楊金文， 吳杰康， 莊仲， 梁繼深， 何家裕， 余方明

(廣東工業(yè)大學(xué)自動化學(xué)院，廣東 廣州 510006)

0 引言

光伏等分布式可再生能源是解決能源危機(jī)和環(huán)境問題的可行方法。可再生能源具有不確定性和隨機(jī)性，為了減弱其并網(wǎng)給電網(wǎng)造成的影響，設(shè)計時應(yīng)根據(jù)光伏裝機(jī)容量配備相應(yīng)的儲能裝置，但大容量的儲能裝置成本較高。因此，利用源-儲-荷協(xié)同運(yùn)行降低可再生能源對儲能裝置的依賴，并根據(jù)系統(tǒng)現(xiàn)有結(jié)構(gòu)制定合理的協(xié)調(diào)控制策略具有重要意義。

隨著能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展[1—4]，電、氣能源的聯(lián)系愈發(fā)緊密，小區(qū)能源關(guān)系亦是如此。將小區(qū)微電網(wǎng)和天然氣網(wǎng)組成微網(wǎng)，對微網(wǎng)進(jìn)行協(xié)調(diào)控制不僅能提高能源利用率，也能提高微網(wǎng)穩(wěn)定性[5—7]。在天然氣網(wǎng)中，天然氣管道在設(shè)計時要滿足最大負(fù)荷流量，但最大流量的運(yùn)行時間較少，可將天然氣管道儲存的多余天然氣形成儲氣備用。儲氣備用量化不僅能穩(wěn)定天然氣網(wǎng)[8]，還能作為儲能裝置用于微網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度[9]。在微網(wǎng)中，負(fù)荷側(cè)主動配電網(wǎng)技術(shù)日益成熟，控制精度越來越高[10—12]，利用需求側(cè)響應(yīng)技術(shù)主動參與能源管理和調(diào)度可使微網(wǎng)運(yùn)行更加靈活多變。已有研究成果以空調(diào)負(fù)荷為可控負(fù)荷參與平抑電網(wǎng)功率波動，文獻(xiàn)[13]簡化了空調(diào)房調(diào)溫模型，使自適應(yīng)電網(wǎng)的預(yù)測負(fù)荷大小進(jìn)行互補(bǔ)運(yùn)行，但缺乏實(shí)際樣機(jī)數(shù)據(jù)支撐。文獻(xiàn)[14]提出建立以雙耦合偏微分方程組為基礎(chǔ)的空調(diào)負(fù)荷熱力學(xué)模型，通過對空調(diào)設(shè)定溫度的更改平抑電網(wǎng)中分布式新能源的波動，但只適用于某些特定場合。文獻(xiàn)[15]提出了通過改變雙巴特沃茲濾波器中的濾波時間常數(shù)，實(shí)現(xiàn)空調(diào)可控負(fù)荷和儲能電池的協(xié)調(diào)控制，但未考慮外界環(huán)境對空調(diào)負(fù)荷的影響。文獻(xiàn)[16]提出將空調(diào)負(fù)荷群聚類，配合儲能裝置通過模糊控制平抑電網(wǎng)功率波動，但未考慮氣、熱能源的作用。文獻(xiàn)[17]提出建立空調(diào)負(fù)荷群的虛擬儲能聚合模型參與電網(wǎng)能量調(diào)度，但未與其他儲能裝置進(jìn)行聯(lián)系。

上述研究建立的天然氣儲氣備用模型只單獨(dú)作為虛擬儲能使用，并未考慮與空調(diào)可控負(fù)荷產(chǎn)生的虛擬儲能相結(jié)合。文中在前人的研究成果上，提出將天然氣儲氣備用和空調(diào)可控負(fù)荷產(chǎn)生的虛擬儲能通過控制系統(tǒng)與小區(qū)已有儲能裝置共同參與微網(wǎng)能量管理，并設(shè)計多能協(xié)調(diào)控制策略使源-儲-荷微網(wǎng)系統(tǒng)(source-storage-load micro network sys-tem，SSLS)可在光伏平抑波動模式、電網(wǎng)有功功率波動模式和峰谷電價套利模式下協(xié)調(diào)運(yùn)行。

1 SSLS建模

1.1 SSLS結(jié)構(gòu)

SSLS由分布式光伏電站、燃?xì)廨啓C(jī)、蓄電池組及超級電容儲能裝置、空調(diào)負(fù)荷群和協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)構(gòu)成，具體如圖1所示。天然氣管道儲存的天然氣通過燃?xì)廨啓C(jī)與微電網(wǎng)耦合，空調(diào)虛擬儲能由所有住戶組成的空調(diào)負(fù)荷群決定。超級電容和空調(diào)虛擬儲能適合高頻動作，蓄電池組和儲氣備用適合低頻動作。

圖1 SSLS結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of SSLS

為實(shí)現(xiàn)小區(qū)SSLS協(xié)調(diào)運(yùn)行，設(shè)置一協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)對微網(wǎng)進(jìn)行功率分配[18]。協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)通過收集燃?xì)廨啓C(jī)的輸出功率Plrx和天然氣管道儲氣量計算儲氣備用虛擬儲能;根據(jù)室外溫度和空調(diào)當(dāng)前的電功率Pacx計算空調(diào)可控負(fù)荷的虛擬儲能;根據(jù)蓄電池組的荷電狀態(tài)Sbat，超級電容的荷電狀態(tài)Scap和最大充放電功率計算輸出功率可用范圍。在光伏平抑波動模式或電網(wǎng)波動功率模式下，儲氣備用輸出功率Plrf和蓄電池組輸出功率Pbaf用于平抑原始功率的中頻段，空調(diào)可控負(fù)荷輸出功率Pacf和超級電容輸出功率Pcaf用于平抑高頻段。在峰谷電價套利模式下，對蓄電池組和超級電容輸出功率進(jìn)行二次調(diào)整，使光伏平抑波動模式和電網(wǎng)波動功率模式嵌套在峰谷電價套利模式中。

1.2 空調(diào)負(fù)荷群

1.2.1 空調(diào)負(fù)荷的熱力學(xué)模型

空調(diào)負(fù)荷為可控負(fù)荷，快速調(diào)節(jié)空調(diào)溫度可改變空調(diào)出力。單臺空調(diào)-建筑系統(tǒng)的等效熱力學(xué)參數(shù)模型為[17]：

(1)

式中：Troom(t)為房間溫度；Tout(t)為室外溫度；Qac(t)為空調(diào)制冷量；C為建筑等效熱容；R為建筑等效熱阻。

Qac(t)與空調(diào)電功率Pac(t)的關(guān)系為：

Qac(t)=λPac(t)

(2)

式中：λ為空調(diào)熱電轉(zhuǎn)換系數(shù)。

當(dāng)空調(diào)設(shè)定溫度Tset(t)不變時，空調(diào)運(yùn)行狀態(tài)s(t)會根據(jù)Troom(t)和閾值ΔT調(diào)整運(yùn)行狀態(tài)[15]，具體如式(3)所示。

(3)

空調(diào)運(yùn)行一段時間后處于穩(wěn)態(tài)，房間溫度會穩(wěn)定在設(shè)置溫度的ΔT范圍內(nèi)。

1.2.2 溫度變化意愿曲線

改變空調(diào)設(shè)置溫度可以調(diào)節(jié)空調(diào)負(fù)荷的平均功率。根據(jù)住宅用戶對空調(diào)溫度變化敏感度的研究可知，相對于溫度降低，住戶對溫度升高更敏感，希望保持溫度不變的住戶比例大致服從圖2[19]。

圖2 溫度變化意愿曲線Fig.2 Willingness curve of temperature variation

由圖2可以看出，當(dāng)溫度處于24.5～26.5 ℃時，至少70%的住戶希望保持溫度不變。而60%的住戶希望保持溫度不變的分界溫度為24 ℃和27 ℃。因此，設(shè)置2個階段。需要較小空調(diào)負(fù)荷參與功率調(diào)節(jié)時，空調(diào)溫度升高設(shè)定為26.5 ℃，空調(diào)溫度降低設(shè)定為24.5 ℃；需要較大空調(diào)負(fù)荷參與功率調(diào)節(jié)時，空調(diào)溫度升高設(shè)定為27 ℃，空調(diào)溫度降低設(shè)定為24 ℃。

當(dāng)Troom(t)為空調(diào)初始設(shè)置溫度時，有：

(4)

式(4)代入式(1)得出初始制冷量Qac1(t)，改變Tset(t)，房間溫度在短時間內(nèi)發(fā)生變化。由于建筑的等效熱容效應(yīng)，可近似認(rèn)為房間散熱不變，房間內(nèi)溫度變化為Tset(t)-Troom(t)，代入式(1)可得出改變設(shè)置溫度后的Qac2(t)，空調(diào)制冷量的變化量ΔQac(t)為：

ΔQac(t)=Qac2(t)-Qac1(t)

(5)

通過式(2)將ΔQac(t)轉(zhuǎn)換為空調(diào)電功率即得到一個周期內(nèi)單臺空調(diào)參與功率分配的功率。

1.2.3 空調(diào)負(fù)荷群

由于單臺空調(diào)負(fù)荷具有隨機(jī)性，將小區(qū)所有空調(diào)進(jìn)行聚類，根據(jù)空調(diào)的品牌、額定功率、所處環(huán)境、住戶習(xí)慣等進(jìn)行分類，使不同時段均有穩(wěn)定的可控負(fù)荷參與功率調(diào)節(jié)。

空調(diào)聚類分成不同類別，每個類別空調(diào)參與功率調(diào)節(jié)順序由空調(diào)編號決定，編號依據(jù)與空調(diào)分類依據(jù)相同。空調(diào)編號確定后，假定每個住戶初始設(shè)置的溫度即為住戶最舒適的溫度。在需要較小空調(diào)負(fù)荷參與功率調(diào)節(jié)階段，將空調(diào)溫度設(shè)定值的上限設(shè)定為26.5 ℃，下限設(shè)定為24.5 ℃，得到溫度改變值，根據(jù)等效熱力學(xué)參數(shù)模型得到空調(diào)制冷量，再根據(jù)式(2)得到可用的空調(diào)電功率，稱為空調(diào)負(fù)荷的虛擬儲能。若最舒適的溫度不在此范圍內(nèi)，則該臺空調(diào)不參與功率調(diào)節(jié)。在需要較大空調(diào)負(fù)荷參與功率調(diào)節(jié)時，將空調(diào)溫度設(shè)定值上、下限分別設(shè)定為27 ℃，24 ℃，按照較小空調(diào)負(fù)荷參與功率調(diào)節(jié)的方法得到此時空調(diào)負(fù)荷的虛擬儲能。虛擬儲能為負(fù)，表示空調(diào)從母線獲取的功率降低；虛擬儲能為正，表示負(fù)荷從母線獲取的功率增加。每臺空調(diào)正的虛擬儲能值按照從小到大排序，優(yōu)先使用小虛擬儲能值對應(yīng)的空調(diào)。每臺空調(diào)負(fù)的虛擬儲能值按照從大到小的順序排序，優(yōu)先使用大的虛擬儲能值對應(yīng)的空調(diào)。

由于設(shè)置了溫度上下限，空調(diào)在一個控制周期內(nèi)，不會一直處于工作狀態(tài)，呈現(xiàn)間歇性的工作特點(diǎn)。為不引起較大的功率變動，將所需參與功率調(diào)節(jié)的空調(diào)分批次進(jìn)行設(shè)置溫度調(diào)整。

1.3 儲氣備用

天然氣管道儲氣量在管道建成后只由管道兩端氣壓決定，調(diào)節(jié)管道兩端氣壓可以調(diào)節(jié)管道的儲氣量，天然氣管道儲氣曲線可由小區(qū)天然氣日常使用數(shù)據(jù)預(yù)測得到。設(shè)天然氣網(wǎng)的一個調(diào)度周期為T，在(t0,t0+T)內(nèi)正儲氣備用Lru(t0)和負(fù)儲氣備用Lrd(t0)定義為：

Lru(t0)=a-Lmax(t0)

(6)

Lrd(t0)=Lmin(t0)-b

(7)

式中：a，b分別為管道最大、最小儲氣量；Lmax(t0)，Lmin(t0)分別為(t0,t0+T)內(nèi)儲氣最大、最小值。

圖3為2個周期內(nèi)天然氣正、負(fù)儲氣備用示意。儲氣備用可提供額外電能的限制條件為管道的儲氣備用和燃?xì)廨啓C(jī)的爬坡能力。

圖3 儲氣備用示意Fig.3 Schematic diagram of the linepack reserve

假設(shè)小區(qū)內(nèi)天然氣管道配備的燃?xì)廨啓C(jī)參數(shù)相同，則：

(8)

式中：tru，trd分別為一個周期內(nèi)燃?xì)廨啓C(jī)輸出功率增加到最大值和輸出功率降低到最小值所需的時間；Pmax，Pmin分別為最大、最小輸出功率；Pgt(t0)為燃?xì)廨啓C(jī)初始運(yùn)行狀態(tài)；rgt為爬坡速率。

進(jìn)而求出：

(9)

(10)

式中：Wmax，Wmin分別為燃?xì)廨啓C(jī)輸出功率增加到最大值和輸出功率降低到最小值的能量變化值。

由式(6)—式(10)可知，在(t0,t0+T)周期內(nèi)，燃?xì)廨啓C(jī)能提供的額外電能為管道儲氣備用和燃?xì)廨啓C(jī)最大爬坡力能提供電能的較小值，分別如式(11)、式(12)所示。

Eu(t0)=min{ηLrd(t0),Wmax(t0)}

(11)

Ed(t0)=min{ηLru(t0),Wmin(t0)}

(12)

式中：η為管道天然氣轉(zhuǎn)化為電能的轉(zhuǎn)化率。

1.4 電池儲能裝置

電池儲能裝置一般由蓄電池組和超級電容組成，蓄電池組大多采用鉛酸蓄電池。蓄電池組適用于大容量、低充放電倍率、少深度循環(huán)次數(shù)的充放電循環(huán)；超級電容適用于小容量、高充放電倍率、多深度循環(huán)次數(shù)的充放電循環(huán)。

在電池儲能裝置中，鉛酸蓄電池和超級電容的荷電狀態(tài)是儲能充放電速率的判斷依據(jù)，也是整個控制系統(tǒng)功率分配的依據(jù)之一。目前，鉛酸蓄電池的荷電狀態(tài)估計常用安時計量算法和卡爾曼濾波法。安時計量算法的優(yōu)點(diǎn)是簡單易測，缺點(diǎn)是誤差累積，對荷電狀態(tài)初始值要求高?？柭鼮V波法計算準(zhǔn)確，但模型相對復(fù)雜，計算量大。綜合考慮，蓄電池組荷電狀態(tài)Sbat(t)采用安時計量算法估計。

(13)

式中：S0為蓄電池初始荷電狀態(tài)；ηcha，ηdis分別為充、放電效率；Pcha(t)，Pdis(t)分別為充、放電功率；Eb為蓄電池組容量。

超級電容的荷電狀態(tài)Scap(t)與端電壓V(t)呈近似線性關(guān)系。

(14)

式中：Vmax為超級電容充滿電時的端電壓；Vmin為超級電容放完電時的端電壓。

為延長電池儲能系統(tǒng)的使用壽命，不宜充放電過深，充放電功率不宜過大，蓄電池組和超級電容的荷電狀態(tài)及充放電功率約束為：

(15)

式中：Pbat，Pcap分別為蓄電池組和超級電容的充放電功率；Plim，1，Plim，2分別為蓄電池組、超級電容充放電功率最大值。

2 多能微網(wǎng)協(xié)同控制策略

2.1 整體控制策略

文獻(xiàn)[18]設(shè)計了包含電池儲能裝置以及光伏的控制系統(tǒng)，文中在此基礎(chǔ)上設(shè)計一個包含光伏、儲氣備用、空調(diào)負(fù)荷、蓄電池組和超級電容的控制系統(tǒng),協(xié)調(diào)控制不同模式，如圖4所示。

圖4 協(xié)同控制原理Fig.4 Principle of coordination control

利用數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制(supervisory control and data acquisition，SCADA)系統(tǒng)實(shí)時采集到的光伏數(shù)據(jù)Ppv進(jìn)行超短期功率預(yù)測得到Ppvf。收集住戶空調(diào)開關(guān)狀態(tài)、溫度設(shè)定值用于計算空調(diào)負(fù)荷可參與調(diào)節(jié)的功率Pacx。小區(qū)管道儲氣信息用于計算儲氣備用值Eu，Ed。結(jié)合負(fù)荷數(shù)據(jù)Pload和電網(wǎng)波動功率Pun判定系統(tǒng)運(yùn)行模式。含有分布式新能源的小區(qū)，需要優(yōu)先保證小區(qū)微電網(wǎng)的穩(wěn)定性，在促進(jìn)新能源發(fā)展的大環(huán)境下，優(yōu)先保證小區(qū)光伏發(fā)電并網(wǎng)才能作為上級電網(wǎng)調(diào)頻的備用。而光伏平抑波動模式、電網(wǎng)有功功率波動模式嵌套在峰谷電價套利模式中，3種模式協(xié)調(diào)運(yùn)行，既能起虛擬儲能作用，又能使儲能裝置實(shí)現(xiàn)峰谷電價套利。

功率分配單元根據(jù)運(yùn)行模式、電池儲能信息、儲氣備用及空調(diào)可控負(fù)荷的虛擬儲能值等信息進(jìn)行第一次功率分配。功率保護(hù)單元對第一次分配的功率進(jìn)行修正，確保電池儲能裝置的荷電狀態(tài)不超過上下限，燃?xì)廨啓C(jī)輸出功率不超過允許的最大值，空調(diào)設(shè)置溫度不超過允許值，保證功率分配合理。

2.2 不同控制模式的控制策略

系統(tǒng)運(yùn)行模式有光伏平抑波動模式、電網(wǎng)有功功率波動模式和峰谷電價套利模式，3種模式采用不同的功率分配策略對空調(diào)虛擬儲能的可用電功率、儲氣備用、蓄電池組及超級電容的輸出功率進(jìn)行分配。

2.2.1 光伏平抑波動模式

目前，針對光伏發(fā)電的隨機(jī)性，處理方法主要有：利用低通濾波器將光伏發(fā)電的原始功率簡單分成低頻和高頻部分，通過調(diào)節(jié)低通濾波環(huán)節(jié)的時間常數(shù)降低鉛酸蓄電池組的充放電頻率[20]；通過小波變換包將光伏發(fā)電的原始功率分成低頻和高頻部分，并將小波包分解后第一個頻段的功率作為平抑波動的目標(biāo)，剩下低頻部分由蓄電池組處理，高頻由超級電容處理[18]。綜合考慮后，文中選擇小波包分解將光伏發(fā)電的原始功率分解為2個部分，低頻能量型部分由儲氣備用和鉛酸蓄電池組平抑，高頻功率型部分由空調(diào)虛擬儲能的可用功率和超級電容平抑。

采用db1小波對光伏發(fā)電原始功率進(jìn)行3層小波包分解，重構(gòu)分解信號得到8個頻段的功率分量。第1，3，4個頻段包含原始光伏功率曲線的大部分能量且滿足光伏并網(wǎng)條件，將這3個頻段的功率分量作為平抑模式的目標(biāo)功率Pgoal。第2個頻段的功率滿足儲氣備用調(diào)節(jié)周期要求，將此作為儲氣備用功率調(diào)節(jié)的參考指令Plrf。剩余需要平抑的功率作為空調(diào)虛擬儲能可用功率的參考指令Pacf。

為了避免儲氣備用的輸出功率及空調(diào)虛擬儲能可用功率無法滿足參考指令的要求，將蓄電池組功率作為儲氣備用功率，超級電容作為空調(diào)虛擬儲能可用功率的備用調(diào)節(jié)功率。該功率分配屬于開環(huán)控制，各單元功率分配后僅為參考指令，需校驗(yàn)功率指令是否滿足各單元功率約束條件。

一個儲氣備用功率調(diào)整周期內(nèi)，若儲氣備用功率參考指令小于燃?xì)廨啓C(jī)能額外提供的功率，則將參考指令作為調(diào)整指令；若燃?xì)廨啓C(jī)能額外提供的功率不能滿足參考指令，則將燃?xì)廨啓C(jī)能額外提供的功率作為調(diào)整指令，再根據(jù)Sbat(t)的范圍計算蓄電池組充放電功率。

在空調(diào)負(fù)荷虛擬儲能的一個功率調(diào)整周期內(nèi)，若空調(diào)虛擬儲能參考指令值小于空調(diào)可用電功率，則將參考指令作為調(diào)整指令；若空調(diào)虛擬儲能參考指令值大于空調(diào)可用電功率，則將空調(diào)可用電功率作為調(diào)整指令，再根據(jù)Scap(t)的范圍計算超級電容充放電功率。

將荷電狀態(tài)即S值分為過充警示區(qū)[Sh,1]、正常區(qū)[Sl,Sh]和過放警示區(qū)[0,Sl]。當(dāng)儲能裝置工作在正常區(qū)時，充放電功率無需調(diào)整；當(dāng)儲能裝置工作在過充警示區(qū)時，只需調(diào)整充電功率。蓄電池組和超級電容的調(diào)整方式為：

(16)

(17)

式中：Pbc(t)為蓄電池組在正常區(qū)的充電功率；Pbc，1(t)為蓄電池組在過充警示區(qū)需要調(diào)整的充電功率；Sbh為蓄電池組過充警示區(qū)的荷電狀態(tài)標(biāo)志；Pcc(t)為超級電容在正常區(qū)的充電功率；Pcc，1(t)為超級電容在過充警示區(qū)需要調(diào)整的充電功率；Sch為超級電容過充警示區(qū)的荷電狀態(tài)標(biāo)志。

當(dāng)儲能裝置工作在過放警示區(qū)時，只需調(diào)整放電功率，調(diào)整方式為：

(18)

(19)

式中：Pbd(t)為蓄電池組在正常區(qū)的放電功率；Pbd,1(t)為蓄電池組在警示區(qū)的放電功率；Sbl為蓄電池組過放警示區(qū)的荷電狀態(tài)標(biāo)志；Pcd(t)為超級電容在正常區(qū)的放電功率；Pcd，1(t)為超級電容在警示區(qū)需要調(diào)整的放電功率；Scl為超級電容過放警示區(qū)的荷電狀態(tài)標(biāo)志。

儲氣備用功率指令Plrf，空調(diào)虛擬儲能功率指令Pacf，蓄電池組功率指令Pbaf和超級電容功率指令Pcaf經(jīng)過功率保護(hù)單元修正后得到最終的功率輸出Plr，Pac，Pbat，Pcap。

2.2.2 電網(wǎng)有功功率波動模式

從電網(wǎng)運(yùn)行需求角度，降低負(fù)荷高峰給電網(wǎng)帶來的影響及降低輔助設(shè)備損耗非常必要，因此提出利用小區(qū)可控負(fù)荷平抑電網(wǎng)有功功率波動。電網(wǎng)需要調(diào)節(jié)的有功功率大小一般由上級電網(wǎng)給出，由多個小區(qū)共同完成。不同類型的有功功率波動采取不同調(diào)節(jié)方法。

(1) 上級電網(wǎng)出現(xiàn)階躍性的有功功率擾動時需要快速響應(yīng)，可用空調(diào)虛擬儲能調(diào)節(jié)功率。

(2) 上級電網(wǎng)出現(xiàn)連續(xù)性功率擾動時，利用小波包函數(shù)分解擾動信號，將第1個頻段的功率作為平抑目標(biāo)，剩下低頻段信號功率作為儲氣備用的參考指令，高頻段信號功率作為空調(diào)虛擬儲能的參考指令，采取的處理方式與光伏平抑模式相同。

2.2.3 峰谷電價套利模式

該模式下，為保證住戶使用空調(diào)的舒適度，空調(diào)虛擬儲能的可用功率不用于峰谷電價套利。同時由于我國天然氣資源緊張，天然氣儲氣備用也不參與峰谷電價套利。

小區(qū)配備的蓄電池組和超級電容工作在峰谷套利模式中時，利用峰谷電價獲得收益。某市峰谷電價如圖5所示，據(jù)峰谷電價的對應(yīng)時段可知，目前電價低谷一般出現(xiàn)在00:00—08:00。此階段后，系統(tǒng)可能進(jìn)入光伏平抑波動模式，而光伏平抑波動模式的優(yōu)先級比峰谷套利模式高，蓄電池的充電量不宜過大。因此在峰谷套利模式階段需要將蓄電池的荷電狀態(tài)區(qū)間調(diào)整為[0.2,0.7]，超級電容的荷電狀態(tài)區(qū)間調(diào)整為[0.2,0.8]。

圖5 某市峰谷電價Fig.5 Time of use price of a cartain city

2.3 運(yùn)行模式切換

多模式運(yùn)行的關(guān)鍵是模式之間的切換控制，保證3種模式協(xié)調(diào)運(yùn)行。協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)先判斷小區(qū)微網(wǎng)的光伏發(fā)電是否滿足入網(wǎng)要求，滿足則進(jìn)入光伏平抑波動模式，不滿足則判斷上級電網(wǎng)是否有需要小區(qū)調(diào)節(jié)的Pun。有需要則進(jìn)入電網(wǎng)有功功率波動模式，否則進(jìn)入峰谷套利模式。蓄電池組和超級電容只有單獨(dú)工作在光伏平抑波動模式或電網(wǎng)有功功率波動模式輸出功率為0時，才能在電價低谷階段充電、電價高峰階段放電，否則蓄電池組和超級電容不參與峰谷電價套利，保證較高優(yōu)先級的2種模式不受影響。協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的具體流程如圖6所示。圖中，Plrf0為儲氣備用輸出功率的初始指令值；Pacf0為空調(diào)虛擬儲能輸出功率初始指令值；Plrx為儲氣備用的功率額度；Pacx為空調(diào)虛擬儲能的功率額度；Plr為儲氣備用的最終功率指令值；Pac為空調(diào)虛擬儲能的最終功率指令值。

圖6 協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)流程Fig.6 Flow chart of coordination control system

3 算例驗(yàn)證

針對上述功率分配策略，采用圖1的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)在Matlab中進(jìn)行仿真驗(yàn)證。小區(qū)光伏額定容量為150 kW；蓄電池組和超級電容的配置容量分別為60 kW/300 kW·h，12 kW/10 kW·h；允許的充放電深度分別為0.2～0.8，0.1～0.9；光伏并網(wǎng)的功率波動要求1 min內(nèi)不得超過30 kW，10 min內(nèi)不得超過150 kW；燃?xì)廨啓C(jī)的裝機(jī)容量為100 kW，發(fā)電效率為55%。某小區(qū)儲氣管道的主要參數(shù)如表1所示，小區(qū)住戶空調(diào)房間的主要參數(shù)如表2所示。

3.1 光伏平抑波動與峰谷電價套利模式

以某小區(qū)光伏數(shù)據(jù)為算例進(jìn)行仿真分析。

表1 天然氣管道參數(shù)Table 1 Parameters of gas pipes

表2 空調(diào)-建筑系統(tǒng)參數(shù)Table 2 Parameters of air condi-tioning-building system

(1) 驗(yàn)證虛擬儲能有效性。對光伏原始功率小波包分解得到2個頻段的功率指令，分別利用虛擬儲能、儲能裝置滿足功率指令要求。

(2) 對比光伏平抑波動模式和雙模式下各部分輸出功率、儲能裝置的S，驗(yàn)證利用虛擬儲能可實(shí)現(xiàn)光伏平抑波動模式和峰谷電價套利模式協(xié)調(diào)運(yùn)行。

是否包含虛擬儲能的光伏平抑波動效果如圖7所示。由圖7可知，當(dāng)光伏原始功率不滿足并網(wǎng)要求時，在儲能裝置的作用下功率變得相對柔和。在12:00附近，當(dāng)光照強(qiáng)度發(fā)生較大變化時，儲能裝置由于容量限制并未有效改善功率突變，而虛擬儲能降低了原始功率突變的影響。

圖7 光伏平抑波動效果對比Fig.7 The effect comparison of smoothing PV fluctuation

光伏平抑波動中各部分的參與功率如圖8所示。此模式需要平抑的功率較小，參與的空調(diào)為96臺。天然氣管道氣壓調(diào)節(jié)周期與鉛酸蓄電池組的充放電周期相仿，燃?xì)廨啓C(jī)額外輸出功率已經(jīng)滿足了調(diào)節(jié)要求，故蓄電池組的輸出功率為0。而在空調(diào)負(fù)荷參與光伏平抑波動模式中，超級電容的充放電深度明顯降低，表明此功率分配在滿足平抑光伏原始功率的前提下，可有效延長蓄電池組和超級電容的使用壽命。由圖8可知，此模式下虛擬儲能在大部分時段可以代替儲能裝置平抑光伏原始功率。

圖8 光伏平抑波動各部分的參與功率Fig.8 Participating power of each part of smoothing PV fluctuation

圖9為蓄電池組和超級電容單獨(dú)工作在光伏平抑波動模式以及工作在光伏平抑波動與峰谷套利雙模式下，蓄電池組、超級電容的輸出功率對比。只有單獨(dú)工作在光伏平抑波動模式下輸出功率為0時，才能進(jìn)入峰谷套利模式，在電價低谷階段充電，電價高峰階段放電。超級電容由于額定容量小、充電功率大，很快就能充電到允許的最大狀態(tài)，蓄電池組相對較慢。

圖9 光伏平抑波動模式和雙模式下儲能系統(tǒng)輸出功率Fig.9 Output power of the energy storage system in smoothing PV fluctuation mode and dual mode

單獨(dú)工作在光伏平抑波動模式和工作在雙模式下,蓄電池組和超級電容的S如圖10所示。雙模式保留了蓄電池組和超級電容S的變化趨勢，且在電價低谷階段充電到允許的最大值，在電價高峰階段放電，整個過程蓄電池組和超級電容的S始終在允許的變化范圍。

圖10 光伏平抑波動模式和雙模式下儲能系統(tǒng)S值Fig.10 S of energy torage system in smoothing PV fluctuation mode and dual mode

3.2 電網(wǎng)有功功率波動與峰谷電價套利模式

以某天風(fēng)電場發(fā)電數(shù)據(jù)為上級電網(wǎng)擾動，對風(fēng)力發(fā)電原始功率進(jìn)行小波包分解，得到小區(qū)微網(wǎng)各部分輸出功率指令。使協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)單獨(dú)工作在有功功率波動模式以及工作在有功功率波動和峰谷電價套利雙模式，對比是否包含虛擬儲能的平抑波動效果以及在包含虛擬儲能的條件下微網(wǎng)各部分的輸出功率和儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)S值。

是否包含虛擬儲能對平抑上級電網(wǎng)連續(xù)性擾動的效果如圖11所示。在擾動功率較大時，不包含虛擬儲能的傳統(tǒng)儲能裝置受蓄電池組和超級電容容量影響，平抑效果不明顯，而包含虛擬儲能的系統(tǒng)具有較好的平抑效果。

圖11 電網(wǎng)有功功率波動平抑效果對比Fig.11 The effect comparison of smoothing grid active power fluctuation

SSLS僅參與電網(wǎng)有功功率波動模式的輸出功率如圖12所示。算例中電網(wǎng)波動功率相對較大，為了達(dá)到良好的平抑效果，參與平抑功率的空調(diào)為960臺，此時主要由空調(diào)負(fù)荷參與電網(wǎng)功率調(diào)節(jié)。

圖12 電網(wǎng)有功功率波動模式各部分的參與功率Fig.12 Participating power of each part of smoothing grid active power fluctuation mode

蓄電池組和超級電容參與電網(wǎng)有功功率波動模式以及電網(wǎng)有功功率波動和峰谷電價套利雙模式的輸出功率對比如圖13所示。電網(wǎng)有功功率波動模式蓄電池組輸出功率為0時，蓄電池組在電價低谷時進(jìn)行充電，在電價高峰時進(jìn)行放電。超級電容全程參與了電網(wǎng)有功功率波動模式的功率調(diào)節(jié)，故超級電容未實(shí)現(xiàn)峰谷電價套利。

圖13 電網(wǎng)有功功率波動模式和雙模式下儲能系統(tǒng)輸出功率Fig.13 Output power of the energy storagesystem in smoothing grid active power fluctuation mode and dual mode

單獨(dú)工作在電網(wǎng)有功功率波動模式以及工作在電網(wǎng)有功功率波動和峰谷電價套利雙模式下蓄電池組、超級電容的S如圖14所示。

圖14 電網(wǎng)有功功率波動模式和雙模式下儲能系統(tǒng)S值Fig.14 S of energy torage system in smoothing gridactive power fluctuation mode and dual mode

雙模式保留了蓄電池組S值的變化趨勢，且在電網(wǎng)有功功率波動單模式蓄電池組S不變時，蓄電池組在電價低谷階段充電，在電價高峰階段放電。超級電容在所有時刻都參與了電網(wǎng)有功功率波動模式，故雙模式中的S和單模式的相同。蓄電池組和超級電容的S始終在允許范圍內(nèi)變化。

4 結(jié)語

針對光伏并網(wǎng)和上級電網(wǎng)功率波動帶來的微網(wǎng)穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性問題，提出構(gòu)建由空調(diào)虛擬儲能、儲氣備用、蓄電池組和超級電容組成的儲能系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了光伏平抑波動、電網(wǎng)有功功率波動和峰谷電價套利3種模式協(xié)調(diào)運(yùn)行，并通過實(shí)例證明了策略的有效性和正確性。

(1) 光伏平抑波動模式下，利用小波包對光伏原始功率進(jìn)行分解，得到空調(diào)可用功率和儲氣備用的參考指令值，再根據(jù)約束條件得到空調(diào)可用功率和儲氣備用最終指令。作為兩者備用的蓄電池組和超級電容，結(jié)合各自的S確定充放電功率。

(2) 電網(wǎng)有功功率波動模式下，針對波動功率是否連續(xù)采取不同的控制方法。非連續(xù)型利用空調(diào)可用功率的快速響應(yīng)平抑波動。連續(xù)型利用小波包進(jìn)行分解，與光伏平抑波動模式類似，只是各部分參與功率較大，所需各部分輸出功率較大。

(3) 在光伏原始功率滿足并網(wǎng)要求，且上級電網(wǎng)無需小區(qū)平抑波動功率時，蓄電池組和超級電容在電價低谷時充電，在電價峰值時放電，實(shí)現(xiàn)收益。

文中在考慮天然氣儲氣備用時僅考慮了電負(fù)荷，并未考慮燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)生的余熱。后續(xù)將研究冷熱電聯(lián)供與空調(diào)虛擬儲能相關(guān)聯(lián)時的優(yōu)化調(diào)度方案。