解读上海理工大学 鲁卓欣：面向城市配网灵活运行的车载储能优化调度

配网承压：新能源高速增长下的调控难题

汇报开篇给出一个明确的背景判断：发展低碳能源是推进我国能源供给革命的核心任务，“十五五”期间新能源将保持年均3亿千瓦的高速增长，2030年新能源装机规模有望达到30亿千瓦以上。配电网作为分布式新能源消纳的主要载体，调控能力受限，安全稳定运行面临挑战。

原文进一步把问题拆成两个层面：源荷功率随机波动、运行场景复杂多变，使得调控灵活性不足、资源利用率偏低。汇报引用《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》的表述，

。这为车载储能切入配网灵活运行提供了政策与场景依据。

技术挑战：为何调控、有何可调、如何调控

原文用一张问题剖析图把研究挑战归为三问。第一问是“为何调控”：高渗透风光下配网调峰、调频、自愈恢复等场景需求不明，需要明确灵活性的价值方向。第二问是“有何可调”：车载储能具有充放电功率、通行时间等特性，但调控激励机制薄弱、价格引导响应不足。第三问是“如何调控”：源荷功率复杂环境下，时空决策困难。

针对这三问，汇报把工作分成两条主线：主要工作1研究移动储能时空灵活调控方法，回答“如何调控”；主要工作2研究城市电网多场景车载储能应用模式与优化方法，回答“为何调控”与“有何可调”。这一结构让方法研究与场景应用形成对应。

时空联合建模：交通网与配电网的耦合环节

移动储能的运行场景同时涉及配电网与交通网，原文强调需考虑行驶状态与电量状态的联合建模。具体来说，交通网侧建立行驶模型，配电网侧建立最优潮流模型，耦合环节则通过充电站的充放电功率与移动策略连接，电池模型同时刻画充/放电与耗电过程。

这种联合建模的必要性在于：移动储能不是固定在某个节点，它的位置随时间变化，电量又随行驶和充放电变化。只有把交通网行驶模型、电池充放电模型与配电网最优潮流放在同一时间轴上，才能描述移动储能“在哪里、有多少电、能做什么”。

多阶段鲁棒优化：让调度跟得上路况与气象变化

针对源荷功率与通行时间的不确定性，汇报采用多阶段鲁棒优化进行调度决策，解决传统不确定性建模误差与日前调度策略不可执行的问题。原文指出，该方法动态描述电力网—交通网耦合系统中的复杂不确定性，并考虑移动储能时空调度的非预期性。

求解上，汇报将连续决策变量表示为随机变量的线性仿射函数，将二元决策变量表示为随机变量的二元仿射函数，采用二元—线性混合仿射规则与对偶变换相结合的近似重构求解技术，把鲁棒约束转换为可求解的线性约束，最终形成混合整数线性规划。

，是这一重构的关键一步。

效果对比：动态调度优于日前调度与静态储能

原文给出不同储能调度方法的运行效果对比，案例包括本章所提多阶段移动储能调度策略、基于两阶段鲁棒优化的日前移动储能调度策略、基于两阶段鲁棒优化的静态储能调度策略以及无储能的配电网优化运行。汇报的结论是：相比于日前调度策略，移动储能动态调度可以应对突发的路况和气象变化，有效提升配电网运行经济性与灵活性。

从原文表格看，在晴天场景下，所提策略的配电网运行成本为3926.4美元，光伏消纳量为48.19兆瓦时；在阻塞路况实时场景下，运行成本为4087.8美元、光伏消纳量为47.27兆瓦时，仍优于无储能场景的5700.1美元与34.98兆瓦时。这说明移动储能的时空转移能力在突发路况下仍有价值。

固定—移动协同：改进Lyapunov优化实现快速决策

主要工作1的另一条线是固定—移动储能协同动态调控。原文提出针对跨区新能源协同消纳的移动储能快速调度机制，兼顾固定储能的就地调节能力与移动储能的跨区域时空转移能力，形成互补的储能协同调度框架。

方法上，汇报通过改进Lyapunov优化构建虚拟队列，将多类型储能调度的长期耦合问题分解为实时决策问题，仅依赖当前系统状态即可高效求解。原文给出的计算时间对比显示，改进李雅普诺夫优化为4.59秒，模型预测控制为45.56秒。所得到的固定—移动储能时空调控决策结果能够更好地消纳富余分布式光伏电量，促进多区域分布式新能源协同消纳。

共享运营与云边协同：两种多场景应用模式

主要工作2给出两类应用模式。其一是面向分布式新能源消纳的移动储能共享调控：提出共享运营机制，突破单一主体自建自用模式，基于双层分布鲁棒机会约束模型制定调度策略与分时定价策略。上层为运营商共享储能调度与定价模型，下层为配电网储能配置与经济调度模型，形成主从博弈。原文显示，共享模式下经营商总收益为2228.75美元，非共享为2069.3美元；配电网新能源总消纳量为219.68兆瓦时，非共享为217.81兆瓦时。

其二是面向城市配网韧性提升的多类型移动式资源云边协同调度：构建“灾前预配置—灾后自治恢复”两阶段协同优化模型，云层负责灾前全局配置，边缘层负责灾后区域自治调度，设备层执行指令并反馈状态。原文对比显示，传统MILP总响应时间为598.25秒，本文方法为1.73秒；24小时关键负荷恢复率由74%提升至90%，总成本由28.52万元降至21.43万元。

未来展望：价值量化与激励—调控协同

汇报最后提出两个研究方向。一是面向城市配网多类型需求的车载储能时空灵活价值量化表征：当前电网侧缺乏车载储能灵活调控价值的有效论证，车载储能缺乏与电网场景最优匹配的理论依据，未来需探究动态变化运行环境中配电网灵活性的通用量化表征方法，揭示车载储能时空调控对不同电网区域、不同运行场景的灵活性支撑机理。

二是“激励—调控”协同的多类型车载储能与城市配网协同优化调度：当前车载储能面临用户参与意愿不足、商业模式不清晰等瓶颈，亟需构建“调控—激励”一体化理论框架与数学模型，将电网调控需求与多类型车载储能主体的经济诉求内生耦合，为可调控灵活性资源转变提供理论基础。

这组数据来自原文第11页的案例对比表，覆盖晴天与阻塞路况实时两个场景、四种调度策略。晴天场景下，所提多阶段移动储能策略运行成本最低、光伏消纳量最高；无储能场景成本最高、消纳量最低。阻塞路况实时场景下，所提策略成本为4087.8美元、消纳量为47.27兆瓦时，仍优于无储能场景。 原文的结论是，相比于日前调度策略，移动储能动态调度可以应对突发的路况和气象变化，有效提升配电网运行经济性与灵活性。这组数据把“动态”与“日前”、“移动”与“静态”的差异量化呈现出来，也说明移动储能在路况变化时仍能维持较好的消纳水平。

这组数据对应原文第17页的共享机制效益对比验证。共享模式下经营商总收益为2228.75美元，非共享为2069.3美元；配电网新能源总消纳量共享为219.68兆瓦时，非共享为217.81兆瓦时。储能1的充/放电量在两种模式下接近，储能2的充/放电量共享模式为8.38/7.28兆瓦时，非共享为6.27/5.47兆瓦时，差异更明显。 原文据此判断，当配网之间储能需求时段存在差异时，配置共享移动储能可提高储能利用效率，实现储能经营商和配电网间的共赢。共享模式的意义不只是收益数字的变化，更在于通过分时定价与时空运行策略，把不同配网的需求差异转化为资源调配空间。

这组数据来自原文第20页的算法决策性能与经济性分析。传统MILP总响应时间为598.25秒，本文方法为1.73秒；总成本从28.52万元降至21.43万元；24小时关键负荷恢复率从74%提升至90%。资源部署成本与负荷削减成本也同步下降。 原文还给出配置方案对比：方案1至方案3的资源部署成本在20.4万元至27万元之间，负荷削减成本在0.95万元至1.52万元之间，总成本在21.43万元至28.52万元之间。汇报的结论是，云边协同框架结合分层深度强化学习实现快速决策，兼顾资源配置适应性与灾后恢复灵活性，在求解收敛速度、决策方案性能、关键负荷恢复效果等方面均表现较优。