郝思鵬，張前，楊李星

(1.南京工程學(xué)院 電力工程學(xué)院，江蘇 南京 211167； 2.南通市供電公司，江蘇 南通 226001)

近年來隨著光伏產(chǎn)業(yè)的迅猛發(fā)展，分布式光伏推廣與應(yīng)用已成為一種趨勢[1]。企業(yè)光伏系統(tǒng)是分布式光伏的重要體現(xiàn)方式之一，針對我國工商業(yè)用電量較大、成本相對較高的問題，合理配置光伏系統(tǒng)容量成為有效降低企業(yè)運營成本的關(guān)鍵。

企業(yè)光伏系統(tǒng)的安裝大多根據(jù)場地面積及負荷大小配置容量。根據(jù)發(fā)改能源〔2018〕823號文關(guān)于優(yōu)化光伏發(fā)電新增建設(shè)規(guī)模、降低補貼強度的通知以及拉大分時電價差的政策，合理規(guī)劃光伏建設(shè)容量和降低用能成本是企業(yè)光伏投資者的必然選擇。諸多學(xué)者對光伏容量配置進行了研究，文獻[2]分析了分布式光伏發(fā)電并網(wǎng)的成本收益,比較了不同容量和運營模式下分布式光伏并網(wǎng)的經(jīng)濟效益。文獻[3]研究了光伏發(fā)電預(yù)測曲線和分時電價特性。文獻[4]根據(jù)光伏出力與負荷時序特性，以光伏消納率為目標(biāo)函數(shù)確定光伏建設(shè)規(guī)模。文獻[5]對不同電價場景下上網(wǎng)電價規(guī)制類型對主體收益造成的影響進行了分析。文獻[6]利用峰谷分時電價引導(dǎo)用戶改變用電方式，提升負荷與光伏的相關(guān)性從而提高光伏的置信容量。文獻[7-9]建立了分布式風(fēng)光電源規(guī)劃模型，但沒有考慮電源衰減率的影響。

整體而言，上述文獻從不同角度建立光伏容量規(guī)劃模型，但未綜合考慮光伏、負荷及峰谷分時電價的時序特性對容量配置的影響，忽略了四季光伏出力與負荷用電差異，且容量配置方法較復(fù)雜。本文提出光伏發(fā)電效率、光伏出力、負荷曲線與峰谷分時電價時序特性、峰平電價差等是影響容量配置的關(guān)鍵因素，在此基礎(chǔ)上建立了以用能成本最低為目標(biāo)的全壽命周期企業(yè)光伏容量配置的優(yōu)化模型，且利用實例證明容量配置方法的合理性。

1 企業(yè)光伏容量配置的關(guān)鍵因素

1.1 光伏出力時序特性及發(fā)電效率

地域、季節(jié)是影響光伏發(fā)電的重要因素。從地域上講，一般緯度低、少雨地區(qū)太陽輻射較強，如西藏地區(qū)太陽輻射能極為豐富；而從季節(jié)上看，光伏夏季出力最強，冬季最弱，春秋兩季相近，且春夏日照持續(xù)時間長于秋冬，以冬季條件配置的光伏容量在夏季不能得到良好的消納。因此，光伏出力須考慮地域和季節(jié)因素。

1.2 負荷用電時序特性

企業(yè)負荷時序特性由產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)決定。工業(yè)負荷依其上班制度白天呈現(xiàn)單峰或雙峰變化趨勢[10-11]，且與光伏出力特性類似，同時工業(yè)負荷時序特性也表現(xiàn)出一定的季節(jié)特征，如圖1所示，四季中負荷特性變化的一般規(guī)律為：夏季偏高，冬季偏低，春秋兩季處于中間位置。而商業(yè)負荷四季用電特性差異不大，時序特性曲線基本一致，夏季負荷持續(xù)時間較其他季節(jié)稍長。

圖1 工業(yè)負荷四季時序特性曲線Fig.1 Seasonal time-sequence characteristic curves of industrial load

1.3 峰谷分時電價下的最優(yōu)光伏容量及收益分析

光伏系統(tǒng)收益來源于光伏自發(fā)自用節(jié)省的電量電費、上網(wǎng)售電費用及用電補貼。根據(jù)國家光伏發(fā)電補貼政策，本文不考慮補貼所帶來的收益，因此光伏通過峰谷分時電價節(jié)省的電量電費在收益中占主要部分。峰谷分時電價由地方政府制定，如圖2所示：00:00—08:00、08:00—12:00及17:00—20:00、12:00—17:00及20:00—24:00分別為南京地區(qū)低、高、平電價時段[12]，雙峰曲線表示負荷Pd，單峰曲線表示光伏出力Ppv，其中光伏出力大于負荷的面積為剩余光伏上網(wǎng)售電部分。若繼續(xù)加大光伏建設(shè)容量，光伏出力將覆蓋更多負荷，節(jié)省更多電量電費；但若節(jié)省的電量電費合計售電收益不一定能抵消光伏容量增加導(dǎo)致的成本增加，則光伏建設(shè)容量必存在最優(yōu)值。

圖2 分時電價下光伏-負荷簡化分布圖Fig.2 Simplified distribution of PV-load under TOU price

理想收益是指不同電價時段負荷盡可能消納光伏出力，尤其是高電價時段。光伏出力良好且負荷用電量較大、持續(xù)時間越久，收益就越大，可抵消更多投資、運維成本。而最高負荷與光伏出力峰值通常不會同時出現(xiàn)在高峰電價，因此系統(tǒng)收益與三者的時序特性密切相關(guān)。光伏出力與負荷存在波動性和不確定性，故提出依據(jù)分時電價負荷劃分方案簡化計算系統(tǒng)的收益。

負荷處于低谷電價時段系統(tǒng)收益

(1)

負荷處于平段電價時段系統(tǒng)收益

(2)

負荷處于高峰電價時段系統(tǒng)收益

(3)

系統(tǒng)日收益

(4)

式(1)—(4)中：lprice、fprice及hprice分別為低、平、高電價；ee為光伏上網(wǎng)電價；p、q為日分時電價時段；T為系統(tǒng)運行時段總天數(shù)；Δt為時間變化量。

2 光伏系統(tǒng)容量優(yōu)化配置

2.1 負荷歸算

本文采用加權(quán)平均法進行負荷歸算[13]。將負荷月用電量作為年度典型負荷曲線中該日的權(quán)值，對年度負荷數(shù)據(jù)進行加權(quán)平均得到典型負荷曲線。首先統(tǒng)計第i年第j月第k天的用電量Qi,j,k及第i年總用電量Qi,即：

(5)

(6)

式(5)—(6)中：Pi,j,k,t為第i年第j月第k天第t時刻(以小時算)負荷功率；N為每月的總天數(shù)。基于加權(quán)平均法得到的負荷第i年t時刻典型負荷數(shù)據(jù)為

(7)

2.2 光伏折算

本文采用直接預(yù)測法對光伏出力進行折算，根據(jù)各地光伏出力效率不同，提出功率變換系數(shù)及四季等效天數(shù)的概念，分別作為評判光伏出力強度與時長的指標(biāo)。功率變換系數(shù)隨太陽光入射角及周圍溫度變化而變化，光伏四季出力等效天數(shù)Rs根據(jù)當(dāng)?shù)貧v史氣象數(shù)據(jù)簡單折算，而且光伏日最大發(fā)電功率與容量呈比例關(guān)系，一天中各時刻光伏出力與最大發(fā)電功率也存在函數(shù)關(guān)系?？紤]光伏電池衰減率后的光伏功率可表示為[14]：

Ppv=Pimax×Pspv*.

(8)

Pimax=as×η×Qpv×(1-d)i.

(9)

Pspv*=p1t2+p2t+t0.

(10)

式(8)—(10)中：Pimax光伏系統(tǒng)在第i年s季節(jié)日最大發(fā)電功率；as為當(dāng)?shù)馗骷竟?jié)功率變化系數(shù)，s=1,2,3,4分別為春、夏、秋、冬季；η為光伏電池轉(zhuǎn)換效率；Qpv為光伏裝機容量；d為光伏電池衰減率；Pspv*為各季節(jié)日光伏出力標(biāo)幺值[15]；p1、p2為擬合曲線系數(shù)；t0為時刻變量初始值。

為簡化工程計算量，將折算后的負荷、光伏以小時為單位取均值，對二者曲線進行階梯化處理，使連續(xù)數(shù)據(jù)離散化，以梯形圖代替折線圖，可提高系統(tǒng)的可操作性和計算速度。若要提高系統(tǒng)的精度可相應(yīng)地縮短時間間隔，使結(jié)果更加精確。如圖3所示。

圖3 分時電價下光伏-負荷梯形圖Fig.3 PV-load ladder diagram under TOU price

2.3 優(yōu)化模型

用能成本是指企業(yè)投資光伏系統(tǒng)的總成本與收益的差值，單位用能成本為用能成本與負荷用電量的比值。全壽命周期用能成本為系統(tǒng)全壽命周期總成本與效益之差，二者均與光伏系統(tǒng)的容量密切相關(guān)。本文以全壽命周期用能成本最低為目標(biāo)建立函數(shù)，即

minF=Cpv-Y.

(11)

式中Cpv、Y分別為全壽命周期光伏系統(tǒng)總成本與收益。系統(tǒng)收益由自發(fā)自用節(jié)省的電量電費和與電網(wǎng)交互費用決定，由式(4)簡化收益計算法及光伏四季等效天數(shù)可得出全壽命周期系統(tǒng)收益為：

(12)

(13)

式(12)—(13)中：Yi為第i年系統(tǒng)收益；n為全壽命周期年限；ir為通貨膨脹率；dr為貼現(xiàn)率。

光伏系統(tǒng)運行期內(nèi)總成本包括建設(shè)成本和運行維護成本，建設(shè)成本包括光伏板、逆變器等設(shè)備成本及安裝費用[16-17]。全壽命周期光伏系統(tǒng)總成本為：

(14)

Ccap=QpvIpv.

(15)

式(14)—(15)中：Ccap為光伏初期建設(shè)成本；Cw為光伏系統(tǒng)年運行維護成本，可按建設(shè)成本的1%～3%計算[18]；Ipv為光伏單位容量裝機成本。

2.4 具體流程

光伏系統(tǒng)容量優(yōu)化配置是個多元素的時序性問題。本文分別對負荷、光伏進行了簡化處理，結(jié)合分時電價負荷劃分的收益計算法及光伏系統(tǒng)建設(shè)成本建立了容量優(yōu)化配置模型，可得企業(yè)光伏容量優(yōu)化配置流程如圖4所示。

圖4 企業(yè)光伏系統(tǒng)容量優(yōu)化配置流程Fig.4 Optimization configuration flowchart of enterprise PV system capacity

3 實例分析

以2018年江蘇南京地區(qū)工業(yè)I、II及商業(yè)負荷為例進行分析，圖5為工業(yè)I、II負荷簡化后的曲線。其他參數(shù)有：ir=0.015，dr=0.09，ee=0.36 元/kWh，Ipv=6 元/W，壽命周期為20 a。

圖5 分時電價下工業(yè)負荷日用電簡化曲線Fig.5 Simplified curves of daily electricity consumption of industrial load under TOU price

江蘇地區(qū)工業(yè)負荷分時電價為：峰時電價為1.044 7 元/kWh，平時電價為0.626 8 元/kWh，谷時電價為0.308 9 元/kWh;對應(yīng)的商業(yè)負荷分時電價分別為：1.378 2 元/kWh、0.859 5 元/kWh、0.365 8 元/kWh；西藏地區(qū)采用單一電價，即工業(yè)負荷電價為0.663 1 元/kWh，商業(yè)負荷電價為0.852 1 元/kWh。以南京為例，光伏出力采用歷史數(shù)據(jù)回歸擬合函數(shù)，即：

(16)

式中P1pv*、P2pv*、P3pv*、P4pv*分別為春、夏、秋、冬季光伏出力(標(biāo)幺值)。

將工業(yè)Ⅰ、商業(yè)負荷于南京、拉薩地區(qū)分別配置光伏容量，結(jié)果見表1。

表1 不同地區(qū)負荷配置結(jié)果對比Tab.1 Comparison of load configuration results of different regions

從表1可以看出：拉薩地區(qū)商業(yè)光伏最優(yōu)容量低于江蘇，這是由于拉薩地區(qū)光伏發(fā)電效率較高，且其日照時間長達12 h，尤其是每天持續(xù)到晚上8時，與商業(yè)負荷用電特性吻合度很高。拉薩工業(yè)負荷最優(yōu)容量略高于江蘇可能與其采用較低的單一電價有關(guān)。由此可知，光伏發(fā)電效率是容量配置的重要因素之一。

將工業(yè)Ⅰ、Ⅱ負荷于南京地區(qū)分別配置光伏容量,結(jié)果如圖6所示。從圖6可以看出：隨光伏容量的增大，用能成本呈先減后增的趨勢，光伏容量開始增大時，各電價下光伏出力覆蓋負荷的面積逐漸增大，此時系統(tǒng)收益增長速度大于光伏成本增長速度,故用能成本呈下降趨勢；當(dāng)光伏容量達到某值后,受限于光伏上網(wǎng)電價和成本，用能成本轉(zhuǎn)呈上升趨勢。

表2為南京地區(qū)不同負荷配置結(jié)果對比。

從表2可以看出：工業(yè)Ⅰ容量較工業(yè)Ⅱ容量大是因高峰電價時段，光伏消納率占有相當(dāng)優(yōu)勢，單位用能成本高是因容量大光伏成本高造成的。實例說明了即使負荷總用電量相同，而在各電價下負荷用電量不同的情況下，光伏消納率和配置容量都不同。高電價時段下光伏消納率較高時，可適當(dāng)增加光伏配置容量。因此，綜合考慮光伏出力、負荷曲線與峰谷分時電價三者的時序特性是容量配置關(guān)鍵因素之一。此外，由工業(yè)Ⅰ與商業(yè)負荷配置結(jié)果可知，相似光伏安裝容量下，商業(yè)負荷用電量小而最優(yōu)容量高是因其分時電價高，因此分時電價對容量配置也至關(guān)重要。

圖6 工業(yè)光伏容量-用能成本變化曲線Fig.6 Variation curves of industrial PV capacity- energy consumption cost

ⅠⅡ/%69.4538.4350.10/%39.1751.8019.21/%44.1057.490.22/1 339.61 276.31 147.3/(·W-1)0.4750.4510.501/MW2.211.872.19/kW800600750

考慮光伏出力主要在峰、平電價時段，以工業(yè)Ⅰ為例，改變峰平電價差，不考慮用戶側(cè)響應(yīng)，結(jié)果如圖7所示。從圖7可以看出：當(dāng)高峰電價提高0.1 元/kWh，平段電價減少0.1 元/kWh，即峰平電價差為0.2 元/kWh時，光伏容量增加7.11%，單位用能成本下降2.1%；當(dāng)高峰電價提高0.2 元/kWh，平段電價減少0.2 元/kWh，即峰平電價差為0.4 元/kWh時，光伏容量增加8.21%，單位用能成本下降3.2%；當(dāng)高峰電價提高0.4 元/kWh，平段電價減少0.4 元/kWh，即峰平電價差為0.8 元/kWh時，光伏容量增加9.52%，單位用能成本下降3.8%?？梢?，隨著峰平電價差的增大，光伏最優(yōu)容量增加，用能成本減低，但下降速度逐漸減緩。因此峰平電價差的拉大可增大光伏最優(yōu)配置容量，并降低系統(tǒng)用能成本。

圖7 分時電價差與用能成本變化曲線Fig.7 Variation curves of TOU price differences and energy consumption cost

綜上所述，本文提出的光伏容量配置方法能夠綜合不同地區(qū)的企業(yè)負荷、峰谷分時電價、光伏出力情況進行配置，實現(xiàn)經(jīng)濟性最優(yōu)，并且在三者時序相關(guān)性較高的情況下，可增加光伏配置容量。相同地區(qū)的工商業(yè)因采用的峰谷分時電價不同，安裝光伏系統(tǒng)的適宜程度也不同，如南京地區(qū)工業(yè)較商業(yè)更適宜安裝光伏系統(tǒng)，而拉薩地區(qū)反之。最后，隨著峰平電價差的拉大，也可促進光伏配置容量的上升，故通過調(diào)節(jié)峰谷分時電價可推廣企業(yè)光伏系統(tǒng)的運用。

4 結(jié)束語

本文建立了以企業(yè)用能成本最低為目標(biāo)的全壽命周期光伏容量配置模型?；诖四Ｐ偷姆抡娼Y(jié)果表明：光伏出力、負荷曲線以及峰谷分時電價三者的時序特性直接影響光伏系統(tǒng)的容量配置；峰平電價差也是光伏容量配置的重要影響因素；繼續(xù)增加電價差或推出扶持光伏行業(yè)的政策，可有效降低企業(yè)投資運營成本。后續(xù)將進一步引入儲能系統(tǒng)，抑制光伏發(fā)電的波動性，并利用儲能的削峰填谷特征提高系統(tǒng)的經(jīng)濟性和促進光伏消納。