王濤，韓璟琳，邵華，賀春光，檀曉林，閆永升

(1.國網(wǎng)河北省電力有限公司 經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，河北 石家莊 050021；2.河北農(nóng)業(yè)大學(xué) 機(jī)電工程學(xué)院，河北 保定 071000)

隨著中國鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略和國家電網(wǎng)鄉(xiāng)村電氣化提升工程的逐步實(shí)施，可再生能源示范村的新能源接入越來越多，但分布式電源具有容量小、數(shù)量大、地理位置分散等特點(diǎn)，在其運(yùn)行過程中的健康狀況直接影響電力系統(tǒng)運(yùn)行的安全性、經(jīng)濟(jì)性和電能質(zhì)量，也導(dǎo)致單機(jī)接入電網(wǎng)的成本高、管理困難[1-2].微電網(wǎng)能有效降低間歇性分布式電源給配電網(wǎng)帶來的不利影響，最大限度地提高分布式可再生能源接納能力[3]，是利用分布式電源尤其可再生能源的有效途徑之一[4].隨著售電側(cè)改革的不斷深入，微電網(wǎng)用戶越來越多地參與到電力市場(chǎng)交易中[5-6]，其可以選擇與配電網(wǎng)交易，也可以選擇與其他微電網(wǎng)用戶交易[7].

關(guān)于配電網(wǎng)的研究，目前很多文獻(xiàn)集中在運(yùn)行優(yōu)化研究.文獻(xiàn)[4]從需求側(cè)管理的角度出發(fā)，將可中斷負(fù)荷以不可平移和可平移2種狀態(tài)進(jìn)行了對(duì)比研究；文獻(xiàn)[7]提出了一種光伏微電網(wǎng)群與配電網(wǎng)的合作交易模型；文獻(xiàn)[8]以線損率最低為目標(biāo)建立了一個(gè)微電網(wǎng)博弈模型；文獻(xiàn)[9]圍繞如何平衡不同利益主體之間的功率協(xié)調(diào)與利益分配問題，研究了配電側(cè)多微電網(wǎng)系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行方法；文獻(xiàn)[10]研究了微電網(wǎng)在孤島運(yùn)行模式下的有功負(fù)荷優(yōu)化分配問題；文獻(xiàn)[11]根據(jù)合作博弈理論，建立了基于場(chǎng)景分析的虛擬電廠單獨(dú)調(diào)度和與配電公司聯(lián)合調(diào)度模型；文獻(xiàn)[12]構(gòu)建了沼氣發(fā)電和蔗渣發(fā)電的數(shù)學(xué)模型，提出了包含光柴非糧生物質(zhì)發(fā)電的微網(wǎng)動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型.上述文獻(xiàn)主要關(guān)注含風(fēng)電、光伏、水電的單微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行問題，很少涉及微電網(wǎng)之間的電能交換和互補(bǔ).

本文考慮農(nóng)村地區(qū)特點(diǎn)，通過建立含有風(fēng)電、光伏和沼氣發(fā)電的微電網(wǎng)運(yùn)行成本最小目標(biāo)函數(shù)，根據(jù)不同微電網(wǎng)中可再生能源種類、容量及負(fù)荷特性的差異性，對(duì)農(nóng)村微電網(wǎng)群孤島運(yùn)行和并網(wǎng)運(yùn)行的2種運(yùn)行方式的交易方式和交易電量進(jìn)行調(diào)度優(yōu)化，降低微電網(wǎng)的運(yùn)行成本.合作博弈需滿足2個(gè)基本條件：1)對(duì)聯(lián)盟來說，整體收益大于其每個(gè)成員單獨(dú)經(jīng)營時(shí)的收益之和；2)對(duì)聯(lián)盟內(nèi)部而言，每個(gè)成員都能獲得不少于非聯(lián)盟時(shí)所獲的收益.對(duì)微電網(wǎng)群并網(wǎng)運(yùn)行模式中節(jié)省成本進(jìn)行Shapley值法分配，可以實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)群更經(jīng)濟(jì)、公平的運(yùn)行.

1 基于Shapley值的聯(lián)盟收益分配

應(yīng)用Shapley值的聯(lián)盟收益分配的前提是滿足條件

(1)

式中，v為對(duì)策的特征函數(shù)；v(S)為合作微電網(wǎng)的收益,S1、S2為微電網(wǎng)群中任意2個(gè)不交的子集.

令集合N={1,2,3，…,n}，對(duì)于微電網(wǎng)群中的任意2個(gè)微電網(wǎng)子集S(n個(gè)任意合作)，即2個(gè)子集的交集為空集時(shí)，都對(duì)應(yīng)一個(gè)實(shí)質(zhì)函數(shù)v(s)滿足條件，則稱{N,v}為n個(gè)微電網(wǎng)的合作對(duì)策，對(duì)于任意一個(gè)微電網(wǎng)i的利益分配為

(2)

式中，vi表示微電網(wǎng)的利益分配收益，ω(|s|)表示加權(quán)因子，v(s/i)表示除去微電網(wǎng)的收益剩下微電網(wǎng)合作聯(lián)盟形成的收益.

2 微電網(wǎng)群與配電網(wǎng)運(yùn)行優(yōu)化模型

2.1 微電網(wǎng)孤島運(yùn)行

假設(shè)已知居民用電負(fù)荷曲線和可中斷負(fù)荷，為使得微電網(wǎng)自身收益達(dá)到最大，在調(diào)度優(yōu)化中可以從2方面入手，一方面將微電網(wǎng)運(yùn)行成本降到最小，另一方面是微電網(wǎng)收益達(dá)到最大.在本優(yōu)化調(diào)度模型中，利用微電網(wǎng)內(nèi)風(fēng)、光、沼氣發(fā)電日內(nèi)互補(bǔ)和運(yùn)行特性，最大程度滿足所有負(fù)荷需求，減少可中斷負(fù)荷，使得微電網(wǎng)運(yùn)行成本最小.

2.1.1 微電網(wǎng)孤島運(yùn)行目標(biāo)函數(shù)

微電網(wǎng)單獨(dú)運(yùn)行成本最小為

(3)

式中，minfcost微電網(wǎng)孤島運(yùn)行成本，Cday為微電網(wǎng)中設(shè)備單元的初始投資費(fèi)用折算到每個(gè)時(shí)段的費(fèi)用，其取值不影響運(yùn)行優(yōu)化，T為一天的時(shí)段數(shù)，本文取24，PWT,t、PPV,t和PGAS,t分別為t時(shí)段風(fēng)力、光伏和沼氣發(fā)電機(jī)組輸出的有功功率，ρWT、ρPV和ρGAS分別為考慮政府補(bǔ)貼后的風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電和沼氣發(fā)電的每度電的維護(hù)成本，ρBAT為蓄電池單位充放電能的維護(hù)費(fèi)用，|PBAT,t|為蓄電池在t時(shí)段的出力，視其充放電狀態(tài)而定，ΔPIL,t和ρIL分別為t時(shí)段調(diào)用的可中斷負(fù)荷和用戶補(bǔ)償系數(shù).

2.1.2 約束條件

1)功率平衡約束

PLOAD，t=PWT,t+PPV,t+PGAS,t+ΔPIL,t+PBAT,t，

(4)

式中，PLOAD,t為t時(shí)段的負(fù)荷值.

2)沼氣發(fā)電機(jī)組出力約束

(5)

3)每小時(shí)消耗沼氣量的約束為

(6)

4)風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電出力約束為

(7)

5)最大棄風(fēng)、棄光約束

(8)

式中，α、β為最大棄風(fēng)、棄光率.

6)蓄電池充放電約束

蓄電池選用性價(jià)比較高的鉛酸蓄電池，則蓄電池t時(shí)段末的容量與t-1時(shí)段末的容量以及t時(shí)段的充放電功率有關(guān)，

(9)

式中，EBAT,t為蓄電池t時(shí)段的總能量，σ為蓄電池的自放電率，一般鉛酸蓄電池月自放電率約為3%，在微網(wǎng)全天調(diào)度中蓄電池的能量損耗基本可以忽略，本文σ=0，ΔT為時(shí)間間隔，Pch,t和Pdis,t分別為蓄電池t時(shí)段的充電和放電功率，ηch和ηdis分別為蓄電池的充電和放電效率，Uch,t和Udis,t分別為t時(shí)段的充、放電標(biāo)志(1為充、放電，0為不充、放電).

7)蓄電池荷電狀態(tài)約束

在整個(gè)調(diào)度周期內(nèi)，電儲(chǔ)能系統(tǒng)要滿足其荷電狀態(tài)的上、下限約束，并保證調(diào)度周期始末荷電狀態(tài)相等，即

(10)

充放電功率約束

(11)

蓄電池充放電狀態(tài)約束

Uch,t+Udis,t≤1，

(12)

式中，Uch,t和Udis，t分別為t時(shí)段的充、放電標(biāo)志(1為充、放電，0為不充、放電).

8)可中斷負(fù)荷約束

0≤ΔPIL,t≤ΔPIL,tmax,

(13)

式中，ΔPIL,t max為最大可中斷負(fù)荷的值.

2.2 微電網(wǎng)群并網(wǎng)運(yùn)行

在電力系統(tǒng)中，電能的分配和傳輸都由配電網(wǎng)完成.配電網(wǎng)從發(fā)電廠購買電能，根據(jù)分配計(jì)劃通過線路進(jìn)行電能分配.微電網(wǎng)群與配電網(wǎng)聯(lián)合調(diào)度可以有效解決新能源的消納問題，同時(shí)也更好地保證用戶供電可靠性.微電網(wǎng)聚合形成的微電網(wǎng)群，若微電網(wǎng)群整體呈現(xiàn)余電狀態(tài)，通過聯(lián)絡(luò)線將余電出售于配電網(wǎng)；若微電網(wǎng)整體處于缺電狀態(tài)，配電網(wǎng)可以通過聯(lián)絡(luò)線向微電網(wǎng)群出售電量.

1)微電網(wǎng)群并網(wǎng)運(yùn)行的目標(biāo)函數(shù)為

(14)

式中，minfc微電網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行成本,Cday為微電網(wǎng)中設(shè)備單元的初始投資費(fèi)用折算到每天后的費(fèi)用，其取值不影響運(yùn)行優(yōu)化,N表示微電網(wǎng)群內(nèi)微電網(wǎng)的個(gè)數(shù),PWT,t、PPV,t和PGAS,t分別為t時(shí)段風(fēng)力、光伏、沼氣發(fā)電機(jī)組輸出的有功功率,ρWT、ρPV和ρGAS分別為考慮政府補(bǔ)貼后的風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、沼氣發(fā)電的維護(hù)成本,ρbg，t和ρsg,t為購買、銷售配電網(wǎng)電價(jià),Pbg,t、Psg,t為t時(shí)段購買、銷售電能的有功功率，購買電能有功功率為正值，出售電能有功功率為負(fù)值，γ相當(dāng)于出售和購買電能狀態(tài)的切換開關(guān).

2)約束條件

功率平衡約束

PLAOD,t=PWT,t+PPV,t+PGAS,t+Pbg,t-Psg,t，

(15)

式中，PLOAD,t為t時(shí)段的負(fù)荷值.

其他約束條件同孤島運(yùn)行相同，不再重復(fù)敘述.

3 算例分析

含微電網(wǎng)的農(nóng)村配電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示.圖1中包含配電網(wǎng)電力用戶、風(fēng)光微電網(wǎng)(MG1)、光伏沼氣微電網(wǎng)(MG2)、風(fēng)電沼氣微電網(wǎng)(MG3)，每個(gè)微電網(wǎng)中分布式電源的類型和負(fù)荷特性不同.配電網(wǎng)運(yùn)營商負(fù)責(zé)整個(gè)配電側(cè)電力市場(chǎng)的運(yùn)行和電能交易，配電網(wǎng)運(yùn)營商與上級(jí)大電網(wǎng)之間以傳統(tǒng)的分時(shí)銷售電價(jià)與燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行結(jié)算交易.微電網(wǎng)所發(fā)電力優(yōu)先滿足自身負(fù)荷需求以降低自己的運(yùn)行成本，微電網(wǎng)運(yùn)營商在配電市場(chǎng)中可購置電能，也可以出售電能.微電網(wǎng)從配電網(wǎng)購電按峰谷分時(shí)電價(jià)計(jì)算[7]，售電按購電價(jià)格的80%計(jì)算[13]，電儲(chǔ)能系統(tǒng)技術(shù)中電池的充放電效率按0.9、功率上限為80 kW、蓄電池的初始儲(chǔ)能150 kWh、儲(chǔ)能上限550 kWh，下限50 kWh計(jì)算[13].

4臺(tái)額定功率為400 kW的風(fēng)力發(fā)電機(jī)組，維護(hù)成本每度電0.11元[13-14]；7組額定功率為300 kW的光伏發(fā)電系統(tǒng)，維護(hù)成本取每度電0.08元[13-14]；2臺(tái)額定功率為500 kW沼氣發(fā)電機(jī)組，維護(hù)成本取每度電0.33元[12].根據(jù)某天的溫度、光照、風(fēng)速預(yù)測(cè)值，按風(fēng)電、光伏、沼氣機(jī)組的發(fā)電功率模型得出24 h發(fā)電曲線.

圖1 含微電網(wǎng)群農(nóng)村配電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of rural distribution system with microgrid group

3.1 微電網(wǎng)孤島運(yùn)行

孤島運(yùn)行微電網(wǎng)內(nèi)ηch、ηdis、包含風(fēng)力、光伏、沼氣、儲(chǔ)能，負(fù)荷包括重要負(fù)荷和可中斷負(fù)荷.綜合考慮各時(shí)段負(fù)荷值、分布式電源的運(yùn)行成本和儲(chǔ)能裝置充放電折損成本，應(yīng)用LINGO軟件對(duì)微網(wǎng)內(nèi)電源出力各時(shí)段逐點(diǎn)優(yōu)化，得出各分布式電源的最優(yōu)出力.通過對(duì)微電網(wǎng)調(diào)度的最小運(yùn)行成本為目標(biāo)函數(shù)建立數(shù)學(xué)模型，將數(shù)學(xué)模型轉(zhuǎn)換為計(jì)算機(jī)語言，借助約束條件來求解模型的最優(yōu)解.微電網(wǎng)內(nèi)各分布式電源24 h最大出力，以及電儲(chǔ)能裝置最大釋放功率如圖2所示.依據(jù)圖2算例參數(shù)，應(yīng)用LINGO軟件編程實(shí)現(xiàn)微網(wǎng)內(nèi)電源出力各時(shí)段逐點(diǎn)優(yōu)化，優(yōu)化結(jié)果如圖2b所示.對(duì)比分析圖2a和2b可以看出，3：00和4：00出現(xiàn)了減負(fù)荷現(xiàn)象，7：00反應(yīng)出力順序依次為光伏、風(fēng)電、沼氣、儲(chǔ)能，10:00光伏發(fā)電余量進(jìn)行儲(chǔ)能，20：00風(fēng)電發(fā)電余量進(jìn)行儲(chǔ)能，24：00保證儲(chǔ)能和初始荷電量一致.

a.微電網(wǎng)負(fù)荷和發(fā)電水平；b.分布式電源出力優(yōu)化結(jié)果.圖2 微電網(wǎng)負(fù)荷和發(fā)電水平及電源出力優(yōu)化 Fig.2 Microgrid load and power generation level and power supply output optimization

3.2 單微電網(wǎng)與配電網(wǎng)合作

微電網(wǎng)包含MG1并網(wǎng)運(yùn)行中的負(fù)荷及發(fā)電水平如圖3a所示.依據(jù)以上算例參數(shù)用LINGO軟件編程實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)MG1內(nèi)電源出力各時(shí)段逐點(diǎn)優(yōu)化，可以得出不同合作模型中MG1的最小成本、分布式電源的出力水平，優(yōu)化結(jié)果如圖3b所示. MG2、MG3的優(yōu)化與MG1相似，不再重復(fù)列出.

從優(yōu)化結(jié)果可得，MG1中風(fēng)力、光伏發(fā)電集中在7：00～18：00，售電收入大于發(fā)電支出，MG1呈現(xiàn)盈利狀態(tài)；MG2在全天內(nèi)光伏發(fā)電和沼氣發(fā)電實(shí)現(xiàn)互補(bǔ)狀態(tài)，MG2售電收入集中在9：00～17：00；MG3在20：00～24：00負(fù)荷減少，風(fēng)力發(fā)電出力增多，收入和支出在總體上呈持平狀態(tài).

a.風(fēng)光微電網(wǎng)MG1負(fù)荷和發(fā)電水平；b.MG1出力優(yōu)化結(jié)果.圖3 風(fēng)光微電網(wǎng)MG1負(fù)荷和發(fā)電水平及出力優(yōu)化結(jié)果 Fig.3 Load and power generation level and output optimization results of the MG1 microgrid containing wind power and solar power

3.3 微電網(wǎng)聯(lián)盟節(jié)省成本的Shapley值法分配

以微電網(wǎng)運(yùn)行成本最小為目標(biāo)函數(shù)，微電網(wǎng)不進(jìn)行合作聯(lián)盟時(shí)，各微電網(wǎng)與配電網(wǎng)之間進(jìn)行直接交易；微電網(wǎng)合作聯(lián)盟后，余電微電網(wǎng)與缺電微電網(wǎng)之間可以實(shí)現(xiàn)電能的互補(bǔ)，互補(bǔ)電能交易電價(jià)低于直接向配電網(wǎng)購電價(jià)格，進(jìn)一步降低了余電微電網(wǎng)的運(yùn)行成本.因此，微電網(wǎng)聯(lián)盟總體運(yùn)行成本也進(jìn)一步降低.合作博弈強(qiáng)調(diào)的是集體理性，需滿足2個(gè)基本條件：1)對(duì)于微電網(wǎng)群，合作聯(lián)盟后的總成本小于單微電網(wǎng)與配電網(wǎng)交易的成本之和；2)對(duì)于節(jié)省成本的分配，聯(lián)盟后各微電網(wǎng)的運(yùn)行成本不大于聯(lián)盟前單微電網(wǎng)與配電網(wǎng)交易的運(yùn)行成本.

微電網(wǎng)聯(lián)盟形式及其節(jié)省成本如表1所示，MG1進(jìn)行Shapley值分配過程如表2所示，其余2個(gè)微電網(wǎng)分配過程與表2類似.由表1和表2可以看出微電網(wǎng)聯(lián)盟滿足合作博弈條件.

表1 各種微電網(wǎng)聯(lián)盟形式及節(jié)省成本

表2 MG1節(jié)省成本分配表

v(s)為聯(lián)盟集合節(jié)省的成本；v(s/i)為除去微電網(wǎng)i的節(jié)省成本，剩余微電網(wǎng)合作聯(lián)盟形成的節(jié)省成本；v(s)-v(s/i)為微電網(wǎng)i不參與的情況下，節(jié)省成本差值；|s|為微電網(wǎng)個(gè)數(shù)；ω(|s|)為加權(quán)因子；vi為微電網(wǎng)i的節(jié)省成本分配值.

微電網(wǎng)聯(lián)盟之后節(jié)省成本分配結(jié)果如表3所示，3個(gè)微電網(wǎng)合作之后微電網(wǎng)聯(lián)盟節(jié)省成本為649.19元，3個(gè)微電網(wǎng)Shapley值分配結(jié)果分別為289.05元、119.06元和241.08元，通過優(yōu)化調(diào)度方式，MG1的最小運(yùn)行成本為-2 107.29元，即利潤(rùn)為2 107.29元；MG2的最小運(yùn)行成本為58.04元；MG3的最小運(yùn)行成本為-222.77元，即利潤(rùn)為222.77元.

表3 微電網(wǎng)運(yùn)行成本對(duì)比

3.4 配電網(wǎng)利益分析

配電網(wǎng)運(yùn)營商負(fù)責(zé)整個(gè)配電側(cè)電力市場(chǎng)的運(yùn)行與電能交易，微電網(wǎng)在配電市場(chǎng)中可購置電能，也可出售電能，根據(jù)自身的發(fā)用電量需求與配電運(yùn)營商協(xié)調(diào)電能交易方式、交易量、交易電價(jià)，從而降低微電網(wǎng)的運(yùn)營成本；微電網(wǎng)之間相互交易應(yīng)計(jì)及配電線路損耗，應(yīng)向配電網(wǎng)支付過網(wǎng)費(fèi)用；而配電網(wǎng)運(yùn)營商則通過與微電網(wǎng)運(yùn)營商協(xié)商交易電能，降低上層大電網(wǎng)的電能購置，優(yōu)化系統(tǒng)內(nèi)部功率潮流，節(jié)省了配電網(wǎng)部分購電成本，從而降低配電系統(tǒng)運(yùn)行成本.

微電網(wǎng)聯(lián)盟負(fù)荷發(fā)電水平如圖4a所示，在20、21點(diǎn)微電網(wǎng)群整體出現(xiàn)缺電狀態(tài)，其余時(shí)刻都處于余電狀態(tài).配電網(wǎng)購電成本對(duì)比如圖4b所示，通過圖4b可以看出配電網(wǎng)從大電網(wǎng)購電成本高于從微電網(wǎng)聯(lián)盟購電成本.經(jīng)計(jì)算可得，配電網(wǎng)運(yùn)營商從微電網(wǎng)聯(lián)盟購電可節(jié)省成本1 369.18元.

a.微電網(wǎng)聯(lián)盟負(fù)荷和發(fā)電水平；b.配電網(wǎng)購電成本.圖4 微電網(wǎng)聯(lián)盟負(fù)荷和發(fā)電水平及配電網(wǎng)購電成本Fig.4 Microgrid alliance load and power generation level and power purchase cost of distribution network

4 結(jié)論

通過上述算例分析，得出以下結(jié)論：1)微電網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)，通過優(yōu)化各時(shí)段電源出力，可有效降低微電網(wǎng)運(yùn)行成本；2)由于各微電網(wǎng)內(nèi)部電源類型和負(fù)荷特性不同，微電網(wǎng)聯(lián)盟之后能夠?qū)崿F(xiàn)微電網(wǎng)之間的電能互補(bǔ)，Shapley值法可保證微電網(wǎng)聯(lián)盟節(jié)省成本的公平分配；3)配電網(wǎng)運(yùn)營商與微電網(wǎng)合作聯(lián)盟之后，同時(shí)降低了配電網(wǎng)運(yùn)營商向上層大電網(wǎng)的購電成本.

本文僅考慮了微電網(wǎng)在運(yùn)行過程中的運(yùn)行成本、可中斷負(fù)荷、電能交易分時(shí)電價(jià)，還需進(jìn)一步考慮可平移負(fù)荷以及電能交易過程中的定價(jià)和議價(jià)問題.