考慮儲(chǔ)能用戶與新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)的電力系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式

馬 靜，沈玉明，榮秀婷，張 輝，凌 孺，楊賀鈞，時(shí)瑞廷

（1. 國(guó)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)新能源利用與節(jié)能安徽省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，安徽合肥 230009）

0 引言

隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展和能源需求的飛速增長(zhǎng)，發(fā)展風(fēng)電、光伏等新能源已逐漸上升為國(guó)家能源戰(zhàn)略和可持續(xù)發(fā)展理念的重要組成部分［1-2］。另一方面，大規(guī)模新能源出力的不確定性對(duì)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行帶來(lái)了嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)，而新能源裝機(jī)容量的增加會(huì)導(dǎo)致出力過(guò)剩而產(chǎn)生大量的棄風(fēng)、棄光，因此充分挖掘系統(tǒng)的調(diào)峰能力是保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行和新能源發(fā)展的重要手段［3］。

電力儲(chǔ)能系統(tǒng)可快速響應(yīng)電網(wǎng)需求，維持電網(wǎng)供需平衡，具有顯著提高電網(wǎng)能量利用效率和穩(wěn)定性的潛力，且其作為調(diào)峰資源主動(dòng)參與電力市場(chǎng)的運(yùn)營(yíng)模式被廣泛采用，用于維持系統(tǒng)的功率平衡［4-5］。

目前已有關(guān)于電力儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰的運(yùn)營(yíng)模式的研究：文獻(xiàn)［6］提出了一種儲(chǔ)能輔助火電機(jī)組深度調(diào)峰的分層優(yōu)化調(diào)度方案，建立了多層優(yōu)化模型，為各機(jī)組出力提供最優(yōu)決策；文獻(xiàn)［7］提出了一種計(jì)及需求響應(yīng)的火儲(chǔ)深度調(diào)峰定價(jià)策略和電力系統(tǒng)雙層優(yōu)化調(diào)度方法，上層分析了風(fēng)電出力等不確定因素以最大限度地?cái)M合風(fēng)電與負(fù)荷曲線，下層以火儲(chǔ)調(diào)峰收益最大為目標(biāo)構(gòu)建了火儲(chǔ)定價(jià)策略，并以二者收益最大為目標(biāo)安排深度調(diào)峰機(jī)組的出力；文獻(xiàn)［8］提出了儲(chǔ)能電站與風(fēng)電、光伏電源聯(lián)合運(yùn)營(yíng)的虛擬電廠調(diào)度優(yōu)化策略，利用自組織映射聚類(lèi)生成典型場(chǎng)景，提出虛擬電廠調(diào)度指標(biāo)和評(píng)價(jià)體系以評(píng)估不同典型場(chǎng)景下虛擬電廠的潛在經(jīng)濟(jì)收入，并以收入最大為優(yōu)化目標(biāo)制定了最優(yōu)儲(chǔ)能調(diào)度策略。上述研究雖然提出了電力儲(chǔ)能系統(tǒng)的運(yùn)營(yíng)模式，但主要針對(duì)的是發(fā)電側(cè)或新能源側(cè)，缺乏對(duì)電網(wǎng)多側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行決策優(yōu)化及電力系統(tǒng)整體調(diào)峰運(yùn)營(yíng)模式的研究。

隨著電力市場(chǎng)的不斷完善以及儲(chǔ)能技術(shù)的不斷進(jìn)步，現(xiàn)有部分研究提出的電力儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)模式已被應(yīng)用于部分地區(qū)的電力市場(chǎng)。文獻(xiàn)［9］建立了基于共享儲(chǔ)能的優(yōu)化調(diào)度模型，以用戶群日運(yùn)行成本最優(yōu)為目標(biāo)，提出了基于共享儲(chǔ)能電站的工業(yè)用戶日前優(yōu)化經(jīng)濟(jì)調(diào)度方法；文獻(xiàn)［10］提出了云儲(chǔ)能（cloud energy storage，CES）的概念，建立了CES 的運(yùn)營(yíng)結(jié)構(gòu)體系和運(yùn)行模型，設(shè)計(jì)了CES 的商業(yè)運(yùn)營(yíng)模式并基于算例分析了該運(yùn)營(yíng)模式下居民和小型商業(yè)用戶的盈利能力；文獻(xiàn)［11］建立了CES 的研究框架和基本模型，提出了CES 提供商模型控制預(yù)測(cè)運(yùn)行決策方法，以減小電力儲(chǔ)能系統(tǒng)的運(yùn)營(yíng)成本。青海調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)提出了電池儲(chǔ)能系統(tǒng)與新能源電站開(kāi)展雙邊交易，剩余容量于日前參與調(diào)峰投標(biāo)并出清，并在日內(nèi)電網(wǎng)進(jìn)行調(diào)用［12］。上述儲(chǔ)能調(diào)峰模式考慮了儲(chǔ)能參與新能源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和負(fù)荷側(cè)的聯(lián)合運(yùn)營(yíng)，但共享儲(chǔ)能模式中的用戶側(cè)缺少主動(dòng)調(diào)峰積極性；CES 模式則主要分析了用戶的經(jīng)濟(jì)效益，缺少對(duì)調(diào)峰市場(chǎng)的詳細(xì)研究。

為了綜合考慮新能源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)模式，充分調(diào)動(dòng)用戶側(cè)的調(diào)峰積極性，本文提出了考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)的電力系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式，分別以各側(cè)經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)為目標(biāo)建立投標(biāo)模型并提出用戶側(cè)的調(diào)峰服務(wù)機(jī)制，建立用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)模型和電力系統(tǒng)調(diào)峰服務(wù)運(yùn)營(yíng)框架，最終電網(wǎng)側(cè)以最大限度地消納新能源為目標(biāo)出清投標(biāo)容量。

1 儲(chǔ)能用戶及新能源交易調(diào)峰服務(wù)模型

在傳統(tǒng)儲(chǔ)能提供輔助服務(wù)及現(xiàn)有共享儲(chǔ)能的運(yùn)營(yíng)模式中，用戶側(cè)缺少主動(dòng)參與調(diào)峰的積極性，為此本文提出了面向電網(wǎng)調(diào)峰需求的含儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易的調(diào)峰機(jī)制，有利于用戶主動(dòng)參與調(diào)峰以消納新能源，進(jìn)一步減小電網(wǎng)的調(diào)峰壓力。

1.1 用戶側(cè)及新能源側(cè)雙邊交易調(diào)峰機(jī)制

電力系統(tǒng)的調(diào)峰運(yùn)營(yíng)機(jī)制要求新能源電站、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站和用戶側(cè)于日前提交調(diào)峰需求容量和調(diào)峰投標(biāo)容量，由調(diào)度出清各側(cè)的投標(biāo)容量、功率。本文所提雙邊交易調(diào)峰機(jī)制如圖1 所示，其核心思路為：日前由新能源電站申報(bào)預(yù)測(cè)出力曲線及調(diào)峰需求容量，負(fù)荷側(cè)由負(fù)荷聚合商申報(bào)整合負(fù)荷曲線及可平移負(fù)荷轉(zhuǎn)移容量，其中雙方申報(bào)的調(diào)峰容量與負(fù)荷轉(zhuǎn)移量是一致的，可直接在日內(nèi)達(dá)成交易，無(wú)需經(jīng)過(guò)儲(chǔ)能調(diào)峰消納。

圖1 雙邊交易調(diào)峰機(jī)制Fig.1 Peak regulation mechanism for bilateral transaction

由圖1 可知：新能源向下調(diào)峰表示新能源的多余功率，即相當(dāng)于需購(gòu)入負(fù)荷以增加功率，雙方投標(biāo)達(dá)成一致的可直接達(dá)成交易；新能源向上調(diào)峰表示新能源預(yù)測(cè)出力相對(duì)歷史出力曲線的需求功率，即相當(dāng)于需削減負(fù)荷以降低功率；用戶向上調(diào)峰表示用戶于該時(shí)段投標(biāo)負(fù)荷增加的功率；用戶向下調(diào)峰表示用戶于該時(shí)段投標(biāo)負(fù)荷減少的功率。

為了減小電網(wǎng)側(cè)的調(diào)峰壓力，新能源出力與負(fù)荷不確定性一致的可直接交易消納，這變相地提高了新能源出力預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確性，既能推動(dòng)負(fù)荷側(cè)參與調(diào)峰的積極性，也無(wú)需耗費(fèi)儲(chǔ)能容量以平穩(wěn)新能源出力。

1.2 雙邊交易調(diào)峰功率成交模型

本文所提雙邊交易調(diào)峰容量成交的意義為：以新能源電站、用戶在同一時(shí)段t投標(biāo)容量的較小值直接達(dá)成交易并出清，于日內(nèi)直接調(diào)用。

為了保證用戶側(cè)參與調(diào)峰的意愿，本文建立了基于雙邊交易調(diào)峰機(jī)制的用戶投標(biāo)滿意度模型，如式（4）和式（5）所示。

式中：cl為用戶投標(biāo)的滿意度；dl為用戶投標(biāo)后的負(fù)荷功率與歷史平均負(fù)荷功率Pl，av的均方根偏差；Pl，pr(t)為時(shí)段t用戶的預(yù)測(cè)負(fù)荷功率；n為總時(shí)段數(shù)。

2 新能源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)的運(yùn)營(yíng)模型

2.1 新能源電站的日前投標(biāo)模型

新能源電站在日前向交易中心提交新能源預(yù)測(cè)出力和調(diào)峰需求容量，其中調(diào)峰需求容量包括向上調(diào)峰需求容量及向下調(diào)峰需求容量。新能源電站日前投標(biāo)的經(jīng)濟(jì)效益包括新能源發(fā)電上網(wǎng)收益、考核獎(jiǎng)懲收益、調(diào)峰成本。

1）新能源發(fā)電上網(wǎng)收益BNE可表示為：

式中：PNE，pr(t)為時(shí)段t新能源電站的預(yù)測(cè)功率；Δt為單位時(shí)段時(shí)長(zhǎng)；pNE為新能源上網(wǎng)電價(jià)。

2）考核獎(jiǎng)懲收益Rass可表示為：

式中：αass為考核獎(jiǎng)懲因子，由預(yù)測(cè)出力均方根偏差DRMSE決定；QNE(t)為時(shí)段t新能源電站預(yù)測(cè)功率與購(gòu)入的調(diào)峰功率之和。

3）調(diào)峰成本Ctf可表示為：

式中：pNE，tf為新能源電站單位容量調(diào)峰報(bào)價(jià)。

綜上，新能源電站的日前投標(biāo)目標(biāo)函數(shù)可表示為：

2.2 含儲(chǔ)能系統(tǒng)的用戶日前投標(biāo)模型

含儲(chǔ)能系統(tǒng)的用戶于日前投標(biāo)的目標(biāo)為最小化周期內(nèi)的運(yùn)維成本，用戶的經(jīng)濟(jì)效益包括用戶負(fù)荷投標(biāo)后的用電成本、用戶參與調(diào)峰的收益、儲(chǔ)能系統(tǒng)的谷充峰放收益、儲(chǔ)能系統(tǒng)的全壽命周期成本。

1）用戶負(fù)荷投標(biāo)后的用電成本Cl可表示為：

式中：pl(t) 為時(shí)段t的電價(jià)；El，f(t) 為時(shí)段t的用電量。

2）用戶參與調(diào)峰的收益Btf可表示為：

式中：Ta為將儲(chǔ)能年均成本轉(zhuǎn)換為研究周期成本的轉(zhuǎn)換系數(shù)。

2.3 電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的日前投標(biāo)模型

電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)可進(jìn)行谷充峰放套利，或提供調(diào)峰輔助服務(wù)，其日前投標(biāo)的運(yùn)營(yíng)目標(biāo)為最大化經(jīng)濟(jì)效益，主要包括谷充峰放經(jīng)濟(jì)收益、調(diào)峰輔助服務(wù)收益、全壽命周期成本。

3 考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)的運(yùn)營(yíng)模式

3.1 聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式投標(biāo)策略

粒子群優(yōu)化（particle swarm optimization，PSO）算法在求解電力系統(tǒng)最優(yōu)化問(wèn)題方面具有諸多優(yōu)勢(shì)而被廣泛采用［15-16］，本文采用PSO 算法求解新能源電站、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)的投標(biāo)決策，所用參數(shù)和具體求解步驟見(jiàn)附錄A。

3.1.1 新能源電站投標(biāo)優(yōu)化模型

新能源電站日前投標(biāo)的運(yùn)營(yíng)目標(biāo)函數(shù)見(jiàn)式（11），且需滿足如下約束條件。

1）調(diào)峰需求功率上下限約束。

2）投標(biāo)行為約束，即在任意時(shí)段t新能源電站只能申請(qǐng)向上調(diào)峰投標(biāo)或向下調(diào)峰投標(biāo)，如式（29）所示。

3.1.2 含儲(chǔ)能系統(tǒng)的用戶側(cè)投標(biāo)優(yōu)化模型

含儲(chǔ)能系統(tǒng)的用戶側(cè)日前投標(biāo)的運(yùn)營(yíng)目標(biāo)函數(shù)見(jiàn)式（19），且需滿足如下約束條件。

3.2 聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式出清策略

本文所提聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式于日前確定各側(cè)實(shí)際調(diào)用的投標(biāo)容量，出清依據(jù)為新能源出力曲線與負(fù)荷曲線的匹配度最高。

本文建立的聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式出清模型為：

3.3 考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易的聯(lián)合調(diào)峰運(yùn)營(yíng)

考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)的聯(lián)合運(yùn)營(yíng)流程圖如圖2所示，具體步驟見(jiàn)附錄B。

圖2 聯(lián)合運(yùn)營(yíng)流程圖Fig.2 Flowchart of joint operation

4 算例分析

4.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1）儲(chǔ)能系統(tǒng)的價(jià)格數(shù)據(jù)。

本文采用的電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量、額定功率不同，使用壽命均為10 a，且其他價(jià)格參數(shù)一致，如附錄C表C1所示。

2）新能源側(cè)數(shù)據(jù)。

本文以地區(qū)A 和地區(qū)B 為研究對(duì)象，其中光伏上網(wǎng)電價(jià)均為0.7 元／（kW·h），調(diào)峰申報(bào)電價(jià)為0.1元／（kW·h），地區(qū)A 的光伏預(yù)測(cè)出力與歷史數(shù)據(jù)相近，即調(diào)峰需求量較小，而地區(qū)B 的調(diào)峰需求量較大。設(shè)新能源側(cè)投標(biāo)向上和向下調(diào)峰需求功率的最大值為預(yù)測(cè)出力峰值的1/6。地區(qū)A 和地區(qū)B 的預(yù)測(cè)出力和歷史平均出力曲線見(jiàn)附錄C圖C1。

3）電網(wǎng)側(cè)數(shù)據(jù)。

4）用戶側(cè)數(shù)據(jù)。

用戶側(cè)數(shù)據(jù)主要包括負(fù)荷數(shù)據(jù)、分時(shí)電價(jià)數(shù)據(jù)、用戶側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)數(shù)據(jù)。用戶側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的額定容量Eˉess=30 MW·h，額定充放電時(shí)間為2 h，荷電狀態(tài)最大值、最小值分別為0.9、0.2，初始荷電狀態(tài)為0.5，分時(shí)電價(jià)數(shù)據(jù)如附錄C 表C2 所示，地區(qū)A 和地區(qū)B 的負(fù)荷曲線如附錄C圖C2所示。

4.2 調(diào)峰服務(wù)投標(biāo)決策分析

本文所提電力系統(tǒng)調(diào)峰運(yùn)營(yíng)模式首先由新能源電站、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)根據(jù)各自的運(yùn)營(yíng)目標(biāo)和約束條件提交投標(biāo)策略，地區(qū)A 和地區(qū)B 新能源電站的調(diào)峰投標(biāo)結(jié)果如圖3所示。

圖3 新能源電站的投標(biāo)策略Fig.3 Bidding strategy of new energy power station

由圖3 可以看出，新能源電站在任意時(shí)刻僅能提交向上、向下調(diào)峰需求功率中的1 種，且地區(qū)A 大部分時(shí)段的光伏預(yù)測(cè)功率略低于歷史平均出力，故其新能源電站在大部分時(shí)段申請(qǐng)向上調(diào)峰，地區(qū)B申請(qǐng)向上調(diào)峰與向下調(diào)峰的次數(shù)相近。

地區(qū)A 和地區(qū)B 電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的投標(biāo)結(jié)果如圖4 所示。電網(wǎng)側(cè)的投標(biāo)策略主要為儲(chǔ)能系統(tǒng)的充放電功率和調(diào)峰投標(biāo)功率。由圖4 可以看出，儲(chǔ)能系統(tǒng)投標(biāo)的充放電功率與投標(biāo)功率之和為該時(shí)刻投標(biāo)的實(shí)際充放電功率，其中調(diào)峰投標(biāo)功率不得改變儲(chǔ)能原本的充放電狀態(tài)，且儲(chǔ)能系統(tǒng)的實(shí)際功率不得高于其額定充放電功率。儲(chǔ)能系統(tǒng)在24:00 時(shí)刻的荷電狀態(tài)穩(wěn)定在0.5，即與初始荷電狀態(tài)一致。最終地區(qū)A、地區(qū)B 電網(wǎng)側(cè)投標(biāo)的目標(biāo)利潤(rùn)分別為7.503、5.989萬(wàn)元。

圖4 電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的投標(biāo)策略Fig.4 Bidding strategy of grid-side energy storage system

用戶側(cè)的投標(biāo)策略和用戶側(cè)與新能源電站的雙邊交易功率如圖5 所示，其中雙邊交易功率為正值表示該時(shí)段負(fù)荷功率增加，為負(fù)值表示該時(shí)段負(fù)荷功率減少。

圖5 用戶側(cè)的投標(biāo)策略和用戶側(cè)與新能源電站的雙邊交易功率Fig.5 Bidding strategy of user side and bilateral transaction power between user side and new energy power station

由圖5 可以看出，新能源電站與用戶側(cè)的雙邊實(shí)際交易功率由各自的投標(biāo)策略決定，新能源電站向上調(diào)峰功率表示新能源電站需要向外界購(gòu)入的負(fù)荷削減功率，即需求功率；新能源電站向下調(diào)峰功率表示向外界購(gòu)入的負(fù)荷增加功率，即多余功率。當(dāng)某時(shí)段負(fù)荷側(cè)的投標(biāo)功率為正，且新能源電站申請(qǐng)向下調(diào)峰時(shí)，雙邊直接交易功率為正值，且數(shù)值為兩者投標(biāo)功率的較小值，表示該時(shí)段增加負(fù)荷功率；當(dāng)某時(shí)段負(fù)荷側(cè)的投標(biāo)功率為負(fù)，且新能源電站申請(qǐng)向上調(diào)峰時(shí)，雙邊直接交易功率為負(fù)值，且數(shù)值為兩者投標(biāo)功率絕對(duì)值較小值的相反數(shù)，表示該時(shí)段減小負(fù)荷功率。最終地區(qū)A 含儲(chǔ)能系統(tǒng)的用戶側(cè)投標(biāo)滿意度為0.90，將儲(chǔ)能全壽命周期成本換算為研究周期成本的結(jié)果為1.39 萬(wàn)元，地區(qū)B 含儲(chǔ)能系統(tǒng)的用戶側(cè)投標(biāo)滿意度為0.87，將儲(chǔ)能全壽命周期成本換算為研究周期成本的結(jié)果為1.39萬(wàn)元。

4.3 調(diào)峰服務(wù)出清結(jié)果對(duì)比分析

本文所提考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)的聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式的優(yōu)化結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式的優(yōu)化結(jié)果Table 1 Optimization results of joint operation mode

以地區(qū)A 為例：不考慮雙邊交易和儲(chǔ)能優(yōu)化時(shí)新能源出力與日負(fù)荷的均方差最大，為23.90 MW，該均方差表示儲(chǔ)能充放電功率和調(diào)峰功率均為0 時(shí)新能源出力曲線與負(fù)荷曲線的匹配度；考慮雙邊交易但不考慮儲(chǔ)能優(yōu)化表示僅考慮新能源電站與負(fù)荷側(cè)的雙邊交易，但不考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)的充放電功率，此時(shí)新能源出力與日負(fù)荷的均方差為23.82 MW；考慮雙邊交易和儲(chǔ)能優(yōu)化時(shí)的均方差最小，為23.77 MW，可見(jiàn)本文所提雙邊交易調(diào)峰機(jī)制能有效提高新能源出力曲線與日負(fù)荷曲線間的匹配度，且考慮了儲(chǔ)能系統(tǒng)能在確保電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)效益的同時(shí)進(jìn)一步消納新能源出力。

本文所提考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式和非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下的日前出清結(jié)果分別見(jiàn)圖6和圖7。儲(chǔ)能功率為正表示放電，為負(fù)表示充電，各側(cè)出清功率均不大于投標(biāo)功率。本文所提考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)的電力系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式和電力系統(tǒng)非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式的優(yōu)化結(jié)果對(duì)比見(jiàn)表2。

圖6 聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下的出清功率Fig.6 Clearing power under joint operation mode

圖7 非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下的出清功率Fig.7 Clearing power under non-joint operation mode

由表2 可見(jiàn)，非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下地區(qū)A、B 的用戶側(cè)經(jīng)濟(jì)效益都遠(yuǎn)低于聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式，相較于聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式，非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下地區(qū)A、B 的用戶側(cè)經(jīng)濟(jì)效益分別減少了52.79%、72.44%，這是因?yàn)橛脩魝?cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量較小，難以申請(qǐng)?zhí)峁┱{(diào)峰服務(wù)，非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式單純以峰谷套利作為回收成本的手段，故經(jīng)濟(jì)效益較差，而本文所提聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式可以大幅提高用戶側(cè)經(jīng)濟(jì)效益，從而提高用戶參與調(diào)峰服務(wù)的積極性。

表2 不同運(yùn)營(yíng)模式的優(yōu)化結(jié)果對(duì)比Table 2 Comparison of optimization results between different operation modes

此外，聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能向上、向下調(diào)峰總消納電量相比非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式較小，其中地區(qū)A 在非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式、聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下的總消納電量分別為147.9、158.1 MW·h，地區(qū)B 在非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式、聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下的總消納電量分別為140.3、182.9 MW·h，可見(jiàn)本文所提聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式能消納更多的電量。相較于非聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式，聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式下電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的調(diào)峰電量減少，地區(qū)A、B 分別減少了57.3%、25.2%，這表明用戶側(cè)主動(dòng)參與了調(diào)峰服務(wù)，從而減小了電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能調(diào)峰的消納壓力。

5 結(jié)論

本文提出了綜合考慮儲(chǔ)能用戶滿意度和新能源調(diào)峰需求的電力系統(tǒng)雙邊交易聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式，充分調(diào)動(dòng)了用戶側(cè)參與調(diào)峰的積極性，基于算例分析驗(yàn)證了所提運(yùn)營(yíng)模式的經(jīng)濟(jì)性和可行性，所得結(jié)論如下。

1）本文所提考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)的電力系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式能充分考慮新能源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和負(fù)荷側(cè)的運(yùn)營(yíng)目標(biāo)和經(jīng)濟(jì)效益，有利于分析各側(cè)調(diào)峰日前投標(biāo)決策對(duì)電力系統(tǒng)調(diào)峰輔助服務(wù)出清結(jié)果的影響。

2）所提基于雙邊交易的調(diào)峰功率模型能充分調(diào)動(dòng)用戶側(cè)參與調(diào)峰輔助服務(wù)的積極性，使其主動(dòng)參與調(diào)峰服務(wù)。算例結(jié)果表明：考慮儲(chǔ)能用戶及新能源雙邊交易調(diào)峰服務(wù)的電力系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式兼顧了用戶側(cè)的滿意度和經(jīng)濟(jì)效益，保障了其調(diào)峰服務(wù)的積極性，且減輕了電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的調(diào)峰壓力，相較于優(yōu)化前時(shí)，調(diào)峰運(yùn)營(yíng)模式進(jìn)一步提高了新能源出力曲線與負(fù)荷間曲線之間的匹配度，變相地提高了電力系統(tǒng)對(duì)新能源的消納能力。

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