牛耕，季宇，陳培坤，寇凌峰，孫樹敏，滕瑋，張利偉，陳繼開

(1．國網上海能源互聯(lián)網研究院有限公司，上海市 201203；2．東北電力大學電氣工程學院，吉林省吉林市 132012；3．國網山東省電力公司電力科學研究院，濟南市 250002)

0 引 言

作為一個瀕海大國，我國島嶼數量占世界島嶼總數的十分之一，豐富的島嶼資源是我國海洋開發(fā)的重要依托[1-2]。然而，由于遠離陸地，無法直接從大陸電網獲得電力供應，所以海島供電多采用微網獨立運行方式，如何根據可再生能源發(fā)電規(guī)律并結合島上負荷特點，構建微網能量優(yōu)化調度方法，提高島上及周邊海洋可再生能源利用率，降低碳排放和微網運行成本，將是未來我國海島微電網建設管控面臨的重要問題[3-5]。

與陸上微電網不同，除了風力發(fā)電、太陽能發(fā)電，海島微網內還包含波浪能、潮汐能發(fā)電等獨有的發(fā)電形式?？紤]到這些可再生能源的出力間歇性、隨機性和波動性，如何使島內發(fā)電單元出力互補并實現源-網-荷能量協(xié)調調度就成為目前海島微電網研究的熱點[6-7]。文獻[8]針對獨立海島微網中分布式電源容量配置問題，分析了風-光-儲、風-光-柴、光-儲-柴等5種配置方案，通過靈敏度分析定量考察了系統(tǒng)參數對優(yōu)化結果的影響。文獻[9]針對微電網組成和控制復雜的問題，提出一種模塊化分布式光伏發(fā)電獨立微電網結構，并在海島進行了光、柴、蓄獨立光伏微電網的實地研究，在保證海島負荷不間斷供電的前提下，完成了海島光伏微電網運行狀態(tài)測試分析。文獻[10]綜合考慮海島發(fā)電系統(tǒng)結構、控制策略和容量配置等因素，采用多目標優(yōu)化遺傳算法對發(fā)電系統(tǒng)容量進行優(yōu)化配置，并將其應用到實際工程中，提高了島上電力資源的利用率。為解決海島直流微網內微源出力變化導致的電壓波動問題，文獻[11]根據海洋能集成供電系統(tǒng)功率輸出特點，采用蓄電池與超級電容混聯(lián)儲能技術，構建了一種新型復合儲能協(xié)調控制策略，并通過實驗驗證了該控制策略的有效性。為了解決海島淡水供應問題，一些學者提出利用海島分布式發(fā)電、柴發(fā)和儲能結合的供電方式，采用新能源發(fā)電預測算法，根據島上海水淡化設備運行特點，制定微網實時能量管理調度策略[12]。文獻[13]根據海島用水需求及海水淡化系統(tǒng)的特點，提出了含風-光-柴-蓄及海水淡化負荷的微電網多目標容量優(yōu)化配置方法，并以某海島微電網為例，驗證了所提優(yōu)化配置方法的有效性，為海島微電網規(guī)劃設計提供了理論依據。

上述文獻雖然圍繞海島風-光-柴-儲的容量配置及協(xié)調控制開展了相關研究，但均未涉及海洋能發(fā)電這一海島獨有的新能源發(fā)電形式，沒有考慮島嶼海洋能資源與島上傳統(tǒng)分布式能源發(fā)電以及負荷之間的能量優(yōu)化調度問題。文獻[14]以含波浪、風電和光伏等可再生能源的海島微網為研究背景，圍繞海島微網可再生能源多能互補優(yōu)化方法進行了研究，利用風、光與波浪預測模型通過調度微網內各單元運行方式和出力，實現網內源荷平衡。為研究潮汐發(fā)電與微網儲能單元的配合機制，文獻[15]分析了潮汐能發(fā)電特點并建立了對應的狀態(tài)模型，指出利用儲能電池可以較好地解決潮汐能發(fā)電功率不足和負荷波動問題，并針對海島微網孤島模式，提出了一種含潮汐能發(fā)電的微網系統(tǒng)可靠性評估模型。為了更加全面地考慮海島微網孤網條件下源、荷經濟優(yōu)化調度問題，文獻[16]提出了一種以微電網為底層，通信網絡為上層的孤島微電網經濟調度雙層模型，并提出了一種適用于任意通信網絡的微網系統(tǒng)全分布控制方法，在保證網內源荷平衡的基礎上，實現經濟調度優(yōu)化。文獻[17]從微網實時調度角度出發(fā)，建立了儲能單元放電機會成本和邊際充電成本2種隱性成本模型，將前瞻調度與實時調度校正相結合，使儲能系統(tǒng)與可控發(fā)電機之間的協(xié)調更加有效。

分析上述文獻可知，目前關于考慮海洋能發(fā)電的海島微電網能量調度的研究還處于起步階段，如何將海島獨特的負荷需求與潮汐能、波浪能等海洋發(fā)電出力特征納入到海島微電網能量調度框架，提出一種科學有效的海島微網能量優(yōu)化調度方法是目前亟待解決的問題。本文以我國東南沿海某島為例，基于海洋能、光伏、風電等分布式電源及負荷預測數據，結合儲能及可控負荷的調控潛力，以海島微網安全運行為約束條件、以運行經濟性為目標，提出一種日前與日內調度結合的微網系統(tǒng)能量滾動優(yōu)化調度方法，并利用算例驗證該方法的正確性。

1 典型海島微網系統(tǒng)

與傳統(tǒng)內陸微網不同，由于遠離大陸輸電走廊，輸電距離過長，海島微網大多采用獨立孤島運行，以交流中低壓供電為主[18-19]。典型海島微網系統(tǒng)內分布式新能源主要包括風能、太陽能、波浪能和潮汐能等發(fā)電單元，各發(fā)電單元通過能量管理中心調度來滿足島上各類負荷的用電需求，具體結構如圖1所示。由于分布式新能源發(fā)電功率輸出具有明顯的波動性和間歇性，而不同島嶼負荷類型與用電特點又存在差異，為了科學管控海島微網內的能量流動，在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的前提下，需要考慮新能源利用率、環(huán)保性、供電可靠性以及經濟性等問題，因此能量管理中心擔負著海島源荷協(xié)調的重要任務。為了滿足微網運行經濟性和可靠性的要求，能量管理中心采用一種適用于各類海島微網的通用能量調度策略，根據不同海島的源荷特點，結合當日運行數據，形成有針對性的預測調度方案，最大限度地利用可再生能源的互補特點和冷庫、海水淡化等負荷的可控特性，實時完成能量調度方案修正。

圖1 海島微電網系統(tǒng)結構Fig.1 Structure of island microgrid system

2 典型海洋能發(fā)電出力特性分析與建模

2.1 波浪能發(fā)電

波浪能是指海洋表面波浪在一個波長范圍內所具有的動能和勢能的總和。波浪能蘊藏量大且能量密度低，同時具有很強的季節(jié)特性，在我國海域通常秋冬兩季波浪能發(fā)電功率較大，在海島附近這一特點尤為明顯。波浪能發(fā)電功率密度模型為[14]：

Pb=0.5h2T

(1)

式中：Pb為單位波前寬度的功率密度；h為波浪的高度；T為波浪周期。波浪受海面風速度影響較大。波浪能數據可以間接通過風力測算獲得，風速與波浪高度和波浪周期的關系為：

(2)

式中：a、b、c、d、e、f均為待定系數；V為風速。

2.2 潮汐能發(fā)電

潮汐能發(fā)電是通過捕獲海潮漲、落產生的動能發(fā)電，具有綠色環(huán)保無污染、無噪聲、功率密度大、發(fā)電規(guī)律性強等優(yōu)點。因為存在擾流、風驅海流等因素的影響，所以潮汐能發(fā)電存在一定的隨機性[15]。潮汐流速概率分布服從Wakeby分布[20]，定義為：

(3)

式中：Vt(F)為潮汐流速；F=F(V)=p為Wakeby分布的累積概率密度函數；α、β、γ、σ、ξ分別為Wakeby分布的5個參數[15]。潮汐流速在某個區(qū)間段內的概率結合機組可用率建立潮汐發(fā)電機多狀態(tài)模型，潮汐能發(fā)電機組功率輸出模型可表示為：

(4)

式中：Pout為潮汐能發(fā)電機組輸出功率；CP為潮汐流式發(fā)電機組能量捕獲因數，一般取0.4～0.5；ρ為海水密度；A為潮汐流式發(fā)電機組葉片掃過的區(qū)域面積；Vt、Vcutin、Vrated分別為潮汐流速、潮汐能發(fā)電機組切入速度和額定速度；Prated為潮汐發(fā)電機組額定輸出功率。

3 能量協(xié)調優(yōu)化調度方法

3.1 日前調度模型

3.1.1目標函數

針對不同海島場景實際情況下的不同需求，選取了3個優(yōu)化子目標函數，分別為日運行成本g1、停電成本g2和系統(tǒng)可再生能源利用率g3。不同海島場景下各個優(yōu)化目標的重要程度不同，本文采用線性加權求和法將多目標優(yōu)化問題轉換為單目標優(yōu)化問題。m1、m2和m3分別為各個優(yōu)化子目標的權重系數，不同場景下可以按照實際調度需求進行調節(jié)。目標函數為：

minf=m1g1+m2g2-m3g3

(5)

1)日運行成本。

g1=(CW+CPV+CWE+
CTE+CDE+CSB)/CSmax

(6)

式中：g1為微電網1天運行維護成本；CW、CPV、CWE、CTE、CDE、CSB分別為微電網中風機、光伏、波浪能、潮汐能、柴油機、蓄電池日運行成本；CSmax為分布式電源日最大運行成本。

各成本分量的表達式為：

(7)

式中：CW,DP(t)、CW,OM(t)分別為風機投資折舊成本和運行維護成本；t為調度時段編號；N為調度時段總數。

(8)

式中：CPV,DP(t)、CPV,OM(t)分別為光伏投資折舊成本和運行維護成本。

(9)

式中：CWE,DP(t)、CWE,OM(t)分別為波浪能投資折舊成本和運行維護成本。

(10)

式中：CTE,DP(t)、CTE,OM(t)分別為潮汐能投資折舊成本和運行維護成本。

(11)

(12)

式中：CSB,DP(t)、CSB,OM(t)分別為蓄電池投資折舊成本和運行維護成本。

2)停電成本。

g2=CIL/CILmax

(13)

(14)

式中：g2為微網1天內對可中斷負荷停電的補償費用；CIL為可中斷負荷補償費用；M為用戶數量；CIL,price(i)為用戶i的可中斷負荷報價；CILmax為可中斷負荷最大補償費用；UIL(i,t)是0-1變量，表示用戶i在t時段是否被選中的狀態(tài)，其值取1表示可中斷負荷在該時段被調用；S(i,t)為用戶i在t時段的中斷容量。

3)可再生能源利用率。

因為柴油發(fā)電機發(fā)電容易產生污染氣體，而不同類型的海島對環(huán)保性的要求不同，為滿足對海島微電網系統(tǒng)環(huán)保性的評價，本文采用可再生能源利用率來表征環(huán)保性。系統(tǒng)可再生能源發(fā)電量占總負荷的比值定義為可再生能源利用率URES。

g3=URES

(15)

(16)

式中：Pload(t)為微網在t時段的負荷(含可中斷負荷)需求；Pwater(t)為海水淡化機組在t時段的出力；PDE(t)為柴油發(fā)電機出力；UWT(t)是0-1變量，表示海水淡化機組在t時段是否被調用，其值取1表示可中斷負荷在該時段被調用。

3.1.2約束條件

1)功率平衡約束。

在任意時刻都要保證各個發(fā)電單元和儲能裝置的輸出功率滿足負荷需求。

Pload(t)-PIL(t)=PW(t)+PPV(t)+
PWE(t)+PTE(t)+PDE(t)+PSB(t)

(17)

(18)

式中：PIL(t)為可中斷負荷在t時段的實際負荷需求；PW(t)、PPV(t)、PWE(t)、PTE(t)、PDE(t)和PSB(t)分別為t時段風機、光伏、波浪能、潮汐能、柴油發(fā)電機和蓄電池的出力。

2)微電網中各微源出力上下限約束。

Px，min≤Px≤Px,max

(19)

式中：Px分別代表各分布式電源出力；Px,max、Px,min分別代表各分布式電源出力上下限。

3)蓄電池相關約束。

(1)蓄電池的荷電狀態(tài)約束。

SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax

(20)

式中：SOC(t)為蓄電池的荷電狀態(tài)；SOCmax、SOCmin分別為蓄電池荷電狀態(tài)的最大值和最小值。

(2)蓄電池充放電功率限制。

PSBmin≤PSB(t)≤PSBmax

(21)

式中：PSBmax、PSBmin分別為蓄電池充放電功率的最大值和最小值。

(3)蓄電池最大充電率限制。

-PSB(t)≤[SOCmax-SOC(t)]αc

(22)

式中：αc為蓄電池的最大充電率。

4)可中斷負荷相關約束。

(1)可中斷負荷容量約束。

S(i,t)≤Smax(i)

(23)

式中：Smax(i)為用戶i允許中斷容量的上限。

(2)可中斷負荷中斷持續(xù)時間約束。

Td(i)≤Tdmax(i)

(24)

式中：Td(i)為第i個用戶每次允許中斷持續(xù)時間；Tdmax(i)為第i個用戶每次允許中斷持續(xù)時間上限。

(3)可中斷負荷切斷總次數約束。

(25)

式中：ΔT為單位調度時間；yi為用戶i每天允許中斷的次數。

(4)可中斷負荷中斷時間間隔約束。

(26)

式中：n(i)為用戶i兩次中斷要求的最小時間間隔。

5)海水淡化系統(tǒng)相關約束。

(1)海水淡化機組出力上下限約束。

Pwater-min≤Pwater(t)≤Pwater-max

(27)

式中：Pwater-max、Pwater-min分別為海水淡化機組出力的上限和下限。

(2)海水淡化蓄水池容量約束。

Swater-min≤Swater(t)≤Swater-max

(28)

式中：Swater(t)為蓄水池t時段的容量；Swater-max、Swater-min分別為蓄電池容量的上限和下限。

3.2 日內調度模型

日內調度的優(yōu)化除了時間尺度與日前調度不同，其優(yōu)化目標同日前調度相似，同樣需要在不同海島場景下兼顧系統(tǒng)運行的經濟性、可靠性和環(huán)保性，使系統(tǒng)在最優(yōu)狀態(tài)下運行。海上由于沒有陸地上的地形起伏，平均風速高，風向改變頻率低于陸地，因而短時間內海上風能較為平穩(wěn)。因此，較陸地而言，海島微網日內調度時間尺度可適當增大，本文日內調度以20 min為間隔，1 h為周期進行滾動計算。同時為了應對海上突發(fā)強對流天氣對源荷預測的影響，日內調度需要考慮在負荷平衡約束中添加失負荷功率Ploss(t)，并加入柴油發(fā)電機爬坡率約束。

1)負荷平衡約束。

(29)

2)柴油發(fā)電機爬坡率約束。

rdown≤|PDE(t)-PDE(t-1)|≤rup

(30)

式中：rup、rdown分別為柴油機的上、下爬坡率限制。

3.3 調度優(yōu)化流程

為了盡可能提高可再生能源利用率，降低系統(tǒng)的發(fā)電成本，綜合考慮島上分布式發(fā)電單元出力特點、負荷用電特性以及相關約束，根據預測精度與調度時間尺度呈現的負相關特征，將調度計劃分為日前24 h調度計劃和日內1 h滾動調度計劃兩部分。

3.3.1日前調度

根據下一日風、光以及海洋水文預報數據，利用可再生能源發(fā)電模型預測各個分布式電源出力，結合負荷需求預測數據，推演蓄電池荷電狀態(tài)以及淡水蓄水量，以微電網綜合運行成本最低為目標函數，針對響應速度慢、動作時間較長的大功率負荷制定未來24 h的調度計劃，流程如圖2所示。

圖2 日前調度流程Fig.2 Flowchart of day-ahead dispatching

3.3.2日內調度

以日前調度確定的調度計劃作為參考，調用當前負荷、蓄電池荷電狀態(tài)以及淡水儲備情況，根據下一小時天氣與海洋預報數據，對下一小時島上的源、荷、儲進行預測，為實現微網內系統(tǒng)運行綜合成本最低，利用CPLEX進行迭代計算，將計算結果與日前調度計劃對應時段進行比對，同時為避免陷入局部最優(yōu)進行剩余時段預測推演，將利用CPLEX迭代計算獲得的當日剩余時段調度方案結果與日前調度結果進行二次比對，最終實現對日前調度計劃的修正，流程如圖3所示。

圖3 日內調度流程Fig.3 Flowchart of intra-day dispatching

4 算例分析

4.1 算例描述

為驗證在海島環(huán)境下所提多時間尺度微電網能量優(yōu)化調度方案的有效性，本節(jié)以我國東南沿海某獨立海島微電網系統(tǒng)為研究對象，結構如圖1所示。該系統(tǒng)包含光伏、風機、波浪能和潮汐能發(fā)電裝置、柴油發(fā)電機和蓄電池，電源容量配置與設備運維成本及使用年限信息如表1所示，蓄電池充放電深度設定為0.8，初始容量為400 kW·h，蓄電池的投資安裝成本和維護安裝成本分別為8 895元/(kW·h)和0.083 2元/(kW·h)。設定柴油價格為6.11元/L，柴油發(fā)電機污染物價值標準、罰款標準及污染物排放強度見文獻[21]。居民生活負荷、海水淡化負荷、農業(yè)灌溉相關負荷、海產養(yǎng)殖負荷、冷庫負荷功率分別為800、175、85、75、65 kW。

表1 海島微網系統(tǒng)電源容量配置與參數Table 1 Source capacity configuration and parameters of island microgrid system

由于負荷預測誤差較小，日前和日內調度計算均采用典型日負荷數據。島上典型日負荷數據如圖4所示，負荷峰值分別出現在11:00—13:00和19:00—21:00兩個時段，日最大負荷出現在20:00，其基本反映了島上居民的生產和生活規(guī)律。

圖4 海島典型日負荷Fig.4 Typical daily loads of the island

海島分布式可再生能源出力預測如圖5所示。通過分析圖5可知，隨著預測時間尺度的減小，可再生能源出力預測精度隨之提升，對其出力隨機性的細節(jié)表征更加清晰。同時可知，風能出力一天內波動比較大，峰值出現在夜間，谷值出現在中午；同時發(fā)現雖然海面風力變化會對波浪產生一定程度的影響，但波浪能和風能發(fā)電出力規(guī)律依然存在一定差異；太陽能發(fā)電工作在06:00—19:00時段，峰值出現在中午時段，太陽能和風能發(fā)電出力呈現出一定的互補性。潮汐能出力具有明顯的周期性間歇規(guī)律，分別在03:00—07:00和17:00—21:00兩個時段出現漲潮，在10:00—13:00和23:00—24:00出現2次落潮，潮汐漲落時段潮汐能發(fā)電出力相應增加。

圖5 海島分布式可再生能源出力預測曲線Fig.5 Prediction curve of distributed renewable energy output on the island

4.2 優(yōu)化結果分析

為研究島上微電網系統(tǒng)能量一天內的優(yōu)化調度情況，通過日內實時滾動計算對日前調度計劃不斷修正，對應調度情況如圖6所示，蓄電池荷電狀態(tài)變化情況如圖7所示。

圖6 海島典型日源荷調度情況Fig.6 Dispatching situation of typical daily source-load on the island

圖7 蓄電池荷電狀態(tài)Fig.7 Battery state of charge

分析圖6、7可知，在03:00—08:00出現漲潮，潮汐能發(fā)電功率增加，而此時用電負荷處于低谷，系統(tǒng)電源出力過剩，蓄電池于03:00開始充電，2 h后蓄電池電量達到上限，在05:00投入海水淡化機組進一步消納剩余功率，仍然存在147.2 kW功率無法消納。11:00—14:00時段，光伏和潮汐能發(fā)電出力增大，雖然用電負荷增加，但發(fā)電功率仍大于負荷功率，所以需要投入蓄電池和海水淡化機組消納多余功率。在16:00—20:00時段用電負荷由518 kW開始攀升，峰值達到628 kW，系統(tǒng)最大功率缺額為234 kW，蓄電池優(yōu)先放電。為了實現網內功率平衡，在22:00關停部分海水淡化機組，并啟動柴油發(fā)電機。隨著蓄電池電量的減少，為保障重要負荷供電，在23:00切除30.98 kW農業(yè)灌溉負荷。日內蓄電池整體呈現出“早充晚放”的規(guī)律，柴油發(fā)電機基本上僅在夜間用電高峰時段啟動，不僅減少污染物排放，而且節(jié)約了化石能源。

為進一步驗證本文所提調度策略的合理性，在不考慮新能源發(fā)電切機和基礎負荷斷電的前提下，利用不平衡功率來分析系統(tǒng)日前和日內微網能量調度效果的差異。不平衡功率是指系統(tǒng)內由于源荷功率不匹配所引起的功率差值，不平衡功率越小意味著微網內新能源發(fā)電利用率和負荷供電持續(xù)性越高，對各類源、荷的投切次數越少。未考慮源荷切除的不平衡功率對比如圖8所示。

圖8 未考慮源荷切除的不平衡功率對比Fig.8 Comparison of unbalanced power without source or load shedding

分析圖8可知，在04:00—07:00時段，由于負荷處于用電低谷，蓄電池已無儲電空間，分布式電源輸出功率大于島上負荷，系統(tǒng)內出現了功率剩余；而在23:00—24:00時段，由于電源出力無法滿足負荷需求，而蓄電池放電完畢，所以出現了功率缺額。單獨采用日前調度方案對島上微網進行控制，雖然能夠完成系統(tǒng)內功率不平衡的調節(jié)任務，但由于日前預測精度和其調度流程的局限性，上述2個時段內，網內不平衡功率數量大于日內修正調度方案，這說明采用日內修正調度方案能夠進一步提升海島微網的能量管理水平。

為驗證本文所提優(yōu)化調度算法在經濟性上的優(yōu)勢，根據表1中的源荷數據并結合圖5、6中的調度結果，計算出日前調度和日內調度的電源運行成本，如表2所示。分析表2可知，與日前調度相比，雖然日內調度在發(fā)電折舊成本一項略高，但整體而言分布式發(fā)電運行總費用更低。這是因為經日內調度修正后的調度方案減少了新能源切出和柴油機組的啟停次數，同時縮短了可中斷負荷的停電時間，所以在保證系統(tǒng)功率平衡的基礎上，降低了系統(tǒng)總運行維護費用。

表2 調度經濟性對比Table 2 Economic comparison of dispatch schemes元

5 結 論

根據波浪能、潮汐能、風能等海島可再生能源出力不確定性隨預測時間尺度縮小逐級降低的特性，結合島上負荷用電特點，本文構建了面向日前和日內2個時間尺度的海島微網能量優(yōu)化調度方法，并通過算例驗證其有效性，繼而得到如下結論：

1)考慮蓄電池荷電狀態(tài)和海水淡化系統(tǒng)蓄水量等狀態(tài)變量的連續(xù)性，將日前調度與日內實時滾動計算結合，構建的海島微網能量調度方法能夠獲得全局最優(yōu)的調度計劃。

2)本文提出的能量調度方法不但可以充分利用島上可再生能源間的互補特性，提高新能源發(fā)電利用率，而且進一步提升了微網系統(tǒng)的供電可靠性，同時降低了運維成本。

3)相比于傳統(tǒng)陸上微網，由于海島微網系統(tǒng)存在波浪能、潮汐能等海洋能發(fā)電單元，其能量調度復雜程度隨之增加，要實現更加有效的島內能量調度，需要從源、荷精準預測和實時監(jiān)控入手，開展進一步研究。