夏元興，徐青山，黃 煜，錢海亞

（東南大學(xué)電氣工程學(xué)院，江蘇省南京市 210096）

0 引言

隨著化石燃料的日漸枯竭，儲(chǔ)能設(shè)備在節(jié)能減排、環(huán)境保護(hù)方面的優(yōu)勢(shì)逐漸凸顯出來(lái)［1］。在國(guó)家能源互聯(lián)網(wǎng)政策的扶持下，電化學(xué)儲(chǔ)能裝置由于安裝地點(diǎn)靈活、維護(hù)簡(jiǎn)單方便，得到了廣泛應(yīng)用。儲(chǔ)能電池安裝在用戶側(cè)可以給負(fù)荷削峰填谷，降低需求量。在電網(wǎng)側(cè)，可以修正節(jié)點(diǎn)電壓，保證線路的輸電功率不越限［2］；在發(fā)電側(cè)，可以平抑新能源出力波動(dòng)，降低棄風(fēng)棄光率［3］。但是，目前的儲(chǔ)能單位容量成本偏高，充放電損耗大［4］，對(duì)電網(wǎng)中的儲(chǔ)能進(jìn)行優(yōu)化配置和優(yōu)化調(diào)度是進(jìn)一步推廣儲(chǔ)能技術(shù)的重要研究方向之一。除此以外，隨著中國(guó)新一輪電力體制改革的推進(jìn)和售電側(cè)市場(chǎng)的開放［5］，允許分布式發(fā)電節(jié)點(diǎn)等多主體參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)已經(jīng)成為電力市場(chǎng)發(fā)展的必然趨勢(shì)［6］。在分布式發(fā)電滲透率不斷提高、新能源發(fā)電技術(shù)逐漸成熟的背景下，儲(chǔ)能裝置作為既可充電亦可放電的設(shè)備在端對(duì)端（peer-to-peer，P2P）能源共享中起到至關(guān)重要的作用［7］。因此，在配置儲(chǔ)能的同時(shí)，考慮配電網(wǎng)的電能產(chǎn)消者效益最大化是亟待解決的重要問(wèn)題。

目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者已經(jīng)對(duì)電網(wǎng)中優(yōu)化配置儲(chǔ)能設(shè)備進(jìn)行了大量研究。文獻(xiàn)［8］將儲(chǔ)能在輸電網(wǎng)中的位置和容量分開，優(yōu)化選擇配置儲(chǔ)能的節(jié)點(diǎn)后再在對(duì)應(yīng)的節(jié)點(diǎn)上優(yōu)化配置儲(chǔ)能容量。文獻(xiàn)［9］主要考慮安裝在用戶側(cè)的儲(chǔ)能，通過(guò)將已在用戶側(cè)安裝的儲(chǔ)能資源集中調(diào)度統(tǒng)一維護(hù)，降低儲(chǔ)能配置的總體成本。文獻(xiàn)［10］考慮在配電網(wǎng)配置一個(gè)可移動(dòng)儲(chǔ)能以應(yīng)對(duì)災(zāi)害發(fā)生期間需要額外備用的容量，提高配電網(wǎng)彈性。以上研究主要以儲(chǔ)能總體配置成本最低和用戶電價(jià)套利最大為目標(biāo)，以電網(wǎng)正常運(yùn)行狀態(tài)為約束，并沒(méi)有在P2P 交易的場(chǎng)景下從市場(chǎng)參與者的角度優(yōu)化配置儲(chǔ)能參數(shù)。

目前，P2P 市場(chǎng)中的儲(chǔ)能供應(yīng)按照儲(chǔ)能設(shè)備的投資者可以分為以下2 種［11］。①儲(chǔ)能供應(yīng)商擁有的集中式儲(chǔ)能，儲(chǔ)能供應(yīng)商作為一種用能中介，投資儲(chǔ)能設(shè)備以促進(jìn)終端用戶之間的P2P 能量共享，并通過(guò)與每個(gè)用戶和儲(chǔ)能的能量管理系統(tǒng)（energy management system，EMS）的通信來(lái)操作儲(chǔ)能設(shè)備。②終端用戶自己配置的儲(chǔ)能設(shè)備，每個(gè)用戶部署自己的儲(chǔ)能，由用戶自行投資和維護(hù)，配電網(wǎng)中儲(chǔ)能無(wú)法供應(yīng)的負(fù)荷作為一個(gè)整體從上級(jí)電網(wǎng)按照正常的分時(shí)電價(jià)計(jì)費(fèi)。

現(xiàn)有文獻(xiàn)中，配電網(wǎng)P2P 交易一般分為以電力傳輸網(wǎng)絡(luò)為主體的集中競(jìng)價(jià)交易和以用戶為主體的交易2 種［12］。在網(wǎng)絡(luò)主導(dǎo)的系統(tǒng)中，電力產(chǎn)消者、生產(chǎn)者和消費(fèi)者可以在P2P 網(wǎng)絡(luò)中相互直接買賣電力［13］，而為了保證購(gòu)買的電力能夠正常地在網(wǎng)絡(luò)中傳輸，交易雙方的價(jià)格被直接固定下來(lái)，優(yōu)化目標(biāo)即確定交易電量［14］；在用戶主導(dǎo)的系統(tǒng)中，P2P 交易允許買賣雙方協(xié)商交易價(jià)格，消費(fèi)者在得到滿意的交易價(jià)格的情況下，按照固定的電量進(jìn)行買賣［15］。因此，在用戶主導(dǎo)的P2P 交易中，買賣雙方可能存在多種交易方案［16］。除此以外，電網(wǎng)中的負(fù)荷可能僅一部分由P2P 交易提供［17-18］，其他部分則正常由電網(wǎng)調(diào)度提供，因此，需要考慮P2P 交易在全體交易中不同占比的情況［19］。

本文在上述2 種P2P 交易的場(chǎng)景下，對(duì)分布式電源滲透率較高的配電網(wǎng)配置儲(chǔ)能，并將配置主要?jiǎng)澐譃? 個(gè)部分，分別優(yōu)化儲(chǔ)能的配置容量和調(diào)度情況，同時(shí)，優(yōu)化整個(gè)系統(tǒng)內(nèi)產(chǎn)消者的利益，引入?yún)^(qū)域邊際價(jià)格的概念最大化買賣雙方收益。

1 配電網(wǎng)P2P 交易模型

1.1 配電網(wǎng)盈利模式

無(wú)論是集中競(jìng)價(jià)還是用戶主導(dǎo)，部分負(fù)荷采用P2P 形式供電的模型如圖1 所示。

圖1 配電網(wǎng)送電形式Fig.1 Power transmission form of distribution network

圖1 中左半部分表示以傳統(tǒng)配電網(wǎng)輸電形式供給的負(fù)荷，由電力公司統(tǒng)一調(diào)配。電力公司向用戶供電后收取用戶的電費(fèi)以彌補(bǔ)建立電網(wǎng)的初始投資成本和運(yùn)營(yíng)成本，一般有分時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)電價(jià)2 種收費(fèi)形式。配電網(wǎng)總收益表達(dá)式為：

式中：Rtr為配電網(wǎng)的總收益；?b，pr為用戶b的電費(fèi)單價(jià)；Db，P為用戶b的有功負(fù)荷；B為用戶集合。

為了合理制定電價(jià)，提高電價(jià)的時(shí)空粒度，本文引入配電區(qū)域邊際價(jià)格（distributed locational marginal price，DLMP）的概念［20］。本文的區(qū)域邊際價(jià)格類似于區(qū)域邊際批發(fā)價(jià)格，在價(jià)格的形成過(guò)程中考慮了配電網(wǎng)特性和安裝有新能源發(fā)電的節(jié)點(diǎn)負(fù)荷的動(dòng)態(tài)變化，因此可以全面地反映出配電網(wǎng)的物理約束［21］。

圖1 中右半部分為P2P 交易的部分。在P2P 交易中，參與交易的負(fù)荷由配電網(wǎng)中的分布式發(fā)電節(jié)點(diǎn)提供，上級(jí)主網(wǎng)在P2P 交易過(guò)程中僅維護(hù)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證P2P 正常交易。因此，P2P 交易情況下配電網(wǎng)收益表達(dá)式為：

式中：RP2P為P2P 交易情況下的總收益；pw為第w次交易的有功功率；Cblock（?）為網(wǎng)絡(luò)阻塞費(fèi)用函數(shù)；cn，w為第w次交易中第n條交易的網(wǎng)絡(luò)阻塞成本。

與DLMP 的概念類似，網(wǎng)絡(luò)阻塞費(fèi)用可由網(wǎng)絡(luò)的具體運(yùn)行情況計(jì)算得出。由于一般的配電網(wǎng)中P2P 交易僅供給一部分負(fù)荷，配電網(wǎng)總收益Rdist的表達(dá)式為：

式中：ηb∈[0，1]為用戶b由電網(wǎng)直接提供和以P2P形式提供負(fù)荷的比例。

可得P2P 形式提供的總負(fù)荷為：

式中：W1為交易次數(shù)的集合。

1.2 P2P 交易模型的2 種方式

1.2.1 集中競(jìng)價(jià)的P2P 交易

在集中競(jìng)價(jià)的P2P 交易中，交易的買賣雙方由電力公司指定以最大化電網(wǎng)的收益，每次買賣雙方的交易可以用箭頭的形式表示出來(lái)。優(yōu)化目標(biāo)是確定集合中交易的最優(yōu)匹配方案。

集中競(jìng)價(jià)的P2P 交易模型為：

式中：CP2P為社會(huì)效益；θP2P={gn，P，dm，P，pw}為決策變量的集合；NS為能源賣方用戶的索引取值范圍；NB為能源買方用戶的索引取值范圍；Wm和Wn分別為買方和賣方所屬節(jié)點(diǎn)的集合；Um(?)為買方m的效用函數(shù)；Cn(?)為賣方n的成本函數(shù)；dm，P為用戶節(jié)點(diǎn)m的有功功率需求；Dm，P，max和Dm，P，min分別為用戶節(jié)點(diǎn)m有功功率需求的上、下限；gn，P為發(fā)電機(jī)節(jié)點(diǎn)n的發(fā)電量；Gn，P，max和Gn，P，min分別為發(fā)電機(jī)節(jié)點(diǎn)n發(fā)電量的上、下限；W為交易所屬節(jié)點(diǎn)集合。本模型通過(guò)最大化社會(huì)效益來(lái)提高交易的收益。

式（6）和式（7）保證了買賣雙方的交易額在可接受的范圍內(nèi)；式（8）和式（9）給出了計(jì)算總買賣量的方法；式（10）則保證了交易功率為非負(fù)，約束了功率的流向。本文所提出的集中競(jìng)價(jià)的P2P 交易以犧牲用戶主觀能動(dòng)性的代價(jià)保證了參與P2P 交易的全體節(jié)點(diǎn)利益最大化，優(yōu)化結(jié)果以W1表示買賣雙方的最優(yōu)匹配方案。式（5）中效用函數(shù)的建模同文獻(xiàn)［22］，即

式中：αn、βn和γn為僅與賣方n相關(guān)的先驗(yàn)非負(fù)參數(shù)；ωm和δm為僅與買方m相關(guān)的先驗(yàn)非負(fù)參數(shù)。

1.2.2 用戶主導(dǎo)的P2P 交易

用戶主導(dǎo)的P2P 交易需要考慮每個(gè)用戶參與交易的意愿和選擇交易的主動(dòng)性，每個(gè)買方都有權(quán)利和賣方商討價(jià)格并拒絕交易。因此，每對(duì)買賣雙方的交易并非唯一，買賣雙方有多種交易可選擇。假設(shè)每次交易的功率為P，則每對(duì)交易雙方的交易總量為min {Gn，P，max/P，Dm，P，max/P}，優(yōu)化目標(biāo)即為確定買賣雙方的匹配方案［23］，在雙方滿意度最高的情況下保證電網(wǎng)的正常運(yùn)行。

用戶主導(dǎo)的P2P 交易模式為：

式中：Cseller為賣方收益；Cbuyer為買方收益；?s，pr，w為賣方在第w次交易中的賣出價(jià)格；?b，pr，w為買方在第w次交易中可以接受的價(jià)格；χm為先驗(yàn)系數(shù)用于表征用戶m的負(fù)荷彈性。

式（13）和式（14）分別代表賣方和買方的最優(yōu)化目標(biāo)，即在有限信息的情況下最大化自身利益［24］，式（16）和式（17）則表示可交易電量的總和。

優(yōu)化交易的結(jié)果為最優(yōu)的匹配方案W1?W，使得買賣雙方的滿意度最大化。本文應(yīng)用文獻(xiàn)［25］提出的交易價(jià)格調(diào)整算法對(duì)買賣雙方交易價(jià)格進(jìn)行浮動(dòng)，使得用戶所有負(fù)荷都被滿足，算法流程如圖2 所示。

圖2 價(jià)格浮動(dòng)流程圖Fig.2 Flow chart of price fluctuation

該價(jià)格浮動(dòng)算法為配電網(wǎng)買賣雙方提供了交易價(jià)格的共識(shí)。首先，所有參與交易的節(jié)點(diǎn)使用蒙特卡洛法隨機(jī)初始化價(jià)格。然后，保存這一次的價(jià)格數(shù)據(jù)，再?gòu)馁I賣雙方的角度優(yōu)化計(jì)算交易的匹配方案，對(duì)最優(yōu)匹配方案中被買方接受而未被賣方接受的交易進(jìn)行價(jià)格浮動(dòng)以保證負(fù)荷的正常供應(yīng)。最后，輸出本次調(diào)整后的交易價(jià)格?pr，w，并與上一次循環(huán)的價(jià)格進(jìn)行比較。若價(jià)格一致，即?pr，w=?b，pr，w=?s，pr，w，則算法收斂，輸出定價(jià)方案；若價(jià)格不同，則繼續(xù)迭代直至收斂，收斂后的交易方案即為用戶主導(dǎo)下的最優(yōu)匹配方案。

1.3 P2P 交易的阻塞管理

為了避免P2P 交易過(guò)程中配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)電壓越限和線路功率越限，本文在最小化網(wǎng)絡(luò)阻塞費(fèi)用的同時(shí)考慮配電網(wǎng)潮流的二階錐模型，并根據(jù)配電網(wǎng)潮流有功功率和無(wú)功功率約束、線路阻塞情況、節(jié)點(diǎn)電壓約束和有功損耗情況計(jì)算DLMP，模型如附錄A所示。

本文引入DLMP 的概念以懲罰那些可能導(dǎo)致網(wǎng)絡(luò)阻塞的P2P 交易，應(yīng)用此概念使得本文在計(jì)算交易的費(fèi)用時(shí)能夠考慮到配電網(wǎng)時(shí)空維度上的運(yùn)行條件。除此以外，根據(jù)DLMP 計(jì)算出的阻塞懲罰費(fèi)用可以被用來(lái)鼓勵(lì)那些可以改善整個(gè)電力系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)的P2P 交易。DLMP 還產(chǎn)生了額外的資金流，可以一定程度上抵消由于將分布式可再生能源排除在交易外而導(dǎo)致的整體效用的下降。完成一項(xiàng)影響電網(wǎng)安全運(yùn)行的P2P 交易的買賣雙方需要平等地接受懲罰。

在該配電網(wǎng)模型下，DLMP 可以按照附錄A式（A3）至式（A6）的對(duì)偶變量進(jìn)行求解［26］，得：

式中：?output，l為線路l的區(qū)域邊際電價(jià)；ε1至ε5為價(jià)格系數(shù)，其計(jì)算方法見(jiàn)附錄A；λreceiver，l、μoutput，l、μreceiver，l、αoutput，l和βoutput，l為附錄A 式（A3）至式（A6）的對(duì)偶變量。

DLMP 考慮了附錄A 式（A3）至式（A6）的約束，DLMP 的數(shù)值已經(jīng)計(jì)入了線路損失、功率上限和電壓限制。第w次交易的網(wǎng)絡(luò)阻塞費(fèi)用?n，w為：

式中：?buyer，w為第w次交易的買方區(qū)域邊際電價(jià)；?seller，w為第w次交易的賣方區(qū)域邊際電價(jià)。

因此，第w次交易中，買方需要支付的價(jià)格為?pr，w+?n，w，而賣方實(shí)際得到的價(jià)格為?pr，w??n，w，電網(wǎng)的總阻塞費(fèi)用為：

2 配電網(wǎng)儲(chǔ)能雙層優(yōu)化配置

配電網(wǎng)儲(chǔ)能的配置在2 種交易模式下分2 個(gè)部分逐步進(jìn)行配置，2 種交易模式如附錄A 圖A2 所示。上層模型實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能配置情況的最優(yōu)化，用戶均為產(chǎn)消者，所以每個(gè)用戶自行安裝的微型燃?xì)廨啓C(jī)（以下簡(jiǎn)稱“微燃機(jī)”）成本也考慮在內(nèi)。下層模型則優(yōu)化儲(chǔ)能的調(diào)度和2 種市場(chǎng)下對(duì)應(yīng)的最優(yōu)交易方案。第三方投資的集中式儲(chǔ)能安裝在配電網(wǎng)與上級(jí)電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)節(jié)點(diǎn)，在集中競(jìng)價(jià)的市場(chǎng)上進(jìn)行優(yōu)化，從每個(gè)用戶角度建立的儲(chǔ)能則在用戶主導(dǎo)的市場(chǎng)模型下通過(guò)最優(yōu)化用戶的收益確定儲(chǔ)能最經(jīng)濟(jì)的配置方案。

2.1 上層模型：儲(chǔ)能配置

為了在2 種交易場(chǎng)景下構(gòu)造雙層優(yōu)化的結(jié)構(gòu)，本文上層模型主要用于優(yōu)化儲(chǔ)能設(shè)備的配置規(guī)格，采集配電網(wǎng)全年負(fù)荷和分布式新能源出力數(shù)據(jù)并考慮機(jī)組組合和儲(chǔ)能投資的模型?？偼顿Y數(shù)額的模型表達(dá)式為：

式中：Cinvest為總投資數(shù)額；θinvest為投資項(xiàng)目集合，θinvest={xi(t)，yi(t)，zi(t)，Ci，t，Pi，t，ssuc，i，t，ωi，j，t，SSOC，S，t，Pt，dis，Pt，ch，Emax，Pmax}，其中，xi(t)、yi(t)和zi(t) 分別為第i個(gè)微燃機(jī)的運(yùn)行、啟動(dòng)和關(guān)停狀態(tài)；ssuc，i，t為第i個(gè)發(fā)電機(jī)t時(shí)刻的啟動(dòng)成本；ωi，j，t為微燃機(jī)i在保持關(guān)閉j個(gè)時(shí)段后t時(shí)刻的啟動(dòng)狀態(tài)；SSOC，S，t為儲(chǔ)能設(shè)備在t時(shí)刻的荷電狀態(tài)；Pt，ch和Pt，dis分別為t時(shí)刻儲(chǔ)能設(shè)備的充電功率和放電功率；Emax和Pmax分別為儲(chǔ)能設(shè)備的額定容量和額定功率；Pi，t為第i個(gè)儲(chǔ)能設(shè)備在t時(shí)刻的功率；Ci，t為第i個(gè)微燃機(jī)在t時(shí)刻的運(yùn)行成本；T為全年運(yùn)行時(shí)段；I為微燃機(jī)總數(shù)；S為儲(chǔ)能總安裝節(jié)點(diǎn)數(shù)；Es，max為節(jié)點(diǎn)s上的儲(chǔ)能的安裝容量，對(duì)于第三方安裝的集中式儲(chǔ)能s=1；?E為儲(chǔ)能容量對(duì)應(yīng)的價(jià)格；Ps，max為節(jié)點(diǎn)s上安裝的儲(chǔ)能額定功率；?P為儲(chǔ)能功率對(duì)應(yīng)的價(jià)格；ps，t為節(jié)點(diǎn)s上安裝的儲(chǔ)能充放電功率；?s，t，pr為t時(shí)刻節(jié)點(diǎn)s上儲(chǔ)能充放電的電價(jià)。

式（21）前3 項(xiàng)與微燃機(jī)出力、儲(chǔ)能充放電和P2P 能量交易相關(guān)，因此被設(shè)置為下層調(diào)度模型的目標(biāo)函數(shù)。為了將購(gòu)買儲(chǔ)能的成本均攤到每個(gè)時(shí)段，對(duì)儲(chǔ)能投資價(jià)格的表達(dá)式為：

式中：?en和?pow分別為購(gòu)買儲(chǔ)能時(shí)儲(chǔ)能單位容量的價(jià)格和單位功率的價(jià)格；γ為年利率；h為儲(chǔ)能全壽命周期的時(shí)間長(zhǎng)度；N為全壽命周期所包含時(shí)段的個(gè)數(shù)。

2.2 下層模型：儲(chǔ)能調(diào)度

為了在儲(chǔ)能規(guī)格的配置中考慮P2P 交易的影響，本文根據(jù)2 種不同的P2P 交易形式把儲(chǔ)能配置劃分為2 種交易場(chǎng)景，即集中競(jìng)價(jià)的P2P 交易形式下供應(yīng)商的儲(chǔ)能最優(yōu)配置（場(chǎng)景1）和用戶主導(dǎo)的P2P 交易形式下用戶自建的最優(yōu)配置（場(chǎng)景2）。2 種交易場(chǎng)景互相并行，具體如圖3 所示。

本文在集中競(jìng)價(jià)情況下的下層模型類似于聯(lián)營(yíng)市場(chǎng)用戶的效用函數(shù)，負(fù)荷需求彈性等參數(shù)需要傳遞給電網(wǎng)調(diào)度中心。然后，調(diào)度中心根據(jù)這些信息計(jì)算出P2P 交易的最優(yōu)匹配方案和對(duì)應(yīng)的社會(huì)福利，統(tǒng)一建模的模型為：

該模型服從的約束見(jiàn)附錄A。

求解出模型后，可根據(jù)式（18）計(jì)算出DLMP 的數(shù)值，隨后即可輸出P2P 交易的阻塞費(fèi)用和儲(chǔ)能調(diào)度方案，將調(diào)度方案?jìng)鬟f回上層模型繼續(xù)迭代，進(jìn)而可得到儲(chǔ)能配置結(jié)果［25］。

圖3 2 種交易場(chǎng)景下的儲(chǔ)能配置流程圖Fig.3 Flow chart of energy storage configuration in two transaction scenarios

對(duì)于用戶主導(dǎo)的P2P 交易過(guò)程，使用式（13）至式（17）替代式（5）至式（10）以計(jì)算出最優(yōu)的交易匹配模式，并根據(jù)文獻(xiàn)［29］計(jì)算出每個(gè)交易的定價(jià)。由于P2P 交易優(yōu)化時(shí)未考慮電網(wǎng)約束，可能導(dǎo)致上層交易結(jié)果不可行，此時(shí)需要降低賣方出價(jià)或者提高買方出價(jià)重新優(yōu)化P2P 交易結(jié)果。

3 算例分析

本文選用IEEE 15 節(jié)點(diǎn)配電網(wǎng)作為算例，配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如附錄A 圖A1 所示，電網(wǎng)參數(shù)見(jiàn)文獻(xiàn)［28］。

本算例中，年利率為5%，儲(chǔ)能年限設(shè)定為20 年，微燃機(jī)、風(fēng)機(jī)和儲(chǔ)能設(shè)備的價(jià)格信息如附錄A 表A1 所示。仿真過(guò)程中設(shè)定P2P 交易的比例ηb=50%，剩余電能由上級(jí)電網(wǎng)提供，電網(wǎng)收取阻塞費(fèi)用以保證線路正常運(yùn)行，每個(gè)用戶的負(fù)荷效用函數(shù)以蒙特卡洛法生成，微燃機(jī)最大出力為3 MW，運(yùn)行狀態(tài)的最小出力為0.2 MW，算例的時(shí)間步長(zhǎng)為1 h，微燃機(jī)爬坡率限制在0.2 MW/h 以下，儲(chǔ)能在開始調(diào)度時(shí)荷電狀態(tài)為0.5［30］，在MATLAB 環(huán)境下調(diào)用GUROBI 求解該模型。本算例所考慮的3 個(gè)用戶分布于節(jié)點(diǎn)7、9 和15，在用戶自建的情況下在對(duì)應(yīng)配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)安裝儲(chǔ)能，如附錄A 圖A1 所示。由圖可知，儲(chǔ)能設(shè)備主要安裝在風(fēng)機(jī)節(jié)點(diǎn)和風(fēng)機(jī)相鄰的節(jié)點(diǎn)，用以平抑風(fēng)電出力的波動(dòng)，保證負(fù)荷正常供電。同時(shí)，風(fēng)電出力的峰谷特性與傳統(tǒng)峰谷電價(jià)的特性形成互補(bǔ)，為用戶自建儲(chǔ)能的峰谷套利提供了條件。

本文采用模糊C 均值聚類的方法得到典型工作日負(fù)荷，在典型工作日下對(duì)2 種交易場(chǎng)景的配電網(wǎng)線路功率和節(jié)點(diǎn)電壓情況的計(jì)算結(jié)果如附錄A 圖A3 至圖A6 所示。由圖可知，在場(chǎng)景2 下，配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)電壓普遍高于場(chǎng)景1 下的情況，配電網(wǎng)線路的功率更低。該現(xiàn)象主要是由于用戶主導(dǎo)的交易更多地考慮買賣雙方的利益而不是電網(wǎng)的利益，因此未能充分地利用電網(wǎng)的線路傳輸功率。優(yōu)化過(guò)程中，網(wǎng)絡(luò)阻塞費(fèi)用反映了網(wǎng)絡(luò)的運(yùn)行狀態(tài)，根據(jù)附錄A表A1 所示，風(fēng)機(jī)發(fā)電的成本最小，但是用戶均從風(fēng)電節(jié)點(diǎn)購(gòu)電會(huì)導(dǎo)致網(wǎng)絡(luò)線路阻塞，節(jié)點(diǎn)電壓越限。因此，網(wǎng)絡(luò)阻塞時(shí)用戶從微燃機(jī)和儲(chǔ)能購(gòu)電的交易的阻塞費(fèi)用會(huì)下調(diào)以保證線路的正常運(yùn)行。附錄A表A2 顯示了典型工作日負(fù)荷下2 種交易場(chǎng)景在一天內(nèi)買賣雙方的總成本和總收益。由2 種交易場(chǎng)景的數(shù)據(jù)可知，集中競(jìng)價(jià)的P2P 交易從網(wǎng)絡(luò)層面進(jìn)行優(yōu)化，因此買方總付款較多。2 種交易場(chǎng)景下發(fā)電節(jié)點(diǎn)總收益基本一致，足以覆蓋發(fā)電日均成本。

附錄A 表A3 顯示了2 種交易場(chǎng)景下，IEEE 15節(jié)點(diǎn)配電網(wǎng)中節(jié)點(diǎn)7、9 和15 的儲(chǔ)能和節(jié)點(diǎn)1 的集中式儲(chǔ)能優(yōu)化結(jié)果。2 種交易場(chǎng)景下儲(chǔ)能總投資基本一致，說(shuō)明無(wú)論是網(wǎng)絡(luò)主導(dǎo)的P2P 交易還是用戶主導(dǎo)的P2P 交易都需要在風(fēng)機(jī)出力波動(dòng)較大的情況下盡可能地實(shí)現(xiàn)峰谷套利，滿足節(jié)點(diǎn)的負(fù)荷需求。

在集中競(jìng)價(jià)的P2P 交易中，發(fā)電節(jié)點(diǎn)的日均收益隨儲(chǔ)能價(jià)格變化如圖4 所示。圖中：節(jié)點(diǎn)1 的單位功率成本和單位容量成本分別為60 元/kW 和240 元/(kW ?h)；節(jié)點(diǎn)2 的單位功率成本和單位容量成本分別為1 000 元/kW 和400 元/(kW ?h)；節(jié)點(diǎn)3 的單位功率成本和單位容量成本分別為1 400 元/kW 和560 元/(kW ?h)；節(jié)點(diǎn)4 的單位功率成本和單位容量成本分別為1 800 元/kW 和720 元/(kW ?h)。隨著儲(chǔ)能單位成本的升高，儲(chǔ)能的最優(yōu)投資容量下降，日均發(fā)電收益降低，日均發(fā)電成本升高。阻塞費(fèi)用隨P2P 交易占比變化如圖5 所示。當(dāng)P2P 交易比例為0 時(shí)，全部的負(fù)荷均由電網(wǎng)直接提供，因此電網(wǎng)收費(fèi)較高，但是當(dāng)存在一定的分布式發(fā)電節(jié)點(diǎn)參與P2P 交易與電網(wǎng)競(jìng)爭(zhēng)發(fā)電時(shí)，用戶總付款得到顯著降低，發(fā)電節(jié)點(diǎn)總收益也會(huì)由于互相競(jìng)爭(zhēng)而限制在較低水平。

圖4 發(fā)電節(jié)點(diǎn)收益隨儲(chǔ)能成本的變化Fig.4 Changes in generation bus benefits with energy storage costs

圖5 阻塞費(fèi)用隨P2P 交易比例的變化Fig.5 Changes in blocking costs with percentage of P2P transactions

4 結(jié)語(yǔ)

針對(duì)主動(dòng)配電網(wǎng)中，大規(guī)模風(fēng)電接入引起負(fù)荷失電、電網(wǎng)功率越限的問(wèn)題，本文在主動(dòng)配電網(wǎng)的P2P 交易場(chǎng)景下，引入儲(chǔ)能裝置平抑風(fēng)電出力的波動(dòng)，提高用戶收益。本模型將儲(chǔ)能的規(guī)劃分為2 個(gè)部分，第1 部分以儲(chǔ)能總投資最小為目標(biāo)，優(yōu)化計(jì)算2 種交易場(chǎng)景下儲(chǔ)能的投資方案；第2 部分在第1 層優(yōu)化的基礎(chǔ)上優(yōu)化儲(chǔ)能調(diào)度，并以配電網(wǎng)內(nèi)安裝有微燃機(jī)、風(fēng)電機(jī)組和儲(chǔ)能的節(jié)點(diǎn)作為發(fā)電節(jié)點(diǎn)，其他用戶節(jié)點(diǎn)作為純負(fù)荷節(jié)點(diǎn)進(jìn)行P2P 交易，引入DLMP 調(diào)整阻塞價(jià)格以保證在2 種交易場(chǎng)景下電網(wǎng)功率均不越限。2 層模型相互迭代構(gòu)成雙層優(yōu)化，最終可得最優(yōu)配置情況下儲(chǔ)能的最優(yōu)出力曲線和配電網(wǎng)交易的各節(jié)點(diǎn)的電壓和各線路的功率。采用IEEE 15 節(jié)點(diǎn)配電網(wǎng)為算例，仿真結(jié)果表明本文所提出的儲(chǔ)能選址定容在保證網(wǎng)絡(luò)運(yùn)行正常的情況下能夠有效地降低總發(fā)電投資成本，滿足用戶的負(fù)荷需求。

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