石慶均，江全元

（浙江大學(xué) 電氣工程學(xué)院，浙江 杭州 310027）

0 引言

近20年來，在能源需求與環(huán)境保護(hù)的雙重壓力下，以光伏（PV）發(fā)電和風(fēng)力（WT）發(fā)電為代表的分布式發(fā)電（DG）技術(shù)得到了快速發(fā)展。然而，由于上述分布式電源的間歇性與波動性，隨著DG滲透率的增加，大量DG系統(tǒng)分散、無聯(lián)絡(luò)地接入電網(wǎng)，將會增加對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的負(fù)面影響。微網(wǎng)概念的提出為DG運行提供了一個新的模式。所謂微網(wǎng)，是指由分布式能源（DER）系統(tǒng)、儲能裝置、能量變換裝置、相關(guān)負(fù)荷和監(jiān)控系統(tǒng)、控制保護(hù)裝置匯集而成的小型發(fā)配電系統(tǒng)，它既可以與外部電網(wǎng)并網(wǎng)運行，也可以獨立運行[1-4]。它不僅解決了DG系統(tǒng)的大量分散接入問題，還為用戶帶來了其他多方面的效益[2]，成為外部電網(wǎng)的有益補(bǔ)充。由于這些潛在優(yōu)勢，作為未來可能的一種能源供應(yīng)模式，微網(wǎng)正得到越來越多的重視和研究。

蓄電池是微網(wǎng)中常見的儲能形式，由于蓄電池等儲能系統(tǒng)具有能量可雙向流動、功率響應(yīng)較快等特點[5]，其主要在微網(wǎng)獨立運行時作為壓頻控制單元為微網(wǎng)提供穩(wěn)定的電壓與頻率，微網(wǎng)并網(wǎng)運行時由主網(wǎng)為微網(wǎng)提供電壓與頻率支撐，蓄電池可退出運行，但為了充分發(fā)揮蓄電池為微網(wǎng)帶來的運行效益，本文利用蓄電池儲能在不同時段的充放電來實現(xiàn)微網(wǎng)與主網(wǎng)的“雙贏”。

目前，針對微網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)運行問題國內(nèi)外的研究尚少。文獻(xiàn)[6-7]建立了微網(wǎng)運行優(yōu)化模型，但沒有考慮儲能單元；文獻(xiàn)[8]是基于制定好的調(diào)度原則與控制策略安排各微電源的出力，且對蓄電池的使用是不斷地反復(fù)充電放電；文獻(xiàn)[9]建立了微網(wǎng)負(fù)荷優(yōu)化分配的數(shù)學(xué)模型，其對蓄電池的利用只是在微電源不足以滿足所有負(fù)荷需求時起到暫時性的支撐作用；文獻(xiàn)[10]同樣建立了微網(wǎng)有功優(yōu)化模型，并提出4種優(yōu)化目標(biāo)；文獻(xiàn)[11]建立了包含蓄電池儲能的微網(wǎng)多目標(biāo)有功優(yōu)化模型，其中蓄電池只是基于先前制定好的規(guī)則進(jìn)行逐次交替充放電，其在微網(wǎng)中的作用不明確。從國內(nèi)外的研究來看，針對微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)運行問題的建模，都只考慮了各微電源的有功功率輸出，并未考慮微網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)及微電源的無功功率輸出，且對儲能單元的使用是基于先前制定的原則，沒有充分發(fā)揮儲能單元對提高微網(wǎng)運行效益的作用。

考慮到微網(wǎng)中可再生能源的間歇性和波動性特點，長時間尺度的功率預(yù)測偏差較大，其調(diào)度計劃不能類似常規(guī)電網(wǎng)預(yù)先安排。本文提出一種包含蓄電池儲能的微網(wǎng)實時能量優(yōu)化調(diào)度方法，該方法首先將全天24 h劃分為峰、平、谷3種時段，在微網(wǎng)運行時實時監(jiān)測蓄電池的荷電狀態(tài)SOC（State Of Charge），根據(jù)當(dāng)前調(diào)度時刻所處的不同時段和蓄電池荷電狀態(tài)所處的不同范圍，采用不同的運行調(diào)度策略，并通過求解對應(yīng)的能量優(yōu)化模型安排各可控型微電源的有功輸出與蓄電池的充放電功率，以及無功可調(diào)節(jié)型微電源的無功輸出。與上述已有的實現(xiàn)方法相比，本文提出的方法主要有以下幾點改進(jìn)：

a.同時以可控型微電源的有功功率和無功輸出可調(diào)節(jié)型微電源的無功功率作為優(yōu)化變量，并考慮微網(wǎng)自身的網(wǎng)絡(luò)損耗建立能量優(yōu)化模型，以同時安排各微電源的有功功率和無功功率運行點；

b.通過在不同時段對蓄電池設(shè)計不同的充放電罰函數(shù)并計入能量優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)中，引導(dǎo)微網(wǎng)在谷、平時段從主網(wǎng)購電并將多余電能充入蓄電池，而在峰時段讓蓄電池放電并向主電網(wǎng)售電，從而利用微網(wǎng)對主網(wǎng)進(jìn)行“削峰填谷”，同時，由于主網(wǎng)谷、平時段電價較低，而峰時段電價較高，這樣對微網(wǎng)而言也能獲取更多的利潤，提高了微網(wǎng)的運行效益，實現(xiàn)微網(wǎng)與主網(wǎng)的“雙贏”；

c.在峰時段時能量優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)中的蓄電池放電罰函數(shù)設(shè)計為蓄電池荷電狀態(tài)與放電功率的函數(shù)，能引導(dǎo)蓄電池在剩余儲能量較少時減小放電功率，使蓄電池隨時保持一定儲能量，能為微網(wǎng)轉(zhuǎn)為非計劃孤網(wǎng)運行時提供緊急功率支撐，提高了微網(wǎng)運行可靠性。

1 實時運行調(diào)度策略

荷電狀態(tài)是反映蓄電池剩余電量的一個重要技術(shù)參數(shù)。 其可以表示為[12]：

其中，SOC0為初始荷電狀態(tài)；Cbat為蓄電池的額定安時容量；Ibat為充放電電流，其值大于0表示充電，小于0表示放電；Iloss為損耗反應(yīng)電流。

圖1 微網(wǎng)實時運行調(diào)度策略流程圖Fig.1 Flowchart of real-time microgrid power dispatch

實時運行調(diào)度策略如圖1所示，圖1中SOCmax、SOCmin分別為設(shè)置的蓄電池荷電狀態(tài)的上限、下限，t為當(dāng)前實時調(diào)度時刻，nT為全天總的調(diào)度時段數(shù)，%為求余運算符。根據(jù)外部電網(wǎng)負(fù)荷情況將全天24 h劃分為峰時段、平時段和谷時段。在微網(wǎng)實時運行時，以5～15 min為一實時調(diào)度周期，在每次調(diào)度時刻首先預(yù)測當(dāng)前的負(fù)荷及可再生能源系統(tǒng)（PV、WT等）出力，并監(jiān)測蓄電池的荷電狀態(tài)，根據(jù)當(dāng)前調(diào)度時刻所處的不同時段和荷電狀態(tài)所處的不同范圍，采用不同的運行調(diào)度策略，以確定微網(wǎng)內(nèi)各可控型微電源的有功功率輸出、蓄電池的充放電功率、與電網(wǎng)交互的有功功率和無功可調(diào)節(jié)型微電源的無功功率輸出。如果當(dāng)前調(diào)度時刻處于谷時段或平時段，若不滿足SOC＜SOCmax，則確定蓄電池只可放電，并進(jìn)行優(yōu)化1；若滿足SOC＜SOCmax，則確定蓄電池既可充電又可放電，并進(jìn)行優(yōu)化2。如果當(dāng)前處于峰時段，若滿足SOC＞SOCmin，則確定蓄電池只可放電，并進(jìn)行優(yōu)化3；若不滿足SOC＞SOCmin，則確定以恒定功率對蓄電池充電，并進(jìn)行優(yōu)化4。

2 微網(wǎng)系統(tǒng)運行的能量優(yōu)化模型

在圖1所示的微網(wǎng)實時運行調(diào)度策略中，涉及優(yōu)化1、優(yōu)化2、優(yōu)化3、優(yōu)化4共4組能量優(yōu)化模型。

2.1 能量優(yōu)化模型1

能量優(yōu)化模型1對應(yīng)優(yōu)化1，其目標(biāo)是在滿足系統(tǒng)運行的約束條件下優(yōu)化微網(wǎng)中各可控型微電源的有功出力、蓄電池儲能單元的放電功率及各無功輸出可調(diào)節(jié)型微電源的無功出力，以使微網(wǎng)總運行成本最低。微網(wǎng)中的微電源大多是以電力電子與交流電網(wǎng)接口的發(fā)電單元，通過相應(yīng)的控制技術(shù)可調(diào)節(jié)其無功輸出[13-15]，稱此類微電源為無功可調(diào)節(jié)型微電源。并網(wǎng)運行時各微電源一般按PQ控制（即定有功無功控制）方式運行，本文同時將微電源的有功和無功作為優(yōu)化變量建立能量優(yōu)化模型，可為PQ控制型微電源同時提供有功和無功運行參考點。

2.1.1 目標(biāo)函數(shù)

其中，SG為可控型微電源集合；i為系統(tǒng)中可控型微電源編號；Pi為可控型微電源的輸出功率；Ui為當(dāng)前調(diào)度時段內(nèi)可控型微電源的狀態(tài)，其值為0表示處于停運狀態(tài)，其值為1表示處于運行狀態(tài)；Ui，P為前一調(diào)度時段內(nèi)可控型微電源的運行狀態(tài)；UP為從主網(wǎng)購電標(biāo)記符，其值為0表示不購電，其值為1表示購電；US為向主網(wǎng)售電標(biāo)記符，其值為0表示不售電，其值為1表示售電；CFi（Pi）為可控型微電源的能耗成本；COMi（Pi）為可控型微電源的運行維護(hù)成本；CSi為可控型微電源的啟動成本；γbat為所設(shè)計的蓄電池充放電罰函數(shù)；PPgrid為微網(wǎng)從主網(wǎng)購電功率；PSgrid為微網(wǎng)向主網(wǎng)售電功率；cP為微網(wǎng)從主網(wǎng)購電電價；cS為微網(wǎng)向主網(wǎng)售電電價；σ為所設(shè)計的罰系數(shù)，其取值比平、谷時段從主網(wǎng)購電的價格值稍高；Pbat為蓄電池的充放電功率，其值大于0表示放電，其值小于0表示充電；KOMi為可控型微電源的運行維護(hù)系數(shù)。

式（2）中等號右邊第1項為微電源運行成本，第2項為設(shè)計的蓄電池充放電罰函數(shù)，第3項為微網(wǎng)從主網(wǎng)購電成本，第4項為微網(wǎng)向主網(wǎng)售電收益。

2.1.2 約束條件

a.潮流約束條件。

其中，PRi、QRi為各節(jié)點注入有功功率和無功功率；ei、fi為用復(fù)數(shù)表示的各節(jié)點電壓的實部和虛部；Gij、Bij為i與j節(jié)點導(dǎo)納元素的實部和虛部；n為微網(wǎng)內(nèi)總節(jié)點數(shù)；SN為微網(wǎng)內(nèi)所有節(jié)點集合。

其中，分別為可控型微電源的輸出功率上限、下限。

c.蓄電池的放電有功功率約束。

其中，UPbat為蓄電池狀態(tài)，其值為1表示蓄電池充電或放電，為0表示蓄電池不工作；為當(dāng)前調(diào)度時刻蓄電池的最大可放電功率；SOC為蓄電池當(dāng)前荷電狀態(tài)；Cbat為蓄電池組的額定安時容量；Δt為實時調(diào)度周期；為蓄電池組的最大允許放電電流；Ubat為蓄電池組端電壓。

通常情況下，蓄電池單位時間內(nèi)最大充放電電流為其額定安時容量的 20%[16]，則：

d.微網(wǎng)與主網(wǎng)間能夠交互的最大容量約束，這可能是它們之間所達(dá)成的供求協(xié)議或者聯(lián)絡(luò)線的物理傳輸容量限值。

e.可控型微電源的最短持續(xù)運行時間和最短持續(xù)停運時間約束。

其中，Tio，nP為前一調(diào)度時段末第i臺可控型微電源的持續(xù)運行時間；Tio，fPf為前一調(diào)度時段末第i臺可控型微電源的持續(xù)停運時間；TMRi為最小持續(xù)運行時間；TMSi為最小持續(xù)停運時間。

f.可控型微電源有功功率輸出變化率限制。

其中，RUi為可控型微電源本調(diào)度時段相對于前一時段的功率增加限制，即上升率限制；RDi為下降率限制；Pi，P為前一調(diào)度時段內(nèi)微電源的有功輸出。

g.從主網(wǎng)買賣電互斥約束。

h.無功可調(diào)節(jié)型電源的無功功率輸出約束。

其中，SQ為無功輸出可調(diào)節(jié)型電源集合；Uk為無功輸出狀態(tài)；Qk為無功功率輸出；為最大無功輸出限值。

2.2 能量優(yōu)化模型2

能量優(yōu)化模型2對應(yīng)優(yōu)化2，其目標(biāo)是在滿足系統(tǒng)運行的約束條件下優(yōu)化微網(wǎng)中各可控型微電源的有功出力、蓄電池儲能的充電或放電功率及各無功可調(diào)節(jié)型電源的無功出力，以使微網(wǎng)總運行成本最低。

2.2.1 目標(biāo)函數(shù)

能量優(yōu)化模型2的目標(biāo)函數(shù)與能量優(yōu)化模型1完全相同。

2.2.2 約束條件

能量優(yōu)化模型2的約束條件與能量優(yōu)化模型1基本相同，只是約束條件中的蓄電池的放電有功功率約束變?yōu)椋?/p>

2.3 能量優(yōu)化模型3

能量優(yōu)化模型3對應(yīng)優(yōu)化3，其目標(biāo)是在滿足系統(tǒng)運行的約束條件下優(yōu)化微網(wǎng)中各可控型微電源的有功出力、蓄電池的放電功率及各無功輸出可調(diào)節(jié)型微電源的無功出力，以使微網(wǎng)總運行成本最低。

2.3.1 目標(biāo)函數(shù)

能量優(yōu)化模型3的目標(biāo)函數(shù)與能量優(yōu)化模型1略微不同，不同之處在于目標(biāo)函數(shù)中的蓄電池罰函數(shù)項，能量優(yōu)化模型3的目標(biāo)函數(shù)為：

其中，λbat設(shè)計為峰時段蓄電池放電罰函數(shù)；δ為設(shè)計的罰因子函數(shù)；dSOC為當(dāng)前荷電狀態(tài)與荷電狀態(tài)下限值間的差值，其反映了蓄電池剩余儲能量的比例；a1、a2、a3、a4、a5為所設(shè)計的系數(shù)。

根據(jù)在不同dSOC時，對不同放電功率Pbat取不同的罰值進(jìn)行描點，各罰值點的取值遵循以下規(guī)律：當(dāng)dSOC一定時，Pbat越大，對應(yīng)的罰值取得越大；當(dāng)Pbat一定時，dSOC越小，對應(yīng)的罰值取得越大。在取得一系列罰值點后，由式（19）擬合得到 a1、a2、a3、a4、a5。

并網(wǎng)運行的微網(wǎng)要預(yù)防主網(wǎng)突然發(fā)生故障而轉(zhuǎn)為非計劃孤網(wǎng)自治運行的情況，孤網(wǎng)運行時蓄電池儲能單元通常作為壓頻控制單元[12-13]，以為微網(wǎng)提供穩(wěn)定的電壓與頻率支撐，其將彌補(bǔ)微網(wǎng)內(nèi)的不平衡功率，通過在并網(wǎng)運行調(diào)度時讓蓄電池隨時維持一定的儲能量，以便當(dāng)非計劃孤網(wǎng)發(fā)生時為微網(wǎng)提供緊急功率支撐，所以在儲能量充足時允許蓄電池多放電，而當(dāng)儲能量較少時少放電，為此設(shè)計了蓄電池放電罰函數(shù)，并將其計入目標(biāo)函數(shù)中。

所設(shè)計的蓄電池放電罰因子δ具有如圖2所示的特性，即當(dāng)蓄電池剩余儲能量較多（dSOC較大）時罰因子較小，而剩余儲能量較少（dSOC較小）時罰因子較大，且放電功率Pbat越大，罰因子就越大。通過將所設(shè)計的放電罰函數(shù)計入目標(biāo)函數(shù)中，將使得蓄電池在剩余儲能量較少時減小放電功率。

圖2 蓄電池放電罰因子δ曲線Fig.2 Curve of penalty factor δ for battery discharge

2.3.2 約束條件

能量優(yōu)化模型3的約束條件與能量優(yōu)化模型1完全相同。

2.4 能量優(yōu)化模型4

能量優(yōu)化模型4對應(yīng)優(yōu)化4，其目標(biāo)是在滿足系統(tǒng)運行的約束條件下優(yōu)化微網(wǎng)中各可控型微電源的有功出力及各無功可調(diào)節(jié)型電源的無功出力，以使微網(wǎng)總運行成本最低。

2.4.1 目標(biāo)函數(shù)

能量優(yōu)化模型4的目標(biāo)函數(shù)如式（21）所示，相對能量優(yōu)化模型1，其缺少了蓄電池罰函數(shù)項。

2.4.2 約束條件

能量優(yōu)化模型4的約束條件與能量優(yōu)化模型1的約束條件基本相同，只是沒有蓄電池的放電有功功率約束。蓄電池的充／放電功率不參與優(yōu)化，而以恒定功率對蓄電池充電，此時蓄電池相當(dāng)于一個恒定的負(fù)荷，且將對蓄電池充電的恒定功率計入蓄電池所在微網(wǎng)節(jié)點處的負(fù)荷中。對蓄電池的恒定充電功率為：

3 算例分析

本文選取圖 3 所示的微網(wǎng)算例系統(tǒng)[6，11，17-18]，其中與主網(wǎng)的公共耦合點（PCC）保持閉合狀態(tài)。系統(tǒng)中可再生能源發(fā)電系統(tǒng)有PV、WT，可控型微電源有柴油發(fā)電機(jī)DE（Diesel Engine）、微型燃?xì)廨啓C(jī)MT（Micro-Turbine）和燃料電池 FC（Fuel Cell），儲能單元有蓄電池組Bat（Battery）。其中PV系統(tǒng)容量為150 kW，WT系統(tǒng)容量為150 kW，Bat的最大充電功率、最大放電功率均為160 kW。無功輸出可調(diào)節(jié)型電源考慮了 WT、MT、FC、Bat，同時認(rèn)為與主網(wǎng)間交互的無功功率也可調(diào)節(jié)，對于PV，假定其按單位功率因數(shù)控制，其無功輸出始終為0 kvar，對于DE，其直接與三相電網(wǎng)連接，假定按額定功率因數(shù)0.98輸出無功。SOCmin、SOCmax分別設(shè)置為0.5與0.9，微網(wǎng)內(nèi)各節(jié)點間線路的單位長度阻抗取0.64+j0.1 Ω／km，各可控型微電源的能耗成本曲線如圖4所示，各可控型微電源的其他相關(guān)信息如表1所示。為分析本文提出的微網(wǎng)實時調(diào)度方法在長時間跨度上的“削峰填谷”功效，對一整天（選取某一天）的每一調(diào)度時段都進(jìn)行計算。

圖3 微網(wǎng)算例系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig.3 Structure of microgrid system for case study

圖4 可控型微電源的供能成本曲線Fig.4 Curves of cost vs.power output of controllable micro-sources

表1 各可控型微電源的相關(guān)信息Tab.1 Data of controllable micro-sources

在算例中實行分時電價政策，谷時段為00∶00—08∶00，平時段為 08∶00 — 11∶00、16∶00 — 19∶00 和22∶00 — 24∶00，峰時段為 11∶00 — 16∶00 和 19∶00 —22∶00。算例中應(yīng)用的分時電價見表2。

表2 購電與售電電價Tab.2 Purchasing and selling prices

為提高可再生能源的利用率，PV和WT均工作在最大功率點跟蹤模式，其輸出功率遵循圖5所示的典型曲線，圖中有功功率為標(biāo)幺值，將其作為算例分析所需的全天數(shù)據(jù)。

圖5 光伏發(fā)電系統(tǒng)和風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)全天有功輸出曲線Fig.5 Power output curves of photovoltaic and wind-turbine generation systems for a day

為使測試系統(tǒng)更接近實際情況，將系統(tǒng)中的負(fù)荷分為工業(yè)負(fù)荷和家庭負(fù)荷2類，并假定各節(jié)點負(fù)荷都遵循如圖6所示的典型曲線[19]，圖中有功功率為標(biāo)幺值。

圖6 工業(yè)負(fù)荷和家庭負(fù)荷全天典型分布曲線Fig.6 Typical load curves of industry and household for a day

微網(wǎng)系統(tǒng)中總共14個節(jié)點負(fù)荷，其負(fù)荷相關(guān)信息如表3所示，其中假定各節(jié)點負(fù)荷的功率因數(shù)恒定。

以15 min為實時調(diào)度周期，根據(jù)提出的調(diào)度方法，在MATLAB環(huán)境下編寫程序并對算例進(jìn)行計算，得到各可控型微電源、蓄電池及主網(wǎng)的全天有功功率輸出如圖7所示，無功輸出可調(diào)節(jié)型電源的全天無功輸出如圖8所示，蓄電池組全天的荷電狀態(tài)曲線如圖9所示，各調(diào)度周期內(nèi)的微網(wǎng)運行成本如圖10所示。

由圖7、9可見：在谷、平時段微網(wǎng)從電網(wǎng)購電，而在峰時段微網(wǎng)向電網(wǎng)售電，從而實現(xiàn)微網(wǎng)對主網(wǎng)的“削峰填谷”功效；在谷、平時段 00∶00—11∶00 內(nèi)，微網(wǎng)內(nèi)部負(fù)荷較輕，優(yōu)先通過從主網(wǎng)購電供給，不足的電力通過蓄電池放電補(bǔ)充，從主網(wǎng)所購電力在滿足所有負(fù)荷的前提下對蓄電池充電，且在蓄電池充電容量允許的情況下以最大限度購電；蓄電池的充放電狀態(tài)與微網(wǎng)和主網(wǎng)間的交互功率方向之間密切相關(guān)，在絕大多數(shù)實時調(diào)度周期內(nèi)，當(dāng)微網(wǎng)從主網(wǎng)購電時蓄電池充電，當(dāng)微網(wǎng)向主網(wǎng)售電時蓄電池放電，可見在實現(xiàn)微網(wǎng)對主網(wǎng)“削峰填谷”功效方面蓄電池發(fā)揮了關(guān)鍵作用；在峰時段蓄電池的放電功率隨著其荷電狀態(tài)的減小而減小，蓄電池荷電狀態(tài)始終維持在 SOCmin～SOCmax（0.5～0.9）之間，同時蓄電池放電至其荷電狀態(tài)越接近SOCmin（0.5）時其放電功率越小，因此本文提出的方法始終能讓蓄電池運行在安全的荷電狀態(tài)范圍內(nèi)，防止了過充電或過放電給蓄電池帶來的壽命折損，且蓄電池隨時保持了一定儲能量（從圖 9知 01∶00以后 SOC始終在 0.6以上，比 SOCmin大），能在非計劃孤網(wǎng)突發(fā)時為微網(wǎng)提供緊急功率支撐，保證可靠運行。

表3 微網(wǎng)中各節(jié)點負(fù)荷相關(guān)信息Tab.3 Data of node loads in microgrid

圖7 可控型微電源、蓄電池及主網(wǎng)的全天有功功率輸出Fig.7 Active power output of controllable microsources，battery and main grid for a day

圖8 無功輸出可調(diào)節(jié)型電源的全天無功功率輸出Fig.8 Reactive power output of controllable sources for a day

圖9 蓄電池組全天的荷電狀態(tài)變化曲線Fig.9 SOC curve of battery for a day

圖10 各調(diào)度周期內(nèi)的微網(wǎng)運行成本Fig.10 Operating cost of microgrid for different dispatch periods

圖10展示了微網(wǎng)在各調(diào)度周期內(nèi)的運行成本，基于圖10得到微網(wǎng)全天總運行成本如表4所示。由表4可知，微網(wǎng)通過在不同時段與主網(wǎng)間的功率交換獲取收益，進(jìn)一步計算可得從主網(wǎng)購電平均價格為634.6／1156.2≈0.55（元／（kW·h）），而向主網(wǎng)售電平均價格為 1024.0／800.0=1.28（元／（kW·h））（由圖 7計算得全天總計從主網(wǎng)購電1156.2 kW·h，向主網(wǎng)售電 800.0 kW·h），可見在對主網(wǎng)“削峰填谷”的過程中，微網(wǎng)在谷、平時段以較低價格采購電能，而在峰時段微網(wǎng)又以高于購電時的價格向主網(wǎng)賣電，由此獲取差額利潤，降低了微網(wǎng)運行總成本。

表4 微網(wǎng)全天總運行成本Tab.4 Total operating cost of microgrid for a day 元

4 結(jié)語

本文提出一種包含蓄電池儲能的微網(wǎng)實時能量優(yōu)化調(diào)度方法。該方法將全天24 h劃分為峰、平、谷3種時段，在實時調(diào)度時監(jiān)測微網(wǎng)內(nèi)蓄電池的荷電狀態(tài)，根據(jù)當(dāng)前調(diào)度時刻所處的不同時段和荷電狀態(tài)所處的不同范圍，采用不同的運行調(diào)度策略，建立的能量優(yōu)化模型可同時為PQ控制微電源提供有功功率和無功功率的運行點指令，設(shè)計了蓄電池放電罰函數(shù)并計入能量優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)中，可確保蓄電池隨時維持一定的儲能量以便在非計劃孤網(wǎng)突然發(fā)生時為微網(wǎng)提供緊急功率支撐。本方法不僅可實現(xiàn)微網(wǎng)的可靠、經(jīng)濟(jì)運行，還有助于對主網(wǎng)進(jìn)行“削峰填谷”，實現(xiàn)微網(wǎng)與主網(wǎng)2個主體的“雙贏”。本文提出了微網(wǎng)實時運行調(diào)度策略，建立了所涉及的4組能量優(yōu)化模型，通過算例驗證了文中所提出方法的有效性，為微網(wǎng)優(yōu)化運行管理提供了有價值的參考。