基于多能源站協調的區域電力-熱力系統 站網聯合規劃

王 智，張 玲，吳 迪，陶鴻俊

（華北電力大學河北省低碳高效發電技術重點實驗室，河北 保定 071003）

分布式能源系統能量流和信息流高度融合的機制使其成為能源領域未來發展的新方向[1-3]。能源站和供能管線規劃對分布式能源系統的建設和運行費用影響較大，因此開展多區域分布式能源系統站網聯合規劃研究對其實際建設具有重要意義。

目前，能源站選址定容以及管網規劃方面研究已經取得了很大進展。文獻[4-6]提出了基于維諾圖的分布式能源站選址方法，考慮了選址情況的所有可能性。文獻[7-8]建立了區域綜合能源系統規劃仿真平臺，并采用圖論方法對供能管網進行優化，提高了計算效率。文獻[9]根據p中位問題建立了能源站選址及管網路徑布局的優化模型。文獻[10-11]依據最小生成樹思想構建了區域分布式能源系統“站-網”一體化布局模型。文獻[12]基于電-熱-氣混合潮流，建立了雙層模型，并采用貪婪-變鄰域蛛網和改進多目標粒子群算法對模型求解。文獻[13-14]基于多能互補特性解決了網絡布局問題和站-網配置問題。文獻[15]結合城市規劃方案和地理信息系統提出一種考慮拓撲特性的能源站和管線規劃方法，并采用正交多項式逼近等方法對模型進行簡化處理。文獻[16]采用生命周期成本法、圖論方法及層次分析法，解決了能源站選址和管網布局優化的耦合問題。文獻[17-19]針對多區域能源站互聯協同系統，對能源站內各類設備容量和供能網絡進行優化規劃。以上針對分布式能源系統站網規劃的研究，均側重于設備能量流之間的耦合，對不同區域能源站之間的協調調度關注較少。

基于此，本文重點考慮通過能源互聯管線使多個區域成為一個整體，統一規劃調度，加強冷、熱、電各種能源網絡之間的聯系，提高系統整體經濟效益。以北京某近零能耗社區為例，采用維諾圖和綜合能源負荷矩交替迭代的方法，確定子供區內所轄建筑和能源站位置；在此基礎上，計及管線能耗損失，以年總成本為目標，采用不同運行策略開展站內設備容量配置研究；通過熱網和電網將不同能源站連接，實現能源的互聯互補，從而確定多區域協調的站網聯合規劃方案。

1 區域電力-熱力系統模型

1.1 能源站間互聯管線傳輸模型

在幾個相鄰區域的分布式能源系統間合理建設能量傳輸管線，可以實現區域間能量的聯通互補。圖1為能源站間互聯管線傳輸示意。由圖1可見，能源站間互聯管線傳輸結構主要由各區域能源站、上級能源網絡、區域電力-熱力互聯管線、終端用戶負荷構成。各區域能源站按照以電定熱（FEL）或以熱定電（FTL）基本策略運行，能量缺額狀態下， 可以從上級能源網絡購置能源，再經能源轉換模塊為終端用戶供能；也可以在滿足自身用戶負荷的基礎上，將富裕的電能或熱能通過能量傳輸管線優先供給鄰近能量缺額區域。由于冷負荷由電制冷機組與吸收式制冷機組共同承擔，故不再設置冷量傳輸管線，且考慮到熱量傳輸管線投資成本較高，在規劃時采取單向傳輸形式。

1.2 能源站內系統結構

能源站內系統模型主要包含3個模塊，分別為：1）提供天然氣和其他各種可再生能源的能量供應模塊；2）包括內燃機、余熱鍋爐、燃氣鍋爐、吸收式制冷機組、電制冷機組、換熱器等設備在內的能量轉換模塊；3）滿足建筑用戶冷、熱、電用能需 求的終端負荷模塊。圖2為能源站內系統結構。由圖2可見：能源站內系統終端用戶的電負荷主要由內燃機和光伏供給，不足的部分從上級電網購買；熱負荷主要由余熱鍋爐回收的能量提供，不足的部分啟動燃氣鍋爐補充；冷負荷由電制冷機組和吸收式制冷機組共同承擔。

2 能源站內設備熱力學模型

2.1 內燃機

為了設備平穩經濟運行，內燃機最小負荷率取0.25，其燃料消耗功率可表示為：

式中：ηt,ICE為內燃機發電效率；Et,ICE為內燃機的實際發電量，kW；PPLR為內燃機負荷率；GICE為內燃機的額定功率，kW。

2.2 余熱鍋爐

工業余熱總量約占熱工設備燃料消耗總量的42%，其中可回收利用的余熱資源占余熱總量的60%[20]。余熱鍋爐回收的熱量Qt,re計算表達式為：

式中：ηloss為散熱損失系數，0.2；ηhr為煙氣熱回收效率，0.8。

2.3 吸收式制冷機組和電制冷機組

吸收式制冷機組是以熱能為動力，利用溶液的吸收特性來降低自身溫度，從而吸收外界環境的熱量，達到制冷效果的一種設備?？杀硎緸椋?/p>

式中：Qt,ac為吸收式制冷機組吸收的熱量，kW；Ct,ac為吸收式制冷機組輸出的制冷量，kW；CCOP,ac為吸收式制冷機組的制冷系數，0.7。

電制冷機組是壓縮機利用電能產生冷量的一種設備，可表示為：

式中：Et,ec為電制冷機組的耗電量，kW；Ct,ec為電制冷機組輸出的制冷量，kW；CCOP,ec為電制冷機組的制冷系數，4。

2.4 燃氣鍋爐

當內燃機回收的余熱量不足以提供用戶熱負荷時，啟動燃氣鍋爐為用戶提供熱量。

式中：Ht,b為燃氣鍋爐輸出熱功率，kW；ηb為燃氣鍋爐熱效率，0.85；Ft,b為燃氣鍋爐消耗天然氣功率。

2.5 光伏發電系統

光伏發電效率不僅與當地光照強度有關，也受限于當地環境溫度，其影響關系[21]為：

光伏電池表面溫度Tt,cell表達式[22]為：

式中：Pt,PV為輸出功率，kW；?PV為功率降額因數，0.9；PSTC為額定功率，kW；Gt為實際太陽輻射強度，W/m2；TSTC為標準測試條件下環境溫度，25 ℃；GSTC為標準測試條件下太陽輻射強度，1 000；W/m2；Tt,amb為實際環境溫度，℃；k為功溫系數，-0.47%/℃；TNOCT為額定工作溫度，47 ℃。

3 能源站選址與子供區劃分

在能源站選址和子供區劃分的問題中，常借鑒變電站選址優化理論，將維諾圖和電負荷矩交替迭代，直至2次迭代間選址差異小于設定值，以此為標準確定能源站的位置[23]，亦有學者建立了電/熱/冷綜合能源負荷矩指標[17]。

維諾圖對子供區劃分的物理意義為：

式中：m={1,2,…,M}為建筑節點；n={1,2,…,N}為供能站的個數，Φn為子供區n包含的建筑節點集合；為1～N個供能站的任一非n整數。

由于冷、熱、電各類負荷的數量級不同，無法直接比較，需要對其進行標準化處理。

考慮到冷、熱、電負荷的年供能天數以及各類供能管線的單位長度投資費用不同，應當根據負荷大小為其設置相應的權重。權重表達式為：

式中：k為負荷類別，k=1,2，分別表示電、熱負荷；j為第j個子供區，i為第i個建筑節點；λj,k為第j個供能區第k類負荷對供能站選址的影響權重；Dk為第k類負荷的年供能天數；Ck為建設第k類供能管道的單位長度費用；sj為供能區j中供能站的位置；d(sj,i)為sj至i的距離。

由此，優化的目標函數，即綜合能源負荷矩的表達式為：

4 能源站配置及網絡規劃數學模型

4.1 目標函數

本文考慮管線能量傳輸損失，以區域電力-熱力系統年值費用最小為優化目標，即：

式中：Ctotal為年值費用；Cinv為投資費用；Cfuel為燃料費用；Com為維護費用；Cex為購電費用。

4.1.1 投資費用

式中：Cinv,PS為能源站內設備的投資成本；Cinv,line為能源站內供能網絡的投資成本；Cinv,exline為能源站間互聯傳輸管線的投資成本；Cj,ICE為第j個子供區內燃機的單位容量投資成本；Gj,ICE為內燃機的設備容量；εICE為內燃機的投資回收系數；Cj,ICE、Cj,PV和Cj,s為燃氣鍋爐、光伏板和能源站內其他設備的單位容量投資成本；Cj,l,line為第j個子供區內類型為l的供能網絡單位長度投資成本，k包含熱能/電能2種類型；βj,L1,line為兩段管線間的距離長度，L1表示某條待建設管線，Ω1為待建設管線的集合；Ce,exline為能源站間能量傳輸管線的單位長度投資成本，e為供能管線種類；YL2,exline為能源站間是否建設互聯傳輸管線，為0-1變量。

4.1.2 燃料費用

式中：Rng為購買天然氣的價格，3.24元/m3；Hng為天然氣低熱值，9.78 (kW·h)/m3。

4.1.3 維護費用

式中：Pt,j,s,out為t時刻能源站j中第s個設備的輸出功率；ξ為單位出力維護成本，元/(kW·h)。

4.1.4 購電費用

4.2 約束條件

電功率平衡約束：

熱功率平衡約束：

冷功率平衡約束：

式中：Pj,ICE,e,out、Pj,PV,e,out分別為內燃機和光伏的電輸出功率；Pexline,e、Pexline,h分別為能源站間電力、熱力互聯管線的交換功率；Pj,buy,e為購電功率；Pj,EC,e,in為電制冷機的輸入功率；Pj,ICE,h,out為內燃機的余熱回收輸出功率；Pj,GB,h,out為燃氣鍋爐的輸出功率；Pj,AC,c,out、Pj,EC,c,out分別為電制冷和吸收式制冷機組的輸出功率；Pj,e,m為能源站內第j個負荷點的電負荷；Ω3為負荷節點集合；Pj,L1,h,loss為熱能傳輸過程的損耗。

設備出力約束：

式中：αj,y1,ICE為內燃機最大輸出功率；αj,s為其他設備冷、熱、電的最大輸出功率。

5 算例分析

5.1 基礎數據

本文選取北京某近零能耗社區為研究對象，該地大致由居民、辦公、商業3種單體建筑構成，總建筑面積91 440 m2。本文擬規劃3個能源站以滿足各區域負荷需求，區域1的冷、熱負荷需求均較高；區域2的熱負荷需求較低，但冷負荷需求較大，且全年時間跨度范圍廣；區域3的冷熱負荷需求均較低。各區域電負荷變化全年均較為平穩。表1給出了上級電網的分時電價信息，表2為主要設備經濟參數[24-25]。

表1 分時電價信息 Tab.1 The electricity price information in different time segments

表2 主要設備經濟參數 Tab.2 Economic parameters of main equipment

5.2 能源站選址和子供區劃分結果

基于該地區負荷特性，以年總成本為目標，采用第3節所述維諾圖和綜合能源負荷矩交替迭代的方法，確定能源站所轄供能區域及能源站初始位置：（1 538, 1 091）、（580, 1 329）、（598, 399）。子供區劃分結果如圖3所示，圖3中數字為負荷節點編號，能源站1為右上角13個建筑供能，站內含有辦公和居民建筑，辦公建筑為主；能源站2為左上角9個建筑供能，站內含有商業和居民建筑，商業建筑為主；能源站3為左下角15個建筑供能，均為居住建筑，其中，紅色五角星表示能源站的位置。能源站優化配置結果見表3。

表3 能源站優化配置結果 Tab.3 Optimal configuration results of energy stations

5.3 區域電力-熱力互聯管線對經濟性的影響

為了突出多區域分布式能源系統站間互聯管線的經濟性，本文基于8種場景，分別比較了各能源站獨立運行（DES-D）和站間建設能量傳輸管線（DES-U）2種不同類型系統的經濟性。區域型分布式能源系統組合運行模式見表4，不同運行模式下經濟成本對比如圖4所示。

表4 區域型分布式能源系統組合運行模式 Tab.4 Combined operation mode of regional distributed energy system

通過本文提出規劃方法進行求解，分析8種運行模式可以得到：能源站之間合理設置電能和熱能傳輸管線可降低該規劃地塊年值費用。從規劃結果上看，第5種運行模式節約成本最多，高達22.6萬元，而第4種運行模式的經濟性最優，DES-U系統的年值費用 僅550.0萬元，較第5種運行模式降低334萬元。出現以上規劃結果的原因是：區域間建設能量傳輸管線實現了能量的聯通互補，突破了能源站內能量流只能嚴格按照各自區域源-荷對應的限制，增加了優化范圍；其次也改善了站內各供能設備的運行狀態。以第4種運行模式為例，能源站1采用FEL運行策略，其余 2個能源站均采用FTL運行策略，該規劃地塊的年總成本最小，經濟達到最優。這是因為能源站3夏季光伏出力充足，電量有富裕，而冬季熱負荷需求較低，熱量有富裕。此時，能源站3多余的熱量和電量可以經過能量傳輸管線傳輸給能源站1，2個供能區域達到聯通互補。表5為各運行模式下互聯管線建設情況。

表5 互聯管線建設情況 Tab.5 Pipeline interconnection construction

系統減少從上級電網購電或改善燃氣鍋爐運行狀態，可以加強站間能量交互，有效提高系統經濟性。本文管線互聯規劃模型均考慮了電力/熱力傳輸，但是由于能耗特性和運行模式的不同，各區域間的管線建設形式存在差異。分析表5管線互聯規劃結果，并非所有區域間均適合建立各類型的能源互聯管線。這表明：雖然能源站間管線互聯協同可以降低能源站內部的設備運行冗余費用，但在實際規劃中管線的建設投資費用占比較高，對系統的經濟性影響較大，故制定各類能量傳輸管線的合理規劃至關重要。

5.4 能源站典型日優化調度結果

第1種運行模式中同時規劃了電力/熱力互聯能量傳輸管線，以能源站1中冬季能量流平衡及相關設備的運行情況為例，對區域型分布式能源系統進行分析，冬季典型日電力、熱力運行結果如圖5、圖6所示。

由圖5、圖6可見：00:00—08:00時段為負荷低谷期，且電價較低，13:00和22:00—24:00時段未達到內燃機啟動功率，為了系統能夠經濟平穩運行，故上述時段電負荷均從上級電網購電滿足；09:00—12:00和14:00—21:00時段電負荷主要由內燃機和光伏供給，不足的部分優先使用鄰近能源站富裕的電量。從結果上來看，能源站中內燃機供能占比較大，這是由于：一方面該時段大多處于峰電價時段，購電經濟性較低，且從整體趨勢上來說，能源站1的電負荷和熱負荷需求均較高，使用天然氣發電費用較電網購電費用優惠，相比光伏，內燃機還可以同時產生大量熱能，綜合能源利用率和經濟效益較高；另一方面，光伏系統受到安裝容量與環境因素的限制，難以滿足全部電力需求，同時初始投資成本較高，因此內燃機成為能源站中主要供能設備。案例結果表明，增加站間電力聯合規劃，可以減少上級電網的購電成本，經濟性顯著提高，較規劃前年運行成本降低1.0萬元。

在熱力方面，通過與鄰近能源站的聯合規劃，可以降低燃氣鍋爐的運行成本，進一步提升系統經濟性。能源站1采用的是以電定熱運行策略，優先滿足用戶的電負荷，同時，內燃機產生的余熱煙氣通過余熱鍋爐與換熱器等設備為用戶供熱，不足的部分啟動燃氣鍋爐補充。該供能區域所轄建筑主要為辦公建筑，上班時間為用熱高峰，09:00—21:00時段熱需求較高。根據圖5可知09:00—12:00和14:00—21:00時段內燃機啟動，但是提供的熱量較少，不足以滿足用戶的全部熱需求。此時，能源站之間建設熱量傳輸管線，優先使用鄰近能源站多余的熱量，減少燃氣鍋爐的啟動，既可提升能源的利用效率，減少浪費，亦能進一步改善系統的運行狀態，實現區域間能量的聯通互補。案例結果表明，能源站之間規劃熱力傳輸管線后，燃氣鍋爐年運行費用節約了27.1萬元。

6 結 論

本文從整體布局的角度，考慮到區域負荷特性、站內系統運行策略和站間管線聯通互補，建立了以最小成本為目標的區域分布式能源系統站網布局規劃模型，并對典型日下的運行結果進行了逐時分析，算例表明：

1）在確定能源站選址及所轄供能區域的基礎上，考慮管線能耗損失，與其負荷特性相結合進行容量配置優化，提高了供能負荷數據的精確度。

2）各運行模式下經濟成本差異明顯，第4種運行模式最佳，較第5種運行模式降低334萬元，結果表明：基于區域負荷特性制定合適的運行模式可以提高系統經濟性。

3）區域間合理規劃電力-熱力互聯管線可以加強系統的靈活性，減少購電成本，改善鍋爐運行狀態，年值費用降低28.1萬元，具有良好的經濟效益。

未來的研究方向：基于共享儲能，建立區域電力-熱力互聯管線傳輸模型，改善系統運行方式，以及考慮系統的動態特性，以形成更為精準的規劃和運行仿真結果。