微電網自發自用運行的經濟性分析

趙賀，王坤，井天軍

(1. 國網北京市電力公司電力科學研究院，北京市 100075；2.中國農業大學信息與電氣工程學院，北京市100083)

微電網自發自用運行的經濟性分析

趙賀1，王坤2，井天軍2

(1. 國網北京市電力公司電力科學研究院，北京市 100075；2.中國農業大學信息與電氣工程學院，北京市100083)

微電網運行經濟性是制約其商業化運營的主要因素，通過對其進行有效評價以獲取降低成本的方法將成為解決這一問題的有效途徑。通過對微電網運行成本進行分析，以微電網經濟運行為基礎，兼顧電網備用成本，提出了針對不同容量的微電網運行經濟性評價指標。基于所提評價指標，對儲能容量、儲能價格、電價及能量管理策略等因素影響微電網經濟性運行的作用進行了評價，最后結合示范工程運行數據，以實例驗證了所提評價方法的有效性。

微電網；經濟分析；自發自用；分時電價；能量管理；交換功率成本

0 引 言

微電網的建立為用戶帶來多方面的效益，其中經濟效益是設計與建設微電網并將其應用于實際中的最主要原因，也是微電網在電力系統中得以推廣的關鍵所在。而微電網的經濟運行優化是在滿足負荷需求的同時實現綜合成本的最優化，是微電網經濟效益得以體現的關鍵[1-3]。微電網具有安全可靠，節能環保等大電網不具備的優勢,能夠很好地適應電力市場發展需要[4-5]。微電網運行的經濟性是微電網商業化運營的主要障礙，而微電網運行經濟性的提高又是涉及到政策、技術、用戶使用水平及市場預期等多方面因素，其較為關鍵的是從技術上實現標準化的評價與優化[6]。

要實現對各個微源的科學管理首先需要對各微源的出力、經濟和環境模型進行精確的描述。這種優化問題實際上是離散的、多變量和多約束的非線性組合優化問題，因此需要通過智能優化算法確定最小的發電成本、用戶停電損失費用與環境成本。

目前已有的微電網經濟運行的研究主要是對發電儲能與冷熱電三聯供的“發用儲”計劃優化[7]，如將發電機組的優化組合、儲能單元的智能管理以及節能環保調度等問題綜合為統一的優化；改進粒子群算法對微網系統進行經濟運行優化的方法[8]；采用改進粒子群算法對微網系統進行經濟運行優化的方法[9]；計及環保因素的改進遺傳算法微網孤網三聯供系統經濟調度[10-11]；風儲聯合優化調度[12]；通過模糊控制對蓄電池進行充放電的控制策略[13]；微電網的最優機組組合方式和最佳電能交易計劃[14-16]；以鈉硫電池為儲能研究對象的微網系統經濟運行優化模型[17]。

目前，上述提高微電網運行經濟性的方法對微電網運行進行了大量的優化，但實際運行效益缺乏有效的綜合評價方法。評價方法的有效性與微電網運行模式、分布式電源上網電價、投資者目標、政府補貼機制等因素相關。本文通過對微電網運行成本進行分析，以微電網經濟運行為基礎，兼顧了電網備用成本，形成了針對不同容量的微電網運行經濟性評價指標。基于文中提出的評價指標，評價分析了儲能容量、儲能價格、電價及能量管理策略等因素對微電網運行經濟性運行的作用。

1 微電網運行的成本分析

1.1 光伏設備成本

光伏設備成本包括并網逆變器成本(Cinv)、光伏組件成本(Cmod)、光伏支架成本(Cbra)及接入微電網的電氣控制設備成本(Ccons)，產品壽命K年，安裝施工成本包含在設備中，計算時不計組件清掃維護等費用。

北京地區年發電量Wanu可由homer軟件估算得到。

光伏發電度電成本Cpv可由式(1)計算：

Cpv=(Cinvp+Cmod+Cbra+Ccons)/K/Wanu

(1)

1.2 微型燃氣輪機發電成本

微型燃氣輪機設備成本包括微型燃氣發電的整流逆變器成本(CinvT)、發電機組成本(CG)及接入微電網的電氣控制設備成本(CconsT)，產品壽命K1年，安裝施工成本包含在設備中，年維護等費用為CanuT，燃料成本為每度電M元，發電機組年可用率為α。

微型燃氣發電度電成本CT可由式(2)計算：

CT=[(CinvT+CG+CconT)/K1+CanuT]/(8 760α)

(2)

1.3 儲能供電成本

微電網儲能度電成本CST的計算如式(3)所示：

CST=[CBAT/UBAhN+CinvB(8 760K2α2)]/η

(3)

CBAT為儲能電池成本，UB為直流母線電壓，Ah為電池安時數，N為循環次數，CinvB為逆變器成本，K2為逆變器壽命，α2為儲能系統的年可用率，η為充放電效率。

1.4 微電網用戶負荷的分時電價

分時電價可分為居民、商業、工業3種用戶類型。根據國家發展與改革委員會關于華北電網實施煤電價格聯動有關問題的通知(發改價格[2005]668號)、北京市發改委《關于調整北京市夏季尖峰電價時段的通知》(京發改[2011]1060號)和北京市發改委《關于居民分戶電采暖電價問題的通知》(京發改[2006]2039號)等有關文件規定，北京市春秋冬季、夏季峰谷時段劃分以及電價情況如表1、表2所示。

工商業峰谷時段劃分為：峰段8 h(10：00～15:00；18:00～21:00)；平段8 h(7:00～10:00；15:00～18:00；21:00～23:00)；谷段8 h(23:00～7:00)；夏季尖峰時段：7、8月11:00～13:00和16:00～17:00。

表1北京地區季節性(春、秋、冬季)峰谷分時銷售電價表

Tab.1Sellingpriceinspring,autumnandwinterinBeijing元/(kW·h)

表2北京地區夏季峰谷分時銷售電價表

Tab.2SellingpriceinsummerinBeijing元/(kW·h)

居民分戶電采暖用戶峰谷時段劃分為：每年采暖季低谷時段(22:00～6:00)；高峰時段(6:00～22:00)。

每年11月1日至3月31日采暖季低谷時段電價0.30元/(kW·h)，高峰時段電價0.4883 元/(kW·h)。

2 微電網運行經濟性評價指標

在微電網單相運行中，交換功率的峰谷差越大說明微電網運行越不經濟，微電網應增加功率型儲能設備，或使用軟起動器以降低功率波動，避免電網因瞬時大功率負荷增加系統旋轉備用而造成的經濟損失。

在微電網三相運行中，微電網交換功率方差δ越大說明發電與負荷波動越頻繁，應改進能量管理系統策略，增加微電網儲能容量，容量值可參考δ的平方根值。

綜合考慮影響微網與配網交換功率因素，結合上述原因，微網運行評價采用如下3個指標，用以判斷微電網并網交換功率的波動特性。

指標1：微電網交換功率的峰谷差ΔPmax=Pmax-Pmin

指標2：微電網購電電量與饋電電量；

指標3：微電網交換功率方差：

σ=∑(Pusri-1/n∑Pusri)2

(4)

式中：n為采樣時間點數；Pusri為第i時刻的購電功率。

3 微電網運行最小成本模型

3.1 經濟運行原則

由于微電網在孤島模式下主要考慮其運行的穩定性并保證重要負荷供電，暫時不考慮其運行的經濟性，因此本文考慮自發自用模式微電網經濟運行方案是在微網并網運行前提下進行的。

考慮生產成本及環境因素，對含分布式電源的自發自用模式微電網調度優先利用清潔能源，即光伏發電組件常工作于最大功率點追蹤模式，其輸出功率受自然條件影響，一定程度上不遵循調度。熱電聯產系統因能源利用率等原因，多運行于“以熱定電”方式，其電力輸出功率根據預先制定的供熱/供冷計劃確定，不遵循調度。因此，為提高自發自用模式微電網運行經濟性，可在光伏發電和熱電聯產系統運行方式確定的情況下，通過制定蓄電池的合理運行方式，優化各時段微電網與主網之間的功率交換量，合理利用時段電價差異和經濟運行評價指標，降低微電網運行成本。

綜上所述，以光伏和三聯供為微電源的微電網并網運行的經濟調度基本原則如下：(1)優先利用光伏電池組的出力，跟蹤控制最大功率；(2)三聯供機組根據冷熱負荷確定微型燃氣輪機出力；(3)微電網與主網可進行自由功率交換，根據經濟性分析確定儲能出力。

3.2 綜合運行成本

考慮到微電網并網運行時必須要保證所有負荷的正常運行，其用電量不可控制，故其經濟運行問題可轉化為最小運行成本問題。本文將微電網經濟運行成本劃分為以下4個部分。

3.2.1 微電源綜合運行成本。

微電源不接受調度，且度電成本不隨時間變化，其運行成本恒定，如式(5)所示：

(5)

式中：CMG為微電源綜合運行成本；PPV(i)為i時段光伏電池組發電功率；PMT(i)為i時段三聯供機組發電功率；SPV為光伏電池組的度電成本；SMT為三聯供發電部分的綜合度電成本；Δt為i時段的時長。

3.2.2 儲能綜合運行成本

儲能作為微電網經濟運行的核心，其充放電功率的大小決定了微電網運行狀態。本文對蓄電池的運行成本計算時，將綜合成本折算到放電的度電成本，運行成本計算如式(6)所示：

(6)

式中：CBAT為儲能綜合運行成本；PBAT(i)為i時段儲能的放電功率；SBAT為儲能放電的度電成本。

3.2.3 電網功率交換成本。

微電源和儲能供給負載出現發電不足或發電有余情況，要向電網購售電。實時電價根據電網電價政策給定。電網功率交換成本計算如式(7)所示：

(7)

式中：Cnet為電網功率交換成本；Pnet(i)為i時段與電網交換功率；Sbuy為實時購電價格；Ssell為實時售電價格。

3.2.4 交換功率懲罰成本

參考微電網經濟性運行評價指標，為減緩微電網過度交換功率對配電網電能質量的影響，均攤配電網旋轉備用配置費用，對微電網和配電網交換功率進行統計分析。對統計量設置懲罰因子，計入微電網經濟運行成本之中。其交換功率懲罰成本計算如式(8)所示：

(8)

式中：Cpu為交換功率懲罰成本；ε1,ε2,ε3為相應的懲罰因子。

3.3 不同場景下的目標函數

由于微電網中微電源出力基本不接受調度，微電網以控制儲能出力的方式實現其經濟運行。根據實時電價，通過控制儲能充放電，優化不同時刻微電網與主網功率流動方向和功率交換量，進而減小微電網綜合運行成本。

考慮到未來儲能價格下降以及微網經濟運行評價指標，可以從以下2個方面對儲能的出力進行研究，比較分析儲能價格水平下降和微網經濟運行評價指標對自發自用模式微電網經濟運行方式的影響。

(1)儲能作為備用電源，維持系統穩定運行。當前儲能價格水平下，儲能度電成本過高，不能以調控儲能運行方式降低微電網運行成本，只有在微電網孤島時其出力才保證重要負荷運行。此狀態下，由微電源出力供給負荷，發電不足時向電網購電，發電有余時向電網售電，系統不存在優化調度。其運行成本如式(9)所示：

C1=CMG+Cnet+Cpu

(9)

(2)儲能參與能量交換，充分利用階梯電價降低微電網運行成本。當儲能價格下降到一定水平，可利用儲能控制不同時段與電網的功率交換量，在電價峰時段向電網售電，在電價谷時段從電網購電。其運行成本如式(10)所示：

minC2=CMG+CBAT+Cnet+Cpu

(10)

3.4 約束條件

若忽略網損及電力電子器件能量損耗，微電網在運行期間需滿足下列約束條件：功率平衡約束、蓄電池容量約束和儲能出力限值約束。

(1)功率平衡約束為：

PPV+PMT-Pnet-PBAT=Pload

(11)

(2)儲能容量約束為：

(12)

式中：Qmax為儲能最大容量；Qmin為儲能調度容量下限；Qini為儲能初始容量。

(3)儲能出力限值約束為：

PBATg_max≤PBAT≤PBATc_max

(13)

式中：PBATc_max為儲能最大充電功率；PBATg_max為儲能最大放電功率，其值設定為負；PBAT為儲能實時充放電功率。

4 算例分析

本文選用北京左安門公寓微電網進行分析，微電網結構、機組容量及儲能容量等如圖1所示。左安門公寓微電網含有光伏發電單元、冷熱電聯供微型燃氣輪機、鉛酸蓄電池以及公寓內負荷。光伏發電單元額定功率為40 kW，微型燃氣輪機發電部分額定功率為27 kW，蓄電池容量為100 kW·h。儲能調度容量下限設定為蓄電池總容量的40%，即40 kW·h。儲能最大充放電功率分別為10 kW和100 kW。該微網為三相系統，交換功率懲罰因子選取微網與配網間能量交換總量和交換功率方差。

選取的左安門微電網典型日發電與負荷數據如圖2所示，采用Matlab編制程序對前述模型進行非線性規劃，得出儲能最優運行方式。

圖1 左安門微電網結構與容量配置

圖2 典型日發電與負荷數據

為了更好地分析儲能價格水平下降和微網經濟運行評價指標對微電網運行經濟性的影響，本文分別從儲能參與能量調度和懲罰因子，對儲能能量調度的影響2個方面，對微電網運行成本進行計算，分析不同約束下的儲能運行方式以及微網與配網間的能量交換。

(1)儲能參與能量調度的微網經濟運行方式。

微電網參與能量調度后，考慮到分時電價，在電價峰時段向電網售電，在電價谷時段，從電網購電，以實現微電網的經濟運行。根據優化計算，得出分時電價下儲能運行方式以及電網交換功率如圖3所示。由圖3可以看出，當在電價谷時段，即23:00～7:00，蓄電池持續充電，在發電有余時，盡量少向配電網售電；在電價峰時段，即10:00～15:00和18:00～21:00，蓄電池快速放電，向配電網售電，實現微電網盈利。受蓄電池充電能力以及蓄電池容量影響，其0:00～7:00緩慢充電，15:00～18:00和21:00～24:00以最大放電速度放電。

(2)計及懲罰成本時，儲能參與能量調度的微電網運行方式。

圖3 儲能參與調度時，微電網經濟運行方式

計及懲罰成本后，微電網不能按照自身最經濟的運行方式運行，其需要考慮無節制地與電網交換功率給電網帶來的危害，并接受電網對其的經濟懲罰。本文懲罰因子分別為ε1=ε2=ε3=0；ε1=0，ε2=0.02，ε3=0.5；ε1=0，ε2=0.2，ε3=5 這3種情況，分析懲罰力度變化對最小運行成本下微網與配網功率交換的影響。懲罰因子越大，懲罰力度越大。優化結果如圖4所示。

圖4 計及懲罰成本后微網與配網功率交換情況

可以看出，隨著懲罰力度的增大，微網與配網間的交換功率越來越小。在微電網保存最大功率發電的情況下，要滿足負荷的需求，必須加大儲能的充放電頻率及充放電深度，間接地加大了儲能的投資。因此，在未來電網對微電網管理完善之后，儲能成本的降低對于微電網的經濟運行更加重要。

5 結 論

(1)本文從微電網經濟運行出發兼顧配電網效益，提出了微電網運行經濟性評價指標，該指標能夠反映出微電網整體運行的經濟性。

(2)提出了基于最小運行成本的微電網經濟運行方法，并利用該方法建立微電網經濟運行模型，該方法考慮微電網的建設成本和微電源的使用壽命，更符合實際微電網運行狀況。

(3)采用了非線性規劃方法，對不同狀態下的微電網經濟運行方式進行求解。分析了儲能參與能量調度后微電網運行方式和懲罰成本變化時微電網經濟運行方式的變化。

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(編輯： 張媛媛)

EconomicAnalysisofMicro-GridinEnergySelf-BalanceMode

ZHAO He1, WANG Kun2, JING Tianjun2

(1. Beijing Electrical Power Research Institute, Beijing 100075, China;2.College of Information and Electrical Engineering, China Agricultural University, Beijing 100083, China)

The operation economy of micro grid is the main obstacle of its commercial operation. An effective way to solve this problem is the evaluation and the cost reduction from the evaluation. Through the analysis on the operating cost of micro grid, this paper proposed the evaluation index of operation economy for the micro grids with different generating capacities, with considering the standby cost of grid, based on the economic operation of micro grid. On the basis of this evaluation index, the influence of energy storage capacity and price, electricity price and energy management strategy on the operation economy of micro grid was studied. Finally, the operation data from demonstration project was used to validate the effectiveness of evaluation method.

micro grid; economic analysis; energy self-balance mode; time of use power price; energy management; cost of exchange power

國網北京市電力公司科技項目(52020113026M)。

TM 731；TM 910

： A

： 1000-7229(2014)05-0113-05

10.3969/j.issn.1000-7229.2014.05.020

2013-11-02

：2013-12-16

趙賀(1985)，女，工學碩士，工程師，主要從事微電網運行控制、電能質量及配電自動化的研究工作，E-mail：zhaohea@bj.sgcc.com；

王坤(1988)，男，碩士研究生，主要從事微電網運行控制的研究工作，E-mail：wk_cau@163.com；

井天軍(1980)，男，工學博士，講師，主要從事微電網運行控制、新能源發電控制的研究工作，E-mail：jtjy11@cau.edu.cn。