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)濟技術研究院,安徽 合肥 230022; 2.合肥工業(yè)大學 管理學院,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)結構轉型升級以及居民生活水平提高,服務業(yè)和居民生活用電比重快速上升,溫控負荷占比不斷提高,負荷曲線尖峰化趨勢明顯,表現(xiàn)為尖峰負荷持續(xù)時間短、尖峰電量占比小等特征。從全國看,各級電網(wǎng)超過最大用電負荷95%的尖峰負荷(簡稱95%以上尖峰負荷)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)建設提高電力供應能力滿足尖峰負荷的方式[1],存在投資成本高、發(fā)輸電設備利用率低等問題,不能適應能源高質量發(fā)展新要求,迫切需要轉變尖峰負荷調節(jié)思路,提升電力系統(tǒng)整體效能[2]。

關于尖峰負荷調節(jié)策略的研究受到國內(nèi)外學界的普遍關注[3]。文獻[4]建立了智能電網(wǎng)環(huán)境下的電力需求側管理模型,旨在通過實時銷售電價調整來調節(jié)負荷需求,并利用智能設備實現(xiàn)負荷的削減;文獻[5]設計了針對空調聚合負荷的作用時段差別化尖峰電價機制,可以在不影響或者少影響用戶的前提下削減尖峰負荷并消除反彈負荷;文獻[6]設計促進削峰填谷的居民實時積分套餐機制,在不影響現(xiàn)行電價政策的前提下可以有效調動居民響應積極性;文獻[7]基于后悔匹配機制構建了用戶行為選擇的動態(tài)需求響應模型,指導主動配電網(wǎng)的優(yōu)化調度;文獻[8]在對住宅小區(qū)負荷進行分類基礎上,分析各類負荷運行特性,并基于蟻群算法提出了可調整類負荷群的用電優(yōu)化策略;文獻[9]提出智能家電電力負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)負荷波動性;文獻[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荷問題逐漸受到領域內(nèi)學者的關注。文獻[11]提出了新型住宅社區(qū)的居民用電需求響應調度模型。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?；谥悄茈娋W(wǎng)的需求側管理,文獻[12]探討了如何有效發(fā)電以滿足高峰負荷期間的能源需求問題。結合這一問題,本文提出一個居民電器能量分解標簽分類算法。

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

本文結合當前常見易行的尖峰負荷調節(jié)手段,重點聚焦新增光伏裝機午間頂峰、實施需求響應削峰、配置化學儲能移峰等3種優(yōu)化措施,提出一種尖峰負荷優(yōu)化策略模型。選取負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,促進提升電網(wǎng)的可靠性和穩(wěn)定性。

1 尖峰負荷優(yōu)化模型

1.1 模型目標

本文提出的尖峰負荷優(yōu)化模型以總成本最小化為目標,求解出削減尖峰負荷對應總成本最小時的最優(yōu)組合方案,即新增光伏裝機規(guī)模、“削峰式”需求響應實施規(guī)模、化學儲能配置規(guī)模?？偝杀镜扔谛略龉夥b機、實施“削峰式”需求響應和配置電化學儲能3種措施用于優(yōu)化尖峰負荷用途對應的成本之和,暫時忽略新增光伏帶來的系統(tǒng)消納成本。

(1) 新增光伏裝機成本C1。光伏配置總成本按照光伏裝機在尖峰時段的發(fā)電量占光伏裝機全年發(fā)電量的比例進行分攤。

C1=δ1α1VLR1

(1)

其中:δ1為新增光伏裝機用于削減尖峰負荷對應的成本分攤比例,具體按光伏在尖峰時段的發(fā)電量占全年發(fā)電量的比例進行分攤;α1為光伏單位造價;V為新增光伏裝機規(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) 需求響應成本C2。需求響應成本按照固定單位成本進行計算,主要由午間需求響應成本和晚間需求響應成本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為需求側響應成本價格系數(shù);t=1,2,…,T,T為目標年份的尖峰負荷持續(xù)天數(shù);D1為午間需求響應規(guī)模;L1t為第t個尖峰負荷日午間尖峰負荷時長;D2為晚間需求響應規(guī)模;L2t為第t個尖峰負荷日晚間尖峰負荷時長。

(3) 電化學儲能配置成本C3。電化學儲能可以參與調峰輔助服務市場等回收部分成本,因而按一定的比例進行分攤。

C3=δ3α3FLR3+ΔWF

(3)

其中:δ3為電化學儲能用于削減尖峰負荷成本分攤比例;α3為儲能成本價格系數(shù);F為電化學儲能裝機規(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,模型的目標函數(shù)可以表示為:

CT=C1+C2+C3

(5)

其中,CT為尖峰負荷削減的總成本。

1.2 模型約束

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

(6)

其中,VU為最大可新增光伏裝機規(guī)模。

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

(7)

(8)

其中,DU為需求響應最大潛力。

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

(9)

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

2 算例分析

為了比較不同負荷特性地區(qū)尖峰負荷優(yōu)化組合策略的差異性,分別選取3個典型地區(qū)進行算例分析,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的年最大負荷出現(xiàn)在夏季晚間,居民生活用電比重超過30%。基于上述尖峰負荷優(yōu)化模型,對3類地區(qū)2025年尖峰負荷優(yōu)化策略進行了求優(yōu)測算。運用MATLAB、Yalmip和Cplex工具箱對模型進行編程和求解。

表1 3個地區(qū)用電特性

2.1 參數(shù)設置

本文模型的參數(shù)設置如下:光伏建設造價3.67元/W,光伏壽命暫按20 a考慮,折現(xiàn)率取8%;削峰式需求響應補償價格為2元/(kW·h);化學儲能單位造價為1.35元/(W·h),儲能使用壽命按15 a考慮,折現(xiàn)率取8%,儲能成本分攤比例δ3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)分類負荷特性確定各地工商業(yè)需求響應的資源規(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規(guī)模約束

2.2 結果分析

(1) 不同負荷特性地區(qū)尖峰負荷優(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)措施組合結果見表3所列。地區(qū)1最大負荷出現(xiàn)在午間,最優(yōu)措施組合中新增光伏裝機規(guī)模為118.8×104kW,達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?可以削減全部的尖峰電量,不再需要配置化學儲能。地區(qū)2最大負荷出現(xiàn)在晚間,且工商業(yè)需求響應資源較為豐富,最優(yōu)措施組合中晚間需求響應規(guī)模為15.6×104kW,達到其需求響應資源最大潛力,可削減20.53×104kW·h的晚間尖峰電量,尖峰電量削減率達到94.92%(20.53/(21.26+0.36)=94.92%),再配置少量化學儲能(0.74×104kW·h)即可全量削減尖峰電量。地區(qū)3最大負荷出現(xiàn)在晚間,地區(qū)居民生活用電比重大,工商業(yè)需求響應資源有限,最優(yōu)措施組合中晚間需求響應實施規(guī)模為20.6×104kW,達到其最大資源潛力,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)模的化學儲能來削峰,化學儲能配置規(guī)模為12.24×104kW·h。

表3 3個地區(qū)尖峰負荷優(yōu)化組合策略

(2) 新增光伏裝機、實施需求響應和配置化學儲能3種措施的單位削峰成本差別較大,其中新增光伏裝機削峰單位成本<實施需求響應削峰單位成本<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);實施需求響應削峰單位成本次之,為5.16元/(kW·h);配置化學儲能削峰單位成本最高,為47.38元/(kW·h)。不同地區(qū)負荷特性和削峰措施資源潛力存在差異,使得尖峰負荷優(yōu)化最優(yōu)組合方案中各項措施配比不同,最終導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削減尖峰負荷主要依靠需求響應,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)模的化學儲能,削峰單位成本最高,為13.88元/(kW·h)。

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

針對3個地區(qū),進一步分析了不同尖峰負荷規(guī)模下,尖峰負荷優(yōu)化組合策略的成本變化趨勢,以及與新增火電及電網(wǎng)滿足尖峰負荷傳統(tǒng)方式的經(jīng)濟性對比,見表5所列。

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

表5 不同尖峰負荷規(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:當尖峰負荷優(yōu)化比例在4%(對應削減96%以上尖峰負荷)以內(nèi)時,單位成本上升幅度較為緩慢;當優(yōu)化比例超過4%時,單位成本上升幅度明顯加快,因此尖峰負荷優(yōu)化比例宜控制在4%以內(nèi)。

圖1 尖峰負荷不同削減比例下優(yōu)化尖峰負荷方式單位成本變化幅度

3 結 論

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

(1) 受負荷特性不同影響,地區(qū)間尖峰負荷優(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,其中新增光伏裝機成本最低、實施需求響應次之、配置儲能成本最高,宜以此作為尖峰負荷經(jīng)濟優(yōu)化的主要原則。

(3) 隨尖峰負荷優(yōu)化比例提高,尖峰負荷優(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組電源和電網(wǎng)的傳統(tǒng)方式。

此外,本文未討論其他調峰模式，如抽水蓄能和風電等。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,風電出力具有反調峰特性,易導致等效負荷峰谷差增加[13]。

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