考慮負荷變動運行風險的零碳微網(wǎng)經(jīng)濟優(yōu)化調度

叢若晨，王 驍，王巖慶，王力成，黃一諾，陳道煉

（1.青島大學電氣工程學院，山東青島 266071；2.國網(wǎng)浙江諸暨市供電有限公司，浙江慈溪 315301；3.浙江工業(yè)大學信息工程學院，浙江杭州 310014）

隨著近些年可再生能源利用技術的快速發(fā)展，微電網(wǎng)能源技術正在逐步由“低碳”向“零碳”過渡，以實現(xiàn)新能源的完全消納及微網(wǎng)的可靠運行[1-4]。為實現(xiàn)微網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，保證微網(wǎng)運營收益，滿足用戶負荷的靈活需求，現(xiàn)有研究多數(shù)針對新能源和負荷的不確定性進行優(yōu)化求解。對于該不確定性引起的微網(wǎng)運行風險方面，已有研究側重新能源出力的不確定性導致的切負荷風險，未考慮用戶主觀需求的不確定性引起的負荷臨時變動，該負荷需求的過多增加或減少，都將影響系統(tǒng)的安全運行[5-11]。充分考慮用戶負荷需求在日內的多種可能性，以運營收益最大為目標函數(shù)，求解用戶多種可能的負荷計劃下的最優(yōu)儲能調度方案，分析在該方案下各時段出現(xiàn)運行風險的可能性及風險程度；其次，為確保微網(wǎng)系統(tǒng)安全運行，將各時段的運行風險控制在可接受范圍內，微網(wǎng)運營商根據(jù)各時段運行風險的可能性及風險程度制定經(jīng)濟補償策略，鼓勵用戶允許運營商對高運行風險時段內的用電計劃進行調整，實現(xiàn)在網(wǎng)內用戶負荷需求臨時變動最大的情況下，也可以最大程度保證微網(wǎng)的安全運行，并保證微網(wǎng)運營商的收益。

1 運行機理

1.1 基本運行原理

文獻[12]微網(wǎng)運行機理為：風機和光伏出力供給用戶負荷，當能源供給富余時，余量優(yōu)先用蓄電池儲存，其次售與公網(wǎng)；當能源供給不足時，優(yōu)先由儲能放電補給，其次從公網(wǎng)購電。在此基礎上，考慮微網(wǎng)與公網(wǎng)之間聯(lián)絡線的安全傳輸，設定功率交換限制。新能源發(fā)電余量超出聯(lián)絡線功率交換限制時，將產(chǎn)生能源浪費現(xiàn)象，用戶負荷需求供給不足且從公網(wǎng)購電超出聯(lián)絡線交換功率限制時，將產(chǎn)生切負荷風險。以上兩種風險均對微網(wǎng)的安全運行產(chǎn)生威脅，在文中統(tǒng)稱運行風險。

1.2 經(jīng)濟補償策略

為保證運行風險控制在可接受范圍內，使微網(wǎng)系統(tǒng)能安全穩(wěn)定運行，故制定使用戶負荷需求平移的經(jīng)濟補償策略。首先，將新能源浪費風險和失負荷風險的概率劃分風險等級，根據(jù)日前優(yōu)化調度結果，統(tǒng)計分析各時段出現(xiàn)運行風險的可能性及風險程度；其次，綜合考慮“峰-平-谷”時期的補償系數(shù)及運行風險可能性的補償系數(shù)，建立經(jīng)濟補償模型。微網(wǎng)運營商據(jù)此給予高運行風險時段的用戶經(jīng)濟補償，使用戶允許運營商將此時段中的可平移負荷轉移到運行風險低的時段，降低了用戶的用電成本。

1.3 微網(wǎng)運行機理

第一階段，即預調度階段，運營商考慮各時段用戶負荷需求的臨時變動量和公網(wǎng)的分時電價，在微網(wǎng)與公網(wǎng)的功率交換約束及儲能系統(tǒng)約束下，以微網(wǎng)運營商收益最大為目標，求解最優(yōu)的儲能調度計劃，分析在該方案下的各時段出現(xiàn)運行風險的可能性及風險程度；第二階段，即執(zhí)行階段，為將微網(wǎng)運行風險控制在可接受范圍內，運營商調整用戶部分可平移負荷計劃，并根據(jù)補償策略給予用戶相應的經(jīng)濟補償，在調整后的用戶用電計劃下，在相同條件下求解新的儲能系統(tǒng)最優(yōu)調度方案，實現(xiàn)微網(wǎng)低運行風險、運營商高運營收益的運行目標。

2 微網(wǎng)模型

2.1 負荷模型

用戶負荷可分為可平移負荷與不可平移負荷兩類[13]，共同組成了用戶的用電計劃。為降低微網(wǎng)內運行風險，微網(wǎng)運營商需對用戶的用電負荷進行計劃。為保證用戶負荷的靈活性，允許用戶在日內用電計劃的基礎上，有一定程度的臨時變動，故用戶實際負荷計劃為原用電計劃加一定程度的臨時變動量，則用戶實際用電負荷需求量公式如下：

式中，Pload(t)為用戶在t時刻實際的用電負荷需求量，包括可平移負荷和不可平移負荷；Pload(t)為日前用戶上報的t時刻用電負荷需求量；ΔPload(t)為t時刻用戶臨時變動的負荷需求量。光伏、風機和儲能系統(tǒng)的模型使用文獻[14]中的模型。

2.2 運行風險模型和經(jīng)濟補償模型

2.2.1 運行風險概率模型

為保證微網(wǎng)系統(tǒng)安全可靠運行，在進行微網(wǎng)經(jīng)濟性優(yōu)化的同時，引入懲罰函數(shù)作為評價指標[15]。由于允許用戶臨時變動用電需求，考慮每一種可能的用戶用電需求，根據(jù)失負荷比例與新能源浪費比例定義失負荷與新能源浪費的風險級別，在每一種可能的用戶實際用電計劃下，統(tǒng)計分析各時段出現(xiàn)各級風險的概率。新能源浪費風險概率和失負荷風險概率計算公式如下：

式中，Kwaste,j(t)為t時刻發(fā)生第j級新能源浪費風險的概率；Kloss,j(t)為t時刻發(fā)生第j級失負荷風險的概率；Dj(t)為t時刻出現(xiàn)j級新能源浪費風險的狀態(tài)量，取1 或0，分別表示該時刻是否出現(xiàn)該級別風險；dj(t)為t時刻出現(xiàn)j級失負荷風險的狀態(tài)量，取1 或0，分別表示該時刻是否出現(xiàn)該級別風險；N為可能的用戶用電計劃數(shù)。

2.2.2 經(jīng)濟補償模型

綜合考慮補償系數(shù)與失負荷概率，建立經(jīng)濟補償模型：

式中，Csub為一個調度周期內給予用戶的總經(jīng)濟補償；Csub(t)為t時刻運營商調整可平移負荷ΔPload時，用戶得到的經(jīng)濟補償；θi為用電“峰-平-谷”時期對應的電價補償系數(shù)，i取1、2、3 分別對應谷時段、平時段和峰時段；Kn,j(t)為t時刻發(fā)生n類j級運行風險的可能性，n取waste 或loss，分別代表新能源浪費風險和切負荷風險；αj為j級運行風險下的補償系數(shù)。ΔPload(t)為t時刻用戶可平移用電需求調整量。

2.3 目標函數(shù)

不考慮風光等微源出力的波動性，忽略微源的運行維護費用，采用常規(guī)的日前調度模型[16]。考慮用戶負荷臨時變動對微電網(wǎng)運行經(jīng)濟性的影響，兼顧多種可能性下會出現(xiàn)的不同程度的運行風險，將風險轉化為經(jīng)濟懲罰，因此以總運營收益為目標，構建目標函數(shù)為：

式中，F(xiàn)1為預調度階段中N種可能的用電計劃下的平均最大收益；F2為執(zhí)行階段中N種可能用電計劃下的平均最大收益；Fa,sell,g為第a種用戶用電計劃下的微網(wǎng)內售電收益，γsell為微網(wǎng)內分時售電價；Fa,sell,G為第a種用戶用電計劃下微網(wǎng)電能余量售與公網(wǎng)的收益，γeg為上網(wǎng)電價；Fa,buy,G為第a種用戶用電計劃下微網(wǎng)內電能不足從公網(wǎng)購電成本，γbuy為微網(wǎng)從公網(wǎng)購電電價；Cd為第a種用戶用電計劃下電能浪費和用戶切負荷懲罰費用；Pover,j(t)、Ploss,j(t)分別為t時刻j級風險的電能浪費量和用戶切負荷量，λwaste,j、λloss,j分別為發(fā)生j級電能浪費風險和負荷風險的懲罰系數(shù)。

3 算例分析

3.1 場景設置

選取某地區(qū)微網(wǎng)做研究分析，在Matlab 中以該區(qū)域典型日數(shù)據(jù)驗證文中所用方法的可行性。調度周期為24 h，以1 h 為步長。算例中仿真參數(shù)設置如下：區(qū)域微網(wǎng)中包含200 kW 的風力發(fā)電機、60 kW 的光伏發(fā)電機、容量為200 kW·h 的蓄電池，蓄電池單位時間充放電上限值為20%的容量。微網(wǎng)運行風險懲罰系數(shù)以及在該風險下調整用戶負荷的補償系數(shù)如表1 所示。考慮“峰-平-谷”時段電價不同，用戶的臨時變動負荷量也不同，用電“峰-平-谷”時段允許用戶在原定時間內增加或減少的用電量分別為12%、8%和5%。“峰-平-谷”時段用戶負荷需求中的可平移負荷量不同，微網(wǎng)運營商鼓勵負荷平移的補貼價格也不同，具體參數(shù)見表2。上網(wǎng)電價取0.25 元/kW·h[16]。風機、光伏出力及用戶負荷需求預測值如圖1 所示。

圖1 風光出力預測值及用戶負荷用戶負荷需求預測值

表1 運行風險懲罰系數(shù)λ 和補償系數(shù)α

表2 分時電價及負荷平移補償系數(shù)

3.2 仿真及結果分析

3.2.1 考慮用戶負荷臨時變動

考慮用戶負荷需求臨時變動情況下的日前預調度結果如下：

各時段用戶負荷需求的可能性如圖2 所示，臨時變動量受用電時段影響，在用電高峰期，負荷臨時變動量彈性大；在用電低谷期，負荷臨時變動量彈性小。儲能充放電情況如圖3 所示，儲能系統(tǒng)在用電“谷-平”時段充電，在上午峰時段，未按儲能最大功率放電，剩余電量在晚上用電需求更高的時段以最大功率放電，減少購電費用，降低失負荷風險。在儲能裝置最優(yōu)調度方案下，運營商平均運營收益為1 013 元。

圖2 用戶負荷需求量變動范圍

圖3 儲能系統(tǒng)充放電情況

各時段風險發(fā)生概率如圖4 所示。6-8 時新能源浪費量高達75%，最低為35%，此時段的運行風險不可接受。19-22 時，失負荷比例最低27%，最高48%，亦存在嚴重運行風險。其余時段新能源浪費或切負荷概率均在10%以下，在可接受范圍內。

圖4 各時段運行風險程度

3.2.2 經(jīng)濟補償策略引導用戶負荷平移后

在用戶臨時變動負荷需求后，6-8 時及19-22 時運行風險高，對微網(wǎng)的安全運行沖擊較大。因此，提出電經(jīng)濟補償策略給予用戶經(jīng)濟補償，使其接受微網(wǎng)運營商提前調整用戶的可平移負荷部分需求，以保證微網(wǎng)的安全運行。經(jīng)濟補償策略前后對比結果如圖5-7 所示。

圖5 調整后用戶負荷需求量變動范圍

由圖5 可見，用戶各時段負荷臨時變動量與調整前保持一致，但相比圖2 中，在谷時段用戶負荷需求量增大，在峰時段用戶負荷需求量明顯降低，尤其是晚上19-21 點負荷需求量顯著降低。可平移負荷由用電高峰期轉移到用電低谷期，實現(xiàn)了負荷的“削峰填谷”。

由圖6 可見，峰時段用戶負荷需求顯著降低，儲能放電和公網(wǎng)購電能滿足絕大多數(shù)情況下的負荷需求，谷時段負荷需求增加，故相較之前的“谷-峰”時段儲能充放電量都有所降低。

圖6 調整后儲能系統(tǒng)充放電情況

各時段風險發(fā)生概率如圖7 所示。6-8 時新能源浪費風險的可能性降至15%以下，19-21 時的失負荷風險概率降至20%以下，均在可接受范圍之內，對微網(wǎng)的安全運行影響很小。在新的調度計劃內，由于運行風險極大降低，風險懲罰減少，計及給予用戶的負荷平移補貼后，運營商的最優(yōu)運營收益為963 元，相較負荷平移之前，下降程度很小，微網(wǎng)穩(wěn)定性極大提升。

圖7 調整后的各時段運行風險程度

4 結論

通過考慮負荷臨時變動的隨機性，計及新能源浪費和用戶切負荷懲罰，制定合理的經(jīng)濟補償策略，以運營收益最大為目標函數(shù)，在實現(xiàn)高運營收益的同時，保證了微網(wǎng)的安全運行。通過仿真實驗表明，對比原定計劃，低谷時期負荷量增大，高峰期負荷量降低，即使用戶在允許范圍內最大程度臨時變動負荷需求，風險發(fā)生概率也很低，微網(wǎng)系統(tǒng)的可靠性顯著提升。同時，由于極大程度上避免了風險懲罰，運營商的收益下降幅度較小，實現(xiàn)了低運行風險、高運營收益的微網(wǎng)運行目標。