计及需求侧响应的用户侧储能最优运行决策分析

肖 静 吴 宁 冯玉斌 林 锐 韩 帅

（1. 广西电网有限责任公司电力科学研究院，南宁 530000；2. 广西电网有限责任公司，南宁 530000）

0 引言

用电侧的电力市场化发展是电力物联网不可或缺的部分[1]，储能系统作为一种灵活可调的电力资源，有利于电力系统的经济稳定运行，而用户侧储能配置及运行优化，可以合理转移负荷、提高用户用电的经济性。

目前，对于用户侧储能商业模式的研究，主要集中于电力用户对电价政策的响应，如响应分时电价参与峰谷套利[2-4]、响应两部制电价参与最大需量管理[5-6]、或结合两种商业模式构建最大需量管理与削峰填谷相结合的储能配置优化模型[7]等，对储能参与需求响应的研究较少。

在储能参与激励型需求响应的已有研究中，多探究储能与其他柔性负荷共同参与需求响应的情形。如文献[8]考虑了可中断负荷与用户侧储能的响应策略。已有文献对于需求响应影响其他商业模式收益的机理研究较少，且未能根据具体响应日期，给出指导用户上报最优需求响应功率的策略。

因此，本文建立一种基于需求响应、分时电价下峰谷套利及需量电费削减的用户侧储能优化模型，获得用户参与需求响应时储能的最优充放电策略，与用户上报的最优响应功率；建立用户侧储能全周期成本收益模型，分析用户侧储能参与需求响应对储能成本回收年限的影响；探究储能参与激励型需求响应对峰谷套利、需量电费的影响。

1 需求响应及计费规则

1.1 需求侧响应

电力需求响应项目使用价格、激励等市场引导，使用户在电网负荷尖峰时段自愿改变通电负荷类型、用电量等，以获得补贴，增加用电经济性[9]。

在削峰需求响应项目中，一般以响应量、响应时间等特性，对集群负荷控制等项目进行建模[10]。实施基于激励的需求响应后，用户负荷曲线优于响应前[11]，电力客户根据需求响应实施的效果，可获得相应的补偿。

1.2 计费规则

根据 2018年《江苏省电力需求响应实施细则（修订版）》，用户参与需求响应时，需要满足响应时段的最大负荷、平均负荷的约束条件，即基线最大负荷不低于响应时段最大负荷；响应时段平均负荷与基线平均负荷的差值需大于等于用户上报的约定响应功率的0.8倍。

表1为不同的参与响应的调控时间对应的补偿标准。表2为根据不同的需求响应提前通知用户的时间，给出用户获得补偿的速度系数。

表1 需求响应电价标准对照表

表2 需求响应的响应速度系数对照表

用户获得补偿的计算方式为：电价标准乘以速度系数，再乘以上报的响应功率（kW）。

2 储能运行优化模型

2.1 目标函数

储能运行模型的优化目标为，在1个月内用户缴纳电费最小，即电量电费、需量电费求和再减去需求响应收益最小。目标函数为

式中：i为时间；时间采样间隔Δti为 15min，即 1天 96个采样点；pload,i为未安装储能时，用户在时刻i的负荷曲线；ci为时间i的电价；pc,i为储能的充电功率；pd,i是储能的放电功率；α为响应速度系数；pDSM为上报的约定响应功率；nDSM为需求响应天数；β为单位需量电费；pDemand为用户本月的上报需量。

24h内分时电价曲线如图1所示。

图1 24h内分时电价曲线

单位需量电费为

式中，b为实际需量。当上报需量pDemand大于等于实际需量b时，需量电费单价为40元/kW，按照上报需量值pDemand缴纳需量电费；若上报需量pDemand小于实际需量b，超出的需量需要按照80元/kW的单位需量电价进行缴纳。

目标函数中，第1项为分时电价下储能参与峰谷套利后的电量电费，第2项为用户获得的需求响应收益，第3项为需量电费。模型的决策变量有pc,i、pd,i、pDSM、pDemand。

2.2 最大需量约束

需量电费是大工业用户缴纳电费的重要组成部分，储能受峰谷电价、需求响应补偿的引导，可能形成新的负荷尖峰，甚至超过原最大需量，引起需量电费的增长[12]。因此，本文引入最大需量约束，即

则用户的实际用电需量不超过1.05倍的上报最大需量。通过添加最大需量约束，可以更准确、合理地分析需求响应补偿对用户经济收益的贡献值。

2.3 储能运行约束

1）储能电池性能约束

储能电池的寿命损耗与吞吐量密切相关，减少吞吐量可延长其使用寿命[8]。为更加合理地利用储能，文献[2]结合峰谷电价对实际用户负荷数据进行了储能日内运行仿真对比，发现对储能电池的日吞吐量进行限制，不仅减少了储能的吞吐量，而且能够很好地限制储能一天内充放电状态转换的次数。

因此，需要对储能电池的吞吐量进行限制，如式（4）和式（5）所示。

式（4）和式（5）中：m为储能的等效充放电次数；Emax为储能额定最大容量；SOCmax和SOCmin分别为储能荷电状态的最大值和最小值，本文分别取值0.9和0.1；nday为天数。

2）储能电池物理约束

（1）荷电状态约束

式（6）和式（7）中：SOCi为储能在时间i的荷电状态；ηch、ηdis分别为储能的充、放电效率。

（2）储能功率约束

式中：swc,i和swd,i为0-1变量，以表示储能的充、放电状态；Pmax为储能额定功率。式（8）～式（10）保证了储能不同时处于充电、放电状态，且充放电功率不超过额定功率。

2.4 需求响应约束

若储能在第t天参与需求响应，则需满足有效需求响应的条件。式（11）和式（12）对储能参与需求响应后的负荷情况进行了约束。

式（11）～式（13）中：k为需求响应日的响应时间；j为基线的对应时间；pc,k与pc,j为储能对应时段的充电功率；pd,k与pd,j为储能对应时段的放电功率；Loadk为参与需求响应时段的负荷；Loadj为响应日前5天对应时间的负荷；pDSM为用户上报的最优响应功率；为上一年度用户的最大尖峰负荷。

式（11）表示响应时段最大负荷不超过基线最大负荷，式（12）为响应时段的平均负荷约束，式（13）对约定响应功率的范围进行约束。

本文建立的储能优化运行模型，属于混合整数线性规划（mixed integrated linear problem, MILP），在Julia中使用Mosek求解器求解，以获得储能的最优运行策略和最优上报响应功率。

3 储能投资成本与收益评估

3.1 储能生命周期成本与收益

用户侧储能的生命周期成本主要包括储能一次性固定投资成本Cinv、总运营和维护成本Cope；收益包括储能生命周期结束时的回收价值Brec、全周期内安装储能的峰谷套利BTOC、需求响应总收益BDSM。

F为储能的全生命周期收益，即

式（15）为储能一次性固定投资成本，式（16）为储能总运行维护成本，即

式（15）和式（16）中：ce为单位容量成本；cp为单位功率成本；com为单位容量年运行维护成本系数；Emax为储能额定最大容量；Pmax为储能额定功率。

储能全生命周期的收益包括储能回收价值、储能全周期峰谷套利和需求响应收益，分别如式（17）～式（19）所示。

式（17）～式（19）中：θ为储能的回收率；ci为时刻i的电价；pc,i,t、pd,i,t为第t天、第i时刻的储能充电、放电功率；采样时间间隔Δti为15min；T为储能全生命周期的总天数；pDSM,i为储能参与第i次需求响应的上报需求响应功率；α为响应速度系数；l为储能全生命周期内参与需求响应的总次数。

3.2 储能收益评估指标

采用储能投资成本回收年限作为收益评估指标，即

式中：NT为储能成本回收年限；N为储能使用年限，设置为10年。

4 算例分析

使用广西某工业用户2018年度实际负荷数据，进行用户侧储能的运行优化。设置不同的需求响应日期，分析用户侧储能参与需求侧响应对分时电价下峰谷套利收益、需量电费的影响。

4.1 输入变量初始值

储能的额定容量设置为 525kW·h，额定功率设置为250kW，类型为磷酸铁锂电池；设置充电效率为1，放电效率为0.85。

由于一年中用电尖峰在7、8月份，此时电网发出需求响应削峰邀约频次高，因此本文算例使用 7月份负荷数据。

4.2 月前储能运行优化

本文中，储能运行是在最大需量约束下，分别分析了仅考虑峰谷套利、同时考虑需求响应和峰谷套利两种模式下，用户侧储能的最优运行策略，以及安装储能前后用户负荷曲线变化。

1）单独峰谷套利模式

在储能参与分时电价下峰谷套利时，求解其最优运行方案。取6月29日到7月28日负荷数据用于测试，设置等效充放电次数m=2。

图2为典型日（7月16日）储能参与峰谷套利前后的负荷曲线对比图，横坐标为采样点，采样间隔15min。

图2 典型日储能参与峰谷套利前后用户负荷曲线对比

可以看出，安装储能后，用户负荷的峰谷差减小，用户可以通过峰谷套利获得相应收益，具体收益结果在月优化运行结果中体现。

图3为典型日储能充放电功率图，其中储能功率大于0时为充电状态，小于0时为放电状态。

图3 典型日储能充放电功率

典型日储能的荷电状态变化如图4所示。

图4 典型日储能的荷电状态

单独峰谷套利模式下，储能实现了两充两放。求解模型获得上交电费最小时的储能运行策略，最优上交电量电费为165 155.80元，上报最大需量为690.98kW，需量电费为 27 639.20元，总上交电费为192 795.00元。

2）需求响应与峰谷套利模式

假设需求响应在提前0.5～4h之间进行邀约，响应时间为60～120min，即对应电价标准为12元/kW、响应速度系数为 1.5，得到响应功率补偿电价为 18元/kW。

由于一年中用电尖峰在 7、8月中午，选取13:00～15:00为可能需求响应时段，设置7月16日为需求响应日期。

参与需求响应日的用户负荷曲线如图5所示，参与需求响应时间内，负荷峰值降低。

图5 参与需求响应日的用户负荷曲线

在峰谷套利、需求响应共同作用的模式下，求得最优响应功率为164kW，上报最大需量为690.98kW；得到上交电量电费为165 230.48元，需求响应收益为 2 952元，总上交电费为189 917.68元。月前储能在两种运行模式下用户电费对比见表3。

表3 月前储能在两种运行模式下用户电费对比 单位:元

分析可得，参与需求响应减少了储能峰谷套利的收益，但用户获得需求响应的补偿较高，使得储能运行的经济性提高。

4.3 需求响应灵敏度分析

在月前储能优化模型中，设置不同的需求响应日期，比较参与响应前后，峰谷套利、需求响应收益和总收益的变化，并进行分析。不同需求响应日期下的用户收益见表4。

表4 不同需求响应日期下的用户收益 单位:元

由表4的收益结果可知，参与需求响应时用户的峰谷套利收益减小，电量电费增加，但响应补贴使用户的总上交电费降低，说明储能参与需求响应有利于提升用户用电的经济性。

参与响应时，没有增大用户的最大需量，不会带来额外的需量电费。同时，响应日期不同时，建立的储能优化模型可以得到对应的最优需求响应功率，对于指导用户参与需求响应有重要意义。

4.4 储能成本分析

为衡量需求响应对储能收益的影响，引入储能成本回收年限。

由4.2节中算例求解可得，1月内储能峰谷套利收益为7 739.23元，则年收益92 870.76元。假设用户每年参与需求响应 10次，平均单次响应收益为2 600元，则年收益26 000元。设储能的生命周期为10年，未计及储能容量年衰减率。

两种模式下，以储能寿命周期 10年为时间尺度，得到储能的总投资成本、全周期预期收益和储能成本回收年限见表5。

由于文中采取的储能等效充放电次数恒为 2次，因此是否参与需求响应，不影响储能的投资成本。由表5可得，储能参与需求响应可获得更大收益，并缩短储能投资成本的回收年限。

综上，算例分析结果表明，用户安装储能参与需求响应，可提升用电经济性。本文基于已知需求响应日期的情况，对用户侧储能进行优化运行决策，可为储能在线运行与规划提供参考。

5 结论

本文建立了在峰谷套利、需求侧响应和最大需量管理模式下，用户侧储能的最优运行模型，并获得最优约定响应功率。经过算例分析，得到如下结论：

1）用户侧储能参与需求响应，可提高用电经济性，降低储能成本回收年限。储能参与需求响应后，用户需量电费未发生改变，虽然峰谷套利的收益减少，电量电费提高，但较高的需求响应收益使用户总上交电费降低，储能成本回收加快。

2）用户根据不同的需求响应日期与负荷情况，上报最优响应功率，可提高储能运行经济性。文中储能优化模型得到每次需求响应的最优功率，既能避免上报功率过高引起响应无效，同时防止上报功率较小导致收益未能最大化，对用户有效、合理参与需求响应具有指导意义。

本文基于广西某工业用户实际负荷数据，对给定容量用户侧储能的运行进行了优化，未来仍需考虑计及需求响应邀约日期不确定性的储能系统优化运行，以及储能需求侧响应在线决策。