一种工业用户源荷储需求响应优化方法及设备与流程

本申请涉及电力系统运行优化技术领域，尤其涉及一种工业用户源荷储需求响应优化方法及设备。

背景技术：

电能是高耗能企业生产过程必不可少的能源，作为所在地区的用电大户，高耗能企业用电对地区电网会产生重要影响。为了充分利用位于需求侧的资源，以提高电力系统的经济性和安全性，电网研究和实施了许多需求响应项目。由于工业生产过程一般情况下不能够被中断，基于价格的需求响应项目常被用于工业用户，其中最常用的为峰谷分时电价，通过给予不同时段用电以不同的电价的方式引导用户自发进行用电管理。工业用户对不同价格存在不同程度的响应，即存在需求弹性，在关于面向用户的峰谷分时电价的研究中，多建立不同时段用电价格与用户用电需求之间的关联关系。由于工业用户的用电特性，这种关联关系通常不能进行简单建模，而是通过对工业用户的负荷特性进行分析，以峰谷分时电价为输入，以工业用户用电成本为目标函数，根据其负荷特性等约束条件，对工业用户的用电管理优化进行建模并求解，最后输出工业用户在峰谷分时电价下的响应结果。

为提高能源综合利用效率和降低用电成本，高耗能的工业用户一般有装机容量与自身负荷水平相当的自备电厂。而有自备电厂的工业用户的生产过程所需电能由自备电厂和电网同时供给，从而形成了双电源供电模式，赋予了高耗能企业灵活响应电价变化的能力，并且能够显著降低企业的用电成本和峰值需求。此外，一些工业用户在配备自备电厂的同时，为了能够灵活的安排发电调度，也会考虑配置储能装置。储能装置可在发电成本较低和电价较低时对电能进行存储，在用电高峰时快速灵活地释放电能，实现对峰谷分时电价的响应。在电网给定的分时电价下，高耗能企业电能管理的目的在于降低用电成本。自发电调度、负荷转移和储能响应是常见的响应电价信号的措施。

现有工业用户需求响应技术方案中，发电调度和用电调度相分离，且未考虑储能装置的响应能力和响应策略。

技术实现要素：

本申请提供了一种工业用户源荷储需求响应优化方法及设备，能根据工业用户负载特性优化发电、储电、用电策略，并且根据优化算法降低工业用户的总用电成本。

有鉴于此，本申请第一方面提供了一种工业用户源荷储需求响应优化方法，包括：

建立工业用户基于多费率时段的多源协同优化运行模型，所述运行模型以工业用户用电成本为目标函数，以自备电厂约束、可转移负荷特性约束、储能装置运行约束为约束条件；

将电力数据输入运行模型并求解，得到并输出工业用户在峰谷分时电价下的响应结果。

优选地，所述运行模型的目标函数为：

minctotal

其中，pbk是时段k的购电量；psk时段k的售电量；pgk是时段k的发电量；为电网在购电时段k的电价；为售电时段k的上网电价；为时段k的单位发电成本；是任务m的负荷转移成本；sm是任务m的开始时间。

优选地，所述运行模型的自备电厂约束为：

其中，pbk是时段k的购电量；psk时段k的售电量；pgk是时段k的发电量，pbmin为购电量下限值，pbmax为购电量上限值，psmin为售电量下限值，psmax为售电量上限值，pgmin为发电量下限值，pgmax为发电量上限值。

优选地，所述运行模型的可转移负荷特性约束为：

其中，是任务m的起始时段标志；是任务m的结束时段标志；tm是第m个任务的持续工作时间；和分别为任务m开始时间的最大和最小值；sm是任务m的开始时间。

优选地，所述运行模型的储能装置运行约束为：

其中，pbk是时段k的购电量；psk时段k的售电量；pgk是时段k的发电量；为电网在购电时段k的电价；为售电时段k的上网电价；为时段k的单位发电成本；是任务m的负荷转移成本；sm是任务m的开始时间；为时段k的基本负荷；为时段k的可转移负荷；是任务m的起始时段标志；是任务m的结束时段标志；是任务m的(k+1)时段的标志；是储能装置在时段k内的充电功率；是储能装置在时段k内的放电功率；cmax是储能系统的最大容量；是储能系统最大充电功率；是储能系统最大放电功率；nch是储能装置的充电效率；ndch是储能装置的放电效率。

优选地，所述建立工业用户基于多费率时段的多源协同优化运行模型之前还包括：

确定工业用户需求响应模型中的辅助变量：储能装在时段k开始时的储电容量ck，任务m的起始时段标志和结束时段标志为0-1变量；

其中，表示任务m在时段k内开始或时段k内之前已经开始，表示任务m在时段k内或时段k内之前未开始，且后一时段的标志大于等于前一时段的标志，而表示任务m在时段k内结束或时段k内之前已经结束，表示任务m在时段k内或时段k内之前还未结束，且后一时段的标志小于等于前一时段的标志，则中值为1的列可对应表示任务m所进行的时段。

优选地，所述建立工业用户基于多费率时段的多源协同优化运行模型之前还包括：

确定工业用户需求响应模型中的主要决策变量：时段k的购电量pbk、发电量pgk和售电量psk，储能装置各时段的充电功率和放电功率任务m的开始时间sm。

本申请第二方面提供一种工业用户源荷储需求响应优化设备，所述设备包括处理器以及存储器：

所述存储器用于存储程序代码，并将所述程序代码传输给所述处理器；

所述处理器用于根据所述程序代码中的指令执行第一方面的工业用户源荷储需求响应优化方法。

本申请第三方面提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质用于存储程序代码，所述程序代码用于执行第一方面的工业用户源荷储需求响应优化方法。

本申请第四方面提供一种包括指令的计算机程序产品，当其在计算机上运行时，使得所述计算机执行第一方面的工业用户源荷储需求响应优化方法。

从以上技术方案可以看出，本申请具有以下优点：

本申请提供一种工业用户源荷储需求响应优化方法及设备，其中方法包括：建立工业用户基于多费率时段的多源协同优化运行模型，所述运行模型以工业用户用电成本为目标函数，以自备电厂约束、可转移负荷特性约束、储能装置运行约束为约束条件；将电力数据输入运行模型并求解，得到并输出工业用户在峰谷分时电价下的响应结果。本申请通过基于多费率时段的多源协同优化运行，使得工业用户削峰填谷效果明显，高峰时段负荷有所降低，低谷时段负荷有所增加。自身负荷曲线较原始更加平缓，减少了自身负荷给电网带来冲激的可能性，对电网更加友好。工业用户会充分利用低谷电价进行生产，可与商业用电和居民用电大多在白天这一特征进行互补，使电网整体负荷曲线更加平缓。工业用户不仅可以节省自身的用电成本，改善其负荷曲线，也可有效地响应电网的需求，需求响应潜力较大。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。

图1为本申请提供的一种工业用户源荷储需求响应优化方法的一个实施例的示意图。

图2为本申请提供的一种工业用户源荷储需求响应优化方法中工业用户源储荷系统结构图。

具体实施方式

本申请提供了一种工业用户源荷储需求响应优化方法及设备，能根据工业用户负载特性优化发电、储电、用电策略，并且根据优化算法降低工业用户的总用电成本。

为使得本申请的发明目的、特征、优点能够更加的明显和易懂，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，下面所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而非全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本申请保护的范围。

请参阅图1，本申请提供的一种工业用户源荷储需求响应优化方法的一个实施例，包括：

101、建立工业用户基于多费率时段的多源协同优化运行模型，运行模型以工业用户用电成本为目标函数，以自备电厂约束、可转移负荷特性约束、储能装置运行约束为约束条件；

102、将电力数据输入运行模型并求解，得到并输出工业用户在峰谷分时电价下的响应结果。

需要说明的是，将电力数据输入运行模型并求解可通过粒子群算法等优化求解算法，此处不再赘述。工业用户在峰谷分时电价下的响应结果为目标函数自变量的解。目标函数以工业用户用电成本最低为目标，在约束条件下求其极值，通过求解模型得到工业用户在峰谷分时电价下的响应结果。

本发明的工作原理为：所述工业用户源荷储优化响应方法基于峰谷分时电价，通过对工业用户的负荷特性进行分析，考虑自备电厂、可转移负荷(含可调节负荷)、储能装置共同参与需求响应，以工业用户用电成本为目标函数，根据其自备电厂约束、可转移负荷特性约束、储能装置运行约束等约束条件，对工业用户的用电管理优化进行建模并求解，最后输出工业用户在峰谷分时电价下的响应结果。

与现有技术相比，本发明的有益效果为:所述工业用户源储荷优化响应方法将三种需求响应资源统一建立起基于电价信号的具有自备电厂、可转移负荷和储能的工业用户需求响应模型，并基于多费率时段的多源协同优化运行，使得工业用户削峰填谷效果明显，高峰时段负荷有所降低，低谷时段负荷有所增加。自身负荷曲线较原始更加平缓，减少了自身负荷给电网带来冲激的可能性，对电网更加友好。工业用户会充分利用低谷电价进行生产，可与商业用电和居民用电大多在白天这一特征进行互补，使电网整体负荷曲线更加平缓。工业用户不仅可以节省自身的用电成本，改善其负荷曲线，也可有效地响应电网的需求，需求响应潜力较大。

需要说明的是，本申请可应用于工业用户源储荷系统。工业用户源储荷系统结构如图2所示，系统包括自备发电厂、可转移负荷、基本负荷、储能系统、工厂与电网联络线。自备电厂通过变压器并入电网，储能通过逆变器与电网连接，自备电厂、可转移负荷和储能系统均可实现对峰谷分时电价的响应。

进一步地，采用离散时间系统建模，将一天分为n个时段，每个时段时长为h，设工业用户共有m个任务，以用户的总用电成本最小为目标，运行模型的目标函数为：

minctotal

其中，pbk是时段k的购电量；psk时段k的售电量；pgk是时段k的发电量；为电网在购电时段k的电价；为售电时段k的上网电价；为时段k的单位发电成本；是任务m的负荷转移成本；sm是任务m的开始时间。

根据目标函数可知，工业用户在峰谷分时电价下的响应结果为pbk是时段k的购电量；psk时段k的售电量；pgk是时段k的发电量。

进一步地，运行模型的自备电厂约束(用户自备电源发电、购售电的决策变量约束条件)为：

其中，pbk是时段k的购电量；psk时段k的售电量；pgk是时段k的发电量，pbmin为购电量下限值，pbmax为购电量上限值，psmin为售电量下限值，psmax为售电量上限值，pgmin为发电量下限值，pgmax为发电量上限值。

各决策变量应满足对应自身物理特性的约束条件；

进一步地，运行模型的可转移负荷特性约束(可转移的柔性负荷响应的决策变量约束条件)为：

其中，是任务m的起始时段标志；是任务m的结束时段标志；tm是第m个任务的持续工作时间；和分别为任务m开始时间的最大和最小值；sm是任务m的开始时间。

进一步地，储能装置的需求响应过程需满足以下储能容量限制、充电功率限制、放电功率限制、能量平衡限制等约束条件。因此运行模型的储能装置运行约束(储能响应模型的决策变量约束条件)为：

其中，pbk是时段k的购电量；psk时段k的售电量；pgk是时段k的发电量；为电网在购电时段k的电价；为售电时段k的上网电价；为时段k的单位发电成本；是任务m的负荷转移成本；sm是任务m的开始时间；为时段k的基本负荷；为时段k的可转移负荷；是任务m的起始时段标志；是任务m的结束时段标志；是任务m的(k+1)时段的标志；是储能装置在时段k内的充电功率；是储能装置在时段k内的放电功率；cmax是储能系统的最大容量；是储能系统最大充电功率；是储能系统最大放电功率；nch是储能装置的充电效率；ndch是储能装置的放电效率。

进一步地，建立工业用户基于多费率时段的多源协同优化运行模型之前还包括：

确定工业用户需求响应模型中的辅助变量：储能装在时段k开始时的储电容量ck，任务m的起始时段标志和结束时段标志为0-1变量；

其中，表示任务m在时段k内开始或时段k内之前已经开始，表示任务m在时段k内或时段k内之前未开始，且后一时段的标志大于等于前一时段的标志，而表示任务m在时段k内结束或时段k内之前已经结束，表示任务m在时段k内或时段k内之前还未结束，且后一时段的标志小于等于前一时段的标志，则中值为1的列可对应表示任务m所进行的时段。

进一步地，建立工业用户基于多费率时段的多源协同优化运行模型之前还包括：

确定工业用户需求响应模型中的主要决策变量：时段k的购电量pbk、发电量pgk和售电量psk，储能装置各时段的充电功率和放电功率任务m的开始时间sm。

需要说明的是，计算用户侧储能装置的响应成本cdr，包括工业用户配置储能装置的一次性固定投资成本cin、储能装置运行维护成本cop、储能装置充放电效率造成的能量损失带来的成本cη。

储能装置充放电效率为η，对各时段储能装置响应电量wi与对应时段电价pi的乘积求和，再乘以系数得到储能装置充放电效率造成的能量损失带来的成本cη。

综上，用户侧储能装置的响应成本为

用储电容量、充电功率和放电功率表示储能装置响应模型。若将一天均分为n个时段，每个时段时长为h，根据时段k开始时的储能容量ck、储能装置在时段k内的充电功率和放电功率储能装置的充电效率nch和放电效率ndch，得到下一时段，即k+1时段的储能容量ck+1，则储能装置一天内的响应模型

而自备电厂响应模型、可转移负荷响应模型可用p＝f(pgk，pbk，psk)的形式表示，此处不再赘述。

以上是对本申请提供的一种工业用户源荷储需求响应优化方法的一个实施例进行详细的描述，以下将对本申请提供一种工业用户源荷储需求响应优化设备进行详细的描述。

本申请提供一种工业用户源荷储需求响应优化设备，设备包括处理器以及存储器：

存储器用于存储程序代码，并将程序代码传输给处理器；

处理器用于根据程序代码中的指令执行上述实施例的工业用户源荷储需求响应优化方法。

本申请提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质用于存储程序代码，程序代码用于执行上述实施例的工业用户源荷储需求响应优化方法。

本申请提供一种包括指令的计算机程序产品，当其在计算机上运行时，使得计算机执行上述实施例的工业用户源荷储需求响应优化方法。

以上所述，以上实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例技术方案的精神和范围。