地區(qū)尖峰負(fù)荷優(yōu)化組合策略研究

朱劉柱, 王 寶, 楊 敏, 周開樂, 李蘭蘭, 張 旭

(1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司 經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院,安徽 合肥 230022; 2.合肥工業(yè)大學(xué) 管理學(xué)院,安徽 合肥 230009; 3.國網(wǎng)安徽省電力有限公司,安徽 合肥 230061)

0 引 言

近年來,隨著產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級以及居民生活水平提高,服務(wù)業(yè)和居民生活用電比重快速上升,溫控負(fù)荷占比不斷提高,負(fù)荷曲線尖峰化趨勢明顯,表現(xiàn)為尖峰負(fù)荷持續(xù)時間短、尖峰電量占比小等特征。從全國看,各級電網(wǎng)超過最大用電負(fù)荷95%的尖峰負(fù)荷(簡稱95%以上尖峰負(fù)荷)持續(xù)時間普遍少于24 h,尖峰電量占全年用電量比重不足0.5%。部分服務(wù)業(yè)和居民用電比重大的地區(qū)尖峰化更明顯,如2019年安徽全省95%以上尖峰負(fù)荷持續(xù)時間僅7 h,尖峰電量占全年用電量比重僅0.035%。在此背景下,傳統(tǒng)通過新增電源和電網(wǎng)建設(shè)提高電力供應(yīng)能力滿足尖峰負(fù)荷的方式[1],存在投資成本高、發(fā)輸電設(shè)備利用率低等問題,不能適應(yīng)能源高質(zhì)量發(fā)展新要求,迫切需要轉(zhuǎn)變尖峰負(fù)荷調(diào)節(jié)思路,提升電力系統(tǒng)整體效能[2]。

關(guān)于尖峰負(fù)荷調(diào)節(jié)策略的研究受到國內(nèi)外學(xué)界的普遍關(guān)注[3]。文獻(xiàn)[4]建立了智能電網(wǎng)環(huán)境下的電力需求側(cè)管理模型,旨在通過實時銷售電價調(diào)整來調(diào)節(jié)負(fù)荷需求,并利用智能設(shè)備實現(xiàn)負(fù)荷的削減;文獻(xiàn)[5]設(shè)計了針對空調(diào)聚合負(fù)荷的作用時段差別化尖峰電價機(jī)制,可以在不影響或者少影響用戶的前提下削減尖峰負(fù)荷并消除反彈負(fù)荷;文獻(xiàn)[6]設(shè)計促進(jìn)削峰填谷的居民實時積分套餐機(jī)制,在不影響現(xiàn)行電價政策的前提下可以有效調(diào)動居民響應(yīng)積極性;文獻(xiàn)[7]基于后悔匹配機(jī)制構(gòu)建了用戶行為選擇的動態(tài)需求響應(yīng)模型,指導(dǎo)主動配電網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度;文獻(xiàn)[8]在對住宅小區(qū)負(fù)荷進(jìn)行分類基礎(chǔ)上,分析各類負(fù)荷運行特性,并基于蟻群算法提出了可調(diào)整類負(fù)荷群的用電優(yōu)化策略;文獻(xiàn)[9]提出智能家電電力負(fù)荷削峰填谷控制策略,可以有效降低電廠發(fā)電成本與用戶用電成本以及電網(wǎng)負(fù)荷波動性;文獻(xiàn)[10]將移峰填谷作為儲能收益模式,測算了儲能裝置最優(yōu)系統(tǒng)配置、最優(yōu)系統(tǒng)充放電策略及系統(tǒng)回收期。

此外,智能電網(wǎng)背景下的用電需求負(fù)荷問題逐漸受到領(lǐng)域內(nèi)學(xué)者的關(guān)注。文獻(xiàn)[11]提出了新型住宅社區(qū)的居民用電需求響應(yīng)調(diào)度模型。該模型在不給用戶帶來不便的前提下,降低了尖峰和峰谷電量差異,并為電力市場電價策略提供決策支持。基于智能電網(wǎng)的需求側(cè)管理,文獻(xiàn)[12]探討了如何有效發(fā)電以滿足高峰負(fù)荷期間的能源需求問題。結(jié)合這一問題,本文提出一個居民電器能量分解標(biāo)簽分類算法。

現(xiàn)有研究主要從需求側(cè)出發(fā),探索運用電價調(diào)整、需求響應(yīng)或儲能等單一措施優(yōu)化調(diào)節(jié)尖峰負(fù)荷。但實際上單一的措施難以經(jīng)濟(jì)高效地滿足尖峰負(fù)荷優(yōu)化需求。例如,需求響應(yīng)靈活性較強(qiáng),可同時滿足不同時段尖峰負(fù)荷優(yōu)化需要,但每次實施規(guī)模保持不變,無法精準(zhǔn)響應(yīng)尖峰負(fù)荷變化,易出現(xiàn)超額削減負(fù)荷的情況;化學(xué)儲能可精準(zhǔn)匹配尖峰負(fù)荷削減需要,不存在超額削減負(fù)荷的情況,但配置成本高。同時,隨著能源互聯(lián)網(wǎng)的加快建設(shè),需要從電力系統(tǒng)整體出發(fā),強(qiáng)化源網(wǎng)荷互動,充分發(fā)揮各類靈活調(diào)節(jié)資源優(yōu)勢,增強(qiáng)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。例如,對于最大負(fù)荷出現(xiàn)在午間的地區(qū),可以考慮新增光伏裝機(jī)頂峰,既滿足能源綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展要求,成本又相對較低,但其出力無法靈活調(diào)節(jié),難以精準(zhǔn)匹配各時段尖峰負(fù)荷,僅能用于優(yōu)化午間尖峰負(fù)荷,應(yīng)用相對受限。因而有必要對各類尖峰負(fù)荷優(yōu)化措施進(jìn)行組合方案優(yōu)化。

本文結(jié)合當(dāng)前常見易行的尖峰負(fù)荷調(diào)節(jié)手段,重點聚焦新增光伏裝機(jī)午間頂峰、實施需求響應(yīng)削峰、配置化學(xué)儲能移峰等3種優(yōu)化措施,提出一種尖峰負(fù)荷優(yōu)化策略模型。選取負(fù)荷特性具有明顯差異的3個典型地區(qū),開展模型算例分析,得到了差異化的尖峰負(fù)荷優(yōu)化最優(yōu)組合策略,可以有效提升電力系統(tǒng)整體效率,促進(jìn)提升電網(wǎng)的可靠性和穩(wěn)定性。

1 尖峰負(fù)荷優(yōu)化模型

1.1 模型目標(biāo)

本文提出的尖峰負(fù)荷優(yōu)化模型以總成本最小化為目標(biāo),求解出削減尖峰負(fù)荷對應(yīng)總成本最小時的最優(yōu)組合方案,即新增光伏裝機(jī)規(guī)模、“削峰式”需求響應(yīng)實施規(guī)模、化學(xué)儲能配置規(guī)模。總成本等于新增光伏裝機(jī)、實施“削峰式”需求響應(yīng)和配置電化學(xué)儲能3種措施用于優(yōu)化尖峰負(fù)荷用途對應(yīng)的成本之和,暫時忽略新增光伏帶來的系統(tǒng)消納成本。

(1) 新增光伏裝機(jī)成本C1。光伏配置總成本按照光伏裝機(jī)在尖峰時段的發(fā)電量占光伏裝機(jī)全年發(fā)電量的比例進(jìn)行分?jǐn)偂?/p>

C1=δ1α1VLR1

(1)

其中:δ1為新增光伏裝機(jī)用于削減尖峰負(fù)荷對應(yīng)的成本分?jǐn)偙壤?具體按光伏在尖峰時段的發(fā)電量占全年發(fā)電量的比例進(jìn)行分?jǐn)?α1為光伏單位造價;V為新增光伏裝機(jī)規(guī)模;LR1為按照使用壽命折算光伏總成本的資本回收系數(shù)。

(2) 需求響應(yīng)成本C2。需求響應(yīng)成本按照固定單位成本進(jìn)行計算,主要由午間需求響應(yīng)成本和晚間需求響應(yīng)成本2個部分組成。本文模型中的午間指每天0:00-19:00,晚間指19:00-24:00。

(2)

其中:α2為需求側(cè)響應(yīng)成本價格系數(shù);t=1,2,…,T,T為目標(biāo)年份的尖峰負(fù)荷持續(xù)天數(shù);D1為午間需求響應(yīng)規(guī)模;L1t為第t個尖峰負(fù)荷日午間尖峰負(fù)荷時長;D2為晚間需求響應(yīng)規(guī)模;L2t為第t個尖峰負(fù)荷日晚間尖峰負(fù)荷時長。

(3) 電化學(xué)儲能配置成本C3。電化學(xué)儲能可以參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場等回收部分成本,因而按一定的比例進(jìn)行分?jǐn)偂?/p>

C3=δ3α3FLR3+ΔWF

(3)

其中:δ3為電化學(xué)儲能用于削減尖峰負(fù)荷成本分?jǐn)偙壤?α3為儲能成本價格系數(shù);F為電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模;LR3為按照使用壽命折算儲能成本的資本回收系數(shù);ΔWF為儲能充放電損耗成本,其計算公式如下:

(4)

綜上所述,模型的目標(biāo)函數(shù)可以表示為:

CT=C1+C2+C3

(5)

其中,CT為尖峰負(fù)荷削減的總成本。

1.2 模型約束

(1) 新增光伏消納空間約束。新增光伏裝機(jī)規(guī)模不能超過目標(biāo)地區(qū)的光伏消納空間,另外基于新增光伏適度原則,新裝光伏裝機(jī)最大規(guī)模對應(yīng)尖峰負(fù)荷日午間最大尖峰負(fù)荷全部被抵消的情況。

(6)

其中,VU為最大可新增光伏裝機(jī)規(guī)模。

(2) 需求響應(yīng)規(guī)模潛力約束。需求響應(yīng)規(guī)模不能超過目標(biāo)地區(qū)需求響應(yīng)最大資源潛力,另外基于需求響應(yīng)實施適度原則,實施“削峰式”需求響應(yīng)規(guī)模不超過年最大尖峰負(fù)荷。

(7)

(8)

其中,DU為需求響應(yīng)最大潛力。

(3) 尖峰負(fù)荷全量削減約束。新增光伏裝機(jī)削減的尖峰電量、午間“削峰式”需求響應(yīng)削減的尖峰電量和午間電化學(xué)儲能削減的尖峰電量等于午間尖峰電量;晚間“削峰式”需求響應(yīng)削減的尖峰電量和晚間電化學(xué)儲能削減的尖峰電量等于晚間尖峰電量。

(9)

因為實際中電化學(xué)儲能的配置成本最高,所以在削峰實踐中作為尖峰負(fù)荷優(yōu)化的兜底措施,即儲能配置規(guī)模等于新增光伏裝機(jī)和實施需求響應(yīng)后剩余需要優(yōu)化的尖峰電量。

2 算例分析

為了比較不同負(fù)荷特性地區(qū)尖峰負(fù)荷優(yōu)化組合策略的差異性,分別選取3個典型地區(qū)進(jìn)行算例分析,各地區(qū)用電特性見表1所列。表1中:地區(qū)1的年最大負(fù)荷出現(xiàn)在夏季午間,尖峰電量分布以午間為主,晚間占比小;地區(qū)2的年最大負(fù)荷出現(xiàn)在夏季晚間,第二產(chǎn)業(yè)用電比重大,第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電比重小;地區(qū)3的年最大負(fù)荷出現(xiàn)在夏季晚間,居民生活用電比重超過30%?；谏鲜黾夥遑?fù)荷優(yōu)化模型,對3類地區(qū)2025年尖峰負(fù)荷優(yōu)化策略進(jìn)行了求優(yōu)測算。運用MATLAB、Yalmip和Cplex工具箱對模型進(jìn)行編程和求解。

表1 3個地區(qū)用電特性

2.1 參數(shù)設(shè)置

本文模型的參數(shù)設(shè)置如下:光伏建設(shè)造價3.67元/W,光伏壽命暫按20 a考慮,折現(xiàn)率取8%;削峰式需求響應(yīng)補償價格為2元/(kW·h);化學(xué)儲能單位造價為1.35元/(W·h),儲能使用壽命按15 a考慮,折現(xiàn)率取8%,儲能成本分?jǐn)偙壤?取值為0.6;上網(wǎng)電價PS取值為0.384 4元/(kW·h);充放電效率γ取值為85%;根據(jù)電網(wǎng)消納新能源能力確定各地新增光伏的消納空間,根據(jù)分類負(fù)荷特性確定各地工商業(yè)需求響應(yīng)的資源規(guī)模,見表2所列。

表2 3個地區(qū)尖峰電量分布、新增光伏和需求響應(yīng)規(guī)模約束

2.2 結(jié)果分析

(1) 不同負(fù)荷特性地區(qū)尖峰負(fù)荷優(yōu)化策略存在差異。3個地區(qū)削減95%以上尖峰電量的最優(yōu)措施組合結(jié)果見表3所列。地區(qū)1最大負(fù)荷出現(xiàn)在午間,最優(yōu)措施組合中新增光伏裝機(jī)規(guī)模為118.8×104kW,達(dá)到其可消納的最大規(guī)模,可將午間520.83×104kW·h的尖峰電量全部削減,因此通過新增光伏裝機(jī)可抵消92.25%(520.83/(520.83+43.78)=92.25%)的尖峰電量;晚間再實施一定規(guī)?！跋鞣迨健毙枨箜憫?yīng)后,可以削減全部的尖峰電量,不再需要配置化學(xué)儲能。地區(qū)2最大負(fù)荷出現(xiàn)在晚間,且工商業(yè)需求響應(yīng)資源較為豐富,最優(yōu)措施組合中晚間需求響應(yīng)規(guī)模為15.6×104kW,達(dá)到其需求響應(yīng)資源最大潛力,可削減20.53×104kW·h的晚間尖峰電量,尖峰電量削減率達(dá)到94.92%(20.53/(21.26+0.36)=94.92%),再配置少量化學(xué)儲能(0.74×104kW·h)即可全量削減尖峰電量。地區(qū)3最大負(fù)荷出現(xiàn)在晚間,地區(qū)居民生活用電比重大,工商業(yè)需求響應(yīng)資源有限,最優(yōu)措施組合中晚間需求響應(yīng)實施規(guī)模為20.6×104kW,達(dá)到其最大資源潛力,可削減87.69×104kW·h的尖峰電量,但尖峰電量僅被削減85.26%(87.69/102.84=85.26%),需配置一定規(guī)模的化學(xué)儲能來削峰,化學(xué)儲能配置規(guī)模為12.24×104kW·h。

表3 3個地區(qū)尖峰負(fù)荷優(yōu)化組合策略

(2) 新增光伏裝機(jī)、實施需求響應(yīng)和配置化學(xué)儲能3種措施的單位削峰成本差別較大,其中新增光伏裝機(jī)削峰單位成本<實施需求響應(yīng)削峰單位成本<配置儲能削峰單位成本。以地區(qū)1削減95%以上尖峰負(fù)荷為例,優(yōu)化組合策略成本情況見表4所列。削減單位尖峰電量對應(yīng)成本約2.06元/(kW·h),其中新增光伏削峰單位成本最低,為1.79元/(kW·h);實施需求響應(yīng)削峰單位成本次之,為5.16元/(kW·h);配置化學(xué)儲能削峰單位成本最高,為47.38元/(kW·h)。不同地區(qū)負(fù)荷特性和削峰措施資源潛力存在差異,使得尖峰負(fù)荷優(yōu)化最優(yōu)組合方案中各項措施配比不同,最終導(dǎo)致各地削峰組合方案的單位成本差別如下:地區(qū)1通過新增光伏裝機(jī)抵消了大部分尖峰電量,削峰單位成本最低,為2.06元/(kW·h);地區(qū)2削減尖峰負(fù)荷主要依靠需求響應(yīng),削峰單位成本居中,為8.63元/(kW·h);地區(qū)3需要配置一定規(guī)模的化學(xué)儲能,削峰單位成本最高,為13.88元/(kW·h)。

表4 95%以上尖峰負(fù)荷優(yōu)化組合策略成本情況 單位:元/(kW·h)

針對3個地區(qū),進(jìn)一步分析了不同尖峰負(fù)荷規(guī)模下,尖峰負(fù)荷優(yōu)化組合策略的成本變化趨勢,以及與新增火電及電網(wǎng)滿足尖峰負(fù)荷傳統(tǒng)方式的經(jīng)濟(jì)性對比,見表5所列。

從表5可以看出,隨著尖峰負(fù)荷優(yōu)化規(guī)模不斷擴(kuò)大,優(yōu)化尖峰負(fù)荷方式對應(yīng)的單位成本呈上升趨勢,新增火電及電網(wǎng)傳統(tǒng)方式對應(yīng)的單位成本呈下降走勢,但優(yōu)化尖峰負(fù)荷方式單位成本始終明顯低于新增火電及電網(wǎng)的傳統(tǒng)方式。尖峰負(fù)荷不同削減比例下優(yōu)化尖峰負(fù)荷方式單位成本變化幅度如圖1所示。

表5 不同尖峰負(fù)荷規(guī)模下2種方式單位成本對比 單位:元/(kW·h)

從圖1可以看出:當(dāng)尖峰負(fù)荷優(yōu)化比例在4%(對應(yīng)削減96%以上尖峰負(fù)荷)以內(nèi)時,單位成本上升幅度較為緩慢;當(dāng)優(yōu)化比例超過4%時,單位成本上升幅度明顯加快,因此尖峰負(fù)荷優(yōu)化比例宜控制在4%以內(nèi)。

圖1 尖峰負(fù)荷不同削減比例下優(yōu)化尖峰負(fù)荷方式單位成本變化幅度

3 結(jié) 論

本文以削減尖峰負(fù)荷總成本最小為目標(biāo),構(gòu)建考慮尖峰負(fù)荷全量削減、新增光伏消納空間、需求響應(yīng)潛力規(guī)模等約束條件的尖峰負(fù)荷優(yōu)化模型,并基于負(fù)荷特性選取3個典型地區(qū)開展算例分析,得出如下結(jié)論:

(1) 受負(fù)荷特性不同影響,地區(qū)間尖峰負(fù)荷優(yōu)化策略存在明顯差異。

(2) 不同的優(yōu)化措施單位成本差別較大,其中新增光伏裝機(jī)成本最低、實施需求響應(yīng)次之、配置儲能成本最高,宜以此作為尖峰負(fù)荷經(jīng)濟(jì)優(yōu)化的主要原則。

(3) 隨尖峰負(fù)荷優(yōu)化比例提高,尖峰負(fù)荷優(yōu)化組合策略的單位成本呈上升趨勢,但始終明顯低于新增火電機(jī)組電源和電網(wǎng)的傳統(tǒng)方式。

此外,本文未討論其他調(diào)峰模式，如抽水蓄能和風(fēng)電等。這是由于隨著新能源接入電網(wǎng)的比例升高,常規(guī)電源(抽水蓄能等)的接入比例已逐漸降低。且現(xiàn)有研究表明,風(fēng)電出力具有反調(diào)峰特性,易導(dǎo)致等效負(fù)荷峰谷差增加[13]。

因此,本文所提出的尖峰負(fù)荷優(yōu)化組合策略充分考慮了源網(wǎng)荷側(cè)資源,可以實現(xiàn)尖峰負(fù)荷的精準(zhǔn)削減,大大提升了電力系統(tǒng)的可靠性與經(jīng)濟(jì)性。當(dāng)前需求響應(yīng)、化學(xué)儲能等措施還未實現(xiàn)大規(guī)模推廣應(yīng)用,需要從體制機(jī)制建設(shè)、商業(yè)模式培育等方面推動其發(fā)展,保障經(jīng)濟(jì)高效的尖峰負(fù)荷優(yōu)化組合策略落地實施。