基于改進(jìn)長(zhǎng)期增量成本法的可靠性電價(jià)制定方法

李 鵬，項(xiàng) 特，王子軒，范須露，王 楠，文 淼

（1.華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，河北省 保定市 071003；2.國網(wǎng)天津市電力公司，天津市 300010）

0 引言

隨著售電市場(chǎng)改革的深入，用戶對(duì)供電可靠性擁有了自主選擇的權(quán)利，其有權(quán)向供電公司提出更高的要求，以此保障用電的安全可靠；而供電公司的任務(wù)則是在優(yōu)化營(yíng)商環(huán)境的導(dǎo)向下滿足不同區(qū)域、不同類型用戶的差異化可靠性需求。電價(jià)作為電力價(jià)值的體現(xiàn)，能夠有效反映電力在生產(chǎn)到消費(fèi)過程中的價(jià)值波動(dòng)［1-3］，用戶在可靠性需求上的差異必然導(dǎo)致電價(jià)的差異，這就要求供電公司能按差異化可靠性電價(jià)匹配不同等級(jí)的供電可靠性。

在開放的電力市場(chǎng)環(huán)境下，制定可靠性電價(jià)需綜合考慮供應(yīng)側(cè)的可靠性成本和需求側(cè)的供電可靠性。為降低可靠性成本，供電公司需充分發(fā)揮可中斷負(fù)荷的用電靈活性，使其在系統(tǒng)緊急情況下能靈活中斷［4-7］，因此，考慮可中斷響應(yīng)的可靠性電價(jià)能更有效協(xié)調(diào)配電網(wǎng)規(guī)劃中的可靠性與經(jīng)濟(jì)性。如何以最優(yōu)的可靠性成本保障供電可靠性，并實(shí)現(xiàn)對(duì)用戶可靠性服務(wù)的“按質(zhì)論價(jià)、高質(zhì)高價(jià)”是當(dāng)前供電公司亟須解決的問題［8-9］。

差異化可靠性需求對(duì)可靠性電價(jià)的制定具有重要影響。為此，國內(nèi)外學(xué)者對(duì)可靠性電價(jià)的制定展開了一系列研究。文獻(xiàn)［10］根據(jù)用戶可靠性需求，利用模糊聚類方法將系統(tǒng)中的用戶劃分為幾類虛擬用戶，并按照其需求水平購買相應(yīng)的可靠性服務(wù)備用，然后將費(fèi)用分?jǐn)偟礁黝愄摂M用戶得到可靠性電價(jià)。文獻(xiàn)［11］利用可靠性指標(biāo)表征用戶可靠性需求，提出了基于層次分析法的可靠性電價(jià)計(jì)算方法，由此計(jì)算得到的可靠性電價(jià)受主觀因素影響較大。文獻(xiàn)［12］提出了基于熵權(quán)-層次分析法的可靠性電價(jià)制定方法，改進(jìn)了單一評(píng)價(jià)方法的不足，但忽視了可靠性成本對(duì)可靠性電價(jià)制定的影響。文獻(xiàn)［13］提出計(jì)及多階段規(guī)劃與差異化可靠性需求的配電網(wǎng)可靠性電價(jià)，但在計(jì)算可靠性指標(biāo)時(shí)未考慮可中斷負(fù)荷對(duì)其產(chǎn)生的影響。

目前，中低壓配電網(wǎng)常采用多期規(guī)劃，負(fù)荷增長(zhǎng)等微小功率注入會(huì)對(duì)系統(tǒng)可靠性成本產(chǎn)生影響。為將可靠性成本合理分?jǐn)偨o終端用戶，需采用長(zhǎng)期增量成本法計(jì)算可靠性電價(jià)［14］。文獻(xiàn)［15］基于長(zhǎng)期增量成本法，提出了計(jì)及供電可靠性的配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)電價(jià)計(jì)算方法，但文中只考慮了系統(tǒng)正常運(yùn)行情況，忽略了緊急情況下單位注入功率變化對(duì)投資年限的影響。文獻(xiàn)［16］提出了基于組件可靠性的長(zhǎng)期增量成本法，并采用該方法計(jì)算配電網(wǎng)多階段規(guī)劃中可靠性成本的變化，但其只考慮了組件的可靠性年限，并未考慮其經(jīng)濟(jì)年限。文獻(xiàn)［17］提出了考慮可靠性和中斷容忍度的可靠性電價(jià)計(jì)算方法，但終端用戶的差異化需求未能在文中體現(xiàn)。綜上，制定一套合理的可靠性電價(jià)定價(jià)體系需綜合考慮用戶的差異化可靠性需求、組件的經(jīng)濟(jì)投資年限和實(shí)際網(wǎng)絡(luò)投資。

因此，本文提出了基于改進(jìn)長(zhǎng)期增量成本法的配電網(wǎng)可靠性電價(jià)制定方法。該方法結(jié)合經(jīng)濟(jì)投資策略分析了單位注入功率對(duì)經(jīng)濟(jì)投資年限的影響，并根據(jù)經(jīng)濟(jì)投資年限推導(dǎo)出可靠性成本增量，由此計(jì)算出不同供電分區(qū)的可靠性電價(jià)。最后，計(jì)及用戶差異化需求，引入單位可靠性增量成本制定了增量電價(jià)的定價(jià)方法。算例分析表明，由區(qū)域可靠性電價(jià)和增量電價(jià)相結(jié)合的可靠性電價(jià)體系合理有效。

1 計(jì)及負(fù)荷中斷與負(fù)荷轉(zhuǎn)供的可靠性指標(biāo)

負(fù)荷轉(zhuǎn)供能在系統(tǒng)處于緊急情況下為更多終端用戶提供更多供電可靠性［18-19］，而可中斷負(fù)荷可以為負(fù)荷轉(zhuǎn)供提供額外的備用以提升可轉(zhuǎn)供容量［20］。

為充分挖掘饋線的供電潛能和各類用戶可中斷響應(yīng)的潛力，本文將配電網(wǎng)多類型終端用戶分為可中斷負(fù)荷和不可中斷負(fù)荷，引入可中斷響應(yīng)因子表示各負(fù)荷點(diǎn)可中斷負(fù)荷占比情況，并利用故障時(shí)可轉(zhuǎn)供容量作為負(fù)荷轉(zhuǎn)供時(shí)的饋線容量約束：

式中：Str為聯(lián)絡(luò)饋線可轉(zhuǎn)供容量；Smax為聯(lián)絡(luò)饋線允許的最大配電變壓器（本文簡(jiǎn)稱配變）容量［18］；α為線路容量裕度，取0.9；U為聯(lián)絡(luò)饋線電壓；I為聯(lián)絡(luò)饋線允許通過的最大電流，根據(jù)聯(lián)絡(luò)饋線線型及截面積取值；?為聯(lián)絡(luò)饋線上所有配變的最大負(fù)荷同時(shí)率，一般取為0.8；ρ為配變負(fù)載率；Sp為聯(lián)絡(luò)饋線已有配變?nèi)萘恐?；βL，u為負(fù)荷點(diǎn)u的可中斷響應(yīng)因子；DL，u為負(fù)荷點(diǎn)u的負(fù)荷量；Nfu為該聯(lián)絡(luò)饋線上的負(fù)荷點(diǎn)總數(shù)。

1.1 用戶供電可靠性指標(biāo)

配電網(wǎng)中存在大量工業(yè)、商業(yè)和居民等多類型終端用戶，并且其用能特性和可靠性需求存在較大的差異性。首先，結(jié)合配電物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)成果和配電自動(dòng)化系統(tǒng)獲取多類型終端用戶的多元化用能和供電可靠性信息，對(duì)停電信息進(jìn)行時(shí)空多維度分析。然后，根據(jù)文獻(xiàn)［21］所提的故障節(jié)點(diǎn)劃分方法對(duì)故障所在饋線上的所有節(jié)點(diǎn)進(jìn)行分類，節(jié)點(diǎn)分類結(jié)果如表1 所示。接著，根據(jù)文獻(xiàn)［18］所提的負(fù)荷轉(zhuǎn)供策略對(duì)饋線上所有節(jié)點(diǎn)進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)供和容量約束校驗(yàn)。最后，結(jié)合可中斷響應(yīng)因子建立平均停電頻率（頻率型）、平均停電時(shí)間（時(shí)間型）、供電可靠率（時(shí)間型）和期望缺供電量（電量型）等負(fù)荷點(diǎn)多類型供電可靠性指標(biāo)。

表1 節(jié)點(diǎn)類型劃分Table 1 Node type division

1）負(fù)荷點(diǎn)平均停電頻率λL，u

式中：λe為負(fù)荷點(diǎn)等效故障率［18］；NB、NC、ND分別為被劃為B、C、D 類節(jié)點(diǎn)的故障次數(shù)；Ne為故障總次數(shù)。

2）負(fù)荷點(diǎn)平均停電時(shí)間tL，u

式中：tB為故障隔離時(shí)間；tC為故障轉(zhuǎn)供時(shí)間；tD為故障修復(fù)時(shí)間。

3）負(fù)荷點(diǎn)供電可靠率AL，u

4）負(fù)荷點(diǎn)期望缺供電量QEENS，L，u

1.2 供電分區(qū)可靠性指標(biāo)

對(duì)于得到的計(jì)及負(fù)荷中斷與負(fù)荷轉(zhuǎn)供的負(fù)荷點(diǎn)可靠性指標(biāo)，將負(fù)荷點(diǎn)供電可靠率大于等于99.990%的劃入Ⅰ類供電分區(qū)，將負(fù)荷點(diǎn)供電可靠率大于等于99.965%、小于99.990%的劃入Ⅱ類供電分區(qū)，將負(fù)荷點(diǎn)供電可靠率大于等于99.863%、小于99.965%的劃入Ⅲ類供電分區(qū)。各類供電分區(qū)可靠性指標(biāo)按下式計(jì)算：

式中：tq為第q類供電分區(qū)的平均停電時(shí)間；mq為第q類供電分區(qū)內(nèi)總的負(fù)荷點(diǎn)數(shù)；NL，u為負(fù)荷點(diǎn)u的用戶數(shù)；Nq為第q類供電分區(qū)的總用戶數(shù)；λq為第q類供電分區(qū)的平均停電頻率；QEENS，q為第q類供電分區(qū)的期望缺供電量；Aq為第q類供電分區(qū)的供電可靠率。

2 計(jì)及經(jīng)濟(jì)投資策略的可靠性成本模型

2.1 供電分區(qū)單位停電損失數(shù)學(xué)模型

在大多數(shù)的停電損失計(jì)算方法中，常把單位停電損失作為固定值，而實(shí)際上供電分區(qū)單位停電損失是隨停電時(shí)間變化的量［22］，其與終端用戶類型、各類型終端用戶用電量占比、各類型終端用戶停電損失時(shí)間常數(shù)以及停電持續(xù)時(shí)間直接相關(guān)。計(jì)及以上影響因素，本文采用單位停電損失p隨停電時(shí)間變化的指數(shù)型數(shù)學(xué)模型：

式中：pq為第q類供電分區(qū)的單位停電損失；τq為第q類供電分區(qū)的停電損失時(shí)間常數(shù)；kq為第q類供電分區(qū)內(nèi)用戶類型數(shù)量；δq，l為第q類供電分區(qū)內(nèi)第l類終端用戶的用電量比例；pq，l為第q類供電分區(qū)內(nèi)第l類終端用戶的單位停電損失參考值；τq，l為第q類供電分區(qū)內(nèi)第l類終端用戶的停電損失時(shí)間常數(shù)。pq，l和τq，l由 調(diào) 查 統(tǒng) 計(jì) 得 到，各 供 電 分 區(qū) 的 停 電損失時(shí)間常數(shù)取幾何算術(shù)平均值。

2.2 考慮經(jīng)濟(jì)投資策略的供電分區(qū)可靠性成本

為更好地平衡配電網(wǎng)長(zhǎng)期規(guī)劃中的可靠性和經(jīng)濟(jì)性，兼顧電網(wǎng)公司和電力用戶雙方的利益，結(jié)合參考文獻(xiàn)［15］對(duì)配電網(wǎng)元件經(jīng)濟(jì)壽命的定義（配電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)投資年限，即配電網(wǎng)元件從使用到因經(jīng)濟(jì)不合理而停止使用所經(jīng)歷的時(shí)間，該年限區(qū)別于由元件質(zhì)量、使用和維護(hù)情況所決定的元件物理年限，能更精確地評(píng)估停電損失情況），提出以下配電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)投資策略。

1）在該經(jīng)濟(jì)投資年限內(nèi)，配電網(wǎng)供電分區(qū)的可靠性成本不小于最大停電損失與需求響應(yīng)成本之和。計(jì)及負(fù)荷增長(zhǎng)率、可中斷響應(yīng)因子、供電分區(qū)最大停電時(shí)間和配電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)投資年限等影響因素，各供電分區(qū)的最大停電損失數(shù)學(xué)模型如式（8）所示。

式 中：Cout，max為 最 大 停 電 損 失；tq，max為 第q類 供 電 分區(qū)最長(zhǎng)停電時(shí)間；rq為第q類供電分區(qū)年負(fù)荷增長(zhǎng)率；T為配電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)投資年限；Dq為第q類供電分區(qū)的總負(fù)荷量；βq為第q類供電分區(qū)的可中斷響應(yīng)因子。

計(jì)及可中斷響應(yīng)因子的需求響應(yīng)成本CDR為：

式中：ccomp為可中斷負(fù)荷的單位電能補(bǔ)償成本；Dint為可中斷負(fù)荷量。

考慮配電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)投資策略的供電分區(qū)可靠性成本Creli為：

2）不同供電分區(qū)的供電可靠率應(yīng)滿足各供電分區(qū)的供電可靠率標(biāo)準(zhǔn)；計(jì)及需求響應(yīng)后的各供電分區(qū)的平均停電時(shí)間不超過供電分區(qū)的停電時(shí)間最大值；可中斷負(fù)荷量需小于最大可中斷負(fù)荷量；在系統(tǒng)緊急情況下，支路潮流Pij不越限，負(fù)荷點(diǎn)電壓VL，u保持在正常范圍。若不滿足以上約束條件之一也將觸發(fā)可靠性增量成本。

式 中：Aq，max和Aq，min分 別 為 供 電 可 靠 率 上 限、下 限；Dint，max和Dint，min分 別 為 可 中 斷 負(fù) 荷 量 上 限、下 限；Pij，max和Pij，min分 別 為 支 路 潮 流 上 限、下 限；VL，u，max和VL，u，min分別為負(fù)荷點(diǎn)電壓上限、下限。

3 計(jì)及可靠性成本增量與差異化可靠性需求的配電網(wǎng)可靠性電價(jià)計(jì)算

3.1 基于改進(jìn)長(zhǎng)期增量成本法的區(qū)域可靠性電價(jià)計(jì)算

相比于原定價(jià)模型［15］，本文提出的改進(jìn)增量成本法將可靠性成本引入長(zhǎng)期增量成本法中來研究正常運(yùn)行和緊急情況下單位注入功率和可中斷響應(yīng)因子對(duì)配電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)投資年限的影響。

為更好地區(qū)分系統(tǒng)正常運(yùn)行和緊急情況2 種運(yùn)行方式，本文基于各負(fù)荷點(diǎn)的緊急系數(shù)修正正常狀態(tài)下的額定容量，得到緊急情況下的最大可用容量，依此來區(qū)分各負(fù)荷點(diǎn)應(yīng)對(duì)系統(tǒng)緊急事件的能力。緊急系數(shù)定義為所有緊急事件中，流過各負(fù)荷點(diǎn)最大的潮流與正常情況下潮流的比值，較大的緊急系數(shù)表示負(fù)荷點(diǎn)上更多的額定容量需要作為備用容量預(yù)留給偶發(fā)的緊急事件，以承受緊急情況給系統(tǒng)帶來的影響。

3.1.1 系統(tǒng)正常運(yùn)行方式下的經(jīng)濟(jì)投資年限

在負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率前的正常運(yùn)行方式下，為滿足用戶的可靠性需求，系統(tǒng)在保證足夠的備用容量下要滿足所有的可中斷負(fù)荷和不可中斷負(fù)荷的正常供電。此時(shí)，系統(tǒng)最大可用容量為：

式中：Dmax，ava為系統(tǒng)最大可用負(fù)荷容量；Tnor為在正常運(yùn)行方式下負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率前的經(jīng)濟(jì)投資年限；Drated為負(fù)荷額定容量；ψCF為緊急系數(shù)；Duni為正常運(yùn)行方式下的不可中斷負(fù)荷量。

由式（12）可得系統(tǒng)在正常運(yùn)行方式下負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率前的經(jīng)濟(jì)投資年限Tnor為：

在負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率后的正常運(yùn)行方式下，考慮負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率產(chǎn)生的增量潮流對(duì)經(jīng)濟(jì)投資年限的影響。此時(shí)，系統(tǒng)的最大可用容量滿足下式：

式中：Tnor，new為正常運(yùn)行方式下負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率后的現(xiàn)經(jīng)濟(jì)投資年限；ΔPnor為正常運(yùn)行方式下負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率引起的增量潮流。

由式（14）可得系統(tǒng)在正常運(yùn)行方式下負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率后的現(xiàn)經(jīng)濟(jì)投資年限Tnor，new為：

3.1.2 系統(tǒng)緊急情況下的經(jīng)濟(jì)投資年限

在負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率前的緊急情況下，各負(fù)荷點(diǎn)需要保證所有不可中斷負(fù)荷的供電需求，部分線路流過的最大潮流包括故障線路在其正常運(yùn)行方式下保障的不可中斷負(fù)荷以及本線路在緊急情況下潛在的不可中斷負(fù)荷。在此類緊急情況下，系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)投資年限Tcon為：

式中：Duni，con為緊急情況下的不可中斷負(fù)荷量。

在負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率后的緊急情況下，考慮到負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率產(chǎn)生的增量潮流對(duì)配電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)投資年限的影響，計(jì)算得到現(xiàn)經(jīng)濟(jì)投資年限Tcon，new為：

式中：ΔPcon為緊急情況下負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率引起的增量潮流。

每當(dāng)系統(tǒng)中負(fù)荷點(diǎn)有單位功率注入時(shí)，配電網(wǎng)即需進(jìn)行1 次潮流計(jì)算，對(duì)于大型系統(tǒng)在正常運(yùn)行方式和緊急情況下，計(jì)算負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率產(chǎn)生的增量潮流非常耗時(shí)。由于負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率相較于整個(gè)系統(tǒng)潮流來說是個(gè)極小值，因此，采用靈敏度分析法得到的增量潮流結(jié)果與潮流仿真結(jié)果相似，具有較高計(jì)算精度，且該方法適用于正常運(yùn)行方式和緊急情況。本文采用計(jì)算量較小的支路靈敏度分析法計(jì)算增量潮流：

式中：ΔPij為負(fù)荷點(diǎn)注入單位功率產(chǎn)生的增量潮流；VL，i為 負(fù) 荷 點(diǎn)i的 電 壓 值；Din為 負(fù) 荷 點(diǎn) 的 單 位 注 入功 率；VL，j為 負(fù) 荷 點(diǎn)j的 電 壓 值；θL，i為 負(fù) 荷 點(diǎn)i的 相角值；θL，j為負(fù)荷點(diǎn)j的相角值。

3.1.3 不同運(yùn)行方式下的區(qū)域可靠性電價(jià)計(jì)算

根據(jù)系統(tǒng)2 種運(yùn)行方式下較小的經(jīng)濟(jì)投資年限推導(dǎo)得到原經(jīng)濟(jì)投資年限和現(xiàn)經(jīng)濟(jì)投資年限下的可靠性成本Creli、Creli，new分別如式（19）和式（20）所示。

區(qū)域可靠性電價(jià)ρ0，即為供電分區(qū)可靠性成本增量ΔCreli與負(fù)荷點(diǎn)單位注入功率之比：

3.2 考慮差異化可靠性需求的增量電價(jià)計(jì)算

當(dāng)前中國各地供電可靠性保持在較高水平。減少用戶停電時(shí)間、提升供電可靠性以滿足用戶可靠性需求始終是電網(wǎng)公司供電環(huán)節(jié)的重中之重。因未滿足經(jīng)濟(jì)投資策略和用戶可靠性需求而觸發(fā)的可靠性增量成本將直接反映在供電分區(qū)中各類用戶的電價(jià)中，所以采用單位可靠性增量成本計(jì)算可靠性增量電價(jià)，以同時(shí)反映可靠性增量成本、供電可靠性和用戶可靠性需求的變化對(duì)電價(jià)制定的影響。

可靠性增量成本包括升級(jí)改造成本和運(yùn)行維護(hù)成本。升級(jí)改造成本CUR由新建配電網(wǎng)線路、新建分布式電源、新建變電站、變電站擴(kuò)容和應(yīng)急資源配置等成本組成。

式 中：CL，y為 線 路y單 位 長(zhǎng) 度 的 鋪 設(shè) 費(fèi) 用；Ly為 線 路y的長(zhǎng)度；NL為配電網(wǎng)線路總數(shù)；CDR，o為第o種分布式電源的投資費(fèi)用；NDR為分布式電源種類個(gè)數(shù)；CSS，g為 新 建 變 電 站g的 投 資 費(fèi) 用；Ng為 新 建 變 電 站總數(shù)；CKSS，f為擴(kuò)容變電站f的投資費(fèi)用；Nf為擴(kuò)容變電 站 總 數(shù)；Nv為 移 動(dòng) 儲(chǔ) 能 應(yīng) 急 車 數(shù) 量；Cms，v為 移 動(dòng)儲(chǔ)能應(yīng)急車v的投資費(fèi)用；μ為貼現(xiàn)率。

運(yùn)行維護(hù)成本COM由配電網(wǎng)線路運(yùn)行維護(hù)成本、各電壓等級(jí)變電站運(yùn)行維護(hù)成本以及網(wǎng)損成本組成。

式中：CDROM，o為第o種分布式電源運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用；H為配電網(wǎng)電壓等級(jí)分布集合；NSS，h為第h個(gè)電壓等級(jí)的變電站數(shù)量；CTOM，h為第h個(gè)電壓等級(jí)變電站運(yùn)行維護(hù)總成本；CLOM，h為配電網(wǎng)線路單位長(zhǎng)度的檢修成本；WS為配電網(wǎng)年網(wǎng)損功率；tDN為配電網(wǎng)年運(yùn)行時(shí)間。

供電分區(qū)內(nèi)增加單位供電可靠率所產(chǎn)生的單位可靠性增量成本Cinc為：

式中：ΔA為供電分區(qū)內(nèi)供電可靠率變化量。

根據(jù)單位可靠性增量成本得到的可靠性增量電價(jià)ρz為：

式中：Auser，q為第q類供電分區(qū)終端用戶的期望供電可靠率。

3.3 配電網(wǎng)終端用戶可靠性電價(jià)

本文得到的配電網(wǎng)終端用戶可靠性電價(jià)ρuser由區(qū)域電價(jià)ρ0和增量電價(jià)ρz組成，具體表示為：

式 中：ζ為 供 電 可 靠 性 系 數(shù)，0.999 ＜ζ＜0.999 9；ρ0，min為所設(shè)可靠性電價(jià)最低值，取值為0.2元/（kW·h）。

配電網(wǎng)終端用戶可靠性電價(jià)具體制定流程如圖1 所示。

圖1 配電網(wǎng)終端用戶可靠性電價(jià)制定流程圖Fig.1 Flow chart for reliability pricing of end users in distribution network

4 算例分析

本文采用中國天津某示范園區(qū)所在區(qū)域的部分用戶供電可靠性數(shù)據(jù)進(jìn)行算例分析，各園區(qū)所在區(qū)域含有數(shù)量合適的農(nóng)業(yè)、居民、工業(yè)、商業(yè)和市政等多類型終端用戶，各類型終端用戶分布集中且可靠性需求差異明顯，能較好地符合本文劃分供電分區(qū)的需要。部分供電區(qū)域網(wǎng)架結(jié)構(gòu)見附錄A 圖A1 和圖A2，負(fù)荷參數(shù)見附錄A 表A1 和表A2。利用多類型用戶的用能信息和實(shí)際響應(yīng)情況，建立計(jì)及負(fù)荷中斷和負(fù)荷轉(zhuǎn)供的頻率型、時(shí)間型和電量型等供電分區(qū)供電可靠性指標(biāo)，各供電分區(qū)的可靠性指標(biāo)如表2 所示。

表2 供電分區(qū)可靠性指標(biāo)Table 2 Reliability indices of power supply zones

在計(jì)及負(fù)荷中斷和負(fù)荷轉(zhuǎn)供后，頻率型可靠性指標(biāo)數(shù)值保持不變；時(shí)間型可靠性指標(biāo)平均停電時(shí)間較響應(yīng)前分別下降1.8%、3.1%和4.6%，供電可靠率較響應(yīng)前也有所改善；電量型可靠性指標(biāo)期望缺供電量較響應(yīng)前分別下降2.9%、3.8%和5.6%。由可靠性評(píng)估結(jié)果可見，負(fù)荷中斷和負(fù)荷轉(zhuǎn)供的實(shí)施能提高供電分區(qū)的供電可靠性。

依托示范園區(qū)所在區(qū)域的實(shí)際調(diào)研統(tǒng)計(jì)，得到的3 類供電分區(qū)內(nèi)各類用戶單位停電損失參考值如表3 所示，各類用戶用電比例情況如表4 所示。

表3 供電分區(qū)內(nèi)各類用戶單位停電損失參考值Table 3 Reference values of unit outage cost of various users in power supply zones

表4 各類用戶用電比例Table 4 Electricity consumption ratio of various users

4.1 配電網(wǎng)不同運(yùn)行方式下的經(jīng)濟(jì)投資年限

經(jīng)統(tǒng)計(jì)，配電網(wǎng)Ⅰ類供電分區(qū)年負(fù)荷增長(zhǎng)率為1.8%，Ⅱ類供電分區(qū)年負(fù)荷增長(zhǎng)率為2.2%，Ⅲ類供電分區(qū)年負(fù)荷增長(zhǎng)率為2.8%。假設(shè)可中斷負(fù)荷單位電量補(bǔ)償價(jià)格為2 元/（kW·h），結(jié)合3.1 節(jié)所提方法得到系統(tǒng)正常運(yùn)行和緊急情況下考慮單位注入功率和可中斷響應(yīng)因子前后經(jīng)濟(jì)投資年限對(duì)比結(jié)果，如圖2 所示。由圖2 可知，在有單位注入功率的情況下，系統(tǒng)正常運(yùn)行狀態(tài)下各供電分區(qū)經(jīng)濟(jì)投資年限分別下降6.53%、4.74%、6.50%，緊急情況下各供電分區(qū)經(jīng)濟(jì)投資年限分別下降6.52%、4.49%、5.83%，緊急情況下的下降幅度略小于正常運(yùn)行方式，因?yàn)闊o論在正常運(yùn)行方式下還是緊急情況下，單位注入功率產(chǎn)生的增量潮流都會(huì)改變系統(tǒng)整體的潮流分布，各供電分區(qū)在正常運(yùn)行方式和緊急情況下的經(jīng)濟(jì)投資年限會(huì)因?yàn)楫a(chǎn)生的增量潮流而降低。

圖2 經(jīng)濟(jì)投資年限計(jì)算結(jié)果Fig.2 Calculation results of economic investment horizon

對(duì)比正常運(yùn)行方式和緊急情況下注入單位功率前的情況，緊急情況下各供電分區(qū)的經(jīng)濟(jì)投資年限均低于正常運(yùn)行方式。其原因在于：緊急情況下，系統(tǒng)部分線路需要承擔(dān)本線路不可中斷負(fù)荷及故障線路上的不可中斷負(fù)荷，即緊急情況相較于正常運(yùn)行方式需考慮緊急系數(shù)的影響，流過該線路的最大緊急潮流大于正常運(yùn)行時(shí)的潮流，按式（16）計(jì)算緊急情況下的經(jīng)濟(jì)投資年限會(huì)降低。

由于可中斷響應(yīng)因子不影響系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)的經(jīng)濟(jì)投資年限，此處只分析緊急情況下可中斷響應(yīng)因子對(duì)經(jīng)濟(jì)投資年限的影響。在注入單位功率前，考慮可中斷響應(yīng)因子后各供電分區(qū)經(jīng)濟(jì)投資年限相較于原模型分別上升4.53%、5.93%、7.15%；在有單位注入功率的情況下，考慮可中斷響應(yīng)因子后各供電分區(qū)的經(jīng)濟(jì)投資年限分別上升4.48%、4.88%、6.28%。由此可見，考慮可中斷負(fù)荷可以提高經(jīng)濟(jì)投資年限，有效延緩配電網(wǎng)進(jìn)行升級(jí)改造。

4.2 各類供電分區(qū)可靠性成本與區(qū)域可靠性電價(jià)

基于4.1 節(jié)得到的配電網(wǎng)在不同運(yùn)行方式下的經(jīng)濟(jì)投資年限，取本文所設(shè)4 種情況下最小的經(jīng)濟(jì)投資年限通過改進(jìn)長(zhǎng)期增量成本模型得到可靠性成本增量及區(qū)域可靠性電價(jià)如表5 所示，本文模型與原模型［15］分析的數(shù)據(jù)對(duì)比如表6 所示。

表5 供電分區(qū)可靠性電價(jià)和可靠性增量成本計(jì)算結(jié)果Table 5 Calculation results of reliability price and incremental reliability costs of power supply zones

表6 不同模型的計(jì)算結(jié)果對(duì)比Table 6 Comparison of calculation results with different models

由表5 可知，不同供電分區(qū)的區(qū)域可靠性電價(jià)有著較大差異，Ⅰ類供電分區(qū)區(qū)域可靠性電價(jià)最高，Ⅱ類供電分區(qū)次之，Ⅲ類供電分區(qū)最低。在可靠性成本增量中停電損失增量占絕大部分比例，需求響應(yīng)成本增量微乎其微。其原因在于：?jiǎn)挝煌ｋ姄p失參考值遠(yuǎn)大于可中斷負(fù)荷單位補(bǔ)償成本，故需求響應(yīng)成本對(duì)于區(qū)域可靠性電價(jià)的影響很小。由表5 和表6 可知，所提模型基于改進(jìn)長(zhǎng)期成本增量法并計(jì)及需求響應(yīng)后，可靠性成本增量低于原模型，并且分別降低10%、15.02%、20.01%，區(qū)域可靠性電價(jià)分別降低9.61%、14.48%、19.12%。雖然考慮緊急情況使得經(jīng)濟(jì)投資年限降低，但是計(jì)及可中斷響應(yīng)因子后，可中斷負(fù)荷的用電靈活性使得供電分區(qū)的停電損失增量和區(qū)域可靠性電價(jià)降低，相比原模型展現(xiàn)了更好的經(jīng)濟(jì)性。在結(jié)合系統(tǒng)運(yùn)行方式和可中斷響應(yīng)因子后的區(qū)域可靠性電價(jià)相比于原模型更符合實(shí)際情況，并且符合“高質(zhì)高價(jià)”的定價(jià)原則。

圖3 比較了5 種可中斷響應(yīng)因子場(chǎng)景下的停電損失增量、可靠性成本增量和區(qū)域可靠性電價(jià)情況。所設(shè)置場(chǎng)景為：場(chǎng)景1 中可中斷影響因子為0%（原模型）；場(chǎng)景2 中可中斷影響因子為5%；場(chǎng)景3中可中斷影響因子為10%；場(chǎng)景4 中可中斷影響因子為20%；場(chǎng)景5 中可中斷影響因子為30%。由圖3 可知，同一供電分區(qū)的停電損失增量、可靠性成本增量和區(qū)域可靠性電價(jià)都隨著可中斷響應(yīng)因子的增大而減小，需求響應(yīng)成本小幅增大。在場(chǎng)景1 中，原模型不考慮負(fù)荷中斷和系統(tǒng)緊急情況，所有終端負(fù)荷都需保證正常供電，故停電損失增量和區(qū)域可靠性電價(jià)為所有場(chǎng)景中的最大值。在場(chǎng)景5 中可中斷響應(yīng)因子達(dá)到30% 時(shí)，Ⅲ類供電分區(qū)可靠性電價(jià)為0.212 9 元/（kW·h），接近設(shè)定的最低電價(jià)0.2 元/（kW·h）。5 類場(chǎng)景所示的區(qū)域可靠性電價(jià)結(jié)果證明了本文所提方法合理有效。

圖3 不同場(chǎng)景下的供電分區(qū)可靠性電價(jià)Fig.3 Reliability price of power supply zones in different scenarios

4.3 考慮差異化需求的終端用戶可靠性電價(jià)

各供電分區(qū)未滿足經(jīng)濟(jì)投資策略或未能滿足分區(qū)內(nèi)用戶可靠性需求會(huì)產(chǎn)生新的可靠性成本，供電分區(qū)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ因提升單位供電可靠率所產(chǎn)生的可靠性增量成本分別為1 050.82、703.53、481.39 萬元。由此可知，供電可靠率所對(duì)應(yīng)的單位可靠性增量成本在不同供電分區(qū)內(nèi)存在較大差異。供電可靠性較高的Ⅰ類供電分區(qū)因提升單位供電可靠率所產(chǎn)生的投資費(fèi)用明顯高于其他2 類供電分區(qū)。

考慮到配電網(wǎng)中的終端用戶種類繁多，各終端用戶對(duì)供電可靠性需求存在差異，圖4 給出了考慮用戶差異化需求的可靠性電價(jià)。

圖4 考慮用戶差異化需求的可靠性電價(jià)Fig.4 Reliability price considering differentiated demands of users

由圖4 可知，終端用戶可靠性電價(jià)與期望供電可靠率的變化趨勢(shì)一致，差異化的可靠性需求服務(wù)產(chǎn)生了差異化的可靠性電價(jià)。相比于各供電分區(qū)可靠性電價(jià)的無差別定價(jià)方法，差異化可靠性電價(jià)能有效反映可靠性增量成本，有利于各供電分區(qū)投資成本的有效回收。因此，結(jié)合不同供電分區(qū)的供電可靠性水平，為用戶提供差異化的可靠性電價(jià)來匹配其可靠性需求，能同時(shí)兼顧電網(wǎng)公司的利益和用戶電價(jià)的公平性。

5 結(jié)語

本文提出基于改進(jìn)長(zhǎng)期增量成本法的配電網(wǎng)可靠性電價(jià)定價(jià)方法，能正確地反映供電分區(qū)的供電可靠性水平和可中斷負(fù)荷響應(yīng)情況，并能匹配不同的終端用戶的可靠性需求。在引導(dǎo)用戶靈活合理利用電能資源的同時(shí)，可為電網(wǎng)公司進(jìn)行配電網(wǎng)差異化規(guī)劃及制定差異化的可靠性電價(jià)提供參考。通過算例分析得到以下結(jié)論：

1）將負(fù)荷中斷和負(fù)荷轉(zhuǎn)供相結(jié)合能充分挖掘饋線的供電潛力，提升供電可靠性。本文提出的改進(jìn)長(zhǎng)期增量成本模型綜合考慮了系統(tǒng)運(yùn)行方式和可中斷響應(yīng)因子，優(yōu)化了配電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)投資年限和可靠性成本，在不同可中斷因子場(chǎng)景下得到的區(qū)域可靠性電價(jià)結(jié)果驗(yàn)證了此方法的有效性與合理性。同時(shí)，表明所提模型改善了原模型只計(jì)及正常運(yùn)行情況的不足。

2）本文提出將區(qū)域可靠性電價(jià)和可靠性增量電價(jià)相結(jié)合使得可靠性電價(jià)定價(jià)體系更加完整，不僅能反映供電分區(qū)的供電可靠性和用戶的整體響應(yīng)情況，也能體現(xiàn)不同終端用戶差異化的可靠性需求，可有效平衡配電網(wǎng)規(guī)劃中的可靠性和經(jīng)濟(jì)性，具有良好的推廣前景。

此外，本文研究仍存在一些不足。在新型電力系統(tǒng)構(gòu)建過程中用戶的用能靈活性和不確定性進(jìn)一步增強(qiáng)，文中暫未考慮需求不確定性對(duì)可靠性電價(jià)的影響，將在后續(xù)研究工作中有所體現(xiàn)。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網(wǎng)絡(luò)全文。