尹立敏，王 琳，雷 剛，蔣家祥，楊鎮(zhèn)達(dá)，倪明偉

(1.東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院，吉林 吉林 132012；2.國網(wǎng)吉林省電力公司遼源分公司，吉林 遼源 136200)

近年來，飛速發(fā)展的經(jīng)濟(jì)在改善人民生活質(zhì)量的同時(shí)，對電力能源的要求也越來越高[1].化石能源的消耗量飛速增長加劇了全球能源枯竭的形勢，分布式發(fā)電技術(shù)的發(fā)展，可以緩解傳統(tǒng)化石能源的枯竭問題和環(huán)境問題.分布式發(fā)電(Distributed Generation，DG)具有對環(huán)境友好、裝配便捷、安全可靠等優(yōu)勢[2].然而，由于分布式發(fā)電受環(huán)境條件的波動性和隨機(jī)性較大，對主網(wǎng)的安全穩(wěn)定性造成威脅[3].微電網(wǎng)可以對分布式發(fā)電進(jìn)行整合管理，在保障系統(tǒng)安全可靠性的前提下，提高了清潔能源的利用率.并網(wǎng)型微電網(wǎng)管理系統(tǒng)要在聯(lián)絡(luò)線功率約束范圍內(nèi)調(diào)整DG的出力.不僅如此，目標(biāo)函數(shù)還要充分考慮微電網(wǎng)與大電網(wǎng)的交互成本，而在電力市場環(huán)境中，隨著電能需求的日益增長，負(fù)荷峰谷差也被逐漸拉大，使得需求響應(yīng)(Demand Response，DR)得到廣泛的關(guān)注，DR作為實(shí)現(xiàn)需求側(cè)管理的主要措施[4]，可以引導(dǎo)電力用戶對市場電價(jià)信號或者激勵(lì)機(jī)制做出響應(yīng)，從而改變用戶電力消費(fèi)習(xí)慣.在DR參與的項(xiàng)目中，根據(jù)不同的響應(yīng)機(jī)制，可分為采用負(fù)荷控制補(bǔ)償激勵(lì)機(jī)制的激勵(lì)型需求響應(yīng)[5]和采用負(fù)荷價(jià)格彈性電價(jià)的價(jià)格型需求響應(yīng)[6-8]兩種方式，參與電力市場運(yùn)行[9].通過改善負(fù)荷曲線的分布，優(yōu)化資源配置，是應(yīng)對可再生能源波動性、不確定性的有效途徑.所以研究需求響應(yīng)對微電網(wǎng)成本優(yōu)化的影響，對并網(wǎng)型微電網(wǎng)的日前經(jīng)濟(jì)運(yùn)行優(yōu)化有著重要的意義.

關(guān)于需求管理側(cè)參與優(yōu)化微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的問題，國內(nèi)外學(xué)者就此問題進(jìn)行了大量研究.文獻(xiàn)[10]在考慮大電網(wǎng)分時(shí)電價(jià)的基礎(chǔ)上引入負(fù)荷管理，建立了含有風(fēng)光燃儲家庭型微電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型，降低了用戶的購電費(fèi)用，也實(shí)現(xiàn)了可中斷負(fù)荷的零削減，提高了用戶的舒適度.文獻(xiàn)[11]提出了微電網(wǎng)雙層優(yōu)化模型，將需求側(cè)響應(yīng)層和微網(wǎng)層采用源荷互動方式對需求響應(yīng)層的負(fù)荷曲線進(jìn)行優(yōu)化，不僅改善了清潔能源利用率，也降低了可控微源平穩(wěn)性指標(biāo)，進(jìn)一步提高了微網(wǎng)運(yùn)行的綜合經(jīng)濟(jì)效益.文獻(xiàn)[12]在分時(shí)電價(jià)機(jī)制下，以電網(wǎng)交換量最小引入到目標(biāo)函數(shù)中，針對光伏微電網(wǎng)優(yōu)化運(yùn)行調(diào)度問題進(jìn)行了研究.文獻(xiàn)[13]以用戶側(cè)用電成本、空調(diào)與熱水器的舒適度作為優(yōu)化目標(biāo)，驗(yàn)證了優(yōu)化模型實(shí)用性，有效地降低了用電成本.雖然上述研究針對可轉(zhuǎn)移負(fù)荷、可削減負(fù)荷進(jìn)行相關(guān)分析，但所研究負(fù)荷只考慮兩種情況，即整體平移或者不平移，在實(shí)際工程運(yùn)用上具有片面性.

另外，由于微電網(wǎng)中風(fēng)光出力的波動性和不穩(wěn)定性，作為微電網(wǎng)中平衡新能源出力波動，能夠長期存儲電能的儲能系統(tǒng)(Energy Storage System，ESS)起到了平抑可再生能源波動的作用.因此，計(jì)及儲能系統(tǒng)的微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度成為國內(nèi)外學(xué)者研究的熱點(diǎn).文獻(xiàn)[14]對并網(wǎng)型光儲微電網(wǎng)儲能容量優(yōu)化配置進(jìn)行研究分析，建立了能量管理策略.文獻(xiàn)[15]對孤島型微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)模型，考慮儲能損耗，對微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了調(diào)度分析.這些研究中，對于儲能設(shè)備，僅僅是作為能量交換的中介，對于儲能系統(tǒng)自身的屬性分析沒有過多的深入研究.

本文在已有研究的基礎(chǔ)上，對含風(fēng)機(jī)、光伏、微型燃?xì)廨啓C(jī)、蓄電池組成的微電網(wǎng)為研究對象，提出了并網(wǎng)運(yùn)行模式下的微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型.模型中在綜合考慮分時(shí)電價(jià)、蓄電池綜合損耗、和可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的基礎(chǔ)上，以運(yùn)行成本最小和系統(tǒng)負(fù)荷與目標(biāo)負(fù)荷最小為多目標(biāo)的微電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度.采用遺傳算法進(jìn)行算例仿真，驗(yàn)證了所提模型的經(jīng)濟(jì)性.

1 微電網(wǎng)的系統(tǒng)構(gòu)成與需求側(cè)管理模型

1.1 微電網(wǎng)的基本結(jié)構(gòu)

典型的微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，該微電網(wǎng)系統(tǒng)主要是由光伏發(fā)電機(jī)(Photo Voltaic Cell,PV)、風(fēng)力發(fā)電機(jī)(Wind Turbine,WT)等清潔能源發(fā)電單元、微型燃?xì)廨啓C(jī)(Micro Turbine,MT)以及儲能系統(tǒng)(Energy Storage System,ESS)組成微電網(wǎng)的發(fā)電系統(tǒng)與固定負(fù)荷(Fixed Load,FL)、可轉(zhuǎn)移負(fù)荷(Transferable Load,TL)、能量管理系統(tǒng)(Energy Management System,EMS)等組件構(gòu)成.分布式電源通過電氣控制系統(tǒng)(Electrical Control System,ECS)、DC/AC逆變器并聯(lián)在交流母線上，微網(wǎng)各個(gè)分布式單元通過系統(tǒng)控制器與微電網(wǎng)控制中心聯(lián)接起來形成通信網(wǎng)絡(luò).整個(gè)系統(tǒng)能夠基于EMS通過通訊信道實(shí)現(xiàn)分布式能源網(wǎng)絡(luò)能量管理集成以及發(fā)電單元的有效控制，是微電網(wǎng)優(yōu)化運(yùn)行控制的關(guān)鍵.

1.2 需求側(cè)管理模型

對需求側(cè)負(fù)荷進(jìn)行分類，有助于能量管理以及制定合理的調(diào)度計(jì)劃.本文主要將微電網(wǎng)用電負(fù)荷按供電可靠大小分為固定負(fù)荷和可轉(zhuǎn)移負(fù)荷.固定負(fù)荷即為重要負(fù)荷.重要負(fù)荷一般在日常生活中由重要作用的負(fù)荷，若對其斷電會引起政治、經(jīng)濟(jì)方面的重大影響.因此，在系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)必須對其保持持續(xù)可靠的供電，不可對其進(jìn)行平移和中斷.可轉(zhuǎn)移負(fù)荷是指在供電方式上具有一定的靈活性的負(fù)荷，這種負(fù)荷的可控性很強(qiáng)，負(fù)荷的供電時(shí)間可按計(jì)劃變動，如洗衣機(jī)、洗碗機(jī)、空調(diào)等.電力部門對可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的容量進(jìn)行估計(jì)，與用戶簽訂合約，增加微網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性.其數(shù)學(xué)模型為

(1)

可轉(zhuǎn)移負(fù)荷有不同的用電持續(xù)時(shí)間，既有用電持續(xù)時(shí)長為一個(gè)Δt的可轉(zhuǎn)移負(fù)荷，也有用電持續(xù)時(shí)長為大于一個(gè)Δt的可轉(zhuǎn)移負(fù)荷.因此P(t′，t)和P(t，t′)的數(shù)學(xué)模型為[16]

(2)

(3)

公式中：nL1為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的種類總數(shù)；nL2為運(yùn)行時(shí)間大于一個(gè)調(diào)度時(shí)段的可轉(zhuǎn)移負(fù)荷種類數(shù)；Lmax為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的最大運(yùn)行時(shí)間；Ak(t′1，t)、Ak(t′1，t-l)分別為第k類可轉(zhuǎn)移負(fù)荷從t′1時(shí)段轉(zhuǎn)移到t時(shí)段、t-l時(shí)段的負(fù)荷單元數(shù)量；Bk(t，t′2)、Bk(t-l，t′2)分別為第k類可轉(zhuǎn)移負(fù)荷轉(zhuǎn)出的單元數(shù)；P1.k為第k類可轉(zhuǎn)移負(fù)荷單元在第一個(gè)運(yùn)行時(shí)段的功率；P(l+1).k為第k類可轉(zhuǎn)移負(fù)荷單元在第l+1個(gè)運(yùn)行時(shí)段的功率.

當(dāng)用戶側(cè)參與需求管理時(shí)，電力部門應(yīng)對用戶進(jìn)行經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償.現(xiàn)有的研究只考慮到轉(zhuǎn)移負(fù)荷量的大小對用戶用電的影響，忽略了可轉(zhuǎn)移負(fù)荷調(diào)整時(shí)間間隔對用戶用電舒適度的影響[15-18]，調(diào)整時(shí)間間隔越大，對用戶的用電習(xí)慣影響就越大，造成用戶用電的不舒適度就越高，本文對綜合考慮轉(zhuǎn)移的負(fù)荷量大小補(bǔ)償成本和不舒適度補(bǔ)償成本.具體數(shù)學(xué)模型為

(4)

公式中：ρ為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷單位功率的補(bǔ)償費(fèi)用；?為單位功率不舒適度折損成本；CL轉(zhuǎn)移負(fù)荷補(bǔ)償成本.

2 微電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型

2.1 各微源的成本模型

2.1.1 可再生能源運(yùn)維成本

(5)

公式中：Ci，om為第i個(gè)可再生能源運(yùn)維成本；Ki，om第i個(gè)可再生能源單位功率運(yùn)維成本系數(shù)；Pi(t)為第i個(gè)可再生能源t時(shí)段實(shí)際出力.

2.1.2 微型燃?xì)廨啓C(jī)模型

微型燃?xì)廨喅杀灸Ｐ蜑?/p>

(6)

(7)

(8)

由于微燃機(jī)在發(fā)電的過程中，需要消耗天然氣，會產(chǎn)生CO2、NO2、SO2等大氣污染物.所以，需考慮環(huán)境成本，環(huán)境成本包括兩種：(1)排放污染物需要繳納的罰款，如表1所示；(2)對環(huán)境價(jià)值的損失，即將環(huán)境看做一種資源，對環(huán)境污染相當(dāng)于對環(huán)境資源的消耗，包括由于直接排放污染物環(huán)境質(zhì)量的下降和過度消耗自然資源對生態(tài)環(huán)境造成破壞[17]，如表1所示.因此，微燃機(jī)環(huán)境成本可表示為

(9)

表1 污染物罰款標(biāo)準(zhǔn)、環(huán)境價(jià)值標(biāo)準(zhǔn)和排放系數(shù)

公式中：m為污染物的種類；Vhj為微燃機(jī)發(fā)出單位功率時(shí)第j項(xiàng)污染物環(huán)境價(jià)值損失的懲罰成本；Vj為單位功率第j項(xiàng)污染物排放所受的罰款成本；Qj為單位功率下第j項(xiàng)污染物的排放量，如表1所示.

綜上所述，微燃機(jī)綜合成本為

(10)

2.2.4 儲能系統(tǒng)模型

(1)蓄電池充放電模型

(11)

公式中：SOC(t)為t時(shí)段儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)；Pc(t)、Pd(t)分別為t時(shí)段儲能系統(tǒng)充、放電功率；ηD、ηC分別為儲能系統(tǒng)充、放電效率.

(2) 蓄電池壽命損耗成本模型

鉛酸蓄電池的工作壽命與溫度、峰值電流、充放電循環(huán)和放電深度(Depth of Discharge，DOD)等因素的影響.其中DOD的大小是影響電池使用壽命的最關(guān)鍵因素，DOD越大，蓄電池的最大循環(huán)次數(shù)就越少，蓄電池的工作壽命就越短.鉛酸蓄電池不同的DOD下最大循環(huán)次數(shù)一般由電池廠家通過測試給出.由于實(shí)際運(yùn)行中，蓄電池在每個(gè)調(diào)度時(shí)段實(shí)時(shí)變化的.可采用等效循環(huán)壽命法對調(diào)度周期內(nèi)蓄電池的壽命損耗進(jìn)行測算.

等效循環(huán)壽命法是將蓄電池不同DOD所對應(yīng)的最大循環(huán)次數(shù)N(DOD)折算全充全放時(shí)即DOD=1時(shí)的等效循環(huán)次數(shù)N(DOD=1)并累加和，再根據(jù)DOD=1時(shí)的最大循環(huán)次數(shù)N(DOD=1)計(jì)算蓄電池的實(shí)際工作壽命.蓄電池在調(diào)度周期充放電循環(huán)一般用SOC的變化曲線來表示.一個(gè)完整的循環(huán)周期是由一個(gè)放電半周期加上一個(gè)充電半周期構(gòu)成，第k次充放電循環(huán)的一個(gè)充電半周期為SOCa→SOCb，一個(gè)放電半周期為SOCb→SOCa，則SOCa→SOCb→SOCa為第k次充放電循環(huán)的一個(gè)完整的充放電周期，其中0≤SOCa≠SOCb≤1.則對應(yīng)的DODk為

DODk=|SOCb-SOCa|，

(12)

則蓄電池的等效循環(huán)系數(shù)α為

(13)

公式中：N(DODk)為第k次循環(huán)放電深度DODk對應(yīng)的最大循環(huán)次數(shù)；N(1)為DOD=1時(shí)的最大循環(huán)次數(shù)；α(DODk)為第k次循環(huán)放電深度為DODk下循環(huán)一次等效為DOD=1下的循環(huán)次數(shù)，其中0≤α(DODk)≤1.

根據(jù)蓄電池實(shí)際工作中一個(gè)調(diào)度周期的SOC變化曲線，可以通過雨流計(jì)數(shù)法來進(jìn)行統(tǒng)計(jì)和提取[18-19]，一個(gè)調(diào)度周期內(nèi)，蓄電池充放電總循環(huán)周期數(shù)為n，對應(yīng)DOD1，DOD2，DOD3，…，DODn，則該調(diào)度周期內(nèi)，蓄電池的等效循環(huán)次數(shù)為

(14)

所以一個(gè)調(diào)度周期內(nèi)蓄電池壽命損耗成本為

(15)

公式中：Ccost為儲能投資安裝成本.

整體計(jì)算步驟流程，如圖2所示.

蓄電池循環(huán)壽命與DOD關(guān)系曲線參照文獻(xiàn)[20]，如式(16)所示.

N=-3 278DOD4-5DOD3+12 823DOD2-14 122DOD+5 112

.

(16)

蓄電池在實(shí)際工作中，其使用壽命還會受到蓄電池的荷電狀態(tài)值的影響.蓄電池在其荷電狀態(tài)過高過低的情況下充放電都會對蓄電池使用壽命造成影響.所以，設(shè)置蓄電池荷電狀態(tài)警告區(qū)域，如圖3所示.當(dāng)蓄電池荷電狀態(tài)位于警告區(qū)域時(shí)，產(chǎn)生懲罰費(fèi)用，使蓄電池盡快進(jìn)入安全區(qū)域工作.懲罰費(fèi)用為

(17)

圖2 等效循環(huán)壽命圖3 蓄電池工作區(qū)域分布

綜上所述，所有的儲能系統(tǒng)的損耗成本為

CSB(t)=Closs+Cw(t)

.

(18)

2.2 目標(biāo)函數(shù)

目標(biāo)1：本文采用日前調(diào)度模型，以一天內(nèi)微網(wǎng)分布式電源以及蓄電池的運(yùn)維成本、微燃機(jī)綜合成本、微電網(wǎng)向主網(wǎng)購電成本和向微網(wǎng)售電利潤、以及可轉(zhuǎn)移負(fù)荷補(bǔ)償費(fèi)用之和最小為優(yōu)化目標(biāo).因此微電網(wǎng)一天內(nèi)的成本函數(shù)可表示為

minF1=Ci，om+CMT+CSB+Cbuy-Csell+CL，

(19)

(20)

(21)

公式中：Cbuy(t)、Csell(t)分別為t時(shí)段微電網(wǎng)向主網(wǎng)的購電費(fèi)用和售電收益；eb(t)、es(t)為t時(shí)段向主網(wǎng)實(shí)時(shí)購電、售電電價(jià)；Pgrid(t)為微電網(wǎng)與主網(wǎng)之間的交互功率，當(dāng)微電網(wǎng)向主網(wǎng)購電時(shí)為正，向主網(wǎng)售電時(shí)為負(fù).

目標(biāo)2：用戶側(cè)參與考慮需求側(cè)響應(yīng)后，調(diào)度后的負(fù)荷曲線和新能源發(fā)電曲線時(shí)序上最大化貼近，盡可能實(shí)現(xiàn)分布式能源就地消納最大化、自發(fā)自用.所以，以系統(tǒng)凈負(fù)荷最小為目標(biāo)，目標(biāo)函數(shù)可表示為

(22)

則最終目標(biāo)函數(shù)形式為

minF=ω1F1+ω2F2，

(23)

公式中：ω1和ω1為權(quán)重系數(shù)，本文考慮到用戶的舒適度，ω1不宜過大，ω1取0.2，ω2取0.8.

2.3 約束條件

2.3.1 功率平衡約束

假設(shè)系統(tǒng)內(nèi)部無網(wǎng)絡(luò)損耗，系統(tǒng)功率平衡約束為

PWT(t)+PPV(t)+PSB(t)+PMT(t)+Pgrid(t)=Pload(t)

.

(24)

2.3.2 微源出力約束

(25)

2.3.3 儲能系統(tǒng)運(yùn)行約束

(1)SOC狀態(tài)約束

SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax，

(26)

公式中：SOCmin、SOCmax分別為蓄電池組的SOC狀態(tài)下限和上限.

(2)充放電功率約束

(27)

(3)充放電互斥約束

(28)

公式中：SOC(t)為儲能系統(tǒng)在t時(shí)段的荷電狀態(tài)；μt、πt為狀態(tài)變量，分別表示儲能系統(tǒng)的充、放電狀態(tài).

(4)周期儲能平衡約束

對于儲能系統(tǒng)，在經(jīng)過一個(gè)調(diào)度周期T后，儲能系統(tǒng)的存儲能量需要回到調(diào)度前儲存能量的初始值表達(dá)式為

SOC(1)=SOC(T)

.

(29)

2.3.4 爬坡率約束

(1)微燃機(jī)爬坡功率

0≤PMT(t+1)-PMT(t)≤dPMT，

(30)

公式中：dPMT為微燃機(jī)爬坡速率約束值.

(2)與大電網(wǎng)交互功率約束

Pgrid，min≤Pgrid(t)≤Pgrid，max，

(31)

公式中：Pgrid，min、Pgrid，max為微電網(wǎng)與主網(wǎng)交互功率的上下限.

2.3.5 可轉(zhuǎn)移負(fù)荷約束

(1)可轉(zhuǎn)移負(fù)荷時(shí)間區(qū)間約束

(32)

公式中：fk.t為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的可轉(zhuǎn)入最早時(shí)間段；dk.t為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的轉(zhuǎn)移時(shí)間段區(qū)間；Ak.t.t′為第k類可轉(zhuǎn)移負(fù)荷從t時(shí)段轉(zhuǎn)移到t′時(shí)段的負(fù)荷數(shù)量.

(2)可轉(zhuǎn)移負(fù)荷數(shù)量約束

(33)

公式中：Pinmax為最大負(fù)荷轉(zhuǎn)入量、Ptrload(t)為t時(shí)段可轉(zhuǎn)移負(fù)荷容量.

3 并網(wǎng)微電網(wǎng)能量管理與可轉(zhuǎn)移負(fù)荷調(diào)度策略

3.1 微電網(wǎng)能量管理策略

本文考慮到主網(wǎng)分時(shí)電價(jià)機(jī)制，即將全天24 h劃分為峰、平、谷三種時(shí)段，把3種時(shí)段作為三種前提來控制可控性微源的出力、蓄電池充放電功率以及微電網(wǎng)與主網(wǎng)之間的交互功率.引入凈負(fù)荷概念，其數(shù)學(xué)表達(dá)式為

ΔPnet(t)=Pload-PWT-PPV

.

(34)

并網(wǎng)運(yùn)行控制策略如圖4所示.其中優(yōu)化策略A、優(yōu)化策略B、優(yōu)化策略C分別對應(yīng)谷時(shí)段、平時(shí)段、峰時(shí)段的優(yōu)化控制策略.

(1)谷時(shí)段調(diào)度策略

當(dāng)ΔPnet(t)<0時(shí)，若SOC(t)0時(shí)，由于谷時(shí)電價(jià)很低，所以優(yōu)先向主網(wǎng)購電滿足負(fù)荷需求，若SOC(t)

(2)平時(shí)段調(diào)度策略

當(dāng)ΔPnet(t)<0時(shí)，若SOC(t)0時(shí)，優(yōu)先調(diào)度蓄電池放電，在保證微網(wǎng)負(fù)荷供電的情況下，且主網(wǎng)售電；若不能滿足微網(wǎng)負(fù)荷需求，缺額則通過向主網(wǎng)購電彌補(bǔ)；若蓄電池荷電狀態(tài)較低、則優(yōu)先向主網(wǎng)購電.

(3)峰時(shí)段調(diào)度策略

當(dāng)ΔPnet(t)<0，由于峰時(shí)段售電電價(jià)較高，所以應(yīng)盡量售電.若|ΔPnet(t)|Pgrid，max，則將多余的能量給蓄電池充電，若|ΔPnet(t)|-Pgrid，max>Pchmax，則將多余的能量棄電.當(dāng)ΔPnet(t)>0時(shí)，優(yōu)先調(diào)度蓄電池放電，然后調(diào)度微燃機(jī)滿額出力，若能滿足微電網(wǎng)負(fù)荷要求，剩余能量售電若不能滿足負(fù)荷要求，缺額則由向主網(wǎng)購電彌補(bǔ).

3.2 可轉(zhuǎn)移負(fù)荷調(diào)度策略

本文提出一種可轉(zhuǎn)移負(fù)荷調(diào)度策略，綜合考慮主網(wǎng)的分時(shí)電價(jià)、新能源消納以及凈負(fù)荷與儲能放電功率的關(guān)系，先確定可轉(zhuǎn)移負(fù)荷在各個(gè)時(shí)段是否轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出或不轉(zhuǎn)移，再確定各可轉(zhuǎn)移時(shí)段轉(zhuǎn)移負(fù)荷的種類和單元數(shù).這樣可以有效減少待求變量的維度，提高計(jì)算精度和速度，減少計(jì)算量.具體的調(diào)度策略步驟如下：

(1)預(yù)測基本數(shù)據(jù)信息.預(yù)測一天24個(gè)時(shí)段每個(gè)時(shí)段的風(fēng)電功率，光伏功率和負(fù)荷平均功率，收集用戶側(cè)設(shè)置的可轉(zhuǎn)移負(fù)荷種類和單元數(shù)信息.

4 模型求解算法

本文的規(guī)劃為約束非線性規(guī)劃，可采用內(nèi)點(diǎn)法對目標(biāo)函數(shù)進(jìn)行尋優(yōu)，然而所有非線性尋優(yōu)算法均存在易陷入局部極值的問題.因此，本文利用遺傳算法優(yōu)化內(nèi)點(diǎn)法初值，盡可能的避免算法陷入局部極值,具體步驟如圖6所示.

5 算例分析

5.1 模型參數(shù)

本文以一個(gè)含風(fēng)力發(fā)電機(jī)，光伏發(fā)電系統(tǒng)、微型燃?xì)廨啓C(jī)和蓄電池的微電網(wǎng)為例,多種微源的微電網(wǎng)系統(tǒng)為例.微電網(wǎng)的可控微源基本信息,如表2所示.蓄電池采用鉛酸蓄電池，額定容量為300 kWh，基本參數(shù)如表3所示.聯(lián)絡(luò)線傳輸功率上限100 kW，最大返送功率不超過100 kW.為日前風(fēng)力發(fā)電機(jī)預(yù)測出力、日前光伏發(fā)電預(yù)測出力、日前負(fù)荷預(yù)測結(jié)果，如圖7所示.可轉(zhuǎn)移負(fù)荷參數(shù),如圖8所示.采用分時(shí)電價(jià)，電價(jià)如表4所示.

表2 可控微源基本參數(shù)

表3 蓄電池基本參數(shù)

表4 分時(shí)電價(jià)

設(shè)定兩類可轉(zhuǎn)移負(fù)荷，工作時(shí)間分別為1 h和2 h，兩類負(fù)荷的功率曲線如圖8所示.ρ取0.05，?取0.02.

5.2 結(jié)果分析

為了驗(yàn)證方案的有效性和可行性，本文設(shè)立了三種策略對比方案；策略一：不考慮需求側(cè)響應(yīng)，不考慮儲能綜合損耗；策略二：僅考慮儲能綜合損耗；策略三，綜合考慮需求側(cè)響應(yīng)和儲能綜合損耗.其中策略一的調(diào)度結(jié)果，如圖9所示.

從圖9中可以看出，風(fēng)力出力、光伏出力與預(yù)測出力曲線一致，說明低成本的風(fēng)機(jī)和光伏優(yōu)先發(fā)電.微燃機(jī)在0：00～10：00處于停運(yùn)狀態(tài)，在峰時(shí)段滿發(fā)運(yùn)行，說明微燃機(jī)發(fā)電成本高于平時(shí)段和谷時(shí)段的購電電價(jià)，低于峰時(shí)段的購電電價(jià).在10：00～15：00第一個(gè)峰時(shí)段中，由于系統(tǒng)凈負(fù)荷較低，微燃機(jī)滿發(fā)，蓄電池增加出力，在滿足系統(tǒng)內(nèi)部負(fù)荷的情況下，向電網(wǎng)售電獲取利潤.18：00～21：00，由于風(fēng)光出力較低，負(fù)荷較高，此時(shí)微燃機(jī)，蓄電池滿發(fā)出力，并向大電網(wǎng)購電來維持對負(fù)荷的供電.策略二的調(diào)度結(jié)果，如圖10所示.

圖9 策略一調(diào)度結(jié)果圖10 策略二調(diào)度結(jié)果

在策略二中，由于可轉(zhuǎn)移負(fù)荷參與調(diào)度，12：00～13：00，、14：00～15：00、16：00～21：00時(shí)間段的負(fù)荷明顯減少.23：00～01：00、05：00～08：00時(shí)間段的負(fù)荷有明顯的提高.負(fù)荷從峰時(shí)段轉(zhuǎn)移到的谷時(shí)段和新能源充足的部分平時(shí)段，達(dá)到了削峰填谷的目的.由于考慮到用戶舒適度，01：00～05：00沒有轉(zhuǎn)入負(fù)荷，并且峰時(shí)段的負(fù)荷大多平移到了時(shí)間間隔較短的谷時(shí)段.對比圖9、圖10，通過負(fù)荷轉(zhuǎn)移，12：00～13：00、14：00～15：00時(shí)間段微網(wǎng)向主網(wǎng)售電功率有所提升，增加了售電利潤.并且18：00～21：00時(shí)間段，向主網(wǎng)購電功率明顯降低，減少了購電成本，提高了微網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性.

在策略三中，考慮儲能損耗和儲能荷電狀態(tài)管理后，得到了更加精準(zhǔn)的蓄電池模型，為微電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度運(yùn)行提供了更精確的依據(jù).策略二與策略三儲能出力情況和蓄電池SOC狀態(tài)，如圖12、圖13所示.

圖12 策略二、策略三儲能出力對比圖13 策略二、策略三SOC值對比

從圖12可以看出，在考慮了儲能綜合損耗后，在10：00-15：00之間，儲能的放電深度明顯降低，儲能在此時(shí)段對主網(wǎng)進(jìn)行削峰填谷獲取售電利潤的同時(shí)，受自身綜合損耗成本的約束減少儲能自身損耗，從而延長儲能使用壽命.在18：00-21：00之間，儲能放電深度亦有所降低，這是因?yàn)閮δ芤暂^高的放電深度出力所產(chǎn)生的儲能綜合損耗成本高于此時(shí)段向主網(wǎng)購電成本.由圖13可以看出，策略三的SOC值的更加平穩(wěn)，蓄電池的剩余能量保持在安全區(qū)域內(nèi)，整體放電循環(huán)深度有明顯的降低.

表4 各策略成本

各策略成本，如表4所示.比較策略一、策略二，通過負(fù)荷轉(zhuǎn)移，微網(wǎng)運(yùn)行總成本有所降低，向主網(wǎng)購電費(fèi)用減少約30.9%，提高了微網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性.策略三中，微網(wǎng)的運(yùn)行成本有所升高，是因?yàn)榭紤]了儲能綜合損耗，模型更加全面精確，成本提升了約10%，這也說明了在微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度過程中，儲能綜合損耗問題不可忽視.

4 結(jié) 論

本文建立了考慮需求側(cè)管理的微電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型，模型中綜合考慮系統(tǒng)運(yùn)維成本、蓄電池綜合損耗成本、與主網(wǎng)交互成本以及可轉(zhuǎn)移負(fù)荷補(bǔ)償成本.針對可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的求解問題，提出了一種綜合考慮系統(tǒng)凈負(fù)荷和分時(shí)電價(jià)的負(fù)荷調(diào)度策略，有效的降低了負(fù)荷求解難度.針對蓄電池?fù)p耗問題，綜合考慮了蓄電池壽命損耗和SOC狀態(tài)管理，使蓄電池在安全區(qū)域下運(yùn)行.通過算例的計(jì)算與分析，驗(yàn)證了本文所提出的模型的精確性和有效性.