碳中和目标下的微网运行经济性分析

王 雷，王 鑫，张蓉蓉，刘宗浩，穆生胧，陈 刚

（1国网辽宁省电力有限公司阜新供电公司，辽宁 阜新 123000；2大连融慧能源科技有限公司，辽宁 大连 116085）

在“双碳”背景下，提高新能源发电占比，改善我国能源结构势在必行，除了大力发展集中式新能源发电以外[1-3]，许多企业也承担起各自的社会责任，积极在用户侧配置以光伏为主的分布式发电系统，实现节能减排[4-10]。但由于光伏等新能源发电系统具有间歇性、随机性和波动性，对电网的安全稳定运行存在一定影响，多地禁止用户侧配置的分布式新能源系统向电网倒送电；为了从根源上提高光伏等新能源系统的可控性和电网友好性，多地也出台相关政策要求用户侧项目应根据新能源发电系统规模配置一定比例的储能系统[11-14]。

除了政策层面的需求，在实际用能方面，许多企业也面临各种问题。2021 年受煤炭价格上涨、碳排放指标等因素影响，国内多地出现拉闸限电情况，造成了一定的经济损失。即使在用户侧配置了新能源发电系统，但由于新能源发电不能作为独立电源使用，依然面临停电威胁；同时，多数用户侧负荷波动性较大，在光伏发电较高时，负荷可能处于低谷阶段，在用户侧光伏不得上网售电的情况下，会发生弃光现象，造成能源浪费。为解决上述问题，企业或个人可在用户侧新能源发电基础上配置一定比例的储能系统，不仅能提高新能源发电的可控性和可靠性，在拉闸限电等极端条件下实现孤网运行，减少停电造成的经济损失；还可以利用储能系统谷电峰用等模式，降低用电成本，甚至获得一定的经济补贴，一举多得。

用户侧分布式新能源配套储能系统具有非常多的好处，但受电化学储能成本相对较高、短时间无法快速收回成本等因素影响，用户侧分布式新能源配套储能系统的应用相对较少，且基本以示范运行为主。本研究集光、储、用等诸多元素于一体，搭建了用户侧分布式新能源智能微网，分析了多种运行模式的经济性，并探索了多模式协调运行策略。经过5 年多的运行，该微网在实现碳中和的基础上，微网多模式协调运行也取得了良好的经济效益。

1 微网系统构成

1.1 微网系统架构

本研究智能微网位于大连某公司储能装备制造基地，2016 年12 月并网运行。该微网包括光伏发电系统(峰值总计1574.6 kW)、全钒液流电池储能系统(总计780 kW/3150 kWh)、基地负荷(总计4494 kW)等多种元素，如图1所示。

图1 微网系统主要构成单元Fig. 1 The main components in the microgrid system

微网一次系统架构如图2所示。本微网为典型的交流微电网，微网内母线电压为AC 380 V。微网通过两台容量为1000 kVA的干式变压器与10 kV配电网相连接。每台变压器及其低压交流380 V母线所接入的光伏发电系统、储能系统及相关负荷构成独立的子网。为了更好地进行电量等数据记录，微网内配置了完善的数据计量及记录装置。计量点如图3所示。

图2 微网架构Fig. 2 Schematic diagram of microgrid

图3 微网计量点Fig. 3 Schematic diagram of microgrid metering points

1.2 微网控制系统

该微网开发配置了就地监控系统，对微网运行数据进行存储，以便统计分析，就地监控系统的可视化界面如图4所示。通过该可视化界面可以看到微网内光伏、风电、负荷及储能等元素的实时运行情况。

图4 智能微网就地监控系统可视化界面Fig. 4 Visual interface of smart microgrid local controller

2 微网总体运行模式

本研究开发的微网是能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可以并网运行，也可以孤网运行。以1#变压器下负荷、光伏及储能构成的微网子网在典型工作日期间的运行情况为例，如图5所示，图中光伏、储能功率数据为负值时表示发电(或放电)，功率数据为正表示负荷用电(或储能充电)。

图5 1#变压器子网运行曲线Fig. 5 Running curve of sub-grid under 1# transformer

2.1 光伏发电模式

2018年负荷用电量与光伏系统发电情况如图6所示。由图可知，光伏系统总发电量可以覆盖园区负荷总用电量，根据近几年的微网发电量及用电量统计数据也可得出这一结论，见表1。在总体电量上，本微网已超额实现100%绿色用能，实现了碳中和目标。

表1 2018年与2017年光伏发电量与负荷用电量统计Table 1 Statistics of PV power generation and load consumption in 2018 and 2017

图6 光伏发电量与负荷用电量对比Fig. 6 Comparison of PV power generation and load consumption

本研究分布式光伏发电系统上网电价为0.3749元/kWh(辽宁省火电机组并网标杆电价)，分时电价见表2，装备基地工作时间为8:00—16:30。白天光伏发电的时间，光伏上网电价低于平段、峰段电价，为降低微网用电成本，微网应优先使用成本更低的光伏供电，即光伏发电应优先就地使用，即采用“即发即用”模式；当光伏发电电量过剩，超过本地负荷时，剩余电量有两种处理方式：①卖给电网，获得上网收益(0.3749元/kWh)；②为储能系统充电，此时充电成本为0.3749 元/kWh，且受储能系统能量效率影响，放电时会损失30%光伏电量。而储能系统还可以选择在谷电时段充电，充电成本为0.2399 元/kWh，明显低于光伏充电成本，且该时段充电可促进电网清洁能源消纳。因此，从经济最大化角度考虑，光伏剩余电量应选择上网卖电，即采用“余电上网”模式。综上所述，为实现光伏系统经济性最大化，光伏系统发电模式为“即发即用，余电上网”。

表2 园区分时电价信息Table 2 Time-of-daytariff for industrial parks

2.2 储能系统运行模式

本微网储能系统针对不同运行工况开发了多种运行模式，主要包括谷电峰用模式、需求侧容量管理模式、需求响应模式3种。需要说明的是，储能系统各个运行模式之间有优先级之分，且有些运行模式可能存在互斥的情况，其中需求响应模式涉及相关考核，执行期间不能执行其他运行模式；当谷电峰用和需求侧容量管理指令矛盾时，为避免容量不足影响负荷运行，储能系统需要优先执行需求侧容量管理指令。本研究采用的各运行模式协调运行控制策略如图7所示，下文就储能系统各种运行模式及功能进行简述。

图7 微网多模式协调运行控制策略Fig. 7 Multi-mode coordinated operation control strategy for microgrid

2.2.1 谷电峰用

谷电峰用模式是一种应用较为广泛的用户侧储能系统运行模式，主要针对执行峰谷分时电价的用户，该模式利用储能系统在低谷时期充电，在峰电(或尖峰)时段放电，这样利用电网低谷时段的低价电，减少了装备基地在峰电(或尖峰)时段从外网购电电量，进而实现节约用户电量电费的目的。同时，该模式还可以削峰填谷、减少负荷落差，促进新能源消纳，有助于提高电力系统经济运行的作用。

本微网执行的谷电时段为22:00—5:00，峰电时段为8:00—11:00、17:00—22:00。以1 套125 kW储能系统运行曲线为例，本研究谷电峰用运行模式如图8所示，其中储能系统功率为正表示充电，功率为负表示放电。由图可知，储能系统在夜间谷电时段充电，在白天峰电时段放电，晚间峰电时段(17:00—22:00)为下班时间，园区负荷较低，储能系统不再放电，其他时间段待机。

图8 125 kW电池储能系统谷电峰用运行曲线Fig. 8 Operation curve of 125 kW BESS for peak shaving

根据园区峰谷电价，500 kW/2000 kWh 储能系统在全年仅运行谷电峰用模式时见表3，每天1充1放，该理想条件下年收益为248810元。

表3 谷电峰用模式算例边界条件及收益情况Table 3 The example boundary conditions and income of peak shaving

2.2.2 需求侧容量管理

容量管理模式主要针对微网主变容量不足，或有用户容量/需量电费管理需求的工况，在用户侧微网项目中有大量应用。当微网主变容量不能满足微网尖峰负荷需求，且多数时间运行负荷不高、主变留有充足上行及下行容量空间时，可利用储能系统的容量管理模式，在运行负荷不高的时段充电，在负荷尖峰时段放电，弥补主变容量不足，实现延缓扩容，节约主变容量增加带来的容量电费[15]。

本研究就容量电费管理进行了相关验证，主要包括以下两项措施：①光伏发电系统采用即发即用模式可保证微网收益最大化，为尽可能保证光伏就地消纳，微网可根据光伏系统发电规律安排用电计划，大型设备集中在光伏系统发电功率较高时段；②储能系统采用容量管理模式，实时监测变压器低压侧功率，一旦实时功率超过变压器容量80%，立即启动储能系统进行放电，实现容量管理。为便于理解，图9采用实际运行数据模拟了储能系统需求侧响应时的工作模式，在容量管理前，微网采用2台1000 kVA变压器，总负荷仅在少数时间段超过1000 kW，如图9(a)所示；容量管理后，微网减少了1台变压器的使用，仅利用1台变压器供电。微网从安全角度出发，变压器应不超过80%，因此设定了800 kW 的变压器阈值，通过对变压器低压侧负荷监控，一旦总负荷超过800 kW，就启动储能系统对超出部分负荷供电，保证变压器安全稳定运行，整个微网成功减少1台变压器，实现容量电费管理。

本微网执行的容量电费收费标准为22元/(kVA·月)，变压器总容量为2000 kVA，微网年容量电费52.8万元。通过容量电费管理，可减少1 台1000 kVA 变压器使用，500 kW储能系统，在光伏超发时充电，在负荷尖峰时放电，平均日运行时间约2.3 h，计及储能系统效率，年充放电成本与收益可基本抵消，则年节约费用为26.4万元，见表4。

表4 需求侧容量管理模式算例边界条件及收益情况Table 4 The example boundary conditions and income of demand-side capacity management

需要注意的是，在进行容量管理时，储能系统需要保证微网实时功率不超过变压器容量80%，因此有可能在非峰电时段放电，进而降低了谷电峰用的收益，降低程度主要取决于容量管理过程中非峰电时段储能放电电量：非峰电时段放电电量越多，谷电峰用收益降低越多。

2.2.3 需求响应

需求响应是指参与主体根据市场价格信号或激励机制做出响应，主动改变常规电力消费模式的市场行为[16-19]。该模式主要针对可享受需求响应政策地区的用户侧项目，还处于示范推广阶段。山东省能源局发布相关规定要求，用户侧储能设施和电网侧储能设施可作为参与主体参与需求响应，且聚合的储能资源总充放电功率不低于5 MW，持续充放电时间不低于2 h，可在接收电网通知后4 h内快速响应。各需求响应类型补偿方式见表5。

表5 各需求响应类型补偿方式Table 5 Compensation method for each type of demand response

自2021 年12 月1 日山东启动第5 次电力现货市场结算试运行以来，全省电力现货日前市场出清最高价1.34 元/kWh，最低价0.02 元/kWh，均价0.48 元/kWh。根据容量补偿2 元/(kW·月)、电量补偿0.48 元/kWh，每日1 个充放电循环，每年运行330天计算，500 kW/2000 kWh储能系统全年仅运行在该模式下，理想条件下年收益约为328800元，见表6。系统实际收入情况，除了受政策影响外，还会受系统实际调度频次、响应里程以及响应效果影响。

表6 需求响应模式算例边界条件及收益情况Table 6 The example boundary conditions and income of demand response

2.2.4 其他用户侧储能应用模式

（1） 力率电费管理。力率电费是对用电企业无功消耗的一项奖罚措施。如果无功消耗量过大，造成功率因数低于国家标准，就会收取一定的费用；反之则给予一定额度的奖励。利用储能系统PCS的无功调节能力，可保证微网运行功率因数处在合理区间。根据2018 年电费账单信息，本微网平均每月获得奖励540元。该模式可获得的直接收益相对较少，应用并不广泛。

（2） 并离网切换及孤网运行。为应对突发停电情况，本微网还验证了储能系统并离网无缝切换及孤网运行功能[20-25]。为达到微网在并网和离网两种情况下的无缝切换，改善和提升融科储能装备基地负荷的供电可靠性，本研究开发了能量管理系统，并采用了基于VSG(虚拟同步发电机)的储能变流器。本研究针对多种工况进行了实测，如图10所示。

图10 并离网转换波形Fig. 10 On-grid and off-grid conversion waveforms

上述测试及运行情况表明，通过微网能量管理控制系统有效管理和调度，充分利用光伏及电池储能系统，可以有效提高重要负荷供电可靠性和供电保障能力，微网孤网运行功能得到了充分验证，但该模式的经济效益受微网内负荷性质影响，无法直接测算，本研究不做详细论述。

2.3 多模式协调运行经济性展望

本研究基于光伏、负荷、全钒液流电池储能系统，构建了用户侧分布式智能微网，由多年运行数据可知，本微网光伏发电量超过负荷用电总量，已超额实现100%绿色用能，完成碳中和目标。在此基础上，本研究探索了多种模式协调运行策略。考虑到需求响应模式应用相对较少，不同时间调度频次可能存在较大差异，很难保证每个月都能实现每日一充一放的响应频次和响应深度，为保证需求响应收益，本微网选择参与需求响应时间为1、2、7、8 四个调度资源相对紧缺的月份，期间不运行其他模式，保障需求响应合格率，期间由于减少变压器导致的容量不足需要切负荷运行；其余时间，谷电峰用和需求侧容量管理模式同时运行，以需求侧容量管理指令优先，该模式导致在非峰电时段，储能系统为增加微网容量放电，进而影响谷电峰用收益，折算成循环次数约为0.9 个循环。算例边界条件见表7，年时间内，多模式协调运行策略下，各模式运行时间及其收益见表8，累计年收益为522886.34元，相比全年单独运行任一单一模式收益大幅提高。需要注意的是，以下收益是根据本微网储能运行模式和各地用户侧储能系统可享受的政策计算而来，尤其是需求响应实际运行数据相对较少，本测算结果仅供参考。

表7 微网各运行模式算例边界条件Table 7 The example boundary conditions of operating modes of microgrid

表8 微网不同运行模式收益对比Table 8 The income comparison of different operating modes of microgrid

3 结 论

本研究利用光伏、储能及基地负荷成功构建了用户侧分布式新能源微网，经过5年稳定运行，实现100%绿色用能，提前完成碳中和目标。同时，本研究利用实际微网验证了多种微网运行模式及其收益情况，在理想运行条件下，全年运行单一模式，谷电峰用收益为24.88万元，需求侧容量管理收益为26.4万元、需求响应年收益为32.88万元，均不理想。在此基础上，本研究提出一种基于实际运行经验的协调运行控制策略，年收益可达52.29万元，较任一单一运行模式收益均大幅提高。本研究用实际运行数据证明，用户侧分布式新能源智能微网在实现碳中和的基础上，通过多模式协调运行，叠加多种收益，可大幅提高微网运行经济性，为用户侧微网解决方案提供了有益借鉴。需要说明的是，国内关于用户侧储能的政策，尤其是经济性政策还有待进一步完善，这对推广用户侧新能源配套储能、促进“双碳”目标的实现，都具有非常重要的意义。