考慮綜合能源站柔性調控作用的城市配電網多階段規劃方法

李蕓漫，高紅均，李海波，鐘 磊，唐 早，劉俊勇

（1. 四川大學電氣工程學院，四川 成都 610065；2. 清華四川能源互聯網研究院，四川 成都 610213）

0 引言

在環境氣候惡化以及化石能源逐年緊缺的壓力下，全球能源結構正在開啟新一輪的轉型，逐漸形成以可再生能源及電能為供、需主導地位的能源新體系［1］。然而經濟發展與終端用能電氣化的普及，導致城市用電量不斷攀升，其中最主要的驅動因素之一——空調類制冷耗電，就已占全球建筑物總用電量的20%，且未來占比還將持續上升［2］。同時由于空調類負荷時段非常集中，導致峰谷差等問題愈發嚴重［3］。在這種趨勢下，現有的配電網規劃運行模式在未來將面臨嚴峻挑戰。因此，深入分析對制冷用電負荷供能的柔性調控作用，實現綜合能源站IES（Integrated Energy Station）助力城市配電網規劃已勢在必行。

為滿足未來負荷增長，傳統配電網規劃方法多基于系統負荷預測結果，僅針對規劃期內負荷峰值需求，以保證負荷供應及可靠性等為前提尋求經濟性最優的配電網規劃方案，如文獻［4］考慮負荷節點擴張影響，根據新增負荷總量并以規劃運行成本最低為目標決策配電網網架擴建及分布式電源選址定容；文獻［5］以規劃及網損費用最小為目標并考慮可靠性等約束對配電網饋線及變電站TS（Transformer Substation）進行規劃。此類規劃方法均未考慮配電網主動管理手段，當負荷峰谷差較大時，其經濟性顯然無法得到保證。因此有學者開始研究儲能系統等配電網主動調控手段，文獻［6］提出了考慮儲能系統及分布式電源的主動配電網規劃方法，陸續還有學者提出集中型充電站［7］、電池儲能系統［8］等電儲能設備在配電網規劃中的應用，此類方式雖然理論上能提高配電網運行的靈活性，但實際卻面臨投資成本高昂及現有電池技術無法大規模應用的困境。

為了突破能源轉型瓶頸，近年來國內外陸續開啟了綜合能源相關建設，旨在改變冷、熱、電、氣獨立規劃運行的現狀［9］。我國《能源生產與消費革命（2016—2030）》等文件的出臺，進一步推動了以電為中心的能源互聯網及綜合能源服務等業態規?；l展，國網、南網、華電等能源企業亦紛紛起步實踐［10］。對于配電網規劃工作而言，各類綜合能源基礎設施建設是需探索的重點。其中IES 作為能源互聯網物理載體運營核心，是實現綜合能源耦合互補、統一管理調控的實體節點［11］。IES 適用場景及功能由其內部能源耦合設備配置決定，伴隨熱電聯供、電轉氣等綜合能源關鍵技術的快速發展，未來IES 推廣應用前景可觀。另外，IES采用儲冷、儲熱裝置，與電儲能設備相比發展更為成熟且價格適中，對于城市大規模儲能應用更有現實價值?？梢娫谂潆娋W中以IES為樞紐引入綜合能源協調互補機制對研究城市配電網規劃方法具有重要意義及發展潛力［12］。而目前國內外學者研究考慮綜合能源影響的配電網規劃方法時，多以綜合能源系統為主體，配電網及其他能源網絡僅為組成元素，以優化整體系統為目的規劃各能源網絡［13-15］。文獻［13］將天然氣火電廠作為電-氣耦合點，以投資運行成本最小為目標建立了饋線及天然氣站管的最優擴展規劃模型；文獻［14］基于熱網特性及能流平衡建立了包含配電網、熱力管網及能源站的綜合能源系統拓撲模型，在考慮城市道路分布的同時對三者進行規劃建設。上述研究通?？紤]能源系統整體優化且多立足于全局能源發展，較少關注綜合能源對解決城市配電網現存規劃運行問題的應用價值。

綜上所述，目前相關研究多從IES 配置優化或綜合能源系統整體協調規劃的角度出發，尚未有研究以配電網為主體、IES 為配電網調控手段，對含有IES的配電網的規劃運行效益前景進行剖析。因此，本文重點關注配電網規劃經濟性及其應對城市負荷發展與峰谷差的調控能力，從實際應用場景出發，提出在IES 柔性調控作用下的城市配電網多階段規劃方法。為此本文主要進行以下工作：根據城市用戶主要能源需求構建IES，基于能流平衡對其運行拓撲結構進行建模，對IES 能源耦合及儲能設備運行機制進行設定；在此基礎上以配電網線路、TS 升級改造及IES投建為規劃決策對象，考慮IES接入后對配電網運行潮流的影響，以規劃與運行經濟性為目標，建立涵蓋多個規劃階段及運行場景的配電網雙層多階段規劃模型，并以修改的IEEE 33 節點配電系統及四川省某地實際152 節點配電系統為算例進行仿真分析驗證。

1 含有IES的配電網運行機制

1.1 配電網能源流動結構及建模

IES運行涵蓋能源生產、轉換及存儲3個環節，各環節設備可根據地域、氣候特征等因素靈活配置。本文意圖驗證由冷、熱、氣構成的綜合能源通過IES 對城市配電網的調控作用，參考文獻［16］在IES 基本架構研究中所做貢獻對IES 設備配置進行設計?？紤]到電儲能技術發展尚不成熟，暫不將經濟性相比冷儲能CS（Cool Storage）、熱儲能HS（Heat Storage）競爭力較弱的電儲能納入IES 設備配置中，同時，考慮到當前我國城市建設發展現狀，城市內部投建風電、光伏等分布式電源較為困難，因此IES 配置中不計風電、光伏機組的作用，僅以上級電網供電和天然氣作為IES 能源輸入。另外，由于本文核心關注點為提升負荷調控能力的配電網規劃方法，因此對氣網結構等非配電網主動管理關鍵要素進行了弱化，簡化設定為IES 候選建設地點存在氣源點以保證IES的天然氣需求。

含有IES 的配電網能源流動結構如圖1 所示。圖中，IES內部裝設的能源耦合設備為熱電聯供CHP（Combined Heating and Power）機組、燃氣鍋爐GB（Gas Boiler）、電制冷機EC（Electric Chiller）、吸收式制冷機AC（Absorption Chiller），儲能設備為CS、HS；EC 及CHP 分別由配電網和天然氣管供能，AC 耗能由GB、CHP產出熱能提供，冷、熱、電負荷用能由IES進行集中分供，各設備間能源耦合關系及流向已在圖中注明；PTS為向上級購買電能；PG1、PG2分別為CHP、GB 消耗天然氣功率；PG為IES 輸入天然氣的總功率；PCHP，e、PCHP，h分別為CHP 產電、熱功率；PGB，h為GB 產熱功率；PEC，e、PEC，c分別為EC 耗電功率、產冷功率；PAC，h、PAC，c分別為AC 耗熱功率、產冷功率；Pch，c、Pdi，c分別為CS 的充、放功率；Pch，h、Pdi，h為HS 的充、放功率。

圖1 含有IES的配電網能源流動結構Fig.1 Energy flow structure of distributed network with IES

接入IES 后系統存在多種能源耦合關系，結構復雜，因此為方便后續配電網規劃，首先基于能流平衡并結合圖1 對含IES 的配電網能源流動結構進行建模，如式（1）—（4）所示。

1.2 基于IES的配電網供能柔性調控策略分析

圖2 為某地夏季典型日負荷。由圖可見，熱負荷較為平緩，而冷、電負荷峰谷時段受用戶起居特征及氣溫影響明顯；冷負荷量在日出至日落時段較夜間相差成倍，且由于冷負荷基本以電為源，導致電負荷日間峰值過高，另外由于夜間照明等居民需集中用電，也使得電負荷在夜間出現峰值。

圖2 某地夏季典型日負荷曲線Fig.2 Typical daily load curves of an area in summer

當IES 接入配電網負荷側后，其調控作用，即能源耦合設備與儲能設備相配合的多能互補、離峰蓄能過程，可在轉移用電高峰的同時通過天然氣替代作用緩解配電網運行壓力，而決定IES 調控效果的關鍵就在于IES 內設備類型及運行模式的設定。本文以城市配電網為規劃對象，城市內冷負荷主要由空調送冷及工業用冷組成，考慮到占地面積及峰谷時長，故選用類如冰盤管式系統的蓄冷設備。該類冰蓄冷設備與水蓄冷設備相比存儲相同冷量所需的體積小，且其采用常溫水與存冰直接接觸以快速制出低溫冷凍水的放冷方式，可較好地適應日內峰谷期過渡時間短的情景［17］。設備運行模式方面，規定蓄冷設備與EC、AC 處于并聯狀態。IES 制冷運行流程示意圖如圖3 所示，蓄冷設備與制冷機組工作狀態相互獨立，因此供冷流程可根據電、冷負荷狀況在單制冷機供冷、單CS 供冷、制冷機與CS 同時供冷、單蓄冷以及蓄冷的同時制冷機直接供冷這幾種運行模式中進行靈活選擇。另外，HS設備選用經濟性最佳的水蓄熱罐，其運行模式與蓄冷設備類似，故不再贅述。

圖3 IES制冷運行流程示意圖Fig.3 Schematic diagram of IES refrigeration operation

將上述IES 設備運行方式應用到圖2 所示的負荷場景中，其調控效果及過程如圖4 所示。用電低谷時段，提高EC 制冷出力以增加用電量，在滿足冷負荷需求后將多余冷能存儲在CS中，填補該時段用電低谷；用電高峰時段，CS 釋放冷能滿足部分用戶冷負荷需求從而降低制冷用電，且由于此時天然氣價較電價更具優勢，因此增加CHP、GB 出力，產出電能、熱能的同時通過AC 制冷，在CS供冷基礎上進一步滿足用戶需求，而多余熱能亦可替代制熱用電或存儲在HS 中。由此可將高峰時段的部分供電壓力轉移至低谷時段，平滑配電網供能曲線，達到緩解配電網運行壓力的目的。

圖4 配電網供能曲線調控作用示意圖Fig.4 Schematic diagram of power supply curve regulation for distribution network

2 考慮IES的配電網多階段規劃模型

2.1 配電網多階段規劃流程及框架

本文所提模型以城市中壓配電網為規劃對象，以應對負荷增長、緩解負荷峰谷差為規劃目標，考慮網架線路（非開關支路）升級改造、TS 主變增容及IES投建為規劃內容，規劃分多個階段滾動進行。

為達成上述規劃目標，規劃階段需充分考慮實際運行狀況。首先確定配電網規劃策略，并按該規劃策略求解配電網最優運行方式。該問題具有分步遞進結構特征，屬于典型的雙層規劃問題。因此本文采用兼顧配電網規劃與運行的雙層多階段規劃模型，其中上層模型針對配電網中IES 等設備的選址定容問題，以規劃運行總成本最小為目標決策各階段d的規劃方案；下層模型基于上層決策結果，以階段運行成本最小為目標優化各階段d及場景s下的配電網運行變量，如式（5）所示。

下文如無特別說明，下標d、s、t（d∈D，s∈S，t∈T，D、S、T分別為階段、場景、時段數集合）分別表示對應的參數為當前規劃階段、場景以及時段的參數；i、j分別表示節點i、j，其對應集合在下文公式中分別進行標注。

2.2 目標函數

2.2.1 規劃投資成本

2.3 約束條件

1）規劃建設約束。

式中：PEC、PAC、PCHP、PGB分別為EC、AC、CHP 機組、GB的額定運行功率。

IES內儲能設備相關約束如式（33）—（35）所示。

2.4 模型求解

由式（5）可見，下層約束條件中計及上層規劃決策變量作用，且下層優化結果會反饋至上層模型，整體模型為雙層單向的形式。有別于傳統雙層模型獨立構建求解的方式，本文在模型搭建中將上層決策變量與下層相關約束相結合，上、下層實際上形成了一體化關聯模型，可實現整體求解，從而避免了上、下層單獨求解收斂過慢等問題。另外，通過二階錐松弛及Big-M 法對非線性項和雙變量線性項進行處理后，模型轉化為混合整數二階錐規劃MISOCP（Mixed Integer Second Order Cone Programming）問題，可基于MATLAB 平臺采用YALMIP 進行數學建模并調用商業優化求解器GUROBI等進行高效求解。

3 算例分析

3.1 算例條件設置

算例由兩部分構成，首先基于修改的IEEE 33節點配電系統［19］（下文簡稱修改的IEEE 33 節點系統）進行測試，然后進一步在四川省某地152 節點的10 kV 中壓配電系統（下文簡稱152 節點系統）中進行應用，算例網架結構見附錄A 圖A2、A3。規劃期均設為3 個階段，每個階段歷時3 a。修改的IEEE 33 節點系統的TS 初始容量為3.15 MV·A，候選主變容量為3.15、6.3、10 MV·A；152 節點系統的TS 初始容量為10 MV·A，候選主變容量為6.3、10、20 MV·A，TS增容成本為50萬元／（MV·A）。候選線路及待選型號參數見附錄A 表A1、A2，壽命均為25 a。IES 候選節點已建有天然氣供氣點，IES 候選節點及候選設備的額定功率、能效系數等參數［20］見附錄A 表A3、A4。

主網購電費用參考文獻［21］，采用我國某市峰谷電價：峰時（07:00—20:00）1.33元／（kW·h），谷時（01:00—06:00、21:00—24:00）0.41 元／（kW·h）。天然氣價格恒定為0.193元／（kW·h）。

設置負荷參數時，計及各規劃階段負荷發展、季節因素及地域氣候因素對負荷特征的影響，首先，參考文獻［22］設置地域氣候類型A、B下不同峰谷特征的原始負荷數據，其中冷、熱負荷分別為規劃前由電力供應的冷、熱需求。然后，基于蒙特卡洛模擬分別模擬生成1 000 組數據，采用K-means 聚類方法各抽取4 種典型日共8 個負荷場景作為規劃階段1 的負荷參數。A、B類負荷聚類結果分別見圖5（a）、5（b），圖中括號內的百分數為各場景概率。由圖可見：場景1、4 的冷、熱負荷峰值較高，分別具有夏、冬季負荷特征；場景2、3 的冷、熱負荷曲線均較平緩，具有春、秋季負荷特征。最后，依據我國南方某市近10年的負荷歷史數據，抽取每年的典型日數據后采用最小二乘法擬合線性回歸方程，并在規劃階段1 負荷的基礎上根據回歸方程預測得到階段2、3 的負荷曲線。根據是否考慮IES，對修改的IEEE 33 節點系統和152 節點系統算例均設置了2 組對比方案，其中，不考慮IES 時冷、熱負荷以熱電能效系數2.8 折算為電負荷；考慮IES 時，優化得到IES 設備配置組合1—3，如附錄A表A5所示。算例求解的相關信息如附錄A表A6所示。

圖5 典型日負荷聚類結果Fig.5 Clustering result of typical daily load curves

3.2 修改的IEEE 33節點算例

首先基于A 類典型日負荷場景，在修改的IEEE 33 節點系統中對本文所提配電網規劃方法的通用性及有效性進行檢驗。配電網各階段規劃及運行結果如表1 所示。表中，括號內外的數字分別表示安裝位置及表A5中的IES設備配置組合序號；N／A表示無投資，后同?？紤]IES時，無需對線路及TS進行升級投資，僅在規劃階段1 投建2 座IES；不考慮IES時，在規劃階段1、3需對TS進行增容投資，且在規劃階段3 需升級1 號線路?？紤]IES 后總年化規劃成本略有降低，投資周期延緩1 個階段。運行效益方面，考慮IES 后，各規劃階段的年化運行成本相較不考慮IES時均有所減小，降幅約為39.83%。另外，在配電網峰谷差調控方面，場景1 的峰谷比由規劃前的63.87%提升為規劃后的77.49%，改善效果最佳；場景4 的改善效果稍弱，峰谷比由規劃前的66.14%提升為74.71%，但整體上各場景均具有良好調節效果。根據上述算例結果可知，本文所提配電網規劃方法在修改的IEEE 33 節點系統中表現出一定的經濟效益及調控能力優越性，可進一步應用至實際算例。

表1 修改的IEEE 33節點系統的算例規劃結果對比Table 1 Comparison of planning results for modified IEEE 33-bus system example

3.3 152節點系統算例

基于A、B 類典型日負荷場景，進一步在152 節點系統中進行實際應用分析。各規劃階段的配電網規劃及運行結果如表2、3所示。

3.3.1 配電網多階段規劃結果分析

由表2可知，A類負荷場景下的配電網規劃結果為：考慮IES 時，僅在規劃階段1、3 存在IES 投資，總年化規劃成本約為139.43 萬元，且投資主要分布在規劃階段1，占比高達84.75%；不考慮IES 時，各階段均存在線路及TS 投資，總年化規劃成本約為115.98 萬元，各規劃階段投資呈較均勻分布?？紤]IES 時的總年化規劃成本約為不考慮IES 時的1.2倍，其中在初始規劃階段（規劃階段1）的年化規劃成本約為不考慮IES 時的2.7 倍，而后續規劃階段（規劃階段2、3），在相同的負荷增長率下，年化規劃成本僅約為不考慮IES 時的147/500，且投資期延緩1 個階段?？梢?，考慮IES 時初始階段投資量較大，但后續規劃階段中其降低規劃成本及延緩規劃周期效果顯著，這有2個方面的原因：①投建IES前冷、熱負荷由電能供應，系統中無存量冷、熱能供應設施，因此考慮IES 時初始投資較大，但同時也有效轉移了部分配電網供電壓力；而不考慮IES 時，初始階段實則為基于存量電網的規劃，因此投資較低；②配電網規劃后IES 調控作用有效平緩了供能曲線，且將各類負荷供應壓力分配至了對應設備中，緩解了電負荷需求增長壓力，形成多能并驅的發展態勢。

表2 基于A類負荷的規劃結果對比Table 2 Comparison of planning result base on Load A

由表3 可知，B 類負荷場景下配電網規劃結果：考慮IES 時，初始規劃階段規劃4 座IES，規劃階段2、3 分別規劃1 座IES，而無需對線路及TS 進行投資。對比方案則僅在規劃階段3對線路及TS進行投資?？紤]IES 時的總年化規劃成本約為不考慮IES時的2.34 倍，相較A 類負荷場景下的規劃結果經濟性差異顯著。其原因在于現存網架對于B 類負荷尚有充分承載能力，根據不考慮IES 時的規劃結果可知，負荷增長至規劃階段3才需進行投資。且由于B類負荷的峰谷差較A 類負荷平緩，因此B 類負荷場景下，基于IES 的配電網負荷調控收益沒有A 類負荷場景下顯著?？梢姳疚姆椒ǜm用于負荷峰谷差明顯、規劃需求較強烈的地區。

表3 基于B類負荷的規劃結果對比Table 3 Comparison of planning result base on Load B

3.3.2 配電網運行結果分析

在配電網規劃中計及IES 作用對系統運行經濟性的改善展現出了良好效果，A、B 類負荷場景下的總年化運行成本相較不考慮IES 時分別降低了約37.7%、22.7%。IES 在電價谷時蓄能、峰時放能，同時利用天然氣在峰時替代部分電能可進一步降低運行成本。而對比方案不存在IES 調控作用，運行成本完全由負荷與電價決定，因此其經濟性較差。對比A、B 類負荷及各階段運行結果可見，負荷增幅越大、峰谷差越大時，運行成本縮減效果越明顯。其中A 類負荷場景下，進行配電網規劃后的年化總成本整體下降了約37.27%，在規劃階段2、3 下降了37.31%，可以預見IES 的投入在后續規劃階段中也將為運營商持續帶來良好收益。

針對規劃前后A 類負荷場景下的電負荷曲線進行比較（規劃前冷、熱負荷以能效比2.8 折算為電負荷），結果如圖6 所示。由圖可知：場景1 在規劃前、后的峰谷比分別為61.67%、79.32%；場景4的峰谷比由規劃前的63.24%提升至規劃后的73.96%；場景2、3 的峰谷比分別由規劃前的69.15%、68.47%提升至79.02%、78.73%。4 類典型場景的峰谷情況均在不同程度上得到了改善，其中以冷負荷為主的場景1 的削峰填谷效果最為明顯，而熱負荷占比較大的場景4 改善效果稍差，說明本文的IES 設備配置對冷負荷調控更加有效，更適用于冷負荷峰谷差明顯、熱負荷相對平緩的地區。

圖6 規劃前后電負荷對比結果Fig.6 Comparison of electric load before and after planning

網絡重構方面，以A 類負荷階段1場景1下的配電網重構結果為例，其開關動作方案如表4所示。

表4 配電網開關動作方案Table 4 Switching actions of distribution network

考慮和不考慮配電網絡重構時的規劃運行結果對比如表5 所示。由表可見，以不考慮網絡重構為對比方案，二者除在運行方面具有差異外（考慮重構后年化運行成本稍有降低），在規劃結果方面也存在一定差異，主要體現在饋線升級需求有所下降?？紤]配電網絡重構的情況下，無IES時規劃階段1的饋線2投資選型為容量規格較高的線路1，而不考慮配電網絡重構時為容量規格較低的線路3。其他規劃內容無變化。

表5 配電網絡重構與否的規劃運行結果對比Table 5 Comparison of planning and operation results between with and without distribution network reconfiguration

3.3.3 IES運行狀況分析

以A 類負荷場景1 為例對IES 運行機制進行詳細分析，圖7、8分別為規劃后IES制冷及制熱出力。

圖7 規劃后IES制冷出力Fig.7 IES cooling output after planning

由圖7 可見：01:00—08:00 為冷負荷低谷時段，此時段AC 未啟用而EC 出力較大，配合CS蓄冷的同時供應冷負荷；自08:00 起CS 停止蓄冷，EC 出力減小配合AC 供冷；冷負荷在09:00達到第1個峰值，CS開始放冷，與AC、EC 配合供冷；冷負荷在15:00 達到第2個峰值后開始減少，20:00時CS停止放冷并再次開始蓄冷，AC出力減小，EC出力增大。

由圖8 可見，熱負荷曲線沒有明顯峰值，僅在04:00時稍有下降，且由于天然氣價全時段為固定值，因此GB與CHP出力幾乎沒有波動，HS則在01:00—08:00及22:00—24:00時蓄熱，在08:00—21:00時放熱以配合GB、CHP為熱負荷及AC供熱。

圖8 規劃后IES制熱出力Fig.8 IES heating output after planning

綜上所述，各類設備的運行過程與1.2節運行策略分析相符，EC 出力波動時段與電價峰、谷時段幾乎吻合，AC 在電價峰時出力發揮天然氣價格優勢，CS 和HS 的放蓄能時段與冷負荷峰、谷時段幾乎吻合?？梢姾侠碓O定分時電價與IES 的調控效益有著重要制約關系。

另外，以典型場景下的設備工況代表各季節設備日平均運行時間分布（不考慮設備維護時間），可估算出IES 的整體年運行小時數約為7 147 h，其中AC 的年運行小時數最少，為2 553 h，其余設備的年運行小時數均在5 186 h 左右，設備利用率整體較高。

4 結論

本文提出了一種考慮IES 柔性調控作用的城市配電網多階段規劃方法，并建立了計及多維負荷特性及階段性發展的配電網雙層多階段規劃模型?；谛薷牡腎EEE 33 節點系統算例驗證了規劃方法及模型有效性，然后基于實際152 節點配電系統并計及不同地區負荷特征，得到了實際城市配電網規劃與運行結果并分析得出以下結論。

1）考慮IES 的城市配電網規劃效益受負荷特征影響較大，在負荷峰谷差明顯、增幅較大的地區應用本文所提規劃方法能獲得顯著收益；另外，計及IES的配電網規劃方法雖在規劃初期將面臨較多投資，但整體而言具有縮減投資周期并減少規劃成本的優勢，且當總規劃時期更長遠時，其投資經濟效益優勢會越發突出。

2）IES 通過蓄能移峰及能源替代可有效縮減配電網運行成本，其優化效果與冷、熱負荷峰谷差成正比；另外，在不同規劃場景及階段下IES 設備組合存在差異，依據負荷需求特征，因地制宜配置IES 充分發揮其調控作用的關鍵。在合理的電價及設備運行機制設定下，在城市配電網規劃中計及IES 是提升配電網投資運行效益的有效途徑。

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