劉 易，王麗萍，趙亞威，吳嘉杰

(華北電力大學(xué)可再生能源學(xué)院，北京 102206)

目前，我國上網(wǎng)電價依然實行政府定價的方式，基本上所有的上網(wǎng)電價采用的是單一電量電價方式，但對于來自不同發(fā)電方式產(chǎn)生的電量，上網(wǎng)電價有所不同[1]。相比較而言，水電價格最低，火電、核電、氣電價格略高于水電，風(fēng)電、太陽能的上網(wǎng)電價最高?？傮w來看，水電上網(wǎng)電價遠(yuǎn)低于火電，使得水電的售電收入較低，效益較差。對于擁有多類型電源的發(fā)電集團而言，在大量生產(chǎn)高價火電的同時，更多的水能資源被舍棄，造成了可再生能源的巨大浪費。除此之外，我國水電項目逐漸向西南地區(qū)轉(zhuǎn)移，但由于項目所在區(qū)域經(jīng)濟相對落后，當(dāng)?shù)貙⒖焖侔l(fā)展致富的愿望強加于水電項目上，導(dǎo)致征地、移民費用大幅增加，造成水電造價、運行成本的提高，水電的發(fā)電效益被進一步壓縮[2]。

此外，國家發(fā)改委在《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)的通知》中決定進一步提高燃煤發(fā)電標(biāo)桿電價，緩解燃煤發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營困難，卻未提及對于水電電價的調(diào)整。對于西南地區(qū)而言，水電的上網(wǎng)電價遠(yuǎn)低于火電是否合適，是否有利于推動西南地區(qū)水電的進一步開發(fā)以及電力系統(tǒng)經(jīng)濟運行，都是值得探討和研究的問題。

本文從電力系統(tǒng)上網(wǎng)電價的角度出發(fā)，計算系統(tǒng)售電收入、發(fā)電成本以及棄水電量，建立發(fā)電效益優(yōu)化模型，分析上網(wǎng)電價、發(fā)電效益和水電棄水電量三者之間的關(guān)系，并通過上網(wǎng)電價的調(diào)整，使得在減少水電棄水損失的同時，保證電力系統(tǒng)總效益盡可能的增大，為上網(wǎng)電價的制定提供參考。

1 發(fā)電效益模型

水火電系統(tǒng)發(fā)電經(jīng)濟效益模型的構(gòu)建，主要從電力系統(tǒng)售電收入和發(fā)電成本兩方面考慮。①水電的上網(wǎng)電價要低于火電，這意味著更多火電電量可以帶來更多售電收入；②火電發(fā)電需要消耗煤炭資源，而水電成本相對于火電來說幾乎可以忽略不計，電力系統(tǒng)對水電消納的越多，火電發(fā)電量越少，總發(fā)電成本越小，水電的棄水電量也會越少，但售電收入也會降低。因此，本文在考慮電力電量平衡的基礎(chǔ)上，建立了電力系統(tǒng)發(fā)電經(jīng)濟效益模型。

1.1 目標(biāo)函數(shù)

系統(tǒng)發(fā)電效益為售電收入與發(fā)電成本之差。

(1)

1.2 約束條件

(1)電力平衡約束

(2)

(2)電量平衡約束

(3)

式中，ES—各個計算時段內(nèi)系統(tǒng)所需電量；Ei—i電站在計算時段內(nèi)的發(fā)電量。

一般電力電量平衡計算需同時滿足全年12個典型日電力電量平衡約束。

(3)火電調(diào)峰容量約束

maxPT-minPT≤maxPT·η

(4)

式中，maxPT—單個典型日內(nèi)火電出力的最大值；minPT—單個典型日內(nèi)火電出力的最小值；η—火電的調(diào)峰系數(shù)，代表了系統(tǒng)火電的調(diào)峰能力。

在進行系統(tǒng)負(fù)荷分配時，一般優(yōu)先計算水電，再計算火電。若火電無法滿足調(diào)峰約束，只能抬高火電基荷出力，放棄部分水電電量，以達到系統(tǒng)的電力電量平衡。

(4)火電煤耗曲線關(guān)系

(5)

式中，am，bm，cm—m號火電機組的煤耗系數(shù)；pm—m號火電機組被分配的出力。

(5)火電機組出力上、下限約束

(6)

1.3 模型求解

計算系統(tǒng)發(fā)電效益時，需要進行售電收入、發(fā)電成本以及棄水電量的計算。計算模塊分別是電量分配試算、電力電量平衡計算和火電廠內(nèi)經(jīng)濟運行方案制定3個部分。每部分對應(yīng)計算售電收入、棄水電量和發(fā)電成本。①對于不同的電量分配方案，根據(jù)發(fā)電量和上網(wǎng)電價計算售電收入；②通過已定的水火電電量分配方案進行電力電量平衡計算，得到各電源出力過程，判斷火電調(diào)峰容量是否超限，超限則對火電出力過程進行修正，提高火電基荷出力，并通過水電站實際發(fā)電量和理論發(fā)電量計算水電棄水電量；③根據(jù)火電出力過程，采用等微增率法進行火電廠內(nèi)機組經(jīng)濟運行方案制定，計算煤耗成本和啟停機成本。

1.3.1 電量分配試算

在計算電力系統(tǒng)各電源發(fā)電效益時，水、火電發(fā)電量直接影響系統(tǒng)的售電收入。在進行電力電量平衡計算之前，需要對水火電各自承擔(dān)的電量進行試算，給定水、火電發(fā)電量進行余荷逐次后移法計算。

設(shè)典型日內(nèi)，水電發(fā)電量占總需求電量比例為η，電力系統(tǒng)總需求電量為E，則

Ehydro=ηEEthermal=(1-η)E

(7)

對η進行離散，然后試算?？梢酝ㄟ^縮小η的取值范圍，減小計算量。由于水、火電工作容量限制，η必須滿足：

(8)

在η的上下限內(nèi)按一定比例進行離散，計算不同η所對應(yīng)的水電發(fā)電量和火電發(fā)電量，計算水、火電發(fā)電量的售電收入。

1.3.2 電力電量平衡計算

本文選擇余荷逐次后移法[3]進行電力電量平衡計算，得到水火電出力過程以及水電總棄水電量。余荷逐次后移法能夠在系統(tǒng)最大負(fù)荷處充分利用各電源工作容量，從而使得留給火電的剩余負(fù)荷盡可能保持平穩(wěn)，以減少因火電調(diào)峰容量不足導(dǎo)致的水電調(diào)峰棄水電量。與常用的逐次切負(fù)荷法不同，余荷逐次后移法無需通過循環(huán)尋找工作位置，而是直接采用公式計算電站最大工作容量和全時段的負(fù)荷分配情況，計算量較小，計算速度快。

1.3.3 火電廠內(nèi)經(jīng)濟運行方案制定

在火電出力過程確定后，需進行火電發(fā)電成本計算，即火電廠內(nèi)經(jīng)濟運行方案的制定。目前求解火電廠內(nèi)經(jīng)濟運行模型的方法主要有整數(shù)規(guī)劃法、動態(tài)規(guī)劃法、智能算法以及等微增率法等。整數(shù)規(guī)劃法、動態(tài)規(guī)劃法雖然能夠得到全局最優(yōu)解，但計算耗時較長，考慮到模型整體計算效率，不宜采用上述兩種方法；智能算法雖然計算效率稍快，但存在陷入局部最優(yōu)的缺點，同樣不宜采用；等微增率法是一種求解火電廠內(nèi)經(jīng)濟運行模型的經(jīng)典方法，有著求解速度快，結(jié)果精度高的優(yōu)點，故本文選擇等微增率法求解最優(yōu)火電廠內(nèi)經(jīng)濟運行方案。

等微增率法以極值理論為基礎(chǔ)，是目前最為常用的解決機組負(fù)荷優(yōu)化分配問題的方法，文獻[4，5]詳細(xì)介紹了等微增率的計算原理，經(jīng)嚴(yán)格推導(dǎo)，機組m在T時段的最優(yōu)出力為：

(9)

通過等微增率法原理可知，對于一定火電負(fù)荷，具有相同煤耗曲線的機組出力相同時，總煤耗最小。但等微增率法也存在缺陷，由于其計算公式中未涉及機組自身容量，而通過火電總負(fù)荷和機組煤耗曲線相關(guān)系數(shù)求得的最優(yōu)解可能會超過機組裝機容量，或不滿足振動區(qū)約束；同時，也無法處理具有容量限制的問題，很難得到可行解。文獻[6]認(rèn)為等微增率法與Kuhn-Tucker條件相結(jié)合可以解決機組出力上下限的不足，具體處理辦法是先利用等微增率法計算各機組最優(yōu)出力，然后檢查最優(yōu)出力是否超限，若超出上限則取上限值，超出下限則取下限值，再從承擔(dān)的負(fù)荷中減去該出力。通過實際計算發(fā)現(xiàn)，此方法處理約束條件可行，但機組參與計算順序會影響負(fù)荷分配結(jié)果，有時甚至同樣無法得到可行解，應(yīng)用條件苛刻。

故本文在等微增率法的基礎(chǔ)上提出一種優(yōu)化的機組計算順序，通過判斷每種容量機組煤耗特性的“優(yōu)”和“差”，按照“從優(yōu)到差”的原則安排機組參與計算的順序。對于不同機組容量C1，C2，…，Cn，求其最小公倍數(shù)C′，計算每種容量機組在獨自承擔(dān)C′負(fù)荷時的煤耗量yi：

(10)

將yi從小到大排列，其對應(yīng)的機組的煤耗特性從優(yōu)到劣，在火電廠內(nèi)經(jīng)濟運行的時候優(yōu)先參加工作。經(jīng)過實際反復(fù)計算，使用此計算順序后，采用K-T條件對算法對機組最優(yōu)出力進行修正，可有效避免出現(xiàn)最終無法得到可行解的問題。

綜上所述，模型優(yōu)化算法流程如圖1所示。

2 實例分析

2.1 基本情況及資料

以西南某區(qū)域電網(wǎng)為例，汛期為6～9月，其余月份為非汛期。1～12月月最大負(fù)荷、月平均負(fù)荷見表1，汛期與非汛期各月典型日負(fù)荷率見表2。電力系統(tǒng)中的12座水電站月平均出力見表3，12座水電站的詳細(xì)資料見表4，火電站基本資料見表5，系統(tǒng)總裝機為21200MW，其中水電9050MW，火電12150MW，電力系統(tǒng)備用容量為年最大負(fù)荷的15%，火電站月調(diào)節(jié)系數(shù)為1.05，火電調(diào)峰系數(shù)為0.2。西南地區(qū)煤炭價格為600元/t，水電的上網(wǎng)電價平均0.288元/(kW·h)，火電的上網(wǎng)電價為0.4012元/(kW·h)。

表1 電力系統(tǒng)年最大負(fù)荷 單位：MW

表2 電力系統(tǒng)汛期和非汛期典型日負(fù)荷率

表3 電力系統(tǒng)水電站月平均出力 單位：MW

表5 電力系統(tǒng)火電站基本信息

表4 電力系統(tǒng)水電站基本信息

2.2 計算結(jié)果分析

2.2.1 經(jīng)濟效益最優(yōu)結(jié)果分析

經(jīng)計算，系統(tǒng)最優(yōu)經(jīng)濟效益為210.41億元，火電售電收入為298.99億元，水電售電收入為61.87億元，火電煤耗成本為150.36億元，啟停機成本及其他附加成本為0.0917億元；系統(tǒng)總發(fā)電量為959.44億kW·h，其中水電站發(fā)電量為214.23億kW·h，火電發(fā)電量為745.24億kW·h，水電發(fā)電量占系統(tǒng)總發(fā)電量的22.32%，系統(tǒng)總棄水電量為75.97億kW·h。電力系統(tǒng)水電、火電各月發(fā)電量、棄水電量、售電收入、發(fā)電成本、經(jīng)濟收益見表6。

實例中，由于火電上網(wǎng)電價較高，更多的火電發(fā)電量可以增加電力系統(tǒng)的售電收入，但同時也會增加火電的發(fā)電成本。通過火電的調(diào)峰能力限制推算，火電在系統(tǒng)中的發(fā)電量占比的最小值和最大值分別為71%和83%?？紤]不同火電發(fā)電量占比下，計算電力系統(tǒng)發(fā)電效益，不同火電發(fā)電量占比對應(yīng)

表6 發(fā)電效益模型計算結(jié)果表

表7 水電上網(wǎng)電價-經(jīng)濟效益和棄水電量表

的煤耗成本曲線和發(fā)電收入曲線如圖2所示；由于附加成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于煤耗成本，因此繪圖時忽略不計。當(dāng)系統(tǒng)總發(fā)電量一定時，隨著火電發(fā)電占比的增大，系統(tǒng)的售電收入呈線性增長；而從計算結(jié)果上看，火電的煤耗成本的變化近似為二次函數(shù)；電力系統(tǒng)發(fā)電效益最大點則是在兩條增長率曲線相交的位置，如圖3所示?；痣姲l(fā)電量的增大，會導(dǎo)致系統(tǒng)內(nèi)水電發(fā)電量降低，并產(chǎn)生棄水電量，但由于火電售電收入的增加量大于水電售電收入的降低量與火電煤耗成本的增加量之和，所以系統(tǒng)的發(fā)電效益增加。

圖2 煤耗成本曲線與售電收入曲線

圖3 煤耗成本增長率曲線與售電收入增長率曲線

2.2.2 上網(wǎng)電價對發(fā)電效益及棄水電量的影響

上網(wǎng)電價在制定過程中需要考慮復(fù)雜因素，各個地區(qū)的實際情況也各有不同。上網(wǎng)電價對電力企業(yè)的發(fā)電方式和電力系統(tǒng)發(fā)電類型的選擇有著一定促進作用，是政府吸引投資項目，進行宏觀調(diào)控和實施監(jiān)管的重要手段。那么通過改變上網(wǎng)電價，分析其對電力系統(tǒng)經(jīng)濟效益和棄水電量的影響意義重大。

若保持火電上網(wǎng)電價為0.4012元/(kW·h)不變，改變水電上網(wǎng)電價，得到電力系統(tǒng)發(fā)電效益情況見表7，棄水電量和經(jīng)濟效益曲線如圖4所示。

表8 火電上網(wǎng)電價-經(jīng)濟效益和棄水電量結(jié)果表

圖4 水電上網(wǎng)電價變化下棄水電量和發(fā)電效益曲線

從圖4中可以看出，隨著水電上網(wǎng)電價的增加，火電上網(wǎng)電價逐漸失去價格優(yōu)勢，過多的火電電量不能帶來更大的售電收入，其煤耗成本的提升降低了系統(tǒng)的發(fā)電效益；水電發(fā)電量在電力系統(tǒng)中所占比例逐漸上升，水電的棄水電量降低，最終棄水電量達到最小，上網(wǎng)電價的繼續(xù)增加不會使得棄水電量最低，此時，水電的上網(wǎng)電價約為0.322，相比于原電價上漲了約11.8%，經(jīng)濟效益約為216.3億元，相比原經(jīng)濟性模型效益提高了2.8%。

若保持水電的上網(wǎng)電價為0.288元/(kW·h)保持不變，改變火電上網(wǎng)電價，得到電力系統(tǒng)發(fā)電效益情況見表8，棄水電量和經(jīng)濟收益曲線如圖5所示。

圖5 火電上網(wǎng)電價變化下的售電收入和發(fā)電成本曲線

從圖5中可以看出，隨著火電上網(wǎng)電價的增加，火電價格優(yōu)勢愈發(fā)明顯，水電發(fā)電量被火電逐漸擠壓，但由于火電發(fā)電量的增長伴隨著火電煤耗成本的增長，電力系統(tǒng)的發(fā)電效益并沒有呈線性增長。在火電發(fā)電成本曲線末端，由于系統(tǒng)火電調(diào)峰能力限制和裝機容量限制，火電發(fā)電量達到上限，系統(tǒng)煤耗成本不再增長，系統(tǒng)的發(fā)電效益隨火電上網(wǎng)電價的增加呈線性增長。

3 結(jié)語

本文針對水、火電系統(tǒng)中上網(wǎng)電價與棄水電量、發(fā)電經(jīng)濟效益之間的關(guān)系進行研究，建立了計及不同上網(wǎng)電價的電力系統(tǒng)發(fā)電效益模型，考慮水、火售電收入和火電發(fā)電成本以及水電棄水電量的影響，采用試算法、余荷逐次后移法、等微增率法相結(jié)合的方法對模型進行求解。通過實例，計算了某地區(qū)電力系統(tǒng)最優(yōu)發(fā)電效益，并通過不同水、火電上網(wǎng)電價對模型進行計算，分析上網(wǎng)電價對于發(fā)電效益、棄水電量的影響。結(jié)論表明：水、火電上網(wǎng)電價差距過大對水電的進一步開發(fā)利用影響不利，價格杠桿的調(diào)節(jié)作用會使得水能資源被浪費；通過對上網(wǎng)電價的調(diào)整，可以在保證發(fā)電總效益的同時盡量減小水電棄水損失，實現(xiàn)上網(wǎng)電價的價格杠桿作用，為上網(wǎng)電價的制定提供經(jīng)濟效益方面的重要參考。

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