區(qū)分工作日和非工作日負荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略
孫偉偉1,2, 寇瀟文1,2, 周光1,2, 李滿禮1,2
（1. 南瑞集團（國網(wǎng)電力科學(xué)研究院）有限公司，江蘇 南京 211000; 2. 國電南瑞科技股份有限公司，江蘇 南京 211000）
在兩部制電價下，為了更高效地利用儲能提升用戶的綜合效益，通過構(gòu)建需量管理、儲能收益、負荷波動幅度增加率及SOC過程控制模型，提出了區(qū)分工作日和非工作日負荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略，可有效實現(xiàn)降低用戶月度用電成本、降低負荷波動幅度增加率及減少儲能充放電及待機狀態(tài)轉(zhuǎn)換次數(shù)的多目標(biāo)優(yōu)化，并利用Matlab調(diào)用Cplex求解器對某大工業(yè)用戶進行算例優(yōu)化，驗證了策略的可行性。
引文信息
孫偉偉, 寇瀟文, 周光, 等. 區(qū)分工作日和非工作日負荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略[J]. 中國電力, 2022, 55(6): 194-201.
SUN Weiwei, KOU Xiaowen, ZHOU Guang, et al. Multi-objective optimization strategy of user-side energy storage operation differentiating working / nonworking load[J]. Electric Power, 2022, 55(6): 194-201.
引言
電池儲能系統(tǒng)作為“緩沖器”可在時間上轉(zhuǎn)移負荷，廣泛應(yīng)用在電力系統(tǒng)中，主要參與調(diào)頻[1-2]、削峰填谷[3-4]、需求響應(yīng)[5]、虛擬電廠[6]等電力輔助服務(wù)。用戶側(cè)儲能曾被業(yè)內(nèi)視為最具潛力的儲能發(fā)展領(lǐng)域，但受制于儲能的高成本及峰谷差價小等因素，導(dǎo)致用戶側(cè)儲能市場發(fā)展受挫，市場規(guī)模較小。而各地“電改”之后，電力市場價格將更加靈活，如江蘇省發(fā)展改革委2020年發(fā)布了《關(guān)于江蘇電網(wǎng)2020—2022年輸配電價和銷售電價有關(guān)事項的通知》，此次電價調(diào)整，峰谷價差比之前約增加了0.02元，有效刺激了用戶部署電池儲能系統(tǒng)，減小了運營成本。如果用戶配備一定容量的儲能，可實現(xiàn)電費彈性可控，不僅可利用峰谷套利，而且可參與需求側(cè)響應(yīng)等領(lǐng)域，開辟新的盈利空間。因此，對于用戶側(cè)儲能的研究得到廣泛關(guān)注。
用戶側(cè)儲能優(yōu)化主要分為儲能優(yōu)化配置和運行優(yōu)化兩方面。文獻[7]考慮峰谷套利、補貼、全壽命周期成本等因素，提出了儲能的優(yōu)化配置方案。文獻[8-9]以投資運維成本、收益為模型，以經(jīng)濟性為目標(biāo)，優(yōu)化確定不同種類的儲能容量配置。文獻[10]在光儲并網(wǎng)微電網(wǎng)系統(tǒng)下，給出一種考慮需求側(cè)響應(yīng)的電池儲能優(yōu)化配置方法。
對于大工業(yè)用戶，電費主要構(gòu)成為基本電費與電度電費。其中基本電費的收取分為變壓器容量形式和最大需量形式，目前用戶選擇按實際需量形式繳費的較多，電度電費則是根據(jù)用戶實際用電量與對應(yīng)時刻電價的乘積得到。
在實際工程應(yīng)用中，對于已安裝儲能的用戶，目前大部分都依據(jù)峰平谷電價時間段，采用最大化利用峰平谷電價差產(chǎn)生削峰填谷收益的控制策略。但該策略可能造成月最大需量的提高，導(dǎo)致用戶雖然降低了電度電費，但增加了基本電費，綜合收益較低。對于大工業(yè)用戶或制造業(yè)用戶，其需量電費會占到總電費的20%左右[11]，如果對需量電費進行管理，則能夠直接降低用電成本。文獻[12-13]考慮了峰谷套利的優(yōu)化運行，并未考慮需量管理。文獻[14]采用兩階段模型進行儲能配置和運行優(yōu)化，未考慮儲能充放電狀態(tài)轉(zhuǎn)換次數(shù)，增加了儲能運行損耗。文獻[15]考慮不同用戶側(cè)儲能配置評估與運行優(yōu)化模型，重點研究了不同用戶的儲能優(yōu)化配置。文獻[16]考慮了功率因數(shù)調(diào)整對電費的影響，雖然增加了需量約束，但是并未對需量管理進行優(yōu)化。文獻[17]提出雙層決策模型，加入需量因素，但并未考慮儲能每日充放電次數(shù)過多對儲能電池壽命的影響。文獻[18]增加了儲能吞吐量約束，但也只能減少充放電狀態(tài)轉(zhuǎn)換的次數(shù)，而不能明顯降低充放電狀態(tài)與待機狀態(tài)的轉(zhuǎn)換次數(shù)。文獻[19-21]以配電網(wǎng)網(wǎng)損和電壓偏差最小為目標(biāo)進行儲能運行優(yōu)化。文獻[22-24]則加入光伏、空調(diào)等柔性可調(diào)負荷的因素進行儲能優(yōu)化配置。目前的儲能容量設(shè)計及運行策略一般是基于正常工作負荷進行的設(shè)計與優(yōu)化，并未區(qū)分工作日負荷及非工作日負荷，法定節(jié)假日使非工作日天數(shù)占比增加，直接影響儲能的經(jīng)濟性優(yōu)化。
針對以上不足，本文針對大工業(yè)用電用戶，提出區(qū)分工作日和非工作日負荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略。該策略綜合考慮了儲能收益、需量管理、負荷波動幅度增加率及充放電過程控制，輸出儲能充放電功率指令。最后通過以某大工業(yè)用戶作為算例，進行了有效性驗證，測算結(jié)果表明所提策略在實現(xiàn)用戶側(cè)儲能經(jīng)濟效益提升的基礎(chǔ)上，還可實現(xiàn)負荷波動幅度增加率減小及充放電過程控制以減小充放電及待機狀態(tài)的轉(zhuǎn)換次數(shù)。
1 儲能優(yōu)化約束
（1）儲能功率約束。儲能充放電功率不能超過其配置的額定功率，即
2.4 SOC過程控制模型
為了減少儲能充放電及待機狀態(tài)間的轉(zhuǎn)換次數(shù)以延長儲能壽命，本文提出儲能SOC過程控制模型，對儲能在分時電價各時段內(nèi)的充放電過程進行控制。根據(jù)峰平谷時間段，分別計算儲能SOC積分值，以積分和最小為目標(biāo)，SOC過程控制模型構(gòu)建為
3 儲能多目標(biāo)優(yōu)化
區(qū)分工作/非工作日負荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略主要由需量優(yōu)化模型和儲能功率優(yōu)化模型構(gòu)成，通過需量優(yōu)化模型計算出月最大需量 PXmax ，再用儲能功率優(yōu)化模型求得儲能充放電功率，主要流程如圖1所示。其中，b 為用戶變壓器容量單價，元/（kW·月）；PBN 為用戶變壓器容量。
圖1 用戶側(cè)儲能優(yōu)化策略
Fig.1 Optimization strategy of user-side energy storage
4 算例分析
為驗證所提優(yōu)化策略的有效性，以南京某大工業(yè)用戶用電為例，采用Matlab仿真，基于Yalmip平臺調(diào)用Cplex求解器進行優(yōu)化計算。該用戶變壓器容量為20 MW，加裝儲能容量為2500 kW /1 MW·h，儲能荷電狀態(tài)SOC上限為0.95，下限為0.1， a=40 元/（kW·月），b=30 元/（kW·月），同時設(shè)定工作日和非工作日天數(shù) N=22 、M=8 。用戶典型工作/非工作日負荷曲線如圖2所示，采樣間隔為5 min，T=288 。
圖2 大工業(yè)用戶典型日負荷
Fig.2 Typical daily load of large industrial users
對一般削峰填谷運行策略、需量管理運行策略和本文提出的區(qū)分工作日和非工作日負荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略進行Matlab仿真，功率曲線輸出結(jié)果如圖3~8所示。
圖3和圖4為一般削峰填谷運行策略優(yōu)化結(jié)果，該策略僅考慮峰谷套利最大化。可以看出，一般削峰填谷運行策略在各時段內(nèi)的充放電隨機無序，導(dǎo)致充放電及待機狀態(tài)轉(zhuǎn)換次數(shù)較多；儲能優(yōu)化后的負荷最大需量大幅增加，同時負荷波動幅度比優(yōu)化前增大很多，尤其在非工作日情況下負荷波動幅度成倍增長。
圖5和圖6為一般需量管理運行策略優(yōu)化結(jié)果，該策略不僅考慮儲能峰谷套利，也考慮需量管理?？梢钥闯?，需量管理運行策略在各時段內(nèi)的充放電也是隨機無序，但比一般削峰填谷運行策略稍好；儲能優(yōu)化后，確保了沒有增加新的負荷尖峰，最大需量得到控制，同時負荷波動幅度相比一般削峰填谷運行策略要小。
圖7和圖8為本文運行策略優(yōu)化結(jié)果，經(jīng)仿真測試，置 λ1 = 700 、 λ2 = 1 ?？梢钥闯?，該策略綜合考慮了儲能收益、需量管理、負荷波動幅度增加率及充放電過程控制。充放電及待機狀態(tài)的轉(zhuǎn)換次數(shù)在10次以內(nèi)，達到“兩充兩放”的效果；最大需量相比一般削峰填谷運行策略要小，但比一般需量管理運行策略要大；負荷波動幅度相比其他策略明顯更小。
表2對比了不同運行策略下的優(yōu)化結(jié)果，最大需量方面，本文優(yōu)化策略的最大需量介于一般削峰填谷運行策略和需量管理運行策略之間；SOC過程控制方面，本文優(yōu)化策略的充放電及待機狀態(tài)轉(zhuǎn)換次數(shù)大幅減少；儲能收益方面，本文優(yōu)化策略的儲能工作日收益和削峰填谷運行策略一樣達到最大收益，比一般需量管理運行策略收益要大，幾種不同運行策略的非工作日儲能收益相同；在負荷波動幅度增加率方面，本文優(yōu)化策略的負荷波動幅度增加率最小，并且相比削峰填谷運行策略和需量管理運行策略，非工作日比工作日的負荷波動幅度增加率降低的更多，效果更顯著；在用戶最關(guān)心的月度用電成本上，本文優(yōu)化策略的月度電費最小。
5 結(jié)論
本文通過構(gòu)建需量管理、儲能收益、負荷波動幅度增加率及SOC過程控制模型，提出了區(qū)分工作/非工作日負荷的用戶側(cè)儲能多目標(biāo)優(yōu)化策略，主要結(jié)論如下。
（1）用戶側(cè)儲能的收益主要源于基于分時電價的峰谷套利，但僅考慮峰谷套利，會增大最大需量，降低用戶的經(jīng)濟收益?？紤]了需量管理可降低用戶的用電成本，但不增加負荷尖峰的做法，降低了工作日下的儲能日收益。
（2）區(qū)分工作/非工作負荷，綜合考慮需量管理、儲能收益、負荷波動幅度增加率及SOC過程控制，進一步降低了月度用電成本、負荷波動幅度增加率及充放電及待機轉(zhuǎn)換次數(shù)，不僅使用戶最關(guān)心的用電成本這個直接經(jīng)濟效益得到提升，而且負荷波動幅度增加率的降低和充放電及待機轉(zhuǎn)換次的減少，增加了安全和儲能壽命等間接經(jīng)濟效益。
