章 楓，鄧 暉，華 文，周子青，徐程煒，房 樂，喬松博

（1.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司電力市場(chǎng)仿真實(shí)驗(yàn)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(jì)80年代，F(xiàn).C.Schweppe創(chuàng)新性地提出了實(shí)時(shí)電價(jià)理論［1］，用來應(yīng)對(duì)短期電力不足問題，從此拉開了發(fā)達(dá)國(guó)家實(shí)行峰谷分時(shí)電價(jià)制度的序幕。

1981年，Munasingh提出了一種先通過分析計(jì)算邊際成本來確定平均電價(jià)，再計(jì)算峰、谷時(shí)段電價(jià)的TOU（分時(shí)電價(jià)）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(shí)段4個(gè)時(shí)段，并按發(fā)電側(cè)邊際成本計(jì)算各個(gè)時(shí)段的分時(shí)電價(jià)［3］。1992 年，Baughman基于蒙特卡洛法對(duì)TOU進(jìn)行了研究，首次提出了反映分時(shí)電價(jià)時(shí)空特性的電價(jià)模型［4］。同年，David 提出了DSM（需求側(cè)管理）負(fù)荷調(diào)節(jié)措施，有效緩解了高峰時(shí)段電網(wǎng)的供電壓力［5］。

20世紀(jì)80年代，為緩解福建、華北電網(wǎng)用電壓力，我國(guó)從需求側(cè)引導(dǎo)用戶用電的角度出發(fā)，從國(guó)外正式引入峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制，引導(dǎo)居民避免在負(fù)荷高峰時(shí)期大量用電，對(duì)此國(guó)內(nèi)學(xué)者對(duì)分時(shí)電價(jià)進(jìn)行了大量研究［6-14］。1985年至今，峰谷分時(shí)電價(jià)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(dá)，多年來為經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展做出了突出貢獻(xiàn)。但由于上網(wǎng)峰谷時(shí)段電價(jià)政策導(dǎo)向的問題，該市電網(wǎng)存在區(qū)域負(fù)荷峰谷倒置、峰谷時(shí)段錯(cuò)位等相關(guān)問題。為此，對(duì)該市小水電上網(wǎng)峰谷時(shí)段進(jìn)行了調(diào)整。基于峰谷時(shí)段調(diào)整前后該市電網(wǎng)的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，進(jìn)行了峰谷時(shí)段調(diào)整對(duì)小水電發(fā)電行為影響的分析測(cè)算。研究測(cè)算表明，峰谷時(shí)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(fù)荷峰谷倒置、峰谷時(shí)段錯(cuò)位等問題。

1 電網(wǎng)情況

1.1 小水電電價(jià)政策

某市被水利部授予“中國(guó)水電第一市”榮譽(yù)稱號(hào)。截至目前，該市共建成水電站790座，裝機(jī)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(kù)蓄水小水電站實(shí)行平均電價(jià)外，其他小水電站均實(shí)行峰谷電價(jià)。按投產(chǎn)時(shí)間段，上網(wǎng)電價(jià)分為3類，具體如表1所示。

表1 浙江小水電峰谷電價(jià) 元/kWh

2019 年該市全市小水電實(shí)際平均上網(wǎng)電價(jià)為0.488 5 元/kWh，高峰平均上網(wǎng)電價(jià)為0.577 8元/kWh，低谷平均上網(wǎng)電價(jià)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(shí)段錯(cuò)位導(dǎo)致潮流倒送

該市電網(wǎng)全社會(huì)用電負(fù)荷峰谷交替變化，高峰、低谷各有3個(gè)時(shí)段，其中11：00—13：00、17：00—22：00 和00：00—08：00 為負(fù)荷低谷時(shí)段；8：00—11：00、13：00—17：00 和22：00—24：00 為負(fù)荷高峰時(shí)段。該市小水電峰谷時(shí)段調(diào)整前，電網(wǎng)存在峰谷時(shí)段錯(cuò)位的問題，具體表現(xiàn)為在11：00—13：00負(fù)荷低谷時(shí)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(fù)，電網(wǎng)送出承載面臨巨大考驗(yàn)。

1.2.2 峰谷倒置加劇爬滑坡需求

因峰谷電價(jià)差距大，水電站往往通過“晝發(fā)夜?！弊非蟀l(fā)電效益，8：00—22：00 峰電價(jià)期間水電集中發(fā)電送出，22：00—次日8：00 谷電價(jià)期間停發(fā)，水電集中開停機(jī)造成該市網(wǎng)供負(fù)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(diǎn)為低谷時(shí)段，其他時(shí)段為高峰時(shí)段。峰谷倒置加劇了由光伏波動(dòng)性引起的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷去光伏后的“鴨子”曲線特征，導(dǎo)致電網(wǎng)在11：00—12：00時(shí)段滑坡需求激增。

圖1 全省和該市用電負(fù)荷、水電出力曲線

2 小水電峰谷時(shí)段調(diào)整

2.1 峰谷時(shí)段調(diào)整的目的

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

1）確保小水電峰谷時(shí)段與全省及該市負(fù)荷的峰谷時(shí)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(cuò)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(shí)避免水電集中倒送造成該市電網(wǎng)電壓過高，無功補(bǔ)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(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 小水電峰谷時(shí)段調(diào)整情況

為確保電網(wǎng)安全運(yùn)行，提升電網(wǎng)運(yùn)行效率效益，實(shí)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(duì)該市小水電上網(wǎng)峰谷時(shí)段進(jìn)行了調(diào)整（在保持峰谷小時(shí)數(shù)不變的情況下，適度調(diào)整峰谷時(shí)段，高峰時(shí)段由8：00-22：00 調(diào)整為7：00—11：00、13：00—23：00；低谷時(shí)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(shí)段分別如圖2（a）及圖2（b）所示。

圖2 峰谷時(shí)段調(diào)整情況

3 峰谷電價(jià)模型

3.1 峰谷分時(shí)電價(jià)

峰谷分時(shí)電價(jià)是指根據(jù)系統(tǒng)負(fù)荷等水平，將每天劃分為峰、平、谷3個(gè)時(shí)段，每時(shí)段執(zhí)行不同電費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)的電價(jià)制度。分時(shí)電價(jià)具有刺激和鼓勵(lì)電力用戶移峰填谷、優(yōu)化用電方式的作用。峰谷分時(shí)電價(jià)可以表示為：

式中：i為時(shí)段；N為劃分的總時(shí)段數(shù)，當(dāng)N=3時(shí)，i=1，2，3分別表示峰、平、谷3個(gè)時(shí)段；Pi為i時(shí)段的費(fèi)率標(biāo)準(zhǔn)；P0為基礎(chǔ)電價(jià)；PRi為i時(shí)段費(fèi)率標(biāo)準(zhǔn)相對(duì)基礎(chǔ)電價(jià)的浮動(dòng)比率。

3.2 水電收益

在峰、平、谷3個(gè)時(shí)段的分時(shí)電價(jià)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(shí)段的發(fā)電量。

4 考慮機(jī)組振動(dòng)區(qū)的水電出力優(yōu)化

水電站在正常運(yùn)行過程中，若其出力安排不合理，會(huì)導(dǎo)致水輪機(jī)組振擺過大，嚴(yán)重影響機(jī)組的安全運(yùn)行和使用壽命。

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

4.1 振動(dòng)區(qū)計(jì)算

假設(shè)電站有n臺(tái)機(jī)組，第i臺(tái)機(jī)組的第j段振動(dòng)區(qū)為：

式中：Pins，i，j為第i臺(tái)機(jī)組的第j段振動(dòng)區(qū)功率范圍；為第i臺(tái)機(jī)組的第j段振動(dòng)區(qū)功率下限；為第i臺(tái)機(jī)組的第j段振動(dòng)區(qū)功率上限。

則第i臺(tái)機(jī)組的振動(dòng)區(qū)為：

式中：Pins，i為第i臺(tái)機(jī)組的振動(dòng)區(qū)功率范圍；ki為第i臺(tái)機(jī)組一共有k段振動(dòng)區(qū)。

則第i臺(tái)機(jī)組的穩(wěn)定區(qū)為：

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

4.2 基于峰谷時(shí)段的水電機(jī)組出力優(yōu)化

4.2.1 目標(biāo)函數(shù)

本文以水電機(jī)組在峰谷時(shí)段價(jià)格機(jī)制下收益最大為目標(biāo)函數(shù)，構(gòu)建基于峰谷時(shí)段的水電機(jī)組出力優(yōu)化模型。目標(biāo)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(shí)段的峰谷時(shí)段價(jià)格；Qjn為第j個(gè)水電站在第n結(jié)算時(shí)段的出力；tn為第n結(jié)算時(shí)段的時(shí)長(zhǎng)。

4.2.2 約束條件

水電站機(jī)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(gè)水電站全天的最大發(fā)電量。

水電站出力日波動(dòng)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(shí)段調(diào)整對(duì)小水電發(fā)電行為的影響，基于峰谷時(shí)段調(diào)整前后該市電網(wǎng)的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)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(shí)段調(diào)整前后電網(wǎng)情況對(duì)比

5.2.1 小水電出力情況對(duì)比

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

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(shí)段，即在11：00—13：00 的2 h 低谷時(shí)段降低出力；在22：00—23：00 和07：00—08：00 的2 h 高峰時(shí)段增加出力。峰谷時(shí)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(shí)段調(diào)整前后小水電出力對(duì)比曲線

圖4 峰谷時(shí)段調(diào)整前后小水電出力歸一化曲線

5.2.2 網(wǎng)供負(fù)荷情況對(duì)比

圖5為峰谷時(shí)段調(diào)整前后，該市網(wǎng)供負(fù)荷對(duì)比曲線。

圖5 峰谷時(shí)段調(diào)整前后網(wǎng)供負(fù)荷對(duì)比曲線

由圖5可知，雖然總體上該市網(wǎng)供負(fù)荷7：00—22：00時(shí)段仍低于22：00—次日7：00時(shí)段，但白天網(wǎng)供負(fù)荷低谷時(shí)段有明顯提升，極大地緩解了網(wǎng)供負(fù)荷在低谷時(shí)段持續(xù)處于低位甚至為負(fù)值的現(xiàn)象。特別地，對(duì)比2021-04-17 和2022-04-17 峰谷時(shí)段調(diào)整區(qū)間內(nèi)的網(wǎng)供負(fù)荷曲線可知，原11：00—13：00低谷時(shí)段網(wǎng)供負(fù)荷上升明顯，而原7：00—8：00 和22：00—23：00 高峰時(shí)段網(wǎng)供負(fù)荷下降明顯。峰谷時(shí)段調(diào)整前后，網(wǎng)供負(fù)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(jì)性分析

為更好地分析峰谷時(shí)段調(diào)整對(duì)該市小水電發(fā)電收益的影響，對(duì)小水電發(fā)電行為進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)估計(jì)算。以2022 年4 月17 日為例，分析小水電匹配峰谷時(shí)段前后的發(fā)電收益情況。

小水電匹配峰谷時(shí)段后的出力曲線為2022 年4 月17 日實(shí)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(shí)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(jià)政策，可以計(jì)算出小水電出力曲線匹配峰谷時(shí)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(jì)性分析

由圖3可知，小水電出力在匹配峰谷時(shí)段上仍有一定的空間。在考慮機(jī)組振動(dòng)區(qū)的前提下對(duì)小水電出力進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化目標(biāo)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(jì)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(jì)性分析

由表2、表3可知：

1）若小水電按峰谷時(shí)段調(diào)整前的發(fā)電行為進(jìn)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(shí)際出力曲線進(jìn)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(jì)24.2萬元，單位收益上升至516.5元/MWh。

2）在考慮機(jī)組振動(dòng)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(biāo)進(jìn)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(jì)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(shí)段，這將直接降低其發(fā)電收益。同時(shí)，根據(jù)實(shí)際運(yùn)行情況，小水電的適應(yīng)情況仍有進(jìn)一步改進(jìn)的空間。

6 結(jié)論

本文基于某市小水電峰谷時(shí)段調(diào)整前后的電網(wǎng)實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，分析了峰谷時(shí)段調(diào)整對(duì)小水電發(fā)電行為和經(jīng)濟(jì)性的影響，得到主要結(jié)論如下：

1）在發(fā)電側(cè)購(gòu)電成本增幅不大的情況下，峰谷時(shí)段調(diào)整能有效緩解該市峰谷時(shí)段錯(cuò)位導(dǎo)致潮流倒送與網(wǎng)供負(fù)荷“峰谷倒置”加劇爬滑坡需求的問題。峰谷時(shí)段調(diào)整后，為增加發(fā)電收益，小水電在11：00—13：00 低谷時(shí)段降低出力，極大地緩解了網(wǎng)供負(fù)荷在低谷時(shí)段持續(xù)處于低位甚至為負(fù)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(bǔ)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(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)；小水電在7：00—8：00 和22：00—23：00 高峰時(shí)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(fù)荷“峰谷倒置”加劇電網(wǎng)爬滑坡需求的問題。當(dāng)前，全省小水電總裝機(jī)容量約444萬kW，峰谷時(shí)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(dāng)前峰谷價(jià)差對(duì)小水電的激勵(lì)有限。一是由于該市小水電一般均為徑流式水電，其庫(kù)容量和發(fā)電裝機(jī)容量均較小，當(dāng)前峰谷價(jià)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(kù)、增容改造等成本；二是由于計(jì)劃模式下，進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差的手段有限。計(jì)劃模式下，拉大小水電的峰谷價(jià)差將增加電網(wǎng)購(gòu)電成本，受成本監(jiān)審和輸配電價(jià)改革的影響，新增成本無法及時(shí)有效傳導(dǎo)至用戶側(cè)，將增加電網(wǎng)公司運(yùn)營(yíng)壓力。

3）為充分調(diào)動(dòng)小水電積極性，建議擴(kuò)大浙江電力市場(chǎng)參與范圍，鼓勵(lì)小水電機(jī)組參與現(xiàn)貨市場(chǎng)。隨著電力體制改革的不斷深化，現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)將代替調(diào)峰市場(chǎng)引導(dǎo)發(fā)電機(jī)組出力變化：一是電力現(xiàn)貨市場(chǎng)能通過完善市場(chǎng)交易規(guī)則，擴(kuò)大市場(chǎng)交易主體、合理設(shè)定限價(jià)標(biāo)準(zhǔn)等促進(jìn)市場(chǎng)形成更有效的峰谷分時(shí)電價(jià)信號(hào)，拉大峰谷價(jià)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(chǎng)出清電價(jià)在7：00—8：30相對(duì)較高，11：00—12：00為全天最低價(jià)時(shí)段，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)與網(wǎng)供負(fù)荷峰谷信號(hào)一致；三是在雙邊市場(chǎng)模式下，發(fā)電側(cè)成本能根據(jù)權(quán)責(zé)利對(duì)等的原則有效傳導(dǎo)至用戶側(cè)。因此，建議擴(kuò)大浙江電力市場(chǎng)參與范圍，鼓勵(lì)小水電機(jī)組以申報(bào)固定出力曲線的形式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，作為價(jià)格接受者參與出清，通過市場(chǎng)引導(dǎo)小水電出力與全省負(fù)荷峰谷時(shí)段相匹配，實(shí)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(jī)制。隨著光伏裝機(jī)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(dòng)性對(duì)電網(wǎng)的影響加劇，統(tǒng)調(diào)負(fù)荷去光伏后的競(jìng)價(jià)空間“鴨子”特征將會(huì)更加明顯。7：00—8：30 的市場(chǎng)出清價(jià)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(jī)制，激勵(lì)小水電提供快速爬滑坡服務(wù)，以應(yīng)對(duì)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(yùn)行。

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