CN117081169A - 一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法 - Google Patents

一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法，涉及电力系统技术领域，其技术方案要点是：确定光伏用户的电能共享量；建立用户集群的净用能成本模型；求解净用能成本模型，得到用户集群向电网的总购售电功率；构建分布式光伏能源的共享效益模型；确定对用户集群进行效益分配的第一比例系数；构建服务商的第一效益模型；构建每个光伏用户的第二效益模型；计算每个光伏用户的总净用能成本；构建服务商在一个时间周期的费用结算模型；根据费用结算模型，分析出用户集群购售电功率的最优购售策略及服务商的最优运营策略。本发明有效地促进分布式光伏电能在共享用户集群中融通消纳，减少光伏过剩功率倒送电网的数值。

Description

一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法
技术领域
本发明涉及分布式光伏能源管理领域，更具体地说，它涉及一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法。
背景技术
随着太阳能发电等新能源发电技术的逐渐完善，分布式光伏发电设备在用户侧的安装比例正逐渐提升，用户“自发自用、余电上网”的能源使用模式也愈发普及。但大量光伏用户的过剩功率向电网倒送不利于电网的安全稳定运行，同时光伏用户独立并网导致设备整体上还存在着较大的效率优化空间和效益提升潜力。
目前，在储能共享、能量共享等方面的技术方案已有分析与探索，但多数现有技术主要集中于多个参与主体下资源共享的顶层设计，并未深入分析分布式光伏能源，特别是分布式光伏共享的相关市场化服务机制及实施细节，这很大程度上制约了光伏管理运营领域的发展，现有技术具体存在以下不足：
1）分布式光伏能源的共享服务流程模糊不清，具备价值推广和普适应用的服务实施内容，尚缺乏具体设计，这导致能源共享服务的需求被抑制；
2）分布式光伏能源的共享服务的价值增益未能有效量化，光伏能源的分配策略也未结合服务增益进行有效设计，使得含有分布式光伏设备的发电用户对参与服务产生的效益认知不够明晰，对效益能否公平分配也存有一定疑虑，这削减含有分布式光伏设备的发电用户参与能源共享服务的意愿。
因此，亟需构建光伏用户侧的光伏能源运营的新模式，以促进分布式光伏能源的就地消纳，降低对电网的不利影响。
发明内容
本发明的目的是提供一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法，本发明从效益共享的角度出发，将效益共享理念合理地融入光伏能源共享模型之中，并依据用户集群的发电功率和用电负荷确定其在任一时刻的电能共享量、净用能成本模型以及用户集群在任一时刻向电网的总购电功率或总售电功率。然后，建立了分布式光伏能源的共享效益模型，以此表征分布式光伏能源的共享效益与电价获利区间、光伏电能共享量之间的紧密关系。接着，基于启发式方法设计了服务商与用户集群的共享效益分配策略与效益分配模型，建立了分布式光伏共享服务费用结算模型。基于该费用结算模型，分析出用户集群在一个时间周期下的购售电功率的最优购售策略及服务商在一个时间周期下的最优运营策略，从而实现园区光伏用户的聚合运营。
本发明的上述技术目的是通过以下技术方案得以实现的：
本申请提供了一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法，应用于光伏能源共享模型，所述光伏能源共享模型包括用户集群、服务商和电网，其中用户集群包括多个光伏用户，方法包括：
获取所有光伏用户的发电功率和用电负荷，以及用户集群向电网购电的分时电价和上网电价；
根据所述发电功率和用电负荷，确定光伏用户在任一时刻的电能共享量；
根据在任一时刻的购电功率或售电功率、分时电价和上网电价，建立包含用户集群的净用能成本最小的目标函数和功率平衡的约束条件的净用能成本模型；
求解所述净用能成本模型，得到用户集群在任一时刻向电网的总购电功率或总售电功率；
根据所述电能共享量、分时电价和上网电价，构建分布式光伏能源的共享效益模型；
根据每个光伏用户的净输出功率与总购电功率或总售电功率的比值，确定对用户集群进行效益分配的第一比例系数；
预设在一个时间周期下服务商进行效益分配的第二比例系数，根据第二比例系数和共享效益模型，构建服务商在任一时刻的第一效益模型；
依据所述共享效益模型、第一效益模型和第一比例系数，构建每个光伏用户在任一时刻的第二效益模型；
根据每个光伏用户单独运行一个时间周期的购售电成本和第二效益模型，计算出每个光伏用户在一个时间周期的总净用能成本；
依据所述总净用能成本、分时电价、总购电功率和总售电功率，构建服务商在一个时间周期的费用结算模型；
根据所述费用结算模型，分析出用户集群在一个时间周期下的购售电功率的最优购售策略及服务商在一个时间周期下的最优运营策略。
在一种实现方案中，电能共享量的确定，包括：
所述发电功率减去用电负荷的差值，作为用户集群的净输出电功率；
依据所述净输出电功率确定用户集群在任一时刻的购电功率或售电功率；
依据用户集群在任一时刻的购电功率或售电功率，确定光伏用户在任一时刻的电能共享量。
在一种实现方案中，所述净用能成本最小的目标函数的表达式为：；其中，/>表示用户集群在时刻t的最小净用能成本，/>和/>表示第i个光伏用户在时刻t的购电功率和售电功率，p t 表示光伏用户在时刻t向电网购电的分时电价，/>表示用户集群向电网的上网电价，N表示用户集群。
在一种实现方案中，功率平衡的约束条件包括电功率平衡约束、光伏用户的光伏机组的出力约束以及在同一时刻的购售电功率约束。
在一种实现方案中，所述共享效益模型的表达式为：，其中，/>表示用户集群在时刻t的电能共享量，/>表示用户集群在时刻t的共享效益值。
在一种实现方案中，所述第一效益模型的表达式为：，其中，表示服务商的第一效益模型，k表示服务商预设的在一个时间周期下服务商进行效益分配的第二比例系数，T表示一个服务周期所包含的时刻总数。
在一种实现方案中，所述第二效益模型的表达式为：，其中，/>，/>表示第i个光伏用户在时刻t的共享效益分配值，/>表示第i个光伏用户在时刻t的净输出功率，/>表示用户集群中电能供给方在时刻t的总售电功率，/>表示用户集群中电能需求方在时刻t的购电功率，/>表示用户集群中电能供给方在时刻t的共享效益分配值，/>表示用户集群中电能需求方在时刻t的共享效益分配值。
在一种实现方案中，计算每个光伏用户在一个时间周期的总净用能成本的表达式为：，其中，/>表示第i个光伏用户在一个服务周期的总净用能成本，为正值时表示支付给服务商的用电费用，为负值时表示服务商返还的售电收益，/>表示每个光伏用户单独运行一个时间周期的购售电成本。
在一种实现方案中，所述服务商在一个时间周期的费用结算模型的表达式为：，其中，/>表示服务商在一个服务周期结束后向用户集群收取/返还的最终用电费用/最终售电收益，/>表示服务商在一个服务周期结束后向电网收取的售电费用，/>表示服务商在一个服务周期结束后支付给电网的购电费用。
在一种实现方案中，方法还包括：判断求解所述第一效益模型的效益值是否与求解所述费用结算模型的费用结算值相等，若相等，则将所述第二比例系数作为服务商的效益分成比例系数，否则，调整所述第二比例系数，直至求解所述第一效益模型的效益值与求解所述费用结算模型的费用结算值相等。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1、本发明从效益共享的角度出发，将效益共享理念合理地融入光伏能源共享模型之中，并依据用户集群的发电功率和用电负荷确定其在任一时刻的电能共享量、净用能成本模型以及用户集群在任一时刻向电网的总购电功率或总售电功率。然后，建立了分布式光伏能源的共享效益模型，以此表征分布式光伏能源的共享效益与电价获利区间、光伏电能共享量之间的紧密关系。接着，基于启发式方法设计了服务器与用户集群的共享效益分配策略与效益分配模型，建立了分布式光伏共享服务费用结算模型。基于该费用结算模型，分析出用户集群在一个时间周期下的购售电功率的最优购售策略及服务商在一个时间周期下的最优运营策略，从而实现园区光伏用户的聚合运营。
2、本发明利用园区分布式光伏共享服务具有“协同管理、互补互济”的特点，相比于传统的“自发自用、余电上网”的用户运行模式，可以有效促进分布式光伏电能在共享用户集群中融通消纳，减少光伏过剩功率倒送电网的数值。进一步的，基于启发式的分布式光伏共享效益分配策略更能够被园区内的用户普遍接受，其能够创造增益性价值，同时实现效益公平合理分配以及降低光伏用户的用电成本。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：
图1示出了本发明实施例提供的光伏能源共享模型的结构原理图；
图2示出了本发明实施例提供的聚合园区分布式光伏能源的运营方法的流程示意图；
图3示出了本发明实施例提供的上网电价与分时电价的对比示意图；
图4示出了本发明实施例提供的光伏用户的光伏发电机组的功率比曲线图；
图5示出了本发明实施例提供的5个（A1- A5）光伏用户的负荷需求图；
图6示出了本发明实施例提供的分时电价的曲线图；
图7示出了本发明实施例提供的光伏用户A1在各个时刻的净输出功率曲线图；
图8示出了本发明实施例提供的光伏用户A2在各个时刻的净输出功率曲线图；
图9示出了本发明实施例提供的光伏用户A3在各个时刻的净输出功率曲线图；
图10示出了本发明实施例提供的光伏用户A4在各个时刻的净输出功率曲线图；
图11示出了本发明实施例提供的光伏用户A5在各个时刻的净输出功率曲线图；
图12示出了本发明实施例提供的用户集群的购售电功率的示意图；
图13示出了本发明实施例提供的光伏用户参与共享服务前后的净用能成本的对比示意图。
实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。
需说明的是，可在本申请的各种实施例中使用的术语“包括”或“可包括”指示所申请的功能、操作或元件的存在，并且不限制一个或更多个功能、操作或元件的增加。此外，如在本申请的各种实施例中所使用，术语“包括”、“具有”及其同源词仅意在表示特定特征、数字、步骤、操作、元件、组件或前述项的组合，并且不应被理解为首先排除一个或更多个其它特征、数字、步骤、操作、元件、组件或前述项的组合的存在或增加一个或更多个特征、数字、步骤、操作、元件、组件或前述项的组合的可能性。
需要理解的是，诸如术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。
目前，通常可根据业主分布式光伏装机容量、负荷规模、用电类型等实际情况允许其选用全部自发自用、自发自用余电上网或全额上网三种运营模式。由于园区内企业类型主要以工商业为主，选择自发自用余电上网是相对理想的模式，这样既可以通过自发自用以节省电费的方式直接享受电网的销售电价，又可以将盈余电力以规定的上网电价出售给电网。因此本发明考虑园区分布式光伏用户在独立运行时采用自发自用余电上网这一模式。
下面将对本实施例的一些技术术语进行说明，如下：
园区分布式光伏用户采用“自发自用、余电上网”模式的运行原理。高性能的太阳能组件通过支架被集中安装在楼顶上，经过串联与并联后组成太阳能电池方阵。太阳能电池方阵吸收太阳光产生直流电，经过光伏逆变器转化为可供业主使用的交流电，业主消纳不了的电可以上传至电网，获得相应的电费收入。“自发自用、余电上网”模式涉及园区分布式光伏用户和电网公司两类市场主体，主体间的组织关系、结算方式等比较简单。相较该模式，本发明提出的光伏能源共享模型更注重交互性和统一性，在市场化运营时包含三类参与主体，如图1所示，光伏能源共享模型参与主体分别是：园区分布式光伏用户群体(简称“用户集群”)、分布式光伏共享服务商(简称“服务商”)以及电网。下面对光伏能源共享模型所包含的光伏用户、服务商和电网公司的作用进行详细的说明。
（1）光伏用户：对于园区内的光伏用户，其光照和温度等外部环境基本一致，导致光伏功率输出特性也总体相同，但由于不同用户光伏装机容量和负荷模式存在差异，因此在某些时段各光伏用户的净功率具有互补性，这为光伏共享提供了前提条件。在园区分布式光伏上网电价低于光伏用户购电电价的市场环境下，光伏用户通过形成共享用户集群的方式进行电能共享，可以实现比独立运行更好的收益。
（2）服务商：对于服务商，其打通了分布式光伏共享服务渠道，在服务运营中充当纽带作用，提供电力购售代理和费用结算服务。当共享用户集群出现光伏功率盈余时，共享服务商需要以光伏上网电价向电网公司售电，同时代收售电费用；当共享用户集群出现电功率缺额时，共享服务商需要以市电电价向电网公司购电，同时垫付购电费用。共享服务商还需制定有效的共享效益分配策略，并在最后结算层面与各主体进行费用清算。
（3）电网：对于电网公司，其为共享用户集群提供了光伏余电上网服务，同时可通过所属配电网向共享用户集群售电。
园区分布式光伏共享服务的实施主要体现的是参与主体间的能量传输和信息传递，园区内的电力线路是进行光伏功率融通共享的基本条件，一般具备较高的可拓展性；各用户的分布式光伏发电系统都安装有保护器、控制器、计量表等智能终端，可对光伏机组进行实时保护，对光伏输出功率进行实时调节与监测；服务商将基于共享服务平台整合分析共享用户集群的数据信息实施共享服务。
对于共享用户集群，服务商在服务期间重点需要关注两种状态，分别是电力资源单体状态和电力资源全局状态，前者关乎效益分配，后者关乎能量平衡。在服务时间跨度方面，由于园区分布式光伏共享用户集群整体采用的依旧是“自发自用、余电上网”模式，并不涉及光伏机组日前调度策略的制定，因此本发明主要讨论共享服务实施进程的日中和日后两个时间段。在运行日中，共享用户集群各用户调节本地控制器使所属光伏机组处于最大功率输出状态；共享服务平台实时汇总从共享用户集群中采集的数据，明晰各时刻所有光伏用户的光伏发电功率和用电负荷；平台同时会计算出共享用户集群的功率缺额或盈余总量，进而生成购售电报表。运行日结束后，平台将相应数据存入历史数据库，同时更新服务界面，继续服务于下一个运行日。
进一步的，本发明结合市场实际，将分布式光伏共享服务机制业务流程划分为说明、申报、签约、运行管理、效益核算和费用结算6个阶段，具体为：
（1）说明阶段：服务商提前制定好分布式光伏共享的服务条款，条款内容包括服务商与用户方的权利、义务以及共享效益分配方式等，将条款内容推送至园区内所有分布式光伏用户。
（2）申报阶段：光伏用户在充分了解分布式光伏共享服务条款后，愿意参与共享服务的光伏用户填写共享服务申报表，申报内容包括用户自身的负荷类型、自身配置的分布式光伏的装机容量、服务参与期限(以“天”为单位)等。
（3）签约阶段：共享服务商对光伏用户提交的共享服务申报表进行逐一审核，并与通过审核的光伏用户达成电子服务协议，签订分布式光伏共享的电子服务合同，以便约定双方的权利与义务。
（4）运行管理阶段：在实际运行日始，各光伏用户调节光伏机组为最大功率输出状态，共享用户集群中所有光伏用户进行电能共享；同时，共享服务商将平台生成的购售电报表实时转发给电网公司进行核对；在忽略园区电力传输损耗的情况下，购售电报表的数据理论上和共享用户集群并网点双向电表所记录的数据一致，服务商与电网公司进行数据核对可避免结算时可能存在的经济纠纷。
（5）效益核算阶段：在实际运行日后，共享服务商将根据共享效益模型对共享效益进行核算，并通过效益分配模型明确服务商自身和参与共享服务的光伏用户的效益分配金额。
（6）费用结算阶段：在实际运行日后，共享服务商将根据费用结算模型与签订合同的光伏用户进行电能垫付/代收费用和效益分配的最终结算，与电网公司进行购售电费用的结算。
目前，在储能共享、能量共享等方面的技术方案已有分析与探索，但多数现有技术主要集中于多个参与主体下资源共享的顶层设计，并未深入分析分布式光伏能源，特别是分布式光伏共享的相关市场化服务机制及实施细节，这很大程度上制约了光伏管理运营领域的发展，现有技术具体存在以下不足：
1）分布式光伏能源的共享服务流程模糊不清，具备价值推广和普适应用的服务实施内容，但缺乏具体设计，这导致能源共享服务的需求被抑制；
2）分布式光伏能源的共享服务的价值增益未能有效量化，光伏能源的分配策略也未结合服务增益进行有效设计，这使得含有分布式光伏设备的发电用户对参与服务产生的效益认知不够明晰，对效益能否公平分配也存有一定疑虑，削减含有分布式光伏设备的发电用户参与能源共享服务的意愿。
故此，为解决上述实施例所述的现有技术的不足之处，本实施例提供了一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法，该方法应用于光伏能源共享模型，该方法从效益共享的角度出发，将效益共享理念合理地融入光伏能源共享模型之中，并依据用户集群的发电功率和用电负荷确定其在任一时刻的电能共享量、净用能成本模型以及用户集群在任一时刻向电网的总购电功率或总售电功率。然后，建立了分布式光伏能源的共享效益模型，以此表征分布式光伏能源的共享效益与电价获利区间、光伏电能共享量之间的紧密关系。接着，基于启发式方法设计了服务器与用户集群的共享效益分配策略与效益分配模型，建立了分布式光伏共享服务费用结算模型。基于该费用结算模型，分析出用户集群在一个时间周期下的购售电功率的最优购售策略及服务商在一个时间周期下的最优运营策略，从而实现园区光伏用户的聚合运营。
下面将结合具体的实施方式对本实施例提供的运营方法进行详细说明，请参考图2，图2示出了本发明实施例提供的聚合园区分布式光伏能源的运营方法的流程示意图，如图2所示：
S201，获取所有光伏用户的发电功率和用电负荷，以及用户集群向电网购电的分时电价和上网电价。
本实施例中，在园区分布式光伏共享用户集群中，各个光伏用户拥有不同的负荷特性，因此配置有不同容量的分布式光伏机组，本发明考虑分布式光伏共享用户集群中所有光伏用户的用电性质相同（即各个光伏用户向电网购电价格为一致）。而针对园区而言，即包含了工业园区、商业园区等，这些均可根据该园区的技术产业得出。
针对用户集群的发电功率和用电负荷。是通过用户在一天24小时的各个时刻的发电功率和用电功率绘制得出的。这是本领域技术人员的公知概率，本实施例不做多余的解释。
S202，根据所述发电功率和用电负荷，确定光伏用户在任一时刻的电能共享量。
本实施例中，由于分布式光伏受光照辐射强度、光照入射角等因素的影响在不同时刻的出力不同，且光伏用户的电负荷需求在不同时刻也不尽相同，因此光伏用户的净输出功率在不同时刻会有所差异；此外，分布式光伏共享用户集群中不同光伏用户在同一时刻的净输出功率也各有不同。可根据净输出功率是否为非负的条件，将某时刻共享用户集群中的所有光伏用户分为电能供给方和电能需求方两种类型。因此，电能共享量即包括了需求量和供给量。
在一个实施例中，电能共享量的确定，包括：
所述发电功率减去用电负荷的差值，作为用户集群的净输出电功率；
依据所述净输出电功率确定用户集群在任一时刻的购电功率或售电功率；
依据用户集群在任一时刻的购电功率或售电功率，确定光伏用户在任一时刻的电能共享量。
具体的，分布式光伏共享用户集群中光伏用户i在时刻t的净输出功率可表示为：，其中，/>为第i个光伏用户的分布式光伏机组在时刻t的输出电功率，/>为第i个光伏用户在时刻t的电负荷。
由于分布式光伏受光照辐射强度、光照入射角等因素的影响在不同时刻的出力不同，且光伏用户的电负荷需求在不同时刻也不尽相同，因此光伏用户的净输出功率在不同时刻会有所差异；此外，分布式光伏共享用户集群中不同光伏用户在同一时刻的净输出功率也各有不同。可根据净输出功率是否为非负的条件，将某时刻共享用户集群中的所有用户分为电能供给方和电能需求方两种类型。共享用户集群中电能供给方在时刻t的售电功率(total selling power, TSP)和电能需求方在时刻t的购电功率(total buying power,TBP)可分别描述为：
；
；其中，N为分布式光伏共享用户集群组成的集合，数学描述为，其中，n数值意义表示共享用户集群中光伏用户的数量。根据上述的售电功率和购电功率表达式，可以建立分布式光伏共享用户集群N在时刻t的电力共享量(power sharing quantity，PSQ)模型，具体可描述为：/>，其中，为分布式光伏共享用户集群N在时刻t的电力共享量。进一步，即可根据PSQ模型确定共享用户集群N在时刻t对应的单位时段的电能共享量(electric energy sharingquantity，ENSQ)，描述为下式：/>，其中，/>表示单位时段。
S203，根据在任一时刻的购电功率或售电功率、分时电价和上网电价，建立包含用户集群的净用能成本最小的目标函数和功率平衡的约束条件的净用能成本模型。
在一个实施例中，所述净用能成本最小的目标函数的表达式为：，其中，/>表示用户集群在时刻t的最小净用能成本，/>和/>表示第i个光伏用户在时刻t的购电功率和售电功率，p t 表示光伏用户在时刻t向电网购电的分时电价，/>表示用户集群向电网的上网电价，N表示用户集群。
共享服务商将以共享用户集群净用能成本最小（即净收益最大）为目标实施共享服务，上网电价对标当地燃煤发电基准价，因此本实施例取上网电价为燃煤机组标杆上网电价。
下面对约束条件进行详细的描述，功率平衡的约束条件包括电功率平衡约束、光伏用户的光伏机组的出力约束以及在同一时刻的购售电功率约束。
具体的，电功率平衡约束条件是指共享用户集群在任何时刻应该保持电平衡约束，可描述为：，光伏用户的光伏机组的出力约束是指在任意时刻应该满足出力上下限约束，其出力模型及约束可描述为：，/>，其中，/>为第i个光伏用户的光伏机组在时刻t的最大输出功率；/>为其光伏机组的装机容量；/>为其光伏机组在时刻t的功率比，与光照辐射强度、光照入射角度、太阳能板的效率等因素有关。
购售电功率约束是指在正常市场秩序下，对于分布式光伏用户，在同一时刻只能选择购电或售电两种行为之一，因此存在以下约束：
；
；其中，/>和/>分别为第i个光伏用户购电和售电的功率上限；/>为0-1状态变量，为1时表示光伏用户购电，为0时表示光伏用户售电。
S204，求解所述净用能成本模型，得到用户集群在任一时刻向电网的总购电功率或总售电功率。
本实施例中，求解上述净用能成本模型得到共享用户集群内各光伏用户的购/售电功率信息，进而可求得共享用户集群在时刻t向电网的总购售电功率。基于该信息设计共享用户集群购售电模型(对应平台生成的购售电报表)，其数学描述如下：
；
；
；
其中，STR表示共享用户集群的购售电模型，与/>分别表示共享服务商为共享用户集群N在时刻t的代购电功率、代售电功率。
由上述内容可知，为了满足分布式光伏共享用户集群整体经济最优，共享服务商会优先让共享用户集群内部进行能量共享，当有电力缺额或盈余时才会选择向电网购售电。由此分析可知，共享用户集群的购售电模型也可直接通过共享用户集群中电能供给方的总售电功率与电能需求方的总购电功率/>来进行数学描述，具体可表达为下式：/>；/>；
基于上文的总购售电功率的计算式，分析出当共享用户集群中的元素个数超过1时，共享用户集群在时刻t的总电功率缺额量或盈余量/>是唯一确定的，但是求解出的/>或/>则可能不唯一，具体取决于所采用求解算法的内设规则。其根本原因是共享用户集群净用能成本目标函数满足电功率平衡约束，只要共享用户集群电功率缺额总量或盈余总量确定，最小净用能成本即可确定，与缺额总量或盈余总量在共享用户集群中各光伏用户的分配方式无关。因此，对共享用户集群，不能简单根据求解出的/>和/>进行各光伏用户的费用结算，还需要进一步明确共享效益值并制定合理的共享效益分配策略。
S205，根据所述电能共享量、分时电价和上网电价，构建分布式光伏能源的共享效益模型。
本实施例中，共享用户集群中各光伏用户在参与共享服务前后的成本差值即为共享服务产生的共享效益，因此可以建立如下传统的共享效益模型：，其中，/>为共享用户集群N在时刻t对应单位时段的共享效益值，物理意义表示共享用户集群的所有光伏用户在时刻t对应单位时段产生的节能成本，
由于本发明所讨论的分布式光伏共享服务机制中涉及到两个电力价格，分别是电网向用户的售电电价p t 和分布式光伏上网电价，此处设售电电价p t 为分时电价，可画出示意图，如图3所示。若分布式光伏用户不参与共享服务，在电力出现缺额时只能以分时电价向电网购电，而在电力出现盈余时只能按光伏上网电价向电网售电；分布式光伏用户在参与共享服务与其他光伏用户形成共享用户集群后，用户相互间可以进行电能的融通共享，且当共享的这部分电能的价格处于上网电价与分时电价之间时，共享用户集群中电能需求方和电能供给方均可以从中获利，两者获利之和即为共享效益。由此可见，分布式光伏共享之所以能带来共享效益，是由于共享用户集群在进行电能共享时存在电价获利区间。从图3可见，电价获利区间为图中的阴影部分，数学描述为/>。电价获利区间仅决定单位共享效益量，其与共享用户集群电能共享量一起将决定总体共享效益量。因此，可通过电能共享量和电价获利区间来表征分布式光伏共享效益，故此本实施例构建分布式光伏能源的的共享效益模型具体可描述为：
，其中，/>表示用户集群在时刻t的电能共享量，表示用户集群在时刻t的共享效益值。/>和这两个式子虽然在数值意义上完全等同，但两者具有不同的物理意义：前者代表的是共享用户集群节能成本，后者代表的是共享用户集群价值增益。两者相比起来，本实施例提供的/>共享效益模型更能直观体现分布式光伏共享效益存在的本质，同时，也更能清晰表达分布式光伏共享可释放的效益空间潜力。
S206，根据每个光伏用户的净输出功率与总购电功率或总售电功率的比值，确定对用户集群进行效益分配的第一比例系数。
本实施例中，分布式光伏共享效益分配的对象是共享服务商与共享用户集群中各光伏用户。分布式光伏共享效益是属于增值效益，而增值效益通常难以找到甚至不存在最优分配方式；此外，由于各光伏用户参与服务前后光伏机组的出力并没有发生改变，同时参与共享服务也并没有付出额外成本，理论上各光伏用户只要获得正的效益分配值便能够实现“有利可图”，因此共享用户集群中各光伏用户的效益分配值比较容易找到“非劣解”。然而由于光伏用户对共享效益分配方式的认可度对于服务能否顺利实施极为关键，仅靠“非劣解”进行效益随机分配在共享用户集群中势必难以服众，相比起来采用根据市场一般经验规则制定的效益分配方式更能够被用户普遍接受。综上可知启发式方法适用于分布式光伏共享效益的分配，下面将针对共享服务商和光伏用户分别说明启发式的效益分配方式。
由上述步骤S206的分析可知，分布式光伏共享效益的产生是由于存在电价获利区间和共享用户集群存在电能共享量。电价获利区间在市场上属于客观存在，与是否实施共享服务无关；电能共享量则是由于共享用户集群中有电能供给方和电能需求方，两者在共享服务中理论上处于同等价值地位。因此，对于剩余共享效益(共享服务商分成后剩下的共享效益)，可平分给共享用户集群中的供需双方，如此既符合经验价值判断，也比较公平。在剩余共享效益平分给供需用户后，还需要进一步在供需用户间进行分配。由于共享效益与共享量直接相关，共享量又与净输出功率直接相关，根据启发式的效益分配策略，按照“净输出功率占总购售功率比值”进行共享用户集群电能供给方与需求方中各光伏用户的共享效益分配。
启发式共享效益分配策略为：针对每个服务时段，共享服务商按照一定的“效益分成比例系数”进行共享效益抽成(即比例系数法)，剩余共享效益平分给共享用户集群中电能供给方和电能需求方，供给方或需求方的各光伏用户按照各自“净输出功率占总购售功率比值”进行效益再分配。
故此，效益平分策略实际上等同于电能供给方将电能共享量以上网电价与分时电价的中间价卖给了电能需求方，即电能共享量的交易价格为，各光伏用户对共享量的供需比例按照“净输出功率占总购/售电功率比值”计算；此外，共享用户集群的总电力盈余量按照上网电价售出，售出所对应的收益按照电能供给方中各光伏用户净输出功率占电能供给方总售电功率比值分配；共享用户集群的总电力缺额量按照分时电价购入，购入所对应的成本按照电能需求方中各光伏用户净输出功率占电能需求方总购电功率比值分摊。
S207，预设在一个时间周期下服务商进行效益分配的第二比例系数，根据第二比例系数和共享效益模型，构建服务商在任一时刻的第一效益模型。
本实施例中，共享服务商会根据市场环境与服务实施的技术门槛合理评估服务费收取标准，建立如下效益分配模型：，其中，/>表示服务商的第一效益模型或者表示共享服务商的共享效益分成函数，k表示共享服务商制定的效益分成比例系数，即第二比例系数，T表示一个服务周期所包含的时段总数。需特别说明的是，由于市场因素具有不确定性，k的取值难以准确量化，所以通常由服务商根据服务环境与取值依据进行主观决定，并随着市场发展进行动态调整，每次调整前均需要由电子服务合同对光伏用户进行签字，所以通常由服务商根据服务环境与取值依据进行主观决定，并随着市场发展进行动态调整，每次调整前均需要由电子服务合同对光伏用户进行签字。
S208，依据所述共享效益模型、第一效益模型和第一比例系数，构建每个光伏用户在任一时刻的第二效益模型。
本实施例中，基于上述步骤S207的实施例提供的第一效益模型的基础上，服务商抽取了在第二比例系数下的服务费，那么剩下的费用即为光伏用户的共享效益；因此，本实施例基于总的共享效益模型、第一效益模型和第一比例系数，构建出每个光伏用户在任一时刻的第二效益模型，具体如下：
共享服务商对共享效益分成后的剩余共享效益的表达式为：/>。
剩余共享效益将平分给共享用户集群中的电能供给方与电能需求方，数学描述可表示为：。
电能供给方或电能需求方的各光伏用户将按照各自“净输出功率占总购/售电功率的比值，即第一比例系数”进行效益再分配，具体可描述为：
；其中，/>，/>表示第i个光伏用户在时刻t的共享效益分配值，/>表示第i个光伏用户在时刻t的净输出功率，表示用户集群中电能供给方在时刻t的总售电功率，/>表示用户集群中电能需求方在时刻t的购电功率，/>表示用户集群中电能供给方在时刻t的共享效益分配值，/>表示用户集群中电能需求方在时刻t的共享效益分配值。
S209，根据每个光伏用户单独运行一个时间周期的购售电成本和第二效益模型，计算出每个光伏用户在一个时间周期的总净用能成本。
本实施例中，基于上述步骤S208所明确的共享用户集群各光伏用户的效益分配值后，需要重新对各用户在一个服务周期的总净用能成本进行核定，以便共享服务商进行费用结算。建立光伏用户的费用结算模型，具体可描述为：，其中，/>表示第i个光伏用户在一个服务周期的总净用能成本，为正值时表示支付给服务商的用电费用，为负值时表示服务商返还的售电收益。
S2010，依据所述总净用能成本、分时电价、总购电功率和总售电功率，构建服务商在一个时间周期的费用结算模型。
本实施例在步骤S209的基础上，建立共享服务商的费用结算模型，可描述为：，其中，/>表示服务商在一个服务周期结束后向用户集群收取/返还的最终用电费用/最终售电收益，/>表示服务商在一个服务周期结束后向电网收取的售电费用，/>表示服务商在一个服务周期结束后支付给电网的购电费用。
S2011，根据所述费用结算模型，分析出用户集群在一个时间周期下的购售电功率的最优购售策略及服务商在一个时间周期下的最优运营策略。
在一个实施例中，方法还包括：判断求解所述第一效益模型的效益值是否与求解所述费用结算模型的费用结算值相等，若相等，则将所述第二比例系数作为服务商的效益分成比例系数，否则，调整所述第二比例系数，直至求解所述第一效益模型的效益值与求解所述费用结算模型的费用结算值相等。
由于表征着服务商服务园区光伏用户的服务费用的效益分成的第二比例系数是服务商设定的，导致该系数的人为主观因素较重，不利于实际的效益分成，故此，本实施例判断费用结算值是否与效益值相等，若，则说明共享服务商与各方进行费用结算后剩余的净值，可以为服务商的服务收益，若/>，则调整所述第二比例系数，直至，从而来降低第二比例系数的主观因素，进而保证共享服务的效益分配合理化。
为验证本实施例所提供的的聚合园区分布式光伏能源的运营方法的有效性，提供了采用某园区作为算例进行分析。
选取某园区5家企业用户(A1-A5)为算例对象，以夏季某典型日为运行日(取1h)，论证分布式光伏共享服务的可行性与有效性。用户A1-A5的电价类型、分布式光伏装机容量以及夏季典型日最大负荷情况如表1所示。
表1参数设置
结合园区所在地夏季典型日光照相关历史数据，给出光伏机组的功率比曲线如图4所示。由图可见，光伏机组出力集中在07:00—20:00时段。
光伏用户A1-A5在该典型日内各时刻的负荷需求情况如图5所示。由图可见，各用户的负荷类型均近似为迎峰型，负荷主要集中在07:00—20:00时段，结合光伏功率比曲线图分析可知，用户A1-A5安装分布式光伏发电具备一定合理性。
光伏用户A1-A5的用电价格采用一般工商业用户分时电价，分时电价曲线如图6所示；在00:00—06:00和22:00—24:00时段为0.4263元/(kw*h)，在06:00—10:00和18:00—22:00时段为1.2567元/(kw*h)，在10:00—18:00时段为0.8406元/(kw*h)。分布式光伏上网电价对标当地燃煤机组标杆上网电价，取上网电价为0.4012元/(kw*h)。由于本发明算例中仅以5位光伏用户为例，光伏用户所形成的共享用户集群规模不大，可近似看作分布式光伏共享服务推广前期的试运营阶段，从市场实际情况考虑，在该阶段共享服务商主要以扩大目标用户集群体为主，会尽可能将效益让利给参与用户以吸引更多用户入驻共享服务平台，因此共享服务商的共享效益分成比例系数设定值理应偏小，此处设第二比例系数k为0.1。
基于光伏用户A1-A5的分布式光伏在夏季典型日的出力与负荷情况，可求出用户各时刻的净输出功率，具体如图7-图11所示，需说明的是，净输出功率只与光伏出力与用户负荷有关，故用户参与共享服务前后净输出功率不变。由图7-图11可知，共享用户集群中用户A1-A3在09:00-15:00时段净输出功率为正值，而在对应时段用户A4-A5的净输出功率为负值，说明在该时段用户A1-A3为电能供给方，用户A4-A5为电能需求方，共享用户集群将出现光伏电能有效共享；在其余时段所有用户均为电能需求方，将从电网购电以满足功率平衡。
根据共享用户集群购售电模型可求出共享用户集群购售电功率情况，具体如图12所示。由图12可见，共享用户集群在10:00-11:00和13:00-14:00时段出现了光功率过剩，此时会将这小部分盈余电力出售给电网。结合图7-图11，相较用户独立运行时，各自向电网倒送过剩光伏功率的情况，各用户形成共享用户集群后将有效促进光伏电能就地共享消纳，进而减少对应区域向电网倒送功率的量值，一定程度上减小了光伏机组波动性出力给电网带来的困扰，助力电网安全稳定运行。
由上文可知共享用户集群在09:00-15:00时段存在电能共享行为，根据共享量模型可求出各时段共享用户集群的实际共享量。在此基础上，针对每个电能共享时段，可通过分布式光伏共享效益模型和效益分配模型计算得出服务商与各用户的共享效益分配值，仿真结果如表2所示。
表2 共享效益分配结果
由上表2可知，光伏用户A1-A5在该典型日总计共享消纳了5541.08 kW*h的光伏电能，创造了2602.19元的共享效益。其中，共享服务商从中抽取10%作为自身的服务收益，获得了260.22元；光伏用户A1-A5分别获得了421.30元、288.91元、460.78元、477.03元和693.96元的效益分配值(电能供给方A1-A3的效益分配总值与电能需求方A4-A5的效益分配总值相等，均为1170.99元)。光伏用户A2所得效益分配值相对较低是由于其作为电能供给方所供给的电能比例相对较低，则在光伏电能共享量中的有效供给也较低，因此所得效益分配值不及用户A1和A3。光伏用户A5作为电能供给方，其在光伏电能共享量中的有效需求较高，因此所得效益分配值高于A4。其余用户可类比分析，此处不再赘述。
基于上述所分析的光伏用户独立运行时的净用能成本模型，结合各用户效益分配值，可求得用户A1-A5参与分布式光伏共享服务前后的净用能成本，仿真结果如图13所示。
由图13可知，光伏用户A1-A5在参与共享服务后净用能成本均有不同程度的降低，相较服务前下降幅度分别为16.0%、9.6%、12.7%、7.2%和8.0%。光伏用户A1成本降幅相对较大，一方面是因为其成本基数较小，另一方面是由于其获得了可观的共享效益回报。
综上可知，用户参与分布式光伏共享服务可有效减少其用电成本，这将成为共享服务商在市场上推广共享服务的核心吸引力。
在业务流程的费用结算阶段，共享服务商将与电网公司及各参与用户进行相关费用的结算。根据费用结算模型，各参与主体在该典型日的费用结算仿真结果如表3所示。
表3 各参与主体费用结算结果
由上表3可知，共享用户集群在该典型日的购电电量共计24099.47kW*h，在该典型日的售电电量(光伏机组的上网总电量)共计46.41kW*h，对应购、售电费均由共享服务商代为缴纳与收取。光伏用户A1-A5根据接收到的费用清单向服务商缴纳最终净用能成本费用。服务商与各方结算的净值即为其服务收益，无需单独收取服务费用。服务商虽然作为费用结算的中间主体，但是并没有增加用户结算电费的复杂度，同时还为电网公司减少了电费结算对象(由5位光伏用户结算变为与服务商一个主体结算)，从一定程度上体现了共享服务的便利简洁性。
综上实施例，本发明构建了园区分布式光伏共享服务机制，以园区分布式光伏用户集群净用能成本最小为目标，采用基于启发式方法的共享效益分配策略，通过MATLAB成功求解出园区分布式光伏用户的运行结果以及共享效益分配结果，具备以下有益效果：
本发明提出了包含参与主体、实时架构和业务流程的园区分布式光伏共享服务机制，利于分布式能源服务在园区市场进行开展，具有相当的实际意义。
本发明利用园区分布式光伏共享服务具有“协同管理、互补互济”的特点，相比于传统的“自发自用、余电上网”的用户自治运行模式，可以有效促进分布式光伏电能在共享用户集群中融通消纳，减少光伏过剩功率倒送电网的数值。
本发明基于启发式的分布式光伏共享效益分配策略更能够被用户普遍接受，其能够创造增益性价值，同时实现效益公平合理分配以及降低光伏用户的用电成本。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法，应用于光伏能源共享模型，所述光伏能源共享模型包括用户集群、服务商和电网，其中用户集群包括多个光伏用户，其特征在于，方法包括：
获取所有光伏用户的发电功率和用电负荷，以及用户集群向电网购电的分时电价和上网电价；
根据所述发电功率和用电负荷，确定光伏用户在任一时刻的电能共享量；
根据在任一时刻的购电功率或售电功率、分时电价和上网电价，建立包含用户集群的净用能成本最小的目标函数和功率平衡的约束条件的净用能成本模型；
求解所述净用能成本模型，得到用户集群在任一时刻向电网的总购电功率或总售电功率；
根据所述电能共享量、分时电价和上网电价，构建分布式光伏能源的共享效益模型；
根据每个光伏用户的净输出功率与总购电功率或总售电功率的比值，确定对用户集群进行效益分配的第一比例系数；
预设在一个时间周期下服务商进行效益分配的第二比例系数，根据第二比例系数和共享效益模型，构建服务商在任一时刻的第一效益模型；
依据所述共享效益模型、第一效益模型和第一比例系数，构建每个光伏用户在任一时刻的第二效益模型；
根据每个光伏用户单独运行一个时间周期的购售电成本和第二效益模型，计算出每个光伏用户在一个时间周期的总净用能成本；
依据所述总净用能成本、分时电价、总购电功率和总售电功率，构建服务商在一个时间周期的费用结算模型；
根据所述费用结算模型，分析出用户集群在一个时间周期下的购售电功率的最优购售策略及服务商在一个时间周期下的最优运营策略。
2.根据权利要求1所述的聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，电能共享量的确定，包括：
所述发电功率减去用电负荷的差值，作为用户集群的净输出电功率；
依据所述净输出电功率确定用户集群在任一时刻的购电功率或售电功率；
依据用户集群在任一时刻的购电功率或售电功率，确定光伏用户在任一时刻的电能共享量。
3.根据权利要求1所述的聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，所述净用能成本最小的目标函数的表达式为：；其中，表示用户集群在时刻t的最小净用能成本，/>和/>表示第i个光伏用户在时刻t的购电功率和售电功率，p t 表示光伏用户在时刻t向电网购电的分时电价，/>表示用户集群向电网的上网电价，N表示用户集群。
4.根据权利要求3所述的聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，功率平衡的约束条件包括电功率平衡约束、光伏用户的光伏机组的出力约束以及在同一时刻的购售电功率约束。
5.根据权利要求3所述的聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，所述共享效益模型的表达式为：，其中，/>表示用户集群在时刻t的电能共享量，/>表示用户集群在时刻t的共享效益值。
6.根据权利要求5所述的聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，所述第一效益模型的表达式为：，其中，/>表示服务商的第一效益模型，k表示服务商预设的在一个时间周期下服务商进行效益分配的第二比例系数，T表示一个服务周期所包含的时刻总数。
7.根据权利要求6所述的聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，所述第二效益模型的表达式为：，其中，/>，/>表示第i个光伏用户在时刻t的共享效益分配值，/>表示第i个光伏用户在时刻t的净输出功率，/>表示用户集群中电能供给方在时刻t的总售电功率，/>表示用户集群中电能需求方在时刻t的购电功率，/>表示用户集群中电能供给方在时刻t的共享效益分配值，/>表示用户集群中电能需求方在时刻t的共享效益分配值。
8.根据权利要求7所述的聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，计算每个光伏用户在一个时间周期的总净用能成本的表达式为：，其中，/>表示第i个光伏用户在一个服务周期的总净用能成本，为正值时表示支付给服务商的用电费用，为负值时表示服务商返还的售电收益，/>表示每个光伏用户单独运行一个时间周期的购售电成本。
9.根据权利要求8所述的聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，所述服务商在一个时间周期的费用结算模型的表达式为：
，其中，/>表示服务商在一个服务周期结束后向用户集群收取/返还的最终用电费用/最终售电收益，表示服务商在一个服务周期结束后向电网收取的售电费用，表示服务商在一个服务周期结束后支付给电网的购电费用。
10.根据权利要求1所述的一种聚合园区分布式光伏能源的运营方法，其特征在于，方法还包括：判断求解所述第一效益模型的效益值是否与求解所述费用结算模型的费用结算值相等，若相等，则将所述第二比例系数作为服务商的效益分成比例系数，否则，调整所述第二比例系数，直至求解所述第一效益模型的效益值与求解所述费用结算模型的费用结算值相等。
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