中國儲能網(wǎng)訊：
研究背景
在2030碳達峰、2060碳中和目標要求下，我國已經(jīng)明確未來要建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，確立了光伏、風電的長期發(fā)展道路，預計“十四五”期間，光伏、風電年裝機量將達到120GW。
在此背景下，儲能的剛需屬性愈發(fā)增強。其中，用戶側儲能電站是一種用于改善企業(yè)用戶日用電負荷曲線，平衡其用電結構，改變其在峰谷段用電情況從而節(jié)省用電成本的有效手段。合理的配置用戶側儲能系統(tǒng)，能有效的降低用戶實際繳納電費金額。隨著儲能設備相關政策不斷完善，更多企業(yè)有意圖通過建設用戶側儲能電站來降低其用電成本，從而實現(xiàn)盈利目的。
因此，我們認為有必要針對用戶側儲能運行策略進行優(yōu)化模擬，使得企業(yè)在儲能系統(tǒng)運行期間盡可能降低用電成本，提高收益。
02
用戶側儲能收益模式分析
用戶側儲能之所以能降低用電成本提高企業(yè)收益，主要依靠兩種模式，一種是削峰填谷，另一種是需量電費管理。
2.1
削峰填谷
用戶側儲能通過改變用戶企業(yè)用電情況，從而實現(xiàn)削弱用電高峰填補用電低谷。當電價處于低谷期時，用戶向儲能電池內(nèi)充電，并在電價高峰時，將儲能電池內(nèi)部電量放出，降低高峰期從電網(wǎng)獲取的電量以降低用電成本。
根據(jù)不同地區(qū)電網(wǎng)峰平谷電價情況，用戶側儲能主要以每天一充一放到兩充兩放的形式運行，其中充電集中在每日的電價低谷期，放電集中在每日的電價高峰期。
2.2
需量電費管理
用戶的月度電費清單中存在一部分根據(jù)用戶變壓器容量大小或用戶該月負荷最高點來收取的基礎電費。其中，根據(jù)用戶變壓器容量大小收取的電費稱為容量電費，按照用戶該月負荷最高點來收取的電費稱為需量電費。
一般來說，用戶可以根據(jù)自身用電情況來從容量電費與需量電費中選擇一項進行基礎電費的繳納。在配備用戶側儲能系統(tǒng)的情況下，用戶可以在用電高峰時放電給負載，從而降低用戶企業(yè)每月的最大需量值，降低用電成本。
由此，在明確用戶側儲能收益模式和已知負荷曲線的前提下，我們可以對用戶側儲能系統(tǒng)運行進行模擬優(yōu)化，使其同時通過削峰填谷和需量電費管理兩種方式最大程度降低用電成本，獲取最大收益，實現(xiàn)系統(tǒng)經(jīng)濟運行。
03
優(yōu)化方案描述
3.1
確定初始條件參數(shù)
主要包括需要進行調(diào)整的負荷功率曲線、儲能容量及功率、充放電效率、尖峰平谷各個時段及時段對應電價、需量電價單價及固定損耗等。
在儲能系統(tǒng)放電過程中，系統(tǒng)需要額外附帶部分用電成本，如空調(diào)照明等，這些設備同樣也需要電能進行運作。因此在儲能系統(tǒng)運行的同時，需要增加一部分電量損耗用于運行輔助設備，需要在調(diào)整后的負荷矩陣基礎上，在儲能系統(tǒng)運行時段內(nèi)增加固定損耗。
3.2
確定目標函數(shù)（用電成本最低）
根據(jù)廠區(qū)的負荷曲線，通過不同時段不同電價，計算得出最終廠區(qū)所需繳納的用量電費及需量電費:
初始成本=Σ調(diào)整前谷段用電量*谷段電價+Σ調(diào)整前平段用電量*平段電價+Σ調(diào)整前峰段用電量*峰段電價+調(diào)整前當月負荷最高點*需量電價
同理，調(diào)整后電費成本計算如下：
調(diào)整成本=Σ調(diào)整后谷段用電量*谷段電價+Σ調(diào)整后平段用電量*平段電價+Σ調(diào)整后峰段用電量*峰段電價+調(diào)整后當月負荷最高點*需量電價
3.3
確定邊界條件
1）負荷矩陣內(nèi)任何一點不能超過變壓器上限。
2）電池最多充放電量不能超過電池本身的最大容量。
3）電池內(nèi)必須存余電量才有可能將電放出。
4）電池每小時可充放電量受到電池本身的功率限制，暫不考慮過載運行狀態(tài)。
5）需量上限作為整個調(diào)整后負荷矩陣每個負荷點的上限，因此有超出該值的點優(yōu)先考慮是否可以將該點降至上限以下。
6）在考慮以上各限制條件的同時盡可能滿足每日充放電循環(huán)最大次數(shù)，從而增大削峰填谷收益。
3.4
優(yōu)化算法
本策略采用的優(yōu)化算法為內(nèi)點法（Interior Point Method），這是一種求解線性規(guī)劃或非線性凸化問題的算法。
內(nèi)點法是在可行域內(nèi)部進行搜索迭代的算法，在可取值的區(qū)間內(nèi)，所有方向都是可行的，關鍵在于搜索點是否一直保持在可行域的“內(nèi)部”，直到最優(yōu)解被找到。判斷每次迭代點是否為內(nèi)點，首先要將問題轉化為標準型的線性規(guī)劃。給定典型規(guī)劃標準型的的可行解，若可行解每一個分量都為正，則該可行點為內(nèi)點，通過該方法，在找到最優(yōu)解之前不斷避開可行域的邊界，避免得出局部解，從而得出更為準確的最小用電成本以及需量大小。
04
具體案例
獲取某廠區(qū)一個月內(nèi)的初始負荷矩陣（24小時*31天），每一點代表31天每天24小時中每小時的負荷量，此時需量值為378千瓦，計算初始負荷成本為82250.45元。以此為基礎進行經(jīng)濟優(yōu)化運行策略，具體策略結果如下表所示。
1. 當儲能系統(tǒng)采用不考慮需量電費管理，單純進行削峰填谷的運行模式時，運行得出需量值為361千瓦，該模式下調(diào)整成本為78834.21元。
2. 當儲能系統(tǒng)采用不考慮削峰填谷，只進行需量電費管理的運行模式時，運行得出需量值為319千瓦，該模式下調(diào)整成本為79377.96元。
3. 當儲能系統(tǒng)在削峰填谷以及需量電費管理同時限制進行經(jīng)濟優(yōu)化運行后，運行得出需量值為329千瓦，該模式下調(diào)整成本為77910.28 元。
由此可見儲能系統(tǒng)進行經(jīng)濟優(yōu)化運行策略能夠有效降低用電成本。
05
總結
用戶側儲能經(jīng)濟優(yōu)化運行策略的重點是在實現(xiàn)需量管理的基礎上，最大程度的發(fā)揮儲能系統(tǒng)削峰填谷的能力，使其收益最大化。
該問題是一個典型的具有多變量，多約束條件的優(yōu)化問題。該方案根據(jù)初始負荷矩陣，先計算出調(diào)整前電費成本，便于進行對比。再分別進行削峰填谷、需量電費管理兩種運行模式，尋找可控需量值的區(qū)間后，在需量控制的基礎上不斷進行削峰填谷充放電循環(huán)，最終輸出儲能系統(tǒng)調(diào)整后的電費成本。
經(jīng)實例驗證，單獨進行削峰填谷策略或需量電費管理后的電費成本始終大于該經(jīng)濟優(yōu)化運行策略后的電費成本。因此，當二者相互結合，相輔相成后方能尋得最優(yōu)解。
