基于合作博弈的農村微電網群與配電網運行優(yōu)化方法

王濤，韓璟琳，邵華，賀春光，檀曉林，閆永升

(1.國網河北省電力有限公司 經濟技術研究院，河北 石家莊 050021；2.河北農業(yè)大學 機電工程學院，河北 保定 071000)

隨著中國鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略和國家電網鄉(xiāng)村電氣化提升工程的逐步實施，可再生能源示范村的新能源接入越來越多，但分布式電源具有容量小、數(shù)量大、地理位置分散等特點，在其運行過程中的健康狀況直接影響電力系統(tǒng)運行的安全性、經濟性和電能質量，也導致單機接入電網的成本高、管理困難[1-2].微電網能有效降低間歇性分布式電源給配電網帶來的不利影響，最大限度地提高分布式可再生能源接納能力[3]，是利用分布式電源尤其可再生能源的有效途徑之一[4].隨著售電側改革的不斷深入，微電網用戶越來越多地參與到電力市場交易中[5-6]，其可以選擇與配電網交易，也可以選擇與其他微電網用戶交易[7].

關于配電網的研究，目前很多文獻集中在運行優(yōu)化研究.文獻[4]從需求側管理的角度出發(fā)，將可中斷負荷以不可平移和可平移2種狀態(tài)進行了對比研究；文獻[7]提出了一種光伏微電網群與配電網的合作交易模型；文獻[8]以線損率最低為目標建立了一個微電網博弈模型；文獻[9]圍繞如何平衡不同利益主體之間的功率協(xié)調與利益分配問題，研究了配電側多微電網系統(tǒng)的優(yōu)化運行方法；文獻[10]研究了微電網在孤島運行模式下的有功負荷優(yōu)化分配問題；文獻[11]根據合作博弈理論，建立了基于場景分析的虛擬電廠單獨調度和與配電公司聯(lián)合調度模型；文獻[12]構建了沼氣發(fā)電和蔗渣發(fā)電的數(shù)學模型，提出了包含光柴非糧生物質發(fā)電的微網動態(tài)經濟調度模型.上述文獻主要關注含風電、光伏、水電的單微電網經濟運行問題，很少涉及微電網之間的電能交換和互補.

本文考慮農村地區(qū)特點，通過建立含有風電、光伏和沼氣發(fā)電的微電網運行成本最小目標函數(shù)，根據不同微電網中可再生能源種類、容量及負荷特性的差異性，對農村微電網群孤島運行和并網運行的2種運行方式的交易方式和交易電量進行調度優(yōu)化，降低微電網的運行成本.合作博弈需滿足2個基本條件：1)對聯(lián)盟來說，整體收益大于其每個成員單獨經營時的收益之和；2)對聯(lián)盟內部而言，每個成員都能獲得不少于非聯(lián)盟時所獲的收益.對微電網群并網運行模式中節(jié)省成本進行Shapley值法分配，可以實現(xiàn)微電網群更經濟、公平的運行.

1 基于Shapley值的聯(lián)盟收益分配

應用Shapley值的聯(lián)盟收益分配的前提是滿足條件

(1)

式中，v為對策的特征函數(shù)；v(S)為合作微電網的收益,S1、S2為微電網群中任意2個不交的子集.

令集合N={1,2,3，…,n}，對于微電網群中的任意2個微電網子集S(n個任意合作)，即2個子集的交集為空集時，都對應一個實質函數(shù)v(s)滿足條件，則稱{N,v}為n個微電網的合作對策，對于任意一個微電網i的利益分配為

(2)

式中，vi表示微電網的利益分配收益，ω(|s|)表示加權因子，v(s/i)表示除去微電網的收益剩下微電網合作聯(lián)盟形成的收益.

2 微電網群與配電網運行優(yōu)化模型

2.1 微電網孤島運行

假設已知居民用電負荷曲線和可中斷負荷，為使得微電網自身收益達到最大，在調度優(yōu)化中可以從2方面入手，一方面將微電網運行成本降到最小，另一方面是微電網收益達到最大.在本優(yōu)化調度模型中，利用微電網內風、光、沼氣發(fā)電日內互補和運行特性，最大程度滿足所有負荷需求，減少可中斷負荷，使得微電網運行成本最小.

2.1.1 微電網孤島運行目標函數(shù)

微電網單獨運行成本最小為

(3)

式中，minfcost微電網孤島運行成本，Cday為微電網中設備單元的初始投資費用折算到每個時段的費用，其取值不影響運行優(yōu)化，T為一天的時段數(shù)，本文取24，PWT,t、PPV,t和PGAS,t分別為t時段風力、光伏和沼氣發(fā)電機組輸出的有功功率，ρWT、ρPV和ρGAS分別為考慮政府補貼后的風力發(fā)電、光伏發(fā)電和沼氣發(fā)電的每度電的維護成本，ρBAT為蓄電池單位充放電能的維護費用，|PBAT,t|為蓄電池在t時段的出力，視其充放電狀態(tài)而定，ΔPIL,t和ρIL分別為t時段調用的可中斷負荷和用戶補償系數(shù).

2.1.2 約束條件

1)功率平衡約束

PLOAD，t=PWT,t+PPV,t+PGAS,t+ΔPIL,t+PBAT,t，

(4)

式中，PLOAD,t為t時段的負荷值.

2)沼氣發(fā)電機組出力約束

(5)

3)每小時消耗沼氣量的約束為

(6)

4)風力發(fā)電和光伏發(fā)電出力約束為

(7)

5)最大棄風、棄光約束

(8)

式中，α、β為最大棄風、棄光率.

6)蓄電池充放電約束

蓄電池選用性價比較高的鉛酸蓄電池，則蓄電池t時段末的容量與t-1時段末的容量以及t時段的充放電功率有關，

(9)

式中，EBAT,t為蓄電池t時段的總能量，σ為蓄電池的自放電率，一般鉛酸蓄電池月自放電率約為3%，在微網全天調度中蓄電池的能量損耗基本可以忽略，本文σ=0，ΔT為時間間隔，Pch,t和Pdis,t分別為蓄電池t時段的充電和放電功率，ηch和ηdis分別為蓄電池的充電和放電效率，Uch,t和Udis,t分別為t時段的充、放電標志(1為充、放電，0為不充、放電).

7)蓄電池荷電狀態(tài)約束

在整個調度周期內，電儲能系統(tǒng)要滿足其荷電狀態(tài)的上、下限約束，并保證調度周期始末荷電狀態(tài)相等，即

(10)

充放電功率約束

(11)

蓄電池充放電狀態(tài)約束

Uch,t+Udis,t≤1，

(12)

式中，Uch,t和Udis，t分別為t時段的充、放電標志(1為充、放電，0為不充、放電).

8)可中斷負荷約束

0≤ΔPIL,t≤ΔPIL,tmax,

(13)

式中，ΔPIL,t max為最大可中斷負荷的值.

2.2 微電網群并網運行

在電力系統(tǒng)中，電能的分配和傳輸都由配電網完成.配電網從發(fā)電廠購買電能，根據分配計劃通過線路進行電能分配.微電網群與配電網聯(lián)合調度可以有效解決新能源的消納問題，同時也更好地保證用戶供電可靠性.微電網聚合形成的微電網群，若微電網群整體呈現(xiàn)余電狀態(tài)，通過聯(lián)絡線將余電出售于配電網；若微電網整體處于缺電狀態(tài)，配電網可以通過聯(lián)絡線向微電網群出售電量.

1)微電網群并網運行的目標函數(shù)為

(14)

式中，minfc微電網并網運行成本,Cday為微電網中設備單元的初始投資費用折算到每天后的費用，其取值不影響運行優(yōu)化,N表示微電網群內微電網的個數(shù),PWT,t、PPV,t和PGAS,t分別為t時段風力、光伏、沼氣發(fā)電機組輸出的有功功率,ρWT、ρPV和ρGAS分別為考慮政府補貼后的風力發(fā)電、光伏發(fā)電、沼氣發(fā)電的維護成本,ρbg，t和ρsg,t為購買、銷售配電網電價,Pbg,t、Psg,t為t時段購買、銷售電能的有功功率，購買電能有功功率為正值，出售電能有功功率為負值，γ相當于出售和購買電能狀態(tài)的切換開關.

2)約束條件

功率平衡約束

PLAOD,t=PWT,t+PPV,t+PGAS,t+Pbg,t-Psg,t，

(15)

式中，PLOAD,t為t時段的負荷值.

其他約束條件同孤島運行相同，不再重復敘述.

3 算例分析

含微電網的農村配電網系統(tǒng)結構如圖1所示.圖1中包含配電網電力用戶、風光微電網(MG1)、光伏沼氣微電網(MG2)、風電沼氣微電網(MG3)，每個微電網中分布式電源的類型和負荷特性不同.配電網運營商負責整個配電側電力市場的運行和電能交易，配電網運營商與上級大電網之間以傳統(tǒng)的分時銷售電價與燃煤機組標桿上網電價進行結算交易.微電網所發(fā)電力優(yōu)先滿足自身負荷需求以降低自己的運行成本，微電網運營商在配電市場中可購置電能，也可以出售電能.微電網從配電網購電按峰谷分時電價計算[7]，售電按購電價格的80%計算[13]，電儲能系統(tǒng)技術中電池的充放電效率按0.9、功率上限為80 kW、蓄電池的初始儲能150 kWh、儲能上限550 kWh，下限50 kWh計算[13].

4臺額定功率為400 kW的風力發(fā)電機組，維護成本每度電0.11元[13-14]；7組額定功率為300 kW的光伏發(fā)電系統(tǒng)，維護成本取每度電0.08元[13-14]；2臺額定功率為500 kW沼氣發(fā)電機組，維護成本取每度電0.33元[12].根據某天的溫度、光照、風速預測值，按風電、光伏、沼氣機組的發(fā)電功率模型得出24 h發(fā)電曲線.

圖1 含微電網群農村配電系統(tǒng)結構Fig.1 Structure of rural distribution system with microgrid group

3.1 微電網孤島運行

孤島運行微電網內ηch、ηdis、包含風力、光伏、沼氣、儲能，負荷包括重要負荷和可中斷負荷.綜合考慮各時段負荷值、分布式電源的運行成本和儲能裝置充放電折損成本，應用LINGO軟件對微網內電源出力各時段逐點優(yōu)化，得出各分布式電源的最優(yōu)出力.通過對微電網調度的最小運行成本為目標函數(shù)建立數(shù)學模型，將數(shù)學模型轉換為計算機語言，借助約束條件來求解模型的最優(yōu)解.微電網內各分布式電源24 h最大出力，以及電儲能裝置最大釋放功率如圖2所示.依據圖2算例參數(shù)，應用LINGO軟件編程實現(xiàn)微網內電源出力各時段逐點優(yōu)化，優(yōu)化結果如圖2b所示.對比分析圖2a和2b可以看出，3：00和4：00出現(xiàn)了減負荷現(xiàn)象，7：00反應出力順序依次為光伏、風電、沼氣、儲能，10:00光伏發(fā)電余量進行儲能，20：00風電發(fā)電余量進行儲能，24：00保證儲能和初始荷電量一致.

a.微電網負荷和發(fā)電水平；b.分布式電源出力優(yōu)化結果.圖2 微電網負荷和發(fā)電水平及電源出力優(yōu)化 Fig.2 Microgrid load and power generation level and power supply output optimization

3.2 單微電網與配電網合作

微電網包含MG1并網運行中的負荷及發(fā)電水平如圖3a所示.依據以上算例參數(shù)用LINGO軟件編程實現(xiàn)微電網MG1內電源出力各時段逐點優(yōu)化，可以得出不同合作模型中MG1的最小成本、分布式電源的出力水平，優(yōu)化結果如圖3b所示. MG2、MG3的優(yōu)化與MG1相似，不再重復列出.

從優(yōu)化結果可得，MG1中風力、光伏發(fā)電集中在7：00～18：00，售電收入大于發(fā)電支出，MG1呈現(xiàn)盈利狀態(tài)；MG2在全天內光伏發(fā)電和沼氣發(fā)電實現(xiàn)互補狀態(tài)，MG2售電收入集中在9：00～17：00；MG3在20：00～24：00負荷減少，風力發(fā)電出力增多，收入和支出在總體上呈持平狀態(tài).

a.風光微電網MG1負荷和發(fā)電水平；b.MG1出力優(yōu)化結果.圖3 風光微電網MG1負荷和發(fā)電水平及出力優(yōu)化結果 Fig.3 Load and power generation level and output optimization results of the MG1 microgrid containing wind power and solar power

3.3 微電網聯(lián)盟節(jié)省成本的Shapley值法分配

以微電網運行成本最小為目標函數(shù)，微電網不進行合作聯(lián)盟時，各微電網與配電網之間進行直接交易；微電網合作聯(lián)盟后，余電微電網與缺電微電網之間可以實現(xiàn)電能的互補，互補電能交易電價低于直接向配電網購電價格，進一步降低了余電微電網的運行成本.因此，微電網聯(lián)盟總體運行成本也進一步降低.合作博弈強調的是集體理性，需滿足2個基本條件：1)對于微電網群，合作聯(lián)盟后的總成本小于單微電網與配電網交易的成本之和；2)對于節(jié)省成本的分配，聯(lián)盟后各微電網的運行成本不大于聯(lián)盟前單微電網與配電網交易的運行成本.

微電網聯(lián)盟形式及其節(jié)省成本如表1所示，MG1進行Shapley值分配過程如表2所示，其余2個微電網分配過程與表2類似.由表1和表2可以看出微電網聯(lián)盟滿足合作博弈條件.

表1 各種微電網聯(lián)盟形式及節(jié)省成本

表2 MG1節(jié)省成本分配表

v(s)為聯(lián)盟集合節(jié)省的成本；v(s/i)為除去微電網i的節(jié)省成本，剩余微電網合作聯(lián)盟形成的節(jié)省成本；v(s)-v(s/i)為微電網i不參與的情況下，節(jié)省成本差值；|s|為微電網個數(shù)；ω(|s|)為加權因子；vi為微電網i的節(jié)省成本分配值.

微電網聯(lián)盟之后節(jié)省成本分配結果如表3所示，3個微電網合作之后微電網聯(lián)盟節(jié)省成本為649.19元，3個微電網Shapley值分配結果分別為289.05元、119.06元和241.08元，通過優(yōu)化調度方式，MG1的最小運行成本為-2 107.29元，即利潤為2 107.29元；MG2的最小運行成本為58.04元；MG3的最小運行成本為-222.77元，即利潤為222.77元.

表3 微電網運行成本對比

3.4 配電網利益分析

配電網運營商負責整個配電側電力市場的運行與電能交易，微電網在配電市場中可購置電能，也可出售電能，根據自身的發(fā)用電量需求與配電運營商協(xié)調電能交易方式、交易量、交易電價，從而降低微電網的運營成本；微電網之間相互交易應計及配電線路損耗，應向配電網支付過網費用；而配電網運營商則通過與微電網運營商協(xié)商交易電能，降低上層大電網的電能購置，優(yōu)化系統(tǒng)內部功率潮流，節(jié)省了配電網部分購電成本，從而降低配電系統(tǒng)運行成本.

微電網聯(lián)盟負荷發(fā)電水平如圖4a所示，在20、21點微電網群整體出現(xiàn)缺電狀態(tài)，其余時刻都處于余電狀態(tài).配電網購電成本對比如圖4b所示，通過圖4b可以看出配電網從大電網購電成本高于從微電網聯(lián)盟購電成本.經計算可得，配電網運營商從微電網聯(lián)盟購電可節(jié)省成本1 369.18元.

a.微電網聯(lián)盟負荷和發(fā)電水平；b.配電網購電成本.圖4 微電網聯(lián)盟負荷和發(fā)電水平及配電網購電成本Fig.4 Microgrid alliance load and power generation level and power purchase cost of distribution network

4 結論

通過上述算例分析，得出以下結論：1)微電網孤島運行時，通過優(yōu)化各時段電源出力，可有效降低微電網運行成本；2)由于各微電網內部電源類型和負荷特性不同，微電網聯(lián)盟之后能夠實現(xiàn)微電網之間的電能互補，Shapley值法可保證微電網聯(lián)盟節(jié)省成本的公平分配；3)配電網運營商與微電網合作聯(lián)盟之后，同時降低了配電網運營商向上層大電網的購電成本.

本文僅考慮了微電網在運行過程中的運行成本、可中斷負荷、電能交易分時電價，還需進一步考慮可平移負荷以及電能交易過程中的定價和議價問題.