峰谷時段調整對小水電發電行為的影響分析

章 楓，鄧 暉，華 文，周子青，徐程煒，房 樂，喬松博

（1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；2.國網浙江省電力有限公司電力市場仿真實驗室，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80年代，F.C.Schweppe創新性地提出了實時電價理論［1］，用來應對短期電力不足問題，從此拉開了發達國家實行峰谷分時電價制度的序幕。

1981年，Munasingh提出了一種先通過分析計算邊際成本來確定平均電價，再計算峰、谷時段電價的TOU（分時電價）確定方法［2］。1983—1987年，Oyama 通過數學規劃的方法，將一天劃分為峰、谷、腰和基時段4個時段，并按發電側邊際成本計算各個時段的分時電價［3］。1992 年，Baughman基于蒙特卡洛法對TOU進行了研究，首次提出了反映分時電價時空特性的電價模型［4］。同年，David 提出了DSM（需求側管理）負荷調節措施，有效緩解了高峰時段電網的供電壓力［5］。

20世紀80年代，為緩解福建、華北電網用電壓力，我國從需求側引導用戶用電的角度出發，從國外正式引入峰谷分時電價機制，引導居民避免在負荷高峰時期大量用電，對此國內學者對分時電價進行了大量研究［6-14］。1985年至今，峰谷分時電價經歷了試行及推廣期、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揮了重要作用。

某市水電產業較為發達，多年來為經濟社會發展做出了突出貢獻。但由于上網峰谷時段電價政策導向的問題，該市電網存在區域負荷峰谷倒置、峰谷時段錯位等相關問題。為此，對該市小水電上網峰谷時段進行了調整。基于峰谷時段調整前后該市電網的實測數據，進行了峰谷時段調整對小水電發電行為影響的分析測算。研究測算表明，峰谷時段調整能一定程度上改變小水電發電行為，改善該市電網負荷峰谷倒置、峰谷時段錯位等問題。

1 電網情況

1.1 小水電電價政策

某市被水利部授予“中國水電第一市”榮譽稱號。截至目前，該市共建成水電站790座，裝機容量約268 萬kW，除開潭、五里亭和外雄等8 座主要服務于生態環境不能自主調節的水庫蓄水小水電站實行平均電價外，其他小水電站均實行峰谷電價。按投產時間段，上網電價分為3類，具體如表1所示。

表1 浙江小水電峰谷電價 元/kWh

2019 年該市全市小水電實際平均上網電價為0.488 5 元/kWh，高峰平均上網電價為0.577 8元/kWh，低谷平均上網電價為0.220 6 元/kWh；峰谷電量比75∶25。

1.2 電網存在的問題

1.2.1 峰谷時段錯位導致潮流倒送

該市電網全社會用電負荷峰谷交替變化，高峰、低谷各有3個時段，其中11：00—13：00、17：00—22：00 和00：00—08：00 為負荷低谷時段；8：00—11：00、13：00—17：00 和22：00—24：00 為負荷高峰時段。該市小水電峰谷時段調整前，電網存在峰谷時段錯位的問題，具體表現為在11：00—13：00負荷低谷時段，光伏和水電大發，特別是在豐水期，大量水電在白天滿發，潮流倒送導致原本送出壓力較大的電力通道更加不堪重負，電網送出承載面臨巨大考驗。

1.2.2 峰谷倒置加劇爬滑坡需求

因峰谷電價差距大，水電站往往通過“晝發夜停”追求發電效益，8：00—22：00 峰電價期間水電集中發電送出，22：00—次日8：00 谷電價期間停發，水電集中開停機造成該市網供負荷呈現與全省其他地區迥異的“峰谷倒置”現象，如圖1所示，即網供關口在8：00—22：00點為低谷時段，其他時段為高峰時段。峰谷倒置加劇了由光伏波動性引起的統調負荷去光伏后的“鴨子”曲線特征，導致電網在11：00—12：00時段滑坡需求激增。

圖1 全省和該市用電負荷、水電出力曲線

2 小水電峰谷時段調整

2.1 峰谷時段調整的目的

小水電峰谷時段調整的目的是“鼓勵調峰、引導徑流”，也就是促進電網“削峰填谷”。

1）確保小水電峰谷時段與全省及該市負荷的峰谷時段相匹配，盡量做到功率就地平衡，避免不必要的輸電網損，優化能源錯配問題。

2）踐行綠色發展理念，充分利用水電等綠色能源，同時避免水電集中倒送造成該市電網電壓過高，無功補償設備頻繁投切，確保電網潮流電壓平穩控制，降低電網運行風險。

2.2 小水電峰谷時段調整情況

為確保電網安全運行，提升電網運行效率效益，實現發、供電雙方互利共贏，助推該市高質量綠色發展，對該市小水電上網峰谷時段進行了調整（在保持峰谷小時數不變的情況下，適度調整峰谷時段，高峰時段由8：00-22：00 調整為7：00—11：00、13：00—23：00；低谷時段由22：00—次日8：00調整為11：00—13：00、23：00—次日7：00），調整前后峰谷時段分別如圖2（a）及圖2（b）所示。

圖2 峰谷時段調整情況

3 峰谷電價模型

3.1 峰谷分時電價

峰谷分時電價是指根據系統負荷等水平，將每天劃分為峰、平、谷3個時段，每時段執行不同電費標準的電價制度。分時電價具有刺激和鼓勵電力用戶移峰填谷、優化用電方式的作用。峰谷分時電價可以表示為：

式中：i為時段；N為劃分的總時段數，當N=3時，i=1，2，3分別表示峰、平、谷3個時段；Pi為i時段的費率標準；P0為基礎電價；PRi為i時段費率標準相對基礎電價的浮動比率。

3.2 水電收益

在峰、平、谷3個時段的分時電價下，水電站的發電收益可表示為：

式中：R為水電站的發電收益；Qi（i=1，2，3）為一天中各時段的發電量。

4 考慮機組振動區的水電出力優化

水電站在正常運行過程中，若其出力安排不合理，會導致水輪機組振擺過大，嚴重影響機組的安全運行和使用壽命。

一般來說，可以將水輪機組的出力區間分為穩定運行區間、許可運行區間和禁止運行區間。在許可運行區間內，雖然機組不會發生故障，但仍會對機組安全運行和使用壽命產生一定的影響；在禁止運行區間內，機組將極易發生嚴重故障。因此，在安排水電機組出力時應使水電機組運行在穩定運作區間內。本文在優化水電站出力時，避開機組的禁止運行區間和許可運行區間，認為兩者都屬于機組的振動區。

4.1 振動區計算

假設電站有n臺機組，第i臺機組的第j段振動區為：

式中：Pins，i，j為第i臺機組的第j段振動區功率范圍；為第i臺機組的第j段振動區功率下限；為第i臺機組的第j段振動區功率上限。

則第i臺機組的振動區為：

式中：Pins，i為第i臺機組的振動區功率范圍；ki為第i臺機組一共有k段振動區。

則第i臺機組的穩定區為：

因此，全站的區間可由所有機組的單機穩定區間的排列組合獲得。

4.2 基于峰谷時段的水電機組出力優化

4.2.1 目標函數

本文以水電機組在峰谷時段價格機制下收益最大為目標函數，構建基于峰谷時段的水電機組出力優化模型。目標函數為：

式中：N為該地區的小水電站數量；T為日結算總數，本文取96；Pn為第n結算時段的峰谷時段價格；Qjn為第j個水電站在第n結算時段的出力；tn為第n結算時段的時長。

4.2.2 約束條件

水電站機組出力約束條件為：

水電站日發電量約束條件為：

式中：Rj，max為第j個水電站全天的最大發電量。

水電站出力日波動次數為：

式中：τ為輔助0-1整數變量。

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峰谷時段調整對小水電發電行為的影響，基于峰谷時段調整前后該市電網的實測數據進行復盤分析。其中，調整前取2021-04-17 的數據，調整后取2022-04-17 的數據。

5.2 峰谷時段調整前后電網情況對比

5.2.1 小水電出力情況對比

圖3為峰谷時段調整前后，該市小水電站出力對比曲線。圖4 為歸一化曲線。圖3—圖7 曲線均以5 min為時間間隔，全天共288個采樣點。

由圖3、圖4可知，調整政策執行后，小水電通過調整出力曲線匹配調整后的峰谷時段，即在11：00—13：00 的2 h 低谷時段降低出力；在22：00—23：00 和07：00—08：00 的2 h 高峰時段增加出力。峰谷時段調整前后小水電站發電行為和出力曲線變化明顯。

圖3 峰谷時段調整前后小水電出力對比曲線

圖4 峰谷時段調整前后小水電出力歸一化曲線

5.2.2 網供負荷情況對比

圖5為峰谷時段調整前后，該市網供負荷對比曲線。

圖5 峰谷時段調整前后網供負荷對比曲線

由圖5可知，雖然總體上該市網供負荷7：00—22：00時段仍低于22：00—次日7：00時段，但白天網供負荷低谷時段有明顯提升，極大地緩解了網供負荷在低谷時段持續處于低位甚至為負值的現象。特別地，對比2021-04-17 和2022-04-17 峰谷時段調整區間內的網供負荷曲線可知，原11：00—13：00低谷時段網供負荷上升明顯，而原7：00—8：00 和22：00—23：00 高峰時段網供負荷下降明顯。峰谷時段調整前后，網供負荷曲線“峰谷倒置”現象得到了極大地改善，削峰填谷效應明顯。

5.3 經濟性分析

為更好地分析峰谷時段調整對該市小水電發電收益的影響，對小水電發電行為進行經濟性評估計算。以2022 年4 月17 日為例，分析小水電匹配峰谷時段前后的發電收益情況。

小水電匹配峰谷時段后的出力曲線為2022 年4 月17 日實際出力曲線，匹配前的出力曲線可由以下方式獲得：保持水電站全天發電量不變，參照調整前的水電全天出力典型曲線，等比例分配至各時段。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

根據上網電價政策，可以計算出小水電出力曲線匹配峰谷時段前后的收益情況，結果如表2所示。

表2 匹配前后的經濟性分析

由圖3可知，小水電出力在匹配峰谷時段上仍有一定的空間。在考慮機組振動區的前提下對小水電出力進行優化，優化目標為最大化發電收益，優化后的出力曲線如圖7所示。

圖7 優化后小水電出力曲線

計算小水電出力曲線優化前后的收益情況，結果如表3所示。

表3 出力曲線優化前后的經濟性分析

由表2、表3可知：

1）若小水電按峰谷時段調整前的發電行為進行出力安排，全天總發電量為8 847.6 MWh，總發電收益為438.0萬元，單位收益為495.1元/MWh；若小水電按照2022 年4 月17 日的實際出力曲線進行發電，則在全天總發電量不變的情況下，總發電收益上升至456.9 萬元，同比上升5.6%，合計24.2萬元，單位收益上升至516.5元/MWh。

2）在考慮機組振動區的前提下，若小水電出力按照最大化發電收益為目標進行優化，則在全天總發電量不變的情況下，總發電收益上升為511.2 萬元，相較于調整前同比增加18.1%，合計78.5萬元，單位收益上升為577.8元/MWh。

綜上所述，小水電不適應調整后的峰谷時段，這將直接降低其發電收益。同時，根據實際運行情況，小水電的適應情況仍有進一步改進的空間。

6 結論

本文基于某市小水電峰谷時段調整前后的電網實測數據，分析了峰谷時段調整對小水電發電行為和經濟性的影響，得到主要結論如下：

1）在發電側購電成本增幅不大的情況下，峰谷時段調整能有效緩解該市峰谷時段錯位導致潮流倒送與網供負荷“峰谷倒置”加劇爬滑坡需求的問題。峰谷時段調整后，為增加發電收益，小水電在11：00—13：00 低谷時段降低出力，極大地緩解了網供負荷在低谷時段持續處于低位甚至為負值的現象，避免水電集中倒送造成電網電壓過高、無功補償設備頻繁投切等問題，確保了電網潮流電壓平穩控制，降低了電網運行風險；小水電在7：00—8：00 和22：00—23：00 高峰時段增加出力，起到了良好的削峰填谷作用，有效緩解了網供負荷“峰谷倒置”加劇電網爬滑坡需求的問題。當前，全省小水電總裝機容量約444萬kW，峰谷時段調整政策推廣至全省后，將再新增近176萬kW調節能力，約為全市66%小水電水平，應用前景良好。

2）從發電收益來看，當前峰谷價差對小水電的激勵有限。一是由于該市小水電一般均為徑流式水電，其庫容量和發電裝機容量均較小，當前峰谷價差下，即便是小水電最大化其發電收益，新增收入尚無法覆蓋其修建水庫、增容改造等成本；二是由于計劃模式下，進一步拉大峰谷價差的手段有限。計劃模式下，拉大小水電的峰谷價差將增加電網購電成本，受成本監審和輸配電價改革的影響，新增成本無法及時有效傳導至用戶側，將增加電網公司運營壓力。

3）為充分調動小水電積極性，建議擴大浙江電力市場參與范圍，鼓勵小水電機組參與現貨市場。隨著電力體制改革的不斷深化，現貨電能量市場將代替調峰市場引導發電機組出力變化：一是電力現貨市場能通過完善市場交易規則，擴大市場交易主體、合理設定限價標準等促進市場形成更有效的峰谷分時電價信號，拉大峰谷價差；二是浙江光伏滲透率較高，光伏出力特性導致現貨市場出清電價在7：00—8：30相對較高，11：00—12：00為全天最低價時段，現貨市場價格信號與網供負荷峰谷信號一致；三是在雙邊市場模式下，發電側成本能根據權責利對等的原則有效傳導至用戶側。因此，建議擴大浙江電力市場參與范圍，鼓勵小水電機組以申報固定出力曲線的形式參與現貨市場，作為價格接受者參與出清，通過市場引導小水電出力與全省負荷峰谷時段相匹配，實現資源優化配置。建議加快完善輔助服務交易品種，研究適用于小水電的輔助服務交易機制。隨著光伏裝機容量的持續上升，光伏發電的滲透率不斷增加，光伏波動性對電網的影響加劇，統調負荷去光伏后的競價空間“鴨子”特征將會更加明顯。7：00—8：30 的市場出清價格與11：00—12：00的差距將越來越大，亟需加快研究適應小水電等靈活性資源參與的快速爬滑坡輔助服務交易機制，激勵小水電提供快速爬滑坡服務，以應對電網平衡沖擊和適應新的削峰填谷需求，保障電網平穩運行。

隨著電力市場建設的逐步完善，合理設計小水電參與浙江電力現貨市場的機制與方式將是未來的研究內容。