基于源荷儲平衡的光伏微網儲能容量配置方法研究

微網作為集中式大電網的微縮版本，在分布式能源、應對能源危機等方面具有獨特優勢，但由于光伏等微源功率的間歇性與隨機性，微網的安全可靠運行受到了極大的挑戰。儲能裝置通過能量的適時釋放與動態存儲，可以有效抑制微源功率波動，確保電網穩定運行，但其成本較高，因此加強微網儲能容量配置優化顯得尤為重要。

吳克河為了提高風光儲發電單元并網運行的經濟性與穩定性，借助遺傳粒子群算法，提出基于額定容量的儲能容量優化配置方法[。陳明提出基于蓄電池和超級電容元件的混合儲能系統，并闡述了基于改進布谷鳥算法的儲能容量優化配置方法，有效降低儲能系統成本。MaG以改進粒子群算法為基礎，以經濟效益與能量缺失率為雙目標函數，提出了獨立風光儲互補發電系統的多自標優化配置方法。李明從微電網需求側管理角度出發，提出基于柔性負荷控制和虛擬儲能的容量配置優化策略。

以上相關研究大多聚焦于單一需求響應的儲能容量配置，未能綜合源荷儲平衡需求。為此，本文以綜合源荷儲平衡為視角，構建雙層兩階段優化調度方法，并以某實際運行光伏微網為算例，驗證模型的有效性。

一、源儲特性及計算方法

（一）源儲特性分析

光伏發電出力PPV（t）主要由當地太陽輻照度G(t）、環境溫度 ΔT_a （t）及光伏組件自身特性決定，計算公式為：

其中， P_STC 為組件標準測試條件下的額定功率； G （t）為t時刻斜面或水平面上的實際太陽輻照度（ ?W/m². ）；為光伏組件的功率溫度系數(%/%)^°C ）； ΔT_c （t）為t時刻光伏電池實際工作溫度（ C ）。

（二）源儲計算方法

源儲計算主要有平滑光伏出力波動、能量時移等幾個方面，其中，平滑光伏出力波動計算常采用低通濾波、移動平均或指定波動率限制，設期望的平滑后光伏出力為 (t），則儲能需補償的功率 (t）為：

P_ESS ，smooth (t) Λ=P_PV smooth （t）一 P_PV （t）式

能量時移可計算時移帶來的經濟效益與能量轉移量，設 P_PV(t)>P_Load （t）為充電時段，反之為放電時段，計算公式為：

經濟效益通常基于電價差 ΔC (t） Λ=C_dis (t）-C_ch (t）/ η_rλ 計算。

二、基于源荷儲平衡的光伏微網儲能容量配置方法（一）雙層兩階段優化調度的大體思路

在基于源荷儲平衡的光伏微網儲能容量配置方法中，雙層兩階段優化調度可以實現儲能容量合理配置及微網的高效運行。

在雙層兩階段優化調度體系中，上層模型側重于需求端的管理，通過指導對用電習慣進行科學、合理的調節，從而對負載曲線予以優化，為后面的下層優化工作打下堅實的基礎。在這個階段，通過引入激勵型需求，可達到源荷儲平衡。

表1典型日負荷與光伏數據

（二）上層模型目標函數及約束條件

選擇激勵型需求響應模型作為上層模型，激勵型需求響應模型目標函數為：

式（4)中， L_SLout (t)、LSLin(t）、 L_befo (t)、L(t)分別為t時段轉出負荷量、轉入負荷量以及響應后、前負荷量； P_PV （t）為t時段光伏發電量；T為調度周期。

式（5）中， L_out，min?L_out，max 分別為可轉出負荷最大、最小電量; L_in，minl_in，min x分別為可轉入負荷最大、最小電量； L 為總負荷量；S為轉移負荷比。

約束條件為：

P_PV(t)+P_BESS(t)+P_grid(t)-P_load(t)=0

其中， P_load (t）、 P_grid (t）、 P_BESS (t）、 P_PV （t）分別代表負荷用電功率、微電網與大電網交換功率、電池充放電功率以及光伏發電功率。

（三）下層模型目標函數及約束條件

因光儲微網規劃周期較長，所以微網總成本按照最小年費用法計算，如下所示：

C_net=C_PV+C_BESS+C_C-C₁R

其中， C_C， （ C_BESS 、 ΔC_PV 分別表示儲能變流器年成本、儲能系統年成本、光伏系統年成本； P_i (t）、ΔP_dr (t）、 P_PV （t）、P（t）分別為微網購入電能功率、用戶轉移負荷功率、光伏發電功率以及光伏上網功率；e e_dr， 、epv、e分別為微網向大電網購電電價、轉移負荷補償、光伏補貼電價以及光伏網電價； C_net 為總成本； C₁ 為年收益。下層模型約束條件與式(6）相同。

三、基于源荷儲平衡的光伏微網儲能容量配置效果（一）峰谷時段劃分

以某實際運營的光伏微網為例，在應用基于源荷儲平衡的光伏微網儲能容量配置方法后，其典型日負荷與光伏數據見表1所示。由此可見，典型日最大負荷 Q_min 為116kW，最大負荷 ΔQ_max 為265kW，峰谷

表2在引入源荷儲平衡下光伏微網儲能容量配置方法前后結果對比

差為149kW，峰谷差 (Q_max-Q_min) ） /Q_max 為 56.23‰

（二）激勵型需求響應算例分析

在基于源荷儲平衡的光伏微網儲能容量配置下，按照激勵型需求響應模型，得到光伏上網電價是0.4元/kWh，基本電價是0.58元 /kWh 。其中，設置不同的場景，場景1為原始負荷，場景2為激勵需求響應后負荷，對比圖見圖1。

圖1不同場景下負荷曲線對比

激勵型需求響應將用電高峰期的負荷向 9～15 時峰值時段予以轉換，典型日總負載為 148kWh ，提高了光伏利用效率。此外，用戶共得到了29.61元補償，通過使用低成本光伏電力節省了28.12元電費支出，顯著降低了整體購電成本。同時，當需求響應之后，負載峰谷差異加大，在13時形成270kW的新負載高峰，與原負荷21時峰值相比多了 4.60kW 。

（三）運行成本效益分析

在引入源荷儲平衡下光伏微網儲能容量配置方法后，對運行成本效益予以分析，確定引入源荷儲平衡前后的條件相同，得到前后結果對比見表2。

根據表2可知，源荷儲平衡下光伏微網儲能容量配置方法，可以大大降低用戶購電成本，并在一定程度上提高光伏消納能力，且用戶側響應用電方式更為合理，系統運行成本得到一定程度的降低。

四、結語

綜上所述，基于源荷儲平衡的光伏微網儲能容量配置方法，可大大降低購電成本，滿足激勵型需求響應，實現源荷儲平衡，值得推廣應用。

參考文獻：

[1]吳克河，周歡，劉吉臻.大規模并網型風光儲發電單元容量優化配置方法].太陽能學報，2015，36(12):2946-2953.

[2]陳明，張靠社.基于改進布谷鳥算法的風光儲聯合供電系統儲能容量優化配置研究I].電網與清潔能源，2016，32(8):141-146.

[3]MaG，Xu G，ChenY，etal.Multi-objective OptimalConfigurationMethodfora StandaloneWind-solarBatteryHybridPower System[J].IETRenewablePowerGeneration，2017，11(1):194-202.

（作者單位：華能西藏雅魯藏布江水電開發投資有限公司新能源分公司）