吳仁光，鄭立，李凱鵬，林明河，王剛，徐園，顧忠先

(1.象山電力實業(yè)公司，浙江 寧波 315000；2.國網(wǎng)浙江象山縣供電有限公司，浙江 寧波 315000；3.河海大學(xué)設(shè)計研究院有限公司，江蘇 南京 210000)

由于能源危機(jī)和資源浪費問題日益嚴(yán)重，人們積極拓展新能源渠道，通過分布式光伏發(fā)電技術(shù)高效利用清潔綠色的太陽能，逐步提高配電網(wǎng)中分布式電源(distributed generation，DG)的滲透率。當(dāng)前，含DG的綜合能源系統(tǒng)因其較高的社會經(jīng)濟(jì)效益以及能源效率受到青睞，成為構(gòu)建低碳社會的戰(zhàn)略關(guān)鍵[1-4]。然而，由于外界環(huán)境的影響，高密度光伏的隨機(jī)性和波動性會影響系統(tǒng)電壓的波形質(zhì)量，干擾電壓控制設(shè)備的保護(hù)動作，難以控制調(diào)節(jié)，影響用戶電能質(zhì)量，增加系統(tǒng)網(wǎng)損，對綜合能源配電網(wǎng)臺區(qū)側(cè)的安全穩(wěn)定性造成巨大危害；此外，用戶側(cè)的負(fù)荷需求在時間分布上也呈現(xiàn)出不確定性，對綜合能源系統(tǒng)的優(yōu)化產(chǎn)生影響。因此，為有效消納分布式光伏，降低用戶用電行為對綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化的影響，引入儲能設(shè)備，并根據(jù)光伏出力和負(fù)荷需求進(jìn)行較為準(zhǔn)確的功率預(yù)測和運行調(diào)度[5-6]。

將儲能設(shè)備引入配電網(wǎng)，能夠落實配電網(wǎng)需求側(cè)的高效管理，削峰填谷，平滑負(fù)荷，提升核心設(shè)備的利用率，減少供電資本投入；還能平抑光伏的出力波動，降低沖擊電網(wǎng)的可能性，提升配電網(wǎng)消納光伏的能力，大大提高供電可靠性，更好地保障綜合能源系統(tǒng)的安全穩(wěn)定，充分體現(xiàn)新能源發(fā)電的優(yōu)勢[7-11]。未來，儲能設(shè)備的發(fā)展應(yīng)用會給傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)模式帶來巨大革新，面向綜合能源配電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)的使用將成為我國分布式能源發(fā)展重要的產(chǎn)業(yè)形式。

隨著用戶側(cè)能源需求多元化的發(fā)展，國內(nèi)外科研人員對綜合能源配電網(wǎng)的研究愈發(fā)關(guān)注。文獻(xiàn)[12]研究了以燃?xì)廨啓C(jī)為熱電耦合元件的綜合能源系統(tǒng)的聯(lián)合經(jīng)濟(jì)運行問題，并引入了碳交易機(jī)制；文獻(xiàn)[13]以運行成本最低為目標(biāo)函數(shù)，對電-氣聯(lián)合的綜合能源系統(tǒng)進(jìn)行協(xié)同優(yōu)化。然而，以上研究未考慮到儲能裝置的影響，對于綜合能源配電網(wǎng)而言，儲能系統(tǒng)是實現(xiàn)多能源時空轉(zhuǎn)換、解決多能源生產(chǎn)和使用間的不同步問題的關(guān)鍵設(shè)備，因此計及儲能系統(tǒng)對綜合能源配電網(wǎng)的研究必不可少。文獻(xiàn)[14-16]構(gòu)建了熱電聯(lián)產(chǎn)(combined heat and power，CHP)微網(wǎng)的綜合能源優(yōu)化調(diào)度模型，通過電/熱儲能設(shè)備打破CHP“以熱定電”的熱電耦合關(guān)系，提高系統(tǒng)運行經(jīng)濟(jì)性；文獻(xiàn)[17]在文獻(xiàn)[14-16]的基礎(chǔ)上，引入冷負(fù)荷模型，對含有冷熱電聯(lián)供(combined cooling heating and power，CCHP)的綜合能源系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化；文獻(xiàn)[18]運用模型預(yù)測控制(model predictive control，MPC)對綜合能源系統(tǒng)進(jìn)行動態(tài)優(yōu)化調(diào)度。以上文獻(xiàn)研究了綜合能源系統(tǒng)的運行調(diào)度。對于綜合能源系統(tǒng)中的儲能優(yōu)化配置問題，文獻(xiàn)[19]研究了包含冷-熱-電負(fù)荷的微網(wǎng)電儲能系統(tǒng)的優(yōu)化配置；文獻(xiàn)[20]分析了CHP系統(tǒng)中混合儲能系統(tǒng)的優(yōu)化設(shè)計方法?？傮w而言，上述文獻(xiàn)是將綜合能源的優(yōu)化運行和儲能配置分離開單獨研究，而科研人員對其聯(lián)合優(yōu)化進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[21-22]構(gòu)建了配置和運行相結(jié)合的綜合能源儲能優(yōu)化模型，但未考慮到電能替代的影響；文獻(xiàn)[23]基于電能替代和電儲能壽命因素將電轉(zhuǎn)氣技術(shù)與綜合能源系統(tǒng)結(jié)合，建立了配置與運行結(jié)合的雙層優(yōu)化模型求解。

結(jié)合國內(nèi)外諸多研究，本文提出一種面向綜合能源配電網(wǎng)的儲能容量優(yōu)化配置研究方法。利用MPC的思想，處理熱負(fù)荷需求及熱電設(shè)備出力的不確定性問題；再結(jié)合儲能的平衡特性，對綜合能源系統(tǒng)各部分運用合適的數(shù)學(xué)模型和函數(shù)關(guān)系進(jìn)行詳細(xì)建模，并針對目標(biāo)函數(shù)進(jìn)行求解。本文的特色及主要創(chuàng)新如下：

a)面向綜合能源配電網(wǎng)，將儲能配置與系統(tǒng)運行優(yōu)化結(jié)合，提出儲能優(yōu)化配置模型。供電單元由光伏發(fā)電系統(tǒng)與上級電網(wǎng)組成，供熱單元由內(nèi)燃機(jī)、余熱鍋爐和燃?xì)忮仩t組成，熱電聯(lián)合，構(gòu)建各單元的數(shù)學(xué)模型，充分發(fā)揮儲能設(shè)備削峰填谷的作用，增大綜合能源系統(tǒng)的供電可靠性，提高了可再生能源的利用率。

b)基于MPC思想進(jìn)行熱系統(tǒng)的優(yōu)化運行，以熱供設(shè)備運行成本最小為目標(biāo)，進(jìn)行滾動優(yōu)化和反饋校正，降低熱供設(shè)備出力和熱負(fù)荷不確定性特征對系統(tǒng)的影響。

c)以儲能設(shè)備生命全周期總投資成本最低作為儲能優(yōu)化的目標(biāo)函數(shù)，盡可能減少支出，求解獲取最佳容量，并與無儲能的綜合能源系統(tǒng)進(jìn)行對比，驗證該計劃的合理性。

1 系統(tǒng)數(shù)學(xué)模型

本文所提綜合能源配電網(wǎng)的模型如圖1所示。該系統(tǒng)可向用戶供給熱、電多種形式的能量，配電網(wǎng)中配置儲能、內(nèi)燃機(jī)、燃?xì)忮仩t和余熱鍋爐、用戶側(cè)配置光伏發(fā)電設(shè)備，儲能系統(tǒng)基于分時電價進(jìn)行削峰填谷動作，從而獲取收益。光伏與內(nèi)燃機(jī)的電功率大于用戶負(fù)荷時，儲能設(shè)備充電；輸出功率小于負(fù)荷時，儲能設(shè)備放電，若電量不足，則與上級電網(wǎng)交易購買。在各設(shè)備提供長期服務(wù)的同時，需要付出一定的維修成本。此外，內(nèi)燃機(jī)的余熱通過余熱鍋爐滿足需求側(cè)的熱負(fù)荷供應(yīng)，不足時使用燃?xì)忮仩t進(jìn)行補(bǔ)充。

圖1 綜合能源系統(tǒng)Fig.1 Structure of the integrated energy system

1.1 核心設(shè)備

1.1.1 儲能

在配電網(wǎng)臺區(qū)側(cè)，儲能設(shè)備有3類運行工況，分別為充電工況、放電工況以及停運工況。停運工況即為將儲能設(shè)備從網(wǎng)絡(luò)中斷開，充、放電則是與網(wǎng)絡(luò)連接向網(wǎng)絡(luò)釋放或者吸收功率[24]。這3種運行工況的數(shù)學(xué)模型分別為如下。

(1)

式中：R(t)為儲能設(shè)備于t時刻的電量；α為存儲過程中的損耗率；ηin、ηout分別為儲能輸入輸出時的轉(zhuǎn)換率；Δt為時間間隔；PESD,in、PESD,out分別為儲能設(shè)備充電時的輸入功率和放電時的輸出功率。

1.1.2 供熱設(shè)備

內(nèi)燃機(jī)是極其重要的核心熱電機(jī)組設(shè)備，工作原理是通過在設(shè)備內(nèi)燃燒燃料將熱能轉(zhuǎn)化為動能進(jìn)行發(fā)電；余熱鍋爐將內(nèi)燃機(jī)產(chǎn)生的煙氣等尾料余熱用來供熱；燃?xì)忮仩t同樣消耗燃料供給熱量。相關(guān)數(shù)學(xué)模型為：

(2)

式中：PICE、QICE、PWHB、PGFB分別為內(nèi)燃機(jī)的發(fā)電功率、內(nèi)燃機(jī)的制熱功率、余熱鍋爐的制熱功率和燃?xì)忮仩t的制熱功率；ηICE1、ηICE2、ηWHB、ηGFB分別為內(nèi)燃機(jī)的發(fā)電、余熱效率、余熱鍋爐的余熱效率和燃?xì)忮仩t的制熱效率；VICE、VGFB分別為是內(nèi)燃機(jī)、燃?xì)忮仩t所需燃料，單位為m3；Ev為單位體積燃料的能量，單位為kJ/m3。

1.2 約束條件

1.2.1 功率平衡約束

儲能設(shè)備應(yīng)設(shè)置合理的充放電周期，在這個周期內(nèi)，儲能吸收、放出的電能必須相等，減少因儲存電能時間過長而導(dǎo)致的存儲的能量損失，同時也能防止儲存容量太大導(dǎo)致的成本增長[25]。具體的能量關(guān)系采用式(1)模式。

此臺區(qū)側(cè)配電網(wǎng)系統(tǒng)還要符合總體電負(fù)荷的供需平衡，約束條件如下：

PPV+PICE+PESD,out+Pbuy=Pload+PESD,in.

(3)

PLoad,heating=PWHB+PGFB.

(4)

式中：PPV為光伏設(shè)備的輸出功率；PESD,out和PESD,in分別為儲能設(shè)備輸出和吸收的功率；Pload為電負(fù)荷功率；Pbuy為上級電網(wǎng)輸出功率；PLoad,heating為熱負(fù)荷功率。

1.2.2 設(shè)備運行約束

為了保障電力設(shè)備運行的安全穩(wěn)定、使用壽命最大化，所有設(shè)備都應(yīng)有功率、電壓限制，即Pi、Qi、Ui(i為供熱設(shè)備、供電設(shè)備類別)均要滿足各自設(shè)備允許的上下限：

(5)

儲能裝置的充、放電功率在一定范圍內(nèi)可調(diào)，但不能同時充電又放電[26]，需滿足

(6)

式中：PESD,in,max和PESD,out,max為儲能的最大充放電功率；E表征儲能設(shè)備的狀態(tài)量，取1或0：E=1表示運行在充電狀態(tài)，E=0表示運行在放電狀態(tài)。

為盡可能延長儲能設(shè)備的使用壽命，盡量減少過充電和過放電狀態(tài)，應(yīng)對儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)進(jìn)行限制，條件為

αminCSOC≤CSOC≤αmaxCSOC.

(7)

式中：CSOC為儲能設(shè)備的荷電狀態(tài)，表示剩余容量與完全充電狀態(tài)的容量的比值，取值范圍為0～1；αmax、αmin分別為儲能系統(tǒng)荷電狀態(tài)上下限的系數(shù)，分別為1和0.2。

1.2.3 潮流約束

為保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行，潮流分布需滿足如下條件：

(8)

式中：Pj、Qj分別為節(jié)點j的有功功率和無功功率；Pkj、Qkj分別為節(jié)點k、j間線路的有功功率和無功功率；Rkj、Xkj為對應(yīng)線路的阻抗；u(j)、v(j)分別為與節(jié)點j相連接的上游節(jié)點k集合和下游節(jié)點l集合；Uk、Uj分別為節(jié)點k、j的電壓幅值。

2 優(yōu)化模型

將面向綜合能源配電網(wǎng)的儲能優(yōu)化問題劃分為2個優(yōu)化任務(wù)，如圖2所示。首先根據(jù)熱負(fù)荷需求控制系統(tǒng)內(nèi)各供熱設(shè)備的出力，目標(biāo)函數(shù)為供熱設(shè)備運行成本最低，實現(xiàn)熱系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)運行；再建立儲能優(yōu)化配置模型，根據(jù)輸入的設(shè)備參數(shù)及分時電價進(jìn)行儲能配置容量決策，目標(biāo)函數(shù)為全壽命周期總成本最低。

圖2 優(yōu)化模型Fig.2 Optimization model diagram

2.1 熱系統(tǒng)運行優(yōu)化

綜合能源配電網(wǎng)系統(tǒng)中，熱負(fù)荷及市場燃料價格波動等多方面不確定因素在很大程度上影響用戶側(cè)電能的使用，尤其是電制熱技術(shù)造成了負(fù)荷極大波動，對配電網(wǎng)中儲能設(shè)備的配置造成極大影響；因此，綜合能源配電網(wǎng)亟須獲取將熱能的規(guī)劃調(diào)度方案與儲能配置相結(jié)合的配置方案。MPC是一種可以處理包含多種不確定性變量的優(yōu)化問題的方法，具有較強(qiáng)的抗干擾能力和魯棒性，是解決該難題的有力工具[9]，主要流程如圖3所示，其中K為預(yù)測步長。

圖3 MPC流程圖Fig.3 MPC flow chart

MPC的主要思想是根據(jù)機(jī)組的特性方程構(gòu)建預(yù)測模型，將當(dāng)下時間的測量值作為初始狀態(tài)進(jìn)行模型預(yù)測、滾動優(yōu)化以及反饋校正。本文根據(jù)預(yù)測模型，以1 h為調(diào)度時長，針對系統(tǒng)未來時段內(nèi)燃機(jī)、余熱鍋爐及燃?xì)忮仩t的出力進(jìn)行短時預(yù)測，將需求側(cè)熱負(fù)荷所造成的擾動偏差當(dāng)作反饋量，實施滾動優(yōu)化；獲取此刻與未來時刻的狀態(tài)量，使各機(jī)組出力向預(yù)定軌跡發(fā)展，從而求取最佳變量，實現(xiàn)熱系統(tǒng)的優(yōu)化運行。

首先，針對含內(nèi)燃機(jī)、余熱鍋爐、燃?xì)忮仩t及熱負(fù)荷的熱網(wǎng)絡(luò)，在采樣時段，將t0時刻內(nèi)燃機(jī)、余熱鍋爐、燃?xì)忮仩t出力及熱負(fù)荷的測量初值作為初始狀態(tài)，建立功率狀態(tài)向量如下：

P0(t0)=(PICE(t0),PWHB(t0),

PGFB(t0),PLoad,heating(t0)).

(9)

t0時刻預(yù)測的K+ΔT時刻的模型為

(10)

式中：ΔT為調(diào)度時長；ΔP(t0+t)為未來時段各設(shè)備的功率增量。

然后，滿足熱功率平衡約束，以機(jī)組設(shè)備運行成本最小為目標(biāo)，目標(biāo)函數(shù)為

(11)

式中Tg為燃料價格，單位為元/m3；

再綜合考慮當(dāng)前時段內(nèi)的諸多不確定因素，將實際信息與預(yù)測結(jié)果的偏差當(dāng)作反饋量，以當(dāng)下時刻的實際狀態(tài)量作為初始值，通過持續(xù)的在線滾動校正，減小偏差量，日內(nèi)滾動修正模型如下：

P0(t0+KΔT)=Ptrue(t0+KΔT).

(12)

式中Pture為當(dāng)下時刻的實際狀態(tài)量。

最后，確定24 h內(nèi)內(nèi)燃機(jī)、余熱鍋爐及燃?xì)忮仩t的功率輸出，實現(xiàn)熱系統(tǒng)的協(xié)調(diào)調(diào)度、優(yōu)化運行。內(nèi)燃機(jī)的電功率也由此確定，再結(jié)合其他設(shè)備進(jìn)行供電系統(tǒng)中儲能設(shè)備的優(yōu)化配置。

2.2 儲能配置優(yōu)化

將分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)引入綜合能源配電網(wǎng)模型中，再結(jié)合儲能設(shè)備，考慮配電網(wǎng)的節(jié)點電壓、潮流等約束求解獲取機(jī)組的預(yù)測出力信息。以全壽命周期內(nèi)的總投資成本C為目標(biāo)函數(shù)，包含所有設(shè)備的建造成本、運行成本以及維護(hù)成本[27]，目標(biāo)函數(shù)為

C=min(Cb+Cop+Cm).

(13)

式中：Cb為建造資本；Cop為運行資本；Cm為維護(hù)資本。各部分具體表達(dá)式如下。

考慮到儲能設(shè)備的建造及折舊率，Cb是將設(shè)備折算到每年的裝機(jī)成本，即

(14)

(15)

式中：Irate為利率，取0.03；Ny為全壽命周期，取10 a；h為當(dāng)下年份；Rco,h為將第h年費用折算到當(dāng)前年份的系數(shù)；Rre為折舊率；S為儲能的建造單價；RS為儲能電站的容量。

儲能設(shè)備工作時要按功率收取相應(yīng)費用；當(dāng)光伏發(fā)電設(shè)備及內(nèi)燃機(jī)設(shè)備系統(tǒng)發(fā)電量大于負(fù)荷需求時，儲能設(shè)備存儲多余電能，此時收取租賃費用；當(dāng)電量不足時，儲能與上級電網(wǎng)按照分時電價進(jìn)行功率交互收取費用，購進(jìn)為正，送電為負(fù)。Cop為儲能租賃費用、從上級電網(wǎng)購買的電能花費之和，表示為

Cop=Cs+Ce.

(16)

其中

(17)

式中：Cs為儲能資本；EESD為每個時刻儲能的剩余容量；FESD為儲能單位時間內(nèi)吸收能量的成本系數(shù)，取0.13元/(kWh·h-1)；Ce為與上級電網(wǎng)交易的購電資本；采用峰谷電價制度，Te為分時電價；Pbuy為購電功率；Nd=30 d；Nmon=12 月；Nhour=24 h。

Cm為設(shè)備的維護(hù)費用，表示為

Cm=RSSBmNy.

(18)

式中Bm為設(shè)備的維護(hù)成本系數(shù)，取0.02。

3 仿真分析

3.1 模型參數(shù)

采用IEEE 33節(jié)點配電網(wǎng)示例，各節(jié)點電壓允許偏差為額定值的±5%。電量不夠時從上級電網(wǎng)購買，外部電網(wǎng)及內(nèi)燃機(jī)安裝在1號節(jié)點附近，儲能設(shè)備安裝在2號節(jié)點。圖4為綜合能源配電網(wǎng)的系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)以及光伏安裝節(jié)點圖。

圖4 IEEE 33節(jié)點配電網(wǎng)接線圖Fig.4 IEEE 33 distribution network wiring diagram

該模型以6—9月份為夏季，光伏功率最強(qiáng)，11—2月份為冬季，光伏功率最弱，其余為春秋。選取對應(yīng)月份作為該季節(jié)的典型日進(jìn)行求解分析。熱、電負(fù)荷曲線圖如5、6所示。

圖5 熱負(fù)荷曲線Fig.5 Thermal load curve

圖6 電負(fù)荷曲線Fig.6 Electric load curve

該規(guī)劃問題為混合整數(shù)規(guī)劃，在MATLAB平臺上，運用CPLEX算法，優(yōu)化配置各設(shè)備的裝機(jī)容量使得系統(tǒng)的生命全周期總成本最低。CPLEX是IBM ILOG Optimization Studio的一項功能，可以解決用數(shù)學(xué)編程模型表示的問題，一般用于求解線性規(guī)劃、整數(shù)規(guī)劃、混合整數(shù)規(guī)劃等數(shù)學(xué)規(guī)劃問題。該算法為配電網(wǎng)多約束的優(yōu)化配置求解問題提供了便利，收斂速度較快，具有良好的穩(wěn)健性。儲能系統(tǒng)價格參數(shù)包括：單位成本500 元/kWh，其運維成本為每年2%初期投資成本。系統(tǒng)分時電價見表1。

表1 系統(tǒng)分時電價表Tab.1 Time-sharing electricity price

3.2 典型日結(jié)果分析

求解優(yōu)化模型，得到全壽命周期內(nèi)的最低成本是3.212 5×107元。選第一年1月為冬季典型日、4月為春秋典型日、7月為夏季典型日進(jìn)行分析。系統(tǒng)中儲能設(shè)備的容量為40 kW，每臺儲能設(shè)備容量為10 kW，配置4臺。

3.2.1 上級電網(wǎng)購電結(jié)果分析

圖7所示為上級電網(wǎng)購電負(fù)荷，在凌晨23:00—04:00時段內(nèi)，購電量穩(wěn)定且較小。由于夜間沒有光照，光伏設(shè)備不發(fā)電，用戶負(fù)荷普遍不大且電價處于谷期，很便宜，從上級電網(wǎng)購電即可滿足用戶需求。10:00—16:00，購電量也相對穩(wěn)定，雖然此時光照強(qiáng)度大，DG發(fā)電量大，但工作時段內(nèi)用戶的負(fù)荷需求也很高。該時間段內(nèi)，冬季由于光照弱、溫度低，光伏功率輸出較少，購電量相對其他季節(jié)較大。

圖7 上級電網(wǎng)購電負(fù)荷 Fig.7 Diagram of upper grid purchase power load

3.2.2 儲能輸入功率結(jié)果分析

圖8所示為儲能輸入功率，可以發(fā)現(xiàn)，1 d內(nèi)出現(xiàn)2個儲能輸入高峰，分別是05:00—06:00和17:00，與圖3中的購電高峰時間重合。05:00—06:00各節(jié)點的光伏設(shè)備開始輸出功率，谷期電價低，為應(yīng)對接下來工作時段內(nèi)急劇增加的電負(fù)荷問題，提高上級電網(wǎng)購電量并存儲是一種較為經(jīng)濟(jì)有效的措施。18:00下班后是用戶需求的一個小高峰時期，該時刻光伏設(shè)備已經(jīng)停止發(fā)電，峰期電價高，應(yīng)提前存儲光伏功率及購買的電負(fù)荷。

圖8 儲能輸入功率Fig.8 Diagram of energy storage input power

3.2.3 儲能輸出功率結(jié)果分析

圖9表明，與儲能輸入高峰相對應(yīng)，24 h中也有2個儲能輸出高峰，分別在08:00—10：00和18：00。此時都處于電價很高的峰期，用戶的負(fù)荷需求較大且DG發(fā)電量很低，購電費用會很高，輸出儲能設(shè)備里的剩余電量更為合理經(jīng)濟(jì)。

圖9 儲能輸出功率 Fig.9 Diagram of energy storage output power

3.3 與無儲能系統(tǒng)比較

采用CPLEX進(jìn)行建模、優(yōu)化計算，得到無儲能系統(tǒng)的生命全周期最低成本為3.498 8×107元，與考慮儲能的綜合能源配電網(wǎng)相比，成本增加較多?？紤]區(qū)域內(nèi)光電多能互補(bǔ)、儲能平衡的綜合能源配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)備容量，能有效提高能源利用率，獲得良好的經(jīng)濟(jì)效益，減少運行投資。表2對2個綜合能源配電網(wǎng)的成本構(gòu)成進(jìn)行了比較。

表2 無儲能與有儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成對比Tab.2 Comparison of cost composition between no energy storage and energy storage system 元

由表3可知，無儲能系統(tǒng)由于沒有使用儲能設(shè)備，建造成本和設(shè)備維護(hù)成本比有儲能的綜合能源配電網(wǎng)低。但是無儲能系統(tǒng)的運行成本比較高，因為其資源利用效率低，沒有考慮分布式光伏及內(nèi)燃機(jī)的電能存儲，缺乏光電互補(bǔ)，需要大量購電費用，導(dǎo)致總成本很高。從長期運行結(jié)果來看，考慮儲能的綜合能源配電網(wǎng)產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益更大，使用了更多清潔能源，擁有高資源利用率和環(huán)境友好性，可以落實資源的可持續(xù)發(fā)展與能源的梯級利用。

4 結(jié)束語

儲能系統(tǒng)能夠有效存儲和轉(zhuǎn)移能量，解決了不少傳統(tǒng)難題，配電網(wǎng)運行的靈活性、穩(wěn)定性以及可靠性都得到很大提升。在綜合能源配電網(wǎng)中，通過引入光伏儲能設(shè)備，可以平滑光伏電站出力，削峰填谷，延長緩和甚至取消輸配電設(shè)施改造升級需求，提高供電可靠性。儲能設(shè)備經(jīng)過合理配置，可以為綜合能源配電網(wǎng)實現(xiàn)多能互補(bǔ)提供有效保障。本文基于MPC的思想，實現(xiàn)配電網(wǎng)臺區(qū)側(cè)熱系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)運行，然后利用儲能的平衡作用，將生命全周期總投資成本最低作為目標(biāo)函數(shù)，優(yōu)化求解獲取最佳容量，量化該模型的經(jīng)濟(jì)效益，充分肯定了儲能系統(tǒng)在綜合能源配電網(wǎng)中的應(yīng)用價值和發(fā)展必要性。目前光伏電站和儲能產(chǎn)業(yè)都在蓬勃發(fā)展，政府持續(xù)調(diào)整光伏及電網(wǎng)電價，儲能費用逐漸降低，不斷沖擊著傳統(tǒng)電力系統(tǒng)模式，無儲能系統(tǒng)低建造成本的優(yōu)勢慢慢淡化，面向綜合能源配電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)的使用將會變成我國分布式能源發(fā)展的重要形式。