朱少林 鄭仲海 高敏捷 溫步瀛

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考慮負荷可調節(jié)度的年綜合峰谷電價模型研究

朱少林1鄭仲海1高敏捷1溫步瀛2

（1. 國網福建省電力有限公司，福州 350003； 2. 福州大學電氣工程與自動化學院，福州 350108）

目前涉及峰谷電價的文獻對全年峰谷電價的綜合模型缺乏研究，且傳統(tǒng)的電價模型仍存在一些不合理的地方，需要繼續(xù)完善和改進。本文考慮一年4個季度的用電差異性，按各個季度對供電壓力的大小來取其權值，提出運用加權二范數(shù)對全年的峰谷時段進行劃分，從而得到全年綜合時段劃分方案。提出地區(qū)負荷用電可調節(jié)度的概念，并將其引入模型作為新的約束條件，提出采用變權重加權法進行多目標優(yōu)化，建立全年的峰谷電價優(yōu)化模型。結合某地區(qū)實例分析，證明本文模型比已實施的峰谷電價方案具有更好的削峰填谷效果。

峰谷電價；用電差異性；加權二范數(shù)函數(shù)；負荷可調節(jié)度；變權重加權法

近年來，峰谷分時電價制度已在世界各地大范圍普及和推行，為緩解電力供應緊張局面作出了巨大貢獻[1-3]。峰谷分時電價屬于電力需求側管理范疇，通過有效的激勵措施來引導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構，提高電網運行可靠性和經濟性[4-7]。

峰谷電價的合理制定既要促使負荷曲線平穩(wěn)化，又要確保各方的經濟利益，具有較強的可實施性。峰谷時段的正確劃分和峰谷電價調節(jié)水平的科學制定非常重要。文獻[8-9]利用模糊聚類的方法對時段進行劃分。文獻[10-11]采用電價彈性矩陣度量用戶對峰谷電價的響應，達到了較好的效果[12-15]。

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

本文考慮不同季度的用電差異性，采用加權二范數(shù)函數(shù)[16-17]解決年綜合負荷曲線時段劃分問題，引入負荷可調節(jié)度作為新增約束條件，建立年綜合峰谷電價模型。

1 峰谷時段重新劃分的方法

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。

本文將各時段對應的負荷看做空間上的點，以負荷最小值和最大值作為定點，計算各點分別到它們間的距離，以空間距離長度作為衡量依據(jù)來劃分時段。運用二范數(shù)可以有效地結合權重系數(shù)[18]，通過對各個季度負荷用電加權融合，建立全年綜合時段劃分模型。其中加權二范數(shù)函數(shù)定義為

（3）

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

其中，()確定時段處于峰時段的可能性，對()值排序，從數(shù)值較高的時間點取起，將最高的16個歸為峰時段；()確定時段處于谷時段的可能性，對()值排序，從數(shù)值較高的時間點取起，將最高的16個歸為谷時段。

2 全年峰谷電價數(shù)學模型

本文提出的全年峰谷電價模型是建立在基于用戶響應的峰谷電價模型的基礎上，通過考慮季節(jié)用電差異性，提出峰谷電價的全年綜合定價方法。該模型基本假設是，調整峰谷電價前后典型日的用電總量保持不變。

1）峰谷電價目標函數(shù)

執(zhí)行峰谷分時電價制度的主要目的是減小負荷曲線的最大峰值和峰谷差值，起到削峰填谷、平穩(wěn)負荷曲線的作用。以最小化負荷曲線最大峰負荷和峰谷差為目標，采用自適應變權重加權法進行多目標優(yōu)化，結合權重系數(shù)后，構造全年峰谷電價模型的優(yōu)化目標函數(shù)為

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

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

2）傳統(tǒng)約束條件

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

（1）用戶的收益約束

用戶進行峰谷電價調整后的電費支出應該小于或等于峰谷電價調整前的電費支出。

（2）電網公司的收益約束

實施峰谷電價可以減少電網投資，假設執(zhí)行峰谷電價電網公司節(jié)省的成本為w，則電網公司的收益約束為

式中，so為峰谷電價調整前電網公司的收入；s為調整后電網公司的收入。

（3）邊際成本約束

為保證電網成本的合理回收，低谷電價水平應不低于電網谷時段的邊際成本。

3）新增約束條件

傳統(tǒng)的峰谷電價模型通常默認實施地區(qū)的負荷用電都可以進行調節(jié)，這種假設顯然過于理想。實際上，不是所有執(zhí)行對象都可以或愿意實施峰谷電價制度，如鋼鐵廠普遍全天候運作，實行峰谷分時電價制度對其改善用電方式的作用有限。所以，本文以可調節(jié)度作為新增約束條件來限制執(zhí)行峰谷電價的有效對象，提高模型的準確性。

一個地區(qū)負荷用電的可調節(jié)度與該地區(qū)的氣候、產業(yè)結構、居民用電習慣等諸多因素有關?？梢詫Φ貐^(qū)用電情況進行調研，通過統(tǒng)計各類大用電客戶的用電量和用電方式來評估該地區(qū)負荷用電的可調節(jié)度?？烧{節(jié)度越大，表明執(zhí)行峰谷分時電價的有效對象越多，有利于峰谷分時電價制度的實施。若用表示最大可調節(jié)度，則可調節(jié)度約束的表達式為

式中，max、min分別為調整后典型日各時段的最大和最小負荷電量；、分別為調整前典型日各時段的最大和最小負荷電量；為典型日各時段的平均負荷電量。

3 算例分析

3.1 峰谷時段的劃分

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

表1 峰谷時段劃分

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

全年的綜合負荷曲線需要兼顧4個季度的用電差異，以權重系數(shù)()表示各季度用電量占全年總用電量的比重。經過計算可得4個季度的權重系數(shù)見表2。

圖1 各個季度典型日的負荷功率曲線

表2 權重系數(shù)

通過對各個季度典型日相應電量進行加權分析，可得整年綜合典型日負荷功率曲線如圖2所示。

圖2 整年綜合典型日負荷功率曲線

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

初步判斷后結合已實施方案特點進行適當調整，得到重新劃分結果見表4。選取了48點數(shù)據(jù)計算，得到的時段劃分結果以半小時為單位。

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

3.2 全年峰谷電價調整

由于該省已實施峰谷電價多年，所以現(xiàn)存的可調負荷很有限，構建峰谷電價的調整優(yōu)化模型時，可調節(jié)度不宜設置得過大。

若設該省現(xiàn)存的可調負荷占地區(qū)總負荷的9%，則設置可調節(jié)度=0.1。取該省已實施方案的平時段電價作為本文方案的平時段電價，在約束條件下，以最小化負荷曲線最大峰負荷和峰谷差為目標進行優(yōu)化，通過仿真計算可以得到全年綜合峰谷電價調整方案，即峰時段電價在平時段電價的基礎上上調45.37%，谷時段電價在平時段電價的基礎上下調43.29%。

以該年綜合峰谷電價調整結果進行負荷電量預測，得到調整前后4個季度的典型日負荷曲線如圖3—圖6所示。

表3 各時段的峰/谷隸屬度值

表4 峰谷時段劃分結果

從調整前后4個季度的典型日負荷曲線圖可以看出，可調節(jié)度設置為9%的改進模型對負荷曲線形狀的改善效果不錯。根據(jù)模型計算結果顯示：峰谷電價調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，使得負荷用電更趨于平穩(wěn)。

圖3 第一季度典型日負荷曲線

圖4 第二季度典型日負荷曲線

圖5 第三季度典型日負荷曲線

圖6 第四個季度典型日的負荷特性曲線

4 結論

本文考慮4個季度的用電差異性，利用加權二范數(shù)函數(shù)法，對某地區(qū)的4個季度的典型日負荷曲線進行峰谷時段劃分，得到年綜合時段劃分方案。

在此劃分基礎上，考慮地區(qū)負荷用電的可調整程度，提出引入負荷可調節(jié)度作為峰谷電價模型新增約束條件，并采用變權重加權法構建新的目標函數(shù)。按各個季度對供電壓力的大小來取其權值進行年度綜合調價，得到全年的峰谷電價調整方案。與已實施峰谷電價方案相比，本文模型可以更好地引導用電用戶削峰填谷，效果更佳，可以一定程度地改善負荷曲線的形狀。

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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，高級工程師，主要研究方向為電力市場。