基于二级聚集式的端对端电力交易控制策略

陈培育，崇志强，李树青，郗晓光，李振斌，王慧媛

(1. 国网天津市电力公司电力科学研究院，天津 300384；2. 智能电网教育部重点实验室 （天津大学），天津 300072)

0 引言

随着屋顶光伏(photovoltaic, PV)、分布式风机等分布式电源接入社区微电网，微电网中的电能消费者将逐渐转变为产消者。微电网能有效避免对配电网的功率扰动，降低用能成本[1-3]。端对端电力交易是提升系统灵活性和安全性的有效手段， 其在北美、欧洲已有许多工程应用[4-9]。

按产消者在端对端电力交易中对灵活负荷或蓄电池等分布式能源（distributed energy resources，DER）的控制程度，端对端电力交易可分为2种：一种是产消者借助本地交易或网络平台，实现与其他产消者或电力消费者的端对端交易，该方式允许产消者直接控制其灵活负荷或蓄电池；另一种是产消者通过第三方实体，如聚合商或能源服务公司等，管理灵活负荷或蓄电池，进而开展端对端电力交易，产消者不直接控制DER资源。已有大量研究致力于产消者借助本地交易或网络平台，并由产消者直接控制DER的端对端电力交易机制[10-20]，可分为3类：拍卖模型[10-11]、多主体（multi-agent）模型[12-14]、分析模型[15-20]。文献[12]提出一种基于博弈论和多主体的逆拍卖模型，利用博弈论方法在本地市场进行定价。文献[17]提出一种基于博弈论的区别定价技术，利用帕累托最优法来优化能源用户之间的公平性。上述研究中端对端电力交易机制需要较强的计算能力和密集的通信设施支撑。文献[21]通过第三方实体来实现端对端电力交易和社区微电网DER控制。文献[22]提出了一种本地化端对端电力交易模型，但该模型会造成消费者之间的不平等。文献[23]提出了一种适于智能家居的端对端电力交易优化模型。不管是借助网络交易平台，还是第三方实体来实现端对端电力交易，现有的控制策略都要建立从产消者到网络平台或第三方实体的双向数据通信，从而增大了技术难度和费用[24-25]。

针对含有多套住宅屋顶PV和蓄电池系统的社区微电网，本文提出一种基于二级聚集式的端对端电力交易控制策略，以实现多个产消者间的端对端电力交易，所提策略能够为社区微电网进行端对端电力交易设计或基础设施改造提供指导意见。

1 端对端电力交易

1.1 社区微电网模型

若社区微电网中有N个产消者，每个产消者都有一个独立的屋顶PV系统和一个蓄电池储能。

1.2 控制策略分析

含屋顶PV和蓄电池的产消者不进行端对端电力交易时，由家庭能量管理系统利用最大功率点跟踪(maximum power point tracking, MPPT)控制器，根据产消者的PV发电和交流(alternating current,AC)负荷曲线，优化控制蓄电池的充放电时间。

含PV和蓄电池的社区微电网结构如图1所示。MPPT控制器和AC负荷通过直流/交流(direct current/ alternating current, DC/AC)变换器连接，如图1 a)所示。储能系统有分布式和集中式的存储布置方式。分布式储能是指产消者的蓄电池和家庭能量管理系统安装在每个产消者住宅处，如图1 b)所示。集中式储能是指社区集中式蓄电池安装在社区，并连接在社区微电网的主线上，如图1 c)所示。

图1 含PV和蓄电池的社区微电网结构Fig. 1 Block diagrams of community microgrids with PV-batteries

2 二级聚集式控制

2.1 非线性优化控制模型

第一级优化目标函数是最小化社区微电网中用户的总电费值。由于社区微电网与主网连接点处的电功率流动以双向形式存在。因此，电价λgrid应包括从电网买电和卖给电网的价格。假设未来24 h净负荷、实际蓄电池功率与前一天相同，第一阶段优化的目标函数及约束为

2.2 基于规则的实时控制

在控制策略第二阶段，须进行基于规则的实时控制，即根据实时测量社区微电网与主网连接处的净负荷值，调整各蓄电池充放电设定值。

在蓄电池充电的情况下，当社区的PV总发电量高于总负荷时，社区微电网中剩余的PV发电功率用于为蓄电池充电，直到SOC达到最大允许值。此时，其充、放电功率计算式为

充电设定值必须位于上、下限边界内，即

式中：ΔPBW为蓄电池充电/放电设定值的带宽。

在蓄电池放电的情况下，当社区PV总发电量小于总负荷时，蓄电池会放电以满足社区的能源需求，直到SOC达到最小允许值。

2.3 二级聚集控制流程

在二级聚集控制的第一阶段，优化控制通常取一天24 h为优化时间窗口，每0.5 h滚动更新优化结果，并将其结果作为第二阶段基于规则的实时控制的重要输入部分。第二阶段实时在线测量社区微电网的连接点的净负荷，并根据实时的充电和放电指令，建立从社区能量管理系统到产消者的单向通信，发送到产消者蓄电池控制器。

将第二阶段蓄电池每0.5 h充、放电功率的平均值反馈给第一阶段，作为下一0.5 h优化计算的其中一个约束条件。二级聚集控制相互关系如图2所示。通过本文方法可实现社区微电网内资源最优化配置与实时调整，减小数据误差。

图2 二级聚集控制流程Fig. 2 Flow chart of two-stage aggregation control

3 算例分析

将提出的二级聚集式端对端电力交易及控制策略应用于一个典型社区微电网中。该社区微电网中有100户居民。安装了PV和蓄电池的50户为社区微电网中的产消者，居民编号为1～50。未安装光伏电源或蓄电池的50户为社区微电网中的消费者，居民编号为51～100。以夏季为例，社区微电网总的日负荷和PV曲线如图3所示。社区微电网0.5 h平均用电功率为76.1 kW，PV最大输出功率为129.3 kW。社区在当日的总负荷为1 083.5 kW，PV总输出为814.9 kW·h。储能总容量为200 kW·h。配电网对用户的零售电价为0.75元/（kW·h） ，上网电价为 0.38 元/（kW·h）。

图3 日负荷和PV曲线Fig. 3 Daily profiles of load demand and PV generation

蓄电池日充、放电曲线如图4所示。从图4可以看出，端对端电力交易时，每个产消者蓄电池收到相同的充、放电信号，且处在相似的荷电状态。

图4 蓄电池日充、放电曲线Fig. 4 Daily charging and discharging profiles of batteries

当社区微电网不进行端对端电力交易时，每个产消者由其家庭能量管理系统根据产消者每天的PV发电和负荷情况，优化控制蓄电池的充、放电时间表。各产消者电池充放电情况各不相同。例如产消者1—4在一天中的充放电功率曲线及荷电状态如图5所示。从图5可以看出，4个产消者充电过程较为类似，都在06:00—09:00时间段对蓄电池进行充电；由于各个产消者负荷情况有差异，其蓄电池放电情况差别较大。

图5 无端对端电力交易时蓄电池日充、放电曲线Fig. 5 Daily charging and discharging profiles of batteries without P2 P energy trading

社区微电网所有用户各季度的平均电费如表1所示。社区微电网采用端对端电力交易集中式储能方式比不进行端对端电力交易年电费节省了315.72元，节省电费占年总电费的14%。而端对端交易且采用分布式储能方式进一步节省电费39.7元，相比不进行端对端电力交易，节省电费占年总电费的15.9%。分布式储能带来的额外电费节省是由于产消者的蓄电池连接在光伏的直流侧，减少了能量存储时变换带来的能量损耗，而集中式储能布置方式，在首次设备安装和通信连接上更加便利。

表1 社区微电网总体的季度电费和年电费比较Table 1 Seasonal and annual energy bills of the community microgrid

4 结语

为解决现有的端对端控制策略要求建立数据双向通信所增加的技术难度和费用问题，提出一种基于二级聚集控制的策略。该控制策略只要安装一个在线测量点和基于该测量点和社区微电网管理系统到产消者的单向通信，解决了以往优化控制策略中仅使用预测数据带来的误差，实现了社区微电网端对端电力交易和分布式能源的优化配置。该控制策略有利于降低社区用户电费和提高产消者收入。通过含多个PV和蓄电池用户的社区微电网的案例分析验证了方法的有效性，并比较了分布式储能和集中式储能布置方式在能量损耗和降低电费上的优劣，为社区微电网进行端对端电力交易设计或基础设施改造提供借鉴。