基于多能源站协调的区域电力-热力系统 站网联合规划

王 智，张 玲，吴 迪，陶鸿俊

（华北电力大学河北省低碳高效发电技术重点实验室，河北 保定 071003）

分布式能源系统能量流和信息流高度融合的机制使其成为能源领域未来发展的新方向[1-3]。能源站和供能管线规划对分布式能源系统的建设和运行费用影响较大，因此开展多区域分布式能源系统站网联合规划研究对其实际建设具有重要意义。

目前，能源站选址定容以及管网规划方面研究已经取得了很大进展。文献[4-6]提出了基于维诺图的分布式能源站选址方法，考虑了选址情况的所有可能性。文献[7-8]建立了区域综合能源系统规划仿真平台，并采用图论方法对供能管网进行优化，提高了计算效率。文献[9]根据p中位问题建立了能源站选址及管网路径布局的优化模型。文献[10-11]依据最小生成树思想构建了区域分布式能源系统“站-网”一体化布局模型。文献[12]基于电-热-气混合潮流，建立了双层模型，并采用贪婪-变邻域蛛网和改进多目标粒子群算法对模型求解。文献[13-14]基于多能互补特性解决了网络布局问题和站-网配置问题。文献[15]结合城市规划方案和地理信息系统提出一种考虑拓扑特性的能源站和管线规划方法，并采用正交多项式逼近等方法对模型进行简化处理。文献[16]采用生命周期成本法、图论方法及层次分析法，解决了能源站选址和管网布局优化的耦合问题。文献[17-19]针对多区域能源站互联协同系统，对能源站内各类设备容量和供能网络进行优化规划。以上针对分布式能源系统站网规划的研究，均侧重于设备能量流之间的耦合，对不同区域能源站之间的协调调度关注较少。

基于此，本文重点考虑通过能源互联管线使多个区域成为一个整体，统一规划调度，加强冷、热、电各种能源网络之间的联系，提高系统整体经济效益。以北京某近零能耗社区为例，采用维诺图和综合能源负荷矩交替迭代的方法，确定子供区内所辖建筑和能源站位置；在此基础上，计及管线能耗损失，以年总成本为目标，采用不同运行策略开展站内设备容量配置研究；通过热网和电网将不同能源站连接，实现能源的互联互补，从而确定多区域协调的站网联合规划方案。

1 区域电力-热力系统模型

1.1 能源站间互联管线传输模型

在几个相邻区域的分布式能源系统间合理建设能量传输管线，可以实现区域间能量的联通互补。图1为能源站间互联管线传输示意。由图1可见，能源站间互联管线传输结构主要由各区域能源站、上级能源网络、区域电力-热力互联管线、终端用户负荷构成。各区域能源站按照以电定热（FEL）或以热定电（FTL）基本策略运行，能量缺额状态下， 可以从上级能源网络购置能源，再经能源转换模块为终端用户供能；也可以在满足自身用户负荷的基础上，将富裕的电能或热能通过能量传输管线优先供给邻近能量缺额区域。由于冷负荷由电制冷机组与吸收式制冷机组共同承担，故不再设置冷量传输管线，且考虑到热量传输管线投资成本较高，在规划时采取单向传输形式。

1.2 能源站内系统结构

能源站内系统模型主要包含3个模块，分别为：1）提供天然气和其他各种可再生能源的能量供应模块；2）包括内燃机、余热锅炉、燃气锅炉、吸收式制冷机组、电制冷机组、换热器等设备在内的能量转换模块；3）满足建筑用户冷、热、电用能需 求的终端负荷模块。图2为能源站内系统结构。由图2可见：能源站内系统终端用户的电负荷主要由内燃机和光伏供给，不足的部分从上级电网购买；热负荷主要由余热锅炉回收的能量提供，不足的部分启动燃气锅炉补充；冷负荷由电制冷机组和吸收式制冷机组共同承担。

2 能源站内设备热力学模型

2.1 内燃机

为了设备平稳经济运行，内燃机最小负荷率取0.25，其燃料消耗功率可表示为：

式中：ηt,ICE为内燃机发电效率；Et,ICE为内燃机的实际发电量，kW；PPLR为内燃机负荷率；GICE为内燃机的额定功率，kW。

2.2 余热锅炉

工业余热总量约占热工设备燃料消耗总量的42%，其中可回收利用的余热资源占余热总量的60%[20]。余热锅炉回收的热量Qt,re计算表达式为：

式中：ηloss为散热损失系数，0.2；ηhr为烟气热回收效率，0.8。

2.3 吸收式制冷机组和电制冷机组

吸收式制冷机组是以热能为动力，利用溶液的吸收特性来降低自身温度，从而吸收外界环境的热量，达到制冷效果的一种设备。可表示为：

式中：Qt,ac为吸收式制冷机组吸收的热量，kW；Ct,ac为吸收式制冷机组输出的制冷量，kW；CCOP,ac为吸收式制冷机组的制冷系数，0.7。

电制冷机组是压缩机利用电能产生冷量的一种设备，可表示为：

式中：Et,ec为电制冷机组的耗电量，kW；Ct,ec为电制冷机组输出的制冷量，kW；CCOP,ec为电制冷机组的制冷系数，4。

2.4 燃气锅炉

当内燃机回收的余热量不足以提供用户热负荷时，启动燃气锅炉为用户提供热量。

式中：Ht,b为燃气锅炉输出热功率，kW；ηb为燃气锅炉热效率，0.85；Ft,b为燃气锅炉消耗天然气功率。

2.5 光伏发电系统

光伏发电效率不仅与当地光照强度有关，也受限于当地环境温度，其影响关系[21]为：

光伏电池表面温度Tt,cell表达式[22]为：

式中：Pt,PV为输出功率，kW；ƒPV为功率降额因数，0.9；PSTC为额定功率，kW；Gt为实际太阳辐射强度，W/m2；TSTC为标准测试条件下环境温度，25 ℃；GSTC为标准测试条件下太阳辐射强度，1 000；W/m2；Tt,amb为实际环境温度，℃；k为功温系数，-0.47%/℃；TNOCT为额定工作温度，47 ℃。

3 能源站选址与子供区划分

在能源站选址和子供区划分的问题中，常借鉴变电站选址优化理论，将维诺图和电负荷矩交替迭代，直至2次迭代间选址差异小于设定值，以此为标准确定能源站的位置[23]，亦有学者建立了电/热/冷综合能源负荷矩指标[17]。

维诺图对子供区划分的物理意义为：

式中：m={1,2,…,M}为建筑节点；n={1,2,…,N}为供能站的个数，Φn为子供区n包含的建筑节点集合；为1～N个供能站的任一非n整数。

由于冷、热、电各类负荷的数量级不同，无法直接比较，需要对其进行标准化处理。

考虑到冷、热、电负荷的年供能天数以及各类供能管线的单位长度投资费用不同，应当根据负荷大小为其设置相应的权重。权重表达式为：

式中：k为负荷类别，k=1,2，分别表示电、热负荷；j为第j个子供区，i为第i个建筑节点；λj,k为第j个供能区第k类负荷对供能站选址的影响权重；Dk为第k类负荷的年供能天数；Ck为建设第k类供能管道的单位长度费用；sj为供能区j中供能站的位置；d(sj,i)为sj至i的距离。

由此，优化的目标函数，即综合能源负荷矩的表达式为：

4 能源站配置及网络规划数学模型

4.1 目标函数

本文考虑管线能量传输损失，以区域电力-热力系统年值费用最小为优化目标，即：

式中：Ctotal为年值费用；Cinv为投资费用；Cfuel为燃料费用；Com为维护费用；Cex为购电费用。

4.1.1 投资费用

式中：Cinv,PS为能源站内设备的投资成本；Cinv,line为能源站内供能网络的投资成本；Cinv,exline为能源站间互联传输管线的投资成本；Cj,ICE为第j个子供区内燃机的单位容量投资成本；Gj,ICE为内燃机的设备容量；εICE为内燃机的投资回收系数；Cj,ICE、Cj,PV和Cj,s为燃气锅炉、光伏板和能源站内其他设备的单位容量投资成本；Cj,l,line为第j个子供区内类型为l的供能网络单位长度投资成本，k包含热能/电能2种类型；βj,L1,line为两段管线间的距离长度，L1表示某条待建设管线，Ω1为待建设管线的集合；Ce,exline为能源站间能量传输管线的单位长度投资成本，e为供能管线种类；YL2,exline为能源站间是否建设互联传输管线，为0-1变量。

4.1.2 燃料费用

式中：Rng为购买天然气的价格，3.24元/m3；Hng为天然气低热值，9.78 (kW·h)/m3。

4.1.3 维护费用

式中：Pt,j,s,out为t时刻能源站j中第s个设备的输出功率；ξ为单位出力维护成本，元/(kW·h)。

4.1.4 购电费用

4.2 约束条件

电功率平衡约束：

热功率平衡约束：

冷功率平衡约束：

式中：Pj,ICE,e,out、Pj,PV,e,out分别为内燃机和光伏的电输出功率；Pexline,e、Pexline,h分别为能源站间电力、热力互联管线的交换功率；Pj,buy,e为购电功率；Pj,EC,e,in为电制冷机的输入功率；Pj,ICE,h,out为内燃机的余热回收输出功率；Pj,GB,h,out为燃气锅炉的输出功率；Pj,AC,c,out、Pj,EC,c,out分别为电制冷和吸收式制冷机组的输出功率；Pj,e,m为能源站内第j个负荷点的电负荷；Ω3为负荷节点集合；Pj,L1,h,loss为热能传输过程的损耗。

设备出力约束：

式中：αj,y1,ICE为内燃机最大输出功率；αj,s为其他设备冷、热、电的最大输出功率。

5 算例分析

5.1 基础数据

本文选取北京某近零能耗社区为研究对象，该地大致由居民、办公、商业3种单体建筑构成，总建筑面积91 440 m2。本文拟规划3个能源站以满足各区域负荷需求，区域1的冷、热负荷需求均较高；区域2的热负荷需求较低，但冷负荷需求较大，且全年时间跨度范围广；区域3的冷热负荷需求均较低。各区域电负荷变化全年均较为平稳。表1给出了上级电网的分时电价信息，表2为主要设备经济参数[24-25]。

表1 分时电价信息 Tab.1 The electricity price information in different time segments

表2 主要设备经济参数 Tab.2 Economic parameters of main equipment

5.2 能源站选址和子供区划分结果

基于该地区负荷特性，以年总成本为目标，采用第3节所述维诺图和综合能源负荷矩交替迭代的方法，确定能源站所辖供能区域及能源站初始位置：（1 538, 1 091）、（580, 1 329）、（598, 399）。子供区划分结果如图3所示，图3中数字为负荷节点编号，能源站1为右上角13个建筑供能，站内含有办公和居民建筑，办公建筑为主；能源站2为左上角9个建筑供能，站内含有商业和居民建筑，商业建筑为主；能源站3为左下角15个建筑供能，均为居住建筑，其中，红色五角星表示能源站的位置。能源站优化配置结果见表3。

表3 能源站优化配置结果 Tab.3 Optimal configuration results of energy stations

5.3 区域电力-热力互联管线对经济性的影响

为了突出多区域分布式能源系统站间互联管线的经济性，本文基于8种场景，分别比较了各能源站独立运行（DES-D）和站间建设能量传输管线（DES-U）2种不同类型系统的经济性。区域型分布式能源系统组合运行模式见表4，不同运行模式下经济成本对比如图4所示。

表4 区域型分布式能源系统组合运行模式 Tab.4 Combined operation mode of regional distributed energy system

通过本文提出规划方法进行求解，分析8种运行模式可以得到：能源站之间合理设置电能和热能传输管线可降低该规划地块年值费用。从规划结果上看，第5种运行模式节约成本最多，高达22.6万元，而第4种运行模式的经济性最优，DES-U系统的年值费用 仅550.0万元，较第5种运行模式降低334万元。出现以上规划结果的原因是：区域间建设能量传输管线实现了能量的联通互补，突破了能源站内能量流只能严格按照各自区域源-荷对应的限制，增加了优化范围；其次也改善了站内各供能设备的运行状态。以第4种运行模式为例，能源站1采用FEL运行策略，其余 2个能源站均采用FTL运行策略，该规划地块的年总成本最小，经济达到最优。这是因为能源站3夏季光伏出力充足，电量有富裕，而冬季热负荷需求较低，热量有富裕。此时，能源站3多余的热量和电量可以经过能量传输管线传输给能源站1，2个供能区域达到联通互补。表5为各运行模式下互联管线建设情况。

表5 互联管线建设情况 Tab.5 Pipeline interconnection construction

系统减少从上级电网购电或改善燃气锅炉运行状态，可以加强站间能量交互，有效提高系统经济性。本文管线互联规划模型均考虑了电力/热力传输，但是由于能耗特性和运行模式的不同，各区域间的管线建设形式存在差异。分析表5管线互联规划结果，并非所有区域间均适合建立各类型的能源互联管线。这表明：虽然能源站间管线互联协同可以降低能源站内部的设备运行冗余费用，但在实际规划中管线的建设投资费用占比较高，对系统的经济性影响较大，故制定各类能量传输管线的合理规划至关重要。

5.4 能源站典型日优化调度结果

第1种运行模式中同时规划了电力/热力互联能量传输管线，以能源站1中冬季能量流平衡及相关设备的运行情况为例，对区域型分布式能源系统进行分析，冬季典型日电力、热力运行结果如图5、图6所示。

由图5、图6可见：00:00—08:00时段为负荷低谷期，且电价较低，13:00和22:00—24:00时段未达到内燃机启动功率，为了系统能够经济平稳运行，故上述时段电负荷均从上级电网购电满足；09:00—12:00和14:00—21:00时段电负荷主要由内燃机和光伏供给，不足的部分优先使用邻近能源站富裕的电量。从结果上来看，能源站中内燃机供能占比较大，这是由于：一方面该时段大多处于峰电价时段，购电经济性较低，且从整体趋势上来说，能源站1的电负荷和热负荷需求均较高，使用天然气发电费用较电网购电费用优惠，相比光伏，内燃机还可以同时产生大量热能，综合能源利用率和经济效益较高；另一方面，光伏系统受到安装容量与环境因素的限制，难以满足全部电力需求，同时初始投资成本较高，因此内燃机成为能源站中主要供能设备。案例结果表明，增加站间电力联合规划，可以减少上级电网的购电成本，经济性显著提高，较规划前年运行成本降低1.0万元。

在热力方面，通过与邻近能源站的联合规划，可以降低燃气锅炉的运行成本，进一步提升系统经济性。能源站1采用的是以电定热运行策略，优先满足用户的电负荷，同时，内燃机产生的余热烟气通过余热锅炉与换热器等设备为用户供热，不足的部分启动燃气锅炉补充。该供能区域所辖建筑主要为办公建筑，上班时间为用热高峰，09:00—21:00时段热需求较高。根据图5可知09:00—12:00和14:00—21:00时段内燃机启动，但是提供的热量较少，不足以满足用户的全部热需求。此时，能源站之间建设热量传输管线，优先使用邻近能源站多余的热量，减少燃气锅炉的启动，既可提升能源的利用效率，减少浪费，亦能进一步改善系统的运行状态，实现区域间能量的联通互补。案例结果表明，能源站之间规划热力传输管线后，燃气锅炉年运行费用节约了27.1万元。

6 结 论

本文从整体布局的角度，考虑到区域负荷特性、站内系统运行策略和站间管线联通互补，建立了以最小成本为目标的区域分布式能源系统站网布局规划模型，并对典型日下的运行结果进行了逐时分析，算例表明：

1）在确定能源站选址及所辖供能区域的基础上，考虑管线能耗损失，与其负荷特性相结合进行容量配置优化，提高了供能负荷数据的精确度。

2）各运行模式下经济成本差异明显，第4种运行模式最佳，较第5种运行模式降低334万元，结果表明：基于区域负荷特性制定合适的运行模式可以提高系统经济性。

3）区域间合理规划电力-热力互联管线可以加强系统的灵活性，减少购电成本，改善锅炉运行状态，年值费用降低28.1万元，具有良好的经济效益。

未来的研究方向：基于共享储能，建立区域电力-热力互联管线传输模型，改善系统运行方式，以及考虑系统的动态特性，以形成更为精准的规划和运行仿真结果。