吳 杰， 溫晨陽， 李 珊， 師慶丹

(河北省電力電子節(jié)能與傳動控制重點實驗室， 燕山大學(xué)， 河北 秦皇島 066004)

1 引言

太陽能發(fā)電是一種重要的可再生能源，作為分布式電源，光伏發(fā)電設(shè)備制造成本大幅度降低，大規(guī)模接入電網(wǎng)成為一種發(fā)展潮流。但光伏發(fā)電的隨機性和不確定性導(dǎo)致其供電的隨機性變化，且變化幅度較大，使系統(tǒng)在并網(wǎng)運行過程中產(chǎn)生瞬時的功率大幅度波動，對供電的電能質(zhì)量、可靠性和穩(wěn)定性等造成較大的影響[1]。蓄電池是中國光伏電站目前主要選用的儲能裝置，具有充放電效率高、功率響應(yīng)速度快的特點，并且能提供較大的沖擊電流，在系統(tǒng)中可以發(fā)揮壓頻調(diào)節(jié)、電網(wǎng)故障恢復(fù)、電能質(zhì)量的維護與改善的作用[2]。

蓄電池的容量配置對光伏發(fā)電影響很大，容量選擇得太大，不僅會增加投資，電池還會長期處于充電不足的狀態(tài)，影響儲能的使用效果和壽命，不能較好地實現(xiàn)其經(jīng)濟性[2]；若容量選擇過小，光伏系統(tǒng)不能充分實現(xiàn)經(jīng)濟效益，且電網(wǎng)的供電可靠性降低。因此，光伏發(fā)電和蓄電池配置比例及協(xié)調(diào)控制，是決定并網(wǎng)系統(tǒng)能否穩(wěn)定、高效、經(jīng)濟運行的關(guān)鍵。目前，確定儲能容量有多種方案。文獻[3]采用負(fù)荷缺電率指標(biāo)來確定儲能的容量配置，并針對全釩液流電池作為儲能裝置進行優(yōu)化配置。文獻[4]以裝置成本最低為目標(biāo)，提出了基于機會約束規(guī)劃的混合儲能容量配置方法。文獻[5,6]考慮了重要工業(yè)負(fù)荷的特性，以光伏利用率和年凈利率最大為目標(biāo)，構(gòu)建工業(yè)光伏微網(wǎng)的儲能容量優(yōu)化配置的多目標(biāo)模型。文獻[7]考慮需求響應(yīng)對光伏儲能容量配置的影響，構(gòu)建基于電量電價的多時段響應(yīng)模型和微網(wǎng)投資收益模型。文獻[8]從儲能平抑風(fēng)光儲發(fā)電系統(tǒng)輸出功率波動的角度，提出了兩個評價有功功率波動的指標(biāo)，并進行儲能容量優(yōu)化。

本文研究光伏電站的工作原理，根據(jù)某地光伏日出力曲線和分時電價的特點，得出實現(xiàn)最大經(jīng)濟效益的光伏發(fā)電工作時間段，通過對光伏出力和儲能系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制，完成配電網(wǎng)電能的經(jīng)濟調(diào)度，從而確定蓄電池實現(xiàn)經(jīng)濟調(diào)度時的最優(yōu)容量。

2 光儲并網(wǎng)系統(tǒng)工作原理

光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。光伏發(fā)電系統(tǒng)包括光伏陣列、蓄電池組、DC/DC變換器和DC/AC雙向變換器。根據(jù)光伏并網(wǎng)匯流母線的類型，可分為基于直流母線的并網(wǎng)方式、基于交流母線的并網(wǎng)方式和基于交流與直流混合母線的并網(wǎng)方式。選用直流匯流母線的并網(wǎng)方式，不僅具有擴容方便、控制簡單的優(yōu)點，同時可以減少逆變器臺數(shù)，提高系統(tǒng)發(fā)電效率，降低損耗，減少系統(tǒng)投資成本?；谥绷髂妇€的并網(wǎng)方式已被廣泛應(yīng)用于中小型光伏發(fā)電系統(tǒng)[9]。

圖1 光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of PV grid connected system

光伏控制系統(tǒng)控制DC/DC變換器，使光伏始終保證以最大功率輸出，提高光能利用率；儲能控制系統(tǒng)根據(jù)蓄電池組的實時狀態(tài)和經(jīng)濟調(diào)度方式，控制DC/DC變換器，決定蓄電池充放電狀態(tài)和充放電功率的大小。光伏組件和蓄電池分別經(jīng)過DC/DC變換器接入?yún)R流母線，再經(jīng)過DC/AC雙向變換器并入電網(wǎng)。當(dāng)光伏系統(tǒng)輸出功率時，雙向變換器將直流變?yōu)榻涣?；?dāng)光伏系統(tǒng)從電網(wǎng)給蓄電池充電時，雙向變換器將交流變?yōu)橹绷鳌?/p>

3 光伏并網(wǎng)系統(tǒng)經(jīng)濟調(diào)度模型

本文通過研究光伏電站預(yù)測出力曲線，確定光伏最佳工作時間區(qū)間，結(jié)合電網(wǎng)不同時段負(fù)荷的變化情況，在滿足光伏并網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定可靠運行的基礎(chǔ)上，以經(jīng)濟性最優(yōu)為目標(biāo)，建立光伏發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟調(diào)度模型。

3.1 光伏系統(tǒng)輸出特性分析

光伏系統(tǒng)輸出功率主要由日照強度、電池溫度決定，其發(fā)電特性不僅具有隨機性和間歇性，且不能調(diào)度，季節(jié)、氣候的變化會使輸出功率產(chǎn)生較大波動，并網(wǎng)后會對電網(wǎng)有一定的沖擊性。加入儲能裝置，不僅能改善光伏系統(tǒng)供電的電能質(zhì)量，還能實現(xiàn)光伏發(fā)電的經(jīng)濟調(diào)度，提高系統(tǒng)的經(jīng)濟性。

根據(jù)配電網(wǎng)負(fù)荷變化，將全天24h的用電情況劃分成高峰、平谷、低谷多個時段，對不同時段制定不同的電價水平[10,11]。表1為某地光伏發(fā)電系統(tǒng)一天內(nèi)不同時段的購售電價[12]。

表1 某地光伏并網(wǎng)系統(tǒng)分時電價Tab.1 TOU of PV grid connected system

圖2為典型光伏日出力曲線[13,14]。結(jié)合表1和圖2可知，8∶00～13∶00電價最高，光伏發(fā)電有一定量的輸出，光伏出力逐步上升，最終達到最大值；16∶00～22∶00也屬于高電價時段，而此時光伏出力處于下降階段，最后降為0。因此光伏發(fā)電直接并入電網(wǎng)會使經(jīng)濟性有所降低，需要通過控制儲能裝置的充放電實現(xiàn)光伏出力的經(jīng)濟調(diào)度，提高光伏系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性。

圖2 光伏日出力曲線Fig.2 PV curve of daily output

根據(jù)光伏發(fā)電系統(tǒng)各時段的電價分布和負(fù)荷曲線，結(jié)合光伏日發(fā)電曲線，建立經(jīng)濟調(diào)度模型：在一天內(nèi)，0∶00～8∶00為用電低谷，此時段光伏系統(tǒng)從電網(wǎng)購電，為蓄電池充能，為用電高峰時段備用；8∶00～13∶00為用電高峰段，此時光伏系統(tǒng)在最大功率跟蹤下輸出功率，同時蓄電池也輸出功率；13∶00～16∶00為用電平谷時段，此時光伏系統(tǒng)吸收或輸出電能，其主要取決于光伏發(fā)電量的多少和負(fù)荷的大小；16∶00～22∶00光伏和蓄電池輸出電能；22∶00～24∶00時，若蓄電池仍有剩余電量，則繼續(xù)向系統(tǒng)供電，若沒有剩余，也不再從電網(wǎng)購電。各時段蓄電池的充放電量可由經(jīng)濟調(diào)度模型計算得到。

3.2 蓄電池充放電模型

光伏并網(wǎng)系統(tǒng)儲能的充放電與儲能的荷電狀態(tài)有關(guān)，單位時間T內(nèi)蓄電池輸出功率前后的荷電狀態(tài)為：

(1)

3.3 目標(biāo)函數(shù)

本文選取系統(tǒng)調(diào)度周期為一天，保證一定時期內(nèi)光伏系統(tǒng)輸出功率變化不大。在這個基礎(chǔ)上，以一天內(nèi)光伏系統(tǒng)總成本最低為目標(biāo)，建立目標(biāo)函數(shù)：

(2)

3.3.1 光伏系統(tǒng)投資成本

光伏系統(tǒng)投資費用主要包括安裝基礎(chǔ)及支架、電池板、光伏逆變器、交直流電纜、配電柜等。因此，光伏發(fā)電系統(tǒng)投資費用在回收年限內(nèi)平均到每天的成本為：

(3)

(4)

3.3.2 光伏系統(tǒng)維護成本

光伏發(fā)電在日常運行過程中需要對系統(tǒng)進行安全監(jiān)測和維護，維護成本與系統(tǒng)輸出的電能成正比關(guān)系，在微電網(wǎng)中光伏發(fā)電系統(tǒng)的運行維護系數(shù)為0. 87元/(kW·h)[15]，則光伏系統(tǒng)的維護成本為：

(5)

3.3.3 蓄電池投資成本

在計算蓄電池的投資成本時，也需要考慮蓄電池的折舊率。即蓄電池一次投資費用在回收年限內(nèi)平均到每天的投資成本為：

(6)

3.3.4 蓄電池運行維護成本

蓄電池運行維護費用包括蓄電池壽命衰減成本和設(shè)備維護成本。本文選用免維護鉛酸蓄電池，使用壽命約8～10年，在蓄電池的壽命有效期限內(nèi)所經(jīng)受的循環(huán)次數(shù)約300～500次，一般以衰減額定容量20%為壽命期限，即每次完全充放電后蓄電池容量衰減成本約為蓄電池投資成本的0.4%～0.6%。

(7)

3.3.5 與電網(wǎng)交換功率成本

光伏日間輸出功率提供給負(fù)載，若出力不足以支持負(fù)載，則從電網(wǎng)購電；若光伏出力大于負(fù)載所需功率，則向電網(wǎng)售電；夜間光伏系統(tǒng)不輸出功率，則所需電能全部由電網(wǎng)購入。

(8)

3.3.6 懲罰因子

負(fù)荷率為系統(tǒng)平均負(fù)荷與最大峰值負(fù)荷的比值，與系統(tǒng)負(fù)荷的高峰和低谷有關(guān)，可以用來衡量一定時間內(nèi)負(fù)荷的變動情況，作為評價光伏系統(tǒng)削峰填谷效應(yīng)的指標(biāo)[12]。負(fù)荷率越大，說明電網(wǎng)負(fù)荷變動越小，負(fù)荷曲線越平滑，光伏系統(tǒng)削峰填谷效果越好。母線的負(fù)荷率指標(biāo)作為懲罰因子加到目標(biāo)函數(shù)中。母線負(fù)荷率Loadrate計算公式如下：

(9)

fload為目標(biāo)函數(shù)中母線負(fù)荷率的懲罰因子項，懲罰判別條件為：

(10)

3.4 約束條件

3.4.1 功率平衡約束

根據(jù)并網(wǎng)光伏系統(tǒng)功率平衡約束條件可知：

(11)

3.4.2 儲能約束

為了延長蓄電池的使用壽命，使蓄電池更好地實現(xiàn)其經(jīng)濟效益，充放電過程中禁止出現(xiàn)過充和過放的情況，在充放電控制系統(tǒng)中，要嚴(yán)格控制蓄電池的荷電狀態(tài)Soc，即

Socmin≤Soc≤Socmax

(12)

式中，Socmax和Socmin分別表示蓄電池荷電狀態(tài)的最大值和最小值。

蓄電池的充放電功率應(yīng)小于或等于其最大充放電功率，即

(13)

式中，Pmax為蓄電池單位時間內(nèi)充放電最大功率。

充放電速率過高會導(dǎo)致蓄電池電導(dǎo)率降低，使其實際功率輸出能力下降；速率過低又會導(dǎo)致充電時間過長，無法快速儲存光伏剩余電量，并且有可能使蓄電池長期低于最大荷電狀態(tài)，影響蓄電池的壽命[16]。選擇蓄電池單位時間內(nèi)最大充放電功率為額定容量的20%，則單位時間內(nèi)最大充放電功率為：

Pmax=0.2Sbat/T

(14)

3.4.3 最大交換功率約束

為確保電網(wǎng)和光伏系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，要求光伏并網(wǎng)系統(tǒng)與電網(wǎng)間的交換功率容量要在系統(tǒng)允許范圍內(nèi)，即

(15)

4 蓄電池最佳容量計算

4.1 粒子群優(yōu)化算法

粒子群優(yōu)化算法是進化算法的一種，其從隨機解出發(fā)，通過迭代尋找最優(yōu)解，通過解的適應(yīng)度評價解的品質(zhì)。本文采用粒子群優(yōu)化算法進行優(yōu)化計算時，要對約束條件進行處理。

4.1.1 功率平衡約束條件處理

蓄電池未接入系統(tǒng)時，負(fù)載與光伏出力的功率差額僅由電網(wǎng)補充，通過對功率平衡條件的變換，得出光伏系統(tǒng)與負(fù)載之間的功率差額為：

浙江省出臺的《關(guān)于加快發(fā)展孤兒和困境兒童福利事業(yè)的意見》中規(guī)定：孤兒們長大后，可優(yōu)先安排到政府開發(fā)的公益性崗位就業(yè)。若自謀職業(yè)，能享受職業(yè)培訓(xùn)補貼、職業(yè)技能鑒定補貼、免費職業(yè)介紹、職業(yè)介紹補貼和社會保險補貼等政策。對有勞動能力且處于失業(yè)狀態(tài)的，要將其列入城鎮(zhèn)“零就業(yè)家庭”失業(yè)人員和農(nóng)村低保家庭勞動力就業(yè)扶持范圍。

(16)

蓄電池接入系統(tǒng)后，負(fù)載與光伏系統(tǒng)的功率差額由電網(wǎng)和蓄電池共同補充，即

(17)

此時，可根據(jù)蓄電池的充放電狀態(tài)判斷光伏系統(tǒng)購售電的情況。

4.1.2 儲能約束條件處理

蓄電池的荷電狀態(tài)要始終保持在正常范圍內(nèi)，若出現(xiàn)越界現(xiàn)象，應(yīng)當(dāng)取其邊界值。在優(yōu)化計算開始時給蓄電池的荷電狀態(tài)賦初值，根據(jù)下一時段內(nèi)負(fù)載與光伏系統(tǒng)的功率差額和經(jīng)濟調(diào)度模型，結(jié)合蓄電池模型，即可得出蓄電池下一時段的荷電狀態(tài)。

若蓄電池放電，剩余功率不足以補足下一時段內(nèi)的功率差額，則

(18)

若蓄電池充電，功率差額大于蓄電池吸收的功率，則

(19)

4.1.3 最大交換功率約束條件處理

4.2 粒子群優(yōu)化算法流程圖

根據(jù)綜合成本目標(biāo)函數(shù)可知，若周期內(nèi)氣候及負(fù)荷狀況相近，則最優(yōu)解與光伏容量和儲能容量密切相關(guān)，通過粒子群算法得出光伏系統(tǒng)運行的最小綜合成本，從而確定光伏和儲能的最佳容量。粒子群優(yōu)化流程圖如圖3所示。

圖3 優(yōu)化流程圖Fig.3 Optimization flow chart

5 算例分析

5.1 數(shù)據(jù)資料

以某地屋頂光伏并網(wǎng)系統(tǒng)為例，屋頂面積為3200m2，以最佳傾角和最小間距進行安裝，保證板間無陰影遮擋。經(jīng)過計算，屋頂光伏電池允許最大安裝容量為100kW。

根據(jù)屋頂光伏發(fā)電工程報價，光伏發(fā)電系統(tǒng)建設(shè)成本為8000元/kW，光伏電池單片最大發(fā)電功率為1kW，折舊年限為15年，運行維護費用約0.87元/(kW·h)。選用鉛酸蓄電池，其參數(shù)為：額定電壓2V；額定容量1000A·h；安裝投資費用為1000元/kW；最大荷電狀態(tài)0.9；最小荷電狀態(tài)0.1；單位容量設(shè)備年維護成本100元/kW；單次循環(huán)充放電衰減率為0.4%，充放電循環(huán)次數(shù)為500次，壽命為8年。

圖4為光伏發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)圖。光伏電池與蓄電池經(jīng)過DC/DC變換后并入直流母線，又經(jīng)過雙向變換器接入380V交流母線，與電網(wǎng)合力給負(fù)載供電。光伏并網(wǎng)系統(tǒng)并入電網(wǎng)的容量不宜超過上一級變壓器最大負(fù)荷的25%，變壓器額定容量為1250kV·A，則光伏和蓄電池接入電網(wǎng)總?cè)萘繎?yīng)小于300kW。圖5為光伏發(fā)電曲線和負(fù)荷曲線。

圖4 光伏并網(wǎng)系統(tǒng)圖Fig.4 PV grid connected system

圖5 光伏發(fā)電和負(fù)荷曲線Fig.5 PV and load curve

粒子群優(yōu)化計算時，對粒子進行初始化。維度選取為待優(yōu)化項的個數(shù)，即為2。目標(biāo)函數(shù)為多目標(biāo)優(yōu)化，初始粒子數(shù)目數(shù)量不宜過少，選取初始粒子數(shù)為50。經(jīng)過對優(yōu)化程序的調(diào)試，為保證粒子有較快的學(xué)習(xí)速度和收斂速度，學(xué)習(xí)因子取值為c1=c2=2，慣性權(quán)重系數(shù)為0.9、0.4。

5.2 優(yōu)化結(jié)果分析

光伏系統(tǒng)不加儲能裝置時，光伏發(fā)出的電能直接被負(fù)載使用，若有剩余則送入電網(wǎng)；光伏不發(fā)電時，電價峰值時段負(fù)荷所需電能全部從電網(wǎng)購買。此時光伏系統(tǒng)的綜合成本目標(biāo)函數(shù)為：

(20)

經(jīng)粒子群優(yōu)化配置后，光伏安裝容量與一天內(nèi)系統(tǒng)投資成本、維護費用和綜合成本關(guān)系如圖6所示。由圖6可知，光伏電站盈利(光伏綜合成本為負(fù)值時)隨著光伏安裝容量的增加而增加，因此光伏容量在屋頂允許最大安裝容量的范圍內(nèi)，安裝的容量越大，光伏電站運行成本越低，經(jīng)濟性越好。經(jīng)粒子群優(yōu)化后，光伏安裝容量為100kW。

圖6 不同光伏安裝容量下的成本Fig.6 Cost of different PV installation capacity

在負(fù)荷平谷時段，光伏發(fā)電達到峰值，如果不加裝儲能裝置，光伏發(fā)出的電量只能以平谷時段的電價上網(wǎng)，造成經(jīng)濟浪費。加裝儲能裝置后，可以將光伏發(fā)出的一部分電量存儲起來，到下一高峰時段釋放，實現(xiàn)光伏電能的經(jīng)濟調(diào)度。

根據(jù)圖6可以看出，光伏系統(tǒng)安裝容量最大且不加儲能裝置時，綜合成本最低，光伏系統(tǒng)發(fā)出的電能全部送入電網(wǎng)，但此時配電網(wǎng)負(fù)荷曲線波動較大，不能實現(xiàn)光伏發(fā)電的經(jīng)濟調(diào)度策略，不能體現(xiàn)光伏系統(tǒng)削峰填谷的作用[17-19]?？紤]加入光伏系統(tǒng)后對母線負(fù)荷率的影響，把配電網(wǎng)母線負(fù)荷率作為懲罰因子加入到目標(biāo)函數(shù)中進行優(yōu)化。光伏安裝容量以100kW為最優(yōu)容量，利用粒子群算法計算不同蓄電池安裝容量與光伏系統(tǒng)運行成本的關(guān)系，結(jié)果如表2所示。儲能裝置容量為60kW·h時，綜合成本最低，光伏系統(tǒng)經(jīng)濟性最優(yōu)。

表2 光伏系統(tǒng)一天內(nèi)的綜合成本與蓄電池容量的關(guān)系Tab.2 Relationship between integrated cost of PV system and battery capacity

在考慮光伏系統(tǒng)并網(wǎng)對配電網(wǎng)穩(wěn)定運行影響的基礎(chǔ)上加入儲能裝置，粒子群優(yōu)化曲線如圖7所示，經(jīng)過65代的進化后，光伏系統(tǒng)綜合經(jīng)濟成本為-206.53元/天，此時光伏安裝容量為100kW，蓄電池安裝容量為60kW·h。因此，選擇蓄電池容量為60kW·h作為儲能最優(yōu)容量。

圖7 粒子群優(yōu)化曲線Fig.7 Curve of particle swarm optimization

加入光伏系統(tǒng)對母線負(fù)荷曲線的影響如圖8所示。可以看出，配電網(wǎng)未加入光伏系統(tǒng)時，母線負(fù)荷峰谷值波動大，配電網(wǎng)負(fù)荷率偏低；加入光伏系統(tǒng)后，在光伏出力階段有效地降低了配電網(wǎng)的負(fù)荷峰值，負(fù)荷率有所上升，但峰谷差異仍然較大，需要削峰填谷。加入儲能裝置的光伏系統(tǒng)，通過對儲能裝置充放電的控制，在夜間用電低谷和白天用電平谷時段對蓄電池充電，提高用電低谷值，在用電高峰時段放電，降低用電峰值，實現(xiàn)電能的經(jīng)濟調(diào)度，有效提升了配電網(wǎng)負(fù)荷率。不僅使光伏系統(tǒng)運行更加經(jīng)濟合理，也為電網(wǎng)安全運行創(chuàng)造了條件。表3為三種情況下的母線負(fù)荷率與峰谷差。

圖8 加入光伏系統(tǒng)對母線負(fù)荷曲線的影響Fig.8 Influence of PV system on load curve

最小負(fù)荷率最小負(fù)荷/kW峰谷差/kW負(fù)荷率(%)未加入光伏0412052957193僅加入光伏0412052777461光伏和儲能0442172557992

6 結(jié)論

(1)將合理的光伏容量和儲能容量并入配電網(wǎng)，通過對蓄電池充放電的控制，設(shè)計合理的經(jīng)濟調(diào)度模型，能更好地實現(xiàn)光伏發(fā)電的平穩(wěn)輸出，降低光伏系統(tǒng)的綜合運行成本，提升系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性。

(2)當(dāng)儲能成本對綜合運行成本影響較小時，適當(dāng)增加蓄電池的安裝容量，可以實現(xiàn)對配電網(wǎng)負(fù)荷的削峰填谷，給配電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行提供條件。

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