劉洪鑫，夏 通，徐非非，周海波，施進(jìn)平

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司麗水供電公司，浙江 麗水 323000）

0 引言

峰谷電價的實行，旨在以價格手段調(diào)節(jié)電力供求關(guān)系，提高發(fā)電和用電企業(yè)的調(diào)峰積極性，使發(fā)電曲線適應(yīng)用電曲線的變化特性[1]。但麗水用電“峰谷倒置”，原有的峰谷電價機制已不適用于麗水的調(diào)峰[2-3]。目前，研究較多的是用戶側(cè)峰谷電價優(yōu)化[4-5]，建立動態(tài)調(diào)整機制，以求緩解電力供求矛盾。在新的電力體制改革背景下，產(chǎn)生基于發(fā)電側(cè)與銷售側(cè)峰谷電價聯(lián)動的輸配電監(jiān)管方法研究。麗水水電資源豐富，水電晝發(fā)夜停加劇了峰谷矛盾[6]，發(fā)電企業(yè)對調(diào)度機構(gòu)的要求，由原來的單一追求發(fā)電量最大化轉(zhuǎn)變?yōu)樵诎l(fā)電量最大化的同時追求電量結(jié)構(gòu)最優(yōu)化，而隨之產(chǎn)生的發(fā)電企業(yè)峰谷比平衡問題也給調(diào)度機構(gòu)帶來新的壓力，因此針對發(fā)電廠側(cè)開展峰谷電價研究是十分必要的。

1 用電負(fù)荷特性分析

1.1 峰谷差

近幾年麗水最大峰谷差有逐步拉大趨勢，2014—2016年峰谷差情況如圖1所示，2016年月平均峰谷差較2014年增長32%。受水電發(fā)電影響，5—8月峰谷差最大。2016年最大日峰谷差121萬kW，出現(xiàn)在5月份，相當(dāng)于年最高用電負(fù)荷的75%。

1.2 峰谷差率

峰谷差率指的是峰谷差與最高負(fù)荷的比率。從峰谷差率計算結(jié)果來看，麗水的峰谷差率明顯要高于省內(nèi)其他地區(qū)水平，高于法國電力系統(tǒng)負(fù)荷峰谷差30%，高于日本電力系統(tǒng)負(fù)荷峰谷差50%，說明麗水電網(wǎng)負(fù)荷波動特別大，潮流大進(jìn)大出。

圖1 2014—2016年麗水峰谷差情況

1.3 負(fù)荷特性

谷時段負(fù)荷高于峰時段負(fù)荷，呈現(xiàn)“峰谷倒置”現(xiàn)象。典型日負(fù)荷特性如圖2所示，可以看出其走勢基本一致，高峰負(fù)荷主要集中晚上低谷時段（當(dāng)日 22∶00-次日 8∶00）， 負(fù)荷較輕出現(xiàn)在白天高峰幾個時段。由于麗水的用電負(fù)荷特殊結(jié)構(gòu)致使全社會用電負(fù)荷曲線晝夜“峰谷倒置”，即晝低夜高。夜間低谷時段負(fù)荷是白天高峰時段用電負(fù)荷的1.4～1.6倍，形成了麗水與全省其他地區(qū)迥異的負(fù)荷曲線。

圖2 麗水典型日負(fù)荷特性

2 小水電發(fā)電特性分析

2.1 庫容調(diào)節(jié)系數(shù)

庫容調(diào)節(jié)系數(shù)指水庫調(diào)節(jié)庫容與多年平均來水量的比值，麗水將近50%裝機容量的電站都是庫容系數(shù)在2%以下的徑流電站，詳見圖3。

圖3 麗水小水電按庫容調(diào)節(jié)系數(shù)分類結(jié)果

2.2 峰谷電量比

峰谷電量比（以下簡稱峰谷比）指購電量中的峰段購電量與谷段購電量的比值。峰段電量指的是每日8∶00-22∶00的電量，谷段電量指的是當(dāng)日22∶00-次日8∶00的電量。目前小水電電價執(zhí)行的是《浙江關(guān)于完善小水電上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》（浙價資[2014]150號）的規(guī)定，上網(wǎng)電價按投產(chǎn)時間分段定價，原則上執(zhí)行峰谷電價，經(jīng)測算其峰谷比為 68∶32。

麗水上網(wǎng)小水電實際峰谷比均高于物價部門核價的峰谷比，受峰谷電價政策影響，水電站業(yè)主往往根據(jù)其來水情況、調(diào)節(jié)性能來追求發(fā)電效益最大化[7-8]。根據(jù)麗水電站年度上網(wǎng)電量，測算出各類水電站的上網(wǎng)電量比例以及峰谷比，詳見表 1、 表 2。

表1 麗水不同類型機組上網(wǎng)電量比例

表2 麗水小水電峰谷電量測算結(jié)果

2.3 發(fā)電特性

豐水期和平水期全社會負(fù)荷、網(wǎng)供負(fù)荷、水電出力曲線分別如圖4、圖5所示，可見現(xiàn)有水電上網(wǎng)峰谷電價機制不利于水電能源就地平衡，使有調(diào)節(jié)性能的電站普遍晝（晚）發(fā)夜停，使關(guān)口負(fù)荷曲線晝低夜高的矛盾加劇，導(dǎo)致電能人為因素的異地交叉平衡，造成不必要往來的輸電網(wǎng)損，也加劇了水電送出“卡脖子”矛盾。

圖4 豐水期全社會負(fù)荷、網(wǎng)供負(fù)荷和水電出力曲線

圖5 平水期全社會負(fù)荷、網(wǎng)供負(fù)荷和水電出力曲線

3 用戶側(cè)電價平衡

3.1 系統(tǒng)峰、谷電量

為了實現(xiàn)“削峰填谷”，需要對系統(tǒng)峰谷比例進(jìn)行測算?？紤]到地方經(jīng)濟發(fā)展的有序性和平穩(wěn)性，可以根據(jù)歷史數(shù)據(jù)測定系統(tǒng)尖峰、峰、谷電量的比例。因只有大工業(yè)、部分工商業(yè)和居民實行分時電價，系統(tǒng)尖峰、峰、谷時段電量無法統(tǒng)計[9-10]。根據(jù)典型負(fù)荷曲線，采用5 min積分電量求出尖、峰、谷電量：

式中：D為積分電量；Pi為i時刻的負(fù)荷。

經(jīng)測算系統(tǒng)尖峰、峰、谷時段電量比例分別為6.45%，38.9%和54.65%。系統(tǒng)需電量以年用電量為77.7億kWh測算，乘以尖、峰、谷比例即可得到尖峰、峰、谷電量。

3.2 用戶側(cè)電價優(yōu)化

一般工商業(yè)和居民用電由于行業(yè)特殊性和用電占比小，移峰填谷效果不明顯，因此研究主要對實行分時電價的大工業(yè)用戶峰谷電量進(jìn)行調(diào)整[11]，其占用電量的54.08%。

2016年實行分時電價的大工業(yè)用電情況如表3所示，為便于優(yōu)化分析，把大工業(yè)分電壓等級分時電量匯總并求出平均分時電價，其尖峰、高峰、低谷用電占比分別為4.67%，34.72%和60.61%。用戶側(cè)優(yōu)化主要是通過增大尖峰段、高峰段用電量，減少谷段用電量，實現(xiàn)移峰填谷，提高系統(tǒng)負(fù)荷率，達(dá)到優(yōu)化配置電力資源的目的[12]。假設(shè)移峰填谷后負(fù)荷曲線是平滑的，則：

表3 2016年實行分時電價大工業(yè)用電情況

式中：ΔQ尖，ΔQ峰和ΔQ谷分別表示轉(zhuǎn)移到尖峰、峰電量和低谷轉(zhuǎn)出電量；p尖，p峰和p谷分別表示尖峰、峰、谷電量占Q用電量比例；d尖，d峰和d谷分別表示尖峰、峰、谷時段數(shù)。則用戶增加購電費用為：

式中：M尖，M峰，M谷分別表示因電量轉(zhuǎn)移尖峰、峰、谷相應(yīng)增加或減少的費用；j尖， j峰， j谷分別表示尖峰、峰、谷的平均分時電價。

經(jīng)計算知：因電量轉(zhuǎn)移使得實行分時電價的大工業(yè)用戶每年需增加購電費用2.01億元，其尖峰、峰、谷電量占比變?yōu)?.2%，39.8%，52%。

由于省網(wǎng)關(guān)口負(fù)荷較高出現(xiàn)在尖峰、峰時段，大工業(yè)用戶用電從谷段向峰段轉(zhuǎn)移將加劇省網(wǎng)的高峰用電，同時麗水小水電的晝開夜停對曲線的沖擊影響大于用戶的移峰填谷效應(yīng)。

4 小水電電價優(yōu)化策略

年調(diào)節(jié)水電站市場價值最高，日調(diào)節(jié)和徑流水電站最低，水電站造價和回收年限隨調(diào)節(jié)性能的增加而增加，為體現(xiàn)不同類型電源的市場價值，有水庫調(diào)節(jié)性能的電站隨水庫調(diào)節(jié)性能的上升而逐漸提高上網(wǎng)均價[13-14]。實行峰谷電價后，每種電源類型的發(fā)電收入以及電網(wǎng)企業(yè)的購電成本較優(yōu)化前實行峰谷電價時盡可能變動小[15-16]。

根據(jù)確定的電價制定原則，優(yōu)化目標(biāo)如式（4）所示[17]：

電價優(yōu)化要求每種電源類型的發(fā)電收入和供電企業(yè)的購電成本變動盡可能小方向是一致的。其中：

式中：Qfi和Qgi分別是第i類電源的峰、谷電量；pfi和pgi分別是第i類電源的峰、谷電價。

為有效激勵水電谷時段發(fā)電，優(yōu)化策略以在原平均電價基礎(chǔ)上上浮α為谷時段調(diào)整系數(shù)，在平均電價及基礎(chǔ)上下浮β為峰時段電價調(diào)整系數(shù)。

約束條件是應(yīng)體現(xiàn)不同類型電源的市場價值，即：

5 小水電電價優(yōu)化策略應(yīng)用

5.1 調(diào)整電量測算

根據(jù)電網(wǎng)峰谷比，通過電廠“削峰填谷”，測算月、周、日調(diào)節(jié)電廠的峰時段轉(zhuǎn)移到谷時段電量， 具體見式（10）：

式中：Q峰和Q谷分別為電網(wǎng)峰、谷電量；P為上年度電量；W為電廠上網(wǎng)電量；Y月、Y周、Y日分別為月、周、日調(diào)節(jié)電廠谷時段發(fā)系數(shù)。經(jīng)計算，優(yōu)化前后月、周、日調(diào)節(jié)電廠的峰谷比見表4。

表4 優(yōu)化前后不同類型機組分時上網(wǎng)電量比

電網(wǎng)調(diào)度對有調(diào)節(jié)性能的水庫電站發(fā)電調(diào)度，充分利用月調(diào)節(jié)電站，合理利用周調(diào)節(jié)電站，輔助利用日調(diào)節(jié)電站，使關(guān)口負(fù)荷曲線相對平滑。典型日及電價優(yōu)化后負(fù)荷曲線如圖6所示。

5.2 效益測算

如果水電機組按照表4調(diào)節(jié)水電上網(wǎng)峰谷電量，在電價不做調(diào)整的情況下，不同類型機組售電收入效益變動如表5所示。

峰谷同價時，即峰谷電價等于原平均電價，不同利益調(diào)整下的不同類型機組上網(wǎng)價格如表6所示。

圖6 典型日及電價優(yōu)化后負(fù)荷曲線

表5 不同類型機組電價不調(diào)整情況下利益調(diào)整

表6 峰谷同價時不同類型機組上網(wǎng)平均電價

雖然峰谷同價時，不同調(diào)節(jié)性能的發(fā)電廠和供電企業(yè)利益調(diào)整最小，但從不同發(fā)電廠參與負(fù)荷平衡的貢獻(xiàn)情況來看，月調(diào)節(jié)發(fā)電廠貢獻(xiàn)度最大，建議適當(dāng)提高月調(diào)節(jié)和周調(diào)節(jié)收益，供電企業(yè)體現(xiàn)服務(wù)社會價值，損益可以適當(dāng)下降（如表7所示）。

表7 α=6.9%，β=7.1%時不同類型機組上網(wǎng)平均電價

6 應(yīng)用成效

6.1 降低電網(wǎng)損耗

2016年麗水小水電上網(wǎng)電量56.88億kWh，倒送省網(wǎng)電量25.78億kWh，全市水電就地平衡率40%。如果按照全市5.3%的綜合線損率計算，電價優(yōu)化后就地平衡率將近90%，則可減少小水電因長距離倒送引起電能損耗將近15 100萬kWh，增加收入7 248萬元。

6.2 提高電網(wǎng)功率因數(shù)合格率

受峰谷電價利益驅(qū)動，地區(qū)日負(fù)荷呈U形狀，導(dǎo)致功率因數(shù)合格率指標(biāo)偏低。水電電價優(yōu)化后，功率因數(shù)合格率從95.5%提升到99.3%。

6.3 緩解電壓過高現(xiàn)象

麗水水電集中倒送，造成麗水電網(wǎng)電壓壓上限運行，不利于整個電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。電價優(yōu)化后可以提升電網(wǎng)電壓合格率，提供給用戶可靠的電能質(zhì)量。某變電站優(yōu)化前后220 kV母線電壓曲線如圖7所示。

圖7 優(yōu)化前后某變220 kV母線電壓

6.4 減少設(shè)備投切次數(shù)

目前，麗水有6座220 kV變電站共配置8組電抗器，由于小水電倒送電量大，并聯(lián)電抗器投運小時數(shù)較高，約為5 800 h，利用率為66%。水電就地平衡后可以減少設(shè)備投切次數(shù)，利用率降為21%，延長了設(shè)備使用壽命，維護(hù)費用降低30%。

6.5 提高水能利用率

在峰谷電價利益驅(qū)使下，水電業(yè)主都集中在峰時段發(fā)，導(dǎo)致線路送出受限，電網(wǎng)運行壓力增加，峰谷電價優(yōu)化后，發(fā)電廠水能利用率提升。

7 結(jié)語

通過發(fā)電廠峰谷電價優(yōu)化策略研究，發(fā)揮價格杠桿作用，實現(xiàn)“削峰填谷”，實現(xiàn)不同利益博弈下不同調(diào)節(jié)類型機組的上網(wǎng)價格，對價格主管部門決策具有較大的參考意義。通過價格杠桿實現(xiàn)負(fù)荷“平滑”后，可以大大降低電網(wǎng)損耗，提高電網(wǎng)功率因數(shù)合格率，緩解電壓過高現(xiàn)象，延長設(shè)備使用壽命，提高發(fā)電廠水資源利用率，具有極高的社會效益。