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面向储能的光伏微网成本评价与对策研究(3)

(二)微网发电收益函数

根据统计数据(图2)构建出以时间x(小时)为自变量的晴天情景下的分布式光伏发电功率函数解析式:

面向储能的光伏微网成本评价与对策研究(3)
由此可得,基准分布式光伏发电功率函数解析式为:

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函数图像有明显的峰值,其余数值均衡分布在峰值两端。光照时间集中在白天10时至16时,光伏发电功率此区间数值较大(330≤yG≤440千瓦),并在11时达到峰值440千瓦;16时至20时随着光照强度减弱,发电功率也随之降低,所以,在晴天情景下分布式光伏全天的发电量为3785千瓦时,达到最优发电量的90%。

分布式光伏光照时间对其发电量的影响严重,其发电时间大致从早上6时持续到夜间20时。根据微网光伏供电系数矩阵可知:此情景下供电系数为0.9。所以,微网内分布式光伏的发电收益函数为

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(三)用户需求成本函数根据图3拟合出以时间x(小时)为自变量的微网用户的负荷功率函数解析式:

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用户负荷曲线有明显的峰值和峰谷,在6时用户用电负荷达到最小值180千瓦,在17时至22时处于峰值区间(330

微网内用户的电力负荷情况符合居民日常生活习惯,傍晚至夜间属于用电高峰期,但这个时间段恰好是光伏发电功率的衰减期,两者差距较大。根据用户电力需求成本函数和电价分段情况,可得微网内用户的电力需求成本函数如下

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(四)日微网成本函数根据以上微网用户电力需求成本函数和分布式发电收益函数,构建出微网用户日购电成本函数:

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首先分析微网内电力负荷的动态变化规律情况(图4),图中,x轴表示全天24个时刻,y轴表示微网电力负荷功率,曲线表示微网内的电力负荷的变化情况,虚线区间表示分时电价区域,1、2、3分别表示低谷、平段、高峰电价区间。电力负荷曲线与水平轴(y=0)之间的面积就是对应时间段内的电量值(千瓦时),如果区域面积处于轴以上,就证明分布式供电量不足以支撑用户需求量,反之,存在富余。为方便计算,所有结果均保留一位小数。

基于图4的图形特征,发现微网电力资源的三点动态变化规律:

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图4 微网内电力负荷的函数图像

1.微网自身电力供应远小于用户的电力需求。如图,1时到9时以及15时到24时,电力负荷函数的图像都处于y轴上方,这19个小时内微网区域都呈现出自身供电量小于用户需求量的状态,占全天24个时刻的79.2%。

2.微网电力负荷的变化幅度大、速率快。从图像的倾斜程度可以看出,电力负荷功率随着时间的变化逐渐下降,且下降的速率先增大后略微减少随后又增大,如图4,从16时开始电力供需差值越来越大,直到21时达到峰值,随后供需差略有下降。

3.微网电力负荷函数存在两个平衡点和两个极值点。两个平衡点为9点和15点,当函数取到平衡点后,微网内的电力达到供需平衡的状态。x1=12时,函数为极小值点,此时微网内分布式电力供应量最大;x2=21时,函数达到极大值点,此时微网内用户电力需求量最大。

(五)分情景的微网成本评价

为了保持微网内部电力供需平衡,一般采用微网并网或者增加储能装置这两种方式协调电力。微网并网可以在电力短缺时从主网获取电力,电力富足时向主网出售电力;储能装置不仅可以在微网电力富足时收纳多余电力,在电力短缺时向微网供能,还可以利用分时电价为微网用户减少购电成本。

情景1.微网合并主网

根据微网购电分时电价,计算出并网情况下的微网购电成本。如图4,区间1的电力需求量为S1=1187.7千瓦时,购电成本为C1=361.2元。区间2的面积分为4个部分,电力需求量之和S2短=1 503.3为千瓦时,购R2=|-311.4|=311.4电成本为C2短=908.3元;富余电力总和为S2富=-317.8千瓦时,售电收益为元。区间3的面积分为三部分,电力需求量为S3短=1 299.3千瓦时,购电成本为C3短=1 292元;富余的电力总量为S3富=-12.9千瓦时,售电收益为R3=|-12.6|=12.6元。

统计全天时段的微网电力售购情况,发现微网内用户电力需求总量远大于分布式电力供应量,而且微网内用户在电价高峰期间的电力需求量很大,累计了较多的购电成本,最终第一种情景下,微网用户的日购电的成本总量为:C总1=2237.5元。

情景2.微网合并主网且安装储能装置

参考已有研究[33],假设在微网内安装一个储能量为300千瓦时的储能锂电池[34],可循环充电2 000次以上[34],按照每天充放电一次计算,储能锂电池的使用寿命约为6年。储能锂电池的充放电效率为20%~80%左右,可用最大容量约为240千瓦时,当电池电量低于50千瓦时时需要进行充电。储能电池的最大充电功率为64千瓦,最大放电功率为80千瓦,假设装置6个小时可以充满电,平均每个小时充放电量均为40千瓦。储能装置的单位造价按照4 000元/千瓦时计算[35],折旧费用算作储能锂电池每天的成本可得,使用锂电池储能设施日花费600元。

在此情景下,储能装置可以与主网进行电力交互,也可以通过分布式发电端充电。有储能装置的微网成本变化图形,如图5所示。

面向储能的光伏微网成本评价与对策研究(3)
图5 并网且存在储能装置的微网购电成本图

在电价低谷时期进行储能系统的蓄电工作,储能系统6个小时蓄电结束,从7时开始为微网输送电量,前6小时消耗主网电量1212.1千瓦时,电力成本为368.6元;7时至9.5时,储能系统为微网供应140.2千瓦时的电量,最后剩余99.8千瓦时电量;进入9.5时至14.5时,微网用分布式电量为储能系统充电,剩余电量出售,储能装置消耗电量140.2千瓦时,微网售出电量240.5千瓦时,出售盈利223元;14.5时至17时,微网进入高峰电价时期,利用储能系统供电,储能系统可用容量为240千瓦时,电力需求量为238.9千瓦时,供应结束后剩余1.1千瓦时的储存电量;随后,17时至19时再次进入平段电价时期,继续从主网购电补充储能系统电量,两个小时充电80千瓦时,储能系统共有81.1千瓦时电量,共消耗主网电量853.9千瓦时,支付成本515.9元;19时至22时的电价高峰时期,储能装置提供81.8千瓦时的电量,再消耗主网电量979.3千瓦时,支付电费973.8元;最后两个时刻,所有电量由主网提供,共消费电量680.1千瓦时,支付电费410.9元。

微网并网且增加储能系统后,微网用户的日购电成本为C总2=2033.6元,然后加入使用锂电池储能设施的日折旧费用600元,C总2′=2633.6元。

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