当前电力体制下考虑需求侧管理的电网规划新思路

2010-02-08储琳琳倪群辉高赐威

电力需求侧管理 2010年5期

储琳琳，张亮，倪群辉，高赐威，李扬

（1.上海市电力公司市南供电分公司，上海 200233；2.东南大学电气工程学院，南京 210096）

DSM是现代电力系统在电力市场条件下产生的用电管理模式，通过提高终端用电效率和优化用电方式，在完成同样用电功能的同时减少电力功率和电量消耗，实现低成本电力服务，达到节约能源和保护环境的目的。DSM是节能减排、改善环境、应对全球气候变化行之有效的手段，也是国家可持续发展的重要战略选择［1］。随着当前国家对节能减排工作的重视，DSM已经成为各级电网公司日常工作的重要组成部分。

实施DSM计划要采取多种手段，它是以先进的技术设备为基础，以经济效益为中心，以法制为保障，以政策为先导，采用市场经济运作方式，克服市场障碍，实施有效的管理，主要有行政手段、经济手段、技术手段、引导手段［2—3］。当前电力公司实施的DSM措施主要以行政手段为主，由电力公司确定具体的实施方案规划，同时报送相关政府部门批准并发文，具体而言有错峰、轮休、负控限电等。本文选取电力公司DSM常态化的错峰、轮休措施作为主要目标，研究如何在电网规划中考虑它们的影响。

国内外对配网规划的研究较多，但是对配网规划中考虑DSM因素的研究较少。文献［4］在总结DSM对配网规划影响的基础上探讨了在高压配电网规划中如何处理DSM的影响。文献［5］提出基于用户行为的分步优化合约方案，能有效地估算用户实施该措施的成本。文献［6］提出在电网规划阶段考虑DSM的影响有助于发挥DSM的作用和提高电网规划经济性，但该文未能具体指出在电网规划中应如何考虑DSM的影响。

本文在以往研究的基础上提出几点考虑DSM的电网规划新思路，并通过算例验证这些模型的有效性。

1 配网规划

电网规划是所在供电区域国民经济和社会发展的重要组成部分，同时也是电力企业自身长远发展规划的重要基础之一。电网规划的目标就是能够使电网发展能适应满足并适度超前于供电区域内的经济发展要求，并能发挥其对于电网建设、运行和供电保障的先导和决定作用［7］。

1.1 传统电网规划模型

传统电网规划就是要在满足供电质量要求的条件下对系统建设资金最大可能限度的利用和有限投资的最大社会经济效益的获得。在目前的实际工程应用中，电网规划方案经济性评估工作一般只是粗略地计算一下电网建设所需的各种设备的造价，然后根据对设备的总投资来比较不同方案的经济性。

传统电网规划如模型（1）所示：

式中：C为电网建设成本；P为电网输送能力；Pmax为目标年网络最大负荷。

由模型（1）可以看出，传统电网规划模型是在满足最大负荷的条件下最小化电网建设成本。

1.2 采用IRP方法进行考虑DSM的电网综合资源规划

综合资源规划（integrated resource planning，IRP）是目前国际上推行的一种先进资源管理方法和管理技术，可以应用在电力、煤气、热力、供水等公共事业部门［4］。综合资源优化电网规划模型与传统的电网规划模型考虑建立的目标函数有着很大的不同，综合资源优化电网规划模型考虑的因素更为全面。

1.2.1 DSM对电网规划的影响

当前条件下DSM对电网规划的影响可归纳为以下3个方面［4］：

（1）负荷具有不确定性，并在一定程度上可控。

由于有些负荷将视电网的情况而中断（例如负荷紧张时采取负控限电措施），就造成采用DSM后的负荷具有不确定性。另一方面由于可以对有些DSM措施（错峰、轮休）进行量化，所以可根据量化的大小来确定可实施的DSM方法，这样又使得负荷变得可控。

（2）经济性指标内容更加丰富。

传统电网规划考虑的经济指标比较简单，采用DSM措施后需要考虑对用户补偿等问题，所以考虑DSM时的电网规划模型将变得更加复杂。

（3）解决负荷增长方案多样性

以往一般通过新建电力设施来满足负荷的增长，而通过DSM手段的实施也可以缓解负荷增长的压力，所以使得解决负荷增长的方法变得多样。

1.2.2 考虑DSM的电网综合资源规划模型

考虑DSM的综合资源优化电网规划模型可以表示为：

式中：ΔS为电力公司推迟容量规划所带来的综合收益；C（P，t）为由于电力公司电网规划的投资成本；ΔE（P，t）为由于电网规划建设带来的售电利润增量；C′（ξ）为DSM手段ξ的投资成本；t为时间范围，即总收益中考虑资金的投资回报。

1.2.3 模型分析

在综合资源优化电网规划模型中，P=Pmax为不考虑DSM手段的目标年最大负荷，可采取相应的电网规划方案，由此可以得到售电量收益E（P，t）和电网投资建设成本C（P，t），并得到电网规划综合效益。图1所示为年持续负荷曲线，P=Pξmax表示考虑DSM手段ξ时的目标年最大负荷，可以通过综合考虑DSM的削峰效果最大化电网规划效益，见下图。

图1 年持续负荷曲线简化示意图

最大负荷是DSM手段的函数，DSM能够有效减小峰谷差，但同时可能有售电量损失，而且DSM手段的实施也需要成本投入。通过计及DSM把用户侧也纳入电网规划模型中，实现IRP。

必须指出的是DSM经济措施是模型（2）正确反映资源优化配置的前提，即最大负荷的削减建立在用户得到合理的经济补偿，自愿调整电力需求侧的基础上。现阶段行政DSM措施（轮休、错峰、负控限电）需求侧潜力特点：理论上等于总负荷，实际上考虑到电力公司的社会责任，一般DSM潜力不能大于总负荷的10%，而且如果不考虑电量损失成本，则基本没有成本付出，在这种情况下，用户并未得到合理经济补偿而自愿调整电力需求，实际上DSM的成本是由用户侧承担的，换句话说，模型（2）并未能计及DSM行政措施的实施成本。因此，当前以行政措施为主的需求管理下，用户电力需求由行政指令确定，模型（2）不能正确反映资源的优化配置，所得规划方案一般过于保守。

2 考虑DSM的电网综合资源规划新思路

在当前DSM以行政手段为主的情况下，可以从以下思路考虑综合资源优化的电网规划方案：

（1）如果电网建设的资金总额一定的情况下，模型（2）可以比较各规划工程的相对经济性，在有限经济资源的情况下做合理的分配，为最终规划方案的确定提供参考。

当电网规划资金总额Cb一定时，可采用模型进行各种可行性方案的比较。假设DSM成本与实施DSM量成二次函数关系，即

式中：C′（ξ）为DSM成本，万元；ΔS′为DSM削减电源容量，MVA；a和b为系数，本文中分别取2和10。

（2）将DSM手段分层按照能力级别进行电网规划，级别越低则越不宜作为资源参与规划。

●能力A错峰：电力公司不损失电量、用电企业基本无经济损失；

●能力B轮休：电力公司损失电量、用电企业有经济损失、但可预先调整安排；

●能力C负控限电：电力公司损失电量、用电企业有经济损失且不易调整安排。

（3）对电力公司引入“社会责任约束”，即DSM行政措施实际上将节能减排有序用电的社会责任完全由企业来负担，相关损失未能在模型（2）中考虑，因此有必要对模型（2）引入社会责任约束，即行政措施下DSM潜力不能大于α%·Pmax，即由电力用户和电力公司共同承担相关责任，α%·Pmax由企业承担，不足部分由电力公司通过电网建设投入承担，但此处合理α%比例较难确定，而且由部分电力用户承担全体用户的社会责任也有值得商榷的地方。

通过电网建设增加电源供应能力和通过DSM降低最大负荷可以达到满足负荷增长的要求，在现阶段，电网建设费用由电力公司承担，而DSM成本实际上大部分是由企业用户承担，因此DSM效果率（DSM降负荷占总负荷的百分比）可作为衡量电力公司和用户之间承担社会责任的指标。对于电力公司而言，其成本收益可以从电网建设成本和售电量收益2个方面来考虑。

●分推至年的电网建设运行投资成本

式中：ΔC（P）为实施DSM措施后节省的电网规划成本；C′（P）为常规电网规划成本；t为投资成本考虑的时间期限；ct为变电容量成本，暂取107元/MVA；β为DSM降负荷效果率；Sb为满足最大负荷时的变电站容量。

●电力公司实施DSM售电量收益损失值

式中：ε为单位负荷用电量损失率，即减少单位负荷时损失的电量；ΔW为实施DSM后损失的电量MWh/年；Pmax为预计的最大负荷；0.625β为轮休效果率，β为DSM降负荷效果率；Pr为电力公司售电利润率，取200元/MWh。

（4）合理评价电力用户的缺电损失，对企业予以合理经济补偿，使得模型（2）能够正确体现DSM的成本，同时正确反映电网公司的经济收益。如可依据可靠性计算时的负荷缺电损失评价，依据某行业单位电能的经济效益评价计算缺电损失，当然这种做法一方面是静态的，另一方面不能反映具体个体的实际损失情况，但是从宏观上来说使得模型（2）可以较为科学的表达社会效益，而且不增加DSM的经济投入，在现阶段也更具有可操作性。

（5）行政措施转变为经济措施，改变原有的行政指令，通过电价机制和经济补偿机制使得电力用户自愿调整电力负荷，使得模型（2）合理体现DSM的经济成本，当然这种情况下将有较高的DSM经济投入，完全由电力公司承担合理有序用电的社会责任。

3 实例分析

综合资源规划可以考虑电力规划建设的综合社会成本，其中DSM的经济价值通过对用户的充分经济补偿得以体现，电力公司可以综合权衡DSM的成本、电网建设的成本以及售电量损失（收益）的成本获得最优规划方案。本文将以某地区2020年电网规划为例分析考虑DSM的各种电网规划新思路。

3.1 基本情况

根据该地区的2020年远期负荷预测结果（见表1），可以对该区域的变压器容量进行规划。

表1 该地区远期负荷预测

由表1可知2020年该地区用电负荷可达Pmax为532.03MW，按变电站主变负载率为65%，功率因数0.9计算，所需变电站容量至少为Sb=909.46MVA。

3.2 DSM经济性分析

假设该地区2020年该地区错峰降负荷量和轮休降负荷量占最大负荷的比例和2008年的相同，分别为1.5%和2.5%，从而DSM的效果为最大负荷的4%，单位负荷用电量损失率ε为0.065，工业企业单位用电量产生的利润c为2.06元/kWh。

3.2.1 电力公司售电损失分析

根据该地区2020年的DSM效果可得在2020年实施DSM措施可错峰降负荷7.98 MW，轮休降负荷13.3MW，DSM（本文指考虑电力公司常态化的错峰和轮休措施）降负荷为21.28MW，考虑变电站负载率和功率因数后，错峰可节省变电站容量为13.64MVA，轮休可节省变电站容量为22.74MVA，DSM可节省变电站容量为36.38MVA。

对于电量损失的计算，可近似认为负荷的增长与电量的增加成线性正比例关系：

式中：ΔW为用电量的损失；ΔP为最大负荷的变化；ε为单位负荷用电量损失率。

由于2020年该地区平均轮休降负荷ΔP′为13.3MW，由式（6）可得由于轮休电力公司损失的电量：

根据平均利润c为0.2元/kWh方法来计算电力公司售电损失，实行DSM措施后电力公司的售电损失为：

所以平均每少建1MVA容量，电力公司售电损失为：

3.2.2 工业企业利润损失分析

由于工业企业单位用电量产生的利润c为2.06元/kWh，且由于轮休针对对象为工业企业，电力公司损失的售电量ΔW即为工业企业轮休所产生的，所以利用ΔW计算该年所有企业轮休的总利润的损失为：

3.3 电网规划

本小节将用传统电网规划和电网综合资源规化2种方法对该地区进行实例分析。

3.3.1 传统电网规划思路分析

这里将就满足最大负荷的电网规划方法和考虑现阶段DSM措施的电网规划方法进行分析比较。

（1）满足最大负荷电网规划

满足最大负荷的电网规划就是要在满足最大负荷的前提下最小化电网建设和运营成本的电网规划方法。如式（1）所示。电网规划方案经济性评估工作可只计算电网建设的工程造价，并比较不同方案的经济性。

①电力公司收益

根据该地区2020年所需变电站容量Sb至少为909.46MVA，则需建造29×31.5MVA的35 kV变电站以满足负荷的要求，设每建设1 kVA变电容量需要10 000元人民币，则所需电网建设成本C1（P）为91.35亿元。

分摊至每年为9.135亿元，通过电网建设增加售电量，电力公司每年的多售电收益ΔE1（P，t）为0.173亿元。

②用户损失

由于通过电网规划可以满足用户的用电需求，用户损失为0。

（2）考虑现阶段DSM措施的电网规划

考虑2020年该地区DSM削减负荷效果为4%，可得：

①电力公司的收益

由于现阶段实施DSM措施并不需要对用户进行补贴，由前面计算可得由于DSM措施后节省容量为36.38MVA。这样可以得到考虑DSM后的总投资Ca（P）为87.71亿元，分摊到每年为8.771亿元。

②用户的损失

由于DSM造成部分用户电力无法得到满足，由上述分析可得用户的损失为：

（3）2种规划方法比较

以10年期考虑静态资金回报率，其中规划成本平均分配到10年中，对上述2种方法的计算结果进行比较可得表2所示，其中售电收益以考虑DSM措施的电网规划方案为基准，社会综合效益指标为电力公司收益和用户收益之和：

表2 2种规划方法每年成本效益分析亿元

由表2可以看出，实施DSM措施后，规划成本约减少0.364亿元/年，考虑到电力公司的售电损失Peloss=0.173亿元/年，可得电力公司平均节省成本为0.191亿元/年。但是用户的损失却为1.78亿元/年，可见考虑现阶段DSM措施的电网规划使得的电力公司的成本大幅降低，但是实施DSM措施的用户利润收益减少。显然满足最大负荷大大增加了电力公司的规划建设成本，而当前体制下的考虑DSM措施的电网规划则很大程度上减少了电力用户的利益。因此需要引入新的规划思路综合权衡考虑电力公司和电力用户的利益。

3.3.2 考虑实际情况的电网规划新思路4种方法的分析

本节将应用第2节提出的方法（即规划资金限制情况下仅用于方案比较、DSM潜力分级，对电力公司引入“社会责任约束”和科学计及DSM手段的实施成本）以该地区为例进行分析。

（1）规划资金限制情况下的方案比较

假设有2种电网规划方案可供比较：

方案A：

新增变电容量：750MVA，变电容量建设投资成本7.5亿元/年，增收售电收益为6亿元/年；需采用DSM措施错避峰：159.46MVA，代入式（3）得DSM投资成本5.245亿元/年。

方案B：

新增变电容量：800MVA，变电容量建设投资成本8亿元/年，增收售电收益为6.4亿元/年；需采用DSM措施错避峰：109.64MVA，代入式（3）得DSM投资成本2.506亿元/年。

将方案A、B计算结果可得10年静态投资成本回报如表3所示。

表3 考虑实施DSM措施时规划的每年成本效益分析亿元

由表3可以看出，若考虑10年期静态收益，若不考虑DSM成本，方案A的投资回报率较B高，若考虑DSM成本，方案B的投资回报率较A高，虽然DSM的成本在现阶段没有被充分计及，但是从承担社会责任的角度出发，可作为选择规划方案的参考依据。

（2）考虑DSM分层实施时

为满足最大负荷需建设变电站容量909.46MVA，规划投资成本为90.946亿元，假设电网规划资金总额Cb为85亿元。电力公司可以通过扩建变电容量和DSM来达到负荷平衡。

按照前文假设DSM效果率可知用户在2020年实施DSM措施可错峰降负荷7.98MW，轮休降负荷13.3MW。从而错峰可节省变电站容量为13.64MVA，轮休可节省变电站容量为22.74MVA。

①电力公司的收益

只考虑错峰手段时：可节省变电站容量为13.64MVA，则电网总投资降为8.1亿元，总金额减少1.35亿元，售电收益增加值为0.173亿元/年；

同时考虑轮休手段时：可节省变电站容量22.74MVA，则电网总投资成本降为7.2亿元，节省电网投资2.25亿元。售电收益增加值为0。

②用户的用电损失

由于实施错峰措施只是将负荷进行转移，用户不损失电量，所以用户用电损失为0，而实施轮休措施后，用户损失电量，又上述分析可得，用户损失为1.78亿元/年。设t=10年，考虑错峰和轮休2种情况进行综合效益分析，从而可得表4。

表4 考虑分层实施DSM措施时规划的每年成本效益分析亿元

相对于常规电网规划，当只考虑错峰下的电网规划时，电力公司收益增加值为0.135亿元/年，用户无用电损失，而只考虑轮休下的电网规划时，电力公司收益增加值为0.052亿元/年，用户用电损失为1.78亿元/年。由表4可知，规划初期，采用轮休措施削减负荷量最高，节省规划成本最高，但是如果考虑资金的时间效益和电力公司的售电收益，考虑错峰下的电网规划成本效益最高。可见，当考虑t=10年，即规划电网正常运行10年时，考虑错峰下的电网规划电力公司年收益最高，且用户无用电损失，所以可以根据错峰为第一层次DSM措施、轮休作为第二层次DSM措施考虑电网规划，仅当资金约束无法按照满足最大负荷准则来规划的时候，才在电网规划模型中考虑轮休的降负荷措施，而错峰措施的降负荷则可以作为电网规划的长效机制进行考虑。

（3）考虑电力公司的社会责任

根据前面分析可得C′（P）=91.35亿元，ct=107元/MVA，Sb=909.46MVA，Pmax=532.03MW。代入式（5）和（6）可得考虑DSM措施后电网规划成本为C（P，t）=91.35-90.946β，轮休电量损失ΔE（P，t）=4.323β。电网公司需最小化其综合成本：

其中由于DSM量最大可取到负荷增长量，假设负荷增长为10%，则β≤10%。电力公司的综合成本为以DSM效果率β为变量的递减一次函数，即电力公司不进行任何电网规划建设时，成本最小。可引入电力公司的社会责任约束机制，即通过DSM效果限值设置，由电力用户和电力公司共同承担相关责任，在用户和电力公司之间合理分配安全供电用电的社会责任。

（4）合理考虑DSM手段的投资成本

假设该地区企业停电平均利润损失为c=2.06元/kWh，电力公司以a=2.06元/kWh对企业进行补贴，则可得DSM实施成本为：