考慮可中斷負荷的大用戶輸電網過網費定價研究

房紅，嚴慧敏，袁越

(河海大學能源與電氣學院，南京市 210098)

考慮可中斷負荷的大用戶輸電網
過網費定價研究

房紅，嚴慧敏，袁越

(河海大學能源與電氣學院，南京市 210098)

大用戶直購電是我國電力市場改革的必然趨勢，將成為用戶實施選擇權的主要方式。根據大用戶直購電交易的特點，提出一種考慮可中斷負荷的大用戶輸電網過網費定價方法。該方法在綜合考慮合同電量約束和中斷負荷約束的前提下，建立了大用戶中斷阻塞管理模型。在此基礎上，利用輸電長期增量成本法(transmission long run incremental cost，T-LRIC)進行過網費定價。最后，以IEEE 30節點測試系統為例，驗證了所提定價模型的正確性，并計算分析了不同交易量以及中斷負荷對輸電阻塞和過網費的影響。分析結果表明，通過合理配置合同電量及選擇中斷負荷，能夠有效提高輸電網的經濟利用效率并改善線路阻塞延緩投資時間，過網費用也有所降低，為發電企業和大用戶合理申報直購電量提供參考，有利于我國大用戶直購電長期交易的開展。

大用戶直購電；過網費；輸電長期增量成本法(T-LRIC)；阻塞管理；可中斷負荷

0 引 言

以大用戶為核心的中長期交易將成為我國電力市場下一步發展的重點[1-2]。大用戶直購電的研究熱點主要集中在競價策略、交易模式等[3-5]方面。其中，大用戶直購電過網費的定價策略直接影響電力市場各參與者的切身利益，是電力改革最為核心的問題之一，許多學者對此進行了相關研究。

文獻[6]介紹了我國現行直購電過網費定價機制算法，計算簡單易操作。文獻[7]以發電商、電網、大用戶收益均衡為目標，建立最優定價模型。文獻[8]對大用戶直購電現狀，提出合同直購和實時結算2種模式下的最優電價。文獻[9]提出了綜合成本定價方法，該方法考慮了分時電價和電能質量。上述文獻針對大用戶直購電的過網費定價已取得一些成果，但交易量大小對輸電阻塞和過網費影響的研究還相對較少，同時考慮到目前我國電網結構薄弱，需要大量建設和投資，因此大用戶的輸電網過網費定價不僅要促使電網使用者合理利用輸電資源，而且要為電網擴建提供前瞻性的價格信號。

增量成本法能夠考慮電網長期規劃的成本，是輸配電價格制定的重要方法。以長期增量成本法為主導方法的過網費定價已在英國的配電網中得到應用[10-11]，但由于輸電網和配電網觸發投資條件和負荷增長速率不同，且輸電網需要考慮發電容量限制問題，因此長期增量成本法不適用于輸電網[12-13]。文獻[12-13]對長期增量成本法進行改進并提出輸電長期增量成本法(transmission long run incremental cost，T-LRIC)，該方法能夠同時計及輸電阻塞等短期運行成本和負荷增長、線路擴容等長期投資成本。

在現有工作的基礎上，基于T-LRIC方法，將可中斷負荷引入大用戶的阻塞管理，綜合考慮大用戶直購電交易和可中斷負荷對輸電阻塞和過網費的影響，提出考慮可中斷負荷的大用戶輸電網過網費定價模型，并通過算例進行驗證。算例結果表明：所提定價模型能夠有效回收電網公司的投資建設成本，并通過合理配置合同電量和選擇中斷負荷降低過網費用，為大用戶開展長期交易提供參考。

1 大用戶直購電的中斷阻塞管理模型

1.1 問題闡述

阻塞管理是電網運行面臨的一個重要問題，在大用戶輸電定價中不可忽略。傳統的阻塞管理方式主要有切負荷和削減雙邊合同交易量，如果進行盲目切負荷將忽略用戶意愿，而削減合同電量將削弱合同效力，都可能給用戶造成經濟損失。在電力市場環境下，系統關注的重點是如何在避免盲目切負荷以及保證雙邊合同不被破壞[14]的情況下成功實現交易。因此，大用戶的阻塞管理不僅需要通過短期引導或削減負荷來保證電網的安全可靠運行，更重要的是在中長期交易計劃可實現的基礎上通過定價為輸電網的公平使用和長期規劃提供合理的價格信號。基于此，本文在不改變市場交易的情況下，將可中斷負荷引入大用戶的阻塞管理。

1.2 目標函數

在阻塞管理中引入可中斷負荷，目標函數不僅要考慮發電機的運行成本，而且要包含大用戶的中斷補償成本，具體公式為：

(1)

(2)

1.3 約束條件

在考慮功率平衡約束、機組出力約束、爬坡速率約束、輸電線路容量約束的基礎上，還需依據交易規則增加合同約束，包括中斷負荷合同約束和合同電量約束。中斷負荷合同包含負荷中斷的容量、次數、持續時間等；合同電量約束，即在合同期內，發電公司的發電量要保證滿足所簽訂的合同電量要求。目前大用戶與發電公司之間一般不規定具體時段的電能交易情況，因此模型假設合同期內大用戶每天的合同電量相同。綜上，約束條件如下。

(1)功率平衡約束：

(3)

式中：PD,t為t時刻內系統的負荷， MW。

(2)機組出力約束:

(4)

(3)爬坡速率約束:

(5)

(6)

式中：Pup,i和Pdown,i分別為機組功率上升量限值和功率下降量限值， MW/h；ΔT為時段間隔，h。

(4)中斷負荷合同約束。不同行業根據自身用電持續性的要求簽訂中斷負荷合同。中斷負荷合同的制定方法在文獻[15-16]已進行了詳細研究，在此不再贅述。

(7)

(8)

(9)

(5)大用戶合同電量約束。為了在長期電力供應中避免電價波動帶來的經濟損失，對于有特殊需要和供電保障要求的大用戶來說，合同電量約束有著重要的現實意義。

(10)

式中：Ei為直購電合同電量， MW·h。

(6)輸電線路容量約束:

(11)

1.4 大用戶阻塞管理成本計算與分攤

阻塞成本是考慮輸電線路容量約束前后，2種不同調度策略下的最優發電成本差值[17]。計算公式為

(12)

式中：CC為輸電網每小時總的阻塞成本，￡/h； {minC|3-11}為目標函數C在式(3)—(11)約束下的最小值；{minC|3-10}為目標函數C在式(3)—(10)約束下的最小值。

(13)

式中：k為阻塞元件索引號，1≤k≤K；K為阻塞元件數；CC,k為分攤到元件k的阻塞成本，￡/a。

2 大用戶直購電的輸電網過網費定價

2.1 輸電長期增量成本定價模型

為了在輸電定價中計及輸電網的長期規劃，本文采用T-LRIC方法計算大用戶過網費。該方法是通過比較經濟運行調節措施和網絡投資措施對輸電網過網費的影響，從而獲得更經濟的投資決策。T-LRIC

的計算原理與交易模式無關，可以適用于多種交易模式，其計算步驟如下。

(1)元件投資時間的確定。元件最佳投資時間ninv計算公式為

(14)

(15)

(16)

(17)

(18)

節點N的過網費為所有阻塞元件年度增量成本和與節點注入功率的比值：

(19)

2.2 模型求解

考慮可中斷負荷的大用戶過網費計算流程如圖1所示，求解步驟如下。

(1)輸入原始數據，包括規劃周期、元件壽命周期、貼現率、發電機參數、線路和變壓器參數、可中斷負荷參數、合同電量、負荷年增長率、大用戶年度負荷數據。

(2)由于輸電網中的阻塞線路常集中在主干線路，因此首先運行不考慮中斷阻塞管理的直流潮流，在規劃周期內計算系統全部線路負荷率隨時間變化，得到發生阻塞的線路。然后計算通過中斷阻塞管理形成的全網阻塞成本，并根據各阻塞元件對電網的使用程度計算其分攤的每年阻塞成本現值。

(3)通過設定的初始年份步長逐漸迭代尋找每年阻塞成本現值和每年投資成本現值的平衡點，得到節點注入功率前元件最佳投資時間。

(4)各節點注入功率后，阻塞線路會出現相應功率變化，得到新的投資年。計算節點注入功率前后兩次投資成本現值的差值，從而得到過網費。

圖1 考慮可中斷負荷的大用戶過網費計算流程圖Fig.1 Flowchart of wheeling cost by large consumers considering interruptible load

3 算例分析

為了驗證所提模型的有效性，采用IEEE 30節點測試系統進行計算分析。該系統拓撲結構如圖2所示，共由6臺發電機、41條線路組成。假設負荷年增長率為1.8%，貼現率為6.9%，元件壽命為40年，規劃周期為30年。大用戶年度負荷數據采用某市實測數據，采樣間隔為1 h，分為8 760個調度時段。

圖2 IEEE 30節點系統接線圖Fig.2 Diagram of IEEE 30 bus system

為簡化計算，假設用戶補償價格與中斷容量成正比。由于不希望在很多節點裁減負荷，因此假設每次只中斷一處負荷。基于此，算例在節點2、節點4、節點10和節點24處構造4個可中斷負荷，其參數見表1。

表1 可中斷負荷參數
Table 1 Parameters of interruptible loads

3.1 直購電安排建議

首先運行不考慮中斷阻塞管理的直流最優潮流，在規劃周期內，得到線路1和線路14將會發生阻塞。基于此，假設按照各發電廠全年滿發情況下所產生電量的40%作為直購電合同電量。此時，若取節點4為中斷負荷，系統變化情況如表2所示。

表2 各臺機組簽訂相同直購電電量時的情況分析
Table 2 Situations analysis of power system when large consumers’ energy requirements are same

由表2可知，相比其他機組，2號機組在簽訂同比例直購電量時，系統阻塞線路的過載程度最輕，投資時間延遲最多。無直購電和1號機組簽訂40%的直購電量時，線路的負荷率和投資時間相同。3號和5號機組各簽訂40%的直購電量時，阻塞線路1的投資年限都有延遲，而線路14的投資年限都有提前。2號、4號和6號機組各簽訂40%的直購電量時，各阻塞線路的投資時間比無直購電時都明顯延遲。這主要是因為簽訂40%直購電量的直購電合同后，1號機組出力對系統調度影響不大，3號和5號機組出力減輕線路1的阻塞程度，卻加重線路14的阻塞，2號、4號和6號機組出力減輕線路的阻塞程度，特別是2號機組所在節點對消減阻塞線路過負荷具有最大的靈敏度。

因此，重點研究2號機組在不同直購電量下中斷負荷節點4時，過網費的變化情況。圖3為2號機組簽訂不同直購電電量下過網費的變化圖。由圖3可知，隨著2號機組簽訂直購電量的增加，過網費呈現先減小后增大的趨勢。當直購電比例為40%時，過網費最低。這是由于合同電量的約束，導致簽訂協議的機組發電量增加，這勢必會影響到此時段系統其他機組的出力情況，從而改變線路的潮流分布。當直購電比例從20%不斷增加到40%時，阻塞線路的過載程度逐漸減輕，投資時間逐漸延遲，過網費用減小。但由于輸電線路容量的約束，固化的簽訂合同的機組出力不能一味增加，因此當直購電比例增加到45%以后，線路的阻塞程度嚴重，阻塞線路數量增加，投資時間明顯提前，過網費用逐漸增大。基于此，建議大用戶直購電交易采取部分電量直購，即大用戶部分負荷與發電機部分容量參與到直購電中。

圖3 2號機組簽訂不同直購電電量下過網費變化圖Fig.3 Wheeling cost change when unit 2 provides different amount of energy for large consumers

3.2 投資時間評估

對比不同負荷節點中斷時，在T-LRIC模型和2號機組簽訂直購電比例為40%的本文模型下，系統各阻塞線路的投資時間和過網費，結果如表3所示。

由表3可知，在本文模型下，阻塞線路1和線路14的實際投資時間較T-LRIC模型都明顯延遲。這是由于合同電量約束和中斷負荷約束的影響，緩解線路的阻塞程度，降低過網費。此外，負荷節點4中斷時投資時間延遲最大，說明當2號機組參與直購電、節點4參與可中斷時，整個系統效果較好。雖然節點2中斷容量較大，但是補償費用較高，導致系統運行費用增加。相比其他節點，節點4與2號機組位置距離最近，中斷容量也較大，其他節點與2號機組位置距離越遠，增加電網潮流將產生不利影響。因此，若某機組參與直購電，選取中斷容量較大、距離該機組較近的用戶實施可中斷負荷具有較高的效益。

表3 2種模型下不同節點中斷時的情況對比
Table 3 Situation comparison of different nodes between two models

圖4給出了2號機組簽訂40%直購電量下，中斷節點4時，阻塞線路1和線路14在節點注入功率前后投資時間差值對比。正值越大代表延緩年份越多，負值越大代表提前年份越多。由圖4可知，對于線路1，節點2有最大的負值(-0.63)，說明在此節點新接入大用戶線路的投資時間提前年份最多，改造升級時間提前最快，阻塞加重程度最大；節點3有最大的正值(0.45)，說明在此節點新接入大用戶將最大化減輕線路阻塞，延緩線路改造升級時間。對于線路14，節點10有最大的負值(-0.56)，在此節點新接入大用戶將會對線路的阻塞加重最大；在節點9和節點11有最大的正值(0.44)，因此新接入大用戶將會最大限度減輕線路阻塞。

圖4 線路1和線路14投資時間差值對比Fig.4 Comparison of investment time lag between line 1 and line 14

3.3 過網費用評估

表4列出了采用T-LRIC模型和本文模型下過網費的對比情況。由表4可知，本文模型下有些節點的過網費用低于T-LRIC模型，有的高于T-LRIC模型。這是因為不同節點對系統阻塞程度的貢獻不同。其中，節點2的費用要明顯高于其余節點，這是因為相對于其他節點，在節點2新接入用戶，對線路1的負擔影響更大，導致線路1投資時間提前更多。而節點3費用負值最大，說明在此節點新接入用戶對緩解線路1的阻塞是最有利的貢獻。此外，從整體看，本文模型計算得到的過網費低于T-LRIC模型的過網費。

表4 2種模型下過網費對比
Table 4 Comparison of wheeling cost between two models

4 結 論

本文基于輸電長期增量成本法，提出一種考慮可中斷負荷的大用戶輸電網過網費定價方法，該方法充分考慮大用戶直購電交易和中斷負荷的特點，在保證中長期交易計劃成功實現的同時，通過定價為輸電網的公平使用和長期規劃提供合理的價格信號。針對不同交易量和中斷負荷對輸電阻塞和過網費的影響進行了計算分析，分析結果表明，通過合理配置合同電量及選擇中斷負荷，該定價方法能夠滿足大用戶的需求；而且有利于簽訂直購電合同的發電公司優先發電、減少風險；另外，可以有效回收電網公司的投資建設成本，提高輸電網的經濟利用效率，并改善線路阻塞，降低過網費用，充分調動市場成員參與直購電的積極性，為交易雙方合理選擇直購電量提供參考，有利于長期交易的開展。

值得說明的是，由于售電市場的放開和大用戶直購電電壓等級的逐步降低，考慮大用戶的配電網過網費定價將在后續研究工作中體現。

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(編輯 景賀峰)

Pricing Model of Transmission Network Wheeling Cost of Direct Electricity Purchase by Large Consumers Considering Interruptible Load

FANG Hong，YAN Huimin，YUAN Yue

(College of Energy and Electrical Engineering, Hohai University, Nanjing 210098, China)

Direct electricity purchase by large consumers is the inevitable trend of electricity market reform in China, which will become the dominant form of the choice right of consumers. According to the characteristics of direct electricity purchase by large consumers, this paper proposes a new pricing method of transmission network wheeling cost for large consumers with considering the interruptible. Taking into account the electric quantity constraint and interrupt load constraint, this method establishes the interrupt congestion management model of large consumers. On this basis, the transmission long run incremental cost (T-LRIC) method is used for wheeling cost pricing. Finally, taking the IEEE 30-bus test system as example, this paper verifies the correctness of the proposed model, calculates and analyzes the influences of trading power and interrupt load on the congestion management and wheeling cost. The analysis results show that this method can effectively improve the economic efficiency of the transmission network and the congestion of transmission line, and delay its investment time, so the wheeling costs are lower than before, through the rational allocation of electricity contracts and the selection of interrupt load, which can provide guidance for power plants and large consumers reasonably purchasing power, and facilitate the development of our long-term deal of direct electricity purchase by large consumers in China.

direct electricity purchase by large consumers; wheeling cost; transmission long run incremental cost (T-LRIC); congestion management; interruptible load

國家自然科學基金項目(51477041)；教育部、國家外國專家局“海外名師”項目(MS2012HHDX021)

TM 727

A

1000-7229(2016)07-0047-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.07.007

2016-03-27

房紅(1990)，女，碩士研究生，主要研究方向為電力市場；

嚴慧敏(1964)，女，高級工程師，主要研究方向為可再生能源利用技術、電力系統保護與控制、電力市場等；

袁越(1966)，男，博士，教授，博士生導師，主要研究方向為電力系統運行與控制、可再生能源發電技術、智能電網與微網技術、電力市場等。

Project supported by National Natural Science Foundation of China (51477041)