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基于動(dòng)態(tài)電價(jià)機(jī)制的用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能電能交易策略

作者:數(shù)字儲(chǔ)能網(wǎng)新聞中心 來源:中國電力 發(fā)布時(shí)間:2023-11-20 瀏覽:次

中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊:

  摘要 用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能具備優(yōu)化用戶電力負(fù)荷曲線和協(xié)調(diào)消納系統(tǒng)側(cè)可再生能源發(fā)電的能力。提出一種基于動(dòng)態(tài)電價(jià)機(jī)制的配電系統(tǒng)用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能電能交易策略。首先,該策略在充分考慮新能源出力和用戶電能需求不確定性的基礎(chǔ)上,構(gòu)建用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能和配電系統(tǒng)的日前電能調(diào)度模型;然后,根據(jù)動(dòng)態(tài)電價(jià)機(jī)制對(duì)用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能調(diào)度計(jì)劃和系統(tǒng)側(cè)可再生能源消納水平的影響,建立基于主從博弈的配電網(wǎng)運(yùn)營商和用戶側(cè)儲(chǔ)能運(yùn)營商的電能交易模型,并采用啟發(fā)式算法獲取博弈模型的均衡解;最后,通過算例驗(yàn)證了所提電能交易策略可有效提升配電網(wǎng)運(yùn)營商的經(jīng)濟(jì)效益與新能源消納水平,并降低用戶側(cè)的運(yùn)行成本。

 1 配電系統(tǒng)用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能電能交易框架

  1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

  本文所研究的用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能日前電能交易系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示,主要由配電網(wǎng)運(yùn)營商(distribution network operator,DNO)和分布式儲(chǔ)能的所有者(distributed energy storage system owner,DEO)構(gòu)成。其中,DNO負(fù)責(zé)整個(gè)配電側(cè)電力市場(chǎng)的運(yùn)行與電能交易,通過與光伏電站和上級(jí)電網(wǎng)進(jìn)行能量互動(dòng)在滿足配電系統(tǒng)用電需求的同時(shí),保障系統(tǒng)的功率平衡。DEO配備用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能,在配電側(cè)市場(chǎng)中既可購入電能,也可出售電能,并通過靈活調(diào)整本地儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電計(jì)劃,降低用戶購電成本或?qū)崿F(xiàn)套利。

圖1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

Fig.1 System structure

  1.2 交易框架

  為合理調(diào)動(dòng)用戶側(cè)分布式資源參與電力市場(chǎng)交易,滿足各市場(chǎng)交易主體的經(jīng)濟(jì)效益,本文圍繞DNO和DEO構(gòu)建基于動(dòng)態(tài)電價(jià)機(jī)制的電力市場(chǎng)交易模型,電能交易框架如圖2所示。

圖2 交易框架

Fig.2 Transaction structure of DNO and DEO

  其中,DNO與上級(jí)電網(wǎng)之間的電能交易以傳統(tǒng)分時(shí)電價(jià)圖片與上網(wǎng)電價(jià)圖片進(jìn)行結(jié)算;DNO與DEO之間的電能交易則可描述為:以DNO作為內(nèi)部電價(jià)機(jī)制的制定者,在綜合考慮配網(wǎng)側(cè)光伏出力預(yù)測(cè)誤差、電力用戶用電需求預(yù)測(cè)誤差及用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能凈負(fù)荷偏差的基礎(chǔ)上,制定與DEO的交易電價(jià)圖片DEO考慮自身負(fù)荷需求預(yù)測(cè)誤差不確定性,確定用戶側(cè)儲(chǔ)能的調(diào)度方案以及DEO與DNO之間的交互電量,并將相關(guān)信息反饋給DNO。為鼓勵(lì)DEO參與配電系統(tǒng)的電力市場(chǎng)交易,DNO需保障其與DEO之間的電能交易結(jié)算價(jià)格優(yōu)于傳統(tǒng)的電能交易價(jià)格,即滿足

  2 優(yōu)化調(diào)度模型

  在充分考慮系統(tǒng)側(cè)光伏出力間歇性和負(fù)荷需求隨機(jī)性的基礎(chǔ)上,采用拉丁超立方采樣技術(shù)生成多個(gè)光伏出力場(chǎng)景和負(fù)荷需求場(chǎng)景,并通過K-means場(chǎng)景聚類方法進(jìn)行典型場(chǎng)景的選取,從而獲得各場(chǎng)景發(fā)生的概率。

  2.1 DEO模型

  DEO通過調(diào)控分布式儲(chǔ)能裝置的充放電行為實(shí)現(xiàn)削峰填谷,降低用戶用電成本。在日前階段,對(duì)于第m個(gè)DEO,需要考慮的成本主要包括其與DNO之間的電能交易成本和儲(chǔ)能電池退化成本,可表示為

  考慮到用戶側(cè)電能供需平衡和儲(chǔ)能容量的時(shí)間耦合特性,目標(biāo)函數(shù)式(2)還需滿足如下約束條件。

  (1)功率平衡約束為

  (2)儲(chǔ)能運(yùn)行約束為

  2.2 DNO模型

  在日前階段,DNO以運(yùn)營效益最大化為目標(biāo),調(diào)整內(nèi)部動(dòng)態(tài)電價(jià),引導(dǎo)DEO參與電力市場(chǎng)交易,其優(yōu)化目標(biāo)可以表示為

  在各節(jié)點(diǎn)功率已知的情況下,圖片可由下述潮流方程求解。

  3 主從博弈模型構(gòu)建及求解

  3.1 模型構(gòu)建

 3.2 模型求解

  本小節(jié)通過DNO與DEO共同實(shí)現(xiàn)上述雙層博弈模型的求解。其中上層DNO模型要實(shí)現(xiàn)日前內(nèi)部動(dòng)態(tài)電價(jià)圖片的求解,下層DEO模型則要在上述動(dòng)態(tài)電價(jià)下實(shí)現(xiàn)用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能優(yōu)化調(diào)度策略的求解。由式(2)~(13)可知,下層DEO模型為混合整數(shù)規(guī)劃模型,可通過調(diào)用商用求解器進(jìn)行求解;對(duì)DNO來說,由于博弈模型求解過程中上、下層模型的求解是相互影響的,難以運(yùn)用數(shù)學(xué)規(guī)劃的方法得到用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能最優(yōu)充放電量集合圖片關(guān)于最優(yōu)電價(jià)集合圖片的函數(shù)關(guān)系。為實(shí)現(xiàn)DNO運(yùn)行效益的最大化,在上層模型中采用差分進(jìn)化算法實(shí)現(xiàn)對(duì)日前內(nèi)部動(dòng)態(tài)電價(jià)的尋優(yōu)求解。算法流程如圖3所示。

圖3 算法流程

Fig.3 Flowchart of master-slave game solution

  計(jì)算步驟如下。

  (1)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)初始化。輸入負(fù)荷、光伏及儲(chǔ)能數(shù)據(jù)。

  (2)算法參數(shù)初始化。設(shè)置種群規(guī)模 N 、代數(shù) Gmax 、縮放因子 F 、交叉概率 cr ( cr∈[0,1] )。

  (3)種群初始化。以DNO的購、售電價(jià)作為父代種群,即

  (4)計(jì)算種群適應(yīng)度值。用戶側(cè)接收到電價(jià)種群后進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算得出儲(chǔ)能調(diào)度計(jì)劃,并將其反饋給DNO。DNO結(jié)合反饋信息計(jì)算自身的運(yùn)行成本,并將其作為適應(yīng)度值返回。

  (5)差分進(jìn)化。根據(jù)變異算子式(29)和交叉算子式(30)對(duì)種群進(jìn)行交叉變異操作以生成子代種群。

  式中: P2(G)?P3(G) 為差分變量;rand(0,1) 為[0,1]上均勻分布的隨機(jī)數(shù)。

  (6)判斷是否滿足 G>Gmax 。若滿足,輸出當(dāng)前最優(yōu)結(jié)果;不滿足則返回步驟(4)繼續(xù)運(yùn)行。

  4 算例分析

  4.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

  為驗(yàn)證基于隨機(jī)優(yōu)化的用戶側(cè)儲(chǔ)能優(yōu)化調(diào)度策略的有效性,本文在Matlab2018 b平臺(tái)下,調(diào)用Gurobi求解器,在圖4所示的改進(jìn)IEEE-33系統(tǒng)中進(jìn)行仿真研究。Y=2,M=N=3;其中,第1~3個(gè)DEO分別位于節(jié)點(diǎn)11、29和23處;配網(wǎng)側(cè)3個(gè)常規(guī)用戶User1、User2和User3分別位于節(jié)點(diǎn)18、33和25處;2個(gè)光伏發(fā)電裝置PV1、PV2分別位于節(jié)點(diǎn)5和17。用戶側(cè)儲(chǔ)能容量分別為200 kW?h、300 kW?h和300 kW?h;最大充放電功率依次為50 kW、50 kW和75 kW;儲(chǔ)能折舊成本系數(shù)取0.02 元/(kW·h);儲(chǔ)能裝置充放電效率均為95%;初始 SOC為0.2,SOC的最大值為0.9,最小值為0.1;光伏上網(wǎng)電價(jià)為0.35 元/(kW?h);調(diào)峰成本系數(shù) θ 設(shè)為300;電網(wǎng)采用的分時(shí)電價(jià)如表1所示。

圖4 改進(jìn)的IEEE-33節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)

Fig.4 Structure of improved 33-bus system

表1 分時(shí)電價(jià)

Table 1 Time of use electricity price

圖5 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

Fig.5 Basic data

  4.2 內(nèi)部動(dòng)態(tài)電價(jià)優(yōu)化結(jié)果

  經(jīng)算例仿真,可獲得本文所提策略下的內(nèi)部動(dòng)態(tài)電價(jià)曲線,如圖6所示??梢?,內(nèi)部售電價(jià)和購電價(jià)全時(shí)段均位于電網(wǎng)電價(jià)之間,滿足式(3)的要求。其中,在11:00—13:00時(shí)段和18:00—24:00時(shí)段,內(nèi)部售電價(jià)明顯低于電網(wǎng)售電價(jià),可促進(jìn)分布式儲(chǔ)能用戶在該時(shí)段增加購買電能,降低用電成本;在18:00—24:00時(shí)段內(nèi)部購電價(jià)明顯高于電網(wǎng)購電價(jià),可引導(dǎo)分布式儲(chǔ)能用戶在該時(shí)段出售多余的電能,提高運(yùn)營收益。結(jié)合動(dòng)態(tài)電價(jià)曲線,對(duì)DEO儲(chǔ)能調(diào)度計(jì)劃和電能交易行為分別展開分析。

圖6 內(nèi)部動(dòng)態(tài)電價(jià)與電網(wǎng)電價(jià)對(duì)比

Fig.6 Trading price between DNO and DEO

  4.3 儲(chǔ)能充放電行為分析

  圖7給出了3個(gè)DEO中分布式儲(chǔ)能的日前調(diào)度計(jì)劃。以第2個(gè)DEO為例,在06:00—09:00時(shí)段,內(nèi)部售電價(jià)和電網(wǎng)電價(jià)一致,且電價(jià)較低,用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能均開始充電;在10:00—11:00時(shí)段,內(nèi)部售電價(jià)位于電價(jià)高峰,隨著電力負(fù)荷的增加,分布式儲(chǔ)能開始放電,以降低本地用戶的用電成本;在11:00—14:00時(shí)段,內(nèi)部售電價(jià)明顯低于高峰期電網(wǎng)售電價(jià)或等于平值電價(jià),儲(chǔ)能再次進(jìn)入充電狀態(tài);在18:00—22:00時(shí)段,電網(wǎng)電價(jià)進(jìn)入高峰時(shí)期,盡管內(nèi)部售電價(jià)低于電網(wǎng)電價(jià),但依然較高,分布式儲(chǔ)能可以通過放電,降低用戶購電需求,節(jié)省成本;此外,由于內(nèi)部購電價(jià)高于電網(wǎng)購電價(jià),當(dāng)本地負(fù)荷較低時(shí),儲(chǔ)能可以通過放電,進(jìn)行售電,實(shí)現(xiàn)套利。

圖7 儲(chǔ)能調(diào)度情況

Fig.7 Optimal scheduling of energy storage system

  4.4 DEO電能交易行為分析

  為進(jìn)一步說明儲(chǔ)能充放電行為DEO電能交易的影響與優(yōu)勢(shì),圖8給出了3個(gè)DEO的在動(dòng)態(tài)電價(jià)和電網(wǎng)電價(jià)下的電能交易行為。以第2個(gè)DEO為例,在動(dòng)態(tài)電價(jià)的影響下,在11:00、12:00和14:00,第2個(gè)DEO的電能購買量增加;在13:00和15:00—17:00時(shí)段,第2個(gè)DEO電能的購買量下降;在19:00—22:00時(shí)段,第2個(gè)DEO不僅沒有購買電能,還響應(yīng)內(nèi)部售電價(jià),向外出售電能。可見,在動(dòng)態(tài)電價(jià)影響下,DEO將從購電用戶向購/售電用戶轉(zhuǎn)變,可以更為靈活地參與上層電力市場(chǎng)交易。

圖8 DEO電能交易對(duì)比

Fig.8 Comparison of electric energy trading between DNO and DEO

  4.5 效益對(duì)比

  為進(jìn)一步說明所提方法對(duì)提升區(qū)域電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益的有效性,表2給出了在電網(wǎng)電價(jià)和動(dòng)態(tài)電價(jià)下DNO的運(yùn)營收益和3個(gè)DEO的運(yùn)行成本。經(jīng)對(duì)比,可見DNO運(yùn)營收益增加了15.52%;3個(gè)DEO的電能購置成本分別下降了7.93%、5.34%、4.70%。

表2 DNO的效益和DEO的運(yùn)行成本

Table 2 Benefit of DNO and operating cost of DEO

  4.6 能源消納與峰均比

  圖9給出了電網(wǎng)電價(jià)和內(nèi)部動(dòng)態(tài)電價(jià)下的區(qū)域配電網(wǎng)凈負(fù)荷曲線,可見區(qū)域配電網(wǎng)向上層電網(wǎng)送出電能的峰值功率和總電量均出現(xiàn)下降。表3進(jìn)一步給出了區(qū)域配電網(wǎng)的可再生能源消納率和峰均比。可見,在內(nèi)部動(dòng)態(tài)電價(jià)的激勵(lì)下,可再生能源消納率從69.35%提升至79.45%,峰均比從3.26下降至2.98。

  5 結(jié)論

  本文在考慮新能源發(fā)電及負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差不確定性基礎(chǔ)上,提出了一種基于動(dòng)態(tài)電價(jià)機(jī)制的用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能主從博弈優(yōu)化方法。該方法充分利用用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能靈活、高效的特點(diǎn),運(yùn)用動(dòng)態(tài)分時(shí)電價(jià)機(jī)制,充分調(diào)動(dòng)用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能的靈活響應(yīng)能力,提升配電系統(tǒng)內(nèi)部各市場(chǎng)參與主體的能量互動(dòng)水平。算例分析結(jié)果表明:所提方法可有效提升DNO的運(yùn)營收益并降低用戶的用電成本,提高配電側(cè)光伏消納水平,降低系統(tǒng)峰均比,使凈負(fù)荷曲線更加平滑。


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