基于小區源-儲-荷協同的微網多能協調控制策略

楊金文， 吳杰康， 莊仲， 梁繼深， 何家裕， 余方明

(廣東工業大學自動化學院，廣東 廣州 510006)

0 引言

光伏等分布式可再生能源是解決能源危機和環境問題的可行方法。可再生能源具有不確定性和隨機性，為了減弱其并網給電網造成的影響，設計時應根據光伏裝機容量配備相應的儲能裝置，但大容量的儲能裝置成本較高。因此，利用源-儲-荷協同運行降低可再生能源對儲能裝置的依賴，并根據系統現有結構制定合理的協調控制策略具有重要意義。

隨著能源互聯網的發展[1—4]，電、氣能源的聯系愈發緊密，小區能源關系亦是如此。將小區微電網和天然氣網組成微網，對微網進行協調控制不僅能提高能源利用率，也能提高微網穩定性[5—7]。在天然氣網中，天然氣管道在設計時要滿足最大負荷流量，但最大流量的運行時間較少，可將天然氣管道儲存的多余天然氣形成儲氣備用。儲氣備用量化不僅能穩定天然氣網[8]，還能作為儲能裝置用于微網的優化調度[9]。在微網中，負荷側主動配電網技術日益成熟，控制精度越來越高[10—12]，利用需求側響應技術主動參與能源管理和調度可使微網運行更加靈活多變。已有研究成果以空調負荷為可控負荷參與平抑電網功率波動，文獻[13]簡化了空調房調溫模型，使自適應電網的預測負荷大小進行互補運行，但缺乏實際樣機數據支撐。文獻[14]提出建立以雙耦合偏微分方程組為基礎的空調負荷熱力學模型，通過對空調設定溫度的更改平抑電網中分布式新能源的波動，但只適用于某些特定場合。文獻[15]提出了通過改變雙巴特沃茲濾波器中的濾波時間常數，實現空調可控負荷和儲能電池的協調控制，但未考慮外界環境對空調負荷的影響。文獻[16]提出將空調負荷群聚類，配合儲能裝置通過模糊控制平抑電網功率波動，但未考慮氣、熱能源的作用。文獻[17]提出建立空調負荷群的虛擬儲能聚合模型參與電網能量調度，但未與其他儲能裝置進行聯系。

上述研究建立的天然氣儲氣備用模型只單獨作為虛擬儲能使用，并未考慮與空調可控負荷產生的虛擬儲能相結合。文中在前人的研究成果上，提出將天然氣儲氣備用和空調可控負荷產生的虛擬儲能通過控制系統與小區已有儲能裝置共同參與微網能量管理，并設計多能協調控制策略使源-儲-荷微網系統(source-storage-load micro network sys-tem，SSLS)可在光伏平抑波動模式、電網有功功率波動模式和峰谷電價套利模式下協調運行。

1 SSLS建模

1.1 SSLS結構

SSLS由分布式光伏電站、燃氣輪機、蓄電池組及超級電容儲能裝置、空調負荷群和協調控制系統構成，具體如圖1所示。天然氣管道儲存的天然氣通過燃氣輪機與微電網耦合，空調虛擬儲能由所有住戶組成的空調負荷群決定。超級電容和空調虛擬儲能適合高頻動作，蓄電池組和儲氣備用適合低頻動作。

圖1 SSLS結構Fig.1 Structure of SSLS

為實現小區SSLS協調運行，設置一協調控制系統對微網進行功率分配[18]。協調控制系統通過收集燃氣輪機的輸出功率Plrx和天然氣管道儲氣量計算儲氣備用虛擬儲能;根據室外溫度和空調當前的電功率Pacx計算空調可控負荷的虛擬儲能;根據蓄電池組的荷電狀態Sbat，超級電容的荷電狀態Scap和最大充放電功率計算輸出功率可用范圍。在光伏平抑波動模式或電網波動功率模式下，儲氣備用輸出功率Plrf和蓄電池組輸出功率Pbaf用于平抑原始功率的中頻段，空調可控負荷輸出功率Pacf和超級電容輸出功率Pcaf用于平抑高頻段。在峰谷電價套利模式下，對蓄電池組和超級電容輸出功率進行二次調整，使光伏平抑波動模式和電網波動功率模式嵌套在峰谷電價套利模式中。

1.2 空調負荷群

1.2.1 空調負荷的熱力學模型

空調負荷為可控負荷，快速調節空調溫度可改變空調出力。單臺空調-建筑系統的等效熱力學參數模型為[17]：

(1)

式中：Troom(t)為房間溫度；Tout(t)為室外溫度；Qac(t)為空調制冷量；C為建筑等效熱容；R為建筑等效熱阻。

Qac(t)與空調電功率Pac(t)的關系為：

Qac(t)=λPac(t)

(2)

式中：λ為空調熱電轉換系數。

當空調設定溫度Tset(t)不變時，空調運行狀態s(t)會根據Troom(t)和閾值ΔT調整運行狀態[15]，具體如式(3)所示。

(3)

空調運行一段時間后處于穩態，房間溫度會穩定在設置溫度的ΔT范圍內。

1.2.2 溫度變化意愿曲線

改變空調設置溫度可以調節空調負荷的平均功率。根據住宅用戶對空調溫度變化敏感度的研究可知，相對于溫度降低，住戶對溫度升高更敏感，希望保持溫度不變的住戶比例大致服從圖2[19]。

圖2 溫度變化意愿曲線Fig.2 Willingness curve of temperature variation

由圖2可以看出，當溫度處于24.5～26.5 ℃時，至少70%的住戶希望保持溫度不變。而60%的住戶希望保持溫度不變的分界溫度為24 ℃和27 ℃。因此，設置2個階段。需要較小空調負荷參與功率調節時，空調溫度升高設定為26.5 ℃，空調溫度降低設定為24.5 ℃；需要較大空調負荷參與功率調節時，空調溫度升高設定為27 ℃，空調溫度降低設定為24 ℃。

當Troom(t)為空調初始設置溫度時，有：

(4)

式(4)代入式(1)得出初始制冷量Qac1(t)，改變Tset(t)，房間溫度在短時間內發生變化。由于建筑的等效熱容效應，可近似認為房間散熱不變，房間內溫度變化為Tset(t)-Troom(t)，代入式(1)可得出改變設置溫度后的Qac2(t)，空調制冷量的變化量ΔQac(t)為：

ΔQac(t)=Qac2(t)-Qac1(t)

(5)

通過式(2)將ΔQac(t)轉換為空調電功率即得到一個周期內單臺空調參與功率分配的功率。

1.2.3 空調負荷群

由于單臺空調負荷具有隨機性，將小區所有空調進行聚類，根據空調的品牌、額定功率、所處環境、住戶習慣等進行分類，使不同時段均有穩定的可控負荷參與功率調節。

空調聚類分成不同類別，每個類別空調參與功率調節順序由空調編號決定，編號依據與空調分類依據相同。空調編號確定后，假定每個住戶初始設置的溫度即為住戶最舒適的溫度。在需要較小空調負荷參與功率調節階段，將空調溫度設定值的上限設定為26.5 ℃，下限設定為24.5 ℃，得到溫度改變值，根據等效熱力學參數模型得到空調制冷量，再根據式(2)得到可用的空調電功率，稱為空調負荷的虛擬儲能。若最舒適的溫度不在此范圍內，則該臺空調不參與功率調節。在需要較大空調負荷參與功率調節時，將空調溫度設定值上、下限分別設定為27 ℃，24 ℃，按照較小空調負荷參與功率調節的方法得到此時空調負荷的虛擬儲能。虛擬儲能為負，表示空調從母線獲取的功率降低；虛擬儲能為正，表示負荷從母線獲取的功率增加。每臺空調正的虛擬儲能值按照從小到大排序，優先使用小虛擬儲能值對應的空調。每臺空調負的虛擬儲能值按照從大到小的順序排序，優先使用大的虛擬儲能值對應的空調。

由于設置了溫度上下限，空調在一個控制周期內，不會一直處于工作狀態，呈現間歇性的工作特點。為不引起較大的功率變動，將所需參與功率調節的空調分批次進行設置溫度調整。

1.3 儲氣備用

天然氣管道儲氣量在管道建成后只由管道兩端氣壓決定，調節管道兩端氣壓可以調節管道的儲氣量，天然氣管道儲氣曲線可由小區天然氣日常使用數據預測得到。設天然氣網的一個調度周期為T，在(t0,t0+T)內正儲氣備用Lru(t0)和負儲氣備用Lrd(t0)定義為：

Lru(t0)=a-Lmax(t0)

(6)

Lrd(t0)=Lmin(t0)-b

(7)

式中：a，b分別為管道最大、最小儲氣量；Lmax(t0)，Lmin(t0)分別為(t0,t0+T)內儲氣最大、最小值。

圖3為2個周期內天然氣正、負儲氣備用示意。儲氣備用可提供額外電能的限制條件為管道的儲氣備用和燃氣輪機的爬坡能力。

圖3 儲氣備用示意Fig.3 Schematic diagram of the linepack reserve

假設小區內天然氣管道配備的燃氣輪機參數相同，則：

(8)

式中：tru，trd分別為一個周期內燃氣輪機輸出功率增加到最大值和輸出功率降低到最小值所需的時間；Pmax，Pmin分別為最大、最小輸出功率；Pgt(t0)為燃氣輪機初始運行狀態；rgt為爬坡速率。

進而求出：

(9)

(10)

式中：Wmax，Wmin分別為燃氣輪機輸出功率增加到最大值和輸出功率降低到最小值的能量變化值。

由式(6)—式(10)可知，在(t0,t0+T)周期內，燃氣輪機能提供的額外電能為管道儲氣備用和燃氣輪機最大爬坡力能提供電能的較小值，分別如式(11)、式(12)所示。

Eu(t0)=min{ηLrd(t0),Wmax(t0)}

(11)

Ed(t0)=min{ηLru(t0),Wmin(t0)}

(12)

式中：η為管道天然氣轉化為電能的轉化率。

1.4 電池儲能裝置

電池儲能裝置一般由蓄電池組和超級電容組成，蓄電池組大多采用鉛酸蓄電池。蓄電池組適用于大容量、低充放電倍率、少深度循環次數的充放電循環；超級電容適用于小容量、高充放電倍率、多深度循環次數的充放電循環。

在電池儲能裝置中，鉛酸蓄電池和超級電容的荷電狀態是儲能充放電速率的判斷依據，也是整個控制系統功率分配的依據之一。目前，鉛酸蓄電池的荷電狀態估計常用安時計量算法和卡爾曼濾波法。安時計量算法的優點是簡單易測，缺點是誤差累積，對荷電狀態初始值要求高。卡爾曼濾波法計算準確，但模型相對復雜，計算量大。綜合考慮，蓄電池組荷電狀態Sbat(t)采用安時計量算法估計。

(13)

式中：S0為蓄電池初始荷電狀態；ηcha，ηdis分別為充、放電效率；Pcha(t)，Pdis(t)分別為充、放電功率；Eb為蓄電池組容量。

超級電容的荷電狀態Scap(t)與端電壓V(t)呈近似線性關系。

(14)

式中：Vmax為超級電容充滿電時的端電壓；Vmin為超級電容放完電時的端電壓。

為延長電池儲能系統的使用壽命，不宜充放電過深，充放電功率不宜過大，蓄電池組和超級電容的荷電狀態及充放電功率約束為：

(15)

式中：Pbat，Pcap分別為蓄電池組和超級電容的充放電功率；Plim，1，Plim，2分別為蓄電池組、超級電容充放電功率最大值。

2 多能微網協同控制策略

2.1 整體控制策略

文獻[18]設計了包含電池儲能裝置以及光伏的控制系統，文中在此基礎上設計一個包含光伏、儲氣備用、空調負荷、蓄電池組和超級電容的控制系統,協調控制不同模式，如圖4所示。

圖4 協同控制原理Fig.4 Principle of coordination control

利用數據采集與監視控制(supervisory control and data acquisition，SCADA)系統實時采集到的光伏數據Ppv進行超短期功率預測得到Ppvf。收集住戶空調開關狀態、溫度設定值用于計算空調負荷可參與調節的功率Pacx。小區管道儲氣信息用于計算儲氣備用值Eu，Ed。結合負荷數據Pload和電網波動功率Pun判定系統運行模式。含有分布式新能源的小區，需要優先保證小區微電網的穩定性，在促進新能源發展的大環境下，優先保證小區光伏發電并網才能作為上級電網調頻的備用。而光伏平抑波動模式、電網有功功率波動模式嵌套在峰谷電價套利模式中，3種模式協調運行，既能起虛擬儲能作用，又能使儲能裝置實現峰谷電價套利。

功率分配單元根據運行模式、電池儲能信息、儲氣備用及空調可控負荷的虛擬儲能值等信息進行第一次功率分配。功率保護單元對第一次分配的功率進行修正，確保電池儲能裝置的荷電狀態不超過上下限，燃氣輪機輸出功率不超過允許的最大值，空調設置溫度不超過允許值，保證功率分配合理。

2.2 不同控制模式的控制策略

系統運行模式有光伏平抑波動模式、電網有功功率波動模式和峰谷電價套利模式，3種模式采用不同的功率分配策略對空調虛擬儲能的可用電功率、儲氣備用、蓄電池組及超級電容的輸出功率進行分配。

2.2.1 光伏平抑波動模式

目前，針對光伏發電的隨機性，處理方法主要有：利用低通濾波器將光伏發電的原始功率簡單分成低頻和高頻部分，通過調節低通濾波環節的時間常數降低鉛酸蓄電池組的充放電頻率[20]；通過小波變換包將光伏發電的原始功率分成低頻和高頻部分，并將小波包分解后第一個頻段的功率作為平抑波動的目標，剩下低頻部分由蓄電池組處理，高頻由超級電容處理[18]。綜合考慮后，文中選擇小波包分解將光伏發電的原始功率分解為2個部分，低頻能量型部分由儲氣備用和鉛酸蓄電池組平抑，高頻功率型部分由空調虛擬儲能的可用功率和超級電容平抑。

采用db1小波對光伏發電原始功率進行3層小波包分解，重構分解信號得到8個頻段的功率分量。第1，3，4個頻段包含原始光伏功率曲線的大部分能量且滿足光伏并網條件，將這3個頻段的功率分量作為平抑模式的目標功率Pgoal。第2個頻段的功率滿足儲氣備用調節周期要求，將此作為儲氣備用功率調節的參考指令Plrf。剩余需要平抑的功率作為空調虛擬儲能可用功率的參考指令Pacf。

為了避免儲氣備用的輸出功率及空調虛擬儲能可用功率無法滿足參考指令的要求，將蓄電池組功率作為儲氣備用功率，超級電容作為空調虛擬儲能可用功率的備用調節功率。該功率分配屬于開環控制，各單元功率分配后僅為參考指令，需校驗功率指令是否滿足各單元功率約束條件。

一個儲氣備用功率調整周期內，若儲氣備用功率參考指令小于燃氣輪機能額外提供的功率，則將參考指令作為調整指令；若燃氣輪機能額外提供的功率不能滿足參考指令，則將燃氣輪機能額外提供的功率作為調整指令，再根據Sbat(t)的范圍計算蓄電池組充放電功率。

在空調負荷虛擬儲能的一個功率調整周期內，若空調虛擬儲能參考指令值小于空調可用電功率，則將參考指令作為調整指令；若空調虛擬儲能參考指令值大于空調可用電功率，則將空調可用電功率作為調整指令，再根據Scap(t)的范圍計算超級電容充放電功率。

將荷電狀態即S值分為過充警示區[Sh,1]、正常區[Sl,Sh]和過放警示區[0,Sl]。當儲能裝置工作在正常區時，充放電功率無需調整；當儲能裝置工作在過充警示區時，只需調整充電功率。蓄電池組和超級電容的調整方式為：

(16)

(17)

式中：Pbc(t)為蓄電池組在正常區的充電功率；Pbc，1(t)為蓄電池組在過充警示區需要調整的充電功率；Sbh為蓄電池組過充警示區的荷電狀態標志；Pcc(t)為超級電容在正常區的充電功率；Pcc，1(t)為超級電容在過充警示區需要調整的充電功率；Sch為超級電容過充警示區的荷電狀態標志。

當儲能裝置工作在過放警示區時，只需調整放電功率，調整方式為：

(18)

(19)

式中：Pbd(t)為蓄電池組在正常區的放電功率；Pbd,1(t)為蓄電池組在警示區的放電功率；Sbl為蓄電池組過放警示區的荷電狀態標志；Pcd(t)為超級電容在正常區的放電功率；Pcd，1(t)為超級電容在警示區需要調整的放電功率；Scl為超級電容過放警示區的荷電狀態標志。

儲氣備用功率指令Plrf，空調虛擬儲能功率指令Pacf，蓄電池組功率指令Pbaf和超級電容功率指令Pcaf經過功率保護單元修正后得到最終的功率輸出Plr，Pac，Pbat，Pcap。

2.2.2 電網有功功率波動模式

從電網運行需求角度，降低負荷高峰給電網帶來的影響及降低輔助設備損耗非常必要，因此提出利用小區可控負荷平抑電網有功功率波動。電網需要調節的有功功率大小一般由上級電網給出，由多個小區共同完成。不同類型的有功功率波動采取不同調節方法。

(1) 上級電網出現階躍性的有功功率擾動時需要快速響應，可用空調虛擬儲能調節功率。

(2) 上級電網出現連續性功率擾動時，利用小波包函數分解擾動信號，將第1個頻段的功率作為平抑目標，剩下低頻段信號功率作為儲氣備用的參考指令，高頻段信號功率作為空調虛擬儲能的參考指令，采取的處理方式與光伏平抑模式相同。

2.2.3 峰谷電價套利模式

該模式下，為保證住戶使用空調的舒適度，空調虛擬儲能的可用功率不用于峰谷電價套利。同時由于我國天然氣資源緊張，天然氣儲氣備用也不參與峰谷電價套利。

小區配備的蓄電池組和超級電容工作在峰谷套利模式中時，利用峰谷電價獲得收益。某市峰谷電價如圖5所示，據峰谷電價的對應時段可知，目前電價低谷一般出現在00:00—08:00。此階段后，系統可能進入光伏平抑波動模式，而光伏平抑波動模式的優先級比峰谷套利模式高，蓄電池的充電量不宜過大。因此在峰谷套利模式階段需要將蓄電池的荷電狀態區間調整為[0.2,0.7]，超級電容的荷電狀態區間調整為[0.2,0.8]。

圖5 某市峰谷電價Fig.5 Time of use price of a cartain city

2.3 運行模式切換

多模式運行的關鍵是模式之間的切換控制，保證3種模式協調運行。協調控制系統先判斷小區微網的光伏發電是否滿足入網要求，滿足則進入光伏平抑波動模式，不滿足則判斷上級電網是否有需要小區調節的Pun。有需要則進入電網有功功率波動模式，否則進入峰谷套利模式。蓄電池組和超級電容只有單獨工作在光伏平抑波動模式或電網有功功率波動模式輸出功率為0時，才能在電價低谷階段充電、電價高峰階段放電，否則蓄電池組和超級電容不參與峰谷電價套利，保證較高優先級的2種模式不受影響。協調控制系統的具體流程如圖6所示。圖中，Plrf0為儲氣備用輸出功率的初始指令值；Pacf0為空調虛擬儲能輸出功率初始指令值；Plrx為儲氣備用的功率額度；Pacx為空調虛擬儲能的功率額度；Plr為儲氣備用的最終功率指令值；Pac為空調虛擬儲能的最終功率指令值。

圖6 協調控制系統流程Fig.6 Flow chart of coordination control system

3 算例驗證

針對上述功率分配策略，采用圖1的拓撲結構在Matlab中進行仿真驗證。小區光伏額定容量為150 kW；蓄電池組和超級電容的配置容量分別為60 kW/300 kW·h，12 kW/10 kW·h；允許的充放電深度分別為0.2～0.8，0.1～0.9；光伏并網的功率波動要求1 min內不得超過30 kW，10 min內不得超過150 kW；燃氣輪機的裝機容量為100 kW，發電效率為55%。某小區儲氣管道的主要參數如表1所示，小區住戶空調房間的主要參數如表2所示。

3.1 光伏平抑波動與峰谷電價套利模式

以某小區光伏數據為算例進行仿真分析。

表1 天然氣管道參數Table 1 Parameters of gas pipes

表2 空調-建筑系統參數Table 2 Parameters of air condi-tioning-building system

(1) 驗證虛擬儲能有效性。對光伏原始功率小波包分解得到2個頻段的功率指令，分別利用虛擬儲能、儲能裝置滿足功率指令要求。

(2) 對比光伏平抑波動模式和雙模式下各部分輸出功率、儲能裝置的S，驗證利用虛擬儲能可實現光伏平抑波動模式和峰谷電價套利模式協調運行。

是否包含虛擬儲能的光伏平抑波動效果如圖7所示。由圖7可知，當光伏原始功率不滿足并網要求時，在儲能裝置的作用下功率變得相對柔和。在12:00附近，當光照強度發生較大變化時，儲能裝置由于容量限制并未有效改善功率突變，而虛擬儲能降低了原始功率突變的影響。

圖7 光伏平抑波動效果對比Fig.7 The effect comparison of smoothing PV fluctuation

光伏平抑波動中各部分的參與功率如圖8所示。此模式需要平抑的功率較小，參與的空調為96臺。天然氣管道氣壓調節周期與鉛酸蓄電池組的充放電周期相仿，燃氣輪機額外輸出功率已經滿足了調節要求，故蓄電池組的輸出功率為0。而在空調負荷參與光伏平抑波動模式中，超級電容的充放電深度明顯降低，表明此功率分配在滿足平抑光伏原始功率的前提下，可有效延長蓄電池組和超級電容的使用壽命。由圖8可知，此模式下虛擬儲能在大部分時段可以代替儲能裝置平抑光伏原始功率。

圖8 光伏平抑波動各部分的參與功率Fig.8 Participating power of each part of smoothing PV fluctuation

圖9為蓄電池組和超級電容單獨工作在光伏平抑波動模式以及工作在光伏平抑波動與峰谷套利雙模式下，蓄電池組、超級電容的輸出功率對比。只有單獨工作在光伏平抑波動模式下輸出功率為0時，才能進入峰谷套利模式，在電價低谷階段充電，電價高峰階段放電。超級電容由于額定容量小、充電功率大，很快就能充電到允許的最大狀態，蓄電池組相對較慢。

圖9 光伏平抑波動模式和雙模式下儲能系統輸出功率Fig.9 Output power of the energy storage system in smoothing PV fluctuation mode and dual mode

單獨工作在光伏平抑波動模式和工作在雙模式下,蓄電池組和超級電容的S如圖10所示。雙模式保留了蓄電池組和超級電容S的變化趨勢，且在電價低谷階段充電到允許的最大值，在電價高峰階段放電，整個過程蓄電池組和超級電容的S始終在允許的變化范圍。

圖10 光伏平抑波動模式和雙模式下儲能系統S值Fig.10 S of energy torage system in smoothing PV fluctuation mode and dual mode

3.2 電網有功功率波動與峰谷電價套利模式

以某天風電場發電數據為上級電網擾動，對風力發電原始功率進行小波包分解，得到小區微網各部分輸出功率指令。使協調控制系統單獨工作在有功功率波動模式以及工作在有功功率波動和峰谷電價套利雙模式，對比是否包含虛擬儲能的平抑波動效果以及在包含虛擬儲能的條件下微網各部分的輸出功率和儲能系統的荷電狀態S值。

是否包含虛擬儲能對平抑上級電網連續性擾動的效果如圖11所示。在擾動功率較大時，不包含虛擬儲能的傳統儲能裝置受蓄電池組和超級電容容量影響，平抑效果不明顯，而包含虛擬儲能的系統具有較好的平抑效果。

圖11 電網有功功率波動平抑效果對比Fig.11 The effect comparison of smoothing grid active power fluctuation

SSLS僅參與電網有功功率波動模式的輸出功率如圖12所示。算例中電網波動功率相對較大，為了達到良好的平抑效果，參與平抑功率的空調為960臺，此時主要由空調負荷參與電網功率調節。

圖12 電網有功功率波動模式各部分的參與功率Fig.12 Participating power of each part of smoothing grid active power fluctuation mode

蓄電池組和超級電容參與電網有功功率波動模式以及電網有功功率波動和峰谷電價套利雙模式的輸出功率對比如圖13所示。電網有功功率波動模式蓄電池組輸出功率為0時，蓄電池組在電價低谷時進行充電，在電價高峰時進行放電。超級電容全程參與了電網有功功率波動模式的功率調節，故超級電容未實現峰谷電價套利。

圖13 電網有功功率波動模式和雙模式下儲能系統輸出功率Fig.13 Output power of the energy storagesystem in smoothing grid active power fluctuation mode and dual mode

單獨工作在電網有功功率波動模式以及工作在電網有功功率波動和峰谷電價套利雙模式下蓄電池組、超級電容的S如圖14所示。

圖14 電網有功功率波動模式和雙模式下儲能系統S值Fig.14 S of energy torage system in smoothing gridactive power fluctuation mode and dual mode

雙模式保留了蓄電池組S值的變化趨勢，且在電網有功功率波動單模式蓄電池組S不變時，蓄電池組在電價低谷階段充電，在電價高峰階段放電。超級電容在所有時刻都參與了電網有功功率波動模式，故雙模式中的S和單模式的相同。蓄電池組和超級電容的S始終在允許范圍內變化。

4 結語

針對光伏并網和上級電網功率波動帶來的微網穩定性和經濟性問題，提出構建由空調虛擬儲能、儲氣備用、蓄電池組和超級電容組成的儲能系統，實現了光伏平抑波動、電網有功功率波動和峰谷電價套利3種模式協調運行，并通過實例證明了策略的有效性和正確性。

(1) 光伏平抑波動模式下，利用小波包對光伏原始功率進行分解，得到空調可用功率和儲氣備用的參考指令值，再根據約束條件得到空調可用功率和儲氣備用最終指令。作為兩者備用的蓄電池組和超級電容，結合各自的S確定充放電功率。

(2) 電網有功功率波動模式下，針對波動功率是否連續采取不同的控制方法。非連續型利用空調可用功率的快速響應平抑波動。連續型利用小波包進行分解，與光伏平抑波動模式類似，只是各部分參與功率較大，所需各部分輸出功率較大。

(3) 在光伏原始功率滿足并網要求，且上級電網無需小區平抑波動功率時，蓄電池組和超級電容在電價低谷時充電，在電價峰值時放電，實現收益。

文中在考慮天然氣儲氣備用時僅考慮了電負荷，并未考慮燃氣輪機產生的余熱。后續將研究冷熱電聯供與空調虛擬儲能相關聯時的優化調度方案。