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摘要 用戶(hù)側(cè)分布式儲(chǔ)能具備優(yōu)化用戶(hù)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(hù)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(hù)電能需求不確定性的基礎(chǔ)上，構(gòu)建用戶(hù)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(hù)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(yíng)商和用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)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(guò)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(yíng)商的經(jīng)濟(jì)效益與新能源消納水平，并降低用戶(hù)側(cè)的運(yùn)行成本。
1 配電系統(tǒng)用戶(hù)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(hù)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(yíng)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(guò)與光伏電站和上級(jí)電網(wǎng)進(jìn)行能量互動(dòng)在滿(mǎn)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(hù)側(cè)分布式儲(chǔ)能，在配電側(cè)市場(chǎng)中既可購(gòu)入電能，也可出售電能，并通過(guò)靈活調(diào)整本地儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電計(jì)劃，降低用戶(hù)購(gòu)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(hù)側(cè)分布式資源參與電力市場(chǎng)交易，滿(mǎn)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(hù)用電需求預(yù)測(cè)誤差及用戶(hù)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(hù)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(mǎn)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(guò)K-means場(chǎng)景聚類(lèi)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(guò)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(hù)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(hù)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(mǎn)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(yíng)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(guò)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(hù)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(guò)調(diào)用商用求解器進(jìn)行求解；對(duì)DNO來(lái)說(shuō)，由于博弈模型求解過(guò)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(hù)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(gòu)、售電價(jià)作為父代種群，即
（4）計(jì)算種群適應(yīng)度值。用戶(hù)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(mǎn)足 G>Gmax 。若滿(mǎn)足，輸出當(dāng)前最優(yōu)結(jié)果；不滿(mǎn)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(hù)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(hù)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(hù)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?jiàn)，內(nèi)部售電價(jià)和購(gòu)電價(jià)全時(shí)段均位于電網(wǎng)電價(jià)之間，滿(mǎn)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(hù)在該時(shí)段增加購(gòu)買(mǎi)電能，降低用電成本；在18:00—24:00時(shí)段內(nèi)部購(gòu)電價(jià)明顯高于電網(wǎng)購(gòu)電價(jià)，可引導(dǎo)分布式儲(chǔ)能用戶(hù)在該時(shí)段出售多余的電能，提高運(yùn)營(yíng)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(kāi)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(hù)側(cè)分布式儲(chǔ)能均開(kāi)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(kāi)始放電，以降低本地用戶(hù)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(guò)放電，降低用戶(hù)購(gòu)電需求，節(jié)省成本；此外，由于內(nèi)部購(gòu)電價(jià)高于電網(wǎng)購(gòu)電價(jià)，當(dāng)本地負(fù)荷較低時(shí)，儲(chǔ)能可以通過(guò)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(shuō)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(gòu)買(mǎi)量增加；在13:00和15:00—17:00時(shí)段，第2個(gè)DEO電能的購(gòu)買(mǎi)量下降；在19:00—22:00時(shí)段，第2個(gè)DEO不僅沒(méi)有購(gòu)買(mǎi)電能，還響應(yīng)內(nèi)部售電價(jià)，向外出售電能。可見(jiàn)，在動(dòng)態(tài)電價(jià)影響下，DEO將從購(gòu)電用戶(hù)向購(gòu)/售電用戶(hù)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(shuō)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(yíng)收益和3個(gè)DEO的運(yùn)行成本。經(jīng)對(duì)比，可見(jiàn)DNO運(yùn)營(yíng)收益增加了15.52%；3個(gè)DEO的電能購(gòu)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(jiàn)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(jiàn)，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(hù)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(hù)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(hù)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(yíng)收益并降低用戶(hù)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。
