程浩原，艾 芊，孫東磊，李雪亮

（1. 上海交通大學(xué)電力傳輸與功率變換控制教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，上海 200240；2. 國(guó)網(wǎng)山東省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，山東 濟(jì)南 250021）

0 引言

在多微電網(wǎng)群MMGC（Multi-MicroGrid Clusters）中，電能的利用方式與傳統(tǒng)方式相比有較大差異，用電形式不斷多元化，隨著光伏和風(fēng)電等可再生能源接入的規(guī)模不斷增大，基于多微電網(wǎng)群的電力系統(tǒng)將面臨嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。由于用戶(hù)用能規(guī)律和可再生能源出力的不確定性，具有虛擬電廠VPP（Virtual Power Plants）的微電網(wǎng)的目標(biāo)利潤(rùn)與實(shí)際利潤(rùn)間往往存在不可確定的偏差［1-2］，此外，懲罰機(jī)制也使偏差更不可控，因此，為提高系統(tǒng)效益，虛擬電廠的優(yōu)化調(diào)度需要考慮不確定性以及懲罰成本的影響，其關(guān)鍵在于建立基于不確定性的虛擬電廠模型［3］。

國(guó)內(nèi)外已從多個(gè)角度對(duì)傳統(tǒng)的需求響應(yīng)DR（Demand Respond）策略和機(jī)制進(jìn)行了深入研究，如經(jīng)濟(jì)運(yùn)行、電壓頻率調(diào)節(jié)和擁塞管理等［4-6］。然而，這些研究主要集中在電能質(zhì)量的調(diào)整和電力潮流的調(diào)度上，這些研究提出的措施雖然可以實(shí)現(xiàn)頻率調(diào)節(jié)的目標(biāo)，但也會(huì)導(dǎo)致消費(fèi)者的需求在一定程度上受到影響。此外，電力需求的響應(yīng)并不能實(shí)現(xiàn)能源的綜合優(yōu)化，尤其是當(dāng)消費(fèi)者對(duì)各種形式的能源均有需求時(shí)。因此，合理的需求響應(yīng)機(jī)制是促進(jìn)多能源互動(dòng)、實(shí)現(xiàn)能源綜合管理的重要途徑。需求響應(yīng)作為多微電網(wǎng)群環(huán)境下的重要電力互動(dòng)形式，是可再生能源出力波動(dòng)的重要消納途徑之一。文獻(xiàn)［7］對(duì)多元的能量進(jìn)行建模，并通過(guò)經(jīng)濟(jì)優(yōu)化調(diào)度對(duì)微電網(wǎng)效用進(jìn)行控制；文獻(xiàn)［8］重點(diǎn)考慮多能源系統(tǒng)中的通信延時(shí)，利用多智能體框架對(duì)多微電網(wǎng)群進(jìn)行協(xié)同控制；文獻(xiàn)［9］考慮不同利益主體之間的功率協(xié)調(diào)與利益分配問(wèn)題，對(duì)最優(yōu)內(nèi)部電價(jià)策略進(jìn)行研究。文獻(xiàn)［7-9］從經(jīng)濟(jì)和協(xié)同角度入手，對(duì)多微電網(wǎng)架構(gòu)進(jìn)行最優(yōu)化分析，但由于未考慮用戶(hù)側(cè)特性，適用場(chǎng)景不夠廣泛。文獻(xiàn)［10］為研究需求響應(yīng)在微電網(wǎng)需求側(cè)資源協(xié)調(diào)中的作用打下了基礎(chǔ)；文獻(xiàn)［11］重點(diǎn)研究需求響應(yīng)的風(fēng)電消納原理與機(jī)制；文獻(xiàn)［12］引入儲(chǔ)能系統(tǒng)，從分時(shí)電價(jià)層面考量微電網(wǎng)多目標(biāo)的優(yōu)化；文獻(xiàn)［13］考慮基于博弈論的不同利益主體之間的競(jìng)標(biāo)定價(jià)模型，用遺傳算法對(duì)各微電網(wǎng)之間的博弈行為進(jìn)行模擬。文獻(xiàn)［10-13］均考慮了用戶(hù)用能曲線(xiàn)，但沒(méi)有考慮各種不確定性因素在需求響應(yīng)模型中所產(chǎn)生的影響。在對(duì)微電網(wǎng)不確定性因素的研究方面，文獻(xiàn)［14］提出考慮不確定性因素的虛擬電廠競(jìng)標(biāo)方法，并從魯棒規(guī)劃角度考慮不確定性因素對(duì)優(yōu)化的影響；文獻(xiàn)［15］在虛擬電廠模型中考慮不確定性因素，并使不確定性因素成為需求側(cè)資源的一部分；文獻(xiàn)［16］引入源-網(wǎng)-荷互動(dòng)模型，將不確定性以誤差分布的形式表現(xiàn)出來(lái)，建立并求解一個(gè)商業(yè)虛擬電廠的多目標(biāo)優(yōu)化模型；文獻(xiàn)［17］基于區(qū)塊鏈設(shè)計(jì)需求響應(yīng)機(jī)制，對(duì)空調(diào)負(fù)荷在需求側(cè)進(jìn)行資源分配。文獻(xiàn)［14-17］對(duì)單微電網(wǎng)的負(fù)荷、出力不確定性進(jìn)行深入研究，但沒(méi)有考慮不確定性在多微電網(wǎng)儲(chǔ)能模型中的應(yīng)用。

綜上，本文考慮多微電網(wǎng)群備用與需求響應(yīng)的關(guān)系，通過(guò)對(duì)失信個(gè)體的建模，提出基于虛擬備用的缺電調(diào)度合約（下文簡(jiǎn)稱(chēng)“合約”），并研究基于該合約的微電網(wǎng)虛擬備用模型；按照需求響應(yīng)機(jī)理不同，建立基于激勵(lì)和基于價(jià)格的需求響應(yīng)虛擬電廠模型，并將不確定性因素通過(guò)響應(yīng)偏差的概率密度函數(shù)的形式融入考慮理性用戶(hù)投切負(fù)荷與響應(yīng)結(jié)果的經(jīng)濟(jì)性模型中；在考慮需求響應(yīng)不確定性的同時(shí)，研究需求側(cè)資源分配配比和成本的關(guān)系，使缺電情況下的區(qū)域多微電網(wǎng)調(diào)度成本達(dá)到最優(yōu)化；通過(guò)對(duì)結(jié)合了多微電網(wǎng)的IEEE 33 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)的仿真，驗(yàn)證不同資源分配模式下合約對(duì)微電網(wǎng)負(fù)荷聚集商的吸引力，以及將不確定性因素和虛擬備用模型的聯(lián)結(jié)模型應(yīng)用到缺電調(diào)度中的有效性。

1 多微電網(wǎng)群缺電調(diào)度合約及虛擬備用模型

多微電網(wǎng)中存在多個(gè)利益主體，每個(gè)主體都傾向于將自身的效益最大化。從儲(chǔ)能角度來(lái)看，不同的微電網(wǎng)有不同的運(yùn)行模式與需求，這增加了儲(chǔ)能控制的復(fù)雜性，同時(shí)不確定性因素也對(duì)儲(chǔ)能控制提出了更高要求。此外，由于儲(chǔ)能設(shè)備價(jià)格與維護(hù)成本較高，配置的儲(chǔ)能設(shè)備容量不宜過(guò)大，也不宜過(guò)小，否則無(wú)法保證系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)成本最優(yōu)化和在離網(wǎng)時(shí)段的穩(wěn)定運(yùn)行。為降低這種復(fù)雜性，本文在多微電網(wǎng)主體間相互協(xié)調(diào)的基礎(chǔ)上提出多微電網(wǎng)群虛擬備用的概念，并以該概念替代傳統(tǒng)儲(chǔ)能。通過(guò)不同微電網(wǎng)間的缺電調(diào)度合約，使微電網(wǎng)相互成為備用，目標(biāo)是在使微電網(wǎng)中的備用得到最大化利用的同時(shí)滿(mǎn)足整體利益最大化。為便于研究，可將該合約作為微電網(wǎng)需求響應(yīng)的一部分。設(shè)每個(gè)微電網(wǎng)表示一個(gè)“點(diǎn)”，微電網(wǎng)之間的直接連接表示“邊”，則有：

假設(shè)備用需求者微電網(wǎng)Vi與備用提供者微電網(wǎng)Vj相鄰，兩者已經(jīng)形成了合約。當(dāng)微電網(wǎng)Vi缺電時(shí)，其將在啟動(dòng)需求響應(yīng)的同時(shí)向微電網(wǎng)Vj申請(qǐng)使用備用，在這種情況下，微電網(wǎng)Vj將拿出自身的一部分實(shí)際備用作為微電網(wǎng)Vi的虛擬備用。微電網(wǎng)Vi使用該虛擬備用的成本是從微電網(wǎng)Vj購(gòu)買(mǎi)備用服務(wù)的價(jià)格，該價(jià)格在合約中規(guī)定，可假設(shè)其為購(gòu)買(mǎi)容量的二次函數(shù)。同時(shí)，由于微電網(wǎng)Vj的備用被占用，用于穩(wěn)定本地系統(tǒng)的備用容量減少，因此微電網(wǎng)Vi還應(yīng)承擔(dān)微電網(wǎng)Vj提供備用所產(chǎn)生的風(fēng)險(xiǎn)成本，該成本根據(jù)微電網(wǎng)Vj自身的情況和微電網(wǎng)Vi占用的備用容量確定。在某些特殊情況下微電網(wǎng)Vi可能會(huì)占用微電網(wǎng)Vj的所有備用，以致微電網(wǎng)Vj崩潰，為了防止出現(xiàn)該現(xiàn)象，可以假設(shè)這一部分的成本曲線(xiàn)也為二次函數(shù)曲線(xiàn)，為簡(jiǎn)便起見(jiàn)，將該部分成本計(jì)入購(gòu)買(mǎi)備用成本的二次函數(shù)曲線(xiàn)中。此外，合約還應(yīng)規(guī)定違約懲罰措施，具體如下。

1）當(dāng)微電網(wǎng)Vi從微電網(wǎng)Vj獲取的備用不足以滿(mǎn)足自身需要，或微電網(wǎng)Vj因自身原因沒(méi)有多余的備用提供給微電網(wǎng)Vi時(shí)，微電網(wǎng)Vj應(yīng)承擔(dān)合約規(guī)定的懲罰成本，該懲罰成本由微電網(wǎng)Vi從其他未形成合約的地方（如大電網(wǎng)，電價(jià)為rp）購(gòu)買(mǎi)相同容量的備用所超出的成本確定。為保證合約的吸引力，微電網(wǎng)Vi收到的補(bǔ)償應(yīng)大于所超出的成本（如補(bǔ)償電價(jià)可設(shè)為rp+εi，εi為超出的單位成本，單位與rp一致），以在微電網(wǎng)Vj違約時(shí)使微電網(wǎng)Vi能獲取更高的利潤(rùn)。

2）當(dāng)微電網(wǎng)Vj給予了微電網(wǎng)Vi過(guò)多的備用時(shí)，在微電網(wǎng)Vi的穩(wěn)定性獲得極大提升的同時(shí)，為了防止微電網(wǎng)Vj通過(guò)販賣(mài)備用賺取高額利潤(rùn)從而導(dǎo)致其自身穩(wěn)定性得不到保障，合約應(yīng)規(guī)定微電網(wǎng)Vi僅需支付自身所缺容量對(duì)應(yīng)的成本給微電網(wǎng)Vj，多給予的備用將用于免費(fèi)為微電網(wǎng)Vi提升備用容量，因此本文不再討論提供過(guò)多備用的情況。

式中：Cvsb，k，t為t時(shí)刻微電網(wǎng)Vk的虛擬備用成本的期望值。

微電網(wǎng)Vk在一天中通過(guò)合約能夠獲得的利潤(rùn)的期望值Uk（簡(jiǎn)稱(chēng)為合約利潤(rùn)）為：

式中：Uk，t為t時(shí)刻微電網(wǎng)Vk通過(guò)合約能夠獲得的利潤(rùn)的期望值；CDR，k，t為t時(shí)刻微電網(wǎng)Vk的需求響應(yīng)成本。

2 計(jì)及不確定性的虛擬電廠需求響應(yīng)模型

基于需求響應(yīng)的虛擬電廠將來(lái)自電力用戶(hù)削減負(fù)荷的能力視為虛擬正出力，同理亦可將來(lái)自電力用戶(hù)增加負(fù)荷的能力視為虛擬負(fù)出力。按照響應(yīng)機(jī)制不同，需求響應(yīng)可分為基于激勵(lì)的需求響應(yīng)IBDR（Incentive-Based Demand Response）和基于價(jià)格的需求響應(yīng)PSDR（Price-Sensitive Demand Response）。因此，需求響應(yīng)虛擬電廠可分為激勵(lì)需求響應(yīng)虛擬電廠（IBDR-VPP）和價(jià)格需求響應(yīng)虛擬電廠（PSDRVPP）兩大類(lèi)。由于本文的研究目標(biāo)是使多微電網(wǎng)群自給自足而不花費(fèi)高價(jià)從負(fù)荷聚集商或電力公司購(gòu)買(mǎi)電能，因此本文不討論P(yáng)SDR-VPP 以及對(duì)應(yīng)的基于價(jià)格的需求響應(yīng)。

基于激勵(lì)的需求響應(yīng)是指在電價(jià)較高或系統(tǒng)可靠性受到影響時(shí)，通過(guò)系統(tǒng)管理員的激勵(lì)政策，當(dāng)系統(tǒng)管理員向用戶(hù)發(fā)出切負(fù)荷命令時(shí)，用戶(hù)響應(yīng)并削減負(fù)荷，同時(shí)獲得經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償。因此，微電網(wǎng)中負(fù)荷聚集商的售電收益包含削減負(fù)荷時(shí)電力公司對(duì)用戶(hù)進(jìn)行的經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，同時(shí)也應(yīng)考慮由于供電負(fù)荷減少而造成的相應(yīng)電費(fèi)收入減少量。所以IBDR-VPP 的成本為削減負(fù)荷前、后的負(fù)荷聚集商收入變化量。

對(duì)微電網(wǎng)Vi中的IBDR-VPP而言，其響應(yīng)成本為：

考慮到用戶(hù)收到負(fù)荷削減指令后的響應(yīng)情況存在不確定性［18］，該不確定性大多由用戶(hù)的分布式電源出力不穩(wěn)定、用戶(hù)實(shí)際負(fù)荷削減量波動(dòng)等因素造成，即存在欠響應(yīng)或過(guò)響應(yīng)，因此PDR，i，t是不確定性變量。為了保證微電網(wǎng)的利益最大化，并防范用戶(hù)不負(fù)責(zé)任的行為，當(dāng)出現(xiàn)欠響應(yīng)時(shí)，微電網(wǎng)負(fù)荷聚集商應(yīng)按照實(shí)際負(fù)荷削減量根據(jù)式（12）給予用戶(hù)補(bǔ)償，同時(shí)由于增加了電力公司的缺電風(fēng)險(xiǎn)，微電網(wǎng)需要承擔(dān)高價(jià)購(gòu)買(mǎi)新的發(fā)電容量以維護(hù)網(wǎng)絡(luò)安全穩(wěn)定性，而當(dāng)出現(xiàn)過(guò)響應(yīng)時(shí)，微電網(wǎng)則應(yīng)按照理想負(fù)荷削減量根據(jù)式（13）給予用戶(hù)補(bǔ)償。

根據(jù)以上分析，可將考慮不確定性的IBDR-VPP成本CDR，i，t寫(xiě)為C′DR，i，t，將PDR，i，t表示為理想負(fù)荷削減量PˉDR，i，t與不確定性偏差量ξDR，i，t之和。為了簡(jiǎn)化研究且不失普遍性，假設(shè)ξDR，i，t隨時(shí)間的變化符合標(biāo)準(zhǔn)正態(tài)分布，即N（0，1）。將PDR，i，t=PˉDR，i，t+ξDR，i，t代入式（12），則C′DR，i，t可定義為：

3 多微電網(wǎng)需求側(cè)資源優(yōu)化模型

本文的優(yōu)化目標(biāo)首要是保證微電網(wǎng)個(gè)體（即需求側(cè)資源主體）的最優(yōu)。為使多微電網(wǎng)需求側(cè)資源得到優(yōu)化，在使微電網(wǎng)Vi通過(guò)合約得到的利潤(rùn)Ui，t最大化的同時(shí)，需滿(mǎn)足多微電網(wǎng)群的最優(yōu)化。因此，本文將優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)設(shè)定為各微電網(wǎng)通過(guò)合約使利潤(rùn)最大化。由于多微電網(wǎng)群中有多個(gè)主體，在達(dá)到最優(yōu)資源分配的同時(shí)，各微電網(wǎng)需滿(mǎn)足自身最優(yōu)性條件，因此原始問(wèn)題為多目標(biāo)非線(xiàn)性凸優(yōu)化問(wèn)題。為提高計(jì)算效率，本文采用加權(quán)求和法對(duì)該問(wèn)題進(jìn)行簡(jiǎn)化。

對(duì)每小時(shí)進(jìn)行優(yōu)化，則優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)為：

4 算例仿真

4.1 區(qū)域多微電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

在IEEE 33 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)模型中對(duì)上述模型進(jìn)行仿真，根據(jù)微電網(wǎng)組成原則，所建多微電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1 所示。圖中，每個(gè)虛線(xiàn)方框表示1 個(gè)微電網(wǎng)，各微電網(wǎng)通過(guò)用虛線(xiàn)表示的聯(lián)絡(luò)線(xiàn)相連，構(gòu)成區(qū)域多微電網(wǎng)系統(tǒng)。劃分出的5 個(gè)相對(duì)獨(dú)立微電網(wǎng)的簡(jiǎn)化模型如圖2 所示。通過(guò)饋線(xiàn)相連的微電網(wǎng)能夠通過(guò)饋線(xiàn)執(zhí)行本文所提出的合約以交易儲(chǔ)能中的電能。假定節(jié)點(diǎn)8、16、20、24 和28 處的負(fù)荷對(duì)供電可靠性的要求較高，則這5 處負(fù)荷屬于重要負(fù)荷。同時(shí)假定區(qū)域多微電網(wǎng)系統(tǒng)中各微電網(wǎng)的利益主體不同，均以自身運(yùn)行成本最低（或效益最高）為目標(biāo)。

圖1 IEEE 33節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)模型及其多微電網(wǎng)模型Fig.1 IEEE 33-bus system model and its multi-microgrid model

圖2 多微電網(wǎng)拓?fù)浜?jiǎn)化模型Fig.2 Simplified model of multi-microgrid topology

4.2 不同合約購(gòu)電比例下區(qū)域多微電網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行效益分析

由于不同微電網(wǎng)的購(gòu)電政策不同，微電網(wǎng)對(duì)合約的接受程度均不同，且在不同電量水平下對(duì)合約的側(cè)重程度也不同。本文設(shè)置2 個(gè)不同的場(chǎng)景來(lái)展示合約對(duì)區(qū)域多微電網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行效益的影響，在這2 個(gè)場(chǎng)景中均假設(shè)優(yōu)先采取激勵(lì)型需求響應(yīng)與合約購(gòu)電來(lái)彌補(bǔ)缺電額值。場(chǎng)景參數(shù)［19］設(shè)置如下：假定區(qū)域多微電網(wǎng)系統(tǒng)的用戶(hù)電價(jià)為0.395元／（kW·h），微電網(wǎng)之間買(mǎi)／賣(mài)虛擬備用的電價(jià)以及激勵(lì)性需求響應(yīng)補(bǔ)貼系數(shù)見(jiàn)表1。

4.2.1 場(chǎng)景1

在1 h 時(shí)間尺度內(nèi)對(duì)場(chǎng)景1 進(jìn)行研究。在該場(chǎng)景下，假設(shè)所有合約在整個(gè)區(qū)域內(nèi)統(tǒng)一生效，同一時(shí)間段內(nèi)5 個(gè)微電網(wǎng)中的合約購(gòu)電比例σ均相同，售電價(jià)格、懲罰價(jià)格與需求響應(yīng)相關(guān)參數(shù)可以不盡相同（如表1 所示），同時(shí)考慮不確定性，仿真時(shí)對(duì)這些參數(shù)進(jìn)行隨機(jī)處理。

表1 仿真相關(guān)參數(shù)Table 1 Relevant parameters in simulation

假設(shè)微電網(wǎng)MG1與MG3分別缺電1 200 kW·h 與960 kW·h，微電網(wǎng)MG2、MG4、MG5不缺電。為了保證電能質(zhì)量，微電網(wǎng)MG2、MG4、MG5能夠在販賣(mài)儲(chǔ)能容量的同時(shí)，使用需求響應(yīng)滿(mǎn)足本電網(wǎng)電量平衡。圖3 展示了通過(guò)合約購(gòu)買(mǎi)虛擬備用的成本、需求響應(yīng)成本和微電網(wǎng)運(yùn)行總成本（即前兩者之和）隨合約購(gòu)電比例變化的曲線(xiàn)，合約購(gòu)電比例取值范圍為2%～98%，其值越大，缺電時(shí)需求響應(yīng)所提供電能的比例就越高。

圖3 不同成本與合約購(gòu)電比例的關(guān)系Fig.3 Relationship between different costs and contract power purchase proportion

由圖3（a）可知，缺電微電網(wǎng)MG1、MG3在前期因購(gòu)買(mǎi)合約所規(guī)定的儲(chǔ)能服務(wù)而承擔(dān)較高的運(yùn)行成本，而它們的運(yùn)行成本均在某一合約購(gòu)電比例（MG1為63%，MG3為38%）后隨著合約購(gòu)電比例的升高而下降，直至用電缺額完全由該微電網(wǎng)中的需求響應(yīng)所彌補(bǔ)，運(yùn)行成本降低到0。而對(duì)于不缺電微電網(wǎng)而言，其在其他微電網(wǎng)有電力需求時(shí)通過(guò)販賣(mài)儲(chǔ)能獲得負(fù)成本（即盈利），這是合約所帶來(lái)的額外經(jīng)濟(jì)效益，對(duì)微電網(wǎng)利益主體具有足夠的吸引力。

由圖3（b）可知，需求響應(yīng)給缺電微電網(wǎng)造成的成本在開(kāi)始時(shí)處于較低水平。市場(chǎng)管理者為了提高合約的吸引力，往往會(huì)將懲罰成本設(shè)為較高的值，因此在合約購(gòu)電比例較低時(shí)，缺電微電網(wǎng)的需求響應(yīng)成本低于合約產(chǎn)生的成本。但由圖3（c）得知，隨著合約購(gòu)電比例升到一定程度，成本曲線(xiàn)會(huì)在微小下降后開(kāi)始爬升，直到用電缺額完全被需求響應(yīng)彌補(bǔ)，而此時(shí)需求響應(yīng)數(shù)值已遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過(guò)合約產(chǎn)生的成本。這也說(shuō)明每個(gè)缺電微電網(wǎng)都會(huì)存在某個(gè)合約購(gòu)電比例使得合約產(chǎn)生的成本與需求響應(yīng)成本相同，如圖4所示。由圖4 還可知，對(duì)缺電微電網(wǎng)而言，由于成本的交叉點(diǎn)（圖中交叉點(diǎn)對(duì)應(yīng)合約購(gòu)電比例為41%）非常接近總成本最小值所對(duì)應(yīng)的點(diǎn)，因此可以將該合約購(gòu)電比例作為微電網(wǎng)在本時(shí)段的最佳合約購(gòu)電比例，同時(shí)達(dá)成需求側(cè)資源的一致性。

圖4 某隨機(jī)場(chǎng)景下MG1的不同成本與合約購(gòu)電比例的關(guān)系Fig.4 Relationship between different costs and contract power purchase proportion for MG1 under a random scenario

需要說(shuō)明的是，圖4 中，由于儲(chǔ)能成本和需求響應(yīng)成本均等效為二次函數(shù)，因此儲(chǔ)能成本和需求響應(yīng)成本的交叉點(diǎn)一般是總成本最低點(diǎn)，真實(shí)成本最低點(diǎn)與交叉點(diǎn)的距離僅由儲(chǔ)能單位使用成本和需求響應(yīng)單位成本的差值決定，而這2 個(gè)成本實(shí)際差距并不大，因此可以簡(jiǎn)化認(rèn)為交叉點(diǎn)即為成本最低點(diǎn)。

此外，MG4和MG5為不缺電微電網(wǎng)，因此兩者在圖3 中的曲線(xiàn)沒(méi)有太大差別，這證明了本文方法的實(shí)現(xiàn)是在一個(gè)相對(duì)局部的范圍內(nèi)進(jìn)行的，不會(huì)對(duì)不缺電微電網(wǎng)進(jìn)行過(guò)多的調(diào)整。

為了簡(jiǎn)化建模且不失一般性，對(duì)于不缺電微電網(wǎng)，可對(duì)合約購(gòu)電比例取默認(rèn)值50%，直至該微電網(wǎng)發(fā)生缺電事件后對(duì)其進(jìn)行更新。

4.2.2 場(chǎng)景2

場(chǎng)景2 下通過(guò)對(duì)一天24 h 的優(yōu)化計(jì)算，驗(yàn)證本文所提基于虛擬備用合約的運(yùn)行策略。規(guī)定每小時(shí)各微電網(wǎng)的缺電數(shù)額都是隨機(jī)生成且大致符合用戶(hù)用電規(guī)律的。為了提高普適性，不再對(duì)μi設(shè)限，但每個(gè)微電網(wǎng)的功率缺額需滿(mǎn)足約束：

0≤Pi，t≤1500 kW·h（26）

根據(jù)場(chǎng)景1的結(jié)果，場(chǎng)景2下將每小時(shí)最低成本對(duì)應(yīng)的合約購(gòu)電比例作為下一時(shí)間尺度（下一小時(shí)）的合約購(gòu)電比例。為了滿(mǎn)足實(shí)際需求，對(duì)需求響應(yīng)功率值在每個(gè)時(shí)間尺度（1 h）下進(jìn)行不確定性處理，即添加隨機(jī)擾動(dòng)（不超過(guò)原值的±20%）。5 個(gè)微電網(wǎng)在一天24 h內(nèi)的缺電值與運(yùn)行成本變化曲線(xiàn)分布分別如圖5、6所示。

圖5 5個(gè)微電網(wǎng)在一天內(nèi)的缺電值Fig.5 Electricity shortage values of five microgrids in a day

由于微電網(wǎng)MG2不處在拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)的邊緣，且和完全依靠自身的微電網(wǎng)MG1相鄰，由圖6 可看出，在該合約中微電網(wǎng)MG2能夠通過(guò)出售備用容量獲得較大收益，其他微電網(wǎng)的總運(yùn)行成本曲線(xiàn)基本類(lèi)似，且均有機(jī)會(huì)達(dá)到負(fù)成本，因此可以得出結(jié)論：每個(gè)微電網(wǎng)對(duì)合約參數(shù)的設(shè)置需與實(shí)際拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)相結(jié)合，當(dāng)處在備用需求較高的地區(qū)時(shí)，微電網(wǎng)可適當(dāng)提高出售備用的單位價(jià)格，反之則應(yīng)注重需求響應(yīng)業(yè)務(wù)的發(fā)展，這與實(shí)際情況相統(tǒng)一，可見(jiàn)本文所提合約策略具有實(shí)際參考價(jià)值。需要說(shuō)明的是，由于場(chǎng)景2 是隨機(jī)生成的，因此未來(lái)可以考慮將該場(chǎng)景下的仿真結(jié)果與日前預(yù)測(cè)的結(jié)果相結(jié)合進(jìn)行研究。

圖6 5個(gè)微電網(wǎng)在一天內(nèi)的運(yùn)行總成本Fig.6 Total operating costs of five microgrids in a day

基于圖6的仿真數(shù)據(jù)，圖7比較了本文策略下的區(qū)域微電網(wǎng)群的總運(yùn)行成本和僅依賴(lài)配電網(wǎng)的傳統(tǒng)購(gòu)電策略的總運(yùn)行成本。由圖可以看出：在00:00—06:00，電力需求很低，因此微電網(wǎng)群總運(yùn)行成本極低，且在02:00 和05:00，由于幾乎不需要需求響應(yīng)，微電網(wǎng)群總運(yùn)行成本幾乎為0；07:00—24:00是電力易緊缺的時(shí)段，本文策略的總運(yùn)行成本基本優(yōu)于傳統(tǒng)購(gòu)電策略，其中在14:00—17:00微電網(wǎng)MG3和MG4缺電較多，且結(jié)合圖2 和表1 可知，能夠提供備用的微電網(wǎng)MG2與MG5的備用價(jià)格較高，因此本文策略的總運(yùn)行成本與傳統(tǒng)策略幾乎一致，這說(shuō)明微電網(wǎng)MG3與MG4應(yīng)重點(diǎn)發(fā)展本地電力資源，盡量不依賴(lài)其他微電網(wǎng)的電力。綜上，本文策略能充分發(fā)揮備用的作用，使微電網(wǎng)群具有成本優(yōu)勢(shì)。

圖7 本文策略與傳統(tǒng)策略的總運(yùn)行成本成本比較Fig.7 Comparison of total operating costs between proposed strategy and traditional strategy

5 結(jié)論

本文提出缺電調(diào)度合約，建立多微電網(wǎng)互相扶持、自給自足的需求側(cè)多微電網(wǎng)虛擬備用模型，將不確定性變量融入激勵(lì)性需求響應(yīng)模型中，并結(jié)合虛擬備用模型與新型需求響應(yīng)模型，討論需求側(cè)資源分配占比與成本的關(guān)系，結(jié)果體現(xiàn)了合約的吸引力與成本優(yōu)勢(shì)。隨著對(duì)多微電網(wǎng)中長(zhǎng)期／日前日內(nèi)預(yù)測(cè)研究的成熟，可將本文模型與這些研究結(jié)合，為多微電網(wǎng)群可靠、安全運(yùn)行與最優(yōu)成本運(yùn)行提供參考。