揚州大學(xué)電氣與能源動力工程學(xué)院 翁 訸 張建華 蔡炯暉 南京熊貓電子股份有限公司 王 健

近年來能源消耗不斷加劇，因為大量化學(xué)能源如煤炭、石油等的大量使用，造成的環(huán)境問題日益突出，全世界都把目光轉(zhuǎn)向了清潔能源，因此如何充分利用太陽能、風(fēng)能等清潔能源對減少一次能源消耗及降低環(huán)境污染顯得尤為重要。然而風(fēng)力和光伏發(fā)電容易受到天氣和氣候的影響，極不穩(wěn)定，這使得風(fēng)光互補發(fā)電系統(tǒng)在并網(wǎng)過程中會對大電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行有較大影響。

并網(wǎng)型風(fēng)光互補發(fā)電系統(tǒng)與大電網(wǎng)間存在相融問題，為解決這一問題，建立風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)是主要研究方向，儲能裝置在系統(tǒng)中主要起到兩個作用：一是進行了能量的緩沖，風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的不穩(wěn)定性導(dǎo)致了直接并網(wǎng)會對電網(wǎng)的穩(wěn)定運行產(chǎn)生影響，增加儲能可保證可靠性；二是具有削峰填谷的作用，當(dāng)自然條件良好、系統(tǒng)所發(fā)電量足夠負(fù)荷消耗時，可將多余電量儲存起來，當(dāng)自然條件不夠良好時又可為負(fù)荷提供一定的能量。當(dāng)系統(tǒng)所發(fā)電量能滿足負(fù)載的最低要求時，為減少系統(tǒng)的發(fā)電成本，除考慮協(xié)調(diào)系統(tǒng)中分布式電源的出力配合，還應(yīng)綜合考慮風(fēng)光互補系統(tǒng)與大電網(wǎng)的電力能量交互和系統(tǒng)儲能裝置的工作運行狀態(tài)。

文獻[1]和[2]主要針對分布式電源的協(xié)調(diào)管理進行研究，文獻[1]根據(jù)系統(tǒng)并網(wǎng)效益和輸出功率的波動性，構(gòu)造目標(biāo)函數(shù)，采用NSGA-Ⅱ算法優(yōu)化風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)和光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率，協(xié)調(diào)控制子系統(tǒng)的發(fā)電功率；文獻[2]提出了風(fēng)電優(yōu)先、光電次之、蓄電池輔助的分配原則的供需動態(tài)平衡能量優(yōu)化管理策略，風(fēng)電和光電子系統(tǒng)采用雙閉環(huán)控制結(jié)構(gòu)，外層使用MPPT和LPTC算法來生成最佳功率點，內(nèi)層實現(xiàn)MPPT和LPTC之間的平滑切換，來協(xié)調(diào)各個子系統(tǒng)的工作狀態(tài)并維持動態(tài)平衡的能量供應(yīng)和需求。

文獻[3]和[4]主要針對儲能系統(tǒng)的能量調(diào)度進行研究，文獻[3]提出了基于能量波動和功率能量約束控制條件的風(fēng)光互補系統(tǒng)儲能協(xié)調(diào)控制管理策略，用加權(quán)移動平均自適應(yīng)濾波算法來對儲能風(fēng)光輸出功率進行平滑移動控制，通過對風(fēng)光儲能系統(tǒng)充放電的控制，達到對輸出功率進行控制的目的；文獻[4]提出了將多類型儲能應(yīng)用在儲能系統(tǒng)控制策略的研究中，充分利用不同類型儲能的優(yōu)點，減少能量型儲能的充放電次數(shù)，保持功率型儲能的充放電能力，通過模糊控制策略進行優(yōu)化儲能控制，來提高風(fēng)電跟蹤計劃出力的能力。從研究現(xiàn)狀來看，目前的研究多以分布式電源的協(xié)調(diào)管理為主，并缺少對可控負(fù)荷的考慮。

1 風(fēng)光儲系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度策略

1.1 并網(wǎng)型風(fēng)光儲互補系統(tǒng)運行方式

風(fēng)光互補發(fā)電系統(tǒng)可同時利用風(fēng)能和太陽能提供能量，并能考慮到時間和氣候資源變化時風(fēng)力機組和光伏電池不同的發(fā)電特性，控制系統(tǒng)正常運作和穩(wěn)定輸出功率。并網(wǎng)型風(fēng)光互補系統(tǒng)主要由分布式電源部分、儲能系統(tǒng)、并網(wǎng)逆變器等幾部分組成，分布式電源包括風(fēng)力發(fā)電子系統(tǒng)和光伏發(fā)電子系統(tǒng)（圖1）。

圖1 風(fēng)光互補發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

并網(wǎng)系統(tǒng)設(shè)計的原理是將風(fēng)光互補發(fā)電系統(tǒng)發(fā)的直流電轉(zhuǎn)換為交流電，通過并網(wǎng)逆變器，轉(zhuǎn)換后的交流電要滿足電網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)，且使用時不區(qū)分是哪一部分提供的能量。在負(fù)荷需求低于風(fēng)光互補系統(tǒng)發(fā)電量的情況下，若儲能裝置還未滿電且荷電狀態(tài)未到上限，儲能開始吸收能量，處于充電狀態(tài)。若儲能的荷電狀態(tài)達到上限時，考慮到儲能裝置的壽命和安全性，停止充電。當(dāng)風(fēng)光互補系統(tǒng)的發(fā)電量不能滿足負(fù)荷需求時，儲能開始釋放存儲的能量，以補償所需的負(fù)荷差，儲能處于放電狀態(tài)。

1.2 負(fù)荷分類

根據(jù)對供電可靠性的要求，將斷電后對生活和生產(chǎn)產(chǎn)生較大影響的用電設(shè)備進行分級，優(yōu)先保障停電影響較大的用電設(shè)備，將負(fù)荷分為一級負(fù)荷、二級負(fù)荷、三級負(fù)荷。當(dāng)風(fēng)光出力不滿足負(fù)荷需求時，按照用電優(yōu)先級從后向前依次切除負(fù)荷，這類負(fù)荷被稱為可切負(fù)荷，并將一些可轉(zhuǎn)移使用時間的負(fù)荷稱為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷。

1.3 儲能優(yōu)化調(diào)度策略

風(fēng)光儲互補系統(tǒng)的運行控制多分為三種：平滑功率輸出模式、跟蹤計劃出力模式和削峰填谷模式[5]，本文主要討論在削峰填谷模式運行條件下儲能的能量調(diào)度策略。儲能的優(yōu)化調(diào)度不僅需考慮分布式電源的出力配合，還需考慮系統(tǒng)與外部大電網(wǎng)間的能量交互。因此，系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)度策略不僅與系統(tǒng)本身的能量協(xié)調(diào)相關(guān)，也與外部大電網(wǎng)的需求側(cè)政策緊密相連，本文提出了基于可控負(fù)荷并與峰谷電價相結(jié)合的優(yōu)化調(diào)度策略，具體的優(yōu)化調(diào)度策略如下：當(dāng)風(fēng)能和太陽能發(fā)電量不能滿足負(fù)荷需求儲能開始放電，若儲能的荷電狀態(tài)位于儲能約束的下限時對部分負(fù)荷進行切除，直到風(fēng)力和光伏發(fā)電回到正常水平；當(dāng)儲能能夠正常充放電時，對部分負(fù)荷進行時間上的轉(zhuǎn)移，由高電價期向低電價期轉(zhuǎn)移，也可由風(fēng)光發(fā)電不足時期向風(fēng)光發(fā)電充足時期轉(zhuǎn)移。

2 風(fēng)光互補發(fā)電系統(tǒng)數(shù)學(xué)模型

風(fēng)力發(fā)電出力數(shù)學(xué)模型：風(fēng)力發(fā)電機組的作用是將風(fēng)能轉(zhuǎn)化為電能，風(fēng)機的輸出功率是風(fēng)能利用的一個重要指標(biāo)，風(fēng)力機組的結(jié)構(gòu)、風(fēng)電場所在地的氣象條件及風(fēng)電場的運行情況都會對風(fēng)機的輸出功率產(chǎn)生影響，其中風(fēng)速是最重要因素。風(fēng)機功率的計算公式為式（1），式中Pwind額為額定功率，單位為kW；vt為當(dāng)前風(fēng)速，單位為m/s；v1為額定風(fēng)速，單位為m/s；v2為切出風(fēng)速，單位為m/s；v3為切入風(fēng)速，單位為m/s。

光伏發(fā)電出力數(shù)學(xué)模型：光伏電池的作用是將光能轉(zhuǎn)化為電能輸出，光伏電池組本身的電氣屬性和溫度等外部自然環(huán)境都會對光伏輸出功率產(chǎn)生影響，輻照度和溫度是影響光伏功率的最主要因素，光伏功率的計算公式為式中Ppv額為標(biāo)準(zhǔn)條件下的額定功率，單位為kW；Tt為當(dāng)前溫度，℃；TSTC為標(biāo)準(zhǔn)溫度，取25℃；Gt為當(dāng)前光強；GSTC為標(biāo)準(zhǔn)光強，取1000W/m2；k為溫度系數(shù)。

儲能充放電數(shù)學(xué)模型：儲能出力模型中主要考慮儲能的電池荷電狀態(tài)（SOC），本文采用的模型主要考慮儲能的存儲容量約束和充放電功率約束，儲能出力控制模型見式（2），式中Ct為當(dāng)前容量；CESS為系統(tǒng)容量；Pch為充電功率，單位為kW；ηch為充電效率，%；Pdis為放電功率，單位為kW；ηdis為放電效率，%；SOC(t)為蓄電池在t時刻的荷電狀態(tài)；SOC(t-1)為蓄電池在（t-1）時刻的荷電狀態(tài)。

3 目標(biāo)規(guī)劃數(shù)學(xué)模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

對于規(guī)劃目標(biāo)函數(shù)，在保證供電可靠的前提下系統(tǒng)的運行成本最低，本文主要考慮了系統(tǒng)運行時包括與大電網(wǎng)能量交互時產(chǎn)生的交互成本、儲能老化成本及發(fā)電維修成本，其具體表達式為minC=C1+C2+C3，C1為系統(tǒng)與大電網(wǎng)能量交互時產(chǎn)生的交互成本，式中Pgrid為與大電網(wǎng)交互的功率，Price為實時電價；C2為儲能老化成本，式中ε1為儲能老化成本系數(shù)；PESS為充放電功率；C3為發(fā)電維修成本，式中ε2為發(fā)電維修成本系數(shù)，Ppv為光伏發(fā)電出力，Pwind為風(fēng)力發(fā)電出力。

3.2 約束條件

功率平衡約束：在系統(tǒng)運行時，系統(tǒng)中的風(fēng)電、光伏、儲能和負(fù)荷必須滿足有功功率平衡，各機組的出力必須滿足Pload+PESS+Ppv+Pwind+Pgrid=0，其中Pload為系統(tǒng)的固定負(fù)荷；Pload=P剛+Pload-cut+Pload-轉(zhuǎn)移，式中P剛為剛性負(fù)荷，Pload-cut為可切負(fù)荷，Pload-轉(zhuǎn)移為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷，PESS為儲能充放電功率，Ppv為光伏發(fā)電出力，Pwind為風(fēng)力發(fā)電出力，Pgrid為與大電網(wǎng)交互的功率。

可控負(fù)荷約束：可切負(fù)荷指選擇切除一些其他不重要的負(fù)荷來維持系統(tǒng)正常的運行工作：0≤Pload-cut≤Pload-max，可轉(zhuǎn)移負(fù)荷是指在出力充足的情況下，能進行轉(zhuǎn)移其運行時間的負(fù)荷，并具有特定的運行周期?？赊D(zhuǎn)移負(fù)荷時間約束t(Pload-轉(zhuǎn)移)∈t1,t2，t(Pload-轉(zhuǎn)移)為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的時間區(qū)間，t1為開始轉(zhuǎn)移時間，t2為結(jié)束轉(zhuǎn)移時間。

儲能電量約束：因為儲能的安全性和壽命與電池的荷電狀態(tài)緊密相關(guān)，所以需滿足荷電狀態(tài)約束和儲能功率約束，具體約束條件為：SOCmin≤SOCt≤SOCmax，式中SOCmin取0.1，SOCmax取0.9，SOCt為t時刻儲能的荷電狀態(tài)。

式中Pch為充電功率，Pdis為放電功率，Pch-max為最大充電功率，Pdis-max為最大放電功率。為保證每時每刻能充電或放電，所以Pch×Pdis=0。

4 仿真分析

算例中，光伏電池的容量為50kW，風(fēng)電機組的容量為50kW，儲能的容量為50kW，選取揚州市一天的氣象數(shù)據(jù)作為樣本數(shù)據(jù)進行分析，具體氣象數(shù)據(jù)見圖2～4。

圖2 24h溫度變化曲線圖

圖3 24h風(fēng)速變化曲線圖

圖4 24h光照強度變化曲線圖

在Matlab環(huán)境下采用遺傳算法對本文設(shè)計的儲能調(diào)度策略進行仿真。根據(jù)數(shù)學(xué)模型，得到這天的風(fēng)力輸出和光伏輸出如圖5～6所示。在仿真過程中假設(shè)24小時的負(fù)荷情況如圖7所示。根據(jù)峰谷電價政策，不同時間段的電價有所區(qū)別，在用電高峰期價格較高，用電低谷期價格較低，具體電價分布如圖8。儲能的出力經(jīng)過優(yōu)化仿真后如圖9，儲能的SOC情況如圖10，SOC始終維持在0.1到0.9之間，儲能運行狀況良好。

圖5 風(fēng)力發(fā)電輸出功率曲線圖

圖6 光伏發(fā)電輸出功率曲線圖

圖7 模擬負(fù)荷曲線圖

圖8 電價分布

圖9 儲能出力曲線圖

圖10 儲能SOC變化曲線圖

5 結(jié)論分析

圖11為優(yōu)化前后儲能與大電網(wǎng)的交互功率的對比圖，圖12為系統(tǒng)優(yōu)化仿真結(jié)果綜合圖，據(jù)圖11可得到如下結(jié)論：晚上20:00左右為用電高峰期，此時電價較高，夜晚光伏發(fā)電不工作，風(fēng)機發(fā)電量不夠負(fù)荷使用，此時不足部分由儲能提供；據(jù)圖11可看出優(yōu)化前后的儲能與大電網(wǎng)交互功率的對比。優(yōu)化前，在20:00左右的用電高峰期系統(tǒng)的發(fā)電量不夠使用，傳統(tǒng)的交互策略導(dǎo)致需要向電網(wǎng)高價購電，而優(yōu)化后需購買的用電量大大減少，購電成本大幅降低，提高了全天的系統(tǒng)收益。

圖11 優(yōu)化前后與大電網(wǎng)交互對比圖

圖12 系統(tǒng)優(yōu)化仿真結(jié)果綜合圖

從整體的經(jīng)濟效益看，日優(yōu)化前所計算的收益為344.3711元，日優(yōu)化后則為369.1697元，且優(yōu)化時考慮了儲能的使用壽命，綜上所述，本策略合理地對儲能的出力進行了調(diào)度，并提高了系統(tǒng)的并網(wǎng)收益。