基于時序生產模擬的電力需求響應優化配比研究

葛 毅，李 琥，劉國靜

（國網江蘇省電力有限公司 經濟技術研究院，南京 210000）

0 引言

從電力系統運行角度來看，需求響應(demand response，DR)可使用戶在短時間內減少電力需求，改善系統負荷曲線，等效增加電力系統備用容量，確保了電力系統可靠性運行［1］。在系統緊急情況下，可以通過實施各種需求響應項目，避免大規模停電事故的發生。除了可緩解電力系統容量不足情況外，需求響應資源同發電資源一樣可以參與電力市場交易，確保供需實時保持平衡，提高電網可靠性［2］。目前國內北京、江蘇、上海、廣東、天津、河南、浙江及江西等地已成功實施電力需求側響應綜合試點工作。可以預見，未來需求響應項目在中國的建設將進一步開展，有必要在電源優化或電力系統運行分析中考慮需求響應的影響，因此在進行電力系統生產模擬時引入需求響應，具有十分重要的現實意義。

生產模擬是研究現代電力系統運營的一個重要工具，能夠提供系統在最優運行方式下生產成本的期望值、可靠性及新能源消納率等重要指標，在電力行業已取得廣泛應用［3］。文獻［4］從電源側多種能源共同并網的實際特點出發，基于時序負荷曲線對系統進行生產模擬；文獻［5］考慮光熱機組的運行特性，建立了含光熱聚合等效模型的電力系統運行模擬模型；文獻［6］—文獻［7］研究了含有可再生能源系統的生產模擬特點及模擬方法。文獻［6］建立了計及大規模風能和太陽能發電并網的年度時序仿真模型，實現了新能源并網后電網的低碳效益的評估；文獻［7］所提的多能互補電力系統時序運行模擬模型，考慮了可再生能源出力的隨機性，能夠有效分析風/光/水/火協同運行對促進可再生能源消納的效果。但上述研究均未考慮電力系統生產模擬時，引入需求響應對電力系統的影響。文獻［8］將需求響應資源作為部分系統備用參與生產模擬，用于應對風電的反調峰特性和間接性。文獻［9］從電力系統用電負荷角度入手，考慮電能與其他形式能量轉換過程中較強的可中斷性與可時移性，將電力多元化轉換（power?to?X，P2X）視作為理想的需求響應資源，可根據電力供需形勢變化進行負荷的實時增減。但是文獻［8］—文獻［9］在考慮需求響應激勵成本時，將激勵成本視為各時刻各用戶的參與需求響應最大容量與單位補貼價格的乘積［8］或參與需求響應的電量與單位補貼價格的乘積［9］，與當前國內開展需求響應的省份提供的補貼政策存在差異，其生產模擬結果不能準確反映系統在最優運行方式下生產成本的期望值。

已開展需求響應試點工作中的部分省份明確提出，工業負荷的補貼方式大多直接根據工業用戶參與需求響應的電量進行補貼。居民負荷通過需求響應臨時性減少的高峰電力最終獲得的補貼與響應次數相關，響應次數不足會導致補貼減少，甚至無補貼。該獎懲機制是年度制，隨著需求響應市場化越來越成熟，可采用月度制或考核制，預先給定一定的補貼標準，根據用戶實際的表現給予獎懲，在保證響應容量的同時，鼓勵更多的用戶參與其中。因此，構建一種新的面向生產模擬的需求響應模型，用以確定居民用戶參與需求響應的補貼價格，進而計算居民負荷與工業負荷在需求響應中的配比，是當前亟待解決的問題。

在此背景下，本文研究了電力系統生產模擬引入需求響應后，從負荷調控方式市場化的角度分析了居民負荷和工業負荷在需求響應中的角色與價值，構建了電力系統運行成本和需求響應補貼成本最低的時序生產模擬優化模型。通過模型可求解出電力系統在運行周期內生產成本的期望值和工業負荷與居民負荷參與需求響應的配比，并結合我國東部某省的實際數據進行了實證研究，驗證了所提方法的實用性與正確性。

1 電力系統時序生產模擬模型

1.1 可再生能源時序出力模型

時序生產模擬仿真中將新能源發電看作隨時間變化的序列，其序列的變化特性需與所在地區的新能源資源變化特性一致。與常規能源相比，新能源具有出力隨機多變、不可控的特點。因此在調度運行中，需要根據日前測值，將新能源實際出力控制在預測值或者以下的范圍內運行［10］；同時根據電網運行環保與節能的要求，在電網能夠接納的情況下要求新能源全額上網。本文對新能源的建模中引入可再生能源出力預測變量，并在運行模擬模型中引入切除新能源機制，使模型在系統無法提供調峰容量，系統備用容量不足或新能源送出受阻情況下切除部分可再生能源出力。該機制的引入使模型能夠真實反映系統承載大規模新可再生能源的能力，利用該模型，能夠實現大規模新可再生能源接入情況下電源與電網適應性與經濟性的全面評估。

1.2 區外來電模型

區外來電送端為火電和風電機組，考慮實際調度運行情況，區外來電并不適合按常規機組方式進行建模。針對區外來電的建模已有相關研究［11］，本文將在此研究的基礎上，確定各時刻區外來電的送電量。區外來電在參與生產模擬的建模思路如圖1所示。

圖1 區外來電三段式出力生產模擬建模思路Fig.1 Three?stage output production simulation modeling ideas for incoming electricity from outside the district

1.3 目標函數

為了適應于不同調度運行方式的需要，目標函數可選擇系統運行成本、可再生能源消納率等各種目標。為提高電網的經濟效益，本文選定的系統目標函數為電力系統運行經濟性最優，為

式中:T為優化周期內時段總數；j為發電機組編號；Nj為機組總數；Cj為機組j對應的發電成本曲線；Pj,t為t時刻機組j的發電量為t時刻機組j的啟停成本；voll為系統的單位切負荷損失；LS(t)為系統t時刻的切負荷功率；Pout(t)為區外來電電量；C(t)為t時刻區外來電對應單位電價。

1.4 約束條件

1.4.1 新能源時序出力約束

新能源時序出力的約束為

式中:為t時刻新能源出力；為t時刻切新能源功率；為t時刻新能源預測出力值。

1.4.2 儲能約束

儲能電站作為電力系統中的重要設備，能夠通過平衡機組出力與用戶需求在時間上的差異，實現削峰填谷，從而提高系統的經濟性以及穩定性［12］。同時，電力系統中引入了大量的可再生能源，儲能設備也可平抑可再生能源的功率波動。儲能電站充放電模型為

式中:Wt為t時刻儲能電站中存儲的電量；μloss為儲能電站自身的能量損耗率；ηch、ηdis分別為儲能電站充電效率與放電效率；Pch,t、Pdis,t分別為t時刻儲能電站充電功率與放電功率；Δt為時間間隔；、分別為儲能電站的最大充、放電功率；U、Uch,tdis,t為0-1變量，分別為t時刻儲能電站充、放電狀態。

1.4.3 火電機組出力約束

火電機組的出力約束主要包括出力的上下限約束、機組的爬坡、滑坡約束以及最小啟停時間約束，即

式中:Pcmin、Pcmax分別為不可啟停機組的最小、最大出力；Pfmin、Pfmax分別為可啟停機組的最小、最大出力；、分別為不可啟停機組和可啟停機組在t時刻的出力值；Ic為日內不可啟停機組狀態變量；為日內可啟停機組t時刻的狀態變量；分別為不可啟停機組、可啟停機組的爬坡、滑坡率；TO、TS分別為可啟停機組的最小開機、停機時間。

1.4.4 功率平衡約束

式中:DR(t)、VF(t)分別為t時刻電力系統內參與削峰響應和填谷響應的電量，其數值大小由負荷曲線和需求響應政策決定；Nc、Nf分別為不可啟停機組和可啟停機組的機組總數；load(t)為t時刻系統的負荷大小；Pnu(t)為t時刻核電機組的出力，由于核電機組的運行費用較低和安全性限制，正常運行時核電機組不參與系統的調峰，各個機組滿負荷運行。

1.4.5 備用約束

2 需求響應優化配比模型

根據上文構建的電力系統時序生產模擬模型，可以得到系統的最優運行狀態、運行成本以及各時刻系統內參與需求響應的電量。本節將在上述結果的基礎上，以需求響應補貼成本最低為目標，研究居民負荷和工業負荷在需求響應中的優化配比方法。

2.1 居民負荷需求響應特性

在需求側資源中，居民用戶用電量占社會總用電量的36.6%［13］，居民負荷具有負荷變化大、負荷同時率高和負荷功率因數低等特點。可將居民負荷分為不可控負荷、可轉移負荷和可削減負荷3 大類［14］。不可控負荷如照明類設備，其通斷電將影響居民正常生活，一般不參與需求響應；可轉移負荷如電熱水器、洗碗機等設備，用電時間較為靈活，在某一時間內完成工作需求即可；可中斷負荷短時斷電不影響居民的正常生活，因此可轉移負荷與可中斷負荷可作為主動負荷參與需求響應，滿足分布式電源消納需求［15］。系統內居民負荷在各時刻可提供的最大可參與削峰響應的容量為

式中:Rtotal為電力系統內居民用戶總數；r為居民用戶參與需求響應的比例，其大小與補貼價格正相關；Pav為單個居民用戶可控負荷裝機量的平均值；sim(t)為t時刻可控負荷的同時使用率；lp為居民用戶使用可控負荷的平均負載率；cmax為可控負荷的最大切負荷率。

2.2 工業負荷需求響應特性

大型工業負荷的數量很少，用電量卻很大，在國民經濟中具有舉足輕重的地位［16］。工業負荷由于生產設備、工藝流程、電價敏感度等因素不同，提供需求響應的潛力及經濟性存在較大差異［17］。

在僅考慮負荷提供調頻和非旋轉備用服務的系統中，參與需求響應的工業負荷在調度周期內時刻t的可提供最大可參與削峰響應的容量為［18］

式中:Prmax(t)為t時刻參與需求響應的工業企業可提供的最大調頻容量；τiPnsmax(t)為t時刻系統負荷可提供的最大旋轉備用折算容量。

2.3 目標函數

式中:T為系統優化周期的時段總數；T′為居民負荷參與需求響應的補貼周期，一般為按年補貼，隨著需求響應市場化越來越成熟，可采用月度制或考核制；cost1、cost2分別為工業負荷參與削峰響應和填谷響應時對應的每千瓦時電量的補貼價格；subsidy(i)為此參與率下對應的居民每周期補貼價格；DR2(t)、VF2(t)分別為t時刻參與削峰與填谷需求響應的工業負荷。

2.4 約束條件

式中:DR1(t)、VF1(t)分別為t時刻參與削峰和填谷響應的居民負荷。

3 算例分析

3.1 算例介紹

為驗證本文所提方法與模型的正確性，以下通過算例說明。基于2025 年東部某省的電源規劃方案，采用所提的時序運行模擬方法，對2025年該省電網進行生產模擬。在算例中，時序生產模擬的總時長為8 760個時段，模擬的時間間隔為1 h。算例中的系統電源包括火電機組、儲能電站、核電機組、可再生能源以及區外來電。電源裝機組成如表1所示。

表1 2025年東部某省電源裝機容量Table 1 Installed power capacity of a certain eastern province in 2025 MW

模擬采用的時序負荷曲線和可再生能源預測出力分別如圖2、圖3所示。

圖2 模擬系統時序負荷曲線Fig.2 Simuluaion system time series load curve

據該省的需求響應政策，在削峰方面，考慮全時序負荷曲線5%全省最大負荷的需求響應；在填谷方面，對負荷曲線特性中日峰谷差率大于35%的天進行日內填谷。工業負荷的補貼方式為按參與需求響應的用電量進行補貼，據該省最新發布的電力需求響應實施細則，工業負荷參與削峰響應的補貼電價如表2所示。

圖3 模擬系統新能源預測功率時序曲線Fig.3 Simulation system new energy forecast power time series curve

表2 需求響應可中斷負荷電價標準對照Table 2 Demand response interruptible load electricity price standard comparison

對通過需求響應臨時性增加（填谷）負荷，促進可再生能源電力消納，執行可再生能源消納補貼。約定響應谷時段可再生能源消納補貼為5元/kW，平時段補貼為8 元/kW。居民負荷的補貼方式則是對自愿參與需求響應的居民按月給予補貼。據該省對居民用戶參與需求響應期望補貼的調研報告，對報告中所得數據做二次擬合，得到該省居民用戶期望的補貼與參與需求響應的比例折線圖如圖4所示。

圖4 居民期望的補貼與參與需求響應比例折線圖Fig.4 Line chart of residents’expected subsidies and participation demand response ratio

3.2 算例求解

根據第1節所建立的電力系統時序生產模擬模型，結合該省的預測數據，得到全省2025年全年各時刻需求響應的削峰和填谷電量，如圖5所示。通過統計優化后的2025年全時序負荷曲線可知，全年通過需求響應完成削峰60 h、最大響應容量750萬kW，共計電量2.16億kWh；通過需求響應完成填谷15 h、最大響應容量218萬kW，共計電量0.123億kWh。

依照第2 節建立的需求響應優化配比模型，可進一步得到全省全年各時刻居民負荷和工業負荷參與需求響應的電量，其中居民負荷如圖6所示，工業負荷如圖7所示。

圖5 全省各時刻需求響應電量Fig.5 Demand response power at all times in the province

圖6 全省各時刻居民負荷參與削峰、填谷響應電量Fig.6 Resident loads participating in peak shaving and valley filling in response to electricity at all times in the province

圖7 全省各時刻工業負荷參與削峰、填谷響應電量Fig.7 Industrial loads participating in peak shaving and valley filling in response to electricity at all times in the province

依據該省的需求響應政策，結合上述仿真結果，可以看出2025 年該省在3—5 月、9—11 月無需開展需求響應。其余各月居民負荷和工業負荷參與需求響應電量、配比及補貼成本如表3所示。

由表3所示的仿真結果可以得出，7—8月需求響應次數較多，應當在7月和8月分別對11.3%和24.9%的居民用戶給予補貼，以激勵這部分用戶參與需求響應，補貼價格分別為每戶47元/月和56元/月。而在其他月份，由于響應次數較少，宜僅調度工業負荷參與響應，從而使所需的補貼成本更少。為進一步說明所提方法的經濟性，引入2個對比場景:場景1為各月僅有工業負荷參與需求響應；場景2為7—8月居民用戶參與需求響應比例均不大于11.3%，其余設置不變。本文所提優化配比方法作為場景3，對比結果如表4所示。結果表明，采用本文所提的需求響應配比優化方法，能夠有效減少電力系統運行優化的成本。

表3 全省開展需求響應月份補貼情況Table 3 Demand response month subsidy situation in the province

表4 不同場景下需求響應補貼對比Table 4 Comparison of demand response subsidies in different scenarios億元

4 結束語

需求響應作為一種需求側管理的解決方案，不僅可以有效緩解我國發電和輸電容量迅速擴建的步伐，對可再生能源的消納也有較好的促進作用。本文開展了含需求響應的時序生產模擬模型研究，在此基礎上求解居民負荷和工業負荷在需求響應中的配比。得到結論如下:

（1）含需求響應的時序生產模擬模型綜合考慮新能源出力特性、負荷特性、機組調峰特性等因素，以電力系統運行成本最低為目標，模擬各發電機組全年運行狀況，模型將系統負荷、新能源出力、常規機組出力、需求響應電量看作隨時間變化的時間序列，能夠計及時序變化特性。

（2）居民負荷和工業負荷的最優配比與所研究電力系統的負荷曲線和需求響應政策等因素有關。該優化配比方法可為電力系統調度和確定需求響應補貼價格提供指導。