峰谷时段调整对小水电发电行为的影响分析

章 枫，邓 晖，华 文，周子青，徐程炜，房 乐，乔松博

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力有限公司电力市场仿真实验室，杭州 310014；3.浙江电力交易中心有限公司，杭州 310016）

0 引言

20世纪80年代，F.C.Schweppe创新性地提出了实时电价理论［1］，用来应对短期电力不足问题，从此拉开了发达国家实行峰谷分时电价制度的序幕。

1981年，Munasingh提出了一种先通过分析计算边际成本来确定平均电价，再计算峰、谷时段电价的TOU（分时电价）确定方法［2］。1983—1987年，Oyama 通过数学规划的方法，将一天划分为峰、谷、腰和基时段4个时段，并按发电侧边际成本计算各个时段的分时电价［3］。1992 年，Baughman基于蒙特卡洛法对TOU进行了研究，首次提出了反映分时电价时空特性的电价模型［4］。同年，David 提出了DSM（需求侧管理）负荷调节措施，有效缓解了高峰时段电网的供电压力［5］。

20世纪80年代，为缓解福建、华北电网用电压力，我国从需求侧引导用户用电的角度出发，从国外正式引入峰谷分时电价机制，引导居民避免在负荷高峰时期大量用电，对此国内学者对分时电价进行了大量研究［6-14］。1985年至今，峰谷分时电价经历了试行及推广期、深化期和全面推行期，在保障输配电能力、降低供电成本和提高电力资源利用效率等方面发挥了重要作用。

某市水电产业较为发达，多年来为经济社会发展做出了突出贡献。但由于上网峰谷时段电价政策导向的问题，该市电网存在区域负荷峰谷倒置、峰谷时段错位等相关问题。为此，对该市小水电上网峰谷时段进行了调整。基于峰谷时段调整前后该市电网的实测数据，进行了峰谷时段调整对小水电发电行为影响的分析测算。研究测算表明，峰谷时段调整能一定程度上改变小水电发电行为，改善该市电网负荷峰谷倒置、峰谷时段错位等问题。

1 电网情况

1.1 小水电电价政策

某市被水利部授予“中国水电第一市”荣誉称号。截至目前，该市共建成水电站790座，装机容量约268 万kW，除开潭、五里亭和外雄等8 座主要服务于生态环境不能自主调节的水库蓄水小水电站实行平均电价外，其他小水电站均实行峰谷电价。按投产时间段，上网电价分为3类，具体如表1所示。

表1 浙江小水电峰谷电价 元/kWh

2019 年该市全市小水电实际平均上网电价为0.488 5 元/kWh，高峰平均上网电价为0.577 8元/kWh，低谷平均上网电价为0.220 6 元/kWh；峰谷电量比75∶25。

1.2 电网存在的问题

1.2.1 峰谷时段错位导致潮流倒送

该市电网全社会用电负荷峰谷交替变化，高峰、低谷各有3个时段，其中11：00—13：00、17：00—22：00 和00：00—08：00 为负荷低谷时段；8：00—11：00、13：00—17：00 和22：00—24：00 为负荷高峰时段。该市小水电峰谷时段调整前，电网存在峰谷时段错位的问题，具体表现为在11：00—13：00负荷低谷时段，光伏和水电大发，特别是在丰水期，大量水电在白天满发，潮流倒送导致原本送出压力较大的电力通道更加不堪重负，电网送出承载面临巨大考验。

1.2.2 峰谷倒置加剧爬滑坡需求

因峰谷电价差距大，水电站往往通过“昼发夜停”追求发电效益，8：00—22：00 峰电价期间水电集中发电送出，22：00—次日8：00 谷电价期间停发，水电集中开停机造成该市网供负荷呈现与全省其他地区迥异的“峰谷倒置”现象，如图1所示，即网供关口在8：00—22：00点为低谷时段，其他时段为高峰时段。峰谷倒置加剧了由光伏波动性引起的统调负荷去光伏后的“鸭子”曲线特征，导致电网在11：00—12：00时段滑坡需求激增。

图1 全省和该市用电负荷、水电出力曲线

2 小水电峰谷时段调整

2.1 峰谷时段调整的目的

小水电峰谷时段调整的目的是“鼓励调峰、引导径流”，也就是促进电网“削峰填谷”。

1）确保小水电峰谷时段与全省及该市负荷的峰谷时段相匹配，尽量做到功率就地平衡，避免不必要的输电网损，优化能源错配问题。

2）践行绿色发展理念，充分利用水电等绿色能源，同时避免水电集中倒送造成该市电网电压过高，无功补偿设备频繁投切，确保电网潮流电压平稳控制，降低电网运行风险。

2.2 小水电峰谷时段调整情况

为确保电网安全运行，提升电网运行效率效益，实现发、供电双方互利共赢，助推该市高质量绿色发展，对该市小水电上网峰谷时段进行了调整（在保持峰谷小时数不变的情况下，适度调整峰谷时段，高峰时段由8：00-22：00 调整为7：00—11：00、13：00—23：00；低谷时段由22：00—次日8：00调整为11：00—13：00、23：00—次日7：00），调整前后峰谷时段分别如图2（a）及图2（b）所示。

图2 峰谷时段调整情况

3 峰谷电价模型

3.1 峰谷分时电价

峰谷分时电价是指根据系统负荷等水平，将每天划分为峰、平、谷3个时段，每时段执行不同电费标准的电价制度。分时电价具有刺激和鼓励电力用户移峰填谷、优化用电方式的作用。峰谷分时电价可以表示为：

式中：i为时段；N为划分的总时段数，当N=3时，i=1，2，3分别表示峰、平、谷3个时段；Pi为i时段的费率标准；P0为基础电价；PRi为i时段费率标准相对基础电价的浮动比率。

3.2 水电收益

在峰、平、谷3个时段的分时电价下，水电站的发电收益可表示为：

式中：R为水电站的发电收益；Qi（i=1，2，3）为一天中各时段的发电量。

4 考虑机组振动区的水电出力优化

水电站在正常运行过程中，若其出力安排不合理，会导致水轮机组振摆过大，严重影响机组的安全运行和使用寿命。

一般来说，可以将水轮机组的出力区间分为稳定运行区间、许可运行区间和禁止运行区间。在许可运行区间内，虽然机组不会发生故障，但仍会对机组安全运行和使用寿命产生一定的影响；在禁止运行区间内，机组将极易发生严重故障。因此，在安排水电机组出力时应使水电机组运行在稳定运作区间内。本文在优化水电站出力时，避开机组的禁止运行区间和许可运行区间，认为两者都属于机组的振动区。

4.1 振动区计算

假设电站有n台机组，第i台机组的第j段振动区为：

式中：Pins，i，j为第i台机组的第j段振动区功率范围；为第i台机组的第j段振动区功率下限；为第i台机组的第j段振动区功率上限。

则第i台机组的振动区为：

式中：Pins，i为第i台机组的振动区功率范围；ki为第i台机组一共有k段振动区。

则第i台机组的稳定区为：

因此，全站的区间可由所有机组的单机稳定区间的排列组合获得。

4.2 基于峰谷时段的水电机组出力优化

4.2.1 目标函数

本文以水电机组在峰谷时段价格机制下收益最大为目标函数，构建基于峰谷时段的水电机组出力优化模型。目标函数为：

式中：N为该地区的小水电站数量；T为日结算总数，本文取96；Pn为第n结算时段的峰谷时段价格；Qjn为第j个水电站在第n结算时段的出力；tn为第n结算时段的时长。

4.2.2 约束条件

水电站机组出力约束条件为：

水电站日发电量约束条件为：

式中：Rj，max为第j个水电站全天的最大发电量。

水电站出力日波动次数为：

式中：τ为辅助0-1整数变量。

水电站最小期望出力约束为：

5 算例分析

5.1 边界条件

为分析该市小水电上网峰谷时段调整对小水电发电行为的影响，基于峰谷时段调整前后该市电网的实测数据进行复盘分析。其中，调整前取2021-04-17 的数据，调整后取2022-04-17 的数据。

5.2 峰谷时段调整前后电网情况对比

5.2.1 小水电出力情况对比

图3为峰谷时段调整前后，该市小水电站出力对比曲线。图4 为归一化曲线。图3—图7 曲线均以5 min为时间间隔，全天共288个采样点。

由图3、图4可知，调整政策执行后，小水电通过调整出力曲线匹配调整后的峰谷时段，即在11：00—13：00 的2 h 低谷时段降低出力；在22：00—23：00 和07：00—08：00 的2 h 高峰时段增加出力。峰谷时段调整前后小水电站发电行为和出力曲线变化明显。

图3 峰谷时段调整前后小水电出力对比曲线

图4 峰谷时段调整前后小水电出力归一化曲线

5.2.2 网供负荷情况对比

图5为峰谷时段调整前后，该市网供负荷对比曲线。

图5 峰谷时段调整前后网供负荷对比曲线

由图5可知，虽然总体上该市网供负荷7：00—22：00时段仍低于22：00—次日7：00时段，但白天网供负荷低谷时段有明显提升，极大地缓解了网供负荷在低谷时段持续处于低位甚至为负值的现象。特别地，对比2021-04-17 和2022-04-17 峰谷时段调整区间内的网供负荷曲线可知，原11：00—13：00低谷时段网供负荷上升明显，而原7：00—8：00 和22：00—23：00 高峰时段网供负荷下降明显。峰谷时段调整前后，网供负荷曲线“峰谷倒置”现象得到了极大地改善，削峰填谷效应明显。

5.3 经济性分析

为更好地分析峰谷时段调整对该市小水电发电收益的影响，对小水电发电行为进行经济性评估计算。以2022 年4 月17 日为例，分析小水电匹配峰谷时段前后的发电收益情况。

小水电匹配峰谷时段后的出力曲线为2022 年4 月17 日实际出力曲线，匹配前的出力曲线可由以下方式获得：保持水电站全天发电量不变，参照调整前的水电全天出力典型曲线，等比例分配至各时段。匹配前的出力曲线如图6所示。

图6 匹配前小水电出力曲线

根据上网电价政策，可以计算出小水电出力曲线匹配峰谷时段前后的收益情况，结果如表2所示。

表2 匹配前后的经济性分析

由图3可知，小水电出力在匹配峰谷时段上仍有一定的空间。在考虑机组振动区的前提下对小水电出力进行优化，优化目标为最大化发电收益，优化后的出力曲线如图7所示。

图7 优化后小水电出力曲线

计算小水电出力曲线优化前后的收益情况，结果如表3所示。

表3 出力曲线优化前后的经济性分析

由表2、表3可知：

1）若小水电按峰谷时段调整前的发电行为进行出力安排，全天总发电量为8 847.6 MWh，总发电收益为438.0万元，单位收益为495.1元/MWh；若小水电按照2022 年4 月17 日的实际出力曲线进行发电，则在全天总发电量不变的情况下，总发电收益上升至456.9 万元，同比上升5.6%，合计24.2万元，单位收益上升至516.5元/MWh。

2）在考虑机组振动区的前提下，若小水电出力按照最大化发电收益为目标进行优化，则在全天总发电量不变的情况下，总发电收益上升为511.2 万元，相较于调整前同比增加18.1%，合计78.5万元，单位收益上升为577.8元/MWh。

综上所述，小水电不适应调整后的峰谷时段，这将直接降低其发电收益。同时，根据实际运行情况，小水电的适应情况仍有进一步改进的空间。

6 结论

本文基于某市小水电峰谷时段调整前后的电网实测数据，分析了峰谷时段调整对小水电发电行为和经济性的影响，得到主要结论如下：

1）在发电侧购电成本增幅不大的情况下，峰谷时段调整能有效缓解该市峰谷时段错位导致潮流倒送与网供负荷“峰谷倒置”加剧爬滑坡需求的问题。峰谷时段调整后，为增加发电收益，小水电在11：00—13：00 低谷时段降低出力，极大地缓解了网供负荷在低谷时段持续处于低位甚至为负值的现象，避免水电集中倒送造成电网电压过高、无功补偿设备频繁投切等问题，确保了电网潮流电压平稳控制，降低了电网运行风险；小水电在7：00—8：00 和22：00—23：00 高峰时段增加出力，起到了良好的削峰填谷作用，有效缓解了网供负荷“峰谷倒置”加剧电网爬滑坡需求的问题。当前，全省小水电总装机容量约444万kW，峰谷时段调整政策推广至全省后，将再新增近176万kW调节能力，约为全市66%小水电水平，应用前景良好。

2）从发电收益来看，当前峰谷价差对小水电的激励有限。一是由于该市小水电一般均为径流式水电，其库容量和发电装机容量均较小，当前峰谷价差下，即便是小水电最大化其发电收益，新增收入尚无法覆盖其修建水库、增容改造等成本；二是由于计划模式下，进一步拉大峰谷价差的手段有限。计划模式下，拉大小水电的峰谷价差将增加电网购电成本，受成本监审和输配电价改革的影响，新增成本无法及时有效传导至用户侧，将增加电网公司运营压力。

3）为充分调动小水电积极性，建议扩大浙江电力市场参与范围，鼓励小水电机组参与现货市场。随着电力体制改革的不断深化，现货电能量市场将代替调峰市场引导发电机组出力变化：一是电力现货市场能通过完善市场交易规则，扩大市场交易主体、合理设定限价标准等促进市场形成更有效的峰谷分时电价信号，拉大峰谷价差；二是浙江光伏渗透率较高，光伏出力特性导致现货市场出清电价在7：00—8：30相对较高，11：00—12：00为全天最低价时段，现货市场价格信号与网供负荷峰谷信号一致；三是在双边市场模式下，发电侧成本能根据权责利对等的原则有效传导至用户侧。因此，建议扩大浙江电力市场参与范围，鼓励小水电机组以申报固定出力曲线的形式参与现货市场，作为价格接受者参与出清，通过市场引导小水电出力与全省负荷峰谷时段相匹配，实现资源优化配置。建议加快完善辅助服务交易品种，研究适用于小水电的辅助服务交易机制。随着光伏装机容量的持续上升，光伏发电的渗透率不断增加，光伏波动性对电网的影响加剧，统调负荷去光伏后的竞价空间“鸭子”特征将会更加明显。7：00—8：30 的市场出清价格与11：00—12：00的差距将越来越大，亟需加快研究适应小水电等灵活性资源参与的快速爬滑坡辅助服务交易机制，激励小水电提供快速爬滑坡服务，以应对电网平衡冲击和适应新的削峰填谷需求，保障电网平稳运行。

随着电力市场建设的逐步完善，合理设计小水电参与浙江电力现货市场的机制与方式将是未来的研究内容。