計及不同上網電價的水電棄水電量研究

劉 易，王麗萍，趙亞威，吳嘉杰

(華北電力大學可再生能源學院，北京 102206)

目前，我國上網電價依然實行政府定價的方式，基本上所有的上網電價采用的是單一電量電價方式，但對于來自不同發電方式產生的電量，上網電價有所不同[1]。相比較而言，水電價格最低，火電、核電、氣電價格略高于水電，風電、太陽能的上網電價最高。總體來看，水電上網電價遠低于火電，使得水電的售電收入較低，效益較差。對于擁有多類型電源的發電集團而言，在大量生產高價火電的同時，更多的水能資源被舍棄，造成了可再生能源的巨大浪費。除此之外，我國水電項目逐漸向西南地區轉移，但由于項目所在區域經濟相對落后，當地將快速發展致富的愿望強加于水電項目上，導致征地、移民費用大幅增加，造成水電造價、運行成本的提高，水電的發電效益被進一步壓縮[2]。

此外，國家發改委在《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》中決定進一步提高燃煤發電標桿電價，緩解燃煤發電企業的經營困難，卻未提及對于水電電價的調整。對于西南地區而言，水電的上網電價遠低于火電是否合適，是否有利于推動西南地區水電的進一步開發以及電力系統經濟運行，都是值得探討和研究的問題。

本文從電力系統上網電價的角度出發，計算系統售電收入、發電成本以及棄水電量，建立發電效益優化模型，分析上網電價、發電效益和水電棄水電量三者之間的關系，并通過上網電價的調整，使得在減少水電棄水損失的同時，保證電力系統總效益盡可能的增大，為上網電價的制定提供參考。

1 發電效益模型

水火電系統發電經濟效益模型的構建，主要從電力系統售電收入和發電成本兩方面考慮。①水電的上網電價要低于火電，這意味著更多火電電量可以帶來更多售電收入；②火電發電需要消耗煤炭資源，而水電成本相對于火電來說幾乎可以忽略不計，電力系統對水電消納的越多，火電發電量越少，總發電成本越小，水電的棄水電量也會越少，但售電收入也會降低。因此，本文在考慮電力電量平衡的基礎上，建立了電力系統發電經濟效益模型。

1.1 目標函數

系統發電效益為售電收入與發電成本之差。

(1)

1.2 約束條件

(1)電力平衡約束

(2)

(2)電量平衡約束

(3)

式中，ES—各個計算時段內系統所需電量；Ei—i電站在計算時段內的發電量。

一般電力電量平衡計算需同時滿足全年12個典型日電力電量平衡約束。

(3)火電調峰容量約束

maxPT-minPT≤maxPT·η

(4)

式中，maxPT—單個典型日內火電出力的最大值；minPT—單個典型日內火電出力的最小值；η—火電的調峰系數，代表了系統火電的調峰能力。

在進行系統負荷分配時，一般優先計算水電，再計算火電。若火電無法滿足調峰約束，只能抬高火電基荷出力，放棄部分水電電量，以達到系統的電力電量平衡。

(4)火電煤耗曲線關系

(5)

式中，am，bm，cm—m號火電機組的煤耗系數；pm—m號火電機組被分配的出力。

(5)火電機組出力上、下限約束

(6)

1.3 模型求解

計算系統發電效益時，需要進行售電收入、發電成本以及棄水電量的計算。計算模塊分別是電量分配試算、電力電量平衡計算和火電廠內經濟運行方案制定3個部分。每部分對應計算售電收入、棄水電量和發電成本。①對于不同的電量分配方案，根據發電量和上網電價計算售電收入；②通過已定的水火電電量分配方案進行電力電量平衡計算，得到各電源出力過程，判斷火電調峰容量是否超限，超限則對火電出力過程進行修正，提高火電基荷出力，并通過水電站實際發電量和理論發電量計算水電棄水電量；③根據火電出力過程，采用等微增率法進行火電廠內機組經濟運行方案制定，計算煤耗成本和啟停機成本。

1.3.1 電量分配試算

在計算電力系統各電源發電效益時，水、火電發電量直接影響系統的售電收入。在進行電力電量平衡計算之前，需要對水火電各自承擔的電量進行試算，給定水、火電發電量進行余荷逐次后移法計算。

設典型日內，水電發電量占總需求電量比例為η，電力系統總需求電量為E，則

Ehydro=ηEEthermal=(1-η)E

(7)

對η進行離散，然后試算。可以通過縮小η的取值范圍，減小計算量。由于水、火電工作容量限制，η必須滿足：

(8)

在η的上下限內按一定比例進行離散，計算不同η所對應的水電發電量和火電發電量，計算水、火電發電量的售電收入。

1.3.2 電力電量平衡計算

本文選擇余荷逐次后移法[3]進行電力電量平衡計算，得到水火電出力過程以及水電總棄水電量。余荷逐次后移法能夠在系統最大負荷處充分利用各電源工作容量，從而使得留給火電的剩余負荷盡可能保持平穩，以減少因火電調峰容量不足導致的水電調峰棄水電量。與常用的逐次切負荷法不同，余荷逐次后移法無需通過循環尋找工作位置，而是直接采用公式計算電站最大工作容量和全時段的負荷分配情況，計算量較小，計算速度快。

1.3.3 火電廠內經濟運行方案制定

在火電出力過程確定后，需進行火電發電成本計算，即火電廠內經濟運行方案的制定。目前求解火電廠內經濟運行模型的方法主要有整數規劃法、動態規劃法、智能算法以及等微增率法等。整數規劃法、動態規劃法雖然能夠得到全局最優解，但計算耗時較長，考慮到模型整體計算效率，不宜采用上述兩種方法；智能算法雖然計算效率稍快，但存在陷入局部最優的缺點，同樣不宜采用；等微增率法是一種求解火電廠內經濟運行模型的經典方法，有著求解速度快，結果精度高的優點，故本文選擇等微增率法求解最優火電廠內經濟運行方案。

等微增率法以極值理論為基礎，是目前最為常用的解決機組負荷優化分配問題的方法，文獻[4，5]詳細介紹了等微增率的計算原理，經嚴格推導，機組m在T時段的最優出力為：

(9)

通過等微增率法原理可知，對于一定火電負荷，具有相同煤耗曲線的機組出力相同時，總煤耗最小。但等微增率法也存在缺陷，由于其計算公式中未涉及機組自身容量，而通過火電總負荷和機組煤耗曲線相關系數求得的最優解可能會超過機組裝機容量，或不滿足振動區約束；同時，也無法處理具有容量限制的問題，很難得到可行解。文獻[6]認為等微增率法與Kuhn-Tucker條件相結合可以解決機組出力上下限的不足，具體處理辦法是先利用等微增率法計算各機組最優出力，然后檢查最優出力是否超限，若超出上限則取上限值，超出下限則取下限值，再從承擔的負荷中減去該出力。通過實際計算發現，此方法處理約束條件可行，但機組參與計算順序會影響負荷分配結果，有時甚至同樣無法得到可行解，應用條件苛刻。

故本文在等微增率法的基礎上提出一種優化的機組計算順序，通過判斷每種容量機組煤耗特性的“優”和“差”，按照“從優到差”的原則安排機組參與計算的順序。對于不同機組容量C1，C2，…，Cn，求其最小公倍數C′，計算每種容量機組在獨自承擔C′負荷時的煤耗量yi：

(10)

將yi從小到大排列，其對應的機組的煤耗特性從優到劣，在火電廠內經濟運行的時候優先參加工作。經過實際反復計算，使用此計算順序后，采用K-T條件對算法對機組最優出力進行修正，可有效避免出現最終無法得到可行解的問題。

綜上所述，模型優化算法流程如圖1所示。

2 實例分析

2.1 基本情況及資料

以西南某區域電網為例，汛期為6～9月，其余月份為非汛期。1～12月月最大負荷、月平均負荷見表1，汛期與非汛期各月典型日負荷率見表2。電力系統中的12座水電站月平均出力見表3，12座水電站的詳細資料見表4，火電站基本資料見表5，系統總裝機為21200MW，其中水電9050MW，火電12150MW，電力系統備用容量為年最大負荷的15%，火電站月調節系數為1.05，火電調峰系數為0.2。西南地區煤炭價格為600元/t，水電的上網電價平均0.288元/(kW·h)，火電的上網電價為0.4012元/(kW·h)。

表1 電力系統年最大負荷 單位：MW

表2 電力系統汛期和非汛期典型日負荷率

表3 電力系統水電站月平均出力 單位：MW

表5 電力系統火電站基本信息

表4 電力系統水電站基本信息

2.2 計算結果分析

2.2.1 經濟效益最優結果分析

經計算，系統最優經濟效益為210.41億元，火電售電收入為298.99億元，水電售電收入為61.87億元，火電煤耗成本為150.36億元，啟停機成本及其他附加成本為0.0917億元；系統總發電量為959.44億kW·h，其中水電站發電量為214.23億kW·h，火電發電量為745.24億kW·h，水電發電量占系統總發電量的22.32%，系統總棄水電量為75.97億kW·h。電力系統水電、火電各月發電量、棄水電量、售電收入、發電成本、經濟收益見表6。

實例中，由于火電上網電價較高，更多的火電發電量可以增加電力系統的售電收入，但同時也會增加火電的發電成本。通過火電的調峰能力限制推算，火電在系統中的發電量占比的最小值和最大值分別為71%和83%。考慮不同火電發電量占比下，計算電力系統發電效益，不同火電發電量占比對應

表6 發電效益模型計算結果表

表7 水電上網電價-經濟效益和棄水電量表

的煤耗成本曲線和發電收入曲線如圖2所示；由于附加成本遠遠小于煤耗成本，因此繪圖時忽略不計。當系統總發電量一定時，隨著火電發電占比的增大，系統的售電收入呈線性增長；而從計算結果上看，火電的煤耗成本的變化近似為二次函數；電力系統發電效益最大點則是在兩條增長率曲線相交的位置，如圖3所示。火電發電量的增大，會導致系統內水電發電量降低，并產生棄水電量，但由于火電售電收入的增加量大于水電售電收入的降低量與火電煤耗成本的增加量之和，所以系統的發電效益增加。

圖2 煤耗成本曲線與售電收入曲線

圖3 煤耗成本增長率曲線與售電收入增長率曲線

2.2.2 上網電價對發電效益及棄水電量的影響

上網電價在制定過程中需要考慮復雜因素，各個地區的實際情況也各有不同。上網電價對電力企業的發電方式和電力系統發電類型的選擇有著一定促進作用，是政府吸引投資項目，進行宏觀調控和實施監管的重要手段。那么通過改變上網電價，分析其對電力系統經濟效益和棄水電量的影響意義重大。

若保持火電上網電價為0.4012元/(kW·h)不變，改變水電上網電價，得到電力系統發電效益情況見表7，棄水電量和經濟效益曲線如圖4所示。

表8 火電上網電價-經濟效益和棄水電量結果表

圖4 水電上網電價變化下棄水電量和發電效益曲線

從圖4中可以看出，隨著水電上網電價的增加，火電上網電價逐漸失去價格優勢，過多的火電電量不能帶來更大的售電收入，其煤耗成本的提升降低了系統的發電效益；水電發電量在電力系統中所占比例逐漸上升，水電的棄水電量降低，最終棄水電量達到最小，上網電價的繼續增加不會使得棄水電量最低，此時，水電的上網電價約為0.322，相比于原電價上漲了約11.8%，經濟效益約為216.3億元，相比原經濟性模型效益提高了2.8%。

若保持水電的上網電價為0.288元/(kW·h)保持不變，改變火電上網電價，得到電力系統發電效益情況見表8，棄水電量和經濟收益曲線如圖5所示。

圖5 火電上網電價變化下的售電收入和發電成本曲線

從圖5中可以看出，隨著火電上網電價的增加，火電價格優勢愈發明顯，水電發電量被火電逐漸擠壓，但由于火電發電量的增長伴隨著火電煤耗成本的增長，電力系統的發電效益并沒有呈線性增長。在火電發電成本曲線末端，由于系統火電調峰能力限制和裝機容量限制，火電發電量達到上限，系統煤耗成本不再增長，系統的發電效益隨火電上網電價的增加呈線性增長。

3 結語

本文針對水、火電系統中上網電價與棄水電量、發電經濟效益之間的關系進行研究，建立了計及不同上網電價的電力系統發電效益模型，考慮水、火售電收入和火電發電成本以及水電棄水電量的影響，采用試算法、余荷逐次后移法、等微增率法相結合的方法對模型進行求解。通過實例，計算了某地區電力系統最優發電效益，并通過不同水、火電上網電價對模型進行計算，分析上網電價對于發電效益、棄水電量的影響。結論表明：水、火電上網電價差距過大對水電的進一步開發利用影響不利，價格杠桿的調節作用會使得水能資源被浪費；通過對上網電價的調整，可以在保證發電總效益的同時盡量減小水電棄水損失，實現上網電價的價格杠桿作用，為上網電價的制定提供經濟效益方面的重要參考。

[1] 吳金德. 遼寧農村小水電開發利用問題探討[J]. 水利規劃與設計, 2016(11): 25- 26+40.

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[6] 李學明. 水火電聯合運營策略及火電機組負荷智能分配研究[D]. 華北電力大學(北京), 2006.