朱少林 鄭仲海 高敏捷 溫步瀛

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考慮負(fù)荷可調(diào)節(jié)度的年綜合峰谷電價(jià)模型研究

朱少林1鄭仲海1高敏捷1溫步瀛2

（1. 國(guó)網(wǎng)福建省電力有限公司，福州 350003； 2. 福州大學(xué)電氣工程與自動(dòng)化學(xué)院，福州 350108）

目前涉及峰谷電價(jià)的文獻(xiàn)對(duì)全年峰谷電價(jià)的綜合模型缺乏研究，且傳統(tǒng)的電價(jià)模型仍存在一些不合理的地方，需要繼續(xù)完善和改進(jìn)。本文考慮一年4個(gè)季度的用電差異性，按各個(gè)季度對(duì)供電壓力的大小來取其權(quán)值，提出運(yùn)用加權(quán)二范數(shù)對(duì)全年的峰谷時(shí)段進(jìn)行劃分，從而得到全年綜合時(shí)段劃分方案。提出地區(qū)負(fù)荷用電可調(diào)節(jié)度的概念，并將其引入模型作為新的約束條件，提出采用變權(quán)重加權(quán)法進(jìn)行多目標(biāo)優(yōu)化，建立全年的峰谷電價(jià)優(yōu)化模型。結(jié)合某地區(qū)實(shí)例分析，證明本文模型比已實(shí)施的峰谷電價(jià)方案具有更好的削峰填谷效果。

峰谷電價(jià)；用電差異性；加權(quán)二范數(shù)函數(shù)；負(fù)荷可調(diào)節(jié)度；變權(quán)重加權(quán)法

近年來，峰谷分時(shí)電價(jià)制度已在世界各地大范圍普及和推行，為緩解電力供應(yīng)緊張局面作出了巨大貢獻(xiàn)[1-3]。峰谷分時(shí)電價(jià)屬于電力需求側(cè)管理范疇，通過有效的激勵(lì)措施來引導(dǎo)用戶減少高峰用電并增加低谷用電，從而優(yōu)化用電方式和用電結(jié)構(gòu)，提高電網(wǎng)運(yùn)行可靠性和經(jīng)濟(jì)性[4-7]。

峰谷電價(jià)的合理制定既要促使負(fù)荷曲線平穩(wěn)化，又要確保各方的經(jīng)濟(jì)利益，具有較強(qiáng)的可實(shí)施性。峰谷時(shí)段的正確劃分和峰谷電價(jià)調(diào)節(jié)水平的科學(xué)制定非常重要。文獻(xiàn)[8-9]利用模糊聚類的方法對(duì)時(shí)段進(jìn)行劃分。文獻(xiàn)[10-11]采用電價(jià)彈性矩陣度量用戶對(duì)峰谷電價(jià)的響應(yīng)，達(dá)到了較好的效果[12-15]。

然而，目前的峰谷電價(jià)模型研究還存在著一些不足之處，仍有改進(jìn)的空間。一方面，現(xiàn)行的峰谷電價(jià)研究一般都是以某一典型日的負(fù)荷曲線作為研究對(duì)象，對(duì)不同季度的負(fù)荷曲線特性缺乏綜合考慮。實(shí)際上，許多地區(qū)峰谷電價(jià)的制定通常是以一年為周期，需要對(duì)全年的負(fù)荷曲線特性進(jìn)行全面分析。另一方面，傳統(tǒng)的峰谷電價(jià)模型通常都默認(rèn)負(fù)荷完全可調(diào)，沒有考慮地區(qū)負(fù)荷的可調(diào)節(jié)程度。所以這種假設(shè)不太合理，不太符合實(shí)際情況。

本文考慮不同季度的用電差異性，采用加權(quán)二范數(shù)函數(shù)[16-17]解決年綜合負(fù)荷曲線時(shí)段劃分問題，引入負(fù)荷可調(diào)節(jié)度作為新增約束條件，建立年綜合峰谷電價(jià)模型。

1 峰谷時(shí)段重新劃分的方法

根據(jù)各季度用電量的比重大小可以確定其權(quán)重系數(shù)()，即

式中，Q為第季度所選擇代表日的總用電量。

本文將各時(shí)段對(duì)應(yīng)的負(fù)荷看做空間上的點(diǎn)，以負(fù)荷最小值和最大值作為定點(diǎn)，計(jì)算各點(diǎn)分別到它們間的距離，以空間距離長(zhǎng)度作為衡量依據(jù)來劃分時(shí)段。運(yùn)用二范數(shù)可以有效地結(jié)合權(quán)重系數(shù)[18]，通過對(duì)各個(gè)季度負(fù)荷用電加權(quán)融合，建立全年綜合時(shí)段劃分模型。其中加權(quán)二范數(shù)函數(shù)定義為

（3）

式中，()為第季度時(shí)段的負(fù)荷功率；a為第季度各時(shí)段的最小負(fù)荷功率；b為第季度各時(shí)段最大負(fù)荷功率。

其中，()確定時(shí)段處于峰時(shí)段的可能性，對(duì)()值排序，從數(shù)值較高的時(shí)間點(diǎn)取起，將最高的16個(gè)歸為峰時(shí)段；()確定時(shí)段處于谷時(shí)段的可能性，對(duì)()值排序，從數(shù)值較高的時(shí)間點(diǎn)取起，將最高的16個(gè)歸為谷時(shí)段。

2 全年峰谷電價(jià)數(shù)學(xué)模型

本文提出的全年峰谷電價(jià)模型是建立在基于用戶響應(yīng)的峰谷電價(jià)模型的基礎(chǔ)上，通過考慮季節(jié)用電差異性，提出峰谷電價(jià)的全年綜合定價(jià)方法。該模型基本假設(shè)是，調(diào)整峰谷電價(jià)前后典型日的用電總量保持不變。

1）峰谷電價(jià)目標(biāo)函數(shù)

執(zhí)行峰谷分時(shí)電價(jià)制度的主要目的是減小負(fù)荷曲線的最大峰值和峰谷差值，起到削峰填谷、平穩(wěn)負(fù)荷曲線的作用。以最小化負(fù)荷曲線最大峰負(fù)荷和峰谷差為目標(biāo)，采用自適應(yīng)變權(quán)重加權(quán)法進(jìn)行多目標(biāo)優(yōu)化，結(jié)合權(quán)重系數(shù)后，構(gòu)造全年峰谷電價(jià)模型的優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)為

式中，Q為第季度典型日各時(shí)段的平均負(fù)荷電量；max()為第季度典型日各時(shí)段負(fù)荷電量中的最大負(fù)荷電量；min()為第季度典型日各時(shí)段負(fù)荷電量中的最小負(fù)荷電量；1()、2()分別為第季度的兩個(gè)優(yōu)化目標(biāo)；1()、2()為第季度的變權(quán)重系數(shù)；(Q)為第季度的目標(biāo)函數(shù)；min(D)為全年的綜合優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)。

式（4）作為全年峰谷電價(jià)模型的目標(biāo)函數(shù)需要考慮內(nèi)外兩層的權(quán)重，外層的權(quán)重系數(shù)由各季度在全年的用電比重決定，內(nèi)層的權(quán)重系數(shù)由每季度各自典型日的峰谷差和平均負(fù)荷電量所決定。

2）傳統(tǒng)約束條件

為保證峰谷分時(shí)電價(jià)制度能持續(xù)、有效地執(zhí)行，應(yīng)確保實(shí)施峰谷電價(jià)后電力的供需雙方均受益或者均不受損害。目前峰谷分時(shí)電價(jià)模型的約束條件主要從電網(wǎng)公司收益、用戶收益和邊際成本3個(gè)方面來考慮。

（1）用戶的收益約束

用戶進(jìn)行峰谷電價(jià)調(diào)整后的電費(fèi)支出應(yīng)該小于或等于峰谷電價(jià)調(diào)整前的電費(fèi)支出。

（2）電網(wǎng)公司的收益約束

實(shí)施峰谷電價(jià)可以減少電網(wǎng)投資，假設(shè)執(zhí)行峰谷電價(jià)電網(wǎng)公司節(jié)省的成本為w，則電網(wǎng)公司的收益約束為

式中，so為峰谷電價(jià)調(diào)整前電網(wǎng)公司的收入；s為調(diào)整后電網(wǎng)公司的收入。

（3）邊際成本約束

為保證電網(wǎng)成本的合理回收，低谷電價(jià)水平應(yīng)不低于電網(wǎng)谷時(shí)段的邊際成本。

3）新增約束條件

傳統(tǒng)的峰谷電價(jià)模型通常默認(rèn)實(shí)施地區(qū)的負(fù)荷用電都可以進(jìn)行調(diào)節(jié)，這種假設(shè)顯然過于理想。實(shí)際上，不是所有執(zhí)行對(duì)象都可以或愿意實(shí)施峰谷電價(jià)制度，如鋼鐵廠普遍全天候運(yùn)作，實(shí)行峰谷分時(shí)電價(jià)制度對(duì)其改善用電方式的作用有限。所以，本文以可調(diào)節(jié)度作為新增約束條件來限制執(zhí)行峰谷電價(jià)的有效對(duì)象，提高模型的準(zhǔn)確性。

一個(gè)地區(qū)負(fù)荷用電的可調(diào)節(jié)度與該地區(qū)的氣候、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、居民用電習(xí)慣等諸多因素有關(guān)?？梢詫?duì)地區(qū)用電情況進(jìn)行調(diào)研，通過統(tǒng)計(jì)各類大用電客戶的用電量和用電方式來評(píng)估該地區(qū)負(fù)荷用電的可調(diào)節(jié)度?？烧{(diào)節(jié)度越大，表明執(zhí)行峰谷分時(shí)電價(jià)的有效對(duì)象越多，有利于峰谷分時(shí)電價(jià)制度的實(shí)施。若用表示最大可調(diào)節(jié)度，則可調(diào)節(jié)度約束的表達(dá)式為

式中，max、min分別為調(diào)整后典型日各時(shí)段的最大和最小負(fù)荷電量；、分別為調(diào)整前典型日各時(shí)段的最大和最小負(fù)荷電量；為典型日各時(shí)段的平均負(fù)荷電量。

3 算例分析

3.1 峰谷時(shí)段的劃分

某地區(qū)已執(zhí)行峰谷電價(jià)政策多年，近年來實(shí)施的時(shí)段劃分方案見表1。

表1 峰谷時(shí)段劃分

該地區(qū)2015年各個(gè)季度的典型日負(fù)荷曲線如圖1所示。數(shù)據(jù)以30min為截取點(diǎn)，一日為48個(gè)點(diǎn)。

全年的綜合負(fù)荷曲線需要兼顧4個(gè)季度的用電差異，以權(quán)重系數(shù)()表示各季度用電量占全年總用電量的比重。經(jīng)過計(jì)算可得4個(gè)季度的權(quán)重系數(shù)見表2。

圖1 各個(gè)季度典型日的負(fù)荷功率曲線

表2 權(quán)重系數(shù)

通過對(duì)各個(gè)季度典型日相應(yīng)電量進(jìn)行加權(quán)分析，可得整年綜合典型日負(fù)荷功率曲線如圖2所示。

圖2 整年綜合典型日負(fù)荷功率曲線

利用式（2）和式（3）可以得到各時(shí)間點(diǎn)處于高峰時(shí)段和低谷時(shí)段的隸屬度值，見表3。

初步判斷后結(jié)合已實(shí)施方案特點(diǎn)進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整，得到重新劃分結(jié)果見表4。選取了48點(diǎn)數(shù)據(jù)計(jì)算，得到的時(shí)段劃分結(jié)果以半小時(shí)為單位。

研究表明，該地區(qū)用電時(shí)段特性與歷史對(duì)照發(fā)生了較大的改變[18]。

3.2 全年峰谷電價(jià)調(diào)整

由于該省已實(shí)施峰谷電價(jià)多年，所以現(xiàn)存的可調(diào)負(fù)荷很有限，構(gòu)建峰谷電價(jià)的調(diào)整優(yōu)化模型時(shí)，可調(diào)節(jié)度不宜設(shè)置得過大。

若設(shè)該省現(xiàn)存的可調(diào)負(fù)荷占地區(qū)總負(fù)荷的9%，則設(shè)置可調(diào)節(jié)度=0.1。取該省已實(shí)施方案的平時(shí)段電價(jià)作為本文方案的平時(shí)段電價(jià)，在約束條件下，以最小化負(fù)荷曲線最大峰負(fù)荷和峰谷差為目標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化，通過仿真計(jì)算可以得到全年綜合峰谷電價(jià)調(diào)整方案，即峰時(shí)段電價(jià)在平時(shí)段電價(jià)的基礎(chǔ)上上調(diào)45.37%，谷時(shí)段電價(jià)在平時(shí)段電價(jià)的基礎(chǔ)上下調(diào)43.29%。

以該年綜合峰谷電價(jià)調(diào)整結(jié)果進(jìn)行負(fù)荷電量預(yù)測(cè)，得到調(diào)整前后4個(gè)季度的典型日負(fù)荷曲線如圖3—圖6所示。

表3 各時(shí)段的峰/谷隸屬度值

表4 峰谷時(shí)段劃分結(jié)果

從調(diào)整前后4個(gè)季度的典型日負(fù)荷曲線圖可以看出，可調(diào)節(jié)度設(shè)置為9%的改進(jìn)模型對(duì)負(fù)荷曲線形狀的改善效果不錯(cuò)。根據(jù)模型計(jì)算結(jié)果顯示：峰谷電價(jià)調(diào)整后至少可以減少峰谷差約7.5%，最多可以減少近10%的峰谷差，使得負(fù)荷用電更趨于平穩(wěn)。

圖3 第一季度典型日負(fù)荷曲線

圖4 第二季度典型日負(fù)荷曲線

圖5 第三季度典型日負(fù)荷曲線

圖6 第四個(gè)季度典型日的負(fù)荷特性曲線

4 結(jié)論

本文考慮4個(gè)季度的用電差異性，利用加權(quán)二范數(shù)函數(shù)法，對(duì)某地區(qū)的4個(gè)季度的典型日負(fù)荷曲線進(jìn)行峰谷時(shí)段劃分，得到年綜合時(shí)段劃分方案。

在此劃分基礎(chǔ)上，考慮地區(qū)負(fù)荷用電的可調(diào)整程度，提出引入負(fù)荷可調(diào)節(jié)度作為峰谷電價(jià)模型新增約束條件，并采用變權(quán)重加權(quán)法構(gòu)建新的目標(biāo)函數(shù)。按各個(gè)季度對(duì)供電壓力的大小來取其權(quán)值進(jìn)行年度綜合調(diào)價(jià)，得到全年的峰谷電價(jià)調(diào)整方案。與已實(shí)施峰谷電價(jià)方案相比，本文模型可以更好地引導(dǎo)用電用戶削峰填谷，效果更佳，可以一定程度地改善負(fù)荷曲線的形狀。

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Annual Comprehensive Peak-valley Price Model Considering the Load Adjustable Degree

Zhu Shaolin1Zheng Zhonghai1Gao Minjie1Wen Buying2

(1. State Grid Fujian Electric Power Company, Fuzhou 350003; 2. College of Electrical Engineering and Automation, Fuzhou University, Fuzhou 350108)

Currently, the literature on peak-valley price is lack of research on the annual comprehensive model of TOU. In consideration of the differences between the four quarters of electricity service condition, according to the electricity amount of each quarter to take the weight, using a weighted two-norm function method to divided peak-valley time periods of the year. This paper considers regional electricity load adjustable, taking it as a new constraints of the new mode. The year’s peak-valley price model uses the adaptive variable weight weighting method to solve the multi-objective problem.Through the study of the cases of a certain area to prove that the model has better peak effect than the peak-valley price scheme has been implemented.

peak-valley price; the difference of electricity; weighted two-norm function; load adjustable degree; variable-weight weighting method

朱少林（1979-），男，福建泰寧人，碩士，高級(jí)工程師，主要研究方向?yàn)殡娏κ袌?chǎng)。