分时电价模型（共7篇）
分时电价模型 篇1
0 引言
我国现行销售电价以行业和用途进行用户分类,未反映不同用电负荷特性用户的供电成本差异,交叉补贴问题严重。近年来国务院和发改委多次下文,要求将销售电价结构逐步调整为以用电负荷特性为主分类,大、中工商业及其他用户按电压等级、单位容量用电量(即“用电利用小时”或“负荷率”) 进行分档定价,下文简称为“负荷率电价”。目前工商业及其他用户普遍执行峰谷分时电价,它既是反映供电成本时序特征的手段,也是需求侧管理[1,2,3]的有效手段。因此,亟需负荷率电价与峰谷电价相互配合的关键理论。尽管国内外关于峰谷电价[4,5,6,7,8]和负荷率电价[9,10,11,12]的研究文献较多,但关于负荷率电价与峰谷电价配合问题的研究成果较少[13,14]。
本文针对峰谷电价与负荷率电价的配合问题,构建了适合于大、中工商业及其他用户的考虑负荷率的峰谷分时电价模型。首先,对电力系统运行特性及供电成本展开分析,建立了电力系统及负荷率分档用户的边际容量成本和边际电量成本模型。然后,应用边际成本与两部制定价理论,计及电压等级价差,构建了负荷率分档的峰谷分时电价模型,该定价模型综合反映了用户发、输、配电环节供电成本及其时变特征,具有较好的经济效率与公平性。最后,算例验证了该模型的合理性。
1 电价设计框架
考虑到我国居民和农业用户的福利低电价政策以及小用户计量改造成本与效益比较,本文考虑负荷率的峰谷电价模型的讨论仅限于大、中工商业及其他用户(下文简称“大中工商业用户”)。
1.1 边际成本定价法
边际成本定价法是使产品价格等于其边际成本的一种定价规则,理论上能够实现资源的最优配置以及社会总福利的最大化。它被法、德、英等欧洲国家广泛应用于电力定价的实践中。在电价制定中,该方法通常以长期边际成本为基础,根据计算各类用户增加单位用电而引起的系统实际供电成本的增加而得。实现电力资源的合理配置是销售电价制定的主要目标,故本文采用边际成本定价方法。
1.2 分类结构与电价制度设计
公平负担是销售电价制定的基本原则。分类结构和电价制度设计是公平负担的基础,并通过电价水平的制定得以实现。供电成本包括变动成本和固定成本两部分,前者以燃料成本为主,取决于用电量多少;后者由电力设备投资而形成,取决于最大用电负荷,故分别称为电量成本和容量成本。这两部分成本的成因不同,因而理应实行两部制电价,即通过不同的计量单位对这两部分电费进行结算。另一方面,供电成本还具有时变特性,应当实行峰谷分时电价。此外,用电负荷特性不同,用户供电成本也不同。因此,各国普遍按电压等级、负荷率或用电利用小时数、用电容量等负荷特性指标对用户进行分类定价。
综上所述,考虑到反映用户真实的供电成本,实现公平负担,本文针对工商业用户进行电价结构设计,选取电压等级和负荷率两项指标作为分类标准,建立基于负荷特性的用户分类结构,并实行峰谷分时电价与两部制电价制度。以110 k V工商业用户为例,其电价结构设计如表1 所示。
1.3 考虑负荷率的峰谷分时电价的基本制定流程
如表1 所示进行电价结构设计后,再根据每一类用户的边际供电成本制定电价水平,具体流程如图1 所示。1) 搜集电力投资规划与运行成本数据,采集电力终端用户的用电负荷数据;2) 开展用户负荷特性分析,统计各电压等级用户的负荷率分布及负荷率-同时率关系曲线;3) 根据负荷率分布情况,确定每一电压等级的负荷率分档数目与水平;4) 分析系统的供电成本,核算财务成本总水平;5) 计算系统的边际供电成本,包括发、输、配电各环节的边际容量成本和边际电量成本;6) 根据系统边际供电成本,对每一电压等级各负荷率档位用户计算峰、平、谷时段用电的边际容量成本和边际电量成本;7) 根据用户边际成本计算结果,应用两部制定价模型,确定各类用户的峰谷分时两部制电价水平;8) 财务平衡调整,确定最终电价水平。
2 电力系统的边际供电成本分析
电力系统边际成本取决于电力系统的电源结构和运行方式,这里以纯火电或火电为主的系统进行分析,并假设系统按最优方式规划和运行。大、中用户的用户服务费占总供电成本的比重很小,故忽略不计。
2.1 边际电量成本
边际电量成本是系统为满足单位负荷增量而增加的运行成本。它主要是电厂的运行成本,取决于满足该负荷增量的发电机组,该机组称为边际机组。在电力系统最优规划和最优运行条件下,峰、平、谷各个时段的边际机组不同,分别对应于峰荷、腰荷、基荷机组。各时段的边际电量成本不同,分别为峰荷、腰荷、基荷机组的运行成本,表示为
式中,CApV,CsAV,CAoV分别为峰荷电厂、腰荷电厂、基荷电厂单位电量的平均运行成本。
此外,边际电量成本还应包括少量的网损成本。高压网损逐级传递至低压,限于篇幅略去其计算过程,某电压等级的网损率记为s。
2.2 边际容量成本
边际容量成本为系统在一定时期内为满足单位千瓦负荷的增长而引起的系统容量成本的增加,包括边际发电和输配电两个环节的容量成本。
2.2.1 边际发电容量成本
系统边际发电容量成本与边际电厂的类型有关,如图2 所示。在高峰时段,系统边际发电容量成本为峰荷电厂的平均容量成本;在非高峰时段,为基荷或腰荷机组的平均容量成本,扣除其替代峰荷或腰荷机组发电而节约的发电费用,由于节约的发电费用与边际机组的平均容量成本恰好相等,故非高峰时段的边际发电成本为零。也就是说,只有高峰负荷承担发电容量成本责任,因此称之为峰荷责任法。详细推导过程见文献[15]。
注:图中机组平均成本曲线以单位容量平均成本曲线替代单位电量平均成本曲线,两者分析结果完全相同。以峰荷机组A的平均成本曲线“Fa+Vat”为例,Fa和Va表示峰荷机组A单位容量的平均固定成本和平均变动成本,t为机组年发电小时数。
综上所述,非高峰时段系统边际发电成本为零,高峰时段系统边际发电成本Cmpsd,g等于峰荷机组的平均容量成本Capsd,g,计算公式为
式中:I为峰荷期边际电厂单位千瓦投资;Om为运行维护费率;CR为投资回报系数,RC=[1(1)]ti i--+,i为社会折现率,t为设备经济寿命;K为调整系数,In为电厂在建设期的逐年投资流,m为电厂建设年限;Rs为厂用电率;Rσ为机组可用率。
2.2.2 边际输配电容量成本
输配电容量成本投资具有不可分性,其新投入设备能满足几年内的负荷增加,故边际输配电成本按测算期的平均投资成本计算。整个测算期,根据送变电工程的逐年投资以及逐年容量增量,计算每一回路的送变电年金;该级电压所有回路送变电年金再按输送容量加权平均,即为各级电压的平均输配电容量成本,表示为
式中:Casd,t(y)为各电压等级输配电容量成本;j代表不同回路;l为回路数;Pj为第j条回路的输送容量;Atj(y)为第j条回路的送变电年金,按式(4)计算。
式中:y代表电压等级;m为建设年限;Inj为回路j第n年的送变电投资;Pnj为回路j第n年增加的输送容量;CR和Om的参数值不同于发电设备。
边际输配电容量成本取决于受电电压等级,可以划分为受电电压等级及以上电压等级两部分,简称为“本级电压”和“高一级电压”。其中,高一级电压只有在高峰期增加负荷才会引起相应输配电容量成本的增加,故仍遵循峰荷责任法;本级电压用户分散率高,其最高负荷出现时间与系统高峰负荷不一定同步,因而任何时段的负荷增长都可能引起相应输配电容量成本的增加,故任何时段均要考虑边际输变电容量成本。综上,各个时段的各级电压边际输配电容量成本计算公式为
式中:为某电压等级峰、平、谷时段的边际输配电容量成本;为本级电压、高一级电压的平均输配电容量成本,由式(4)计算而得。
3 用户的边际供电成本分析
3.1 用电同时率与系统同时率
用电同时率和系统同时率是表征用户错峰效应的负荷特性指标。前者表示同类用户内部各个用户的错峰效应,它是指一定时期内该类用户综合用电的最大负荷与该用户群所有用户的最大负荷之和的比值;后者表示各类用户间的错峰效应,它是指一定时期内在系统最大负荷时刻该类用户的综合用电负荷与该用户群所有用户的最大负荷之和的比值。第i类用户的用电同时率和系统同时率分别记为di和dsi,峰、平、谷段用电同时率记为dip、dis、dio。
3.2 用户边际电量成本
用户边际电量成本是指为满足用户单位用电量的增加而引起系统电量成本的增量。当用户增加单位用电量时,会引起1 个单位系统用电量的增加,故其边际电量成本等于系统的边际电量成本,包括发电成本和网损成本两部分,而与用户类别无关。根据式(1),任一类用户i的边际电量成本表示为
3.3 用户边际容量成本
用户边际容量成本是指为满足用户单位负荷增量而引起系统容量成本的增加,它包括发电、高一级输电和本级输电成本三部分。前两者遵循峰荷责任法,故当第i类用户群所有用户最大负荷增量之和为1个单位时,引起系统最大负荷的增量等于该类用户的系统同时率dsi,故峰时段其值为相应的系统边际成本与dsi的乘积,即。后者与用电时间有关,平时段该类用户所有用户最大负荷增量之和为1个单位时,则该用户群在平时段的综合最大负荷增量等于该时段的用电同时率dis,故其边际成本为平时段系统边际成本与dis的乘积,即dis×0asd,tC,峰、谷时段亦复如此。综上,根据式(2)和式(5)第i类用户在各时段的边际容量成本表示为
4 负荷率峰谷分时两部制电价模型
4.1 负荷率分档数目与水平的制定方法
负荷率分档水平制定的基本原则是每一档位内用户实际供电成本相近且用户比重不宜过少,实际中一般划分为2~5 档。其可以通过概率统计和密度聚类技术制定,具体方法为:1) 以部分或全体用户作为样本,采集样本用户的用电负荷曲线数据,剔除不良数据;2) 统计分析样本用户的负荷率及其分布情况;3) 按0.05 间隔将负荷率初步划分为20 个档位,测算每一档的理论电价水平,并以各档电价水平作为对象构建数据集合;4) 对该数据集合进行密度聚类,实现分档合并;5) 检查各档用户比重,修正分档合并结果;6) 重复3)~5)步骤,直到最终确定负荷率分档数目及水平。
4.2 边际容量成本的分摊方法
由于基本电价按最大负荷计费,且用户与系统用电存在错峰效应,故边际容量成本全部通过基本电价回收可能会导致欠回收或过度回收。为了改善此问题,将部分容量成本通过基本电价回收,剩余部分则通过电度电价回收。两者分摊容量成本的比例根据它与用电量的相关性来确定。也就是说,与用电量无关的容量成本通过基本电价回收,与用电量有关的则通过电度电价回收。该分摊比例可通过负荷率-同时率统计关系曲线计算确定,具体如图3所示:如前所述用户各部分边际容量成本与同时率dsi或dis、dio成正比,对应于AC段;第i类用户单位需量每小时用电量等于fi,那么边际容量成本AC段中与fi无关的部分BC段就是与用电量无关的部分,而AB段是与用电量有关的部分;故基本电价与电度电价应当分摊的容量成本比例即为BC∶AB。
注:发电容量成本和高一级输配电容量成本对应于dsi-fi曲线,本级输配电容量成本对应于di-fi曲线。
4.3 峰谷分时两部制电价水平计算模型
假设执行三费率峰谷分时电价,故将用电时段划分为峰、平、谷三时段。如前所述,第i类用户的边际容量成本部分通过基本电价回收,剩余部分通过电度电价回收,边际电量成本全部通过电度电价回收。也就是说,该类用户的基本电价水平取决于部分边际容量成本,而电度电价水平取决于剩余的边际容量成本和边际电量成本。
综上所述,考虑到财务平衡调整,设调整系数为 γ,则根据式(7)第i档用户各时段基本电价为
根据式(6)、式(7),并将边际容量成本部分进行单位折算,则第i档用户各时段电度电价为
式中,fi、fis、fio分别为第i档用户在全时段、平时段和谷时段的负荷率。
5 算例分析
5.1 数据描述
某省电源结构以燃煤机组为主,假设各时段边际机组的成本相关数据如表2,简化取各类机组寿命均为20 年、贴现率10%、电厂逐年投资比例取20%,30%,40%,10%,标煤价380 元/t;110 k V、35 k V、10 k V各电压等级输配电项目年金如表3,各电压等级间输送容量比重:220 k V~110 k V为75%,220 k V~35 k V为21%,110 k V~35 k V为43%,110 k V~10 k V为31%,35 k V~10 k V为28%。110 k V、35 k V、10 k V各级网损率分别为2.99%,3.81%,5.05%;年度总财务成本回收目标为1 417 亿元;从负荷控制系统中采样收集到110 k V、35 k V、10 k V各电压等级共17 000 个工商业用户在最大负荷7 月18 日用电负荷的有效数据。据此开展用户负荷特性分析,测算该省大中工商业用户的负荷率峰谷电价。
5.2 用户负荷特性分析及负荷率分档水平
5.2.1 用户负荷特性分析结果
对各电压等级样本用户的用电负荷数据进行分析,统计得到负荷率分布情况如图4,并拟合获取负荷率-同时率关系曲线如图5。
5.2.2 负荷率分档水平
根据各电压等级用户的负荷率统计情况,计算确定各电压等级的负荷率分档数目及水平,结果如表4 所示。如图5 所示,由于10 k V高、低负荷率及35 k V和110 k V低负荷率的用户分布较少,综合考虑同一档用户理论比价差不宜过大,故10 k V第1、4 档及35 k V和110 k V第1 档用户比重偏少。
5.3 负荷率峰谷分时两部制电价水平
5.3.1 边际供电成本分析结果
根据发电和输配电环节成本数据,分析计算峰、平、谷时段的系统边际成本如图6 所示。其中,就边际容量成本来看,输配电容量成本由峰、平、谷各时段按比例分摊,发电容量成本仅由峰时段分摊,故峰时段总容量成本显著高于平、谷时段;就边际电量成本来看,平时段略高于谷时段,峰时段高于平时段。
注:容量成本的单位已折算为“元/k Wh”,折算中系统峰、平、谷时段的负荷率分别为0.9、0.88、0.91。
按照各档用户负荷特性分析结果,根据系统边际成本计算每一电压等级各档用户的边际供电成本。如图7 以110 k V为例,由于峰时段边际容量成本显著高于平、谷时段,故各档用户峰时段边际成本显著高于平、谷时段。其他电压等级边际供电成本分析结果详见附表1。
5.3.2 负荷率峰谷分时两部制电价水平及结果分析
根据负荷率分档、边际成本分析及负荷特性分析结果,采用峰谷分时两部制电价水平计算模型,计算得到负荷率峰谷分时电价见表5。结果表明该定价模型区分电量和容量成本,综合反映了用户发、输、配电环节边际供电成本及其时变特征,更为公平、有效,具体如下:1) 相同电压等级,低负荷率用户的基本电价低、平均电价高,真实反映了低负荷率用户错峰效应大、对供电设备利用率低的实际特点;2) 电度电价峰谷比价在1.2~1.7 之间,合理反映了各时段发电运行成本的差异;3) 峰时段基本电价显著高于平、谷时段,较为科学地反映了发电、高一级和本级送变电环节用户容量成本的不同特征;4) 低电压等级用户电价水平较高,真实反映了输配电成本逐级传递的特点。
6 结论
1)本文应用边际定价理论,建立了负荷率峰谷分时两部制电价模型,综合反映了用户发、输、配电环节供电成本及其时变特征,更好地体现了定价的公平性,能够有效引导用户合理用电。
2) 本文在边际供电成本分析的基础上,建立了系统以及用户的边际供电成本模型。该模型及分析方法也可以应用于其他电力经济分析领域。
附录
分时电价执行实践及探讨 篇2
1分时电价有关规定
《电力法》第41条明确指出:国家实行分类电价和分时电价。作为需求侧管理的一项重要措施, 分时电价的执行对于调荷避峰, 降低电力生产、供应成本, 减少用电企业单位产品能耗有着重要的意义, 完全符合当前我国建设节约型社会及节能减排的国策。《安徽省电价说明》[皖价服2005 306号]中对于安徽省峰谷电价的执行也作了详细的说明。
(1) 大工业用户、100 k VA安及以上的非普工业用户、执行蓄热式电锅炉、蓄冷式空调电价用户, 全面执行峰谷分时电价。
(2) 有条件的地区, 根据需要可以对一户一表的居民用户实施两段制分时电价。居民用户可按年选择执行分时或单一电价, 一旦确定, 1年内不予更改, 满1年后可以更改。
(3) 峰谷分时电价的具体执行办法, 按安徽省物价局《转发国家发展改革委关于安徽省峰谷分时电价实施办法的批复》[皖价服〔2004〕106号] (下简称《批复》) 执行。
其中《批复》对有多种电价客户的分时电价的执行作了如下规定。
①含有多种用电性质的用户, 其执行非普工业电价的用电设备总容量达到规定范围的, 应当执行峰谷分时电价。党政机关、部队、学校、医院暂不实行峰谷分时电价 (不含单位兴办的工商企业用电) 。
②执行分时电价的工业用户内部存在居民生活等其它用电类别, 且无法安装带分时计量功能分表的, 按用户总表记录的峰腰谷电量比例, 将这部分用电从总电量中扣除, 不参与峰谷调整。
含有多种用电性质的用户, 其一, 执行非普工业电价的用电设备总容量达到100 k VA及以上时, 才能执行峰谷分时电价。其二, 执行分时电价的工业用户内部存在居民生活等其他用电类别时, 只有安装带分时计量功能分表的, 才参与峰谷调整。其三, 只有大工业用户、非普工业用户及蓄热式电锅炉、蓄冷式空调电价用户和居民客户才能执行分时电价。
2某市负荷现状及电量结构分析
据统计某市今年夏季用电高峰期间的用电负荷缺口达到200万k W, 这还不包括厂网设备事故限电的因素。经调取该市供电负荷数据并测算, 其单日负荷峰谷差达到370 k W, 有巨大的调荷避峰空间。
再从该市的电量结构分析, 已实行分时调整的大工业 (含中小化肥) 、非普工业及部分居民客户电量占总电量的86%, 其次所占电量比例较大的便是非居民照明和商业用电, 占总电量的12%, 因此, 非居民照明及商业用电对应电量颇具调荷避峰潜力。
3采取的对策
(1) 对于有多种用电性质的用户, 其是否执行分时电价不仅要看执行非普工业电价的用电设备容量, 还应考虑其用电量。实践中, 非普工业电价对应电量所占总电量的比例往往大大超过相应容量所占总容量的比例, 用电量应是一个更重要的衡量指标。
(2) 执行分时电价的工业用户内部存在居民生活等其他用电类别的, 实际工作中很多不再装设具有分时计量功能的电能表, 按照《批复》的规定, 该类别的电量不参与峰谷调整。
(3) 大工业用户、非普工业用户及蓄热式电锅炉、蓄冷式空调电价用户和居民客户, 而所占电量比例相对较大的非居民照明及商业用电不执行峰谷电价调整。
为响应国家节能减排的号召, 许多地区纷纷扩大分时电价的执行范围, 如, 安徽省2004年起仅对大工业用户 (不含中小化肥企业) 和用电容量在200 k VA及以上的非普工业用户全面实施分时电价, 2006年扩大到大工业用户、100 k VA及以上的非普工业用户、执行蓄热式电锅炉、蓄冷式空调电价用户。为此, 对于含多种用电性质的用户, 分时电价的执行范围也应进一步扩大, 为此笔者提出如下建议。
(1) 含有多种用电性质的用户, 其总容量超过一定标准或者电量超过一定数量及比例的, 其包含的大工业、非普工业或居民照明电价对应电量应当执行峰谷分时电价。
(2) 执行分时电价的工业用户内部存在居民生活等其他用电类别, 原则上应安装带分时计量功能分表。确实无法安装带分时计量功能分表的, 按用户总表记录的峰腰谷电量比例, 将这部分用电从总电量中扣除, 不参与峰谷调整。
(3) 采取多种措施扩大执行峰谷分时电价的范围及电价种类, 可将非居民照明、商业用电纳入峰谷电价调整的范围之内。
(4) 从负荷曲线看该市在傍晚为“尖峰时刻”, 可以通过设置尖峰时刻的“尖峰”电价来减缓该时段的负荷需求压力。
4预期成效
(1) 通过扩大峰谷分时电价的执行范围, 提高了调荷避峰能力, 必将进一步优化负荷曲线, 减少对发、输、供配设备容量的需求, 减少设备投资。同时可以缓解调荷避峰和停限电带来的优质服务压力。
(2) 将电量作为是否执行分时电价的条件之一, 不仅增加了分时电价执行的可操作性, 还能够使有真正调荷避峰能力的“电量”参与到峰谷调整中来。
(3) 通过大力推广“两蓄”, 可以使没有实行峰谷调整的企事业单位及商业用电积极投身于分时电价调整范围之内, 为可调负荷增加了生力军。
5结语
该文结合某地区负荷曲线、电量结构和分时电价有关规定探讨了分时电价执行过程中存在的问题。结果显示在执行范围上应该继续增加分时电价执行类别, 以提高调荷避峰的能力;在分时电价的执行条件上应将电量纳入衡量指标之内, 这样可将实际有调荷避峰能力的用户积极参与避峰。同时由于非居民照明及商业客户所占电量比例较大, 宜将这两类类别对应的用电负荷实行分时电价, 并且还可以借机推广蓄热式电锅炉、蓄冷式空调, 为调荷避峰增加生力军。
参考文献
[1]李翔.基于用户响应的分时电价模型研究[D].华北电力大学, 2014.
[2]Blair Swezey, Lori Bird, 张弋军, 等.美国绿色电力市场分析报告[J].世界环境, 2015 (3) :35-38.
居民峰谷分时电价的实际应用 篇3
1 峰谷分时电价含义
峰谷分时电价是指根据电网的负荷变化情况, 将每天24 小时划分为高峰、平段、低谷等多个时段, 对各时段分别制定不同的电价水平, 以鼓励用电客户合理安排用电时间, 削峰填谷, 提高电力资源的利用效率。 居民生活用电峰谷电价, 是一种分时电价类别, 它是将一天24 小时划分成两个时段进行计收电费, 把8∶00~22∶00 共14 小时称为高峰时段, 即实行高峰电价;22∶00~次日8∶00 共10小时称为低谷时段, 即实行低谷电价。
2 峰谷分时电价执行政策
本次河北省峰谷分时电价执行政策为: 执行阶梯电价的居民用户, 用电电压等级为不满1 千伏的, 第一档峰段电价为每千瓦时 (下同) 0.55 元、谷段电价0.30 元。用电电压等级为1-10 千伏的, 第一档峰段电价为每千瓦时0.50 元、谷段电价0.27 元。 第二、三档峰、谷电价分别在第一档电价基础上加价0.05 元、0.30 元。居民用户实施峰谷分时电价试点的条件必须是电网企业能够直接抄表到居民用户, 且用户电能表计具备峰谷时段分别计量条件。 峰谷分时电价和现在实施的阶梯电价并不矛盾, 二者可以双轨并行。 符合条件的居民是可以根据自身情况, 自愿选择是否实行峰谷分时电价政策。 如果选择执行峰谷分时电价的用户, 可向当地供电企业提出申请, 并由供电企业免费安装峰谷分时电能表, 执行时间以年度为周期, 且不得少于1 年。
3 峰谷分时电价实际应用情况
企业和居民的耗电量在一天24 小时内变化很大, 夜晚尤其是深夜耗电量要远小于白天, 因此将对电力需求最旺盛的时间称为“高峰”时间, 相应地深夜耗电量少时为“低谷”。 以前, 峰谷电价的执行对象主要是大工业用户。 现在对居民生活用电也推出峰谷分时电价, 可通过经济杠杆, 引导全社会科学用电。
选择执行峰谷电价的居民, 峰时电价 (8 时至22 时) 每度电贵0.03 元, 谷时电价 (22 时至次日8 时) 便宜0.22 元。然而并不是所有居民客户执行峰谷电价后就可以受益, 比如说家里有老人, 白天在家看电视、使用各种电器的频率比较大。 老人晚上睡的又早, 所以整体来看, 类似这样的用户白天在家时间较长, 还是适合现行0.52 元计费政策。 而对于一家子早上上班、上学, 晚上才下班、放学回家的家庭, 一般白天用电很少, 而晚上回来, 烧热水器洗澡、看电视, 上网会到很晚, 属于夜猫子类型的比较实用。 同时电采暖小区使用峰谷电价也能明显得到实惠。
实际上, 理论测算显示只有当居民低谷用电比例达到总用电量的11%以上时, 其平均电价才会低于现在的0.52 元/千瓦时的非峰谷电价。 以单相居民月用电量为120 千瓦时为例, 计算如下:
(1) 不执行峰谷电价。 每月电费支出为:62.4 元。 其中基本部分:120 千瓦时×0.52 元/千瓦时=62.4 元。
(2) 执行峰谷电价, 假定高峰电量为107 千瓦时, 低谷电量为13 千瓦时, 每月电费支出为:107 千瓦时×0.55元/千瓦时+13 千瓦时×0.30/千瓦时=62.75 元。 由此可见, 当低谷用电占比在11%时, 使用峰谷和非峰谷两种电价电费基本持平。 当低谷用电的比例越大, 平均电价下降就越多, 也就会越省钱。 反之, 如果每个月低谷用电比例在11%以下的话, 实际电费支出反而会有所增加。
分时电价模型 篇4
随着生活水平的提高, 人们已由原来的物质追求渐渐倾向于精神追求, 这便带动了第三产业的发展, 随之用电量也在日渐加大, 这些对电网供电的稳定性及安全性等都造成了负面影响。基于增强电网的负荷率、引导正确的消费观念的目的, 许多需求侧管理手段如雨后春笋般频频冒出, 峰谷分时电价即其中十分重要的需求侧管理手段, 旨在将低电网高峰期的负荷, 提高低谷期的负荷, 进而平衡系统负荷率。
在已有的电力市场宏观环境下, 供电厂和供电网不是一体的, 供电公司是独立的个体, 峰谷分时电价的策略首要考虑的要素即供电公司的运营风险度。现代工业的进步加重了电网的负担, 使得日负荷的峰谷分时差愈加明显, 在很大程度上危害了电能产量和质量方面的安全性和经济效益, 甚至影响到供电企业和客户。在高峰时段断电或缺电, 会严重影响用户的使用, 造成企业经济效益不理想, 可靠性得不到保障。另外, 对电力的可靠性要求是因人而异的, 各自有各自的标准。用电客户都希望能拥有更加可靠、更加便宜的供电, 对企业而言, 规避风险、提高效益也是亟待解决的问题。故而对于分时电价的风险控制显得愈发重要。
二、分时电价面临的风险
我国自20世纪80年代便已形成峰谷分时电价的制度, 尤其在近些年得到扩大和普及。峰谷电价在协调用电峰谷的差值方面已取得十分显著的成效, 极大地提高了社会效益, 将紧张的电力局面慢慢缓解, 不过随之而来的对于电网企业所造成的威胁也是不容小觑的。
(一) 实施效果不及时
在最初开始实行分时电价的阶段, 因为用户反应相对延后, 这使得电网企业有利可图, 这种现象即先期剩余利润。不过慢慢的用户反应形成完全反应, 有些已经达到相对过度, 那么极有可能导致电网企业的利润减少, 收益呈下滑趋势, 这些因素在一定程度上阻碍了分时电价的实施。
(二) 分时电价没有联动性
分时电价的相关售电价格都是分时的, 可是电网企业的售电价格依然按照统一的标准在计算, 两者价格没有一定的联动性。就当前的电力运营制度而言, 发电侧一般运用的是竞价上网, 但上网的价格的调幅是不能仅仅依靠售电价格变动来平衡的, 这样分时电价所形成的价差完全由电网企业负担, 而需求侧的用户则不需要对电价上涨形成的价格损失负责。由此便导致三者的收益分配不均匀。虽然已有地区开始实行分时电价, 但没有从根本上解决问题, 依旧与销售侧峰的电价分离, 使得发电侧和销售侧的利益依旧不均匀, 在一定程度上阻碍了分时电价的普及。
(三) 用户反应制约调峰成效
用户的反应是无法通过任何手段来预测的, 而用户的反应与分时电价的设置息息相关, 如设置不合理极有可能形成用户的过度反应, 尤其在高峰时期可能会形成比较大的浮动, 更有可能形成整个系统的峰谷颠倒, 影响到电网调峰的效果, 给企业带来巨大的利益损失。
(四) 分时电价变化比较僵硬
由于分时电价本身具有一定的局限性, 不能反映长期的负荷规律, 对于各个时段成本变化的反映也缺乏准确度。这就使得电价不能跟上市场的需求, 价格职能不能得到体现。分时电价往往在确定时段和价格之后, 供电企业便无权更改分时电价, 不能因地区差异调整, 优势便不能发挥出来, 甚至有可能会制约该政策实施的成效, 使得实施过程面临较大的风险。
(五) 价格差距调幅未达到
所谓分时电价, 一般采用的方式是平段比峰段低50%, 比谷断高50%, 峰谷的电价比例一般为3:1.由于其中价格差距不够明显, 从中节约的电费根本不能填补用户带来的消耗费用, 且划分的时段十分单一, 根本就不能反映当地的真实情况, 这些导致电网企业不能充分利用分时电价的优势激发用户兴趣, 养成在高峰时段节约用电、在低谷时段多用电的习惯。
三、对分时电价实施政策的规避对策
(一) 增加分时电价上下网的联动性
上网侧峰与销售侧峰应该加强联动, 两者在时段划分上应保持相同, 如若高峰时段电价增长, 则低谷时段的电价应该下调, 使两者的调动幅度保持在一定的比例, 维持稳定, 在此情况下, 根据电价水平和浮动的比例来决定。
(二) 实施高可靠及避峰电价
按照用户对供电可靠率及质量的不同要求, 针对已具备条件的用户实施避峰及高可靠性电价。高可靠性电价应在已有的价格上合理地向上调整, 但控制在现价的20%及以下;对于避峰电价则应在已有价格上向下调整。同时对于电力较缺乏的地区加速实施此策略, 使之尽快适应分时电价的政策。
(三) 继续实行上网侧的分时电价政策
峰谷分时电价作为电价政策, 在合理配置资源、调整电力供需上做出了重要的贡献。该政策包含两个环节, 一是销售环节, 二是上网环节, 两者相互制约, 相辅相成, 密不可分。若取消上网侧的分时, 销售侧峰谷分时的实施也将会受到影响。所以应该继续实行上网侧的分时电价政策, 与此同时调整峰谷分时电价的政策。
(四) 在低谷用电时段设置最低价格标准
在低谷用电时段设置最低价格标准能够切实地规避纯低谷时段和高消耗时段的过度用电, 有力地解决供电企业在低谷时段形成的购销价格倒挂的问题, 并解决某些地区在峰谷时段负荷倒挂的现象。就先进的信息系统而言, 对于纯低谷时段的电价和目录电价之间造成的差价设置最低价格标准还存在一定的问题, 所以可以根据低谷电量占总体比例来设定, 如当在实施峰谷分时电价时, 低谷所占的用电量高于总体60%的电费价格采用平段电价来计算。
(五) 调整低谷时段原有计费方式
在原有的峰谷电价制度下, 对于低谷时段一般采用基本电费减半的收费方式, 甚至在低谷时段中最大需量不收取基本的电费, 目的是提高人们在低谷用电的积极性, 随之形成的损失几乎都是由电网企业来负担的。但现在由于生活水平的不断提高, 电量需求也越来越大, 低谷电量不断在增加, 尤其有了纯低谷的用户, 这使得电网企业要承担的损失费用越来越大, 虽然在2004年期间实施了对低谷时段采用最大电费需求量减半的收费方式, 依旧不能扭转巨大亏损的局面。许多专家认为, 实施峰谷分时电价能有效缓解这一现象, 维持用户的用电平衡, 降低发电企业调整峰段的压力, 不过因为纯低谷用户在电网调峰中所占比重过大, 电网企业还是无法提高收益、回收成本。对此可以取消基本电费减半的收费方式, 设置全额收费, 由此形成的多出来的资金能够在一定程度上填补在分时电价实施过程所造成的损失。
(六) 健全峰谷分时电价政策
1. 加大销售侧峰谷分时电价的标准
有些用户由于本身的限制不拥有调峰能力, 如铁路、医院及学校等, 除此之外, 大工业的用户及用电容量超过100千伏的用户都具备实施峰谷分时电价的条件。对于有条件的地区而言, 将实行的范围标准增加到低于100千伏的电力用户是切实可行的。在维持电价总水平不动的基础上, 将峰谷时段的价格差距依据各地对于电力供求及分时电价的反应度调整至5到7倍。在高峰时段进一步划分出尖峰时段, 实施特有的尖峰电价, 其标准是在原有的高峰电价上按照10到20个百分点的上浮比例调整。
2. 进一步丰富峰谷时段的划分
一方面, 许多地区的峰谷时段划分都比较单一, 各个地区可以按照其电网反应的负荷变化对峰谷进行重新划分。同一个区域的电网联系较为密切, 所以在峰谷的划分时应注意同一区域中的关系, 考虑其相互错峰和互为备用的特征。另一方面, 有些许地区钻分时电价政策的空档, 开发高耗能和高污染的企业, 导致用电负荷倒挂现象频发, 故而对于仅仅使用低谷时段用电的工业和企业实施一定的限制, 即低谷所占的用电量高于总体65%的电费价格采用平段电价来计算。
四、结语
随着人们生活水平的不断提高, 人们对用电量的需求越来越大, 随之电力市场环境中供电企业面对的挑战也越来越大, 安全风险和经营风险都在同比增长, 这便意味着供电企业必须不断调整战略, 规避风险, 提出有效的对策来迎接一系列的挑战, 使企业利润最大化。其中, 能够有效解决分时电价风险的对策有许多, 尤其是对于供电企业自身的收益, 但真正落实到企业自身还需进一步完善, 这样才能最大限度地使企业受益。电价作为电力市场的关键环节, 其调幅与不稳定性很大程度决定了风险发生的几率。故而, 对于分时电价风险规避的种种分析, 定量计算及控制都是供电企业亟待解决的要素。
摘要：伴随着我国经济的快速发展, 我国的峰谷分时电价也开始全面施实, 随之而来供电企业也面临着日益增长的风险, 对此企业应该严正以待, 提出积极的改进对策来规避风险, 达到发电企业、供电企业与用户之间的利益平衡, 使分时电价政策不断得到普及与推广。文章针对峰谷分时电价, 剖析了其政策实施之后电网企业所面临的种种风险, 并提出了相应的规避对策。
关键词：分时电价,风险,对策
参考文献
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分时电价模型 篇5
根据国务院最新规划,到2015年,纯电动汽车和插电式混合动力汽车累计产销量力争达到50万辆;到2020年,纯电动汽车和插电式混合动力汽车生产能力达200万辆、累计产销量超过500万辆[1]。由于电动汽车作为充电负荷在时间和空间上的不确定性,使得规模化的电动汽车充电给电网的运行和控制带来新的挑战[2,3,4]。另一方面,电动汽车电池作为分散式的储能装置,若能有效利用,可以作为电网的可调度资源以平抑电网的峰谷差[5,6]。因此,如何通过对电动汽车充电的合理控制,规避规模化电动汽车充电给电网带来的负荷波动,有效平抑电网峰谷差以提高电网利用效率,成为亟待解决的重要问题。
针对电动汽车接入对电网负荷波动的影响,已有相关研究成果发表。文献[7]建立了以峰谷差率最小为目标的优化模型,采用遗传算法对谷电价时段用户的充电时间进行了优化求解。但该文献未针对电动汽车在峰电价时段接入电网提出相应的充电策略。文献[8]分析了电动汽车用户的使用需求,在此基础上建立了以减小电网负荷峰谷差为有序充电调度目标的优化模型,并采用了考虑电动汽车充电不确定性的电网调度随机最优潮流模型。但充电涉及电网和用户两方面,该文献没有太多考虑用户的充电需求。文献[9]从充电站运营效益的角度出发,通过动态响应电网分时电价,采用有序充电控制方法提高电动汽车充电站的经济效益。但该文献研究过程中假设充电电价相同且没有考虑电网负荷波动,使大量电动汽车集中在电价相对便宜的夜间时段充电,从而导致另外一个用电高峰的出现。
本文以电动私家车慢充方式为主要研究对象,在电网分时电价时段划分的基础上,提出充电分时电价(包括电池充电电费和充电管理费)时段划分方法,旨在研究基于充电分时电价的电动汽车有序充电控制策略,以达到平抑电网峰谷差的目的;在保证用户充电经济性的前提下,安排电动汽车尽快开始充电,以提高用户的满意度。最后,以一个局域配电网为例,采用蒙特卡洛方法模拟用户的充电需求,仿真分析了采用有序充电策略调控前后电动汽车充电对电网峰谷差的影响;在不同的用户响应系数下,对比分析了有序充电策略的仿真结果。
1 电动汽车充电控制目标
1.1 控制目标等效处理
以减小电网峰谷差为电动汽车有序充电的控制目标,可以达到减少电网运行和投资成本,提高设备利用率的目的。由于电动汽车充电涉及电网和用户两方面的利益,所以有序充电控制策略不仅要能减小电网峰谷差,还要在电网稳定运行的前提下尽量满足用户的充电需求。电网分时电价是根据用户需求以及电网在不同时段的实际负荷情况,将每天的时间划分为峰、谷、平3个时段,对各时段分别制定不同的电价水平,以鼓励用户和发电企业削峰填谷,提高电力资源的利用效率。规模化电动汽车接入电网,若制定的充电分时电价能够有效反映电网负荷波动,则引入分时电价后,意味着用户所付充电费用越小,则电动汽车接入电网所引起的负荷波动越小。而本文以用户充电费用最小作为有序充电的控制目标,还可以兼顾电动汽车用户的充电经济性。此外,为提高用户的满意度,本文的另一个控制目标为电池起始充电时间最早。采取多目标的优化控制方法可以同时达到减小电网峰谷差和提高用户满意度的目的。
1.2 充电分时电价
电网分时电价是针对某一地区非特殊负荷而制定的。电动汽车接入局域配电网后,会出现局域配电网实际峰平谷负荷波动不同于电网分时电价中峰平谷时段划分的情况。例如:电动汽车充电管理机构从电网购电的分时电价采用国内工业用电分时电价划分方式,即峰平谷分时电价时段划分为:峰时段8h(08:00—12:00,17:00—21:00);平时段8h(12:00—17:00,21:00—24:00);谷时段8h(00:00—08:00)。图1为某局域配电网的典型工作日负荷曲线。可以看出,电网电价为平时段时,局域配电网负荷却部分呈现高峰状态,若采用电网分时电价引导电动汽车用户充电,可能会造成大量电动汽车在负荷高峰时段充电,从而导致局域配电网出现“峰上加峰”的现象。这既不利于电网的稳定、经济运行,也降低了设备的利用率,增大了局域配电网网损。
如图1所示,在电网分时电价的平时段(12:00—17:00),局域配电网却出现了一天中的负荷高峰。为解决这一问题,本文在电网分时电价时段划分的基础上,根据局域配电网的预测负荷波动情况,小范围划分充电分时电价时段。如图1所示,将电网分时电价平时段(12:00—17:00)进行细分,使对应时间段内的充电电价划分为平和峰2个时段。新的划分结果使得局域配电网的负荷波动情况与充电分时电价时段划分基本相符。在大量电动汽车充电时,这样的划分方法既保证了局域配电网不出现“峰上加峰”的情况,也使得电网稳定、经济运行。
2 有序充电控制策略、模型及算法
2.1 有序充电控制策略
根据局域配电网的历史常规负荷,可以预测当日常规负荷曲线。本文采用96点日负荷曲线预测法,时间间隔为15min,第j(j=1,2,…,96)个时段内的常规负荷大小为Pj。慢充方式下充电机的额定充电功率均为ΔP,且充电机能够根据程序的设定自启动和结束充电操作。本文研究假设充电机给电动汽车锂电池充电过程为恒功率充电[10]。
设电动汽车电池容量为ω,充电时电池起始充电电量为Ss,用户到达充电地点的时间为Tc,用户需自行设置结束充电时的电池电量Se,以及取车时间Tg,则用户所需充电电量SSOC的计算方法如下:
电动汽车的停留时间为:
设第j个时段内正在充电的电动汽车负荷大小为pj,共有n台电动汽车进行充电,则有:
第j个时段的电网负荷Psumj为电动汽车负荷pj与常规负荷Pj的叠加,即
在用户停车的时间段(Tc,Tg)内,以用户充电费用最低且电池起始充电时间最早作为充电控制目标函数,以平抑电动汽车接入给电网带来的负荷波动,并将电网的峰谷差作为控制结果的验证函数。
充电控制目标函数如下:
式中:sj为充电分时服务费。
验证函数如下:
式中:var(x)为x的方差函数。
2.2 有序充电负荷模型
本文采用蒙特卡洛方法模拟用户充电需求从而建立电动汽车负荷模型。蒙特卡洛模拟是一种随机模拟方法。基于概率和统计理论,使用随机数进行计算机模拟或抽样,以获得问题的近似解。本文根据已掌握的电动汽车充电行为数据,建立了电池起始充电电量Ss和电池结束充电电量Se的概率模型。根据人们的日常行为习惯服从正态分布的特点,建立了用户到达充电地点的时间Tc和取车时间Tg的概率模型。然后对所得出的概率分布的概率模型进行随机抽样。根据Ss,Se,Tc,Tg的抽样结果可近似建立电动汽车负荷模型,从而实现采用蒙特卡洛方法模拟电动汽车用户的充电行为。
2.3 有序充电控制算法
有序充电控制算法流程如图2所示。由于模拟用户充电行为存在随机性,所以会出现不符合客观事实的数据,使得Tg-Tc≤0并且Se-Ss≤0。这些数据需要消除。
3 算例分析
以图1所示局域配电网为例进行仿真分析。为与有序充电结果形成对比,首先计算无序充电情况下电网负荷曲线及其峰谷差。无序充电是指用户来到充电地点立即开始给电动汽车电池充电,直到满足用户要求的电池电量时停止充电。无序充电仿真计算时,所需要的用户到达工作区充电地点和到达居住区充电地点的时间以及电池起始和终止充电电量的概率分布都与有序充电相同。
3.1 有序充电参数设置
充电管理方从电网购电的电价采用国内工业用电分时电价的形式,而电动汽车充电电价采取峰、平、谷按5∶3∶1的比例由充电管理方收取。电网分时电价和充电电价及其时段划分见表1。
电动私家车在居住区和工作区停留时间较长,可采用慢充方式充电。根据相关统计结果,用户在工作区和居住区充电的比例分别为35.5%和64.5%。根据私家车上下班时间的出行规律,到达工作区充电及离开的时间分别近似服从正态分布N(9,0.52)[11]和N(18,0.52),到达居住区充电及离开的时间分别近似服从正态分布N(19,1.52)[11]和N(7,0.52)。相比之下,用户下班后到达居住区充电的时间较为分散。
本文根据电动汽车充电行为的相关统计结果设置电池容量概率分布,电动汽车用户在电池剩余电量为20%~50%时开始充电。而有76%的用户会选择一次性充满电池,另有15%的用户选择充到电池容量的90%以上。
本文仿真采用电动私家车慢充方式,电动汽车电池容量为15kW·h,车载充电机功率为3kW。因为用户受充电分时电价的引导程度未知,所以引入用户响应系数η。η为受充电分时电价影响能够进行有序充电的电动私家车数量占总电动私家车数量的百分比。
3.2 结果分析
3.2.1 无序充电和有序充电结果比较
图3为无序充电和有序充电时电网总负荷与常规负荷曲线。可以看出:有序充电时,白天电动汽车负荷多集中在局域配电网的平时段充电,起到“避峰”的作用;夜间电动汽车负荷转移到负荷相对更低的谷时段进行充电,起到“填谷”的作用。仿真结果表明,相比无序充电,有序充电的峰谷差有所减小,所以充电分时电价能够引导减小电网负荷峰谷差。
由于电动汽车电池目前仍存在一些技术问题,导致电池容量不能满足用户对续驶里程的要求。本文基于中国现有电动私家车车型进行仿真,效果一般。但若假设电池技术成熟,在电动汽车规模化应用的条件下,本文的控制策略能够有效减小电网峰谷差,仿真结果如图4所示。
3.2.2 不同用户响应系数下的仿真结果
图5为用户响应系数η=30%,60%,90%时的仿真结果(表示分别有30%,60%,90%的用户受充电分时电价的影响采用有序充电方式,而其余70%,40%,10%的用户仍采用无序充电方式)。可以看出:白天充电时间内,电动汽车负荷由局域配电网峰时段转移到平时段进行充电;夜晚充电时间内,电动汽车又由局域配电网平时段转移到谷时段进行充电,且影响系数越大,这种现象越明显。上述结果表明,受充电分时电价引导的用户越多,电网负荷曲线峰谷差越小,且电动汽车充电也越经济。
4 结语
本文针对电动汽车接入电网充电的模式,研究了电动汽车有序充电控制策略。该策略首先基于分时电价将用户充电费用最小作为一级控制目标,以达到减小电网峰谷差的目的。然后将电池起始充电时间最早作为二级控制目标,以提高用户满意度。结合两级控制目标从而实现多目标控制策略。该策略引导电动汽车在电网负荷非高峰时进行充电,避免了“峰上加峰”的现象,从而通过电动汽车充电实现对电网负荷“避峰填谷”的作用。本文利用蒙特卡洛方法模拟电动汽车有序和无序充电行为,仿真结果表明,本文提出的有序充电策略能够有效实现“避峰填谷”和用户经济性充电的双重目标,尤其在电动汽车规模化应用后效果更加明显。由于目前还处在电动汽车市场推广的初期,用户充电响应行为不确定,本文给出的不同用户响应系数下的仿真结果具有参考意义。
另外,电动汽车向电网放电模式是电动汽车接入电网的一个重要研究内容。下一步的研究思路是通过控制电动汽车放电来降低电网负荷高峰,并配合电动汽车充电,实现对电网和电动汽车之间能量双向流动的控制以达到“削峰填谷”的目标。
参考文献
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分时电价模型 篇6
电能是高耗能企业生产过程必不可少的能源[1],作为所在地区的用电大户,高耗能企业用电对地区电网会产生重要影响。为了充分利用位于需求侧的资源[2-7],以提高电力系统的经济性和安全性,电网研究和实施了许多需求响应项目。由于工业生产过程一般情况下不能够被中断,基于价格的需求响应项目常被用于工业用户,其中,最常用的为分时电价,通过给予不同时段用电以不同的电价的方式引导用户自发进行用电管理。文献[8]通过对大工业用户的响应分析指出合理的峰谷电价结构能够达到良好的削峰填谷效果。
对电网调度而言,分时电价作为控制用户侧用电的变量,将决定移峰填谷的效果进而影响系统运营成本[9]。电网在制定分时电价时,需要考虑用户的响应行为。用户对不同价格存在不同程度的响应,即存在需求弹性,在关于面向用户的分时电价的研究中[8-11],多建立不同时段用电价格与用户用电需求之间的关联关系。在没有自备电厂的工业用户中,在电网给定的分时电价下,削减峰时用电需求或将峰时用电向谷时转移能够降低用电成本[12-18]。
为提高能源综合利用效率和降低用电成本,许多高耗能企业都建设有装机容量与自身负荷相当的自备电厂[19-24]。生产过程所需电能由自备电厂和电网同时供给,从而形成了双电源供电模式。自发电调度赋予了高耗能企业灵活响应电价变化的能力,并且能够显著降低企业的用电成本和峰值需求[22-24]。注意,在具备自备发电厂的高耗能企业中,企业各时段的用电成本不再是电网所给的分时电价,而是受买电/卖电电价、自发电成本、用电/发电调度影响,并且与外部电网给出的电价不一致[23]。针对具备自备电厂的企业,文献[23,25]建立了发用电调度模型,通过实验表明,将生产从峰时转移到谷时能够降低企业的用电成本,文中所采用的建模方式基于统一时间离散化表达方式。
本文围绕电网所给出的电价信号将如何影响工业用户发用电决策行为展开讨论。为分析电网电价、自发电成本等因素对企业发用电决策的影响,建立了分时电价下的发用电一体化调度模型,建模中采用了连续时间建模方式,与文献[23,25]中的基于统一时间离散化表达的建模方式相比,能够大量减少0/1变量和相关约束并便于描述负荷转移成本。进而文中讨论了各时段的买/卖电电价、自发电成本之间的关系对负荷转移和自发电调度的影响。指出从降低企业用电成本的角度出发,企业不一定将可转移负荷从峰时向谷时转移,甚至可能会从谷时向峰时转移。电网在制定基于价格的需求响应机制时有必要考虑企业的自发电成本、负荷转移成本等信息,以使得所给出的价格信号能够更好地起到削峰填谷的作用。
1 分时电价下的企业发用电响应问题简介
在电网给定的分时电价下,高耗能企业电能管理的目的在于降低用电成本。负荷转移和自发电调度是常见的响应电价信号的措施。高耗能企业中的总负荷需求取决于消耗电能的生产任务(或负荷)。一些负荷可以在不影响整体生产流程的情况下在一定时间范围内移动。这些负荷可以被看作是启动时间可调节的可转移负荷。在负荷转移方式下,改变电能使用的时间,无需中断或者关停生产负荷,生产可以不受影响,而企业的总用电量也认为保持不变。日常运营中,企业自备电厂发电成本包括燃料费用、人工费用、耗材耗水等费用,并受生产过程中诸多因素影响,故实际中多可折算为线性的发电成本。同时,受燃料混烧等诸多因素影响,其各时段单位发电成本有所不同。
1.1 分时电价下的企业净电费
在高耗能企业日常调度中,电费结算一般包括:外购电费和上网电费。在电网给定的分时电价下,在一个考核时段(如1h)内,外购电费= 分时电价×分时电量。企业自备电厂发电出力在满足自身需要的同时也可能会有富余,电网也会向企业支付上网电费。同理,上网电费=上网电量×上网电价。而在一个考核时段内,外购电费和上网电费不会同时发生,定义时段k内的企业净电费Bk为:
式中:τ为时段长度;λkbuy为考核时段k内的买电价;Qk为考核时段k内的净受入负荷;λksell为考核时段k内的卖电价。
当Qk>0时表明向电网买电,Qk<0时表明向电网卖电,计算如下:
式中:Lk为考核时段k内的总负荷;pk为考核时段k内的发电功率。
企业负荷转移和自发电调度的响应行为受各时段买电电价、上网电价、自发电成本影响,分析如下。
1.2 单时段价格关系及发电策略分析
1)单时段价格关系
注意,在同一时段内,对企业而言,买电价通常不会低于卖电价,故λbuyk>λsellk。而对每一对λbuyk和λsellk取值,企业的自发电成本可能大于λbuyk,可能小于λsellk,也可能介于λbuyk和λsellk之间(发电成本等于λbuyk和λsellk可以看作上述情况的特例)。因而,各时段发电成本λgenk、买电价和卖电价之间的关系存在3种情况:λbuyk>λsellk>λgenk,λbuyk>λgenk>λsellk,λgenk>λbuyk>λsellk。
2)发电策略分析
为便于分析讨论,暂不考虑时段间的机组出力爬升约束。对每个时段而言,发电调度结果只与本时段的电价关系和给定负荷有关。当λgenk>λbuyk>λsellk时,如图1所示,对给定的负荷Lk∈[pmin,pmax],易知,时段k内企业的用电成本,即企业净电费与发电成本的和f(pk),为一个与自发电pk有关的分段线性递增函数。
f(pk)描述如下:
式中:pmax和pmin分别为最大、最小发电出力。
为降低企业用电成本,自备电厂将尽量少发电。
同理,当λkbuy>λkgen>λksell时,自备电厂将尽量跟踪自身负荷。当λkbuy>λksell>λkgen时,自备电厂将尽量多发电。在不考虑机组爬升约束的情况下可以把自备电厂的自发电调度策略总结如下:
1.3 多时段价格关系及负荷转移策略分析
1)多时段价格关系
下面以常见的峰谷电价为例,并以两个时段的调度问题加以分析说明。考虑调度时段k′和k″,k′属于峰时,k″属于谷时。一般来讲,峰时的电价高于企业自发电成本,因而峰时的电价关系存在两种情况:λbuyk′>λgenk′>λsellk′,λbuyk′>λsellk′>λgenk′。谷时电价则可能存在3种情况。因而,两个时段的电价关系可能存在如下6种情况。
2)负荷转移策略分析
与自发电调度不同,负荷转移需要考虑时段间的电价关系。下面以2个时段为例加以分析。考虑调度时段k′和k″,k′属于峰时,k″属于谷时,两个时段的基本负荷分别表示为Lk′base和Lk″base。假定负荷l*可以被安排到时段k′或者k″,l*的平均负荷为D*,工作时间为τ*(0≤τ*≤2τ)。设安排在时段k′的负荷工作时间为τ′(0≤τ′≤τ*),则安排在时段k″的负荷工作时间为τ*-τ′。同时为便于分析讨论,暂不考虑时段间的机组出力爬升约束,且pmax≥Lk′base+D*,pmax≥Lk″base+D*,Lk′base≥pmin,Lk″base≥pmin。pk′和pk″代表时段k′和k″的平均出力。给出定理1以描述两个时段的负荷转移规律。
定理1:对于任意两个调度时段k′和k″,自备电厂发电策略均如式(4)所示,如果生产负荷能够从γk较大的时段向γk较小的时段转移,则会使企业的用电成本降低,反之会升高。其中,
定理1的证明过程见附录A。
注意:当考虑多个时段的问题时,负荷工作时间长度、负荷之间的时序耦合约束、负荷可调时间范围以及相邻时段的价格关系、发电机组物理约束等因素均会对负荷转移产生影响。但总的来说应将负荷优先安排在用电边际成本较低的时段。
电网期望通过电价信号引导高耗能企业在系统峰时少用电多发电而在系统谷时多用电少发电。而对高耗能企业而言,其响应电网所给的价格信号的目的在于节省企业的用电成本。考虑上述两方的不同利益诉求,为了分析在电网给定的分时电价下企业的发用电响应情况,以使电网发布的电价能够兼顾电网和企业的利益,下面给出一个一般化的发用电响应建模方式。
2 发用电响应建模
本节讨论在电网给定电价,并已知企业自发电成本和负荷的情况下,求解企业的最优发用电策略和可转移负荷安排情况。在对基于事件的多时段调度问题进行建模时,常用的时间表达方式一般有两种:统一时间离散化建模方式和连续时间建模方式。采用统一时间离散化建模方式时,调度事件均在各调度时段首末执行。由于电网和企业之间的电费结算是以考核时段为单位(如1h),若每个调度时段的时间设置太长(如等于考核时段),则模型不够精确。为相对精确地描述调度事件,需要设计时间粒度更小的调度时段(如5 min),然而会引入大量的0/1变量和相关约束条件。同时,采用统一时间离散化建模方式,需要建立大量的逻辑约束以描述负荷转移成本函数,难以简洁地描述基于事件的多时段调度问题,因而本文采用连续时间建模方式。
2.1 负荷转移建模
本文讨论中将企业内的负荷划分为两类:可转移负荷和剩余不可控的基本负荷。则在第k个考核时段内的总负荷表达为:
式中:Lkbase为考核时段k内的基本负荷;lm，k为第m个任务在第k个考核时段内的工作负荷。
可移动负荷一旦启动,就不能打断。对可移动负荷m,如图2所示,其启动/停止时间与考核时段k之间的关系有6种情况。
图2中,任务m的工作时间与考核时段k重合部分用阴影表示。情况1:任务m开始和结束于时段k之前。情况2:任务m开始和结束于时段k之内。情况3:任务m开始和结束于时段k之后。情况4:任务m开始于时段k之前,结束于时段k之后。情况5:任务m开始于时段k之前,结束于时段k之内。情况6:任务m开始于时段k之内,结束于时段k之后。任务m在第k个考核时段的工作负荷lm，k可表示如下。
式中:为第m个任务的工作负荷;sm为第m个任务的开始时间;Tm为第m个任务的工作时间。
受制于生产过程,可移动负荷的启动时间之间通常存在时间耦合关系,下面是两条基本约束。
任务m需要在给定可调时间范围内启动:
式中:Tmmin和Tmmax分别为第m个任务开始时间的最大和最小值。
在实际生产流程中,有时会遇到以下的情况:1上游设备的任务完成后需要一定的物料传递或等待时间才能启动其下游设备的任务;2同一设备上的任务需要一个任务结束后才能开启下一个任务以保证设备的独占性。因而在某些可移动负荷之间存在时序耦合关系,可移动负荷m需在可移动负荷m′完成之后启动表示为:
注意,企业中有些负荷进行转移需要支付一定的成本,如物料存储成本、保温成本等,并且通常情况下可以认为转移距离越远,所需支付的代价越高。本文将任务m的转移成本抽象定义如下:
式中:λShift,forwardm和λShift,backm分别为线性负荷转移前后的代价并且均为正数;Sm为第m个任务的原计划开始时间。
注意,有些任务可能启动时间提前没有转移成本,但会受到其他任务的时序约束,本文不再详细描述和建模。
2.2 自发电调度建模
企业自发电调度需满足的两条基本约束如下。
机组出力上下限约束为:
机组爬升约束如下:
2.3 混合整数规划模型
在对模型进行线性化表述后,文中建立一个分时电价下企业最优发用电响应的混合整数规划模型。模型以整个企业的总用电成本最小为目标,其中企业总用电成本包括3个部分:净电费成本、发电成本、负荷转移成本。目标函数为:
决策变量为:pk,,sm,γsm,k,γem,k,om,k,lm,k。约束条件如下。
1)负荷转移模型的线性化相关约束
定义om,k表示任务m在时段k内的持续时间,同时定义两个0/1辅助变量γsm,k,γem,k。γsm,k=1表示任务m在时段k内或者时段k之前的时段启动,否则γsm,k=0。γem,k=1表示任务m在时段k内或者时段k之前的时段停止,否则γem,k=0。
式(7)的线性化表达式如下:
满足如下约束条件:
约束条件式(15)至式(18)建立了辅助变量γsm，k和γem，k与启动时间sm之间的对应关系;约束条件式(15)和式(16)为任务m的启动时间sm与时段k之间关系的约束;约束条件式(17)和式(18)是辅助变量γsm，k和γem，k的取值约束;约束条件式(19)至式(22)共同构成了图2中情况1至情况6对任务m在考核时段k内的取值范围约束。其中,约束条件式(19)对应图2 中的情况1 至情况3,约束条件式(20)和式(21)对应情况4至情况6,约束式(22)表示任务m在各时段内的总持续时间需要等于任务的工作时长,根据约束式(19)至式(22)即可确定各时段内om，k的值。
本文可移动负荷的线性化表达式参考了文献[26]。文献[26]中针对不具备自备电厂的小型钢厂的负荷跟踪问题,采用连续时间建模方式建立了以负荷跟踪误差最小为目标的混合整数规划模型。文献[26]的模型中,每个任务的执行时间不是已知量,在本文的负荷模型中,可移动负荷的任务执行时间是已知量,并相应地修改和精简了线性化表达式。
2)净电费的线性化相关约束
式中:为Bk的线性优化值。
上述两条约束使得优化后的Bk一定等于式(1)中的定义。否则,Bk可以进一步减少。
由于企业一般有最大需量限制,因而,各时段的净受入负荷不能大于最大需量设定值,即
式中:QMD为给定的最大需量上限。
3)负荷转移成本的线性化相关约束
式中:为CShiftm的线性优化值。
上述两条约束使得优化后的CmShift一定等于式(10)中的定义。否则,CmShift可以进一步减少。
其他约束包括式(2)、式(6)、式(8)、式(9)、式(11)和式(12)。
继而采用CPLEX软件包求解上述优化问题。
3 算例分析
本文原始数据来自国内某钢铁企业,钢铁企业一般建设有装机容量与企业自身用电水平相当的自备电厂,并且一般情况下自备电厂的负荷调节能力能够跟踪企业负荷波动。其自备电厂稳定出力上下限分别为150 MW和95 MW,爬升能力为40 MW/h,而企业正常生产情况下的负荷在100~150 MW之间。钢铁企业的主要用电设备包括了电炉、轧钢、制氧制氮、公辅设施等。生产流程中的一些生产任务之间存在时序耦合关系。电网与企业之间每日的电费结算按照峰谷平3 段分时电价,其中,谷时时段全在夜间,峰时时段全在白天。上网电价为全天统一价。企业的自发电成本受机组效率、燃料混烧、人工成本等因素影响,一天之内各时段的平均发电成本有所差异,白天的平均发电成本低于夜间的发电成本。本文关注重点为在电网给定电费体系下,用户将如何进行发电和用电管理以响应价格信号的变化,因而,在算例分析中忽略掉了一些复杂因素,采用简单示例来说明和解释问题。
3.1 算例描述
本文以6个时段的调度问题为例(不妨设每个时段长度为1h),各时段电价和自发电成本如表1所示。
表1中,买电电价划分为峰谷平3段,第3个和第5个时段为电价峰时时段,第2个和第4个时段为电价平时时段,第1个和第6个时段为电价谷时时段。各时段的电价关系包括了1.2 节中提到的3种情况,不同时段之间电价关系符合1.3 小节中提到的情况1。
文中设可转移任务数为5,任务参数如表2 所示。
表2中,任务1和任务5的工作时间小于1个时段,任务2,3,4的工作时间大于1个时段,需要跨时段生产。任务3 和任务4 之间存在时序耦合关系,任务4 需要在任务3 结束后0.2h才能启动。任务5设定为存在负荷转移成本,并且原始计划中任务5安排在第6个时段。算例中设所有时段的基本负荷为100 MW,QMD限制为80 MW。
3.2 发用电响应行为示例
根据2.3节模型,企业做出最优响应后的总负荷和出力调度曲线如图3所示。根据图3和表1所示电价关系可以看出,自备电厂根据式(4)所示的自发电调度策略进行出力调度,在峰时满发电,在平时跟踪总负荷,而在谷时以最低出力发电。
优化后的任务安排如图4所示。第1个负荷和第2个负荷的安排时间范围为第1个时段到第3个时段,并且启动时间不受其他负荷影响。第1个负荷可以在一个时段内完成,被安排在了第3个时段。第2个负荷无法在一个时段内完成,其启动时间为第1.8h,从而在第2个时段最后0.2h和第3个时段内工作。任务3 在第2h启动,任务4 在任务3结束后0.2h也即第3.7h启动。
各任务在各时段的控制量 γsm，k和γem，k取值如表3所示,表中括号中左边为γsm，k取值,右边为γem，k取值。通过表2中给出的可转移负荷信息和表3中给出的各任务的0/1控制量取值,能够根据2.3节所给出的线性化约束推出可转移负荷在各时段的负荷安排。
注意:时段1和时段3的电价设置满足1.3节提到的情况1的条件,并且λ1buy>λ3sell,根据1.3节负荷转移规律,负荷安排在峰时较之安排在谷时能使企业总用电成本更低,这在图3和图4中得到验证。
负荷安排在峰时,可能对系统负荷率产生影响并减少企业在峰时向电网的倒供电,使电网为了满足系统峰时需求可能需要调用额外的发电机组,从而增加电力系统整体运营费用。因而一般情况下电网期望通过电价信号引导高耗能企业在峰时少用电多发电而在谷时多用电少发电。针对全部电力需要外购的企业,由于谷时买电价低,企业将负荷安排在谷时能够降低成本。而本小节的示例及1.3节的分析说明高耗能企业发用电响应行为受电网电价、自发电成本等多种因素影响,在一些情况下为降低企业用电成本,企业存在将负荷从谷时转移到峰时的可能性。
同时注意到,在不考虑负荷转移成本的情况下,第5个负荷应该安排在第5个时段。同时从图4中注意到,由于负荷转移成本的存在,第5个任务并未从第6个时段转移到第5个时段。这说明,由于有些负荷转移并不是无成本的,仅靠生产计划给定后的负荷转移(负荷重调度)不能够获得很好的成本节约。因而,在制定生产计划时就有必要考虑电能管理的因素,以更好地降低企业用电成本。
3.3 上网电价对发用电响应的影响
注意,根据表1中电价数据,当电网提高时段3上网电价使之大于时段1买电电价时(λ1buy<λ3sell),时段1和时段3的电价设置依然满足1.3节中提到的情况1的条件,但将负荷安排在谷时较之安排在峰时成本更低。例如将表1中第3个和第5个时段的上网电价设置为330元/(MW·h),高于谷时的买电电价310 元/(MW ·h)时,可得调度结果如图5 和图6所示。
由于促使用电从峰时向谷时转移,对比图4和图6发现,该组电价关系能促使企业将负荷向电价谷时转移,从而在谷时多使用电网电,在峰时向电网供应更多的电力。下面以时段1和时段3为例进行对比,如表4所示。
当电网将峰时的企业上网电价从300元/(MW·h)提升到330 元/(MW·h)时,企业在两个时段上的总用电成本从73 050 元降至69 070元,电网净供电收益从-750 元减少到-4 830元。各时段的电网净供电收益根据式(1)计算,这里,电网净供电收益可以认为是企业向电网交纳的净电费。通过表4中的调度结果对比,可以看出企业的用电成本得以降低,而与此同时,电网的支出相对有所增加。然而注意峰时(时段3)企业向电网供电从8MW增加到40MW,这意味着为促使企业增加峰时向电网供电,电网所需支付的单位购电成本约为127.5元/(MW·h)。该购电成本要低于火电机组发电成本(如300 MW的火电机组发电成本约为320元/(MW·h))。上述示例说明,相比调用额外发电机组增加峰时系统供电,电网可以通过价格手段促使高耗能企业转移生产,从而以较小的代价换取增加系统峰时供电。
3.4 各时段价格关系的进一步讨论
3.2节和3.3节展示了在情况1下,λ1buy和λ3sell之间的大小关系对企业发用电响应决策的影响。依然以时段1(谷时)和时段3(峰时)为例进行讨论。在给定各时段自发电成本下,通过改变各时段的买电价和上网电价,能够遍历1.3节中提到的另外4种情况(情况2、情况3、情况4和情况5),不同的时段间电价关系能够促使企业做出不同的发用电响应决策。而不同的价格关系具备不同的实际意义。
情况2下,自备电厂全时段满发电,负荷将向售电价格较低的时段转移。以钢铁联合企业为例,随着余热余能回收技术和煤气回收利用技术的逐步完善和提高,钢铁企业仅通过余热余压发电、富余煤气发电就有可能实现在满足企业自身用电需求的同时向外供电[27]。合适的上网电价能促使企业更积极地开展多种方式加强企业内部余热余能回收和富余煤气发电,有利于企业综合能源节约,也能缓解供电紧张。
在情况4下,企业自发电成本均介于买电价和卖电价之间,这种电价设置将促使企业自备电厂在全时段跟踪自身负荷变化[28],以降低企业内一些大型用电设备(如电炉)的用电波动对电网的影响。
情况3下,企业在峰时多发电而在谷时自跟踪负荷,而当峰时上网电价设置的高于谷时的自发电成本时,能促使企业把原本安排在峰时的负荷向谷时转移,进一步增加峰时系统供电。类似地,情况5下,企业在峰时自跟踪负荷,在谷时少发电多买电;而在情况6下,企业将在峰时自跟踪负荷,在谷时多发电。
电网可根据实际情况设定各时段之间的价格关系,以使制定的价格信号对电网和企业都有利。
4 结语
本文针对具备自备电厂的高耗能企业,研究了企业在电网给定价格信号下的自发电调度和负荷转移行为。通常情况下,对没有自备电厂的用户,把负荷从电价峰时向谷时转移的确能够降低企业的用电成本。而本文研究指出,对具备自备电厂的高耗能企业,企业的负荷转移决策和自发电调度决策受诸多因素影响,从降低用电成本的角度出发,企业不一定将可转移负荷从峰值向谷时转移,甚至可能会出现从谷时向峰时转移的情况。因而,电网在研究和制定针对高耗能企业的基于价格的需求响应机制时,有必要获知企业的自发电成本、负荷转移成本等信息,并充分了解企业的响应行为,以使得所发布的电价信号能够对企业和电网都有利。
注意,企业内的自备电厂根据机组类型、调度权限等因素存在不同的调度模式,例如有些情况下,电网会干预企业自备电厂火电机组的出力调度计划(如企业需提前一天向电网上报自备电厂机组出力计划,电网根据系统需求对机组出力计划进行修改),而对一些热电联产或消耗生产过程副产燃料的机组,由于企业的电力系统与其他能源系统存在耦合关系,企业自发电调度能够提高企业的综合能源利用效率。不同自备电厂调度模式下的企业发用电响应行为是值得进一步研究的问题。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：高耗能企业通常是所在地区的用电大户,具备一定量可调度负荷,许多高耗能企业还建设有自备电厂。针对分时电价下高耗能企业发用电响应问题,讨论了各时段之间的价格关系对高耗能企业发用电响应行为的影响,进而建立了高耗能企业自发电调度和负荷转移一体化调度模型。针对案例企业情况,讨论了不同价格信号下企业的发用电决策,并讨论了能够促使企业将用电向谷时转移并在峰时多发电的电价信号。研究表明,电网在制定基于价格的需求响应机制时如果充分考虑企业的自发电成本、负荷转移成本等信息,电网可以通过价格手段引导高耗能企业的发用电决策,从而实现电网和企业的双赢。
分时电价模型 篇7
目前, 我国上网电价、销售电价均实行政府定价模式。随着近年来多地电力供需矛盾的加剧, 为缓解电力供需紧张局面, 促进资源优化配置, 我国多个省份在销售侧引入丰枯/峰谷分时电价。由于替代效应与收入效应的存在, 销售侧分时电价的实施通常会导致电网企业的亏损。为解决由于销售侧分时电价实施引发的电网企业亏损问题, 并激励发电企业在用电高峰时段提高发电能力, 以缓解电力供需紧张局面, 在实行销售侧分时电价的省份中引入发电侧分时电价是可行的方案。目前, 我国已在四川、浙江、江苏等省实行发电侧分时电价。
峰谷时段划分、峰谷电价和峰谷电量是发电侧峰谷分时电价的3个结构要素[1]。其中, 发电侧峰谷时段的划分多与售电侧的时段设置一致, 峰谷电价、峰谷电量的优化设计问题则是需要深入研究的重点课题。
目前, 峰谷电价和峰谷电量的优化设计问题已引起广泛关注。文献[2]提出了基于会计成本法确定发电侧峰谷电价和峰谷电量的方法。文献[3-7]基于售电侧分时电价设计了发电侧分时电价的实施方案。文献[1, 8]则以减少发电污染物排放量为原则, 以发电总能耗最低为目标, 研究了以资源优化配置为导向的发电侧峰谷电价和峰谷电量优化问题。
已有峰谷电价和峰谷电量优化设计问题的研究多基于电量分配的约束机制, 即在各机组年度电量调控目标确定的前提下, 研究峰谷电价比价关系及各机组年度电量在峰、平、谷时段的分配问题。
但在实际电力系统, 由于负荷预测误差与水电来水预测偏差的存在, 各类机组年发电量的实际值通常与其年度电量调控目标间存在一定的偏差。由于我国仍采用电网统一调度并由调度机构编制发电调度计划的方式, 当产生偏差电量时, 电网企业可以其购电成本最低为目标对偏差电量在峰、平、谷时段间进行分配, 而这与价格的核心职能———引导资源优化配置的取向并不完全一致。
考虑到随着负荷预测技术的发展, 各省制订发电机组电量调控目标时所依照的下一年度全社会用电量预测数据, 已可达到较高的预测精度水平 (一般年份, 预测误差可控制在2%以内[9,10,11,12,13]) 。相较之下, 水电来水预测仍存在较大偏差[14,15] (预测误差在±20%区间范围内) 。因此, 本文将重点研究水电来水预测偏差对上网侧分时电价设计的影响。
针对现有分时电价优化模型在含水电系统实施面临的前述现实问题, 本文首先分析了峰谷电价与偏差电量分配间的关系, 提出各时段间水、火电价差的设置是影响水电偏差电量分配的决定性因素。而后以系统发电总能耗最低为目标, 在电量分配约束机制的基础上, 引入表征不同时段水、火电价差设置关系的校验条件, 建立了考虑水电来水预测偏差问题的发电侧分时电价优化模型。
1 含水电系统峰谷电价与偏差电量的关系
1.1 基本假设
假设某区域电力系统有火电、水电2类机组将执行发电侧分时电价, 其中, 第i类机组共有ni台 (火电机组取i=1;水电机组取i=2) 。该地区下一年度电量总需求为Q, 峰、平、谷3个时段的电量需求分别为Qf、Qp、Qg。第i类机组j在该时期的电量调控目标为Qji, 且Qji满足式 (1) 。
各机组的原上网电价为Pji, 并以此作为其分时电价的平段电价。设αi为第i类机组峰时段电价的上调幅度, αi>0;βi为第i类机组谷时段电价的下调幅度, 0<βi<1。
为简明起见, 本文将基于水电来水预测误差较小的假设条件, 对含水电系统分时电价的设计问题进行研究。考虑到本文假设与实际系统水电来水预测误差偏大这一现实情况间的偏离, 本文将在第2.3节对基于前述假设条件建立的分时电价设计优化模型在实际电力系统中的拓展应用进行探讨。
在水电来水预测偏差较小的前提条件下, 可认为水电偏差电量的分配对各时段水、火电年平均发电能耗的影响不大, 即水电偏差电量分配前后, 水、火电在峰、平、谷各时段的年平均发电能耗基本不变。
电网企业为经济社会中的理性人, 在权限允许范围内, 以自身购电成本最低为目标进行行为选择。水电执行可再生能源全额保障性收购政策。
1.2 基于电量分配约束机制的分时电价实施效果
由于来水预测偏差的存在, 水电机组实际可发电量通常与其分时电价设计时确定的年度电量调控目标间存在偏差, 两者间差值称作偏差电量。当产生偏差电量时, 由于水电偏差电量无电量分配方案的约束限制, 电网企业可以其购电成本最低为目标, 对偏差电量在各时段进行分配。为简化分析, 本文假定火电、水电分别执行统一的平段电价, 分别为P1、P2, 上述假设并不影响分析结论。
a.水电实际可发电量>水电电量调控目标。
水电实际可发电量与其年度电量调控目标间的偏差电量, 记作Q+2。在负荷需求确定的情况下, 水电偏差电量将替代等量的火电机组电量。而偏差电量在峰、谷、平3个时段的分配方案则由电网企业以其购电成本最低为目标确定。水电偏差电量Q+2替代火电电量前后, 电网企业购电成本之差越大, 其购电成本下降越明显。
其中, Cep、C′ep分别为偏差电量替代前后电网企业的购电成本, Q2f+、Q2p+和Q2g+分别为峰、平、谷3个时段水电偏差电量对火电的替代量。式 (2) 等号右侧第1、2部分分别为替代前、后偏差电量的购电成本, 式 (2) 可进一步整理为式 (4) 形式。
由于水、火电在峰、平、谷3个时段的电价已知, 影响电网企业购电成本的变量仅为各时段偏差电量的分配量。由式 (4) 可知, 当某一时段火电、水电间电价之差最大时, 将全部替代电量在该时段分配是电网企业最为理性的分配方案。
b.水电实际可发电量<水电电量调控目标。
此情形下, 水电实际可发电量与年度电量调控目标间的偏差电量, 记作Q-2。水电欠发电量将由等量的火电电量替代。而替代电量在各时段的分配仍由电网企业按其购电成本最低为目标进行选择。
式 (5) 可进一步整理为式 (7) 。
由式 (7) 可知, 与偏丰情形下的电量分配方案相反, 当某时段火电与水电间电价之差最小时, 在该时段由火电替代全部水电欠发电量, 对电网企业而言最为合理。
1.3 发电能耗最低目标下的偏差电量分配
假设火电、水电在峰、平、谷3个时段的单位电量平均发电能耗分别为ff1、fp1、fg1以及ff2、fp2、fg2, 分析在系统发电总能耗最低的目标下水电偏差电量的分配方案。
a.水电实际可发电量>水电电量调控目标。
与电网企业购电成本最低目标下水电偏差电量分配方案的分析方法相类似, 水电偏差电量Q+2替代火电电量前后, 系统发电总能耗之差越大, 系统发电总能耗下降越明显。
同理于式 (2) — (4) 的分析过程, 可得:在火电与水电单位电量平均发电能耗之差最大的时段, 由水电增发电量Q+2替代火电, 对系统发电能耗的降低效果最为明显。
b.水电实际可发电量<水电电量调控目标。
同理可知:在火电与水电的单位电量平均发电能耗之差最小的时段, 由火电替代全部水电欠发电量Q-2, 对系统发电总能耗的降低效果最为显著。
1.4 含水电系统峰谷电价与偏差电量关系
基于第1.2节分析可知:在电网购电成本最低目标下, 峰、平、谷各时段水、火电间价差的设置是影响水电偏差电量分配的决定性因素。
当水电实际可发电量较预测值偏丰时, 将水电增发电量Q+2集中于火电、水电间电价之差最大的时段替代火电电量;而水电实际来水较预测值偏枯时, 在火电、水电间电价之差最小的时段集中由火电电量替代水电完成减发电量Q-2的电量分配方案, 对电网企业而言购电成本最低。
而如第1.3节所述, 水电增发电量Q+2及减发电量Q-2分别于火电、水电间平均发电能耗之差最大及最小的时段集中分配时, 系统总发电能耗最低。
由于在已有模型中, 火电、水电间电价之差最大、最小的时段并不必然对应于火电、水电间平均发电能耗之差最大及最小的时段, 因此, 依电网企业购电成本最低目标所形成的水电偏差电量分配方案通常与系统发电总能耗最低目标下形成的分配方案并不完全一致。
在分析得出相关规律的基础上, 一个问题随即产生, 即能否通过对峰、平、谷时段设置适当的水、火电价差, 引导电网企业将偏差电量集中于对系统发电能耗降低作用最显著的时段替代?换言之, 能否建立一种依赖于价格信号的、可引导电网企业促进资源优化配置的峰谷分时电价机制?
2 含水电系统峰谷分时电价优化设计
2.1 设计思路
针对基于电量分配约束机制的分时电价优化模型在含水电系统实施时面临的现实困境, 本文在已有分时电价优化模型的基础上, 引入基于系统发电能耗最低目标形成的、表征不同时段间水电与火电价差设置关系的校验条件, 以引导电网企业在购电成本最低的目标下形成的偏差电量分配方案与系统发电能耗最低的目标形成的方案相一致。下面给出具体设计思路。
a.取水电预测可发电量作为其年度电量调控目标, 基于已有分时电价优化模型, 以系统发电总能耗最低为目标函数[1,8]设计峰谷分时电价, 形成峰谷分时电价的备选方案。
b.针对峰谷电价的各备选方案, 形成与之对应的分时电价校验条件。校验条件的建立是为筛选出偏差电量分配中, 电网企业购电成本最低与系统发电能耗降低两目标相容的分时电价备选方案。建立流程如下:基于备选方案中的峰谷电量分配方案, 测算峰、平、谷各时段火电、水电的单位电量平均发电能耗及两者间的差值;由于在火电与水电平均能耗差最大的时段, 由水电增发电量Q+2替代火电, 对系统发电能耗的降低效果最为明显, 因此, 此时段火电、水电间价差应设定为最大;而火电与水电的平均能耗差最小的时段, 与之对应的, 两者间价差应在各时段间最小。通过上述价差约束关系的引入, 可确保在偏差电量分配中, 电网企业购电成本最低与系统发电能耗最低目标的一致性。
c.校验分时电价各备选方案中的峰谷电价设置是否满足校验条件, 若不满足, 则此方案将被剔除;若满足, 形成分时电价推荐方案。
2.2 发电侧峰谷分时电价优化设计模型
2.2.1 基于电量分配约束机制, 建立初始优化模型
以系统发电总能耗最低为目标函数, 建立发电侧峰谷分时电价的优化模型[1,8]。
其中, fif, j (Qif, j, Tf) 、fip, j (Qip, j, Tp) 和fig, j (Qig, j, Tg) 分别表示第i类机组j在峰、平、谷时段的单位电量平均发电能耗, 其值根据各机组能耗-出力函数及其各时段平均出力水平计算而得;Qfi, j、Qip, j和Qig, j分别表示第i类机组j在峰、平、谷时段所分配的总电量;Tf、Tp和Tg分别表示峰、平、谷时段的时段长度。
约束条件包括:电量平衡约束, 机组电量调控目标约束, 各时段最大、最小发电量约束, 机组收益增量约束, 平均上网电价保持不变约束[1,8]。εji表示第类机组j的收入增量, 该参数表示机组发电的环境价值, 其值可正可负, 根据机组发电过程中所排污染物的环境价值及其造成的经济损失确定[8]。
由于较已有优化模型相比, 本文所设计的模型并未要求各类机组峰、谷时段的电价上调、下调幅度必须相等, 即各类机组间的α、β值并无必然的联系, 因此, 本文模型求解将会生成多组可行解, 或者称为备选方案。
2.2.2 基于初始优化模型形成的备选方案, 建立分时电价的补充校验条件
基于上述优化模型得出各峰谷分时电价备选方案, 测算各备选方案峰、平、谷各时段火电、水电的平均发电能耗及两者间差值, 并以此建立与之匹配的分时电价校验条件。以某备选方案中, 峰、谷时段火电、水电间平均发电能耗之差分别为最大及最小的情况为例。此时, 峰时段的火电、水电价差应在各时段间最大, 而谷时段两者的价差应最小, 建立的补充约束条件如式 (9) 所示。
校验分时电价各备选方案中的峰谷电价设置是否满足与之对应的补充约束条件, 若不满足, 则此方案将被剔除;若满足, 形成分时电价推荐方案。
2.3 实际含水电电力系统分时电价设计问题探讨
本文前述分析与优化模型的建立均基于水电来水预测偏差较小的假设条件。但在实际电力系统中, 受预测技术等因素制约, 水电来水预测仍存在较大预测误差。因此, 基于前述假设条件建立的分时电价优化模型在实际电力系统中应用时需加以调整:在实际电力系统中, 分时电价设计的核心理念及分时电价备选方案的形成方式与前述模型相同;校验条件的形成方式则在前述模型基础上有所调整, 首先通过引入水电来水预测偏差统计数据及等间距抽样方法, 实现水电预测误差场景的构建, 而后借用前述模型所用方法计算形成各场景所对应的校验条件, 最后综合各场景下校验条件, 汇总形成实际系统分时电价定价模型的补充校验条件, 并最终优选得出分时电价的推荐方案。从本质上, 实际系统中分时电价的设计原理及基本思路同前述模型是一致的, 两者均是通过对不同时段间水、火电价差关系的合理设定, 引导发电资源的合理配置。因此, 其合理性仍可通过本文1.4节及2.1节的论证得以证明。校验条件的具体形成流程如下。
a.基于水电来水预测误差的统计数据, 形成水电来水偏差电量的置信区间———正偏差电量区间[Q+l, Q+u]以及负偏差电量区间[Q-l, Q-u]。
b.在正、负偏差电量置信区间内分别等间距选取n个采样点, 分别记作Q+i、Q-i (i=1, 2, …, n) , 所取采样点即为水电预测误差场景;并计算各场景对应的偏差电量在峰、平、谷哪一时段替代火电 (或被火电替代) 发电时, 系统发电总能耗最低, 进而形成与各场景对应的分时电价校验条件。
c.若正偏差电量区间[Q+l, Q+u]内所取n个采样点均在同一时段替代火电时, 系统发电总能耗最低, 则可认定该时段水电增发电量最宜替代火电, 其对应的火电与水电电价差值应在各时段间最大;负偏差电量的分析过程同理。
d.若正 (或负) 偏差电量区间内存在不同采样点在系统发电总能耗最低目标下的最宜替代时段不同的情况, 则涉及的2个或多个时段其水、火电价差设置应相同, 以保证电网企业购电成本最低目标与能耗最低目标在偏差电量分配中的相容。
e.基于上述确定的各时段间水、火电价差设置关系, 形成分时电价优化模型的补充校验条件。
3 计算流程
考虑到本文所建立优化模型的非线性特征, 可采用遗传算法求解, 具体步骤如下。
a.输入峰谷分时电价设计年的负荷数据、水电预测可发电量数据、各机组电价等基础信息。
b.以αi和βi为优化变量, 产生初始种群, 设置种群规模、交叉概率、变异概率等参数。
c.依据适应度函数计算种群中个体i的适应度Ai。其中, F (X) 为峰谷分时电价优化模型的目标函数。
d.基于个体i匹配的峰谷电量分配方案及各时段水、火电平均发电能耗之差, 形成分时电价的校验条件, 并依此建立罚函数。
e.判断当前最优个体是否满足终止条件。若满足, 则结束计算, 并返回最优结果;若不满足, 则转至步骤f。
f.根据个体的适应度值及选择策略对群体中的染色体进行选择性复制;并对已复制个体进行交叉、变异操作, 产生新一代种群, 转步骤c。
具体流程如图1所示。
4 算例分析
4.1 基础数据
某区域水、火电机组总装机容量分别为800 MW和2 000 MW, 下一年度的电量控制目标分别为2 960GW·h和11 200 GW·h, 上网电价分别为315元/ (MW·h) 和330元/ (MW·h) 。火电机组在各时段的最大、最小发电量约束分别为4800GW·h和1200GW·h;水电机组在各时段的最大、最小发电量约束分别为1 920 GW·h和0 GW·h[1]。用发电成本代表发电能耗, 表1给出了水火电机组在峰、平、谷时段的发电成本及各时段的需求电量[1]。
根据水电可发电量预测偏差统计数据, 偏差电量区间为[-0.1Q2, 0.1Q2]。按照水电相对于脱硫火电的环境价值, 取ε2=0.005 519 5 Q2[1], ε1+ε2=0。
4.2 优化结果
将负荷数据及水电可发电量预测数据分别代入本文建立的分时电价优化模型以及已有的分时电价优化模型[1,8]进行求解, 可得峰谷分时电价方案如表2及表3所示。
4.3 实施效果分析
对比分析已有及本文提出的2个峰谷分时电价优化模型在含水电系统的实施效果。两方案各时段火电、水电的价差及发电成本差值如表4所示。
a.基于已有模型的分时电价方案实施效果分析:当水电实际可发电量>水电电量调控目标, 产生正的偏差电量时, 在电网企业购电成本最低目标的引导下, 偏差电量将于峰时段集中替代, 而此时段火电与水电的变动成本之差最小, 此时, 偏差电量的分配方案与系统发电总能耗最低的目标不一致;而当水电实际可发电量<水电电量调控目标, 产生负的偏差电量时, 偏差电量将集中于谷时段替代, 同样与系统发电总能耗最低的目标不一致。
元/ (MW·h)
b.基于本文模型的分时电价方案实施效果分析:当水电实际可发电量>水电电量调控目标, 产生正的偏差电量时, 在电网企业购电成本最低目标的引导下, 偏差电量将集中于谷时段集中替代, 同时, 此时火电与水电的变动成本之差最大, 因此, 偏差电量的分配方案与系统发电总能耗最低的目标相一致;而当水电实际可发电量<水电电量调控目标, 产生负的偏差电量时, 偏差电量将集中于峰时段替代, 同样与系统发电总能耗最低的目标一致。
综合上述分析, 本文所设计的分时电价优化模型, 通过价格信号的引导作用, 实现了含水电系统偏差电量分配时电网企业购电成本最低与系统发电总能耗最低目标的一致, 促进了资源优化配置目标的实现。
如图2所示, 当水电偏差电量分别取-0.1 Q2、-0.05 Q2、0、0.05 Q2及0.1Q2时, 两优化模型在电网企业购电成本最低目标的引导下, 形成的偏差电量分配方案所对应的系统发电总能耗曲线也验证了上述分析结论的正确性。
5 结论
针对基于电量分配约束机制的分时电价优化模型在含水电系统实施面临的现实困境, 本文在已有优化模型基础上, 引入基于水、火电价差信号的偏差电量分配激励机制, 设计了考虑水电来水偏差问题的峰谷分时电价优化模型, 解决了已有模型在偏差电量分配问题上电网购电成本最低与系统发电总能耗最低两目标不一致的问题, 并通过算例验证了在存在偏差电量的情况下, 该模型较已有模型更有利于系统发电总能耗的降低, 有助于电力资源优化配置目标的实现。