考虑可中断负荷的大用户输电网过网费定价研究

房红，严慧敏，袁越

(河海大学能源与电气学院，南京市 210098)

考虑可中断负荷的大用户输电网
过网费定价研究

房红，严慧敏，袁越

(河海大学能源与电气学院，南京市 210098)

大用户直购电是我国电力市场改革的必然趋势，将成为用户实施选择权的主要方式。根据大用户直购电交易的特点，提出一种考虑可中断负荷的大用户输电网过网费定价方法。该方法在综合考虑合同电量约束和中断负荷约束的前提下，建立了大用户中断阻塞管理模型。在此基础上，利用输电长期增量成本法(transmission long run incremental cost，T-LRIC)进行过网费定价。最后，以IEEE 30节点测试系统为例，验证了所提定价模型的正确性，并计算分析了不同交易量以及中断负荷对输电阻塞和过网费的影响。分析结果表明，通过合理配置合同电量及选择中断负荷，能够有效提高输电网的经济利用效率并改善线路阻塞延缓投资时间，过网费用也有所降低，为发电企业和大用户合理申报直购电量提供参考，有利于我国大用户直购电长期交易的开展。

大用户直购电；过网费；输电长期增量成本法(T-LRIC)；阻塞管理；可中断负荷

0 引 言

以大用户为核心的中长期交易将成为我国电力市场下一步发展的重点[1-2]。大用户直购电的研究热点主要集中在竞价策略、交易模式等[3-5]方面。其中，大用户直购电过网费的定价策略直接影响电力市场各参与者的切身利益，是电力改革最为核心的问题之一，许多学者对此进行了相关研究。

文献[6]介绍了我国现行直购电过网费定价机制算法，计算简单易操作。文献[7]以发电商、电网、大用户收益均衡为目标，建立最优定价模型。文献[8]对大用户直购电现状，提出合同直购和实时结算2种模式下的最优电价。文献[9]提出了综合成本定价方法，该方法考虑了分时电价和电能质量。上述文献针对大用户直购电的过网费定价已取得一些成果，但交易量大小对输电阻塞和过网费影响的研究还相对较少，同时考虑到目前我国电网结构薄弱，需要大量建设和投资，因此大用户的输电网过网费定价不仅要促使电网使用者合理利用输电资源，而且要为电网扩建提供前瞻性的价格信号。

增量成本法能够考虑电网长期规划的成本，是输配电价格制定的重要方法。以长期增量成本法为主导方法的过网费定价已在英国的配电网中得到应用[10-11]，但由于输电网和配电网触发投资条件和负荷增长速率不同，且输电网需要考虑发电容量限制问题，因此长期增量成本法不适用于输电网[12-13]。文献[12-13]对长期增量成本法进行改进并提出输电长期增量成本法(transmission long run incremental cost，T-LRIC)，该方法能够同时计及输电阻塞等短期运行成本和负荷增长、线路扩容等长期投资成本。

在现有工作的基础上，基于T-LRIC方法，将可中断负荷引入大用户的阻塞管理，综合考虑大用户直购电交易和可中断负荷对输电阻塞和过网费的影响，提出考虑可中断负荷的大用户输电网过网费定价模型，并通过算例进行验证。算例结果表明：所提定价模型能够有效回收电网公司的投资建设成本，并通过合理配置合同电量和选择中断负荷降低过网费用，为大用户开展长期交易提供参考。

1 大用户直购电的中断阻塞管理模型

1.1 问题阐述

阻塞管理是电网运行面临的一个重要问题，在大用户输电定价中不可忽略。传统的阻塞管理方式主要有切负荷和削减双边合同交易量，如果进行盲目切负荷将忽略用户意愿，而削减合同电量将削弱合同效力，都可能给用户造成经济损失。在电力市场环境下，系统关注的重点是如何在避免盲目切负荷以及保证双边合同不被破坏[14]的情况下成功实现交易。因此，大用户的阻塞管理不仅需要通过短期引导或削减负荷来保证电网的安全可靠运行，更重要的是在中长期交易计划可实现的基础上通过定价为输电网的公平使用和长期规划提供合理的价格信号。基于此，本文在不改变市场交易的情况下，将可中断负荷引入大用户的阻塞管理。

1.2 目标函数

在阻塞管理中引入可中断负荷，目标函数不仅要考虑发电机的运行成本，而且要包含大用户的中断补偿成本，具体公式为：

(1)

(2)

1.3 约束条件

在考虑功率平衡约束、机组出力约束、爬坡速率约束、输电线路容量约束的基础上，还需依据交易规则增加合同约束，包括中断负荷合同约束和合同电量约束。中断负荷合同包含负荷中断的容量、次数、持续时间等；合同电量约束，即在合同期内，发电公司的发电量要保证满足所签订的合同电量要求。目前大用户与发电公司之间一般不规定具体时段的电能交易情况，因此模型假设合同期内大用户每天的合同电量相同。综上，约束条件如下。

(1)功率平衡约束：

(3)

式中：PD,t为t时刻内系统的负荷， MW。

(2)机组出力约束:

(4)

(3)爬坡速率约束:

(5)

(6)

式中：Pup,i和Pdown,i分别为机组功率上升量限值和功率下降量限值， MW/h；ΔT为时段间隔，h。

(4)中断负荷合同约束。不同行业根据自身用电持续性的要求签订中断负荷合同。中断负荷合同的制定方法在文献[15-16]已进行了详细研究，在此不再赘述。

(7)

(8)

(9)

(5)大用户合同电量约束。为了在长期电力供应中避免电价波动带来的经济损失，对于有特殊需要和供电保障要求的大用户来说，合同电量约束有着重要的现实意义。

(10)

式中：Ei为直购电合同电量， MW·h。

(6)输电线路容量约束:

(11)

1.4 大用户阻塞管理成本计算与分摊

阻塞成本是考虑输电线路容量约束前后，2种不同调度策略下的最优发电成本差值[17]。计算公式为

(12)

式中：CC为输电网每小时总的阻塞成本，￡/h； {minC|3-11}为目标函数C在式(3)—(11)约束下的最小值；{minC|3-10}为目标函数C在式(3)—(10)约束下的最小值。

(13)

式中：k为阻塞元件索引号，1≤k≤K；K为阻塞元件数；CC,k为分摊到元件k的阻塞成本，￡/a。

2 大用户直购电的输电网过网费定价

2.1 输电长期增量成本定价模型

为了在输电定价中计及输电网的长期规划，本文采用T-LRIC方法计算大用户过网费。该方法是通过比较经济运行调节措施和网络投资措施对输电网过网费的影响，从而获得更经济的投资决策。T-LRIC

的计算原理与交易模式无关，可以适用于多种交易模式，其计算步骤如下。

(1)元件投资时间的确定。元件最佳投资时间ninv计算公式为

(14)

(15)

(16)

(17)

(18)

节点N的过网费为所有阻塞元件年度增量成本和与节点注入功率的比值：

(19)

2.2 模型求解

考虑可中断负荷的大用户过网费计算流程如图1所示，求解步骤如下。

(1)输入原始数据，包括规划周期、元件寿命周期、贴现率、发电机参数、线路和变压器参数、可中断负荷参数、合同电量、负荷年增长率、大用户年度负荷数据。

(2)由于输电网中的阻塞线路常集中在主干线路，因此首先运行不考虑中断阻塞管理的直流潮流，在规划周期内计算系统全部线路负荷率随时间变化，得到发生阻塞的线路。然后计算通过中断阻塞管理形成的全网阻塞成本，并根据各阻塞元件对电网的使用程度计算其分摊的每年阻塞成本现值。

(3)通过设定的初始年份步长逐渐迭代寻找每年阻塞成本现值和每年投资成本现值的平衡点，得到节点注入功率前元件最佳投资时间。

(4)各节点注入功率后，阻塞线路会出现相应功率变化，得到新的投资年。计算节点注入功率前后两次投资成本现值的差值，从而得到过网费。

图1 考虑可中断负荷的大用户过网费计算流程图Fig.1 Flowchart of wheeling cost by large consumers considering interruptible load

3 算例分析

为了验证所提模型的有效性，采用IEEE 30节点测试系统进行计算分析。该系统拓扑结构如图2所示，共由6台发电机、41条线路组成。假设负荷年增长率为1.8%，贴现率为6.9%，元件寿命为40年，规划周期为30年。大用户年度负荷数据采用某市实测数据，采样间隔为1 h，分为8 760个调度时段。

图2 IEEE 30节点系统接线图Fig.2 Diagram of IEEE 30 bus system

为简化计算，假设用户补偿价格与中断容量成正比。由于不希望在很多节点裁减负荷，因此假设每次只中断一处负荷。基于此，算例在节点2、节点4、节点10和节点24处构造4个可中断负荷，其参数见表1。

表1 可中断负荷参数
Table 1 Parameters of interruptible loads

3.1 直购电安排建议

首先运行不考虑中断阻塞管理的直流最优潮流，在规划周期内，得到线路1和线路14将会发生阻塞。基于此，假设按照各发电厂全年满发情况下所产生电量的40%作为直购电合同电量。此时，若取节点4为中断负荷，系统变化情况如表2所示。

表2 各台机组签订相同直购电电量时的情况分析
Table 2 Situations analysis of power system when large consumers’ energy requirements are same

由表2可知，相比其他机组，2号机组在签订同比例直购电量时，系统阻塞线路的过载程度最轻，投资时间延迟最多。无直购电和1号机组签订40%的直购电量时，线路的负荷率和投资时间相同。3号和5号机组各签订40%的直购电量时，阻塞线路1的投资年限都有延迟，而线路14的投资年限都有提前。2号、4号和6号机组各签订40%的直购电量时，各阻塞线路的投资时间比无直购电时都明显延迟。这主要是因为签订40%直购电量的直购电合同后，1号机组出力对系统调度影响不大，3号和5号机组出力减轻线路1的阻塞程度，却加重线路14的阻塞，2号、4号和6号机组出力减轻线路的阻塞程度，特别是2号机组所在节点对消减阻塞线路过负荷具有最大的灵敏度。

因此，重点研究2号机组在不同直购电量下中断负荷节点4时，过网费的变化情况。图3为2号机组签订不同直购电电量下过网费的变化图。由图3可知，随着2号机组签订直购电量的增加，过网费呈现先减小后增大的趋势。当直购电比例为40%时，过网费最低。这是由于合同电量的约束，导致签订协议的机组发电量增加，这势必会影响到此时段系统其他机组的出力情况，从而改变线路的潮流分布。当直购电比例从20%不断增加到40%时，阻塞线路的过载程度逐渐减轻，投资时间逐渐延迟，过网费用减小。但由于输电线路容量的约束，固化的签订合同的机组出力不能一味增加，因此当直购电比例增加到45%以后，线路的阻塞程度严重，阻塞线路数量增加，投资时间明显提前，过网费用逐渐增大。基于此，建议大用户直购电交易采取部分电量直购，即大用户部分负荷与发电机部分容量参与到直购电中。

图3 2号机组签订不同直购电电量下过网费变化图Fig.3 Wheeling cost change when unit 2 provides different amount of energy for large consumers

3.2 投资时间评估

对比不同负荷节点中断时，在T-LRIC模型和2号机组签订直购电比例为40%的本文模型下，系统各阻塞线路的投资时间和过网费，结果如表3所示。

由表3可知，在本文模型下，阻塞线路1和线路14的实际投资时间较T-LRIC模型都明显延迟。这是由于合同电量约束和中断负荷约束的影响，缓解线路的阻塞程度，降低过网费。此外，负荷节点4中断时投资时间延迟最大，说明当2号机组参与直购电、节点4参与可中断时，整个系统效果较好。虽然节点2中断容量较大，但是补偿费用较高，导致系统运行费用增加。相比其他节点，节点4与2号机组位置距离最近，中断容量也较大，其他节点与2号机组位置距离越远，增加电网潮流将产生不利影响。因此，若某机组参与直购电，选取中断容量较大、距离该机组较近的用户实施可中断负荷具有较高的效益。

表3 2种模型下不同节点中断时的情况对比
Table 3 Situation comparison of different nodes between two models

图4给出了2号机组签订40%直购电量下，中断节点4时，阻塞线路1和线路14在节点注入功率前后投资时间差值对比。正值越大代表延缓年份越多，负值越大代表提前年份越多。由图4可知，对于线路1，节点2有最大的负值(-0.63)，说明在此节点新接入大用户线路的投资时间提前年份最多，改造升级时间提前最快，阻塞加重程度最大；节点3有最大的正值(0.45)，说明在此节点新接入大用户将最大化减轻线路阻塞，延缓线路改造升级时间。对于线路14，节点10有最大的负值(-0.56)，在此节点新接入大用户将会对线路的阻塞加重最大；在节点9和节点11有最大的正值(0.44)，因此新接入大用户将会最大限度减轻线路阻塞。

图4 线路1和线路14投资时间差值对比Fig.4 Comparison of investment time lag between line 1 and line 14

3.3 过网费用评估

表4列出了采用T-LRIC模型和本文模型下过网费的对比情况。由表4可知，本文模型下有些节点的过网费用低于T-LRIC模型，有的高于T-LRIC模型。这是因为不同节点对系统阻塞程度的贡献不同。其中，节点2的费用要明显高于其余节点，这是因为相对于其他节点，在节点2新接入用户，对线路1的负担影响更大，导致线路1投资时间提前更多。而节点3费用负值最大，说明在此节点新接入用户对缓解线路1的阻塞是最有利的贡献。此外，从整体看，本文模型计算得到的过网费低于T-LRIC模型的过网费。

表4 2种模型下过网费对比
Table 4 Comparison of wheeling cost between two models

4 结 论

本文基于输电长期增量成本法，提出一种考虑可中断负荷的大用户输电网过网费定价方法，该方法充分考虑大用户直购电交易和中断负荷的特点，在保证中长期交易计划成功实现的同时，通过定价为输电网的公平使用和长期规划提供合理的价格信号。针对不同交易量和中断负荷对输电阻塞和过网费的影响进行了计算分析，分析结果表明，通过合理配置合同电量及选择中断负荷，该定价方法能够满足大用户的需求；而且有利于签订直购电合同的发电公司优先发电、减少风险；另外，可以有效回收电网公司的投资建设成本，提高输电网的经济利用效率，并改善线路阻塞，降低过网费用，充分调动市场成员参与直购电的积极性，为交易双方合理选择直购电量提供参考，有利于长期交易的开展。

值得说明的是，由于售电市场的放开和大用户直购电电压等级的逐步降低，考虑大用户的配电网过网费定价将在后续研究工作中体现。

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(编辑 景贺峰)

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

国家自然科学基金项目(51477041)；教育部、国家外国专家局“海外名师”项目(MS2012HHDX021)

TM 727

A

1000-7229(2016)07-0047-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.07.007

2016-03-27

房红(1990)，女，硕士研究生，主要研究方向为电力市场；

严慧敏(1964)，女，高级工程师，主要研究方向为可再生能源利用技术、电力系统保护与控制、电力市场等；

袁越(1966)，男，博士，教授，博士生导师，主要研究方向为电力系统运行与控制、可再生能源发电技术、智能电网与微网技术、电力市场等。

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