则、指标及其计算方法本标准适用于需求响应实施机构分析和评价需求响应项目,对项目实际产生的效果进行分析,评价需求响应项目实施的综合效益,为综合资源规划提供参考规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 GB/T2900.58电工术语发电、输电及配电电力系统规划和管理 GB/T2900.84电工术语电价 (GB/T2900.87电工术语电力市场术语和定义 GB/T2900.58,GB/T2900.84,GB/T2900.87界定的以及下列术语和定义适用于本文件需求响应demandresponseDR 电力用户针对实施机构发布的价格信号或激励机制做出响应,并改变电力消费模式的一种参与行为 3.2 demandresponseresource 需求响应资源用户参与需求响应可削减的负荷及发电机组容量 3.3 事件 event 由实施机构发起、相关用户参与到用户响应结束的完整过程 3.4 基于电价的需求响应preebaseddema andresp0nse 一种需求响应项目类型,是指用户根据零售电价的变化,相应地调整用电需求,合理控制用电成本的一种参与行为电价定价机制包括分时电价、实时电价、尖峰电价等 3.4.1 分时电价timeofuseprice(ToU) -种电价定价机制,根据电力系统发电和用电变化情况,将一个周期时间划分为若干时段,对每一时段分别规定不同的电价分时电价包括峰谷电价、季节电价和丰枯电价等几种形式 3.4.2 实时电价reltimeprieeRTP) -种动态定价机制,根据电力批发市场出清电价实时更新电力市场零售侧电价
GB/T32127一2015 3.4.3 ritie CPP 尖峰电价 cS icalpeakprice 在分时电价和实时电价基础上发展起来的一种动态电价机制,通过在分时电价上叠加尖峰费率形成 3.5 基于激励的需求响应 ineentivebaseddemandresponse -种需求响应项目类型,是指用户根据激励政策直接接受用电控制或主动参与用电调整,从而得到直接奖励或优惠电价的一种参与行为包括直接负荷控制、可中断负荷、需求侧竞价、紧急需求响应、容量/辅助服务计划等方法 3.5.1 直接负荷控制directloadcontrol(DLC) 根据供需双方事先的合同约定,在系统高峰时段由执行机构通过远端控制装置中断或循环控制用 -种方法,需要中断用电时,将提前通知用户提前时间一般在15min以内户设备供电的- 3.5.2 可中断负荷interruptibleloadIL 根据供需双方事先的合同约定,在电网高峰时段由实施机构向用户发出中断请求信号，经用户响应后中断部分供电的一种方法 3.5.3 需求侧竞价demandsidebidding(IsB) 需求侧资源参与电力市场竞争的一种实施模式,使用户能够通过改变自身用电方式,以竟价的形式主动参与市场竟争并获得相应的经济利益 3.5.4 紧急需求响应emmergeneydeandresponse 电网紧急情况下,用户响应电网公司请求,快速削减或转移负荷 3.5.5 容量/辅助服务计划eapacity/aneillaryservieeprogram 用户提供削减负荷作为系统备用,替代传统发电机组或提供资源的一种形式 3.6 用户实际负荷eustommeractualload 需求响应事件期间,用户参与实施需求响应情况下的计量表记录的实际负荷 3.7 用户基线负荷 customerbaselineload 需求响应事件期间,假设用户不参与需求响应的情况下,经计算得出的用户用电负荷 3.8' 用户响应负荷eustomerresponseoad 需求响应事件期间,用户基线负荷与用户实际负荷的差值 3.9 直接效益diretbenetits 实施需求响应项目而节约的电费,获得的补偿、降低的电网运营成本等,其受益者为直接参与需求响应项目的电力用户和电网企业 3.10 atedbenefits 集合效益 integra 实施需求响应项目后获得的整个电网零售电价降低、推迟发输配电设施扩容、系统可靠性提高、减
GB/T32127一2015 缓新建电厂等效益,其受益者为区域内所有电力用户,电网企业和发电企业 3.11 附属效益collateralbenefits 实施需求响应项目后获得的产业效益能源独立性效益、用户用电多元化效益等,其受益者为区域内所有公民(含电力用户)、相关产业和区域电网 3.12 reductionbenefits 减排效益emission 实施需求响应项目后获得的节能减排效益,其受益者为全社会 3.13 可避免容量avoidableceapacity 由于需求响应措施可避免的电力系统峰时段新增装机容量 3.14 可避免电量 avoidableenersy 由于需求响应措施而减少的发电量 3.15 可避免容量成本(电网企业avoidabecapaeitycostsofpowergridenterprises 由于实施需求响应,而减少的输配电网设备投资 3.16 运营成本降低(电网企业operatingstsreduetionofpowergridenterprises 因需求响应措施,电网企业减少的运营费用 3.17 可避免容量成本(发电企业avoidableeapaeitycstsofpowergenerationenterprises 由于实施需求响应,而减少的发电侧新增装机容量投资 3.18 可避免远行成本(发电企业aoidahtenerey" c0stsofDOwergenerationenterDrises 因需求响应措施,发电企业减少的发电费用总则 4.1基线负荷是需求响应综合效益评价的基础用于确定电力用户,电网企业,发电企业和社会在参与需求相应项目过程中的受益情况 4.2为提供直观数字结果,保证需求响应综合效益划分的全面性,需求响应综合效益评价需定量计算和定性分析相结合根据各时期的社会经济状况价格水平和电价水平对基本数据进行调整、换算是进行某种需求响 4.3 应项目的效果监测和综合效益评价必不可少的重要基础工作 4.4进行某种需求响应项目的效果监测和综合效益评价时,除应符合本规范外,尚应符合国家现行有关标准的规定 5 需求响应效果监测 5.1监测指标 5.1.1适用范围需求响应效果监测指标可包含绝对指标和相对指标,绝对指标法适用于所有需求响应项目,相对指
GB/T32127一2015 标法适用于基于激励的需求响应项目 5.1.2绝对指标绝对指标即负荷削减量,等于用户基线负荷减去用户实际负荷 5.1.3相对指标 5.1.3.1指标分类相对指标可采用认缴性能指标(subseribedperformanceindex,SPI)与峰荷性能指标(peakper ormanceindex,PPI. 5.1.3.2sPr SP指用户在事件发生期间按约定时间段平均负荷削减量与其负荷削减目标值之比,适用于用户事先承诺削减一定量的负荷或参与需求侧竟价 5.1.3.3PPI PP1是用户在事件发生期间按约定时间段平均负荷削减量与用户最大峰荷需求的比值,用于表示用户响应技术的潜力 5.2用户基线负荷计算原则 5.2.1公平合理制定计算规则时应考虑负荷类型,负荷规模、负荷特性等,并保障需求响应资源买卖双方的利益 5.2.2准确简明计算出的用户基线负荷应尽量减少偏差 5.2.3数据典型所选择的历史数据应与所计算的用户基线负荷强相关 5.2.4最小化需求响应风险计算规则应具有抑制需求响应风险(如,用户人为地抬高基线负荷而获得超额激励补偿的现象)的功能,防范用户不当获利 5.3用户基线负荷计算方法 5.3.1计算流程基线负荷计算方法宜采用日负荷平均法,也可采用需求响应参与各方认可的其他算法日负荷平均法应包括三个步骤;数据选择、数据处理和结果修正 5.3.2数据选择 5.3.2.1当事件发生日为工作日时,应从事件发生前2天向前选择对应时段10天的历史负荷作为计算基线负荷的典型日,历史负荷应不包括非工作日和事件日 5.3.2.2当事件发生日为非工作日时,应从事件发生前2天向前选择对应时段4天的历史负荷作为计
GB/T32127一2015 算基线负荷的典型日,历史负荷应不包括工作日 5.3.3数据处理根据5.3.1选取的典型日每小时负荷的数据,计算事件时段每小时的负荷平均值,即为用户在事件发生时段未修正的基线负荷 5.3.4结果修正 5.3.4.1基线负荷调整因子计算方法为:事件预约通知前2h的负荷平均值与所选的典型日对应该时段的总负荷平均值的比值,调整因子取值一般限定为0.81.2 5.3.4.2用户基线负荷应根据5.3.2计算出的未修正的基线负荷乘以调整因子得出需求响应综合效益评价效益概述 6.1.1效益分类根据效益获得方式,需求响应综合效益可分为直接效益和间接效益,其中间接效益可包含集合效益,附属效益及减排效益;根据受益主体类型,可分为用户效益,电网效益,电厂效益和社会效益 6.1.2直接效益 6.1.2.1需求响应直接效益包括参与项目的电力用户直接效益和推行项目的电网企业直接效益 6.1.2.2电力用户直接效益包括需求响应项目减少的电力用户电费支出和电网公司给予的经济补偿，提高用户电力设备能效及寿命等 6.1.2.3电网企业直接效益包括降低电网企业运营成本,提高供电可靠性等 6.1.3集合效益 6.1.3.1需求响应集合效益包括短期市场效益、长期市场效益和可靠性效益 6.1.3.2短期市场效益是指通过需求响应项目经济有效地降低边际成本和现货市场价格系统尖峰价格出现的概率和频率等可作为其计量指标 6.1.3.3长期市场效益是指将需求响应资源纳人综合资源规划,以推迟发电、输电和配电等基础设施建设 6.1.3.4可靠性效益是指通过需求响应项目降低中断用户供电的概率和严重程度系统运行可靠性指标、切负荷概率、切负荷容量和事故停电损失等可作为其计量指标 6.1.4附属效益 6.1.4.1需求响应附属效益包括产业效益,能源独立性效益和用户用电多元化效益 6.1.4.2产业效益体现在实施需求响应可带动智能楼宇、智能家居、,智能交通等产业的发展,推动技术升级和产业结构调整 6.1.4.3能源独立性效益体现在调用本地需求响应资源可减少突发事件情况下对外部电力供应的依赖性 6.1.4.4用户用电多元化效益体现在需求响应为用户提供多样化的供电服务,帮助用户灵活配置负荷资源,有效降低用电成本
GB/T32127一2015 6.1.5减排效益减排效益体现在需求响应项目有助于提高清洁能源利用率和电能使用效率 6.1.6用户效益电力用户通过参与需求响应,减少电费支出、获得激励补偿,并获得更高的供电可靠性 6.1.7电网效益电网企业通过实施需求响应,延缓了输电和配电设备等设施的投资,提高输配电资产利用率,降低了购电成本 6.1.8电厂效益发电企业通过需求响应项目,延缓了发电机组的扩容投资,降低了发电成本， 6.1.9社会效益需求响应项目提高清洁能源利用率和电能使用效率,优化负荷曲线,促进节能减排,全社会从中受益 6.2效益量化和成本估算 6.2.1分析要素根据受益主体不同,需求响应效益量化和成本估算可考虑以下因素,见表1 表1需求响应效益和成本受益主体效益成本备注设备成本与安装成本指用户购买智能电表等设备,用于事件期间参与需求响应,所产生的设备成本和安装(维护) 设备成本减少电费支出成本获得激励补偿电力用户安装成本; 负荷转移成本指负荷高蜂期转移负荷需提前调整生产运可靠性效益负荷转移成本营计划(工商业用户)或改变用电计划居民用户)而产生的负荷转移成本可避免容量成木设备成本; 设备成本指电网企业承担的智能用电管理系统,主站,光电网企业; 管理成本; 纤通道等主要设备的成本电网企业运营成本降低电费收人损失管理成本指安排人员通过专业设备和技术管理需求响应电网企业激励补偿支出项目所产生的管理成本可避免容量成本发电企业) 售电损失指由于实施需求响应项目使得用户侧电能消耗发电企业售电损失降低,从而降低了发电企业面向电网企业的售电收人可避免运行成本发电企业减排效益社会 6.2.2减少电费支出指用户参与实施基于价格的需求响应项目,放弃或转移高电价时段的负荷用电带来的电费支出的
GB/T32127一2015 减少用户电量计算公式 'Pou E= 式中: P(t)- -日负荷-时间序列计量时长实施需求响应前,用户在相应时间段的日电费支出 2) M =E×户实施需求响应后,用户在相应时间段的日电费支出 P()d×( 3 Mn原-习E(_)×/(/)- > 式中电价,单位为元每千瓦时[元/(kwh] 随周期变化的电价,单位为元每千瓦时[元/kwh]， p(A) -电价变化周期 A 时段数减少电费支出产生的效益为实施需求响应前后的电费支出差额 B M，一MoR 式中: -用户总数; M -实施需求响应前用户的日电费支出,单位为万元(万元) 上述计算方法适用于基于电价的需求响应下减少电费支出的评估计算 6.2.3获得激励补偿用户获得激励补偿有两种形式，一种是对用户参与需求响应在事件发生期间参与需求响应而削减或转移的节约电量进行补贴,另一种是对响应的用户在某一时段的总电费有所折扣方式一;电量补贴用户i由于激励型需求响应项目,可以获得激励补偿 AP×T,×1 B，式中负荷削减量 P T！削减持续时间单位电量补贴,单位为元每千瓦时[元/(kwh)] p; 方式二;电费折扣用户在某一规定时段内获得折扣激励补偿后节约的电费为: 6 B2=M Xp 式中: M -折扣前用户在某一规定时段内的总电费; 电费折扣率总的激励补偿: B，=B.1十B..
GB/T32127一2015 上述计算方法适用于基于激励的需求响应下获得激励补偿计算 6.2.4可靠性效益实施需求响应降低了停电概率,提高了供电可靠性: B,-习voLL，×公尸×To杜，x(LoL尸-LoLP') 式中: VOLL 用户i电力失负荷价值,单位为元每千瓦时[元/(kwh] 用户i理想供电的总时间; 'ToTAL" LOL！ -实施需求响应前失负荷概率; LOLP" -实施需求响应后失负荷概率; -用户i参与需求响应后削减的负荷值 AP 若供电时间可做更精细化划分,则可靠性效益的公式为: 习voLL 习P.×Tx(LoLP，一LoLP' B= 式中 -时段！时用户i参与需求响应后削减的负荷值; AP 每个时段时长 LOLP -时段!的失负荷概率 6.2.5可避免容量成本(电网企业归算到电网侧的可避免容量与用户降低的峰荷、用户总数,用户同时率,系统备用容量系数,电网配电损失系数有关计算公式为习P." P，= (l0 - 一a 式中: 第i个用户降低的峰荷值 P 用户同时半系统备用容量系数; -电网配电损失系数 AP取值宜为年最大负荷日峰时段削减的最小负荷,若未能获取此数据,可以用持续负荷曲线中负荷较高的那一天的峰时段最小负荷削减量替代可避免容量成本(电网企业)可通过少建或者缓建的变电站和输电线路的平均造价确定 (11 B，=AP×月式中: 可避免容量成本(电网企业)的折算因子,通过每年减少的输配投资费用摊销到每年的可免 8 容量中进行计算 6.2.6可避免容量成本(发电企业归算到发电侧的可避免容量与用户降低的峰荷、用户总数、用户同时率、系统备用容量系数、电网配电损失系数和厂用电率有关计算公式为:
GB/T32127一2015 习AP. P 12 =w万式中: AP -第i个用户降低的峰荷值用户同时率; 系统备用容量系数电网配电损失系数; 厂用电率 &P，取值宜为年最大负荷日削减的最小负荷,若未能获取此数据,可以用持续负荷曲线中负荷较高的那一日的最小负荷削减量替代可避免容量成本(发电企业)可以通过减少发电燃料消耗的平均价格确定 13) B =AP×月式中: 可避免容量成本(发电企业)的折算因子,通过每年减少的发电机组扩容投资费用摊销到每年的可免容量中进行计算 6.2.7运营成本降低(电网企业归算到电网侧的可避免电量与终端措施节电量,终端配电损失系数、电网配电损失系数有关计算公式为: 习AE E= 14) a-a-a 式中: AE 用户i终端措施节约电量,通过每年减少用电的时间与归算到电网侧的可避免容量的乘积估算; -用户终端配电损失系数电网配电损失系数运营成本降低(电网企业),可根据电网企业降低的年运营成本费用摊销到当年的可避免电量中去计算; B=AE×a 15) 式中: 可避免电量(电网企业)的折算因子 w 6.2.8可避免运营成本(发电企业归算到发电侧的可避免电量与终端措施节电量、终端配电损失系数、电网配电损失系数和厂用电率有关计算公式为习公E 丛E，= 16 aa二万式中 AE 用户i终端措施节约电量,通过每年减少用电的时间与归算到电网侧的可避免容量的乘积估算;
GB/T32127一2015 -用户终端配电损失系数; 电网配电损失系数; -厂用电率可避免运营成本(发电企业)可根据发电企业的发电费用均价确定 17 B=AE×o 式中可避兔电量(发电企业)的折算因子 o" 6.2.9环境效益环境效益由两部分组成，一是由于实施需求响应减少矿物燃料使用而使发电侧少发电,等于二氧化二氧化硫等污染气体的减排量与减排价值的乘积碳、 B=Neo Veo 十NsoVso 十NNo V No -心E Va Vs VN (18 (ocog co十口sog sog十oNo No) 式中: 二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排量; Ne co o、NNo 二氧化碳、二氧化硫,氮氧化物减排价值; Vco、Vso、VN 二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排系数 oco\口so,GNo 二是由于实施需求响应带来的削峰填谷的效果,负荷率提升,减少发电机组启停频率,提高发电效率 B8,2=E" E？p oco Vco，十o Vso十口No VNo/b (19 式中: 实施需求响应提升的负荷率百分点， 5 需燃煤机组供电煤耗,单位为克每千瓦时[g/(kwh]; -负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子,表示负荷率每提升1个百分点,燃煤机组单位 o 煤耗下降g; 实施需求响应前归算到发电侧的电量 E2 总的环境效益" B=B十B (20 10o
GB/T32127一2015 附录A 资料性附录算例 A.1需求响应效果监测算例需求响应事件按照发生时间可分为工作日和非工作日 a)事件发生日为工作日算例;假定事件发生于2006年8月2日(星期三)12:0020:00(对应基线负荷数据已在各表中用黑体标出. 采用本标准介绍的需求响应效果监测方法进行分析的步骤如下步骤一;数据选择根据数据选择原则,从事件发生前2天向前选择对应时段10天的历史负荷如表A.1所示表A. 中历史数据已剔除周末07/30/06,07/29/06,07/23/06,07/22/06 表A.1数据选择日及其日用电量日期星期日用电量/Mw h) 07/31/06 星期一 39.810 07/28/06 星期五 31.21o 07/27/06 星期四 30.460 07/26/06 星期三 30.680 星期二 07/25/06 30.050 星期一 33.590 07/24/06 07/21/06 34.964 星期五 07/20/06 星期四 31.172 07/19/06 星期三 31.784 07/18/06 星期二 31.491 步骤二;数据处理计算依据;对所选择的10天历史数据计算事件时段每小时的负荷平均值,计算结果如表A.2所示表A.2基线负荷计算值负荷平均值/Mw 基本负荷 Mw 时 07/31/0607/28/06l07/27/06l07/26/06l07/25/06l07/24/06l07/21/06l07/20/06l0719/06l07/18/06 1.2 1.14 1.11 1.12 1.22 1.2 1.21 1.12 1.15 1.18 1.17 1.08 0.98 1.01 1.06 1.06 1.00 1.02 0.99 1.01 1.02 0.95 0.95 0.93 0,.97 0.97 0.92 0.95 0,.98 0.92 0.93 0.95 0.91 0.88 0.86 0.87 0.88 0.91 0.88 0.88 0.88 0.90 0.89 1l
GB/T32127一2015 表A.2(续负荷平均值/Mw 基本负荷时 07/31 /0607/28/0607/27/06lo7/26/06o7/25/0so7/21/0607/21/0607/20/06lo7/19/06o7/18/0sMw 0.85 0.87 0.87 0.93 0.83 0.86 0.86 0.9 0.90 0.89 0.86 0.96 0.83 0.84 0.88 0.85 0.91 0.83 0.87 0.85 0.85 0.87 1.02 0.92 1.01 0.89 0,.95 0.92 0.94 0.89 0.9 0.9 0,96 1.05 1.04 1.13 1.03 0.94 1.04 1.00 0.94 .05 0.96 1.02 1.1 0,99 1.05 1.15 0.87 1.06 1.13 0.94 1.l1 0.88 1.03 10 1.31 1,09 1.26 1.26 1,05 1.2 1.21 1.15 1.07 1.06 1.17 1 1.,52 1, 1.24 1.27 1.31 1.26 1.23 1.12 1,23 .I 12 1.58 1.14 1.23 1.33 1.19 1.32 1.50 1.15 1.22 1.48 .31 13 1.83 1.4 1.27 1.46 1.46 1.42 1.34 1.41 1.23 1.41 .30 1.98 1.39 1.52 1.5 1.51 1.62 1.48 1.59 1.45 1.40 1.54 15 2.16 1.47 1.52 1.5 1.5 1.69 2.04 1.61 1.56 2.00 1.71 16 2.22 1.62 1.52 1.5 1.62 1.77 1.97 1.60 1.75 1.87 1.74 17 2.25 1.76 1.62 11.63 1.68 1.86 1.92 1.70 1.72 1.70 1.78 2.37 1.75 .65 1.66 1.68 2.03 1.88 1.78 1.66 1.83 18 1.89 1.75 1.97 2.17 1.92 1.81 1.76 2.43 19 1.89 .68 1.68 1.91 20 2.24 1.54 1.56 1.69 1.84 1.67 1.66 1.82 1.82 1.76 1.75 21 2.24 1.71 1.41 1.42 1.48 1.74 1.54 1.48 .69 1.62 1.63 22 1.47 1.8 1.73 2.34 1.71 1.56 1.55 2.26 1.50 l.57 1.57 23 1.45 1.34 1.39 2.24 l.65 1.45 1.7 2.16 l.37 1.65 1.64 24 1.88 1.45 1.23 1.23 1.15 1.44 1.38 l.36 1.32 1.20 1.36 注表中小时栏代表一天的24个小时;第1小时、第时,第3小时 2 小步骤三:结果修正根据修正原则得到调整因子,见式(A.l) 丰1 k= =1.088 (A.1 a.8.1万对表A.2中事件发生时段的基线负荷计算值进行修正,得到修正后的基线负荷,如表A.3所示表A.3 调整因子修正实际负荷基本负荷修正后基本负荷小时调整因子k Mw Mw Mw 1.20 1.17 1.17 1.05 1.,02 1.02 12
GB/T32127一2015 表A.3(续实际负荷基本负荷修正后基本负荷小时调整因子k MW Mw MW 0.92 0.95 0.95 0.87 0.89 0.89 0.87 0.87 0.87 0,85 0.87 0.87 0.94 0,.94 0.91 0.99 1.02 1,02 1.06 1.03 1.03 10 1.36 1.17 1.17 11 1.25 1.23 1.23 1.088 1.43 12 1.23 1.31 1.53 1.28 1.41 1.088 13 14 1.36 1.54 1.088 1.68 1.52 1.71 1.088 1.86 15 16 1.69 1.74 1.088 1.89 17 1.70 1.78 1.088 1.94 18 1.73 1.83 1.088 1.99 19 1.95 1.91 1.088 2.08 20 1.76 1.088 1.85 1.91 21 1.73 1.63 1.63 22 1.53 1.73 1.73 23 1.47 1.64 1.64 24 1.25 1.36 1.36 注表中实际负荷为电价变化或事件发生日数据本算例为08/02/06当天用户的实际负荷值事件发生日为非工作日 b 案例;假定事件发生于2006年8月6日星期日)12:0020:00(对应基本负荷数据已在各表中黑字体标出步骤一;数据选择根据数据选择原则,从事件发生前2天向前选择对应时段4天的历史负荷作为计算基线负荷的典型日,历史负荷不包括工作日,见表A.! 13
GB/T32127一2015 表A.4数据选择日及其日用电量星期日用电量/(Mw 日期 07/30/06 星期日 29.780 07/29/06 星期六 32.710 07/23/06 星期日 31.112 07/22/06 星期六 31.019 步骤二;数据处理计算依据;所选择的4天历史数据计算事件时段每小时的负荷平均值,见表A.5 表A.5基本负荷计算值负荷平均值/Mw 小时基本负荷/MW 07/30/06 07/29/06 07/23/06 07/22/06 1.19 1.34 1.30 1.22 1.26 1.05 1.18 .18 1.18 .15 0.94 l.07 0.95 0.96 0.98 0.88 0.97 0.96 0.95 0.97 0.90 0.92 0.91 0.86 0.85 0.97 0.90 0.95 0.92 0.91 1.02 0,93 0.95 0.95 1.06 1.00 1.05 1.01 0.94 0.85 0,99 0,97 0,86 0,92 10 1.05 1.12 1.1o 1.05 1.08 1.12 1.22 1.16 1.16 1.l16 12 1.13 1.23 1.14 1.22 1.18 1.17 .32 1.32 1.30 1.39 14 1.5 1.63 1.52 1.50 1.54 15 1.5 1.62 .51 1.60 1.56 16 1.61 1.74 1.66 1.63 1.66 7 1.68 1.73 1.73 1.73 1.8 18 1.68 1.8 1.77 1.79 1.76 1.75 1.87 1.81 19 .86 1.75 20 1.69 1.82 1.75 1.72 1.75 1.48 .6 1.54 1.53 21 1.48 22 1.47 1.59 l.55 1.49 1,53 23 1.34 1.46 1,43 1.44 1.42 24 1.l4 1.22 1.20 1.17 1.18 注表中小时栏代表一天的24个小时,第1小时,第2小时,第3小时 14
GB/T32127一2015 步骤三:结果修正根据修正原则得到调整因子,见式A.2) (1.18十1.20)/2 人一 =1.06 A.2 a.08十1.1672 表A.6调整因子修正小时实际负荷/Mw 基本负荷/Mw 调整因子人修正后基本负荷/Mw 1.28 1.26 1.17 1.09 1.15 1.02 0.98 0.98 0.95 0.89 1.,00 0.95 0.95 0.91 0.87 0.96 0.92 0.87 0,92 0.95 0,.94 0.99 1.01 1.02 0.91 0.92 l.03 10 1.18 1.08 1.17 11 1.20 1.16 1.23 1.06 1.21 1.18 1.25 12 13 1.24 1.30 1.06 1.38 14 1.54 1.06 1.59 1.63 15 1.54 1.56 1.06 1.65 16 1.64 1.66 1.06 1.76 1.75 17 1.73 1.06 1.83 1.77 1.76 .87 18 1.,06 19 1.06 1.80 1.81 .92 20 1.70 1.75 1.06 1.86 21 1.48 1.53 .63 22 1.56 1.53 1.73 23 1.46 1.42 1.64 24 1.15 1.18 1.36 注:表中实际负荷为电价变化或事件发生日数据本案例为08/06/06当天用户的实际负荷值需求响应综合效益评价算例算例;假设某一地区2006年8月2日实施了峰谷分时电价(TOU)和可中断负荷(IL),峰谷分时电价实施对象为该地区工商业5户用户,可中断负荷实施对象为与电力公司签订可中断合同的工商业5户 15
GB/T32127一2015 用户采用本标准介绍的需求响应综合效益评价方法进行分析的步骤如下步骤一;确定相关基础数据考虑基于价格和基于激励两种类型的需求响应项目基于价格的需求响应项目 -峰谷分时电价(ToU) 获取实施TOU前后电价数据;假设实施TOU后一天被划分为峰谷2个时段,峰时段为 12;00一20:00,其余为谷时段,见表A.7 表A.7时段划分及电价 ToU 项目前 ToU后峰时段平时段时段划分 12;0020;00 24:0012:0020;0024:00 电价/[元/(kw] 0.56 0.58 0.36 获取5个用户实施ToU后一天24h的负荷数据,选取数据时应剔除非价格因素的影响 2 见表A.8 表A.8实施To后用户的实际负荷平均负荷值/Mw 时间工业用户工业用户工业用户商业用户商业用户 1 ;00 2.61 2.23 l.65 0.742 1.2 l.05 2:00 2.67 2.25 l.54 0.642 3;00 2.56 2.24 .68 0.584 0.92 2.51 2.23 1.62 0.555 0.87 4;00 5:00 2.67 2.22 1.62 0.627 0.87 600 2.66 2.23 1.63 0,.554 0,85 7;00 0,706 0,.91 2.70 2.23 1.66 8;00 2.85 2.22 1.78 0,.826 0,99 9;00 2.84 2.21 1.63 0.952 l.06 10:00 1.71 0.984 1.36 2.78 2.22 3.07 2.24 .75 1.109 .25 1l:00 12:00 3.1m 2.23 1.71 1.016 1.23 13:00 2.91 2.23 1.72 1.048 1.28 1400 3.01 2.24 1.73 1.04 1.36 15;00 3.00 2.26 1.66 1.044 1.52 16:00 3.06 2.27 1.82 0.988 1,69 17:00 3.05 2.22 1.67 1.045 1.7 16
GB/T32127一2015 表A.8(续平均负荷值/Mw 时间商业用户工业用户工业用户工业用户商业用户 18:00 2.85 2.22 1.69 1.048 1.73 19:00 2.93 2.26 1.63 1.07 1.95 20:00 2.99 2.24 l.66 0.949 1.85 21;00 2.69 2.26 1.59 0.969 1.73 22:00 2.87 2.24 1.65 0,851 1,53 23:00 2.73 2.26 1.62 0,76 1,47 2.23 .61 0,.73 .25 24:00 2.69 根据需求响应效果监测方法的日负荷平均法计算每个用户的基线负荷,见表A.9 表A.9用户基线负荷计算值基线负荷/" MW 时间工业用户工业用户工业用户商业用户商业用户 1:00 2.556 2.21 1.60 0.622 1.17 2:00 2.584 2.21 1.48 0.562 1.02 0.504 0,.95 300 2.534 2.23 1.53 4;00 2.437 2.22 l.59 0.495 0.89 5;00 2,624 2.20 1.50 0.477 0.87 2.554 0.87 1.51 6;00 2.23 0.484 7:00 2.599 2.22 1,45 0.626 0,94 8:00 1.69 0,656 1.02 2.757 2.21 9:00 2.74 2.18 1.53 0,772 1.03 10:00 2.675 2.21 1.58 0.834 1.17 1:00 2.964 2.24 1.63 1.069 1.23 12:00 3,246 2.27 1.77 1.216 1.43 3.061 2.29 .258 1.53 13:00 1.93 14:00 3,136 2.30 2.00 1.l4 1.68 15:00 3,184 2.31 1.9 1.064 1.86 16:00 3.184 2.31 2.03 1.078 1.89 17;00 3.183 2.25 1.87 1.195 1.94 18:00 3,022 2.24 1.94 1.288 1,99 19;00 3.,071 2.27 l.84 l.30 2.08 17
GB/T32127一2015 表A.9(续基线负荷/MW 时间工业用户工业用户工业用户" 商业用户商业用户 20:00 3.119 1.039 1.91 2.25 2.26 .54 o.959 2.57 21:00 1.63 22:00 2.777 2.21 1.51 0.84 1.73 23:00 2.667 2.23 1.53 0,730 1.64 2400 2.599 2.22 1.40 0.680 1.36 根据行业类型、用户基线负荷、用户实际负荷等方面情况.计算相关电力参数,见表A.10. 表A.10相关电力参数用户编号行业类型商业工业工业工业商业 oLL/[元/(kw h] 7.753 7.037 7.753 24.371 30.136 184 60 340 270 240 最大负荷削减量AP,/Aw 电网侧可避免电量E/kwh 5885.9 发电侧可避免电量E/kw 6195." 实施TOU前归算到实施需求响应提升的实施TOU前实施TOU后 LoLP LOLP 发电侧的电量E,/(kw h 负荷率百分点As 251132.53 0,0521 0.0324 0.0071 可避免容量成本,可避免电量成本,环境效益计算涉及到的相关系数参考数据见表A.l1 表A.11相关系数参考数据表用户同时系数a 0,.8 电网配电损失系数a 0.05 系统备用容量系数 0.l 厂用电率? 0.05 可避免容量成本(电网企业) 可避免容量成本(发电企业》 264 528 的折算因子/[元/kWa) 的折算因子/[元/kw a)门可避免电量(电网企业可避免电量(发电企业 0,40 0.65 的折算因子u[元/(wh) 的折算因子的/[元/(kwh 工业用户终端配电损失系数商业用户终端配电损失系数1 0,05 0.03 燃煤机组供电煤负荷率与单位煤耗的相关 315 4.5 因子p[g/(kw)%们耗b/[g/kw h7 污染气体 CO SO NO 0.,0003357 0.00000803 0.0000069 污染气体排放系数[t/(kw h 污染气体减排价值/元/t 60 20000 631.6 根据实际建设、设备投资、技术管理等方面情况,确定相关成本参数,见表A.12 18
GB/T32127一2015 表A.12相关成本参数电网设备投资/(万/户) 电网单位管理成本/元/Aw 上网电价/[元/kw h门 18 0.40 单位用户安装成本元/户) 单位用户设备成本/(元/户单位负荷转移成本[元/(kw h 6000 3000 0.8 b)基于激励的需求响应项目 -可中断负荷(IL 1 电网企业与用户签订的可中断合同,必须明确中断提前通知时间T.、可中断负荷AP、日可中断时间丁,形成可中断用户信息数据库如表A.13所示表A.13可中断用户信息用户用户中断提前通知可中断的日可中断单位电量补贴失负荷价值性质负荷AP/Aw 编号时间T./h 时间T/hVOLL[元/(kW h]pi,/[元/kW h 工业 72 400 7.753 0.6 工业 0.5 68 2.071 0.3 工业 152 3,041 0,4 工业 1.5 12.684 60 0.9 商业 24 533 24.371 1.2 获取实施L前后用户负荷数据:假设IL开始时间为9:00,参与用户负荷中断量符合合同中要求见表A.l4 黑体标出部分为计算出的用户基线负荷,下同表A.14 中断前后用户负荷数据负荷平均值/w 时间中断前中断后中断前中断后中断前中断后中断前中断后中断前中断后 7.73 7.33 12.60 12.531 20.10 19.924 1.78 1.718 3.10 2.476 9:00 10;00 8.01 7.46 12.40 12.325 19.10 18,.923 1.75 1.687 3.09 2.542 11;00 8.03 7.56 11.40 11.332 18.30 18.145 1.692 1.631 3.09 2.554 12:00 8.37 7.95 11.30 11.228 17.30 17.148 1.727 1.666 3.09 2.435 &.49 18.30 1.752 l.687 3.11 13:00 13. 40 13.319 18.129 2.346 8.04 14;00 8.54 8.13 12.50 12.429 18.20 18.031 1.752 1.683 3.10 2.401 5;00 8.45 8.45 12.0 12.0 19.20 19,015 1.744 1.672 3,02 3.02 16:00 8.19 8.19 12.9 12.9 15.90 15.748 1.731 1.667 3.03 3.03 根据用户基线负荷(中断前)和实际负荷(中断后,计算相关电力参数,见表A.15 3 19
GB/T32127一2015 表A.15相关电力参数用户编号" 最大负荷削减量 81 550 185 72 764 AP,/kw 电网侧节约电量AE/(kwh 1708.6 发电侧可避免电量AE./(kwh) 1798.5 实施Il前归算到发电侧的实施需求响应提升的实施IL前实施IL后 LOLP LOLP 电量E./(kw. 负荷率百分点Ae ，h 1027129 0.0129 0.033 0.0118 可避免容量成本、可避免电量成本、环境效益计算涉及到的相关系数参考数据见表A.11 4！根据实际建设,设备投资、技术管理等方面情况,确定相关成本参数,参见表A12中数据 5 步骤二;计算实施需求响应的综合效益考虑基于价格和基于激励两种类型的需求响应项目 -峰谷分时电价(TOU) a)基于价格的需求响应项目 1) 根据式(3)一式(6)计算TOU项目减少电费支出约为25271元; 2 根据式(10)计算ToU项目提高可靠性效益为12167元; 3 根据式(12),式(13)计算TOU项目可避免容量成本(电网企业)为205024元/年 4)根据式(14),式(15)计算TOU项目可避免容量成本(发电企业)为431630元/年; 5 根据式(16),式(17)计算TOU项目运营成本降低(电网企业)为2354元根据式(18)、式(19)计算ToU项目可避免运营成本(发电企业)为4027元根据式(20),式(21)、式(22)计算ToU项目环境效益为5344元根据6.2估算用户设备成本为30000元;用户安装成本为15000元;用户负荷转移成本为3386元; 根据6.2估算电网设备成本为900000元;电网管理成本为28300元;电网企业电费收人损失25271元; 根据6.2估算电厂售电损失为1213元 0 基于激励的需求响应项目 -可中断负荷(IL b 1 根据式(7)~式(9)计算IL项目获得激励补偿为7342元; 2 根据式(10)计算L项目提高可靠性效益为12479元; 根据式(12,式(13)计算TOU项目可避免容量成本(电网企业)为79354元/年; 根据式(14),式(15)计算TOU项目可避免容量成本(发电企业)为167062元/年; 根据式(16),式(17)计算TOU项目运营成本降低(电网企业)为683元; 根据式(18)、式(19)计算TOU项目可避免运营成本(发电企业)为1169元; 根据式(20),式(21),式(22)计算ToU项目环境效益为4522元 8 根据62估算用户设备成本为3元用户安装成本为百00元;用户负荷转移成本为7053元 9)根据6.2估算电网设备成本为900000元;电网管理成本为16520元;电网企业激励补偿支出7342元; 0)根据6.2估算电厂售电损失为434元 2o0

需求响应效果监测与综合效益评价导则GB/T32127-2015

GB/T32127-2015是我国针对需求响应效果监测与综合效益评价领域的国家标准，于2015年由国家标准化管理委员会发布。该标准的制定旨在规范需求响应过程中的效果监测和评价工作，强化企业对需求响应的监控和评估，提高需求响应的综合效益。

该标准适用于各类生产经营企业和组织，在需求响应过程中进行效果监测和综合效益评价。具体来说，它包括了以下几个方面：

一、术语和定义

GB/T32127-2015首先明确了在本标准中所使用的术语和定义，例如需求响应、效果监测和综合效益评价等。这些统一的概念和定义为标准的实施提供了基础。

二、需求响应效果监测

标准规定了需求响应效果监测的流程和内容，包括需求响应目标的确定、监测指标的建立、监测方法和周期的确定等。通过有效的监测，可以全面掌握需求响应效果，及时发现问题并加以解决。

三、综合效益评价

GB/T32127-2015还详细阐述了综合效益评价的原则和方法，即通过对成本、质量、交货期、服务等多个方面进行综合评价，全面反映需求响应过程中的综合效益水平。

四、需求响应信息管理

标准要求企业建立专门的需求响应信息管理系统，实现对需求响应过程中产生的各种信息的高效管理与利用。这有助于提高企业的工作效率和决策水平。

五、需求响应效果评估

该标准还要求企业对需求响应效果进行定期评估和总结，及时发现问题并改进工作，不断提高响应效果。

综上所述，国家标准GB/T32127-2015的制定为企业规范需求响应过程提供了可行的方案。在实际工作中，企业应该根据标准的要求，积极建立和完善需求响应效果监测和综合效益评价体系，通过科学有效的管理和运用，提高企业的核心竞争力和市场占有率。