云儲能用戶在計劃停電下的應急能源管理策略

陳恩玲, 王向文，賈明瀟，孫充

(1.上海電力大學電子與信息工程學院, 上海市 201306；2.國網上海市電力公司松江供電公司，上海市 201600)

0 引 言

微電網(microgrid, MG)作為一個單一可控實體，既可以并網運行，也可以“孤島”運行[1]。在配電網故障時，通過保護動作和解列控制，可使微電網與配電網解列轉為孤島運行[2]，MG可以與非故障停電區域內的部分負荷組成供電孤島，幫助其盡快恢復供電，極大地提高了用戶與配電系統的供電可靠性，增強了微電網抵御自然災害與應對突發故障的能力。孤島微電網缺乏大電網的支撐，且分布式電源和負載波動具有不確定性，導致微電網應急能源管理策略的研究成為難點。文獻[3]在商業樓宇型微網進入孤島狀態下，提出考慮計劃停電與非計劃停電兩種情況的應急能量管理策略，該策略能夠維持停電期間對重要負荷的供電，減小停電給用戶帶來的損失。文獻[4]針對電網供電缺失環境下電量有限的情況，以進行電能共享的多園區為研究對象，建立多園區有限電量優化調度模型，有效降低了停電損失和儲能配置成本，同時提高用戶滿意度。

與大多數微電網不同，家庭微電網是一個集電網、小型可再生能源發電系統、分布式儲能系統和多種家用電器為一體的家庭微電力系統[5-7]。隨著儲能和通信技術的發展，家庭微電網的儲能方式有所創新。云儲能(cloud energy service, CES)是一種基于云的共享式儲能技術[8]，用戶可以隨時按需使用運營商提供的集中式儲能資源，并與其他用戶進行電能交易，提高了儲能資源利用率[9]。當微電網進入孤島狀態運行，家庭微電網就會面臨停電問題。根據城區供電公司歷年停電原因的數據統計，計劃停電在所有停電中所占比例最大[10]。電力設備停電直接關系到用戶的利益，合理的應急能源調度策略可以減少停電給用戶造成的損失。目前，研究較多的是在家庭微網正常并網狀態下的能量管理調度策略，而在計劃停電情況下基于云儲能的住宅微電網的應急能源管理鮮少涉及。

本文在配電網發生計劃停電的情況下，考慮降低用戶損失和用戶不滿意度，制定云儲能用戶的應急能源管理策略。將云儲能分為兩組儲能供電，保證計劃停電期間重要負荷的穩定供電。該策略以“先調節、后切除”為原則[11]，合理分配有限電量，有效降低停電損失和用戶不滿意度。采用遺傳算法進行求解，通過仿真分析，證明所提策略的合理性和有效性。

1 家庭型微網的云儲能模型

1.1 云儲能服務概述

云儲能系統由云儲能用戶、云儲能運營商、儲能設施3部分組成[12]。云儲能用戶包含不同的家庭微電網，儲能設施是由云儲能運營商集中投資建設，云儲能用戶向運營商購買獲得儲能電池的使用權限，無需自行安裝分布式儲能。云儲能對于用戶來說是虛擬的儲能電池，用戶訂閱云儲能服務，通過APP控制云電池的充放電時間表。云儲能運營商通過集中式儲能的方式為微電網內用戶提供分布式存儲服務，綜合用戶信息進行調度決策，更充分利用儲能電池，調度儲能的充放電時間，實現經濟運行。

1.2 孤島狀態下的家庭微電網的云儲能模型

1.2.1 模型組成部分

孤島狀態下，只有光伏出力和云儲能為用戶負荷提供電能，孤島狀態下家庭微電網的云儲能模型如圖1所示，模型主要由云儲能用戶、云儲能運營商和儲能設備3部分組成。圖中云儲能用戶負荷分為兩種：重要負荷和可控負荷[3]，云儲能也對應分供電儲能和交易儲能雙組儲能供電。

圖1 孤島狀態下家庭微電網的云儲能模型Fig.1 Cloud energy storage model of household microgrid in island state

重要負荷是指斷電會給用戶生活造成較大影響的家電，如通信類、照明類家電等[13]。可控負荷如電飯鍋、熱水器等，這類負荷運行時間有一定規律且可調節，其短時間斷電對用戶造成的損失較小，可參與應急能源調度，調整運行時間或短時間切除供電。

1.2.2 云儲能的雙組儲能調度模型

配電網停電情況下，云儲能可以平滑光伏波動，并作為應急電源參與應急能源調度。把計劃停電時間均分為T個時間段，考慮云儲能電池的內部儲能狀態(state of charge, SOC)，供電儲能Eces,dch和交易儲能Eces,sch根據單個蓄電池的規格設置如下。

(1)

式中：時間段t∈{1,2,…,T}；Pim(t)為停電期間t時間段用戶重要負荷消耗的功率；函數ceil(·)代表向上取整，返回值大于或等于參數的最小整數；SSOC(t)、SSOCmin分別為云儲能電池的當前SOC狀態值、SOC最小值；Eces,1為云儲能單個蓄電池的額定容量；Eces,all為云儲能總的額定容量。

考慮儲能的快速調節與能量時移特性[14]，為了最大化利用光伏出力和云儲能電池，并保證重要負荷供電的穩定性，光伏出力大于0的時間段，優先維持重要負荷供電，期間供電儲能組會有閑置的單體蓄電池，運營商將閑置滿電的單體蓄電池與交易儲能組的蓄電池進行交換。

2 計劃停電下云儲能用戶的應急能源管理策略

配電網停電后，孤島狀態下的云儲能用戶由于可租用儲能容量有限以及光伏發電的不確定性，會出現供電不足需要切除負荷的情況。制定應急能源管理策略能夠優化電能利用，減少停電給用戶帶來的影響。

2.1 應急能源管理模型

應急能源管理模型的輸入端包括計劃停電的起始和終止時間，云儲能中可用儲能、光伏出力預測值、用戶的負荷預測值等信息；輸出為采用遺傳算法對模型求解得到的應急能源優化調度方案。圖2是云儲能用戶應急能源管理策略的流程圖。遺傳算法對所建立的模型求解，得到的最優解即為計劃停電下應急能源優化調度方案。

圖2 應急能源管理策略流程Fig.2 Flowchart of emergency energy management strategy

應急能源管理方案根據計劃停電時間內總的可用電能和所需負荷用電量，確定模型需要消減的負荷量，先通過調整可控負荷中可時移負荷的工作時間，達到消減計劃停電內負荷量的目的。在調節后仍需要進行負荷消減情況下，按照負荷的優先級依次切除部分可控負荷的供電。本文將負荷劃分為3個優先級，當應急能源管理策略需要切除負荷時，按優先級由高到低依次切除。

2.2 目標函數模型

2.2.1 停電損失模型

(2)

式中：μ為不同優先級的負荷的停電損失系數。由于不同用戶類型的單位停電損失數據隨停電持續時間動態變化，所以單位停電成本是一個變量，本文單位停電損失選取文獻[15]中住宅類用戶停電240 min時的數據；N表示云儲能用戶可控負荷數量。

2.2.2 用戶不滿意度模型

用戶滿意度包括舒適度和經濟度2方面[15]，本文僅考慮用戶舒適滿意度。假定日前預測的用戶的負荷用電方式舒適度最高，根據應急能源調度后用戶的用電曲線與舒適度最大曲線的差異計算用戶的舒適度，其數學表達式為：

(3)

式中：P0為日前預測的計劃停電時間段內可控負荷投入量；Pt為調度優化后t時刻可控負荷的投入量；t0、tb分別為停電開始時間和停電結束時間。

(4)

2.2.3 目標函數

以最小化云儲能用戶停電損失和用戶不滿意度為目標，并引入權重因子來調整兩個優化目標的重要性，權重因子之和為1。

(5)

2.3 約束條件

2.3.1 功率平衡的約束

家庭微電網進入孤島狀態后，各時刻的光伏出力、CES儲能充放電功率，與用戶實時負荷用電保持動態平衡。

(6)

2.3.2 CES約束

CES的荷電狀態SSOC(t)表示CES剩余容量與額定容量比值，是儲能電池充放電過程中的重要約束之一。此外，CES的充放電功率要保證在限制范圍內，約束條件如下：

SSOCmin

(7)

(8)

式中：SSOCmax、SSOCmin分別表示荷電狀態的上下限；Pschmax和Pschmin分別是云儲能充放電功率的上下限。

2.3.3 可控負荷約束

(9)

(10)

(11)

3 算例分析

3.1 算例數據

本文算例所仿真的孤島狀態下家庭微電網的云儲能模型如圖1所示，假定云儲能用戶計劃停電4 h，發生在下午15:00到19:00，以其中某一云儲能用戶為研究對象進行應急能源調度算例分析。該家庭裝設1臺8 kW光伏板，云儲能額定容量為50 kW·h。該家庭的可控負荷信息如表1所示。

表1 可控負荷參數Table 1 Parameters of controllable load

假設電網正常供電，對該家庭負荷進行日前預測，預測負荷和光伏發電功率如圖3所示。發生計劃停電情況下，在計劃停電初期光伏出力值可以維持部分用戶負荷供電，過剩的光伏出力給云儲能充電以維持后期的電能供給。隨著時間的推移光伏出力值逐漸減小，需要云儲能增加放電功率以維持負荷供電。

圖3 預測負荷和光伏發電功率Fig.3 Forecast load and PV power generation

3.2 對比分析

在不考慮用戶可用云儲能容量有限的情況下，每個時段按照負荷計劃工作時間和功率進行供電，儲能電量有限則中斷負荷，PV出力過剩則進行電能儲存，此供電方式稱為即用即給供電方式[4]。為驗證提出的計劃停電下應急能源調度策略優勢，本文設置3個調度方案，為了對不同的方案進行對比分析，假設用戶參與3種方案時，預測PV和預測負荷用電相等，且在計劃停電開始之時，云儲能電池的荷電狀態達到最大值0.9。

方案1：云儲能不采用分組供電，未對用戶負荷進行優先級劃分，計劃停電時間內采用即用即給供電方式。

方案2：云儲能分組供電，由用戶自主將負荷劃分為3個優先級，按照優先級依次切除負荷，采用應急能源管理策略，設定權重因子α為0.8，β為0.2。

方案3：云儲能分組供電，由用戶自主將負荷劃分為3個優先級，按照優先級依次切除負荷，采用應急能源管理策略，設定權重因子α為0.2，β為0.8。

計劃停電期間內，用戶在3種方案下各時刻的負荷用電情況如圖4所示。圖中在18:00到19:00時間段內方案1的用戶功率逐漸減小至0，原因是在即用即給供電方式下，停電初期的負荷用電將可用的儲能電量耗盡，導致在停電最后1 h用戶重要負荷無法維持供電，不僅增大了用戶停電損失，還可能對用戶生活造成影響。

圖4 停電期間各方案下的用戶功率Fig.4 User power under each plan during power outage

方案2和方案3即為本文的應急能源管理策略下目標函數不同權重下的調度方案。本文提出的應急能源管理策略的優勢在于首先將云儲能分組供電，維持計劃停電期間重要負荷的穩定供電；其次，在采用“先調節，后切除”的原則上，考慮不同的可控負荷單位停電損失和斷電造成的用戶不滿意度不同，將負荷劃分為3個優先級，按照優先級依次進行切除負荷的方式，達到減小停電損失和降低用戶不滿意度的目的；最后通過設置用戶不滿意度和停電損失的權重值，對比分析權重改變對停電期間可控負荷投切量的影響。權重的改變對云儲能供電儲能的充放電不會產生影響，所以方案2和方案3云儲能供電儲能組的蓄電池動作相同，如圖5所示。

圖5 方案2和方案3的供電儲能組蓄電池動作Fig.5 Battery operation of energy storage discharge group in scheme 2 and 3

云儲能用戶在各方案下的目標函數值如表2所示。由表2知，與即用即給供電方式相比，采用應急能源管理策略的方案2和方案3的用戶停電損失分別降低了342.70元和335.96元，用戶不滿意度分別降低了0.06和0.08，表明應急能源管理策略有效地降低了用戶停電損失和用戶不滿意度。

表2 各方案的目標函數值Table 2 The objective function value of each example

與方案1不同，方案2與方案3在保證停電期間重要負荷供電的前提下，調節負荷運行時間，通過應急能源管理策略提前計劃了各時刻可控負荷的投入量，最大化地利用了可用的儲能和PV出力。方案2和方案3對用戶負荷調度以及對可控負荷的投切控制如圖6和圖7所示。

圖6 方案2應急能源管理結果Fig.6 Emergency energy management results from Scheme 2

圖7 方案3應急能源管理結果Fig.7 Emergency energy management results from Scheme 3

由圖6可以看到，優化后的負荷用電曲線與調度前相比，在15:00到19:00期間負荷用電總功率減少，但是在計劃停電區間前后的時間段以及夜間，優化后的負荷用電要大于用戶正常的計劃用電。這表明應急能源管理策略將停電期間可時移的負荷調整運行時間，減少停電期間的用電任務，從而實現減小停電損失。

圖7為將圖6中應急能源優化調度方案的停電損失權重α從0.8降至0.2，用戶不滿意度權重β從0.2增至0.8的結果。對比圖6，15:00到19:00期間圖7中切除負荷明顯增加，由表2可知，方案3的停電損失比方案2增大6.74元。由上述分析可知，通過調節不同權重因子可影響應急能源優化調度方案的不同時刻可控負荷投入量以及云儲能充放電的情況。

4 結 論

為了解決配電網發生計劃停電時云儲能用戶的停電損失和用電滿意度的問題，提出一種云儲能分組供電的應急能源管理策略，以減小用戶停電損失和用電不滿意度為目標，建立了含有權重因子的優化調度模型，通過對比分析、仿真驗證得到以下結論：

1)計劃停電在所有停電中所占比例最大，是影響供電可靠性的主要因素。研究計劃停電下云儲能家庭用戶的應急能源管理策略，有助于提高孤島狀態下家庭微電網運行的經濟性和用戶的用電滿意度。

2)采用本文提出的應急能源管理策略，能夠保證停電期間重要負荷供電，調整負荷運行時間，優化停電期間可控負荷的投切，降低了用戶的停電損失和用電不滿意度。

3)本文所提優化模型通過調節權重大小實現調整停電期間用戶可控負荷的運行。