考虑双边效益的可中断电价建模和应用研究
2016-12-19王宏亮欧阳可凤王玉萍
赵 菁，刘 敏，王宏亮，林 成，欧阳可凤，康 鹏,王玉萍，张 勇
(1．贵州大学电气工程学院，贵州贵阳 550025；2．贵州电网公司电力调度控制中心，贵州贵阳 550001)
考虑双边效益的可中断电价建模和应用研究
赵 菁1，刘 敏1，王宏亮1，林 成2，欧阳可凤2，康 鹏2,王玉萍2，张 勇2
(1．贵州大学电气工程学院，贵州贵阳 550025；2．贵州电网公司电力调度控制中心，贵州贵阳 550001)
0 引 言
可中断负荷管理作为需求侧管理的一种重要方法，是通过可中断电价的刺激来引导用户的用电需求，优化负荷曲线，从而缓解电力系统在用电高峰时期，特别是尖峰时期的缺电问题。采用对中断负荷进行经济补偿的方式，也是符合电力市场利用经济规律来缓解电力供需矛盾的有效途径，所以设计合理的可中断电价是实施可中断负荷管理的核心内容。文献[1]就电力市场初期在负荷高峰期实施可中断负荷管理时，提出了考虑中断持续时间、用户地理位置与网损关系等因素的优化调度模型。为了提高电能的使用效率，文献[2]根据经济学中的供需理论，将可中断电价与分时电价相结合，提出了可中断电价与分时电价的联合运行的优化设计方案。文献[3]从降低发电成本的角度，设计了促进发电节能的可中断电价模型。文献[4-5]就电力市场中可中断负荷的合同模型、电价实施机制等进行了研究。
上述文献从不同方面对可中断负荷管理和可中断电价的制定进行了理论研究，本文在上述文献的研究基础上，设计了同时考虑方案参与方实施成本效益的可中断电价模型，其中量化了实施双方对电价补偿标准的接受程度，从而确定出优化的可中断电价模型。通过应用此模型对实例进行测算和分析，结果证明了模型的有效性和可行性。
1 考虑双边效益的可中断电价的数学模型
1.1 可中断电价的补偿方式
设计合理的可中断电价是实施可中断负荷管理的关键。可中断电价的制定主要有折扣电价和补偿电价两种形式。折扣电价是对参与可中断负荷管理的用户在负荷中断执行期间内的基本电费给与相应的折扣。补偿电价则是根据用户的中断电量给与用户P(元/kWh)的相应补偿数额。
目前，国内应用较为普遍的是补偿电价的形式，这是因为相较于折扣电价的形式，补偿电价的方式直接与负荷的中断次数和时间相挂钩，能更直观体现电力系统和用户的成本与效益，而且结算方式简单，实施方便，易于被各方接受，所以本文在进行可中断电价模型的制定时考虑采用的是补偿电价的方式。
1.2 可中断电价的制定原则
可中断电价在制定时应该要考虑方案参与双方的效益，具体制定原则如下：
1.2.1 电价的补偿金额应该不小于电力用户的停电成本
可中断电价补偿金额的制定是要以电力用户停电的成本为基础的。实施可中断负荷管理后，用户得到的电价补偿应该要大于实施可中断负荷管理后用户的停电成本，当用户得到的补偿等于停电成本时，即为用户可接受的可中断电价补偿的最低标准。
参照文献[6]中对电网辅助服务价格的制定原则，可中断电价既可以统一制定，也可以分类别分别制定。通常在放开售电侧购买辅助服务以前，可以统一制定；在放开售电侧购买辅助服务以后，从公平角度考虑，应单独分类制定，以满足电力用户选择需要。其中，统一制定是指电网对所有参与可中断负荷管理的用户支付的可中断电价实行的是统一定价；而分类制定是指电网对各类参与可中断负荷管理的用户分类制定可中断电价，后者更具有合理性，但是操作要复杂些。
① 统一定价方式
与其他电力用户相比，大工业用户不仅受电容量大，而且通过进行工作时间和生产工艺流程等的改变，具有较大的中断潜力，并且季节、气候等自然因素对这些工业用户的生产用电影响不大，全年都可实施可中断管理。所以大工业用户作为可中断电价的实施对象更具有实施的经济效益，是目前实施可中断负荷管理的重点对象，因此在进行用户停电成本计算时可以考虑将工业用户因为中断电力供应而减少的产品产出带来的利润损失作为工业用户的停电成本。工业用户的停电成本不仅与用户中断的负荷量有关，与用户的类型、用户生产的产品售价和利润也都有关。假设共有n个工业用户参与可中断负荷管理方案，则n个工业用户的总体停电成本函数的具体计算如下：
(1)
式中：Ci(xi)为用户i的停电成本函数；xi为用户i的中断电量；Ti为用户i的单位产品能耗值；βi为用户i的产品的单位产品售价；αi为用户i的产品的单位产品利润率。其中，实施可中断负荷管理总的中断电量为各工业用户的中断电量之和，即有
(2)
设电力用户每中断1kWh的电能得到P元的补偿，则用户中断电量得到的补偿与停电成本的差值就为电力用户的总体收益y(x,P)。
(3)
当中断电量x一定时，收益函数就只与补偿标准P有关，当y(x,P)=0，用户得到的电价补偿Px刚好能弥补用户的总体停电成本C(x)，此时可以计算出用户可接受的最小可中断电价补偿标准P1。只有当P>P1时，用户才能获得收益；反之，当P ② 分类定价方式 与统一定价方式不同，分类定价中电价补偿金额将随电力用户的类别不同而不同，第i类用户的收益yi(xi,P)应为 (4) 同理，当中断电量xi一定时，同样也可以计算出第i类用户可接受的最小可中断电价补偿标准P1。 在可中断负荷管理实施初期，为了实施的简便性和可操作性，可以先考虑采用统一定价方式，当积累一定的实施经验和数据后，参与方案实施的各方精确测算出自己的真实数据后，可以调整至分类定价方式。 1.2.2 电价的补偿金额应该不大于电力系统可免成本 实施可中断负荷管理后，电力系统建设投资成本和相应的运行维护成本都会有减少，另一方面，由于实施了可中断负荷管理，电力系统的售电收入也会相应减少，所以总体来看，对用户的电价补偿金额应该要小于整个电力系统的可免成本，这个可免成本即为实施可中断负荷管理后电力系统的可免投资成本与可免运行维护成本之和扣除掉电力系统在中断时段内的售电损失。 其中，电力系统的可免投资成本包含了电网的可免投资成本S1(M)和电源的可免投资成本S2(M)。具体计算如下： (5) 式中：M为实施可中断负荷管理的中断负荷目标量；k为根据电网规划设计原则规定的容载比取值；t1为变压器及其配套的单位建设造价；t2为电源的单位建设造价；r为折现率；(A/P,r,20)和(A/P,r,30)分别为变压器和发电机组的折现系数，根据文献[7-8]，变压器的寿命一般考虑为20a，火电机组寿命按30a考虑。 实施可中断负荷管理后，电力系统不仅能减少建设投资，也能相应减少运行维护费用，同理，减少的运维费用既包含了电网方面的运维费用Q1(M)，也包含了电源的运维费用Q2(M)。运维费用是电力系统准许收入核定的关键和难点，目前政府价格主管部门尚未对运维费用的核定做出明确具体的规定[6]，参照文献[9-10]，电网和电源的运维费用按照新增固定资产原值的一定比例考虑。 (6) 式中：n1、n2为电网和电源由于实施可中断电价每年可减少的运行维护费占可减少的电网和电源建设投资原值比例。 由于实施了可中断负荷管理，高峰负荷会得到削减，这就使得电力系统的售电量会减少，从而造成电力系统的收益受损，减少的售电收益为 (7) 式中：r1为电网对用户的单位销售电价；r0为电源对电网的上网电价；r2是电源侧的单位发电成本电价。 设电力用户每中断1kWh的电能得到P元的补偿，则电力系统的可免成本与对用户中断电量的补偿之差就为电力系统的收益y(M,x,P)。 (8) 在进行可中断负荷管理时，电网公司与参与方案的用户将事先签订中断负荷量M和负荷中断的时间、次数等，即在实施可中断负荷的一个周期中，中断负荷量M与中断电量x一定，则电力系统的收益函数就只与补偿标准P有关，如果y(M,x,P)=0，用户得到的电价补偿Px刚好等于电力系统的可免成本S(M)+Q(M)-R(x)，此时可以计算出电力系统可接受的最大电价补偿标准P2。当P>P2时，y(M,x,P)<0，实施可中断负荷管理就有损电力系统整体利益；反之，当P 1.3 可中断电价的数学模型 可中断电价的补偿金额应该要尽量平衡参与用户和电力系统的利益，根据上述定价原则，绘出实施可中断负荷管理后电力系统与用户的收益曲线，两曲线的相交点就可以作为实施可中断电价的最终补偿标准。当采用统一定价方式时，用户的收益曲线是参与可中断负荷管理的所有电力用户的整体收益，即按照式(3)绘制；当采用分类定价方式时，不同用户的收益曲线要分类别按式(4)绘制，不同类型的电力用户将得到不同的可中断补偿标准。 图1 可中断电价补偿标准模型 两曲线共有3种相交可能： ①在情况1下，P1 ②在情况2下，P1=P2，电力系统的收益曲线与用户的收益曲线相交点正好与P1、P2重合，此时可中断电价的补偿标准处于参与实施各方接受的临界状态。 ③在情况3下，P1>P2，电力系统的收益曲线与电力用户的收益曲线相交点将大于P2，小于P1，可中断电价的补偿标准将不被实施各方接受，此时不宜实施可中断负荷管理。 不同地区电力用户的用电特性、电源、电网的建设成本、运行维护成本都有所不同，根据各地区的实际情况，在遵循上述原则进行具体计算时，体现在模型上就是各方收益曲线的截距和斜率不同，由曲线相交点确定出的可中断电价补偿标准也就相应不同，但是只有相交点在情况1的条件下，才能保证可中断负荷方案实施的可行性。 为验证本文所述的可中断电价的有效性，采用贵州省安顺地区电网为例，分析实施可中断电价后参与各方的效益。 冬季是贵州省年负荷曲线高峰时期，电力供需形势相对紧张，所以考虑对贵州安顺电网在年用电的高峰时期12～1月实施可中断负荷方案并进行方案实施的预测分析。可中断负荷方案的实施时间应该是日负荷曲线的尖峰时段，安顺电网的日负荷曲线呈现的是双峰一谷的形状，早高峰和晚高峰的峰值相当，都需要进行避峰管理，所以采用在早、晚高峰各自中断2h，每天中断4h的中断方式。中断时段按照早、晚高峰最大负荷值出现前、后一个小时来确定，即为早上的10:00～12:00、晚上的18:00～20:00。 根据经验，实施可中断负荷管理在系统高峰时期能降低最高负荷的3%～5%[11]，所以拟定在安顺电网实施的可中断负荷量为某预测年最大负荷的3%。通过对安顺电网的用电结构分析可知，安顺地区的工业用电占到了全社会用电的70%以上，其中的大工业用电又在工业用电比重中占有很大的比重，所以选取安顺电网内铝业、冶金、建材、化工四大工业类型中供电负荷大于10MW的用户作为实施可中断负荷管理对象。根据上述可中断电价的模型，需要分别计算出用户和电力系统的收益函数，为简化起见，算例中对参与的用户采用统一定价的方式。根据文献[12-16]，可得用户的收益函数计算参数如表1所示。 地区电网主要考虑110kV变电容量的建设，110kV变电容量及其配套设施的单位造价计算约为37.18万元/MVA；110kV变电容量的容载比取1.8～2.1；贵州省单位电源的建设造价按火电机组的造价考虑，取500万元/MW；折现率按10%计。 表1 用户收益函数计算参数 相较于节省的电源建设投资成本，电源节省的运维费用和发电成本很小，为了简化计算，电力系统的可免运行成本暂时只考虑电网的可免运行成本，电网由于实施可中断电价每年可减少的运行维护费按照可减少的变电投资原值的4%考虑；在计算电力系统损失的售电收益时，暂时先不考虑减少售电量的电源发电成本，只计算损失掉的用户售电收入。贵州省现行的大工业用电不同电压等级电价的平均水平为0.54元/kWh，贵州电网目前的燃煤机组标杆上网电价为0.372 8元/kWh。根据式(1)～(8)可中断电价的具体计算结果如表2所示。 表2 可中断电价补偿标准计算结果 从表2可见，P1 按照确定的可中断电价对用户每中断1kWh电量补偿1.198 4元的标准，分别对参与实施方案的各方进行效益评估测算，其中，对实施可中断负荷管理后电力系统的收益分电源侧和电网侧分别进行测算，结果如表3、表4所示。 表3 用户收益计算结果 表4 电力系统收益计算结果 由表3、表4可以看出，实施可中断电价后，如果按照确定的电价补偿标准对中断用户进行中断电量的补偿，所有参与方都将获得盈利，符合实施可中断负荷管理的原则，很好地起到激励用户积极参与、努力调节自身用电负荷曲线的作用。 本文将可中断负荷管理方案参与双方的实施效益同时考虑进可中断电价的制定模型中，通过分析可以得到如下结论。 ① 考虑方案参与双方实施效益的可中断电价模型对参与各方都能带来收益。对于电力系统来说，不仅能减少或延缓电源和电网建设的投资成本和运维成本，还能提高整个电力系统运行的可靠性和安全稳定性。对于参与可中断电价实施的电力用户来说，用户能够从电价补偿中获得收益，这个收益将大于由于实施中断负荷带来的停电成本。同时，在实施可中断电价方案之后，用户为了争取收益的最大化，会不断优化自己的生产工艺和生产流程，尽量改善自身的用电方式，从而也能达到优化负荷曲线的目的。 ② 虽然对于电力系统整体来说，实施可中断电价的效益巨大，但是其中获得的收益却不平衡，电源侧的效益明显，而电网公司所得的经济效益相对很小，但是可中断电价的实施主体是电网公司，如果不能采取措施对其进行激励，就无法使电网公司积极参与，从而会有可能阻碍可中断电价的实施和推广，也就无法获得整个电力系统的最佳经济效益，所以有必要对方案实施后的效益分配机制做下一步深入研究。 [1] 于娜，芙蓉薇.电力市场高峰时段可中断负荷优化购买模型[J].电力系统及其自动化学报，2010，22(4)： 89-93. 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Based on the analysis of the cost-benefit of each participant, the acceptance level of compensation standard of interruptible price is analyzed after the application of this scheme, and the critical value standard receipted by each participant is quantified. Furthermore, the optimal model of the interruptible price is proposed by considering cost-benefit of each participants when interruptible load management is applied. In the end, the Anshun power grid of Guizhou province is used to demonstrate the feasibility and effectiveness of interruptible price model. power market；demand side management；interruptible price；power outage cost 1007-2322(2016)06-0087-05 A TM732 中国南方电网有限责任公司科技项目(K-GZ2013-003) 2015-11-11 赵 菁(1979—)，女，副教授，研究方向为电力系统控制及负荷管理，E-mail：zhaojing347@sina.com； 刘 敏(1972—)，女，教授，研究方向为电力市场及风险管理，E-mail：minliu666@163.com。
2 仿真算例
3 结束语
