基于峰谷电价的高速公路服务区电化学储能系统建设可行性与方案比较

为响应国家能源政策,降低企业营运成本,在分析高速公路服务区能源消耗特点的基础上,结合国家峰谷电价构成和电化学储能系统的特点,研究了高速公路服务区建设电化学储能系统的可行性与经济性。结果表明,服务区的能耗以电能为主,且用电时段主要为尖峰、高峰时段;电化学储能系统可以满足服务区应急电源的要求,可替代柴油发电系统;但电化学储能系统仅用作应急电源时,系统的经济性不足;既用作应急电源又参与服务区正常用电供应时,系统具有明显的经济性;合理配置电化学储能系统的容量后可以达到服务区降本增效的目的。

基于峰谷电价的空气源热泵供暖系统调控策略适宜性研究

空气源热泵应用于北方地区供暖时受天气条件、自身性能的制约,存在制热能力弱、耗电量大的问题。而结合峰谷电价进行研究时,多数学者未考虑峰谷电价在地区间的特征差异。本文提出了一种低电费与高COP结合的运行策略,采用TRNSYS搭建了空气源热泵蓄热供暖系统仿真模型。对比分析了不同地区在相同条件下不同策略的经济性、节能性,然后基于分析结果推荐了适宜的地区运行策略。结果显示:在西安、拉萨、银川、乌鲁木齐、酒泉、都兰地区,谷电+环境温度时段的蓄热策略相比传统谷电蓄热策略,供暖期耗电量分别可减少14.2%、2.0%、15.8%、9.7%、4.6%、5.8%;相比全天启停控制蓄热策略,运行电费分别减少50.6%、6.7%、55.7%、55.2%、7.0%、30.5%。空气源热泵蓄热供暖系统结合低电费与高COP的运行策略在多数地区表现出明显优势。

考虑源网荷效益的峰谷电价与峰谷时段双层优化模型

用户响应行为测算需求解峰谷时段与峰谷电价之间的双线性项,目前仅考虑负荷曲线的数值大小对峰谷时段进行单独划分,分时电价实行效果受限。提出峰谷时段与峰谷电价的双层优化模型,考虑风电不确定性下的规划成本与发电成本,反映分时电价的实际经济效用;考虑用户响应的不确定性,保证分时电价实行后的源网荷效益在一定范围内变化;峰谷时段划分与峰谷电价设计均以系统成本最低为目标优化得到,充分考虑峰谷时段划分、峰谷电价设计和用户响应行为之间的交互机理。仿真结果表明,与单独划分峰谷时段的模型相比,所提模型能够制定更优、科学性更强的峰谷时段和峰谷电价,进一步降低系统总成本。

峰谷分时电价调整对夏季高温负荷影响分析

研究峰谷分时电价调整对湖北省夏季高温负荷的影响。在抽取分时电价调整前后的夏季典型高温日负荷曲线数据基础上,建立了分时电价对负荷影响分析测算模型,开展了湖北省2021年以来二次峰谷分时电价调整对总体用电、不同用电类别及工业重点行业用电负荷影响的定量分析,为峰谷分时电价的进一步调整优化提供了参考依据。

基于峰谷电价与储能SOC状态的微电网能量调度策略研究

微电网的提出解决了分布式发电在接入配电网时由于发电的间歇性和波动性对配电网的稳定运行带来不利影响的问题。为了充分发挥储能系统在配电网中的调节作用,提出了一种基于峰谷电价与储能荷电状态(SOC)的微电网能量调度策略,该策略将全天划分为峰、平、谷3个时段,在实时调度周期内根据所处不同时段及储能SOC运用不同调度策略,并在不同时段设计储能充/放电惩罚函数的同时引入储能最大充/放电约束因子进一步改善储能装置充/放电。以微电网运行成本最低作为目标函数,通过粒子群优化算法求解,通过算例分析验证了该模型及算法的有效性。

考虑碳排放社会成本的最优峰谷电价研究

传统峰谷电价的制定关注的是电力系统的经济成本,随着国家“3060”双碳目标的提出,峰谷电价比例确定应当考虑峰谷电价政策在减排方面的重要效果,合理地设定峰谷电价不仅可以降低电网的物理成本,增加系统经济效益,还可以减少电力碳排放。首次在峰谷电价制定过程中考虑了碳排放的社会成本,并构建了包含最优峰谷比例的社会总收益最大优化模型,根据拉格朗日乘数法确定函数极值的约束条件,得到最优峰谷电价比例与电价、碳价及边际碳排放因子之间的关系;以广东省2022年1-3月电力系统实际运行数据为例,估算了峰平谷各时段的边际碳排放因子,得到考虑碳排放社会成本的最优化峰谷电价比例为1.784∶1∶0.3。研究表明,在考虑碳社会成本后现行的电力峰谷价差需进一步增加,最优的峰时电价比例可较现有水平提高0.084,而谷时电价比例则下降0.08。

基于峰谷和两部制电价的纯电动矿用卡车充电策略优化

探讨了基于当下电价政策,在自购硬件设备或租赁充电服务两种模式下,如何在相同用电量下,达到电费最优的方案,说明了两种模式的优缺点和适用范围,揭示了当下电价受季节与时段的影响规律,并参考潍坊抽水蓄能电站纯电动矿用卡车用电情况给出计算实例,在采用优化的方案后,最多可节约44.9%的充电电费,为后续纯电动矿用卡车推广应用提供更加节省的充电方案,可同样供建设期施工用电优化参考。

基于峰谷能耗成本的露天矿新能源矿卡调度优化

随着国家“双碳”战略目标的实施和传统矿山向绿色化智能化矿山转型,针对新能源矿卡可进行能量回收、不同时间充电成本差异的特性,提出了一种考虑电价峰谷因素的露天矿新能源矿卡调度优化方法。首先,考虑矿卡充电电价波动、道路坡度变化等因素,构建了以能耗成本最小化、等待时间最小化、矿石运量最大化的多目标优化模型,更合理地规划了新能源矿卡的峰谷充电时间,并通过能量的再生制动与回收利用节约了能耗成本。其次,根据新能源矿卡调度模型复杂、优化参数多的特点,改进了基于非支配排序的反向学习差分进化算法。在快速求解多目标模型调度方案的同时,提高了算法最优解的收敛能力。最后,以华北某大型露天矿山为例进行了仿真应用,并与经典的智能进化模型求解算法进行了调度方案对比分析。应用结果表明:该方法能够快速得到当前班次车辆调度的满意方案,并大幅降低了新能源矿卡生产运输的能耗成本,实现了降本增效目的,也为新能源矿卡推广提供了理论依据和应用方案。

海南省发展和改革委员会关于调整电动汽车峰谷分时电价政策有关事项的通知(琼发改规[2024]2号)

各市、县、自治县发展改革委,海南电网有限责任公司,各有关企业:为贯彻落实《国家发展改革委关于电动汽车用电价格政策有关问题的通知》(发改价格[2014]1668号)、国家9部门《关于推进城市公共交通健康可持续发展的若干意见》(交运发[2023]144号)等文件精神和国家对保障电力安全稳定供应有关要求.

计及电动汽车入网的峰谷电价时段优化模型研究

针对电动汽车有序充电和放电对电网削峰填谷方面的影响,提出峰谷电价时段的优化模型。首先,根据私家车主的出行习惯,构建无序模式的放电概率模型;然后,基于峰谷电价时段,构建用户响应峰谷电价差的有序充电和放电时刻选择算法;其次,考虑峰谷电价响应度,使用蒙特卡罗法模拟得到电动汽车充放电功率的日负荷曲线,与原始电网负荷叠加,得到考虑电动汽车充电和放电功率的实际负荷曲线;在此基础上,构建以电网负荷峰谷差率最小为目标的峰谷电价时段的优化模型,并使用遗传算法对其优化求解;最后,通过算例验证了模型的正确性。

基于电力资源优化配置的发电侧峰谷分时电价研究

在分析发电侧峰谷电价与峰谷电量关系的基础上,分别提出了在实行发电侧峰谷分时电价情况下,保持平均上网电价不变和保证发电机组收入增量处于某一水平的必要条件。然后将发电机组的上网电量及其在峰、平、谷时段的电量分配问题纳入到发电侧峰谷分时电价的优化设计中,并以发电总耗能最低为目标函数,建立了发电侧峰谷分时电价设计的优化模型。在此过程中,根据不同类型机组的相对环境价值设置了发电机组收入增量参数。算例结果表明了该优化模型的有效性。

上网侧与销售侧峰谷分时电价联动的理论及应用

考虑到现阶段暂时还不能实施竞价上网的情况,为激励供电企业执行销售侧峰谷分时电价,提出上网电价与销售电价联动的经济学优化模型,并进行应用分析。首先探讨销售侧峰谷分时电价测算方法;在此基础上,分析目前所实施的峰谷分时电价带来的销售侧(供电企业)和发电侧(发电企业)间经济利益的不均衡问题;分析给出了从成本侧推算上网峰谷分时电价的理论方法;研究并确定上网侧和销售侧峰谷分时电价的数量关系(数学模型);进行实例分析,提出联动方案的建议。

考虑峰谷电价的风电-抽水蓄能联合系统能量转化效益研究

建立了考虑峰谷电价的风电-抽水蓄能联合系统和能量转化效益的定量评估模型,研究了风蓄联合系统中抽水蓄能电站对风电移峰填谷的影响,仿真算例验证了所建立模型的有效性。结果表明:在峰谷电价政策下,风蓄联合系统可将低谷时段的廉价电能转化为高峰时段的珍贵电能,取得良好的经济效益;同时还能有效地平滑风电场输出功率,降低并网风电的波动性。

电动汽车参与V2G的最优峰谷电价研究

电动汽车与电网互动(vehicle-to-grid,V2G)的市场机制是V2G实施的重要基础。在分析电动汽车放电成本和效益的基础上,给出了电动汽车放电电价定价的上下限。考虑了用户起始充放电时刻的Poisson分布特性,基于经济学理论提出了电动汽车放电需求函数。建立了以电网总负荷波动最小为目标,以满足用户充放电时间、充放电需求等为约束条件的电动汽车与电网互动的最优峰谷电价模型。以京津唐电网为例,得到了电动汽车充放电的最优峰谷电价和对应时段,验证了所提方法的有效性。

电动汽车有序充电的峰谷电价时段优化

针对如何利用电动汽车有序充电对电网实现削峰填谷效果的问题,提出了峰谷电价时段的优化模型与方法。构建用户选择充电时间对峰谷电价时段的响应模型;通过蒙特卡洛法模拟得到电动汽车充电负荷的日负荷曲线,并与原始电网负荷曲线叠加,从而形成实施效果下的电网实际负荷情况。在此基础上,建立了以峰谷差率最小为目标的最优化模型,并通过遗传算法对峰谷电价时段优化问题进行了求解。最后通过算例的计算结果证明了模型和方法的合理性。

以节能调度为导向的发电侧与售电侧峰谷分时电价联合优化模型

针对中国现阶段还未全面执行电力竞价上网的实际情况,以节能调度为导向,基于需求侧响应,考虑发电机组的上网电量及其在峰、平、谷时段的电量分配问题,在保证发、供、用三方均能从峰谷分时电价中受益的前提下,以实施峰谷分时电价后平均发电能耗成本最低为目标函数,建立发电侧与售电侧峰谷分时电价联合设计的优化模型。在建模过程中,根据各类机组在发电过程中所排放污染物带来的经济损失,为发电机组设置环境价值参数,并给出环境价值参数的确定方法。最后,应用遗传算法给出该优化模型的求解步骤。算例结果表明该优化模型的可行性和有效性。

发电侧与供电侧峰谷分时电价联动的分级优化模型

实施峰谷分时电价,可以改变用户的用电特性,达到移峰填谷、降低发供电成本、提高能源使用效率的目的,但同时也带来供电公司收益减少的风险。为此,提出了发电侧与供电侧分时电价联动的2级优化模型。该模型分2级进行优化:首先基于用户价格反应度矩阵,对供电侧峰谷电价进行优化,使其负荷曲线达到最优;然后对发电侧峰谷电价进行优化,以平衡发电公司与供电公司之间的成本效益,达成发电侧与供电侧价格联动。算例表明,所建立的分级优化模型能合理地分配发、供电实施峰谷分时电价的利益和风险,促进这项措施的顺利实施。

需求侧峰谷分时电价对供电公司购售电风险影响分析模型

供电公司购电风险主要表现为现货市场发电电价的不确定性,售电风险表现为峰谷分时电价及其对负荷变化影响、对销售电量影响的不确定性。一般来说,现货市场电价与需求侧负荷水平呈正相关关系,负荷水平越高,现货市场发电电价也越高。峰谷分时电价可以降低高峰负荷需求,从而降低发电高峰电价,降低供电公司购电成本。但是,分时电价同时也减少了供电公司的高峰电价段的销售电量,使得高峰时段售电收益下降。本文建立数学模型对此风险进行分析,算例分析表明,合理确定电价差率以及合约市场购电比例,可以使供电公司有效地规避市场风险、提高经营效益。

计及负荷率分档的峰谷分时电价定价模型

针对大中工商业用户负荷率电价与峰谷电价的配合问题,结合我国电力体制和电价制度环境,基于消费者需求和供电成本异质性,构造了负荷率分档用户的用电消费细分市场,建立了各档用户的边际供电成本模型及需求价格弹性模型。应用边际成本定价理论,构建了计及负荷率分档的峰谷分时电价模型。该模型采用分层协调优化的方法:第一层深入分析每一负荷率档位用户的边际电量成本和边际容量成本,应用密度聚类技术及两部制定价理论,建立了每一负荷率档位及其两部制平均电价水平的制定方法。第二层以各档平均电度电价水平为约束,以削峰填谷为目标,基于电量电价弹性矩阵构建了负荷率峰谷分时电价协调优化模型。该模型综合协调了效率、公平和削峰填谷多重目标,算例验证了其合理性和有效性。

我国峰谷分时电价的状况分析

分时电价作为电力需求侧管理的重要手段之一, 在世界各国电力工业经济管理中正在发挥着越来越大的作用运用分时电价可以实现削峰填谷、移峰平谷, 减缓发电侧电力投资, 提高供电可靠性, 减少用户电费等。近年来我国电力紧张局面日益严重, 国家大力推广了电力需求侧管理政策, 很多省份的分时电价制度也正在大力调整和推广。为研究峰谷分时电价的未来发展趋势, 本文在总结各地峰谷分时电价政策基础上, 对峰谷分时电价现状进行分析, 对各省分时电价时段划分、峰谷电价比等相关情况进行了统计和比较, 总结了分时电价调整出现的新变化和新趋势, 对分时电价未来的发展做出预测, 结论对供电企业运用分时电价政策、规避负荷波动风险可以提供理论上的参考。