肖 靜 吳 寧 馮玉斌 林 銳 韓 帥

（1. 廣西電網(wǎng)有限責任公司電力科學研究院，南寧 530000；2. 廣西電網(wǎng)有限責任公司，南寧 530000）

0 引言

用電側的電力市場化發(fā)展是電力物聯(lián)網(wǎng)不可或缺的部分[1]，儲能系統(tǒng)作為一種靈活可調的電力資源，有利于電力系統(tǒng)的經(jīng)濟穩(wěn)定運行，而用戶側儲能配置及運行優(yōu)化，可以合理轉移負荷、提高用戶用電的經(jīng)濟性。

目前，對于用戶側儲能商業(yè)模式的研究，主要集中于電力用戶對電價政策的響應，如響應分時電價參與峰谷套利[2-4]、響應兩部制電價參與最大需量管理[5-6]、或結合兩種商業(yè)模式構建最大需量管理與削峰填谷相結合的儲能配置優(yōu)化模型[7]等，對儲能參與需求響應的研究較少。

在儲能參與激勵型需求響應的已有研究中，多探究儲能與其他柔性負荷共同參與需求響應的情形。如文獻[8]考慮了可中斷負荷與用戶側儲能的響應策略。已有文獻對于需求響應影響其他商業(yè)模式收益的機理研究較少，且未能根據(jù)具體響應日期，給出指導用戶上報最優(yōu)需求響應功率的策略。

因此，本文建立一種基于需求響應、分時電價下峰谷套利及需量電費削減的用戶側儲能優(yōu)化模型，獲得用戶參與需求響應時儲能的最優(yōu)充放電策略，與用戶上報的最優(yōu)響應功率；建立用戶側儲能全周期成本收益模型，分析用戶側儲能參與需求響應對儲能成本回收年限的影響；探究儲能參與激勵型需求響應對峰谷套利、需量電費的影響。

1 需求響應及計費規(guī)則

1.1 需求側響應

電力需求響應項目使用價格、激勵等市場引導，使用戶在電網(wǎng)負荷尖峰時段自愿改變通電負荷類型、用電量等，以獲得補貼，增加用電經(jīng)濟性[9]。

在削峰需求響應項目中，一般以響應量、響應時間等特性，對集群負荷控制等項目進行建模[10]。實施基于激勵的需求響應后，用戶負荷曲線優(yōu)于響應前[11]，電力客戶根據(jù)需求響應實施的效果，可獲得相應的補償。

1.2 計費規(guī)則

根據(jù) 2018年《江蘇省電力需求響應實施細則（修訂版）》，用戶參與需求響應時，需要滿足響應時段的最大負荷、平均負荷的約束條件，即基線最大負荷不低于響應時段最大負荷；響應時段平均負荷與基線平均負荷的差值需大于等于用戶上報的約定響應功率的0.8倍。

表1為不同的參與響應的調控時間對應的補償標準。表2為根據(jù)不同的需求響應提前通知用戶的時間，給出用戶獲得補償?shù)乃俣认禂?shù)。

表1 需求響應電價標準對照表

表2 需求響應的響應速度系數(shù)對照表

用戶獲得補償?shù)挠嬎惴绞綖椋弘妰r標準乘以速度系數(shù)，再乘以上報的響應功率（kW）。

2 儲能運行優(yōu)化模型

2.1 目標函數(shù)

儲能運行模型的優(yōu)化目標為，在1個月內用戶繳納電費最小，即電量電費、需量電費求和再減去需求響應收益最小。目標函數(shù)為

式中：i為時間；時間采樣間隔Δti為 15min，即 1天 96個采樣點；pload,i為未安裝儲能時，用戶在時刻i的負荷曲線；ci為時間i的電價；pc,i為儲能的充電功率；pd,i是儲能的放電功率；α為響應速度系數(shù)；pDSM為上報的約定響應功率；nDSM為需求響應天數(shù)；β為單位需量電費；pDemand為用戶本月的上報需量。

24h內分時電價曲線如圖1所示。

圖1 24h內分時電價曲線

單位需量電費為

式中，b為實際需量。當上報需量pDemand大于等于實際需量b時，需量電費單價為40元/kW，按照上報需量值pDemand繳納需量電費；若上報需量pDemand小于實際需量b，超出的需量需要按照80元/kW的單位需量電價進行繳納。

目標函數(shù)中，第1項為分時電價下儲能參與峰谷套利后的電量電費，第2項為用戶獲得的需求響應收益，第3項為需量電費。模型的決策變量有pc,i、pd,i、pDSM、pDemand。

2.2 最大需量約束

需量電費是大工業(yè)用戶繳納電費的重要組成部分，儲能受峰谷電價、需求響應補償?shù)囊龑?，可能形成新的負荷尖峰，甚至超過原最大需量，引起需量電費的增長[12]。因此，本文引入最大需量約束，即

則用戶的實際用電需量不超過1.05倍的上報最大需量。通過添加最大需量約束，可以更準確、合理地分析需求響應補償對用戶經(jīng)濟收益的貢獻值。

2.3 儲能運行約束

1）儲能電池性能約束

儲能電池的壽命損耗與吞吐量密切相關，減少吞吐量可延長其使用壽命[8]。為更加合理地利用儲能，文獻[2]結合峰谷電價對實際用戶負荷數(shù)據(jù)進行了儲能日內運行仿真對比，發(fā)現(xiàn)對儲能電池的日吞吐量進行限制，不僅減少了儲能的吞吐量，而且能夠很好地限制儲能一天內充放電狀態(tài)轉換的次數(shù)。

因此，需要對儲能電池的吞吐量進行限制，如式（4）和式（5）所示。

式（4）和式（5）中：m為儲能的等效充放電次數(shù)；Emax為儲能額定最大容量；SOCmax和SOCmin分別為儲能荷電狀態(tài)的最大值和最小值，本文分別取值0.9和0.1；nday為天數(shù)。

2）儲能電池物理約束

（1）荷電狀態(tài)約束

式（6）和式（7）中：SOCi為儲能在時間i的荷電狀態(tài)；ηch、ηdis分別為儲能的充、放電效率。

（2）儲能功率約束

式中：swc,i和swd,i為0-1變量，以表示儲能的充、放電狀態(tài)；Pmax為儲能額定功率。式（8）～式（10）保證了儲能不同時處于充電、放電狀態(tài)，且充放電功率不超過額定功率。

2.4 需求響應約束

若儲能在第t天參與需求響應，則需滿足有效需求響應的條件。式（11）和式（12）對儲能參與需求響應后的負荷情況進行了約束。

式（11）～式（13）中：k為需求響應日的響應時間；j為基線的對應時間；pc,k與pc,j為儲能對應時段的充電功率；pd,k與pd,j為儲能對應時段的放電功率；Loadk為參與需求響應時段的負荷；Loadj為響應日前5天對應時間的負荷；pDSM為用戶上報的最優(yōu)響應功率；為上一年度用戶的最大尖峰負荷。

式（11）表示響應時段最大負荷不超過基線最大負荷，式（12）為響應時段的平均負荷約束，式（13）對約定響應功率的范圍進行約束。

本文建立的儲能優(yōu)化運行模型，屬于混合整數(shù)線性規(guī)劃（mixed integrated linear problem, MILP），在Julia中使用Mosek求解器求解，以獲得儲能的最優(yōu)運行策略和最優(yōu)上報響應功率。

3 儲能投資成本與收益評估

3.1 儲能生命周期成本與收益

用戶側儲能的生命周期成本主要包括儲能一次性固定投資成本Cinv、總運營和維護成本Cope；收益包括儲能生命周期結束時的回收價值Brec、全周期內安裝儲能的峰谷套利BTOC、需求響應總收益BDSM。

F為儲能的全生命周期收益，即

式（15）為儲能一次性固定投資成本，式（16）為儲能總運行維護成本，即

式（15）和式（16）中：ce為單位容量成本；cp為單位功率成本；com為單位容量年運行維護成本系數(shù)；Emax為儲能額定最大容量；Pmax為儲能額定功率。

儲能全生命周期的收益包括儲能回收價值、儲能全周期峰谷套利和需求響應收益，分別如式（17）～式（19）所示。

式（17）～式（19）中：θ為儲能的回收率；ci為時刻i的電價；pc,i,t、pd,i,t為第t天、第i時刻的儲能充電、放電功率；采樣時間間隔Δti為15min；T為儲能全生命周期的總天數(shù)；pDSM,i為儲能參與第i次需求響應的上報需求響應功率；α為響應速度系數(shù)；l為儲能全生命周期內參與需求響應的總次數(shù)。

3.2 儲能收益評估指標

采用儲能投資成本回收年限作為收益評估指標，即

式中：NT為儲能成本回收年限；N為儲能使用年限，設置為10年。

4 算例分析

使用廣西某工業(yè)用戶2018年度實際負荷數(shù)據(jù)，進行用戶側儲能的運行優(yōu)化。設置不同的需求響應日期，分析用戶側儲能參與需求側響應對分時電價下峰谷套利收益、需量電費的影響。

4.1 輸入變量初始值

儲能的額定容量設置為 525kW·h，額定功率設置為250kW，類型為磷酸鐵鋰電池；設置充電效率為1，放電效率為0.85。

由于一年中用電尖峰在7、8月份，此時電網(wǎng)發(fā)出需求響應削峰邀約頻次高，因此本文算例使用 7月份負荷數(shù)據(jù)。

4.2 月前儲能運行優(yōu)化

本文中，儲能運行是在最大需量約束下，分別分析了僅考慮峰谷套利、同時考慮需求響應和峰谷套利兩種模式下，用戶側儲能的最優(yōu)運行策略，以及安裝儲能前后用戶負荷曲線變化。

1）單獨峰谷套利模式

在儲能參與分時電價下峰谷套利時，求解其最優(yōu)運行方案。取6月29日到7月28日負荷數(shù)據(jù)用于測試，設置等效充放電次數(shù)m=2。

圖2為典型日（7月16日）儲能參與峰谷套利前后的負荷曲線對比圖，橫坐標為采樣點，采樣間隔15min。

圖2 典型日儲能參與峰谷套利前后用戶負荷曲線對比

可以看出，安裝儲能后，用戶負荷的峰谷差減小，用戶可以通過峰谷套利獲得相應收益，具體收益結果在月優(yōu)化運行結果中體現(xiàn)。

圖3為典型日儲能充放電功率圖，其中儲能功率大于0時為充電狀態(tài)，小于0時為放電狀態(tài)。

圖3 典型日儲能充放電功率

典型日儲能的荷電狀態(tài)變化如圖4所示。

圖4 典型日儲能的荷電狀態(tài)

單獨峰谷套利模式下，儲能實現(xiàn)了兩充兩放。求解模型獲得上交電費最小時的儲能運行策略，最優(yōu)上交電量電費為165 155.80元，上報最大需量為690.98kW，需量電費為 27 639.20元，總上交電費為192 795.00元。

2）需求響應與峰谷套利模式

假設需求響應在提前0.5～4h之間進行邀約，響應時間為60～120min，即對應電價標準為12元/kW、響應速度系數(shù)為 1.5，得到響應功率補償電價為 18元/kW。

由于一年中用電尖峰在 7、8月中午，選取13:00～15:00為可能需求響應時段，設置7月16日為需求響應日期。

參與需求響應日的用戶負荷曲線如圖5所示，參與需求響應時間內，負荷峰值降低。

圖5 參與需求響應日的用戶負荷曲線

在峰谷套利、需求響應共同作用的模式下，求得最優(yōu)響應功率為164kW，上報最大需量為690.98kW；得到上交電量電費為165 230.48元，需求響應收益為 2 952元，總上交電費為189 917.68元。月前儲能在兩種運行模式下用戶電費對比見表3。

表3 月前儲能在兩種運行模式下用戶電費對比 單位:元

分析可得，參與需求響應減少了儲能峰谷套利的收益，但用戶獲得需求響應的補償較高，使得儲能運行的經(jīng)濟性提高。

4.3 需求響應靈敏度分析

在月前儲能優(yōu)化模型中，設置不同的需求響應日期，比較參與響應前后，峰谷套利、需求響應收益和總收益的變化，并進行分析。不同需求響應日期下的用戶收益見表4。

表4 不同需求響應日期下的用戶收益 單位:元

由表4的收益結果可知，參與需求響應時用戶的峰谷套利收益減小，電量電費增加，但響應補貼使用戶的總上交電費降低，說明儲能參與需求響應有利于提升用戶用電的經(jīng)濟性。

參與響應時，沒有增大用戶的最大需量，不會帶來額外的需量電費。同時，響應日期不同時，建立的儲能優(yōu)化模型可以得到對應的最優(yōu)需求響應功率，對于指導用戶參與需求響應有重要意義。

4.4 儲能成本分析

為衡量需求響應對儲能收益的影響，引入儲能成本回收年限。

由4.2節(jié)中算例求解可得，1月內儲能峰谷套利收益為7 739.23元，則年收益92 870.76元。假設用戶每年參與需求響應 10次，平均單次響應收益為2 600元，則年收益26 000元。設儲能的生命周期為10年，未計及儲能容量年衰減率。

兩種模式下，以儲能壽命周期 10年為時間尺度，得到儲能的總投資成本、全周期預期收益和儲能成本回收年限見表5。

由于文中采取的儲能等效充放電次數(shù)恒為 2次，因此是否參與需求響應，不影響儲能的投資成本。由表5可得，儲能參與需求響應可獲得更大收益，并縮短儲能投資成本的回收年限。

綜上，算例分析結果表明，用戶安裝儲能參與需求響應，可提升用電經(jīng)濟性。本文基于已知需求響應日期的情況，對用戶側儲能進行優(yōu)化運行決策，可為儲能在線運行與規(guī)劃提供參考。

5 結論

本文建立了在峰谷套利、需求側響應和最大需量管理模式下，用戶側儲能的最優(yōu)運行模型，并獲得最優(yōu)約定響應功率。經(jīng)過算例分析，得到如下結論：

1）用戶側儲能參與需求響應，可提高用電經(jīng)濟性，降低儲能成本回收年限。儲能參與需求響應后，用戶需量電費未發(fā)生改變，雖然峰谷套利的收益減少，電量電費提高，但較高的需求響應收益使用戶總上交電費降低，儲能成本回收加快。

2）用戶根據(jù)不同的需求響應日期與負荷情況，上報最優(yōu)響應功率，可提高儲能運行經(jīng)濟性。文中儲能優(yōu)化模型得到每次需求響應的最優(yōu)功率，既能避免上報功率過高引起響應無效，同時防止上報功率較小導致收益未能最大化，對用戶有效、合理參與需求響應具有指導意義。

本文基于廣西某工業(yè)用戶實際負荷數(shù)據(jù)，對給定容量用戶側儲能的運行進行了優(yōu)化，未來仍需考慮計及需求響應邀約日期不確定性的儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行，以及儲能需求側響應在線決策。