計(jì)及需求側(cè)的風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)微電網(wǎng)優(yōu)化配置

陳維榮 ，傅王璇 ，韓 瑩 ，李 奇 ，黃蘭佳 ，許程鵬

（西南交通大學(xué)電氣工程學(xué)院，四川 成都 610031）

針對(duì)能源型經(jīng)濟(jì)社會(huì)建設(shè)目標(biāo)[1-3]，同時(shí)考慮到可再生能源出力的不確定性和間歇性，諸如電、熱、化學(xué)等儲(chǔ)能技術(shù)已被廣泛應(yīng)用，可根據(jù)運(yùn)行成本、使用壽命、效率等條件選擇合適的儲(chǔ)能系統(tǒng)[4-5].

目前，氫儲(chǔ)能技術(shù)[6-7]以其清潔環(huán)保、利用率高、運(yùn)輸方便等特點(diǎn)在許多領(lǐng)域都得到了研究，尤其是能源領(lǐng)域[8].將氫能引入微電網(wǎng)，形成滿足功率和能量?jī)煞矫嫘枨蟮南到y(tǒng)，可顯著提高性能.文獻(xiàn)[6]在孤島直流微電網(wǎng)中使用電、氫混合的儲(chǔ)能技術(shù)，提出分層能量管理方法并仿真驗(yàn)證；基于此，文獻(xiàn)[7]綜合考慮使用成本最小與儲(chǔ)能系統(tǒng)平衡展開(kāi)系統(tǒng)的優(yōu)化控制研究；文獻(xiàn)[9]研究表明，蓄電池更適用于短期電能存儲(chǔ)，長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行會(huì)受限于其規(guī)模及可靠性，因此氫能在使用成本上有很大優(yōu)勢(shì)；文獻(xiàn)[10]建立一種新型電-氫能源系統(tǒng)模型，并開(kāi)展耦合儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性分析.引入長(zhǎng)期穩(wěn)定運(yùn)行的氫能發(fā)電系統(tǒng)能有效提高微電網(wǎng)的靈活性和可靠性.利用電解制氫技術(shù)可將多余電能制氫用于備用，高負(fù)荷下燃料電池將氫能轉(zhuǎn)換為電能補(bǔ)充功率缺額，有效減少棄風(fēng)棄光率，提高能源利用率.但同時(shí)也帶來(lái)一系列問(wèn)題：1）單一的氫能發(fā)電系統(tǒng)響應(yīng)速度較慢，在負(fù)荷缺額較大情況下不能及時(shí)補(bǔ)給功率；2）增加了交直流微電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的復(fù)雜度，對(duì)其協(xié)調(diào)控制帶來(lái)一定難度；3）燃料電池、電解槽等成本較高，對(duì)微電網(wǎng)的優(yōu)化配置帶來(lái)巨大挑戰(zhàn).

微電網(wǎng)的合理優(yōu)化配置是規(guī)劃設(shè)計(jì)的關(guān)鍵[11].近年來(lái)，優(yōu)化配置模型中的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)能方式及各類(lèi)指標(biāo)對(duì)優(yōu)化目標(biāo)的影響等都引起諸多學(xué)者的關(guān)注.針對(duì)不同系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的優(yōu)化配置問(wèn)題，文獻(xiàn)[12]對(duì)獨(dú)立微電網(wǎng)構(gòu)建以總凈現(xiàn)成本最低為目標(biāo)的容量配置模型進(jìn)行仿真分析；文獻(xiàn)[13-14]利用蓄電池和超級(jí)電容的互補(bǔ)性，以系統(tǒng)成本最小為目標(biāo)對(duì)風(fēng)/光/儲(chǔ)互補(bǔ)混合儲(chǔ)能微電網(wǎng)進(jìn)行優(yōu)化配置研究.結(jié)合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與運(yùn)行模式的特殊性，制定合理的控制策略、研究需求側(cè)響應(yīng)影響以及建立優(yōu)化配置模型是亟需解決的問(wèn)題.在考慮不同指標(biāo)對(duì)優(yōu)化配置影響方面，文獻(xiàn)[15]考慮不同直流負(fù)荷比重的影響，提出相應(yīng)的交直流微電網(wǎng)運(yùn)行策略進(jìn)行優(yōu)化配置，并與傳統(tǒng)交流微電網(wǎng)進(jìn)行對(duì)比；在文獻(xiàn)[16]中，考慮交直流微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性、環(huán)保性及負(fù)荷轉(zhuǎn)換問(wèn)題，建立源-荷-儲(chǔ)雙層規(guī)劃最優(yōu)運(yùn)行模型；文獻(xiàn)[17]考慮價(jià)格型需求響應(yīng)，針對(duì)并網(wǎng)型光伏微電網(wǎng)建立優(yōu)化運(yùn)行模型.為深度剖析各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對(duì)微電網(wǎng)優(yōu)化配置的影響，對(duì)改變其運(yùn)營(yíng)方式、自平衡率約束及建設(shè)成本等因素的有效分析有待深入研究.

由于風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)更加復(fù)雜，導(dǎo)致系統(tǒng)控制變量眾多且相互影響；隨著氫儲(chǔ)能系統(tǒng)的引入，系統(tǒng)運(yùn)行模式趨于多樣化；考慮多能互補(bǔ)的耦合特性，氫儲(chǔ)能系統(tǒng)和蓄電池系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制亟需考慮.另一方面，由于風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電的隨機(jī)性和波動(dòng)性難以保證系統(tǒng)的供電可靠性，且氫儲(chǔ)能系統(tǒng)成本較高，使得系統(tǒng)特殊、復(fù)雜的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)與運(yùn)行方式對(duì)微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制與優(yōu)化配置帶來(lái)了挑戰(zhàn).因此，本文針對(duì)并網(wǎng)型風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)交直流微電網(wǎng)，制定合理的多模式運(yùn)行控制策略，提出面向需求側(cè)響應(yīng)的優(yōu)化配置方法，結(jié)合某地區(qū)歷史數(shù)據(jù)，以最小等年值成本為優(yōu)化目標(biāo)，充分考慮各部分約束條件，利用粒子群算法求解優(yōu)化配置方案，并展開(kāi)微電網(wǎng)不同運(yùn)營(yíng)方式、自平衡率約束、設(shè)備建設(shè)成本對(duì)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的敏感性分析，為微電網(wǎng)規(guī)劃提供科學(xué)可靠的依據(jù).

1 風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)

1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

本文研究的風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示.

圖1 風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.1 Topological structure of wind-solar-hydrogen multi-energy complementary AC/DC microgrid

光伏陣列與風(fēng)力發(fā)電機(jī)通過(guò)相應(yīng)設(shè)備分別與直、交流母線相連，為直、交流負(fù)載提供電能，在最大化消納可再生能源發(fā)電的前提下減少系統(tǒng)內(nèi)部的換流設(shè)備.由于可再生能源出力存在一定波動(dòng)性和間歇性，儲(chǔ)能系統(tǒng)在平抑輸出功率波動(dòng)、提高供電質(zhì)量方面發(fā)揮著重要作用.考慮到單一電儲(chǔ)能的短期儲(chǔ)能特性，引入清潔環(huán)保的長(zhǎng)期儲(chǔ)能——?dú)淠馨l(fā)電系統(tǒng)（包括電解槽、儲(chǔ)氫罐和燃料電池），進(jìn)而形成兼顧功率、能量的多需求混合儲(chǔ)能系統(tǒng).當(dāng)可再生能源發(fā)電量過(guò)多且蓄電池容量達(dá)到上限時(shí)，電解槽可將多余電量通過(guò)電解水制氫，存儲(chǔ)在儲(chǔ)氫罐中作為后備能源；當(dāng)風(fēng)光發(fā)電不足且蓄電池也難以滿足高負(fù)荷需求時(shí)，存儲(chǔ)的氫氣可為燃料電池發(fā)電提供燃料，將化學(xué)能轉(zhuǎn)換為電能補(bǔ)給缺額，保證系統(tǒng)供電可靠性.若微電網(wǎng)自身供不應(yīng)求，還可向配電網(wǎng)購(gòu)電以達(dá)功率平衡，不僅加強(qiáng)了運(yùn)行控制，提高了系統(tǒng)穩(wěn)定性，同時(shí)也實(shí)現(xiàn)了“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)、電網(wǎng)調(diào)劑”的運(yùn)行機(jī)制.

1.2 運(yùn)行控制策略

為保證系統(tǒng)正常穩(wěn)定運(yùn)行、改善動(dòng)態(tài)性能，本文考慮不同工況下交直流微電網(wǎng)的功率交互，提出基于多運(yùn)行模式的運(yùn)行控制策略.該控制策略需遵從以下原則：1）保證交直流母線電壓穩(wěn)定和功率實(shí)時(shí)平衡，合理分配功率，最大化消納可再生能源發(fā)電；2）防止儲(chǔ)能系統(tǒng)過(guò)度充、放電以延長(zhǎng)壽命；3）當(dāng)功率不平衡時(shí)，規(guī)定系統(tǒng)運(yùn)行控制的優(yōu)先級(jí)順序：蓄電池 ＞ 氫能發(fā)電系統(tǒng) ＞ 配電網(wǎng)，從而減少對(duì)電網(wǎng)的依賴(lài)程度，提高系統(tǒng)的自平衡能力.

根據(jù)以上原則，建立4種運(yùn)行模式下的運(yùn)行控制策略，且記系統(tǒng)交、直流側(cè)的功率不平衡量分別為Pace和Pdce，表示為

式中：Pwt和Ppv分別為風(fēng)機(jī)與光伏的實(shí)際輸出功率；Pac與Pdc分別為交、直流負(fù)載功率.

模式 1（Pace＞ 0，Pdce＞ 0）先后啟動(dòng)蓄電池和氫能發(fā)電系統(tǒng)消納多余功率，若在滿足自身后仍過(guò)剩，則在售電約束范圍內(nèi)對(duì)電網(wǎng)進(jìn)行售電.

模式 2（Pace＞ 0，Pdce＜ 0）若交直流母線間的功率交互在最大換流功率約束范圍內(nèi)能夠滿足直流側(cè)缺額，系統(tǒng)功率達(dá)到平衡后仍有過(guò)剩，則在最大充電限度內(nèi)先后滿足蓄電池和電解槽充電，超過(guò)最大充電功率部分向電網(wǎng)售電.

模式 3（Pace＜ 0，Pdce＞ 0）若交直流母線間的功率交互在最大換流功率約束范圍內(nèi)無(wú)法滿足交流側(cè)缺額，則先后啟動(dòng)蓄電池和燃料電池放電，超過(guò)最大放電功率部分向電網(wǎng)購(gòu)電以滿足缺額功率.

模式 4（Pace＜ 0，Pdce＜ 0）若啟動(dòng)蓄電池使其出力不超過(guò)最大放電功率能夠平衡功率缺額，則只需啟動(dòng)蓄電池；否則啟動(dòng)燃料電池使其出力不超過(guò)最大放電功率進(jìn)行放電.若依舊無(wú)法滿足高負(fù)載需求，則選擇向電網(wǎng)購(gòu)電以維持功率平衡.

2 需求側(cè)響應(yīng)模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

激勵(lì)型需求側(cè)響應(yīng)是通過(guò)調(diào)整可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的運(yùn)行時(shí)間段，使響應(yīng)后的負(fù)荷與風(fēng)光出力在時(shí)序上更加吻合，最大化直接消納風(fēng)光發(fā)電，減少新能源并網(wǎng)所造成的沖擊，在一定程度上減少儲(chǔ)能系統(tǒng)配置，從而減少建設(shè)成本，提高微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性.

本文建立激勵(lì)型需求側(cè)響應(yīng)的目標(biāo)函數(shù)如式（1）.

式中：T為調(diào)度周期（24 h）；PDG(t)為時(shí)刻t（t∈T）可再生電源的輸出功率；Lload(t)、Ldr(t)分別為時(shí)刻t需求側(cè)響應(yīng)前、后的負(fù)荷大小；Ldr_in(t)、Ldr_out(t)分別為時(shí)刻t的負(fù)荷轉(zhuǎn)入量與轉(zhuǎn)出量.

2.2 約束條件

1）負(fù)荷轉(zhuǎn)移量的約束

每個(gè)時(shí)刻的實(shí)際負(fù)荷轉(zhuǎn)移量受限于最大可轉(zhuǎn)移負(fù)荷容量，且在每一周期T內(nèi)，負(fù)荷總量在需求響應(yīng)前、后應(yīng)保持不變.約束表達(dá)式為

式中：mdr(t)為時(shí)刻t實(shí)際負(fù)荷轉(zhuǎn)移量；Mdr(t)為時(shí)刻t最大可轉(zhuǎn)移負(fù)荷容量；Ldr_in_T、Ldr_out_T分別為周期T內(nèi)負(fù)荷的轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出總量.

2）負(fù)荷轉(zhuǎn)移時(shí)段的約束

負(fù)荷只能在同一調(diào)度周期內(nèi)進(jìn)行轉(zhuǎn)移，即

式中：tin、tout分別為負(fù)荷轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出時(shí)刻；Tn為第n個(gè)調(diào)度周期.

2.3 需求側(cè)響應(yīng)模型的求解方法

針對(duì)上述模型，本文采用混合整數(shù)規(guī)劃方法，以同一調(diào)度周期內(nèi)負(fù)載與可再生電源出力時(shí)序上更逼近為目標(biāo)，求解最優(yōu)解.具體步驟如下：

步驟1輸入基本數(shù)據(jù).可再生能源發(fā)電量、負(fù)荷數(shù)據(jù)以及設(shè)定的可轉(zhuǎn)移負(fù)荷容量和初始運(yùn)行時(shí)間.

步驟2確定負(fù)荷轉(zhuǎn)入轉(zhuǎn)出時(shí)刻.當(dāng)PDG(t) ＞Lload(t)時(shí)為負(fù)荷轉(zhuǎn)入時(shí)刻；其它時(shí)刻即PDG(t) ≤Lload(t)為負(fù)荷轉(zhuǎn)出時(shí)刻.若在周期T內(nèi)每個(gè)時(shí)刻都滿足PDG(t) ≤Lload(t)，則直接進(jìn)入下一周期.

步驟3確定最大可轉(zhuǎn)移負(fù)荷容量Mdr，即

式中：Ls_in、Ls_out分別為可轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出負(fù)荷總量.

步驟4求解需求響應(yīng)后負(fù)荷.采用混合整數(shù)規(guī)劃方法求解最優(yōu)值，輸出需求響應(yīng)后的負(fù)荷曲線.

3 風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)微電網(wǎng)優(yōu)化配置方法

3.1 目標(biāo)函數(shù)

針對(duì)風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)微電網(wǎng)，本文主要考慮供電經(jīng)濟(jì)性，不僅對(duì)分布式電源及儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行容量配置優(yōu)化，還考慮了交直流子網(wǎng)間能量耦合與功率交互，對(duì)AC/DC換流器進(jìn)行容量配置.

一般采用系統(tǒng)壽命周期成本即總凈現(xiàn)值成本Snpc來(lái)衡量微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性，表達(dá)式為

式中：Sin為總初始投資成本，包括光伏、風(fēng)機(jī)、蓄電池、AC/DC換流裝置、燃料電池、儲(chǔ)氫罐、電解槽的初始投資成本；Srp為總置換成本，設(shè)定微電網(wǎng)規(guī)劃周期為20年；Sgc為微電網(wǎng)與配電網(wǎng)的電力交易成本；Sdr為用戶需求側(cè)相應(yīng)補(bǔ)貼，為0.24元/kW?h；Sop為總運(yùn)維成本，它在一定容量配置下與微電網(wǎng)的初始投資成本成比例：

式中：αop為從總初始投資成本轉(zhuǎn)化為運(yùn)行維護(hù)成本的系數(shù)因子，本文取0.01.

目標(biāo)函數(shù)采用等年值成本Sann，即

式中：i為折現(xiàn)率，一般取 0.04；CRF(i，N)為資金收回系數(shù)，N為系統(tǒng)壽命.

3.2 約束條件

1）微電網(wǎng)系統(tǒng)功率平衡約束

在圖1所示模型中，可根據(jù)交直流子網(wǎng)間的功率交互來(lái)建立系統(tǒng)功率平衡約束，即

式中：Pg為微電網(wǎng)購(gòu)售電功率，購(gòu)電時(shí)取正值，售電時(shí)取負(fù)值；Pacdc為交直流母線間換流器功率，從交流側(cè)流向直流側(cè)取正值，反之取負(fù)值；Pbat為蓄電池充放電功率，放電時(shí)取正值，充電時(shí)取負(fù)值；Pfc為燃料電池放電功率；Pel為電解槽充電功率.

2）可再生能源出力約束

光伏、風(fēng)機(jī)在實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中均不能超過(guò)它的最大可輸出功率，故其約束條件如式（10）.

式中：Npv、Nwt分別為光伏和風(fēng)機(jī)的裝機(jī)臺(tái)數(shù)；Ppv_r、Pwt_r分別為單臺(tái)光伏和風(fēng)機(jī)的額定功率.

3）蓄電池約束

在配置優(yōu)化中，根據(jù)充放電過(guò)程中直流母線側(cè)的電池功率計(jì)算蓄電池的剩余能量，如式（11）.

式中：Ebat(t)為時(shí)刻t的蓄電池電量；σ 為蓄電池的自放電系數(shù)，取 0.004 6/d；Δt為步長(zhǎng)（1 h）；ηch、ηdch分別為蓄電池充、放電效率，均取0.9；為蓄電池DC/DC變換器效率，取0.9.

蓄電池的相關(guān)約束條件為

式中：SOCmin、SOCmax分別為蓄電池荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）的最小值和最大值，分別取0.3和0.8；Pmch、Pmdch分別為蓄電池的最大充、放電功率.

4）氫能發(fā)電系統(tǒng)約束

為反映儲(chǔ)氫罐的存儲(chǔ)狀態(tài)且便于運(yùn)行管理控制，根據(jù)電解槽充電和燃料電池放電過(guò)程中直流母線側(cè)的功率計(jì)算儲(chǔ)氫罐的剩余能量，如式（13）.

式中：Etank(t)為時(shí)刻t儲(chǔ)氫罐中的能量；ηel、ηfc、ηtank分別為電解槽、燃料電池、儲(chǔ)氫罐的工作轉(zhuǎn)化效率，取 ηel=0.6，ηfcηtank=0.5；、分別為電解槽、燃料電池的DC/DC變換器效率，取==0.9.

氫能發(fā)電系統(tǒng)的相關(guān)約束條件為

式中：SOHCmin、SOHCmax分別為儲(chǔ)氫罐等效荷電狀態(tài)（state of hydrogen charge，SOHC）上、下限，分別取0.2和0.8；Pelmax、Pfcmax分別為電解槽的最大充電功率與燃料電池的最大放電功率.

5）AC/DC換流器功率約束

由于過(guò)多換流損耗會(huì)對(duì)整個(gè)微電網(wǎng)系統(tǒng)產(chǎn)生不利影響，因此對(duì)換流器功率有一定約束，表示為

式中：Pacdcmax為AC/DC換流器最大換流功率.

6）售電功率約束

并網(wǎng)型微電網(wǎng)在系統(tǒng)內(nèi)部功率不平衡時(shí)，會(huì)與電網(wǎng)之間發(fā)生電力交易，但倒送功率過(guò)大可能會(huì)導(dǎo)致電網(wǎng)產(chǎn)生負(fù)面影響，故需對(duì)售電功率進(jìn)行約束，如式（16）.

式中：Pgrid1(t)為時(shí)刻t售電功率；μ為微電網(wǎng)售電功率限額比例；Pmc為微電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線功率限值.

3.3 用戶滿意度

用戶滿意度Rus是通過(guò)自平衡率和用電滿意度對(duì)微電網(wǎng)系統(tǒng)需求側(cè)響應(yīng)的效益進(jìn)行綜合評(píng)估的指標(biāo)，其表達(dá)式為

式中：Rself為自平衡率；Res為用電滿意度；α和β分別為自平衡率和用電滿意度的評(píng)估系數(shù)；Egrid為從電網(wǎng)流向微電網(wǎng)系統(tǒng)的總電量；Eload為需求總負(fù)荷量；Eshift為一年內(nèi)交直流負(fù)荷轉(zhuǎn)移總量.

3.4 優(yōu)化算法

本文采用粒子群優(yōu)化算法求解風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)交直流微電網(wǎng)的容量配置.設(shè)定光伏陣列數(shù)量Npv、風(fēng)機(jī)數(shù)量Nwt、蓄電池?cái)?shù)量Nbat、換流器數(shù)量Ncon、燃料電池?cái)?shù)量Nfc、儲(chǔ)氫罐數(shù)量Ntank和電解槽數(shù)量Nel為系統(tǒng)優(yōu)化變量，根據(jù)氣象信息、約束條件及運(yùn)行控制策略優(yōu)化各子系統(tǒng)功率分配，根據(jù)式（8）所示的等年值成本作為算法適應(yīng)度函數(shù)，利用優(yōu)化算法多次迭代最終得到最優(yōu)配置結(jié)果，具體求解流程圖如圖2所示.

圖2 優(yōu)化配置求解流程Fig.2 Solution process of optimization configuration

4 算例分析

4.1 系統(tǒng)參數(shù)

本文選取某地的輻照強(qiáng)度、風(fēng)速、交直流負(fù)載數(shù)據(jù)作為系統(tǒng)輸入，如圖3所示，年平均輻照強(qiáng)度為174.8 W/m2，年平均風(fēng)速為6.6 m/s，負(fù)載年平均值為531.2 kW，交、直流負(fù)載比例約為3∶2.本文主要采用的設(shè)備成本如表1，分時(shí)電價(jià)數(shù)據(jù)如表2.

表2 分時(shí)電價(jià)數(shù)據(jù)Tab.2 Time-of-use electricity price

圖3 年度光照、風(fēng)速及交直流負(fù)載數(shù)據(jù)Fig.3 Annual light，wind speed and AC and DC load data

表1 不同設(shè)備的成本參數(shù)Tab.1 Cost parameters of different equipment

4.2 優(yōu)化配置方案與技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

根據(jù)圖1的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)和4.1所示的系統(tǒng)參數(shù)，利用粒子群算法求解優(yōu)化配置方案.為剖析各項(xiàng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對(duì)配置的影響，本文開(kāi)展微電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)方式、自平衡率約束及建設(shè)成本等影響因素下的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析.通過(guò)合理分析，能為微電網(wǎng)投資決策提供科學(xué)依據(jù)，有助于微電網(wǎng)項(xiàng)目規(guī)劃設(shè)計(jì)與實(shí)現(xiàn).

4.2.1 運(yùn)營(yíng)方式對(duì)優(yōu)化配置的影響

由于交直流微電網(wǎng)在不同運(yùn)營(yíng)方式下對(duì)系統(tǒng)的各項(xiàng)指標(biāo)均有一定的影響，根據(jù)是否考慮氫能發(fā)電系統(tǒng)、是否考慮負(fù)荷需求側(cè)響應(yīng)將所研究的微電網(wǎng)系統(tǒng)分為3種不同的運(yùn)營(yíng)方式，如表3所示.

表3 不同運(yùn)營(yíng)方式Tab.3 Different modes of operation

3種運(yùn)營(yíng)方式下的優(yōu)化配置結(jié)果如表4所示.其中，方案1適用于具有大面積鋪設(shè)光伏板且風(fēng)電裝機(jī)較少的地區(qū)，方案2更適用于配置大容量風(fēng)機(jī)的地區(qū).在實(shí)際工程項(xiàng)目中，可根據(jù)地區(qū)條件進(jìn)行方案篩選以獲得更高的經(jīng)濟(jì)效益.

1）引入氫能發(fā)電系統(tǒng)

從表4可看到，相較于運(yùn)營(yíng)方式一，引入氫能發(fā)電系統(tǒng)后的運(yùn)營(yíng)方式二可根據(jù)儲(chǔ)能充放電功率靈活配置各設(shè)備容量，大幅減少蓄電池的容量配置，使得等年值成本下降，年總換流損耗也減少.同時(shí)減少了與電網(wǎng)間的能量交互，提升了系統(tǒng)自平衡率的同時(shí)也略微提高了用戶滿意度.

表4 不同運(yùn)營(yíng)方式下的優(yōu)化配置方案Tab.4 Optimized configuration schemes in different modes of operation

具體對(duì)比方案3與方案1，在可再生能源發(fā)電總量不變的情況下，方案3通過(guò)配置少量電解槽吸收直流側(cè)多余電能并存儲(chǔ)于儲(chǔ)氫罐中，在高負(fù)載時(shí)段通過(guò)燃料電池放電補(bǔ)給缺額，大幅減少蓄電池容量配置.光伏容量減少并未導(dǎo)致?lián)Q流器容量增加，說(shuō)明此時(shí)直流側(cè)已基本滿足負(fù)載需求，通過(guò)減少換流器配置降低等年值成本，并小幅提升系統(tǒng)的自平衡率.相較于方案2，在自平衡率基本不變的情況下，方案4的光伏、風(fēng)機(jī)容量略有增加，直流側(cè)大幅減少蓄電池配置且儲(chǔ)氫罐容量較其他方案略有增加，說(shuō)明直流側(cè)剩余電量較多，可實(shí)時(shí)補(bǔ)給交流缺額減少向電網(wǎng)購(gòu)電，從而保證系統(tǒng)自平衡率.

2）考慮需求側(cè)響應(yīng)

運(yùn)營(yíng)方式三是在運(yùn)營(yíng)方式二的基礎(chǔ)上引入需求側(cè)響應(yīng)環(huán)節(jié)，選取冬季和夏季的典型日對(duì)需求響應(yīng)前后交直流負(fù)荷曲線及可再生能源出力曲線進(jìn)行對(duì)比，如圖4所示.明顯看出引入需求側(cè)響應(yīng)后，在時(shí)序上，負(fù)荷曲線與可再生能源出力曲線更加吻合，使交直流側(cè)能量交互減少，從而減少相關(guān)換流器和儲(chǔ)能設(shè)備的容量配置，減少換流損耗，也使新能源發(fā)電的整體裝機(jī)容量有所下降，通過(guò)減少初始投資成本降低等年值成本.同時(shí)，盡管交直流負(fù)荷的轉(zhuǎn)移影響了系統(tǒng)的用電滿意度，但由于自平衡率的提高，系統(tǒng)用戶滿意度仍能保持在較高水平.

圖4 全年典型日交直流負(fù)荷需求響應(yīng)前后對(duì)比Fig.4 Comparison of typical daily AC and DC load response

相較于方案3，引入需求側(cè)響應(yīng)的方案5通過(guò)小幅減少光伏、風(fēng)機(jī)容量，使系統(tǒng)自平衡率提升了4.25%，說(shuō)明此時(shí)購(gòu)電費(fèi)用減少，從而降低微電網(wǎng)的等年值成本.與方案4相比，引入需求側(cè)環(huán)節(jié)的方案6有如下變化：①光伏容量降低57 kW，風(fēng)機(jī)容量降低130 kW，同時(shí)等年值成本減少1.5萬(wàn)元；②減少了蓄電池和氫能發(fā)電系統(tǒng)的使用頻率及充放電深度，也降低了儲(chǔ)能設(shè)備的置換費(fèi)用.③交直流微電網(wǎng)自給能力隨之增強(qiáng)，不僅減少換流器的配置，降低換流損耗，也使系統(tǒng)的自平衡率提高2.34%；④由于負(fù)荷轉(zhuǎn)移使得用戶補(bǔ)償費(fèi)用增加，致使用戶滿意度下降3.11%.因此，在合理范圍內(nèi)進(jìn)行少量需求負(fù)荷轉(zhuǎn)移有助于改善供電經(jīng)濟(jì)性.

4.2.2 自平衡率約束對(duì)優(yōu)化配置的影響

運(yùn)用優(yōu)化算法求解并網(wǎng)型風(fēng)-光-氫多能互補(bǔ)交直流微電網(wǎng)系統(tǒng)在不同自平衡率約束范圍內(nèi)的配置方案，如表5所示，分析其對(duì)等年值成本的影響，可得結(jié)論：在一定范圍內(nèi)增大可再生能源和儲(chǔ)能裝置的容量配置，可有效提升并網(wǎng)型微電網(wǎng)的自平衡率，同時(shí)有效降低等年值成本，提升經(jīng)濟(jì)效益.

表5 不同自平衡率約束范圍內(nèi)的優(yōu)化配置方案Tab.5 Optimized configuration schemes within constraints of different self-balance rates

由表5和圖5可知，相較于方案Ⅰ，方案Ⅷ風(fēng)光儲(chǔ)裝機(jī)容量增大并未導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)成本增加，反而有一定程度降低，并且有效改善了系統(tǒng)自平衡能力.當(dāng)自平衡率為81.64%時(shí)，達(dá)到等年值成本最小值.若仍繼續(xù)增加可再生能源及儲(chǔ)能設(shè)備的裝機(jī)容量，提升自平衡能力的同時(shí)等年值成本也大幅增長(zhǎng)，對(duì)比方案Ⅸ與方案Ⅷ，當(dāng)自平衡率由81.64%上升至90.01%時(shí)，等年值成本增加20.54%.因此，從圖5可直觀看出，在一定約束范圍內(nèi)升高或降低自平衡率均會(huì)影響經(jīng)濟(jì)效益.在實(shí)際應(yīng)用中，可通過(guò)上述方法分析“等年值成本-自平衡率”曲線走勢(shì)，對(duì)微電網(wǎng)系統(tǒng)的優(yōu)化配置具有重要的研究意義.

圖5 不同自平衡率約束對(duì)等年值成本的影響Fig.5 Effect of different self-balance rate constraints on equivalent annual cost

4.2.3 微電網(wǎng)建設(shè)成本對(duì)優(yōu)化配置的影響

提高微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)效益需要更加有效的激勵(lì)措施，隨著技術(shù)的成熟，新能源設(shè)備建設(shè)成本逐漸降低，不僅提高了微電網(wǎng)中可再生能源滲透率，而且降低了系統(tǒng)等年值成本，進(jìn)而改善微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性.

如圖6所示，本文分別在表1的光伏、風(fēng)機(jī)建設(shè)成本基礎(chǔ)上降低10%、20%和30%，可明顯看到隨著新能源設(shè)備建設(shè)成本的降低，顯著減小了系統(tǒng)的等年值成本，因此，在合理范圍內(nèi)降低微電網(wǎng)的建設(shè)成本對(duì)改善其經(jīng)濟(jì)性有較大的意義.

5 結(jié) 論

1）引入氫能發(fā)電系統(tǒng)后，系統(tǒng)可根據(jù)儲(chǔ)能充放電功率靈活配置各設(shè)備容量，大幅減少蓄電池配置，在降低系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)成本的同時(shí)減少電網(wǎng)的購(gòu)電量，提升系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性能和自平衡能力.

2）加入需求側(cè)響應(yīng)環(huán)節(jié)后，通過(guò)負(fù)荷轉(zhuǎn)移進(jìn)行削峰填谷，使交直流間能量交互減少，從而減少相關(guān)換流器和儲(chǔ)能設(shè)備的容量配置，也使可再生能源發(fā)電的整體裝機(jī)容量有所下降，通過(guò)減少初始投資成本降低系統(tǒng)的等年值成本.

3）自平衡率約束的過(guò)高或過(guò)低均會(huì)影響系統(tǒng)配置，一定范圍內(nèi)增大可再生能源和儲(chǔ)能裝置的容量配置，可有效提升自平衡率，改善微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性.

4）隨著新能源技術(shù)的推廣，微電網(wǎng)的投資潛力將進(jìn)一步提升，設(shè)備建設(shè)成本的降低可顯著增大可再生能源滲透率，進(jìn)而提高經(jīng)濟(jì)效益.