电费

在落实冬季清洁取暖规划、开展“煤改电”工程建设的过程中，部分家庭用户反映“煤改电”后存在取暖成本偏高、采暖效果不理想的问题。为此，通过对 “煤改电”用户进行入户详细调研，从电压、电费、室内温度、居住环境等方面进行了对比分析，提出“降成本、升效果”的改善建议，通过合理利用分时电价、小成本投入改善房屋保温等措施来最大程度提升采暖效果、降低采暖成本。

中国正在大力发展氢能，积极实现“3060”碳排放目标，根据测算，中国将成为最大的氢能生产国和消费国之一。中国各省资源禀赋、经济发展情况各不相同，跨省际能源合作尤为重要。为研究绿色氢能跨省供应的可行性，包括氢能运输的技术可行性，采用全成本(total cost of ownership，TCO)理论建立了氢能跨省运输的全成本模型。在此基础上，通过案例研究分析了江西省制氢供粤的相关情况，通过模型计算，得到了江西供粤氢能的成本为31.9元/kg，与当地氢能售价持平。同时还总结出影响外省氢能价格的主要因素，制氢电费占制氢成本的42.38%。研究结果可为中国省际绿色氢能的供给提供解决方案，也可为构建能源运输新通道提供新思路。

针对目前现行较为固定的分时电价策略难以引导电动汽车参与系统风电消纳的问题，提出一种计及规模化电动汽车调控潜力的含风电系统优化调度策略。首先，从可调度时间和可调度空间两个角度出发构建电动汽车调控潜力评估指标，建立规模化电动汽车参与电网调控的潜力评估模型；其次，参考调控潜力评估结果进行电动汽车分群，建立兼顾风电消纳与电动汽车集群间差异的分群分时电价模型；然后，以电网侧总负荷峰谷差最低、用户侧电动汽车用户充电费用最低为目标，以电动汽车集群的充放电状态为决策变量，建立一种综合考虑电网与电动汽车用户利益的优化模型；最后通过实例仿真验证了所提方法的可行性与有效性。

重庆市发改委日前发布关于印发《重庆市促进工业经济平稳增长若干政策措施》的通知，坚持绿色发展，整合差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策，建立统一的高耗能行业阶梯电价制度，对能效达到基准水平的存量企业和能效达到标杆水平的在建、拟建企业用电不加价，未达到的根据能效水平差距实行阶梯电价，加价电费专项用于支持企业节能减污降碳技术改造。

针对含共享储能与户用光伏的园区场景，文中提出一种用户侧综合收益双层优化方法，充分挖掘共享储能灵活性及用户用电需求差异性，在实现用户整体经济效益最优的同时提升光伏消纳能力。模型上层为月前优化阶段，以用户月度用电成本最低为目标，考虑系统能量平衡、储能充放电约束以及储能荷电状态约束，优化工业用户最大用电功率，降低需量电费；模型下层为日前优化阶段，综合考虑用户综合收益及光伏消纳能力，以上层优化结果为约束条件，兼顾功率、储能等约束，提出共享储能充放电功率及用户与电网交互功率等日前优化策略，在用户月度整体经济性最优的前提下，实现用户侧每日经济效益的优化。最后，以南方某实际园区作为算例验证了文中所提方法的有效性。

新能源装机容量的逐年提升导致系统面临巨大的新能源消纳压力，跨区域省间电力现货市场作为区域电网中重要的电力余缺互济手段，仍面临市场运行效率较低以及省间壁垒严重的问题。如何进一步挖掘各省份的备用互济能力，缓解能源富余省份新能源弃电和部分省份电力紧缺问题，已成为下一阶段省间电力现货市场建设的关键抓手。以省间市场社会福利最大为目标，构建综合考虑各省备用缺额容量、备用空间互济以及省间输电费用与网损的省间电力现货出清模型。通过考虑备用互济的省间电力现货出清实现了省间电力资源的优化配置，有效降低省内新能源弃电电力，缓解区域内电力资源逆向分布。以IEEE 39节点系统和某网调电网构建省间电力交易出清算例，验证了所提模型的合理性和实用性。

需求侧灵活性资源和储能均受益于市场体制的变革。电力系统规模通常是满足峰值负荷，因此主要激励需求侧降低峰值和波动。例如，欧洲各国的电费结构有利于高“满负荷”小时的基础负荷--缺乏灵活性，因此一些行业为了不偏离基本负荷，在负电价期间也不一定消费，而虚拟电厂则可以通过数字化和聚合负荷需求提升需求响应的价格敏感性。

为实现“两精两优、国际一流”的发展战略，南方电网公司提出了“185611”战略发展目标，将客户平均停电时间提升到了新的高度。随着电网投资规模不断扩大、停电需求持续攀升，停电窗口也愈发紧张，综合停电管理作为停电时间的关键影响因素，其管理成效直接关系到经济效益、电网安全及客户满意度。停电次数的增加会带来加倍的电网安全风险，降低企业电费收入，影响公司社会形象。广东电网系统运行部下辖 19 个供电局，负责全国规模最大、负荷最高省级电网的综合停电管理。在南网导入精益理念的第一时间，系统部积极响应，主动作为，组建了由公司领导亲自挂帅、跨部门横向协同、省地纵向联动的项目团队，运用 DMAIC 精益方法实施综合停电管理优化，力求解决困扰电网发展和社会用电的难题。项目团队从综合停电的指标现状出发，通过对标找到了 4 个同国内一流差距较大的指标，制定了科学、详细的实施路径，根据指标优先级，2017 年我们选取了主网重复停电率与配网延时送电率作为改善目标，配网延时送电率分别选取三个供电局梯队中延时送电最多的东莞局、梅州局、云浮局作为试点，为后续全网推广奠定基础。历经 176 天的探索和实践，团队成员从指标涉及的业务流程入手，收集了 642 个数据样本，通过柏拉图聚焦了 7 个表象问题，运用头脑风暴、逻辑树、5why 法、潜在失效模式效果分析等近 30 个精益工具识别出 78 个潜在影响因子，采取了改善措施并验证成效，通过文档化、制度化、系统化的形式进行成果固化，并采用控制计划、SPC 图对影响因子进行持续监控。项目实施后，主网重复停电率由 18.9%降低到 11.05%，预计减少重复停电 125 项，东莞局、梅州局、云浮局延时送电率均有大幅下降。

阐述无功补偿方式对系统功率因数及电压的影响，通过无功补偿点的合理选择以及补偿容量的确定，能够有效地维持系统的电压水平，提高系统的电压稳定性，避免大量无功功率的远距离传输，从而降低有功网损，减少发电费用。进行无功功率补偿，能投资少回报高。通常采用的方法是在配电变压器低压侧进行补偿，既可降低线路损耗，也能降低配电变压器损耗，电压质量也有较大的改善，达到提高电能质量、降低线损的目的。

在电力系统中，配电网以中性点绝缘系统为主，其电能计量装置大多安装于专变、公变用户作关口计量以及台区线损管理用，使用的互感器有单相互感器和多种铁芯结构的三相组合互感器、使用的电能表有三相三线和三相四线两种接线形式，所以配电网电能计量装置具有涉及用户多、影响范围广、种类多、数量多等特点。本项目开展了配电网电能计量装置检测方法的研究和检测装置的研制，旨在解决配电网系统因电能计量装置检测方法不全面而导致的电费纠纷、线损异常等问题，降低配网电能计量装置投运后的故障发生率，提高检测结果的准确性和可靠性，保证电能交易的公平公正。项目成果先后在四川川、江苏、湖北等多个省市(包括成都、南京等经济发达地区和凉山、甘玫等偏远地区)的电力公司和生产厂家实施应用，用于配电网电能计量装置的检测、验收及故障处理等工作。