區(qū)分工作日和非工作日負(fù)荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略

孫偉偉，寇瀟文，周光，李滿禮

(1. 南瑞集團(tuán)（國網(wǎng)電力科學(xué)研究院）有限公司，江蘇 南京 211000；2. 國電南瑞科技股份有限公司，江蘇 南京 211000)

0 引言

電池儲能系統(tǒng)作為“緩沖器”可在時(shí)間上轉(zhuǎn)移負(fù)荷，廣泛應(yīng)用在電力系統(tǒng)中，主要參與調(diào)頻[1-2]、削峰填谷[3-4]、需求響應(yīng)[5]、虛擬電廠[6]等電力輔助服務(wù)。用戶側(cè)儲能曾被業(yè)內(nèi)視為最具潛力的儲能發(fā)展領(lǐng)域，但受制于儲能的高成本及峰谷差價(jià)小等因素，導(dǎo)致用戶側(cè)儲能市場發(fā)展受挫，市場規(guī)模較小。而各地“電改”之后，電力市場價(jià)格將更加靈活，如江蘇省發(fā)展改革委2020年發(fā)布了《關(guān)于江蘇電網(wǎng)2020—2022年輸配電價(jià)和銷售電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》，此次電價(jià)調(diào)整，峰谷價(jià)差比之前約增加了0.02元，有效刺激了用戶部署電池儲能系統(tǒng)，減小了運(yùn)營成本。如果用戶配備一定容量的儲能，可實(shí)現(xiàn)電費(fèi)彈性可控，不僅可利用峰谷套利，而且可參與需求側(cè)響應(yīng)等領(lǐng)域，開辟新的盈利空間。因此，對于用戶側(cè)儲能的研究得到廣泛關(guān)注。

用戶側(cè)儲能優(yōu)化主要分為儲能優(yōu)化配置和運(yùn)行優(yōu)化兩方面。文獻(xiàn)[7]考慮峰谷套利、補(bǔ)貼、全壽命周期成本等因素，提出了儲能的優(yōu)化配置方案。文獻(xiàn)[8-9]以投資運(yùn)維成本、收益為模型，以經(jīng)濟(jì)性為目標(biāo)，優(yōu)化確定不同種類的儲能容量配置。文獻(xiàn)[10]在光儲并網(wǎng)微電網(wǎng)系統(tǒng)下，給出一種考慮需求側(cè)響應(yīng)的電池儲能優(yōu)化配置方法。

對于大工業(yè)用戶，電費(fèi)主要構(gòu)成為基本電費(fèi)與電度電費(fèi)。其中基本電費(fèi)的收取分為變壓器容量形式和最大需量形式，目前用戶選擇按實(shí)際需量形式繳費(fèi)的較多，電度電費(fèi)則是根據(jù)用戶實(shí)際用電量與對應(yīng)時(shí)刻電價(jià)的乘積得到。

在實(shí)際工程應(yīng)用中，對于已安裝儲能的用戶，目前大部分都依據(jù)峰平谷電價(jià)時(shí)間段，采用最大化利用峰平谷電價(jià)差產(chǎn)生削峰填谷收益的控制策略。但該策略可能造成月最大需量的提高，導(dǎo)致用戶雖然降低了電度電費(fèi)，但增加了基本電費(fèi)，綜合收益較低。對于大工業(yè)用戶或制造業(yè)用戶，其需量電費(fèi)會占到總電費(fèi)的20%左右[11]，如果對需量電費(fèi)進(jìn)行管理，則能夠直接降低用電成本。文獻(xiàn)[12-13]考慮了峰谷套利的優(yōu)化運(yùn)行，并未考慮需量管理。文獻(xiàn)[14]采用兩階段模型進(jìn)行儲能配置和運(yùn)行優(yōu)化，未考慮儲能充放電狀態(tài)轉(zhuǎn)換次數(shù)，增加了儲能運(yùn)行損耗。文獻(xiàn)[15]考慮不同用戶側(cè)儲能配置評估與運(yùn)行優(yōu)化模型，重點(diǎn)研究了不同用戶的儲能優(yōu)化配置。文獻(xiàn)[16]考慮了功率因數(shù)調(diào)整對電費(fèi)的影響，雖然增加了需量約束，但是并未對需量管理進(jìn)行優(yōu)化。文獻(xiàn)[17]提出雙層決策模型，加入需量因素，但并未考慮儲能每日充放電次數(shù)過多對儲能電池壽命的影響。文獻(xiàn)[18]增加了儲能吞吐量約束，但也只能減少充放電狀態(tài)轉(zhuǎn)換的次數(shù)，而不能明顯降低充放電狀態(tài)與待機(jī)狀態(tài)的轉(zhuǎn)換次數(shù)。文獻(xiàn)[19-21]以配電網(wǎng)網(wǎng)損和電壓偏差最小為目標(biāo)進(jìn)行儲能運(yùn)行優(yōu)化。文獻(xiàn)[22-24]則加入光伏、空調(diào)等柔性可調(diào)負(fù)荷的因素進(jìn)行儲能優(yōu)化配置。目前的儲能容量設(shè)計(jì)及運(yùn)行策略一般是基于正常工作負(fù)荷進(jìn)行的設(shè)計(jì)與優(yōu)化，并未區(qū)分工作日負(fù)荷及非工作日負(fù)荷，法定節(jié)假日使非工作日天數(shù)占比增加，直接影響儲能的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)化。

針對以上不足，本文針對大工業(yè)用電用戶，提出區(qū)分工作日和非工作日負(fù)荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略。該策略綜合考慮了儲能收益、需量管理、負(fù)荷波動幅度增加率及充放電過程控制，輸出儲能充放電功率指令。最后通過以某大工業(yè)用戶作為算例，進(jìn)行了有效性驗(yàn)證，測算結(jié)果表明所提策略在實(shí)現(xiàn)用戶側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)效益提升的基礎(chǔ)上，還可實(shí)現(xiàn)負(fù)荷波動幅度增加率減小及充放電過程控制以減小充放電及待機(jī)狀態(tài)的轉(zhuǎn)換次數(shù)。

1 儲能優(yōu)化約束

（1）儲能功率約束。儲能充放電功率不能超過其配置的額定功率，即

（2）儲能荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）約束。儲能充放電整個(gè)過程中SOC不能超出其規(guī)定的上下限，并且儲能每個(gè)調(diào)節(jié)周期始末SOC保持一致，確保周期調(diào)節(jié)的連續(xù)性，即

（3）儲能荷電狀態(tài)連續(xù)性約束。儲能荷電狀態(tài)變化由功率、容量等確定，即

2 儲能優(yōu)化模型

2.1 需量優(yōu)化模型

為降低基本電費(fèi)，以月用電成本最低為目標(biāo)函數(shù)，基于典型工作日/非工作日負(fù)荷，構(gòu)建需量優(yōu)化模型。用戶繳納的電費(fèi)主要包含電度電費(fèi)和基本電費(fèi)，即

基本電費(fèi)由最大需量和單價(jià)構(gòu)成，即

最大需量依賴于負(fù)荷尖峰特性，并且工作日負(fù)荷大于非工作日負(fù)荷，基于典型工作日負(fù)荷計(jì)算月最大需量，通過增加約束進(jìn)行優(yōu)化，即

電度電費(fèi)由每天的用電成本構(gòu)成，即

2.2 儲能收益模型

為體現(xiàn)儲能的直接經(jīng)濟(jì)價(jià)值，以儲能日收益最大為目標(biāo)，構(gòu)建儲能收益模型為

2.3 負(fù)荷波動幅度增加率模型

電力負(fù)荷波動過大會對電網(wǎng)安全造成不利影響，而儲能的加入往往會增大用戶負(fù)荷波動幅度，同時(shí)儲能的容量及運(yùn)行策略設(shè)計(jì)一般根據(jù)用戶工作日負(fù)荷進(jìn)行設(shè)計(jì)，并未考慮非工作日時(shí)負(fù)荷相對較小的情況。

一般負(fù)荷波動性的大小用方差表示，但方差為非線性函數(shù)，不利于模型的簡化計(jì)算。為減小負(fù)荷波動幅度并且可線性優(yōu)化，本文從負(fù)荷波動幅度增加率角度，提出以儲能優(yōu)化前后負(fù)荷最大值和最小值差值的增加率最小為目標(biāo)，壓縮負(fù)荷波動范圍，構(gòu)建負(fù)荷幅度增加率模型為

2.4 SOC過程控制模型

為了減少儲能充放電及待機(jī)狀態(tài)間的轉(zhuǎn)換次數(shù)以延長儲能壽命，本文提出儲能SOC過程控制模型，對儲能在分時(shí)電價(jià)各時(shí)段內(nèi)的充放電過程進(jìn)行控制。根據(jù)峰平谷時(shí)間段，分別計(jì)算儲能SOC積分值，以積分和最小為目標(biāo)，SOC過程控制模型構(gòu)建為

以江蘇地區(qū)大工業(yè)分時(shí)用電為例，其110 kV大工業(yè)用電分時(shí)電價(jià)見表1，則式（13）中， k =(1,2,3,4,5)依次表示谷、峰、平、峰、平5種時(shí)段。

表1 江蘇大工業(yè)分時(shí)電價(jià)Table 1 Jiangsu large industrial time of use price

（1）在谷時(shí)段，減少充放電與待機(jī)狀態(tài)轉(zhuǎn)換次數(shù)的同時(shí)，為確保谷時(shí)優(yōu)先充電，避免可能出現(xiàn)谷時(shí)能充滿而實(shí)際未能充滿的現(xiàn)象（充滿是指達(dá)到儲能SOC上限），設(shè)置。

（2）在第1個(gè)和第2個(gè)峰時(shí)段，控制儲能先放電或后放電不影響優(yōu)化成效，和的值取1或?1皆可。

2.5 儲能功率優(yōu)化模型

儲能功率優(yōu)化模型由儲能收益模型、負(fù)荷波動幅度增加率及SOC過程控制模型構(gòu)成，以儲能收益最大為核心目標(biāo)，以減小負(fù)荷波動幅度增加率為次級目標(biāo)，并考慮減少儲能充放電及待機(jī)狀態(tài)間的轉(zhuǎn)換次數(shù)，模型構(gòu)建為

3 儲能多目標(biāo)優(yōu)化

區(qū)分工作/非工作日負(fù)荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略主要由需量優(yōu)化模型和儲能功率優(yōu)化模型構(gòu)成，通過需量優(yōu)化模型計(jì)算出月最大需量，再用儲能功率優(yōu)化模型求得儲能充放電功率，主要流程如圖1所示。其中，為用戶變壓器容量單價(jià)，元/（kW·月）；為用戶變壓器容量。

圖1 用戶側(cè)儲能優(yōu)化策略Fig. 1 Optimization strategy of user-side energy storage

4 算例分析

為驗(yàn)證所提優(yōu)化策略的有效性，以南京某大工業(yè)用戶用電為例，采用Matlab仿真，基于Yalmip平臺調(diào)用Cplex求解器進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算。該用戶變壓器容量為 20 MW，加裝儲能容量為 2500 kW /1 MW·h，儲能荷電狀態(tài)SOC上限為0.95，下限為0.1，元/（kW·月），元/（kW·月），同時(shí)設(shè)定工作日和非工作日天數(shù)、。用戶典型工作/非工作日負(fù)荷曲線如圖2所示，采樣間隔為 5 min，。

圖2 大工業(yè)用戶典型日負(fù)荷Fig. 2 Typical daily load of large industrial users

對一般削峰填谷運(yùn)行策略、需量管理運(yùn)行策略和本文提出的區(qū)分工作日和非工作日負(fù)荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略進(jìn)行Matlab仿真，功率曲線輸出結(jié)果如圖3 ～8所示。

圖3 工作日削峰填谷運(yùn)行策略優(yōu)化效果Fig. 3 Optimization effect of the general peak shaving operation strategy on working day

圖3和圖4為一般削峰填谷運(yùn)行策略優(yōu)化結(jié)果，該策略僅考慮峰谷套利最大化?？梢钥闯?，一般削峰填谷運(yùn)行策略在各時(shí)段內(nèi)的充放電隨機(jī)無序，導(dǎo)致充放電及待機(jī)狀態(tài)轉(zhuǎn)換次數(shù)較多；儲能優(yōu)化后的負(fù)荷最大需量大幅增加，同時(shí)負(fù)荷波動幅度比優(yōu)化前增大很多，尤其在非工作日情況下負(fù)荷波動幅度成倍增長。

圖4 非工作日削峰填谷運(yùn)行策略優(yōu)化效果Fig. 4 Optimization effect of the general peak shaving operation strategy on nonworking day

圖5和圖6為一般需量管理運(yùn)行策略優(yōu)化結(jié)果，該策略不僅考慮儲能峰谷套利，也考慮需量管理?？梢钥闯?，需量管理運(yùn)行策略在各時(shí)段內(nèi)的充放電也是隨機(jī)無序，但比一般削峰填谷運(yùn)行策略稍好；儲能優(yōu)化后，確保了沒有增加新的負(fù)荷尖峰，最大需量得到控制，同時(shí)負(fù)荷波動幅度相比一般削峰填谷運(yùn)行策略要小。

圖5 工作日需量管理運(yùn)行策略優(yōu)化效果Fig. 5 Optimization effect of demand management operation strategy on working day

圖7 工作日本文運(yùn)行策略優(yōu)化效果Fig. 7 Optimization effect of this paper operation strategy on working day

圖8 非工作日本文運(yùn)行策略優(yōu)化效果Fig. 8 Optimization effect of this paper operation strategy on nonworking day

表2對比了不同運(yùn)行策略下的優(yōu)化結(jié)果，最大需量方面，本文優(yōu)化策略的最大需量介于一般削峰填谷運(yùn)行策略和需量管理運(yùn)行策略之間；SOC過程控制方面，本文優(yōu)化策略的充放電及待機(jī)狀態(tài)轉(zhuǎn)換次數(shù)大幅減少；儲能收益方面，本文優(yōu)化策略的儲能工作日收益和削峰填谷運(yùn)行策略一樣達(dá)到最大收益，比一般需量管理運(yùn)行策略收益要大，幾種不同運(yùn)行策略的非工作日儲能收益相同；在負(fù)荷波動幅度增加率方面，本文優(yōu)化策略的負(fù)荷波動幅度增加率最小，并且相比削峰填谷運(yùn)行策略和需量管理運(yùn)行策略，非工作日比工作日的負(fù)荷波動幅度增加率降低的更多，效果更顯著；在用戶最關(guān)心的月度用電成本上，本文優(yōu)化策略的月度電費(fèi)最小。

表2 不同運(yùn)行策略下優(yōu)化結(jié)果對比Table 2 Comparison of optimization results under different operation strategies

5 結(jié)論

本文通過構(gòu)建需量管理、儲能收益、負(fù)荷波動幅度增加率及SOC過程控制模型，提出了區(qū)分工作/非工作日負(fù)荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略，主要結(jié)論如下。

（1）用戶側(cè)儲能的收益主要源于基于分時(shí)電價(jià)的峰谷套利，但僅考慮峰谷套利，會增大最大需量，降低用戶的經(jīng)濟(jì)收益?？紤]了需量管理可降低用戶的用電成本，但不增加負(fù)荷尖峰的做法，降低了工作日下的儲能日收益。

（2）區(qū)分工作/非工作負(fù)荷，綜合考慮需量管理、儲能收益、負(fù)荷波動幅度增加率及SOC過程控制，進(jìn)一步降低了月度用電成本、負(fù)荷波動幅度增加率及充放電及待機(jī)轉(zhuǎn)換次數(shù)，不僅使用戶最關(guān)心的用電成本這個(gè)直接經(jīng)濟(jì)效益得到提升，而且負(fù)荷波動幅度增加率的降低和充放電及待機(jī)轉(zhuǎn)換次的減少，增加了安全和儲能壽命等間接經(jīng)濟(jì)效益。