中國儲能網(wǎng)訊：為使用戶側(cè)儲能收益最大化，提出了一種參與輔助服務(wù)市場的用戶側(cè)儲能優(yōu)化配置方法。首先，建立了用戶側(cè)儲能的全生命周期成本和考慮輔助服務(wù)的收益模型；其次，在兩部制電價下，基于對儲能電池運行特性和用戶負荷特性的考慮，建立了一種參與輔助服務(wù)的用戶側(cè)儲能優(yōu)化配置模型，以儲能容量和輔助服務(wù)參數(shù)為優(yōu)化變量，對工業(yè)用戶全壽命周期的凈收益進行優(yōu)化計算；然后，以廣西儲能輔助服務(wù)市場為例，實現(xiàn)了用戶側(cè)儲能最優(yōu)容量下的配置優(yōu)化，確定了參與輔助服務(wù)的變量值；最后，通過改變政策敏感度對比分析了不同輔助服務(wù)的經(jīng)濟效益，給后續(xù)儲能投資提供了指導(dǎo)性意見。
01、用戶側(cè)儲能經(jīng)濟分析
1.1 成本模型
儲能系統(tǒng)主要由電池組、功率轉(zhuǎn)換裝置和配套輔助設(shè)施等構(gòu)成。其初始投資成本Cinv主要取決于儲能額定功率和額定容量，可以表示為
式中：Cp、Ce分別為儲能單位充/放電功率成本、單位容量成本；E為儲能額定容量；P為儲能額定功率值。
儲能運行維護成本由電池運行消耗成本和日常維護管理成本組成，主要與儲能電池額定功率有關(guān)。全壽命周期內(nèi)運行維護費Cope為
式中：Cm為儲能單位充/放電功率年運行維護成本；T為儲能電池壽命；tr為通貨膨脹率；dr為貼現(xiàn)率；kr為全生命周期計算系數(shù)，即電池系統(tǒng)全壽命周期內(nèi)按復(fù)利計算的現(xiàn)在價值。
1.2 收益模型
1.2.1 峰谷套利收益
在采用分時電價時，儲能系統(tǒng)可通過在電價低谷期充電，在電價高峰期放電，從而達到平移負荷，實現(xiàn)峰谷套利的作用。全壽命周期內(nèi)的套利收益f1為
式中：S1為一天內(nèi)峰谷套利的收益；i為一天中某一時刻點；Δti 為i時刻的狀態(tài)持續(xù)時間，取為15min；D為儲能年運行天數(shù)，取為300天；ptime,i為 i 時刻的電價；Pdis,i、Pch,i分別為儲能在i時刻實際的充、放電功率；Sdis,i、Sch,i分別為儲能在i時刻的充、放電狀態(tài)。
1.2.2 需量管理收益
基于兩部制電價政策，大工業(yè)用戶每月上繳的電費應(yīng)包含基本電費和電量電費兩部分。電量電費可基于分時電價計算，基本電費是根據(jù)用戶最大需量計算。對儲能系統(tǒng)優(yōu)化配置可以合理減少用戶所需最大負荷值，降低儲能用戶的用電成本。全壽命周期內(nèi)需量管理的收益f2為
式中：S2為每個月儲能用戶節(jié)省的基本電費；pb為基本容量電費；Pmd為未安裝儲能前用戶的最大負荷功率值；Pd為安裝儲能后用戶所上報的最大需量值。
1.2.3 需求響應(yīng)收益
電力需求響應(yīng)是指通過電價和補助等優(yōu)惠政策激勵用戶在電網(wǎng)負荷尖峰時段改變負荷用電量，從而緩解電網(wǎng)壓力，獲得相應(yīng)補貼收益。
本文旨在分析廣西大工業(yè)用戶參與電力輔助服務(wù)的經(jīng)濟可行性。由于廣西目前尚未發(fā)布需求響應(yīng)的具體補助政策，現(xiàn)基于江蘇省發(fā)布的電力需求響應(yīng)實施細則對需求響應(yīng)收益建模。假定需求側(cè)響應(yīng)時間在某月的一天13:00—15:00時段，其約定需求響應(yīng)收益f3為
式中：αp為第p次參與需求響應(yīng)可中斷負荷電價；sp為第p次調(diào)控時長對應(yīng)的電價標(biāo)準(zhǔn)；vp為響應(yīng)速度系數(shù)；PDSM,p為第p次參與約定響應(yīng)的上報功率值；pde為需求響應(yīng)次數(shù)。
表1為參與響應(yīng)的調(diào)控時間對應(yīng)的補償電價標(biāo)準(zhǔn)。表2為根據(jù)需求響應(yīng)提前通知用戶的時間，給出用戶獲得補償?shù)捻憫?yīng)速度系數(shù)。
表1 需求響應(yīng)的補助電價
Table 1 The subsidized electricity prices for demand response
表2 需求響應(yīng)的速度系數(shù)
Table 2 The speed factor of demand response
1.2.4 應(yīng)急供電收益
當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生緊急停電時，用戶側(cè)儲能可以參與應(yīng)急供電的輔助服務(wù)，對重要負荷提供安全電能質(zhì)量，在市電中斷時可以作為應(yīng)急備用電源，提高用戶供電可靠性，減少用戶停電損失。
假定應(yīng)急供電時間在該月某天任意時段，提前1 h通知用戶，用戶參與供電后，獲得收益f4為
式中：sq為第q次參與應(yīng)急供電的單位補償電價；PEMS,q為第q次參與應(yīng)急供電的上報功率值；qem為參與應(yīng)急供電的次數(shù)。
表3為根據(jù)江蘇省發(fā)布的電力需求響應(yīng)實施細則所設(shè)定的應(yīng)急供電的補助電價。
表3 應(yīng)急供電的補助電價
Table 3 The subsidy price of emergency power supply
02、儲能配置模型
參與輔助服務(wù)的用戶側(cè)儲能優(yōu)化配置模型以全壽命周期儲能凈收益最大為目標(biāo)函數(shù)，考慮儲能運行特性以及響應(yīng)電價政策的約束，對儲能容量以及輔助服務(wù)參數(shù)優(yōu)化配置。優(yōu)化模型在Matlab R2018b下建模，采用混合整數(shù)規(guī)劃求解軟件Cplex的方法對優(yōu)化模型求解。
2.1 目標(biāo)函數(shù)
儲能全壽命周期內(nèi)收益包括峰谷套利收益、需量管理收益、需求響應(yīng)收益和應(yīng)急供電收益，成本包括儲能初始投資成本和全壽命周期內(nèi)的運行維護成本。
目標(biāo)函數(shù)F1具體可以表示為
式中：F1為儲能全壽命周期內(nèi)的凈收益。
2.2 約束條件
（1）荷電狀態(tài)約束。儲能在運行過程中荷電狀態(tài)始終保持在一定數(shù)值范圍內(nèi)，即
式中：Ssoc,i為儲能在i時刻的荷電狀態(tài)；Smax、Smin分別為儲能荷電狀態(tài)的上、下限。
（2）儲能荷電狀態(tài)連續(xù)性約束。由于儲能的運行特性，儲能的荷電狀態(tài)在充放電過程中應(yīng)為連續(xù)的，即系統(tǒng)在i+1時刻的狀態(tài)下與i時刻的充放電狀態(tài)有關(guān)，其約束條件為
式中：ηc、ηd分別為對應(yīng)儲能充、放電效率。
（3）充/放電狀態(tài)約束。Sdis,i、Sch,i為0–1變量，其中1表示充電狀態(tài)；0表示放電狀態(tài)，滿足約束條件為
（4）儲能充/放電約束。儲能在充放電過程中，實際功率和容量應(yīng)在儲能的額定值范圍以內(nèi)。考慮到儲能壽命，儲能一天內(nèi)的總放電功率不得超過儲能日吞吐量。此模型中儲能日吞吐量取最大容量的2倍，即儲能可每日可充放電2次，具體表示為
（5）削峰負荷約束?？紤]到需量管理的收益，在儲能運行作用后，等效負荷應(yīng)不大于優(yōu)化后需量最大值的1.05倍，即
式中：Pload,i為安裝儲能前用戶在i時刻的實際運行功率值。
（6）需求響應(yīng)約束。根據(jù)政策描述，儲能在某月第j天參與需求側(cè)響應(yīng)服務(wù)，則需要滿足響應(yīng)時段的最大負荷與平均負荷不得超過響應(yīng)日前5天的對應(yīng)值，相關(guān)約束條件為
式中：k為需求響應(yīng)日的響應(yīng)時間段，j為響應(yīng)日前5天相對應(yīng)的時間段；PESS,k、PESS,j分別為儲能系統(tǒng)對應(yīng)時間段的充、放電功率值；max( )為求取元素的最大值函數(shù)；mean( )為求取元素的算數(shù)平均值函數(shù)；Pyear,max為年最大負荷值。
（7）應(yīng)急供電約束。根據(jù)供電實際情況，儲能用戶上報的供電功率不能高于儲能系統(tǒng)運行的功率值，即
03、算例分析
3.1 參數(shù)說明
本文選取了廣西南寧市某冷鏈物流產(chǎn)業(yè)用戶的2019年度用電負荷作為算例，通過儲能配置優(yōu)化模型對用戶側(cè)儲能最優(yōu)容量優(yōu)化配置，同時確定參與輔助服務(wù)的變量值。最后，通過改變政策敏感度，對不同輔助服務(wù)的經(jīng)濟效益對比分析，為后續(xù)儲能投資提供指導(dǎo)性意見。
廣西冷鏈物流農(nóng)產(chǎn)品產(chǎn)業(yè)享受電價優(yōu)惠，其分時電價政策如表4所示。儲能系統(tǒng)的基本信息參數(shù)如表5所示。
表4 廣西冷鏈物流產(chǎn)業(yè)的電價政策
Table 4 The electricity price policy of Guangxi cold chain logistics industry
表5 磷酸鐵鋰電池儲能的基本信息參數(shù)
Table 5 The basic information parameters of energy storage
3.2 優(yōu)化配置結(jié)果
本文利用歷史數(shù)據(jù)計算用戶參與輔助服務(wù)所需的儲能配置，儲能系統(tǒng)的日循環(huán)次數(shù)限制在2次。需求響應(yīng)的補助電價為12元/kW，速度系數(shù)為1；應(yīng)急供電補助電價為22元/kW。需求響應(yīng)和應(yīng)急供電年響應(yīng)次數(shù)均為10次。儲能配置最優(yōu)容量和輔助服務(wù)的參數(shù)優(yōu)化結(jié)果如表6所示。
表6 儲能優(yōu)化配置結(jié)果
Table 6 The optimal configuration results of energy storage
由表6可知，該用戶在現(xiàn)有的電價水平下，安裝儲能參加輔助服務(wù)可獲取收益。但由于用戶享受的補助優(yōu)惠電價較小，用戶收益增幅不大。配置的儲能系統(tǒng)最大功率與需求響應(yīng)和應(yīng)急供電上報的響應(yīng)量各不相同，說明用戶在使用儲能時不僅僅參與了一種輔助服務(wù)，而是通過合理的決策分析對儲能容量進行最優(yōu)分配，從而獲得用戶側(cè)儲能最大收益。
需求響應(yīng)典型日和應(yīng)急供電典型日的用戶負荷功率曲線分別如圖1和圖2所示。由圖1可知，儲能在00:00—01:00時段削減了原負荷曲線的峰值；在03:00—06:00和23:00—00:00時段內(nèi)儲能充電。特別地，在設(shè)置的13:00—15:00需求響應(yīng)時段內(nèi)，儲能進行放電，減少了用戶從電網(wǎng)中汲取能量。其中，用戶最大負荷量減少201.6 kW，這與需求響應(yīng)參數(shù)配置結(jié)果相吻合。在需求響應(yīng)典型日中儲能參與了峰谷套利、需量管理和需求側(cè)響應(yīng)3種輔助服務(wù)。由圖2可知，用戶參與了峰谷套利、需量管理和應(yīng)急供電3種輔助服務(wù)。在設(shè)置的15:00—16:00應(yīng)急供電時段內(nèi)，儲能設(shè)備供能，負荷曲線降低了所上報的功率值118.125 kW。
圖1 需求響應(yīng)典型日的用戶負荷曲線
Fig.1 User load curve on typical day of demand response
圖2 應(yīng)急供電典型日的用戶負荷曲線
Fig.2 User load curve on typical day of emergency power supply
3.3 經(jīng)濟性分析
對該用戶2019年上繳電費整理分析，該用戶在每年7月和8月為用電高峰期，如表7所示。為更好地反應(yīng)儲能用戶參與輔助服務(wù)的經(jīng)濟效益，選取8月份實際用電數(shù)據(jù)與模型配置結(jié)果進行經(jīng)濟性分析。
表7 某大工業(yè)用戶2019年度用戶電費統(tǒng)計
Table 7 The electricity bill statistics of a large industrial user in 2019
3.3.1 輔助服務(wù)效益分析
在上述章節(jié)的優(yōu)化配置下，用戶側(cè)儲能8月份不同輔助服務(wù)的收益對比如表8所示。
表8 不同輔助服務(wù)收益占比
Table 8 The proportion of benefit from different ancillary services
由表8可知，在用戶側(cè)儲能的收益來源中需量管理仍占最大比重。其原因在于：大工業(yè)用戶在生產(chǎn)作業(yè)過程中，最大負荷的使用時間較少，但兩部制電價中的基本電費卻取決于最大負荷的數(shù)值。利用儲能的靈活性，在用戶用電高峰時段對儲能放電，有效地降低用戶最大負荷，從而減少基本電費。另外，對比其他地區(qū)分時電價水平，該用戶響應(yīng)的是為農(nóng)產(chǎn)品電價優(yōu)惠，故峰谷電價差沒有其他地區(qū)大，導(dǎo)致峰谷套利收益較低。需求側(cè)響應(yīng)和應(yīng)急供電的收益之和占八月份用戶收益的44.189%。由此可知，用戶側(cè)儲能參與需求側(cè)響應(yīng)和應(yīng)急供電可給用戶帶來較高的收益。政府可通過對響應(yīng)電價的合理設(shè)置，激勵儲能用戶參與電網(wǎng)輔助服務(wù)項目中。
3.3.2 電價政策對儲能效益分析
廣西大工業(yè)用戶采用的是兩部制電價享有分時電價優(yōu)惠政策，與其他地區(qū)采用兩部制分時電價收益有所不同?，F(xiàn)綜合考慮其他地區(qū)分時電價的設(shè)置對該用戶收益分析，其中分時電價如表9所示。
表9 峰-平-谷電價政策
Table 9 The peak-flat-valley electricity price policy
該部分內(nèi)容僅考慮電價政策的變化對儲能經(jīng)濟效益的影響，不改變儲能在容量配置階段的參數(shù)設(shè)定值。在需求響應(yīng)和應(yīng)急供電約束中同樣設(shè)置13:00—15:00為需求響應(yīng)時段、15:00—16:00為保電時段。4種不同輔助服務(wù)的效益對比如表10所示。
表10 峰-平-谷電價下不同輔助服務(wù)收益占比
Table 10 The proportion of benefit from different ancillary services under peak-flat-valley electricity prices
對比表8和表10可知，儲能的收益會隨政策的改變而增減，不同地區(qū)的儲能優(yōu)惠政策會導(dǎo)致儲能收益的不同。在廣西地區(qū)，該用戶采用兩部制電價享有分時電價優(yōu)惠政策，可保證安裝儲能后用戶盈利。若適當(dāng)?shù)母淖冸妰r政策，增大分時電價的峰谷電價差，會使用戶投資獲取更大的收益，促進儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
04、結(jié)論
本文針對安裝儲能的大工業(yè)用戶，結(jié)合電價政策對參與輔助服務(wù)的用戶側(cè)儲能配置及經(jīng)濟效益進行了分析，得出如下結(jié)論。
（1）用戶側(cè)儲能參與峰谷套利、需量管理、需求側(cè)響應(yīng)和應(yīng)急供電4種輔助服務(wù)均可在全壽命周期內(nèi)獲得收益，為提高用戶側(cè)儲能收益提供新思路。
（2）參與輔助服務(wù)的用戶側(cè)儲能優(yōu)化配置方法可有效將4種輔助服務(wù)考慮在內(nèi)，對儲能容量以及輔助服務(wù)參數(shù)優(yōu)化計算。算例測試表明，在廣西現(xiàn)有電價政策下，優(yōu)化計算得出的輔助服務(wù)參數(shù)影響儲能典型日的運行曲線，驗證了模型的有效性。
