鄧得政，劉 暢，李庚銀

(1.國網(wǎng)天津東麗供電公司，天津 東麗 300300；2.北京新機(jī)場建設(shè)指揮部，北京 大興 102602；3.新能源電力系統(tǒng)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(華北電力大學(xué))，北京 昌平 102206)

0 引言

直流配網(wǎng)同傳統(tǒng)交流配網(wǎng)相比具有許多優(yōu)勢(可控性好、損耗低、輸電容量大、電能質(zhì)量高、適宜分布式電源多點(diǎn)接入等)[1-5]，具有較好的應(yīng)用前景[6-8]。美國目前正致力于利用直流配電的主動靈活性和良好可控性來實(shí)現(xiàn)智能樓宇或智能小區(qū)建設(shè)[9-11]；歐洲則希望能通過多端直流電網(wǎng)來實(shí)現(xiàn)廣域范圍內(nèi)多種資源(水電、太陽能、風(fēng)電、波浪能)的互補(bǔ)互濟(jì)的超級電網(wǎng)規(guī)劃[12]；日本關(guān)于直流配電的研究主要集中在家庭直流供電領(lǐng)域——“直流生態(tài)住宅”[13]，目前已開發(fā)出能應(yīng)用于低壓直流供電系統(tǒng)的直流家用電器、電源分配器、電源插頭及直流插座，解決了直流配電網(wǎng)長期以來面臨的實(shí)用化問題。

直流配網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)調(diào)度是其發(fā)展過程中需要解決的關(guān)鍵問題之一。經(jīng)濟(jì)調(diào)度是指在滿足系統(tǒng)安全約束的前提下，通過合理的優(yōu)化調(diào)度模型及策略來優(yōu)化、管理系統(tǒng)中各單元的運(yùn)行狀態(tài)與控制指令，以制定出最優(yōu)的負(fù)荷分配方案，并實(shí)現(xiàn)分布式電源高效、可靠、最大化的利用和系統(tǒng)運(yùn)行成本的最低。文獻(xiàn)[14]分析了直流配網(wǎng)的特性與優(yōu)勢，介紹了直流配網(wǎng)能量優(yōu)化管理技術(shù)的最新研究進(jìn)展；文獻(xiàn)[15]研究了微網(wǎng)在并網(wǎng)模式下的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，著重研究了微源發(fā)電成本和分時電價對微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度的影響；文獻(xiàn)[16]總結(jié)了微源和微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的模型；文獻(xiàn)[17]以短期與超短期功率預(yù)測為基礎(chǔ)，綜合考慮系統(tǒng)內(nèi)分布式電源和可控負(fù)荷的技術(shù)特性，將微網(wǎng)能量管理分為日前和日內(nèi)2個階段，通過2個階段的協(xié)調(diào)控制來實(shí)現(xiàn)微網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度。

本文將在分析直流配網(wǎng)特性的基礎(chǔ)上，建立其經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，并結(jié)合具體算例對模型進(jìn)行驗(yàn)證。

1 直流配網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略

同傳統(tǒng)交流系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度相比，直流配網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)調(diào)度要考慮更多因素，除了換流器的換流約束、儲能元件的充放電約束及系統(tǒng)直流潮流約束之外，還需考慮可再生能源的不確定性出力和負(fù)荷的隨機(jī)性需求等不確定性因素。

可再生能源發(fā)電具有波動性、間歇性、不確定性等特點(diǎn)，其短期功率預(yù)測值與實(shí)際值之間偏差較大，且會隨著可再生能源所占比例的增加而加大，使得日前優(yōu)化結(jié)果與系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況存在較大偏差，執(zhí)行中難以得到應(yīng)有的優(yōu)化效果，因此單一時間尺度的日前優(yōu)化不足以滿足直流配網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度的需求。

引入多時間尺度優(yōu)化調(diào)度，就可在逐級提高預(yù)測精度的基礎(chǔ)上，通過主動調(diào)節(jié)各微源運(yùn)行功率來提前響應(yīng)可再生能源和負(fù)荷的波動，從而降低可再生能源不確定性出力的影響。因此，建立了多時間尺度下的經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型：在短期和超短期功率預(yù)測的基礎(chǔ)上，將經(jīng)濟(jì)調(diào)度分為日前計劃和實(shí)時調(diào)度2個階段，通過2個階段的協(xié)調(diào)優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)直流配網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)調(diào)度，結(jié)構(gòu)如圖1所示。其中，日前計劃為系統(tǒng)內(nèi)各出力單元提供基本運(yùn)行點(diǎn)；實(shí)時調(diào)度根據(jù)誤差相對較小的超短期功率預(yù)測對日前計劃結(jié)果進(jìn)行調(diào)節(jié)，進(jìn)而修正日前計劃的偏差；各分布式電源、換流器的控制器主要負(fù)責(zé)平抑幅度較小的非規(guī)律性的隨機(jī)變化的功率波動。

圖1 直流配網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Structure of economic dispatch of DC distribution network

2 直流配網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

直流配網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度是一個多目標(biāo)、多約束的最小值優(yōu)化問題。

1) 日前計劃(最優(yōu)控制)：以經(jīng)濟(jì)為目標(biāo)，以安全為約束。

2) 實(shí)時調(diào)度(保優(yōu)控制)：結(jié)合超短期功率預(yù)測，以5～15 min為一周期調(diào)整日前計劃出力，盡量降低因功率預(yù)測誤差導(dǎo)致的系統(tǒng)波動功率。

2.1 日前計劃

在本文中，日前計劃依據(jù)短期功率預(yù)測提前1 d給出未來24 h的運(yùn)行計劃，優(yōu)化時段為1 h。

2.1.1 優(yōu)化目標(biāo)

日前計劃以系統(tǒng)運(yùn)行總成本最小為優(yōu)化目標(biāo)。

(1)

式中：T為調(diào)度周期，為24 h；Fcost為經(jīng)濟(jì)成本；Fenv為環(huán)境保護(hù)折算成本；FNloss為網(wǎng)損成本；FCloss為換流器損耗成本；Fgrid為配網(wǎng)與外網(wǎng)交互成本。各類成本定義如下：

1) 經(jīng)濟(jì)成本。

主要指各分布式電源的運(yùn)維成本和部分分布式電源的燃料成本。

式中：M為分布式電源數(shù)目；Pi為各分布式電源出力；Ci(Pi)為各分布式電源燃料成本；FOMi(Pi)為各分布式電源運(yùn)維成本；kOMi為各分布式電源運(yùn)行維護(hù)系數(shù)。

2) 環(huán)境保護(hù)成本。

微燃機(jī)、燃料電池等可控型分布式電源在發(fā)電過程中會排放CO2、SO2、NOx等污染物，將各微源各污染物的排放量按一定比例進(jìn)行成本折算，即為環(huán)境保護(hù)成本。

(4)

式中：N為污染物種類；αj為各污染物的折算系數(shù)，元/kg；EFij為第i個分布式電源的第j種污染物的的單位排放量，kg/kW。

3) 網(wǎng)損成本。

FNloss=TNlossPNloss

(5)

式中：TNloss為網(wǎng)損成本系數(shù)；PNloss為網(wǎng)損。直流配網(wǎng)的網(wǎng)絡(luò)損耗可由潮流計算獲得如下：

(6)

式中：b為支路總數(shù)；Pk為支路k上流過的直流功率；Uk為支路k上的直流電壓值；Rk為支路k的等效電阻。

4) 配網(wǎng)與電網(wǎng)交互成本。

Fgrid=TbuyPbuy-TsellPsell

(7)

式中：Tbuy、Tsell分別為購售電電價；Pbuy、Psell分別為購售電功率。

5) 換流器損耗成本。

直流配網(wǎng)中換流器(整流器、逆變器、DC/DC變換器)的損耗與其輸入功率有關(guān)[18]。一般情況下，換流器功率損耗可分為空載損耗Pf、感應(yīng)電流損耗PL、二極管通態(tài)損耗PD、IGBT通態(tài)損耗及開關(guān)損耗PIGBT，其可分別表示為

(8)

式中：a、b、c、d、e、f為各損耗的特性系數(shù)；m=Pin/Pcr；Pin為換流器輸入功率，kW；Pcr為換流器額定功率，kW。

綜上，換流器的損耗可表示為

(9)

式中：v=a/Pcr；u=b+c；w=d+e+f。

則換流器損耗成本為

FCloss=TClossPCloss

(10)

式中TCloss為換流器損耗成本系數(shù)。

2.1.2 約束條件

1) 功率平衡約束。

(11)

式中：Pgrid為外網(wǎng)輸入功率；Pload、Ploss為直流配網(wǎng)總負(fù)荷及總損耗。

2) 直流系統(tǒng)潮流約束。

(12)

式中：Pdci為節(jié)點(diǎn)i注入的直流功率；Gij為直流配網(wǎng)節(jié)點(diǎn)電導(dǎo)矩陣中的系數(shù)；Udci、Udcj分別為節(jié)點(diǎn)i與節(jié)點(diǎn)j的直流電壓。

3) 運(yùn)行電壓、功率約束。

4) 分布式電源有功出力約束。

Pi min≤Pi≤Pi max

(15)

式中Pimin、Pimax為分布式電源i運(yùn)行功率的上下限。

5) 直流配網(wǎng)并網(wǎng)接口傳輸功率約束。

(16)

6) 儲能裝置(蓄電池)運(yùn)行約束。

式中：Pbat(t)為蓄電池出力；Pbat,max、Pbat,min為蓄電池出力上下限；SOCmax、SOCmin為荷電狀態(tài)上下限。

7) 日前計劃調(diào)節(jié)裕量約束。

為在實(shí)時調(diào)度時配網(wǎng)有足夠能力平抑波動功率，在進(jìn)行日前優(yōu)化時，需先給各參與實(shí)時調(diào)度的出力單元留有足夠的調(diào)節(jié)裕量：

式中：ΔPM為該調(diào)度時刻系統(tǒng)所需的功率調(diào)節(jié)裕量；ere、eL分別為可再生能源發(fā)電及負(fù)荷的短期功率預(yù)測最大誤差;PGi,max為實(shí)時調(diào)度中各出力單元運(yùn)行功率的上限;PGi,R為參與實(shí)時調(diào)度出力單元所留的功率調(diào)節(jié)裕量。則參與實(shí)時調(diào)度的各微源出力上下限變?yōu)?/p>

2.2 實(shí)時調(diào)度

實(shí)時調(diào)度中，超短期功率預(yù)測會每15 min上報一次從當(dāng)前時刻到未來4 h內(nèi)的可再生能源和負(fù)荷的超短期功率預(yù)測曲線(時間精度為15 min)。系統(tǒng)會在綜合考慮未來4 h內(nèi)可再生能源及負(fù)荷功率變化的基礎(chǔ)上，依據(jù)實(shí)時調(diào)度模型對當(dāng)前時段(15 min)的日前計劃出力進(jìn)行優(yōu)化，將優(yōu)化結(jié)果作為該時段的功率指令，并以此類推向后優(yōu)化。

圖2 直流配網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.2 Topology of DC distribution network

2.2.1 優(yōu)化目標(biāo)

實(shí)時調(diào)度的優(yōu)化目標(biāo)一般有2種：

1) 以日前計劃調(diào)整費(fèi)用最小為目標(biāo)。

(24)

式中：Pgrid,a(t)、PMT,a(t)、PFC,a(t)、Pbat,a(t)為外網(wǎng)、微燃機(jī)、燃料電池和蓄電池在t時段的日前調(diào)整功率；Cgrid,a、CMT,a、CFC,a、Cbat,a為其調(diào)整成本。

2) 以各可控微源調(diào)整后出力偏離日前計劃最小為目標(biāo)。

(25)

式中Pgrid(h)、PMT(h)、PFC(h)、Pbat(h)為外網(wǎng)、微燃機(jī)、燃料電池和蓄電池在第h小時的日前調(diào)度計劃。

2.2.2 約束條件

1) 功率平衡約束。

Pgrid,a(t)+PMT,a(t)+PFC,a(t)+Pbat,a(t)=Pfluc(t)

(26)

2) 系統(tǒng)潮流方程約束。

(27)

3) 系統(tǒng)運(yùn)行約束。

式中：Pfluc(t)為波動功率；Pi,a(t)為微源i日前計劃調(diào)整功率；E(0)、E(T)分別為蓄電池周期始、末荷電量。

3 算例分析

3.1 模型數(shù)據(jù)

本文選取的直流配網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖2所示[19]。直流配網(wǎng)中各分布式電源相關(guān)系數(shù)、各直流微網(wǎng)中分布式電源的配置如表1、2所示，各微源的排放系數(shù)及折算成本如表3所示。該直流配電系統(tǒng)采用直流電壓裕度控制[20]技術(shù)進(jìn)行電壓調(diào)節(jié)，直流配網(wǎng)并網(wǎng)接口換流站設(shè)置為主換流站，微燃機(jī)與燃料電池的換流站設(shè)置為輔助換流站，在主換流站不能承擔(dān)電壓調(diào)節(jié)任務(wù)時自動切換為主換流站，進(jìn)行電壓調(diào)節(jié)。

直流配網(wǎng)中可再生能源及各節(jié)點(diǎn)負(fù)荷的短期和超短期功率預(yù)測曲線如圖3所示。直流配網(wǎng)內(nèi)冷負(fù)荷需求與微燃機(jī)輸出功率如圖4所示。峰平谷分時電價及天然氣價格如表4所示，其中：0:00—8:00設(shè)為谷時段，10:00—13:00、15:00—17:00、19:00—22:00設(shè)為峰時段，其余時段設(shè)為平時段。

表1 配網(wǎng)中分布式電源相關(guān)系數(shù)Table 1 Coefficient of DGs in DC distribution network

圖3 可再生能源發(fā)電、各節(jié)點(diǎn)負(fù)荷短期與超短期功率預(yù)測曲線Fig.3 Short-term and ultra-short-term power prediction results for renewable energy generation and loads

表2 各直流微網(wǎng)中分布式電源的配置Table 2 Configuration of DGs in DC microgrids

表3 各微源的排放系數(shù)及折算成本Table 3 Emission factor and conversion cost of each DG

本算例中，網(wǎng)損、換流器損耗成本系數(shù)定為0.4元/(kW·h)。蓄電池荷電狀態(tài)運(yùn)行范圍定為0.6～0.9(為延長蓄電池的使用壽命及保證系統(tǒng)在孤島狀態(tài)時能有一些儲能來提供緊急支援)。為便于分析，規(guī)定直流微網(wǎng)同直流配網(wǎng)之間可進(jìn)行雙向能量交互，而直流配網(wǎng)只可從外部電網(wǎng)購電。為體現(xiàn)直流配電系統(tǒng)良好的可控性，盡量減少配網(wǎng)與外網(wǎng)之間傳輸功率的波動，將配網(wǎng)與主外網(wǎng)交互功率調(diào)節(jié)量上下限定為±5 kW。

本文采用基于模擬退火算法的改進(jìn)粒子群算法進(jìn)行求解[21]。?。篶1=1.5；c2=1.5；ωmax=0.9；ωmin=0.4；迭代次數(shù)設(shè)置為300，種群數(shù)為40。

3.2 日前計劃

直流配網(wǎng)日前優(yōu)化調(diào)度結(jié)果如圖5所示，各類運(yùn)行成本及各時段網(wǎng)損如圖6所示。

由圖5(a)可看出：0:00—7:00(谷時段)系統(tǒng)負(fù)荷較小且購電價格較低，負(fù)荷需求主要通過外網(wǎng)購電滿足，同時配網(wǎng)還會從外網(wǎng)購買多余電量來給蓄電池充電；8:00—20:00(峰、平時段)購電價格較高，系統(tǒng)負(fù)荷需求主要由燃料電池輸出滿足，在峰時段，蓄電池會向系統(tǒng)放電，同燃料電池一起為配網(wǎng)供電，若此時仍無法滿足系統(tǒng)負(fù)荷需求，配網(wǎng)就會通過向外網(wǎng)購電來滿足負(fù)荷功率缺額；21:00—23:00(峰、平時段)，系統(tǒng)內(nèi)負(fù)荷功率缺額逐漸降低，但購電價格仍舊較高，所以系統(tǒng)負(fù)荷需求仍主要由燃料電池輸出滿足?？梢?直流配網(wǎng)能在兼顧發(fā)電成本、環(huán)境效益及功率損耗的基礎(chǔ)上來綜合調(diào)度各分布式電源輸出功率，并通過蓄電池充放電和電價差來實(shí)現(xiàn)削峰填谷和降低運(yùn)行成本的目的，實(shí)現(xiàn)了新能源的最大利用和系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

圖4 直流配網(wǎng)冷負(fù)荷需求和微燃機(jī)輸出功率Fig.4 Cooling load demand of DC distribution network and output power of MT

天然氣價格/(元·m-3)購電電價/(元·(kW·h)-1)售電電價/(元·(kW·h)-1)峰時段平時段谷時段峰時段平時段谷時段2.050.830.490.170.650.380.13

圖5 直流配網(wǎng)日前優(yōu)化結(jié)果Fig.5 Day-ahead optimization results of DC distribution network

圖6 運(yùn)行成本及網(wǎng)損曲線Fig.6 Curves of operating costs and network loss

3.3 實(shí)時調(diào)度

3.3.1 直流微網(wǎng)的實(shí)時調(diào)度

直流微網(wǎng)自身具有良好的可控性，可等效為直流配網(wǎng)的一個負(fù)荷節(jié)點(diǎn)，各微網(wǎng)與配網(wǎng)實(shí)時調(diào)度交互功率曲線如圖7所示。由圖7可見，直流微網(wǎng)與直流配網(wǎng)的交互功率能很好地執(zhí)行日前優(yōu)化計劃。

圖7 各微網(wǎng)與配網(wǎng)交互功率曲線Fig.7 Interactive power between DC distribution network and DC microgrid

3.3.2 直流配網(wǎng)的實(shí)時調(diào)度

1) 以調(diào)整費(fèi)用最小為目標(biāo)(目標(biāo)1)。

目標(biāo)1下各單元調(diào)整出力如圖8所示，實(shí)時調(diào)度結(jié)果如圖9所示?？煽闯觯渚W(wǎng)與外網(wǎng)間的交互功率能很好地執(zhí)行日前計劃，因短期功率預(yù)測誤差導(dǎo)致的系統(tǒng)功率波動主要被燃料電池和蓄電池平抑掉了。在目標(biāo)1情況下，燃料電池和蓄電池因調(diào)節(jié)出力成本較小而成為平抑波動功率的主要單元；而微燃機(jī)調(diào)整出力成本較大，故未參與系統(tǒng)實(shí)時調(diào)度修正出力。

2) 以修正后出力偏離日前計劃最小為目標(biāo)(目標(biāo)2)。

目標(biāo)2下各單元調(diào)整出力如圖10所示，實(shí)時調(diào)度結(jié)果如圖11所示?？煽闯?，配網(wǎng)與外網(wǎng)之間的交互功率波動很小，能很好地執(zhí)行日前優(yōu)化計劃，因短期功率預(yù)測誤差導(dǎo)致的系統(tǒng)功率波動主要被燃料電池和微燃機(jī)平抑掉了。在目標(biāo)2情況下，燃料電池和微燃機(jī)因日前計劃出力較大而成為平抑波動功率的主要單元；而蓄電池日前計劃出力相對較小，故承擔(dān)平抑波動功率的任務(wù)較小。

由結(jié)果可知，通過實(shí)時調(diào)度調(diào)節(jié)修正各分布式電源日前計劃出力，能有效平抑因功率預(yù)測精度不夠?qū)е碌墓β什▌?，減小波動功率對系統(tǒng)運(yùn)行的影響，大大降低了各出力單元控制器的負(fù)擔(dān)，提高了直流配電的可調(diào)度性，顯示了直流配網(wǎng)的優(yōu)勢。

圖8 目標(biāo)1下各單元調(diào)整出力Fig.8 Adjusted optimization results of each generator in objective 1

圖9 目標(biāo)1下實(shí)時調(diào)度結(jié)果Fig.9 Real-time scheduling results in objective 1

圖10 目標(biāo)2下各單元調(diào)整出力Fig.10 Adjusted optimization results of each generator in objective 2

圖11 目標(biāo)2下實(shí)時調(diào)度結(jié)果Fig.11 Real-time scheduling results in objective 2

4 結(jié)論

本文在建立了包含日前計劃和實(shí)時調(diào)度的多時間尺度下的直流配網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，該模型中各微源通過實(shí)時調(diào)度調(diào)節(jié)日前計劃出力，能有效平抑可再生能源不確定性出力及負(fù)荷隨機(jī)需求對系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行的影響，在保證系統(tǒng)可靠性的前提下實(shí)現(xiàn)了直流配網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)調(diào)度。

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