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引言

能源危機(jī)和環(huán)境惡化是全球所面臨的共同問題，為解決這兩大難題，必須要大力發(fā)展以太陽能技術(shù)、儲(chǔ)能技術(shù)等為代表的分布式能源技術(shù)。分布式能源系統(tǒng)與傳統(tǒng)的集中式供能系統(tǒng)相比，可滿足負(fù)荷增長(zhǎng)、減少環(huán)境污染、有效提高能源綜合利用率；分布式能源系統(tǒng)具有位置靈活、安裝方便的特點(diǎn)，滿足了分散的能源需求；微電網(wǎng)作為分布式能源集中利用的絕佳載體，可實(shí)現(xiàn)與大電網(wǎng)互為備用，提供有效支撐。

光伏儲(chǔ)能微電網(wǎng)是由分布式光伏、儲(chǔ)能裝置、本地負(fù)荷組成的包括發(fā)、輸、配、用管理系統(tǒng)在內(nèi)的微電網(wǎng)，并可通過公共連接點(diǎn)接入大電網(wǎng)，既可以并網(wǎng)運(yùn)行也可以獨(dú)立運(yùn)行[1]。相比于傳統(tǒng)的大電網(wǎng)供電方式，分布式光儲(chǔ)微電網(wǎng)可以更好地滿足用戶越來越高的安全和可靠性要求，并為不同的用戶提供多樣化及個(gè)性化的供電需求，這也使得光伏儲(chǔ)能微電網(wǎng)系統(tǒng)成為未來供能系統(tǒng)發(fā)展的重要方向。然而太陽能的不確定性、用戶電力負(fù)荷需求的復(fù)雜性，以及峰谷電價(jià)的差異性，使得光伏儲(chǔ)能微電網(wǎng)系統(tǒng)的設(shè)計(jì)難度也相應(yīng)大大增加。為了充分利用可再生光伏資源，合理協(xié)調(diào)用戶負(fù)荷與峰谷電差的矛盾，本文提出了一種光伏-儲(chǔ)能微電網(wǎng)系統(tǒng)的優(yōu)化設(shè)計(jì)方法。

1 光伏儲(chǔ)能微電網(wǎng)

光儲(chǔ)微電網(wǎng)由分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)、儲(chǔ)能電池系統(tǒng)、電網(wǎng)及負(fù)荷構(gòu)成，其中電網(wǎng)可以是并網(wǎng)狀態(tài)也可以是離網(wǎng)狀態(tài)[2]。當(dāng)光儲(chǔ)微電網(wǎng)處于并網(wǎng)模式時(shí)，系統(tǒng)一般實(shí)行“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”的運(yùn)行模式，即微電網(wǎng)電源優(yōu)先給本地負(fù)載供電，富余電量送到地區(qū)電網(wǎng)，當(dāng)微電網(wǎng)供電不足時(shí)，從電網(wǎng)購電滿足本地負(fù)載；當(dāng)光儲(chǔ)微電網(wǎng)處于離網(wǎng)模式，本地負(fù)載供電全部由光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)來滿足，一般當(dāng)光伏發(fā)電充足時(shí)優(yōu)先供給負(fù)荷，多余部分給電池充電，當(dāng)光伏發(fā)電不能滿足負(fù)荷時(shí)則由電池系統(tǒng)放電。

1.1 微電網(wǎng)系統(tǒng)建模

1.1.1 光伏發(fā)電模型

光伏逐時(shí)輸出功率PPVmdh由在標(biāo)準(zhǔn)額定條件(太陽輻照度為1000W/m2，電池溫度TSTC為25℃)下的輸出功率、光照強(qiáng)度和環(huán)境溫度得到[3]:

，式中為標(biāo)準(zhǔn)額定條件下光伏額定輸出功率；IS為工作點(diǎn)的輻照度；a為功率溫度系數(shù)；T為工作點(diǎn)的電池溫度；ρPV為標(biāo)準(zhǔn)額定條件下單位面積的光伏容量；APV為光伏裝機(jī)面積。

1.1.2 儲(chǔ)能電池模型[4]

儲(chǔ)能電池模型首先要滿足充放電平衡要求：，當(dāng)h=1時(shí)，充放電平衡等式為，當(dāng)h>1時(shí)，充放電平衡等式為：，以上式中為電池逐時(shí)毛充電量（k W）；為電池逐時(shí)凈放電量（k W);Socinitial為電池初始SOC;為電池安裝容量（k Wh);h表示時(shí)間。

1.2 微電網(wǎng)優(yōu)化目標(biāo)

系統(tǒng)設(shè)計(jì)的優(yōu)化目標(biāo)為年均投資總成本：，式中CINV為投資成本（元），CMTN運(yùn)維成本（元），為購電成本（元），為售電獲利（元）；CINV=CINV＿PV+CINV＿BAT，式中CINV＿PV為光伏投資成本（元），CINV＿BAT為電池投資成本（元）；CMTN=CMTN＿PV+CMTN＿BAT，式中CMTN＿PV為光伏維護(hù)成本（元），CMTN＿BAT為電池維護(hù)成本（元）。

，式中CRFPV為光伏投資資本回收系數(shù)，光伏單位容量投資成本（元/k W),為單位面積光伏容量（k W/m2),APV為光伏安裝面積（m2);，式中CRFBAT為電池投資資本回收系數(shù)，為電池變動(dòng)投資成本（元/k Wh），為電池固定投資成本（元），為電池裝機(jī)容量（k Wh),XBAT為電池安裝與否的整型變量（0或1）。

，式中為維護(hù)成本（元/k Wh),為光伏逐時(shí)發(fā)電量（k W);，式中為維護(hù)成本（元/k Wh),為電池逐時(shí)發(fā)電量（k W);，式中為購電電價(jià)（元/k Wh),為逐時(shí)購電量（k W);，式中為售電電價(jià)（元/k Wh),為逐時(shí)售電量（k W）；，式中r為貼現(xiàn)率，n為設(shè)備壽命（年）。

1.3 約束條件

光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)化配置需要考慮的約束條件主要包括：

電功率平衡約束[5]。，式中Loadmdh為逐時(shí)電負(fù)荷（k W）。

光伏系統(tǒng)約束。主要包含光伏安裝容量約束和光伏發(fā)電量約束，其中安裝容量約束主要體現(xiàn)在光伏的安裝面積上：，而光伏發(fā)電量主要受限于最大光伏裝機(jī)功率：。其中分別表示光伏安裝面積的上下限；XPV表示光伏是否安裝的標(biāo)識(shí)位，0表示不裝，1表示安裝。

電網(wǎng)系統(tǒng)約束。主要包含購售電容量約束式為：與，以及購售電狀態(tài)約束式：(1）。其中分別表示購售電容量上限；（分別表示購售電狀態(tài)，1表示購電或售電，0表示不購電或不售電，式（1）表示購售電狀態(tài)不能同時(shí)存在，當(dāng)全部為0時(shí)表示微電網(wǎng)處于離網(wǎng)運(yùn)行模式。

電池系統(tǒng)約束。主要包含電池容量約束、充放電量約束以及充電狀態(tài)約束：。其中，充電量約束：，表示充電效率；放電量約束：，表示放電效率；充放電狀態(tài)約束：。

2 案例分析

以東部地區(qū)某用戶用電負(fù)荷分析需求為基礎(chǔ)展開研究，該用戶平均日總用電量約為19.974MWh，負(fù)荷平均功率為832.25k W/h，負(fù)荷曲線如圖1，該地區(qū)年太陽輻照度曲線和環(huán)境溫度曲線如圖2。具體設(shè)備技術(shù)經(jīng)濟(jì)性參數(shù)假設(shè)如下：光伏組件初始投資成本為2708元/k W，年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用為0.06元/W；儲(chǔ)能電池初始投資成本為2000元/k Wh，年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用為0.012元/k Wh。光伏容量密度0.12k W/m2，假設(shè)安裝面積上限為10萬平方米；儲(chǔ)能充電效率為97%，放電效率為98%，放電深度DOD為80%，假設(shè)儲(chǔ)能安裝容量上限為100MWh。

2.1 光儲(chǔ)微電網(wǎng)離網(wǎng)系統(tǒng)

當(dāng)光儲(chǔ)微電網(wǎng)作為離網(wǎng)系統(tǒng)進(jìn)行設(shè)計(jì)時(shí)，為滿足用戶用電負(fù)荷需求，需要以光伏發(fā)電作為電力唯一來源，在滿足白天有輻照時(shí)的用電負(fù)荷同時(shí)，還需要儲(chǔ)存足夠夜間無輻照時(shí)的用電負(fù)荷，基于本文提出的優(yōu)化模型，可計(jì)算出光伏的裝機(jī)容量為4.4MW，儲(chǔ)能安裝容量為15.75MWh，系統(tǒng)投資成本為4354.26萬元，運(yùn)維成本1171.14萬元，凈現(xiàn)值1961.89萬元。根據(jù)用戶電負(fù)荷特性及輻照強(qiáng)度曲線，可以計(jì)算出系統(tǒng)具體運(yùn)行情況如圖3，其中光伏從早上6:00至晚上8:00一直有出力，在上午10:00到下午4:00這段時(shí)間內(nèi)不僅用于滿足用戶電負(fù)荷需求，還要向電池內(nèi)進(jìn)行充電，其余時(shí)間段從凌晨1:00～9:00以及下午5:00～24:00電池均是處于放電狀態(tài)。從圖3可看出系統(tǒng)逐時(shí)的功率平衡關(guān)系，說明離網(wǎng)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)設(shè)計(jì)容量合理。

2.2 光儲(chǔ)微電網(wǎng)并網(wǎng)系統(tǒng)

并網(wǎng)情況下要考慮電網(wǎng)的電價(jià)，本案例中所在地區(qū)峰平谷電價(jià)分別為1.1元/k Wh、0.65元/k Wh、0.33元/k Wh，上網(wǎng)電價(jià)按照0.3元計(jì)算。光儲(chǔ)微電網(wǎng)并網(wǎng)系統(tǒng)有并網(wǎng)不上網(wǎng)與并網(wǎng)上網(wǎng)兩種情況，優(yōu)化計(jì)算情況分別如下：

并網(wǎng)不上網(wǎng)?；诒疚奶岢龅膬?yōu)化模型可計(jì)算出光伏的裝機(jī)容量為1970.9k W，儲(chǔ)能安裝容量為1084.8k Wh，系統(tǒng)投資成本為750.88萬元，運(yùn)維成本339.81萬元，項(xiàng)目?jī)衄F(xiàn)值2406.27萬元。由此可看出相較于光儲(chǔ)離網(wǎng)系統(tǒng)，并網(wǎng)系統(tǒng)投資成本大大降低，且項(xiàng)目的收益大大增加。

并網(wǎng)上網(wǎng)。基于本文提出的優(yōu)化模型可計(jì)算出光伏的裝機(jī)容量為3651.9k W，儲(chǔ)能安裝容量為341.7k Wh，系統(tǒng)投資成本為1058.69萬元，運(yùn)維成本582.88萬元，項(xiàng)目?jī)衄F(xiàn)值2998.61萬元。由此可以看出，相較于并網(wǎng)不上網(wǎng)的情況，上網(wǎng)模式下項(xiàng)目總體投資有所增加，但是項(xiàng)目收益也相應(yīng)增加了。

3 結(jié)語

本文論述的光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)建模及優(yōu)化計(jì)算結(jié)果均十分可靠，可以作為光儲(chǔ)微電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)、投資評(píng)估的方法工具，本文提出的模型能夠真正實(shí)現(xiàn)分布式光伏電源、儲(chǔ)能系統(tǒng)友好接入電網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)與配電網(wǎng)并網(wǎng)協(xié)調(diào)運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)技術(shù)選型與用戶負(fù)荷的最優(yōu)化配置，解決太陽能的不確定性、用戶電力負(fù)荷需求的復(fù)雜性，以及峰谷電價(jià)的差異性在微電網(wǎng)系統(tǒng)設(shè)計(jì)中的矛盾。

原標(biāo)題：考慮并離網(wǎng)情況的微電網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)化配置算法研究