參與輔助服務的用戶側儲能優(yōu)化配置及經(jīng)濟分析
尚博陽, 許寅, 王穎, 張景平
（北京交通大學 電氣工程學院，北京 100044）
摘要：為使用戶側儲能收益最大化，提出了一種參與輔助服務市場的用戶側儲能優(yōu)化配置方法。首先，建立了用戶側儲能的全生命周期成本和考慮輔助服務的收益模型；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的用戶側儲能優(yōu)化配置模型，以儲能容量和輔助服務參數(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市場為例，實現(xiàn)了用戶側儲能最優(yōu)容量下的配置優(yōu)化，確定了參與輔助服務的變量值；最后，通過改變政策敏感度對比分析了不同輔助服務的經(jīng)濟效益，給后續(xù)儲能投資提供了指導性意見。
引文信息
尚博陽, 許寅, 王穎, 等. 參與輔助服務的用戶側儲能優(yōu)化配置及經(jīng)濟分析[J]. 中國電力, 2023, 56(2): 164-170, 178.
SHANG Boyang, XU Yin, WANG Ying, et al. Optimal configuration and economic analysis of user-side energy storage participating in auxiliary services[J]. Electric Power, 2023, 56(2): 164-170, 178.
引言
儲能系統(tǒng)具有靈活可調(diào)的特性[1-2]，其可在電力系統(tǒng)中作為“緩沖器”參與電網(wǎng)削峰填谷[3-4]、調(diào)頻[5-7]、需求響應[8]等方面的服務。中國的儲能研究雖然相對起步較晚，但是隨著相關重要文件的相繼發(fā)布[9-12]，給構建儲能輔助服務市場奠定了一定的基礎，越來越多的科研工作者和工業(yè)人員投身于用戶側儲能的輔助服務市場研究中。
用戶側配置儲能系統(tǒng)可響應輔助服務市場中各種電力政策以及相關服務應用，為用戶提供直接收益[13-14]。目前儲能系統(tǒng)仍然存在投資成本較高和運行效率較低的問題[15-17]，導致用戶配置儲能后不能充分地獲取其帶來的經(jīng)濟效益。因此，如何在考慮參與輔助服務的前提下，對儲能容量優(yōu)化配置和經(jīng)濟性分析具有重要意義。
用戶側儲能系統(tǒng)的容量配置和經(jīng)濟性分析是儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關鍵。文獻[18]以分時電價政策為基礎，通過建立電池儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性模型，優(yōu)化計算儲能系統(tǒng)的配置。文獻[19]在兩部制分時電價下，對用戶側儲能系統(tǒng)進行容量優(yōu)化。然而文獻[18-19]在配置模型中考慮的時間尺度較短，缺少在儲能全壽命周期的建模，對儲能經(jīng)濟性的評估不準確。文獻[20]對用戶側儲能系統(tǒng)在全壽命周期下的成本以及投資回報進行建模。文獻[21]在儲能系統(tǒng)容量配置模型中加入了儲能電池全壽命周期的成本和收益，結果表明儲能的成本仍舊是效益的關鍵。文獻[22]基于對儲能電池全壽命周期衰減特性的考慮，提出了參與需量管理的儲能容量配置優(yōu)化方法。然而該文獻僅考慮了峰谷套利和需量管理2種用戶側儲能收益模式。文獻[23]選擇了需求管理、需求響應和政策補貼3個輔助服務，計算了對4種類型電池儲能的收益和配置結果，但是該文獻著重在于對不同儲能電池的配置結果進行經(jīng)濟分析，對儲能的輔助服務建模相對簡單。
綜上所述，用戶側儲能系統(tǒng)的收益來源于電費成本削減和參加輔助服務的盈利。但是，目前大多數(shù)儲能優(yōu)化模型沒有對用戶響應的政策和輔助服務應用建模。因此，為使得用戶側儲能經(jīng)濟效益最佳，本文以全壽命周期凈收益作為目標函數(shù)采用數(shù)學建模法對用戶側儲能建模分析，得到考慮參加輔助服務的儲能系統(tǒng)容量配置，并對比儲能系統(tǒng)參與輔助服務的經(jīng)濟效益。
1 用戶側儲能經(jīng)濟分析
1.1 成本模型
1.2.3 需求響應收益
電力需求響應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，獲得相應補貼收益。
表1為參與響應的調(diào)控時間對應的補償電價標準。表2為根據(jù)需求響應提前通知用戶的時間，給出用戶獲得補償?shù)捻憫俣认禂?shù)。
1.2.4 應急供電收益
當電網(wǎng)發(fā)生緊急停電時，用戶側儲能可以參與應急供電的輔助服務，對重要負荷提供安全電能質量，在市電中斷時可以作為應急備用電源，提高用戶供電可靠性，減少用戶停電損失。
表3為根據(jù)江蘇省發(fā)布的電力需求響應實施細則[25]所設定的應急供電的補助電價。
2 儲能配置模型
參與輔助服務的用戶側儲能優(yōu)化配置模型以全壽命周期儲能凈收益最大為目標函數(shù)，考慮儲能運行特性以及響應電價政策的約束，對儲能容量以及輔助服務參數(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、需求響應收益和應急供電收益，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。
3 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)化模型對用戶側儲能最優(yōu)容量優(yōu)化配置，同時確定參與輔助服務的變量值。最后，通過改變政策敏感度，對不同輔助服務的經(jīng)濟效益對比分析，為后續(xù)儲能投資提供指導性意見。
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[26]如表4所示。儲能系統(tǒng)的基本信息參數(shù)如表5所示。
3.2 優(yōu)化配置結果
本文利用歷史數(shù)據(jù)計算用戶參與輔助服務所需的儲能配置，儲能系統(tǒng)的日循環(huán)次數(shù)限制在2次。需求響應的補助電價為12元/kW，速度系數(shù)為1；應急供電補助電價為22元/kW。需求響應和應急供電年響應次數(shù)均為10次。儲能配置最優(yōu)容量和輔助服務的參數(shù)優(yōu)化結果如表6所示。
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和應急供電上報的響應量各不相同，說明用戶在使用儲能時不僅僅參與了一種輔助服務，而是通過合理的決策分析對儲能容量進行最優(yōu)分配，從而獲得用戶側儲能最大收益。
需求響應典型日和應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，在設置的13:00—15:00需求響應時段內(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，這與需求響應參數(shù)配置結果相吻合。在需求響應典型日中儲能參與了峰谷套利、需量管理和需求側響應3種輔助服務。由圖2可知，用戶參與了峰谷套利、需量管理和應急供電3種輔助服務。在設置的15:00—16:00應急供電時段內(nèi)，儲能設備供能，負荷曲線降低了所上報的功率值118.125 kW。
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。為更好地反應儲能用戶參與輔助服務的經(jīng)濟效益，選取8月份實際用電數(shù)據(jù)與模型配置結果進行經(jīng)濟性分析。
3.3.1 輔助服務效益分析
在上述章節(jié)的優(yōu)化配置下，用戶側儲能8月份不同輔助服務的收益對比如表8所示。
由表8可知，在用戶側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[27-29]。另外，對比其他地區(qū)[22]分時電價水平，該用戶響應的是為農(nóng)產(chǎn)品電價優(yōu)惠，故峰谷電價差沒有其他地區(qū)大，導致峰谷套利收益較低。需求側響應和應急供電的收益之和占八月份用戶收益的44.189%。由此可知，用戶側儲能參與需求側響應和應急供電可給用戶帶來較高的收益。政府可通過對響應電價的合理設置，激勵儲能用戶參與電網(wǎng)輔助服務項目中。
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)分時電價的設置對該用戶收益分析，其中分時電價如表9所示。
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)設定值。在需求響應和應急供電約束中同樣設置13:00—15:00為需求響應時段、15:00—16:00為保電時段。4種不同輔助服務的效益對比如表10所示。
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[30]，可保證安裝儲能后用戶盈利。若適當?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。
4 論 結
本文針對安裝儲能的大工業(yè)用戶，結合電價政策對參與輔助服務的用戶側儲能配置及經(jīng)濟效益進行了分析，得出如下結論。
（1）用戶側儲能參與峰谷套利、需量管理、需求側響應和應急供電4種輔助服務均可在全壽命周期內(nèi)獲得收益，為提高用戶側儲能收益提供新思路。
（2）參與輔助服務的用戶側儲能優(yōu)化配置方法可有效將4種輔助服務考慮在內(nèi)，對儲能容量以及輔助服務參數(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參數(shù)影響儲能典型日的運行曲線，驗證了模型的有效性。
