章 楓，鄧 暉，華 文，周子青，徐程煒，房 樂，喬松博

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力市場仿真實驗室，杭州 310014；3.浙江電力交易中心有限公司，杭州 310016）

0 引言

20世紀80年代，F(xiàn).C.Schweppe創(chuàng)新性地提出了實時電價理論［1］，用來應(yīng)對短期電力不足問題，從此拉開了發(fā)達國家實行峰谷分時電價制度的序幕。

1981年，Munasingh提出了一種先通過分析計算邊際成本來確定平均電價，再計算峰、谷時段電價的TOU（分時電價）確定方法［2］。1983—1987年，Oyama 通過數(shù)學(xué)規(guī)劃的方法，將一天劃分為峰、谷、腰和基時段4個時段，并按發(fā)電側(cè)邊際成本計算各個時段的分時電價［3］。1992 年，Baughman基于蒙特卡洛法對TOU進行了研究，首次提出了反映分時電價時空特性的電價模型［4］。同年，David 提出了DSM（需求側(cè)管理）負荷調(diào)節(jié)措施，有效緩解了高峰時段電網(wǎng)的供電壓力［5］。

20世紀80年代，為緩解福建、華北電網(wǎng)用電壓力，我國從需求側(cè)引導(dǎo)用戶用電的角度出發(fā)，從國外正式引入峰谷分時電價機制，引導(dǎo)居民避免在負荷高峰時期大量用電，對此國內(nèi)學(xué)者對分時電價進行了大量研究［6-14］。1985年至今，峰谷分時電價經(jīng)歷了試行及推廣期、深化期和全面推行期，在保障輸配電能力、降低供電成本和提高電力資源利用效率等方面發(fā)揮了重要作用。

某市水電產(chǎn)業(yè)較為發(fā)達，多年來為經(jīng)濟社會發(fā)展做出了突出貢獻。但由于上網(wǎng)峰谷時段電價政策導(dǎo)向的問題，該市電網(wǎng)存在區(qū)域負荷峰谷倒置、峰谷時段錯位等相關(guān)問題。為此，對該市小水電上網(wǎng)峰谷時段進行了調(diào)整?；诜骞葧r段調(diào)整前后該市電網(wǎng)的實測數(shù)據(jù)，進行了峰谷時段調(diào)整對小水電發(fā)電行為影響的分析測算。研究測算表明，峰谷時段調(diào)整能一定程度上改變小水電發(fā)電行為，改善該市電網(wǎng)負荷峰谷倒置、峰谷時段錯位等問題。

1 電網(wǎng)情況

1.1 小水電電價政策

某市被水利部授予“中國水電第一市”榮譽稱號。截至目前，該市共建成水電站790座，裝機容量約268 萬kW，除開潭、五里亭和外雄等8 座主要服務(wù)于生態(tài)環(huán)境不能自主調(diào)節(jié)的水庫蓄水小水電站實行平均電價外，其他小水電站均實行峰谷電價。按投產(chǎn)時間段，上網(wǎng)電價分為3類，具體如表1所示。

表1 浙江小水電峰谷電價 元/kWh

2019 年該市全市小水電實際平均上網(wǎng)電價為0.488 5 元/kWh，高峰平均上網(wǎng)電價為0.577 8元/kWh，低谷平均上網(wǎng)電價為0.220 6 元/kWh；峰谷電量比75∶25。

1.2 電網(wǎng)存在的問題

1.2.1 峰谷時段錯位導(dǎo)致潮流倒送

該市電網(wǎng)全社會用電負荷峰谷交替變化，高峰、低谷各有3個時段，其中11：00—13：00、17：00—22：00 和00：00—08：00 為負荷低谷時段；8：00—11：00、13：00—17：00 和22：00—24：00 為負荷高峰時段。該市小水電峰谷時段調(diào)整前，電網(wǎng)存在峰谷時段錯位的問題，具體表現(xiàn)為在11：00—13：00負荷低谷時段，光伏和水電大發(fā)，特別是在豐水期，大量水電在白天滿發(fā)，潮流倒送導(dǎo)致原本送出壓力較大的電力通道更加不堪重負，電網(wǎng)送出承載面臨巨大考驗。

1.2.2 峰谷倒置加劇爬滑坡需求

因峰谷電價差距大，水電站往往通過“晝發(fā)夜停”追求發(fā)電效益，8：00—22：00 峰電價期間水電集中發(fā)電送出，22：00—次日8：00 谷電價期間停發(fā)，水電集中開停機造成該市網(wǎng)供負荷呈現(xiàn)與全省其他地區(qū)迥異的“峰谷倒置”現(xiàn)象，如圖1所示，即網(wǎng)供關(guān)口在8：00—22：00點為低谷時段，其他時段為高峰時段。峰谷倒置加劇了由光伏波動性引起的統(tǒng)調(diào)負荷去光伏后的“鴨子”曲線特征，導(dǎo)致電網(wǎng)在11：00—12：00時段滑坡需求激增。

圖1 全省和該市用電負荷、水電出力曲線

2 小水電峰谷時段調(diào)整

2.1 峰谷時段調(diào)整的目的

小水電峰谷時段調(diào)整的目的是“鼓勵調(diào)峰、引導(dǎo)徑流”，也就是促進電網(wǎng)“削峰填谷”。

1）確保小水電峰谷時段與全省及該市負荷的峰谷時段相匹配，盡量做到功率就地平衡，避免不必要的輸電網(wǎng)損，優(yōu)化能源錯配問題。

2）踐行綠色發(fā)展理念，充分利用水電等綠色能源，同時避免水電集中倒送造成該市電網(wǎng)電壓過高，無功補償設(shè)備頻繁投切，確保電網(wǎng)潮流電壓平穩(wěn)控制，降低電網(wǎng)運行風(fēng)險。

2.2 小水電峰谷時段調(diào)整情況

為確保電網(wǎng)安全運行，提升電網(wǎng)運行效率效益，實現(xiàn)發(fā)、供電雙方互利共贏，助推該市高質(zhì)量綠色發(fā)展，對該市小水電上網(wǎng)峰谷時段進行了調(diào)整（在保持峰谷小時數(shù)不變的情況下，適度調(diào)整峰谷時段，高峰時段由8：00-22：00 調(diào)整為7：00—11：00、13：00—23：00；低谷時段由22：00—次日8：00調(diào)整為11：00—13：00、23：00—次日7：00），調(diào)整前后峰谷時段分別如圖2（a）及圖2（b）所示。

圖2 峰谷時段調(diào)整情況

3 峰谷電價模型

3.1 峰谷分時電價

峰谷分時電價是指根據(jù)系統(tǒng)負荷等水平，將每天劃分為峰、平、谷3個時段，每時段執(zhí)行不同電費標準的電價制度。分時電價具有刺激和鼓勵電力用戶移峰填谷、優(yōu)化用電方式的作用。峰谷分時電價可以表示為：

式中：i為時段；N為劃分的總時段數(shù)，當N=3時，i=1，2，3分別表示峰、平、谷3個時段；Pi為i時段的費率標準；P0為基礎(chǔ)電價；PRi為i時段費率標準相對基礎(chǔ)電價的浮動比率。

3.2 水電收益

在峰、平、谷3個時段的分時電價下，水電站的發(fā)電收益可表示為：

式中：R為水電站的發(fā)電收益；Qi（i=1，2，3）為一天中各時段的發(fā)電量。

4 考慮機組振動區(qū)的水電出力優(yōu)化

水電站在正常運行過程中，若其出力安排不合理，會導(dǎo)致水輪機組振擺過大，嚴重影響機組的安全運行和使用壽命。

一般來說，可以將水輪機組的出力區(qū)間分為穩(wěn)定運行區(qū)間、許可運行區(qū)間和禁止運行區(qū)間。在許可運行區(qū)間內(nèi)，雖然機組不會發(fā)生故障，但仍會對機組安全運行和使用壽命產(chǎn)生一定的影響；在禁止運行區(qū)間內(nèi)，機組將極易發(fā)生嚴重故障。因此，在安排水電機組出力時應(yīng)使水電機組運行在穩(wěn)定運作區(qū)間內(nèi)。本文在優(yōu)化水電站出力時，避開機組的禁止運行區(qū)間和許可運行區(qū)間，認為兩者都屬于機組的振動區(qū)。

4.1 振動區(qū)計算

假設(shè)電站有n臺機組，第i臺機組的第j段振動區(qū)為：

式中：Pins，i，j為第i臺機組的第j段振動區(qū)功率范圍；為第i臺機組的第j段振動區(qū)功率下限；為第i臺機組的第j段振動區(qū)功率上限。

則第i臺機組的振動區(qū)為：

式中：Pins，i為第i臺機組的振動區(qū)功率范圍；ki為第i臺機組一共有k段振動區(qū)。

則第i臺機組的穩(wěn)定區(qū)為：

因此，全站的區(qū)間可由所有機組的單機穩(wěn)定區(qū)間的排列組合獲得。

4.2 基于峰谷時段的水電機組出力優(yōu)化

4.2.1 目標函數(shù)

本文以水電機組在峰谷時段價格機制下收益最大為目標函數(shù)，構(gòu)建基于峰谷時段的水電機組出力優(yōu)化模型。目標函數(shù)為：

式中：N為該地區(qū)的小水電站數(shù)量；T為日結(jié)算總數(shù)，本文取96；Pn為第n結(jié)算時段的峰谷時段價格；Qjn為第j個水電站在第n結(jié)算時段的出力；tn為第n結(jié)算時段的時長。

4.2.2 約束條件

水電站機組出力約束條件為：

水電站日發(fā)電量約束條件為：

式中：Rj，max為第j個水電站全天的最大發(fā)電量。

水電站出力日波動次數(shù)為：

式中：τ為輔助0-1整數(shù)變量。

水電站最小期望出力約束為：

5 算例分析

5.1 邊界條件

為分析該市小水電上網(wǎng)峰谷時段調(diào)整對小水電發(fā)電行為的影響，基于峰谷時段調(diào)整前后該市電網(wǎng)的實測數(shù)據(jù)進行復(fù)盤分析。其中，調(diào)整前取2021-04-17 的數(shù)據(jù)，調(diào)整后取2022-04-17 的數(shù)據(jù)。

5.2 峰谷時段調(diào)整前后電網(wǎng)情況對比

5.2.1 小水電出力情況對比

圖3為峰谷時段調(diào)整前后，該市小水電站出力對比曲線。圖4 為歸一化曲線。圖3—圖7 曲線均以5 min為時間間隔，全天共288個采樣點。

由圖3、圖4可知，調(diào)整政策執(zhí)行后，小水電通過調(diào)整出力曲線匹配調(diào)整后的峰谷時段，即在11：00—13：00 的2 h 低谷時段降低出力；在22：00—23：00 和07：00—08：00 的2 h 高峰時段增加出力。峰谷時段調(diào)整前后小水電站發(fā)電行為和出力曲線變化明顯。

圖3 峰谷時段調(diào)整前后小水電出力對比曲線

圖4 峰谷時段調(diào)整前后小水電出力歸一化曲線

5.2.2 網(wǎng)供負荷情況對比

圖5為峰谷時段調(diào)整前后，該市網(wǎng)供負荷對比曲線。

圖5 峰谷時段調(diào)整前后網(wǎng)供負荷對比曲線

由圖5可知，雖然總體上該市網(wǎng)供負荷7：00—22：00時段仍低于22：00—次日7：00時段，但白天網(wǎng)供負荷低谷時段有明顯提升，極大地緩解了網(wǎng)供負荷在低谷時段持續(xù)處于低位甚至為負值的現(xiàn)象。特別地，對比2021-04-17 和2022-04-17 峰谷時段調(diào)整區(qū)間內(nèi)的網(wǎng)供負荷曲線可知，原11：00—13：00低谷時段網(wǎng)供負荷上升明顯，而原7：00—8：00 和22：00—23：00 高峰時段網(wǎng)供負荷下降明顯。峰谷時段調(diào)整前后，網(wǎng)供負荷曲線“峰谷倒置”現(xiàn)象得到了極大地改善，削峰填谷效應(yīng)明顯。

5.3 經(jīng)濟性分析

為更好地分析峰谷時段調(diào)整對該市小水電發(fā)電收益的影響，對小水電發(fā)電行為進行經(jīng)濟性評估計算。以2022 年4 月17 日為例，分析小水電匹配峰谷時段前后的發(fā)電收益情況。

小水電匹配峰谷時段后的出力曲線為2022 年4 月17 日實際出力曲線，匹配前的出力曲線可由以下方式獲得：保持水電站全天發(fā)電量不變，參照調(diào)整前的水電全天出力典型曲線，等比例分配至各時段。匹配前的出力曲線如圖6所示。

圖6 匹配前小水電出力曲線

根據(jù)上網(wǎng)電價政策，可以計算出小水電出力曲線匹配峰谷時段前后的收益情況，結(jié)果如表2所示。

表2 匹配前后的經(jīng)濟性分析

由圖3可知，小水電出力在匹配峰谷時段上仍有一定的空間。在考慮機組振動區(qū)的前提下對小水電出力進行優(yōu)化，優(yōu)化目標為最大化發(fā)電收益，優(yōu)化后的出力曲線如圖7所示。

圖7 優(yōu)化后小水電出力曲線

計算小水電出力曲線優(yōu)化前后的收益情況，結(jié)果如表3所示。

表3 出力曲線優(yōu)化前后的經(jīng)濟性分析

由表2、表3可知：

1）若小水電按峰谷時段調(diào)整前的發(fā)電行為進行出力安排，全天總發(fā)電量為8 847.6 MWh，總發(fā)電收益為438.0萬元，單位收益為495.1元/MWh；若小水電按照2022 年4 月17 日的實際出力曲線進行發(fā)電，則在全天總發(fā)電量不變的情況下，總發(fā)電收益上升至456.9 萬元，同比上升5.6%，合計24.2萬元，單位收益上升至516.5元/MWh。

2）在考慮機組振動區(qū)的前提下，若小水電出力按照最大化發(fā)電收益為目標進行優(yōu)化，則在全天總發(fā)電量不變的情況下，總發(fā)電收益上升為511.2 萬元，相較于調(diào)整前同比增加18.1%，合計78.5萬元，單位收益上升為577.8元/MWh。

綜上所述，小水電不適應(yīng)調(diào)整后的峰谷時段，這將直接降低其發(fā)電收益。同時，根據(jù)實際運行情況，小水電的適應(yīng)情況仍有進一步改進的空間。

6 結(jié)論

本文基于某市小水電峰谷時段調(diào)整前后的電網(wǎng)實測數(shù)據(jù)，分析了峰谷時段調(diào)整對小水電發(fā)電行為和經(jīng)濟性的影響，得到主要結(jié)論如下：

1）在發(fā)電側(cè)購電成本增幅不大的情況下，峰谷時段調(diào)整能有效緩解該市峰谷時段錯位導(dǎo)致潮流倒送與網(wǎng)供負荷“峰谷倒置”加劇爬滑坡需求的問題。峰谷時段調(diào)整后，為增加發(fā)電收益，小水電在11：00—13：00 低谷時段降低出力，極大地緩解了網(wǎng)供負荷在低谷時段持續(xù)處于低位甚至為負值的現(xiàn)象，避免水電集中倒送造成電網(wǎng)電壓過高、無功補償設(shè)備頻繁投切等問題，確保了電網(wǎng)潮流電壓平穩(wěn)控制，降低了電網(wǎng)運行風(fēng)險；小水電在7：00—8：00 和22：00—23：00 高峰時段增加出力，起到了良好的削峰填谷作用，有效緩解了網(wǎng)供負荷“峰谷倒置”加劇電網(wǎng)爬滑坡需求的問題。當前，全省小水電總裝機容量約444萬kW，峰谷時段調(diào)整政策推廣至全省后，將再新增近176萬kW調(diào)節(jié)能力，約為全市66%小水電水平，應(yīng)用前景良好。

2）從發(fā)電收益來看，當前峰谷價差對小水電的激勵有限。一是由于該市小水電一般均為徑流式水電，其庫容量和發(fā)電裝機容量均較小，當前峰谷價差下，即便是小水電最大化其發(fā)電收益，新增收入尚無法覆蓋其修建水庫、增容改造等成本；二是由于計劃模式下，進一步拉大峰谷價差的手段有限。計劃模式下，拉大小水電的峰谷價差將增加電網(wǎng)購電成本，受成本監(jiān)審和輸配電價改革的影響，新增成本無法及時有效傳導(dǎo)至用戶側(cè)，將增加電網(wǎng)公司運營壓力。

3）為充分調(diào)動小水電積極性，建議擴大浙江電力市場參與范圍，鼓勵小水電機組參與現(xiàn)貨市場。隨著電力體制改革的不斷深化，現(xiàn)貨電能量市場將代替調(diào)峰市場引導(dǎo)發(fā)電機組出力變化：一是電力現(xiàn)貨市場能通過完善市場交易規(guī)則，擴大市場交易主體、合理設(shè)定限價標準等促進市場形成更有效的峰谷分時電價信號，拉大峰谷價差；二是浙江光伏滲透率較高，光伏出力特性導(dǎo)致現(xiàn)貨市場出清電價在7：00—8：30相對較高，11：00—12：00為全天最低價時段，現(xiàn)貨市場價格信號與網(wǎng)供負荷峰谷信號一致；三是在雙邊市場模式下，發(fā)電側(cè)成本能根據(jù)權(quán)責利對等的原則有效傳導(dǎo)至用戶側(cè)。因此，建議擴大浙江電力市場參與范圍，鼓勵小水電機組以申報固定出力曲線的形式參與現(xiàn)貨市場，作為價格接受者參與出清，通過市場引導(dǎo)小水電出力與全省負荷峰谷時段相匹配，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。建議加快完善輔助服務(wù)交易品種，研究適用于小水電的輔助服務(wù)交易機制。隨著光伏裝機容量的持續(xù)上升，光伏發(fā)電的滲透率不斷增加，光伏波動性對電網(wǎng)的影響加劇，統(tǒng)調(diào)負荷去光伏后的競價空間“鴨子”特征將會更加明顯。7：00—8：30 的市場出清價格與11：00—12：00的差距將越來越大，亟需加快研究適應(yīng)小水電等靈活性資源參與的快速爬滑坡輔助服務(wù)交易機制，激勵小水電提供快速爬滑坡服務(wù)，以應(yīng)對電網(wǎng)平衡沖擊和適應(yīng)新的削峰填谷需求，保障電網(wǎng)平穩(wěn)運行。

隨著電力市場建設(shè)的逐步完善，合理設(shè)計小水電參與浙江電力現(xiàn)貨市場的機制與方式將是未來的研究內(nèi)容。