基于差異化用電成本的主動配電網DSM運營策略研究

蘆　興，葉杰宏

(廣東電網公司管理科學研究院，廣州　510080)

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基于差異化用電成本的主動配電網DSM運營策略研究

蘆興，葉杰宏

(廣東電網公司管理科學研究院，廣州510080)

摘要：針對分布式電源在配電網的接入對配電網源荷運行特性的影響，立足于主動配電網技術特征，提出了利用實時電價和基于差異化用電成本的供電協議進行主動配電網需求側管理控制的運營策略。研究了使配電網可獲得對用戶負荷具有可調節和可中斷控制能力的差異化用電成本計算模型。以實現利用實時電價對配電網負荷率進行動態調節為目標，通過研究負荷對電價響應的調節特性，提出了基于期望負荷率滾動校正的實時電價定價方法。針對電價調節可能導致的負荷率不滿足期望約束條件問題，利用對用戶負荷的可調節和可中斷調控能力，提出了基于可調節負荷的負荷率預防控制策略，基于可中斷負荷的負荷率校正控制策略。利用仿真進行了所提出運營策略的可行性論證研究。仿真結果表明，所研究需求側響應運營策略不僅能夠按照負荷率約束要求調節負荷，平抑負荷率波動，實現負荷的削峰填谷，而且能夠為消納分布式電源和提高配變容量利用率提供有效的保證和支持。

關鍵詞：主動配電網；差異化用電成本；需求側管理；負荷率；實時電價

隨著可再生分布式能源(Distributed Energy Resource，簡稱DER)在配電網中接入規模的不斷增加，將使配電網逐漸由傳統無源網絡向有源網絡轉變。這種轉變也日益凸顯當前配電網的功能結構和運營模式對大規模DER并網的制約作用[1-4]。主動配電網(Active Distribution Network，簡稱ADN)作為配電網發展的高級階段，其實質就是通過靈活的網絡拓撲和主動控制來管理潮流，同時利用先進的信息、通信以及電力電子技術對規?；尤敕植际侥茉磳嵤┳灾鲄f調控制，以便積極消納可再生能源并確保配電網的安全經濟運行。因此，ADN的相關技術研究已成為目前研究熱點。文獻[3-8] 在對比分析ADN與傳統配電網的技術區別基礎上，明確了其技術特征和定義，指出大規模DER并網將對傳統配電網的規劃設計、運行控制和運營方式產生重大影響，并從技術經濟可行性角度，總結了適應當前發展需求的ADN運行控制系統構架和技術內涵。此外，還相繼開展了多時間尺度下ADN的多DER協調控制、基于非電壓信息方向元件的主動配電網保護技術、基于多代理的ADN運營管理系統、主動配電網 的優化調度策略、以及ADN的故障恢復重構等方面的研究[9-13]。文獻[14]基于ADN的智能計量和通信技術框架，研究了其可中斷負荷的控制策略。相比于國內，國外目前已在AND的技術研發、市場設計、技術示范和市場論證等多方面開展了研究和實踐[15-18]，其中，文獻[18]介紹了歐盟FP6主導的ADINE示范工程。

本文以大規模DER并網后的配電網源荷協調運行為目標，進行了ADN需求側靈活控制的負荷控制策略研究。通過采用具有不同用電成本的差異化供電協議，使配電網對簽有差異化供電協議的用戶負荷具備可調節或可中斷的靈活調控能力。在此基礎上，研究提出了由基于期望負荷率滾動校正的實時電價定價策略、基于可調節負荷的負荷率預防控制策略、基于可中斷負荷的負荷率預防控制策略構成的ADN需求側管理運營策略。仿真研究驗證了該運營策略的可行性。

1差異化用電成本計算模型

當大規模DER在配電網并網后，配電網的有功電力平衡公式為

PDN(t)+PDER(t)=PL(t)+Ploss(t)

(1)

式中PDN(t)——來自輸電網的配電網下網有功功率；PDER(t)——配電網并網DER的有功出力；PL(t)——配電網的負荷有功需求；Ploss(t)——配電網的有功網損。

當忽略Ploss(t)分量后，由式(1)可知，如果能對PL(t)分量進行削峰填谷控制，使其能夠與PDER(t)分量協調運行，就可以在充分消納DER的基礎上，有效提高配變設備容量的利用率并延緩對配變設備的投資。

隨著電動汽車充電負荷、各種儲能負荷以及基于變頻調節的柔性負荷在配電網中所占比例增加，也使配電網中的可調節或可中斷負荷增加，進而使ADN利用負荷調節實現源荷協調運行成為可能。同時，作為ADN構建的主要技術，高級測量體系的AMI技術也將在幫助實現電力流和信息流高度融合的同時，為實現配電網與電力用戶間的靈活互動的運營提供技術保證[19-20]。利用AMI的智能電表，就可依據式(2)所示差異化用電成本計算模型進行各電力用戶的用電成本統計。

(2)

式中costi——電力用戶i的用電成本；costib——用戶i按實時電價計算的用電成本；costir——用戶i從配電網獲得的補償其響應負荷調節需求的收益或不響應調節需求的懲罰成本；costic——用戶i從配電網獲得的補償其可中斷負荷被切除的收益；αir，αic——供電公司是否對用戶i進行差異化用電成本統計，等于1表示統計，等于0表示不統計；pi(t)——用戶i的實時有功負荷；m(t)——實時電價；tbsj，tbej——第j個實時電價調節周期Tb(j)的首尾時刻；trsk，trek——第k個負荷率預防控制周期Tr(k)的首尾時刻；trsl，trel——第l個負荷率校正控制周期Tc(l)的首尾時刻；n1，n2，，n3——實時電價、負荷率預防和負荷率校正的控制周期個數，且n1≥n2、n1≥n3；βr和βc——用戶響應負荷調節或切除需求的實時電價優惠權重；Pir——用戶i與電力公司簽訂的最大可調節有功負荷；Pic——用戶i與電力公司簽訂的最大可中斷有功負荷；c(Tr(k))——配電網可調節負荷在第k個負荷率預防控制周期的調節比例；γi(Tr(k))——計算用戶i可調節負荷在第k個負荷率預防控制周期獲得的優惠或懲罰成本的權重。

式(2)中的γi(Tr(k))可按式(3)和式(4)計算得到：

(3)

(4)

由式(2)可知，當用戶簽訂具有差異化用電成本的供電協議后，就可以通過響應供電公司可調負荷或可中斷負荷的調節命令，降低其用電成本。同時，供電公司也可以依據協議對用戶的不響應行為給予用電成本懲罰。利用差異化用電成本不僅使供電公司具備可調節和可切除負荷資源，而且可以使電力用戶通過響應實時電價和負荷調節或切除等命令，實現配電網和用戶之間靈活互動的動態調節。

2基于差異化用電成本的運營控制原理

差異化供電協議使ADN中的供電公司具備了調控用戶可調節負荷和可中斷負荷的能力。圖1描述了供電公司利用獲得的可調節和可中斷負荷進行需求側管理的運營控制原理。由圖1可知，運營策略主要由基于期望負荷率滾動校正的電價定價策略、負荷率預防控制和負荷率校正控制三個策略組成。供電公司通過銷售差異化供電協議，將用戶負荷分成非協議負荷和協議負荷，并且由式(2)所示統計原理可知，協議負荷可分為可調節負荷和可中斷負荷兩個部分。圖1中，r%和c%分別表示協議可調節和可切除有功負荷總量占配變有功容量的百分率，即r%×Ppb=∑Pir，c%×Ppb=∑Pic，Ppb為配變有功容量。供電公司同時利用電價定價策略，通過動態檢測配電網的負荷率進行實時電價調節，進而使負荷率保持在期望范圍內運行。當負荷率不滿足期望約束條件的時候，首先通過向用戶可調節負荷發送調節命令，進行負荷率預防控制，若預防控制不能使負荷率滿足期望約束條件時，則通過向用戶可中斷負荷發送切除命令，進行負荷率校正控制。通過三種負荷控制策略的協調配合，使ADN在充分消納并網DER的基礎上，實現對其負荷率的有效調節。

圖1　ADN基于差異化用電成本的DSM運營策略

3基于電價的負荷率滾動校正策略

3.1負荷的電價響應特性

負荷的電價響應特性是指電力用戶響應實時電價所調整用電負荷大小對電價的變化率。雖然不同電力用戶的負荷電價響應特性存在不同，但從整體上來看，負荷對電價變化的響應具有圖2所示的變化特點[21]：即在電價變化的敏感范圍內，用戶將會隨著電價的提高而相應減小其用電負荷，隨著電價的降低相應增加其用電負荷，并且當負荷增加或減小到一定程度時，負荷調節大小將不再跟隨電價的變化作相應改變；在電價變化的非敏感范圍內，用戶將不會根據電價的變化進行用電負荷的調節。圖2中，Mref為實時電價的參考基準值；Pref為負荷調節量的參考基準值；為負荷對電價變化的響應調節量；mmax和mmin分別為實時電價取值的上限和下限；mup和mlow分別為電價非敏感變化范圍的上限和下限，該參數可根據負荷調節量對電價變化范圍的靈敏度分析進行確定。

圖2　負荷的電價響應特性

圖2所示負荷電價響應特性可用式(5)描述，

(5)

式(5)中，f1[m(t)/Mref-mup]可根據用戶負荷△pL/Pref對電價[m(t)/Mref]-mup的不同統計值，依據式(6)計算各f1[m(t)/Mref-mup]的對應值，然后利用數值擬合方法進行f1函數基于自變量m(t)/Mref的確定。

(6)

同理可依據統計值按照式(7)計算各f2[mlow-m(t)/Mref]的對應值，然后利用數值擬合方法進行f2函數的確定。

(7)

3.2電價的負荷率調節特性

實時電價作為供電公司調節電網負荷的重要手段，也是其提高配電網運行經濟性和配變設備容量利用率的主要措施。由于負荷率是負荷變化的主要反映，因此，可依據負荷率的變化進行實時電價調節，即隨著負荷率增加而提高電價，隨著負荷率降低而降低電價。該調節過程可用式(8)所示函數進行近似描述。

ηEmaxmmin-ηEminmmax

(8)

式中ηEmax，ηEmin——期望利用電價可調節的負荷率上限和下限。

η(Tb(j-1))為Tb(j-1)周期的平均負荷率，可計算為

(9)

式中∑pi(t)——各電力用戶的實時有功負荷。

3.3基于期望負荷率滾動校正的電價定價策略

圖3　基于期望負荷率滾動校正的電價定價策略

4負荷率的預防和校正控制

利用基于實時電價滾動校正方法進行負荷率控制時，由于存在方法所涉及模型建模不準確或模型參數不合理導致的估計誤差，因此在負荷率調節過程中，將存在負荷率不滿足期望約束條件現象，嚴重時甚至使負荷率超出配變容量允許的運行范圍。針對此不足，本文進一步研究了負荷率的預防和校正控制策略。

當配電網負荷率超出負荷率預防控制動作的設定閾值時，將啟動基于可調節負荷的負荷率預防控制周期。在控制周期內，通過聯立求解式(10)，進行基于概率估計的可調節負荷調節比例c(Tr(k))的計算。然后通過向各負荷可調節協議用戶發送可調節負荷的調節比例指令，使各用戶調節其可調節負荷，以使負荷率恢復到預防控制設定值以下。

(10)

式中ηr——啟動負荷率預防控制的負荷率設定值；η(Tr(k))——第k個負荷率預防控制周期的負荷率；Ri——負荷可調節協議用戶i的實際負荷調節量占其協議最大可調節負荷的比例；f(Ri)——用于描述調節比例Ri的分布概率，本文用正態分布N[c(Tr(k),σ2)]近似描述；n4——協議承擔可調節負荷的用戶數量。

當負荷率預防控制無法保持負荷率在其設定值以下，并達到設定值更大的負荷率預防控制設定值的更大時，基于各負荷可中斷協議用戶承諾的可切除負荷量，按式(11)估算負荷切除總量，并通過向所確定協議用戶發送負荷切除指令，切除選擇的可中斷負荷，使負荷率恢復至校正控制設定值以下。

(11)

式中ηc——啟動負荷率校正控制的負荷率設定值；η[Tc(l)]——第l個負荷率校正控制周期內的負荷率；n5——確定的進行負荷切除的用戶數。

5仿真研究

某地區配電網典型日負荷曲線∑pi’(t)和光伏發電有功輸出曲線∑pDERi(t)如圖4所示。假設該配電網中，各協議用戶承諾的最大可調節有功負荷的總和為20%Ppb，承諾的最大可中斷負荷的總和為10%Ppb。

圖4　典型日負荷和光伏輸出曲線

圖5　差異化用電成本負荷控制方法作用下的配電網負荷

圖6　基于負荷率滾動校正的實時電價

圖5給出了上述仿真初始條件下，采用提出的負荷控制方法對圖4所示配電網負荷進行調節的結果∑pi(t)。圖5同時給出了負荷調節過程中，實時電價作用下的負荷調節分量△pm(t)(t)，當負荷率η>ηr=0.9時，基于負荷率預防控制的可調負荷調節分量△pr(t)，當η>ηc=1.0時，基于負荷率校正控制的可中斷負荷調節分量△pc(t)。圖6描述了上述負荷調控過程中的實時電價運行范圍，并且對比給出了采用基于期望負荷率滾動校正策略的電價估計值和校正后的實時電價m(t)，對比結果也表明了所提出的定價策略的有效性。

圖5和圖6的仿真結果表明：采用所提出的基于差異化用電成本的需求側管理控制方法，在實時電價和負荷率預防控制協調作用下，配電網負荷率都能在期望負荷率ηexp附近運行，在負荷率校正控制下，配電網的最高負荷率可有效保證不超過ηc的設定值。仿真結果不僅表明所研究負荷控制方法的可行性，而且表明利用所提出的運營方法，可以有效消納分布式電源、實現負荷的“削峰填谷”控制，提高配變容量利用率。

6結語

本文以主動配電網的需求側管理運營策略作為研究對象，探討了基于差異化用電成本的運營控制方法，該方法基于實時電價和配電網可調節、可中斷負荷，實現對分布式電源的高效消納和負荷率的有效調節，仿真研究驗證了其可行性。值得指出的是，主動配電網作為智能配電網的高級發展形式，其技術內涵還處于探索階段。因此，本文的研究工作還屬于初步研究，其所涉及的負荷的電價響應特性、實時電價的定價策略、負荷率預防控制中調節負荷比例確定方法等內容都需要繼續系統深入地研究。

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(本文編輯：趙艷粉)

DSM Operation Strategy for Active Power Distribution Network Based on Differential Electricity Costs

LU Xing, YE Jie-hong

(Management Science Research Institute of Guangdong Electric Power Grid Company, Guangzhou 510080, China)

Abstract:In view of the influence of distributed generation access to distribution network operation, as well as the active distribution network technical characteristics, this paper proposes the demand-side management (DSM) operation strategy for active distribution network by using real-time electricity price and power supply agreement based on differential electricity cost. The differential electricity cost calculation model for adjustable and interruptible user load control was studied. Then, research the load regulation characteristics of electricity price response and put forward the real-time electricity pricing method based on expected load rate rolling correction in order to dynamically adjust the load rate by using real-time electricity price. Meanwhile, considering that the electricity price adjustment may not lead to the load rate failing to meet the expected constraint, present the load rate prevention and control strategy based on the adjustable load, as well as the load rate correction strategy based on the interruptible load. Finally simulate the feasibility of the proposed operation strategy. The simulation results show that the DSM operation strategy can not only adjust the load according to the load rate constraint, ease load rate fluctuations, and realize the load peak shifting, but also provide effective guarantee and support for the distributed generation elimination and distribution capacity utilization improvement.

Key words:active power distribution network; differential electricity cost; demand-side management; load rate; real-time electricity price

DOI：10.11973/dlyny201602003

作者簡介：蘆興(1981)，男，碩士，高級工程師，研究方向電力技術經濟，現從事電網安全生產風險管理工作。

中圖分類號：TM76

文獻標志碼：A

文章編號：2095-1256(2016)02-0165-07

收稿日期：2015-12-29