芦　兴，叶杰宏

(广东电网公司管理科学研究院，广州　510080)



基于差异化用电成本的主动配电网DSM运营策略研究

芦兴，叶杰宏

(广东电网公司管理科学研究院，广州510080)

摘要：针对分布式电源在配电网的接入对配电网源荷运行特性的影响，立足于主动配电网技术特征，提出了利用实时电价和基于差异化用电成本的供电协议进行主动配电网需求侧管理控制的运营策略。研究了使配电网可获得对用户负荷具有可调节和可中断控制能力的差异化用电成本计算模型。以实现利用实时电价对配电网负荷率进行动态调节为目标，通过研究负荷对电价响应的调节特性，提出了基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法。针对电价调节可能导致的负荷率不满足期望约束条件问题，利用对用户负荷的可调节和可中断调控能力，提出了基于可调节负荷的负荷率预防控制策略，基于可中断负荷的负荷率校正控制策略。利用仿真进行了所提出运营策略的可行性论证研究。仿真结果表明，所研究需求侧响应运营策略不仅能够按照负荷率约束要求调节负荷，平抑负荷率波动，实现负荷的削峰填谷，而且能够为消纳分布式电源和提高配变容量利用率提供有效的保证和支持。

关键词：主动配电网；差异化用电成本；需求侧管理；负荷率；实时电价

随着可再生分布式能源(Distributed Energy Resource，简称DER)在配电网中接入规模的不断增加，将使配电网逐渐由传统无源网络向有源网络转变。这种转变也日益凸显当前配电网的功能结构和运营模式对大规模DER并网的制约作用[1-4]。主动配电网(Active Distribution Network，简称ADN)作为配电网发展的高级阶段，其实质就是通过灵活的网络拓扑和主动控制来管理潮流，同时利用先进的信息、通信以及电力电子技术对规模化接入分布式能源实施自主协调控制，以便积极消纳可再生能源并确保配电网的安全经济运行。因此，ADN的相关技术研究已成为目前研究热点。文献[3-8] 在对比分析ADN与传统配电网的技术区别基础上，明确了其技术特征和定义，指出大规模DER并网将对传统配电网的规划设计、运行控制和运营方式产生重大影响，并从技术经济可行性角度，总结了适应当前发展需求的ADN运行控制系统构架和技术内涵。此外，还相继开展了多时间尺度下ADN的多DER协调控制、基于非电压信息方向元件的主动配电网保护技术、基于多代理的ADN运营管理系统、主动配电网 的优化调度策略、以及ADN的故障恢复重构等方面的研究[9-13]。文献[14]基于ADN的智能计量和通信技术框架，研究了其可中断负荷的控制策略。相比于国内，国外目前已在AND的技术研发、市场设计、技术示范和市场论证等多方面开展了研究和实践[15-18]，其中，文献[18]介绍了欧盟FP6主导的ADINE示范工程。

本文以大规模DER并网后的配电网源荷协调运行为目标，进行了ADN需求侧灵活控制的负荷控制策略研究。通过采用具有不同用电成本的差异化供电协议，使配电网对签有差异化供电协议的用户负荷具备可调节或可中断的灵活调控能力。在此基础上，研究提出了由基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价策略、基于可调节负荷的负荷率预防控制策略、基于可中断负荷的负荷率预防控制策略构成的ADN需求侧管理运营策略。仿真研究验证了该运营策略的可行性。

1差异化用电成本计算模型

当大规模DER在配电网并网后，配电网的有功电力平衡公式为

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

(1)

式中PDN(t)——来自输电网的配电网下网有功功率；PDER(t)——配电网并网DER的有功出力；PL(t)——配电网的负荷有功需求；Ploss(t)——配电网的有功网损。

当忽略Ploss(t)分量后，由式(1)可知，如果能对PL(t)分量进行削峰填谷控制，使其能够与PDER(t)分量协调运行，就可以在充分消纳DER的基础上，有效提高配变设备容量的利用率并延缓对配变设备的投资。

随着电动汽车充电负荷、各种储能负荷以及基于变频调节的柔性负荷在配电网中所占比例增加，也使配电网中的可调节或可中断负荷增加，进而使ADN利用负荷调节实现源荷协调运行成为可能。同时，作为ADN构建的主要技术，高级测量体系的AMI技术也将在帮助实现电力流和信息流高度融合的同时，为实现配电网与电力用户间的灵活互动的运营提供技术保证[19-20]。利用AMI的智能电表，就可依据式(2)所示差异化用电成本计算模型进行各电力用户的用电成本统计。

(2)

式中costi——电力用户i的用电成本；costib——用户i按实时电价计算的用电成本；costir——用户i从配电网获得的补偿其响应负荷调节需求的收益或不响应调节需求的惩罚成本；costic——用户i从配电网获得的补偿其可中断负荷被切除的收益；αir，αic——供电公司是否对用户i进行差异化用电成本统计，等于1表示统计，等于0表示不统计；pi(t)——用户i的实时有功负荷；m(t)——实时电价；tbsj，tbej——第j个实时电价调节周期Tb(j)的首尾时刻；trsk，trek——第k个负荷率预防控制周期Tr(k)的首尾时刻；trsl，trel——第l个负荷率校正控制周期Tc(l)的首尾时刻；n1，n2，，n3——实时电价、负荷率预防和负荷率校正的控制周期个数，且n1≥n2、n1≥n3；βr和βc——用户响应负荷调节或切除需求的实时电价优惠权重；Pir——用户i与电力公司签订的最大可调节有功负荷；Pic——用户i与电力公司签订的最大可中断有功负荷；c(Tr(k))——配电网可调节负荷在第k个负荷率预防控制周期的调节比例；γi(Tr(k))——计算用户i可调节负荷在第k个负荷率预防控制周期获得的优惠或惩罚成本的权重。

式(2)中的γi(Tr(k))可按式(3)和式(4)计算得到：

(3)

(4)

由式(2)可知，当用户签订具有差异化用电成本的供电协议后，就可以通过响应供电公司可调负荷或可中断负荷的调节命令，降低其用电成本。同时，供电公司也可以依据协议对用户的不响应行为给予用电成本惩罚。利用差异化用电成本不仅使供电公司具备可调节和可切除负荷资源，而且可以使电力用户通过响应实时电价和负荷调节或切除等命令，实现配电网和用户之间灵活互动的动态调节。

2基于差异化用电成本的运营控制原理

差异化供电协议使ADN中的供电公司具备了调控用户可调节负荷和可中断负荷的能力。图1描述了供电公司利用获得的可调节和可中断负荷进行需求侧管理的运营控制原理。由图1可知，运营策略主要由基于期望负荷率滚动校正的电价定价策略、负荷率预防控制和负荷率校正控制三个策略组成。供电公司通过销售差异化供电协议，将用户负荷分成非协议负荷和协议负荷，并且由式(2)所示统计原理可知，协议负荷可分为可调节负荷和可中断负荷两个部分。图1中，r%和c%分别表示协议可调节和可切除有功负荷总量占配变有功容量的百分率，即r%×Ppb=∑Pir，c%×Ppb=∑Pic，Ppb为配变有功容量。供电公司同时利用电价定价策略，通过动态检测配电网的负荷率进行实时电价调节，进而使负荷率保持在期望范围内运行。当负荷率不满足期望约束条件的时候，首先通过向用户可调节负荷发送调节命令，进行负荷率预防控制，若预防控制不能使负荷率满足期望约束条件时，则通过向用户可中断负荷发送切除命令，进行负荷率校正控制。通过三种负荷控制策略的协调配合，使ADN在充分消纳并网DER的基础上，实现对其负荷率的有效调节。

图1　ADN基于差异化用电成本的DSM运营策略

3基于电价的负荷率滚动校正策略

3.1负荷的电价响应特性

负荷的电价响应特性是指电力用户响应实时电价所调整用电负荷大小对电价的变化率。虽然不同电力用户的负荷电价响应特性存在不同，但从整体上来看，负荷对电价变化的响应具有图2所示的变化特点[21]：即在电价变化的敏感范围内，用户将会随着电价的提高而相应减小其用电负荷，随着电价的降低相应增加其用电负荷，并且当负荷增加或减小到一定程度时，负荷调节大小将不再跟随电价的变化作相应改变；在电价变化的非敏感范围内，用户将不会根据电价的变化进行用电负荷的调节。图2中，Mref为实时电价的参考基准值；Pref为负荷调节量的参考基准值；为负荷对电价变化的响应调节量；mmax和mmin分别为实时电价取值的上限和下限；mup和mlow分别为电价非敏感变化范围的上限和下限，该参数可根据负荷调节量对电价变化范围的灵敏度分析进行确定。

图2　负荷的电价响应特性

图2所示负荷电价响应特性可用式(5)描述，

(5)

式(5)中，f1[m(t)/Mref-mup]可根据用户负荷△pL/Pref对电价[m(t)/Mref]-mup的不同统计值，依据式(6)计算各f1[m(t)/Mref-mup]的对应值，然后利用数值拟合方法进行f1函数基于自变量m(t)/Mref的确定。

(6)

同理可依据统计值按照式(7)计算各f2[mlow-m(t)/Mref]的对应值，然后利用数值拟合方法进行f2函数的确定。

(7)

3.2电价的负荷率调节特性

实时电价作为供电公司调节电网负荷的重要手段，也是其提高配电网运行经济性和配变设备容量利用率的主要措施。由于负荷率是负荷变化的主要反映，因此，可依据负荷率的变化进行实时电价调节，即随着负荷率增加而提高电价，随着负荷率降低而降低电价。该调节过程可用式(8)所示函数进行近似描述。

ηEmaxmmin-ηEminmmax

(8)

式中ηEmax，ηEmin——期望利用电价可调节的负荷率上限和下限。

η(Tb(j-1))为Tb(j-1)周期的平均负荷率，可计算为

(9)

式中∑pi(t)——各电力用户的实时有功负荷。

3.3基于期望负荷率滚动校正的电价定价策略

图3　基于期望负荷率滚动校正的电价定价策略

4负荷率的预防和校正控制

利用基于实时电价滚动校正方法进行负荷率控制时，由于存在方法所涉及模型建模不准确或模型参数不合理导致的估计误差，因此在负荷率调节过程中，将存在负荷率不满足期望约束条件现象，严重时甚至使负荷率超出配变容量允许的运行范围。针对此不足，本文进一步研究了负荷率的预防和校正控制策略。

当配电网负荷率超出负荷率预防控制动作的设定阈值时，将启动基于可调节负荷的负荷率预防控制周期。在控制周期内，通过联立求解式(10)，进行基于概率估计的可调节负荷调节比例c(Tr(k))的计算。然后通过向各负荷可调节协议用户发送可调节负荷的调节比例指令，使各用户调节其可调节负荷，以使负荷率恢复到预防控制设定值以下。

(10)

式中ηr——启动负荷率预防控制的负荷率设定值；η(Tr(k))——第k个负荷率预防控制周期的负荷率；Ri——负荷可调节协议用户i的实际负荷调节量占其协议最大可调节负荷的比例；f(Ri)——用于描述调节比例Ri的分布概率，本文用正态分布N[c(Tr(k),σ2)]近似描述；n4——协议承担可调节负荷的用户数量。

当负荷率预防控制无法保持负荷率在其设定值以下，并达到设定值更大的负荷率预防控制设定值的更大时，基于各负荷可中断协议用户承诺的可切除负荷量，按式(11)估算负荷切除总量，并通过向所确定协议用户发送负荷切除指令，切除选择的可中断负荷，使负荷率恢复至校正控制设定值以下。

(11)

式中ηc——启动负荷率校正控制的负荷率设定值；η[Tc(l)]——第l个负荷率校正控制周期内的负荷率；n5——确定的进行负荷切除的用户数。

5仿真研究

某地区配电网典型日负荷曲线∑pi’(t)和光伏发电有功输出曲线∑pDERi(t)如图4所示。假设该配电网中，各协议用户承诺的最大可调节有功负荷的总和为20%Ppb，承诺的最大可中断负荷的总和为10%Ppb。

图4　典型日负荷和光伏输出曲线

图5　差异化用电成本负荷控制方法作用下的配电网负荷

图6　基于负荷率滚动校正的实时电价

图5给出了上述仿真初始条件下，采用提出的负荷控制方法对图4所示配电网负荷进行调节的结果∑pi(t)。图5同时给出了负荷调节过程中，实时电价作用下的负荷调节分量△pm(t)(t)，当负荷率η>ηr=0.9时，基于负荷率预防控制的可调负荷调节分量△pr(t)，当η>ηc=1.0时，基于负荷率校正控制的可中断负荷调节分量△pc(t)。图6描述了上述负荷调控过程中的实时电价运行范围，并且对比给出了采用基于期望负荷率滚动校正策略的电价估计值和校正后的实时电价m(t)，对比结果也表明了所提出的定价策略的有效性。

图5和图6的仿真结果表明：采用所提出的基于差异化用电成本的需求侧管理控制方法，在实时电价和负荷率预防控制协调作用下，配电网负荷率都能在期望负荷率ηexp附近运行，在负荷率校正控制下，配电网的最高负荷率可有效保证不超过ηc的设定值。仿真结果不仅表明所研究负荷控制方法的可行性，而且表明利用所提出的运营方法，可以有效消纳分布式电源、实现负荷的“削峰填谷”控制，提高配变容量利用率。

6结语

本文以主动配电网的需求侧管理运营策略作为研究对象，探讨了基于差异化用电成本的运营控制方法，该方法基于实时电价和配电网可调节、可中断负荷，实现对分布式电源的高效消纳和负荷率的有效调节，仿真研究验证了其可行性。值得指出的是，主动配电网作为智能配电网的高级发展形式，其技术内涵还处于探索阶段。因此，本文的研究工作还属于初步研究，其所涉及的负荷的电价响应特性、实时电价的定价策略、负荷率预防控制中调节负荷比例确定方法等内容都需要继续系统深入地研究。

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(本文编辑：赵艳粉)

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

作者简介：芦兴(1981)，男，硕士，高级工程师，研究方向电力技术经济，现从事电网安全生产风险管理工作。

中图分类号：TM76

文献标志码：A

文章编号：2095-1256(2016)02-0165-07

收稿日期：2015-12-29