技术领域
[0001] 本
发明涉及一种电-热耦合系统分布式协同调度方法，属于含多种
能源形式的
电网运行和控制技术领域。
背景技术
[0002] 能源是人类赖以生存的物质
基础，随着
全球变暖，
气候变换以及化石能源逐渐走向枯竭，发展
风电、光伏等
可再生能源成为人类社会的共识。截止2016年底，全球累计风电装机达到486.7GW，累计年增长率超过10％，光伏装机也达到300GW。
[0003] 然而，由于可再生能源的不确定性与
波动性，弃风、弃光问题也逐渐凸显。以中国为例，2015年中国平均弃风率超过15％，宁夏、甘肃等西北省份的弃光率高达30％。为促进可再生能源的持续发展，电
力系统迫切需要更多的灵活性资源。传统电力系统的灵活性资源主要包括快速启停机组，潮流调节，电储能等。随着
热电联产装置(CHP)的广泛应用及相关示范园区的建设，电-热耦合系统被视为消纳可再生能源的重要途径，相关研究也证明了其可以有效提高能源系统效率、促进可再生能源消纳。
[0004] 相比于传统电力系统，区域供热系统的加入带来了新的灵活性。一方面，供热系统可以通过建设电
锅炉，
热泵等，消耗
电能以供热，但这种方式需要额外投资；另一方面，不同与电力系统，热力过程较为缓慢，
热能从生产到用户侧往往需要多个调度周期。因此，可以利用管道的储热效应以促进可再生能源的消纳。
[0005] 目前，电力系统(EPS)与区域供热系统(DHS)分别独立运行调度。DHS首先计算供热区域在未来调度时段内的热力需求，根据这一需求结合CHP装置的特性采取“以热定电”的方式确定其电出力，最后在已知DHS上网电量的前提下EPS可制定其调度策略。然而，这一运行方式并不能充分利用DHS能源转换及管道储热的灵活性，不利于可再生能源的消纳。因此，有必要考虑管道的热储效应进行电-热耦合系统协同调度(CHPD)。
[0006] 然而，目前大多数方法仅能实现集中式的电-热耦合系统协同，这在工程实践中会造成巨大困难。一方面，由于EPS和DHS分别隶属于不同公司，由独立的调度中心进行调度。因此，要交互两者的详细拓扑和运行状态并不实际。另一方面，DHS和EPS在能流类型、数值条件上完全不同，难以进行集中控制。因此，需要一种电-热耦合系统的分布式协同调度方法，实现DHS和EPS的分布式协同。
发明内容
[0007] 本发明的目的是为填补已有技术的空白之处，提出提出一种电-热耦合系统分布式协同调度方法。本发明可实现DHS和EPS的分布式协同，保证电-热耦合多能流系统的高效运行。
[0008] 本发明提出一种电-热耦合系统分布式协同调度方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
[0009] (1)建立电力系统调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体如下：
[0010] (1-1)建立电力系统调度模型的目标函数：
[0011]
[0012] 其中，
[0013]
[0014]
[0015] 其中， 为第i台非CHP发
电机组在t时段的发电成本， 为第i台风电机组在t时段的发电成本，b0,i、b1,i、b2,i分别为第i台非CHP
发电机组的成本常数项系数，一次项系数和二次项系数，σi为第i台风电机组的成本系数；
[0016] (1-2)确定电力系统调度模型的约束条件；包括：
[0017] (1-2-1)电力系统中的直流潮流方程约束，表达式如下：
[0018]
[0019]
[0020] 其中，κTU表示非CHP发电机组集合，κCHP表示热电联产机组CHP集合，κWD表示风电机组集合，κbus为电力系统
节点集合，κline为电力系统线路集合，T为调度时段集合， 为与节点n连接的非CHP发电机组集合， 为与节点n连接的CHP机组集合， 为与节点n连接的风电机组集合， 表示第i台非CHP发电机组在t时段的电出力， 表示第i台CHP机组在t时段的电出力， 表示第i台风电机组在t时段的电出力，Dn,t为t时段电网节点n的负荷；SFl,n为电网节点n在线路l的转移因子，Fl为线路l的功率上限；
[0021] (1-2-2)电力系统中非CHP发电机组有功功率约束；
[0022]
[0023] 其中， 为第i台非CHP发电机组的有功功率下限， 为第i台非CHP发电机组的有功功率上限；
[0024] (1-2-3)风电机组有功功率约束；
[0025] 电力系统中t时段第i台风电机组的有功功率不超过风电的预测功率上限[0026]
[0027] (1-2-4)电力系统中非CHP发电机组有功功率的爬坡约束：
[0028]
[0029] 其中， 和 分别为第i台非CHP发电机组有功功率的向上爬坡速率和向下爬坡速率，Δt为相邻两个调度时段的时间间隔， 和 分别为第i台非CHP发电机组在t+1时段的有功功率和t时段的有功功率；
[0030] (2)建立区域供热系统调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体如下：
[0031] (2-1)建立区域供热系统调度模型的目标函数：
[0032]
[0033] 其中， 为第i台CHP机组在t时段的运行成本，a0,i、a1,i、a2,i、a3,i、a5,i为第i台CHP机组的成本系数；
[0034] (2-2)确定区域供热系统调度模型的约束条件；包括：
[0035] (2-2-1)区域供热系统中热电联产机组的运行特性方程约束：
[0036]
[0037]
[0038] 其中， 为第i台CHP机组在t时段的有功功率， 为第i台CHP机组在t时段的k热功率，Pi 为第i台CHP机组运行可行域近似多边形的第k个
顶点的横坐标， 为第i台CHP机组运行可行域近似多边形的第k个顶点的纵坐标， 为第i台CHP机组在t时段的组合系数，NKi为第i台CHP机组的运行可行域近似多边形的顶点个数；
[0039] (2-2-2)区域供热系统中CHP机组的有功功率约束；
[0040]
[0041] 其中， 为第i台CHP机组的有功功率安全运行的下限， 为第i台CHP机组的有功功率安全运行的上限；
[0042] (2-2-3)区域供热系统中热源的热交换方程约束：
[0043]
[0044] 其中，c为
水的
比热容， 为区域供热系统中流经热网节点n的流量，上标DHS表示区域供热系统， 为区域供热系统中供水网t时段在热网节点n处的
温度， 为区域供热系统中回水网t时段在热网节点n处的温度，NdHS为区域供热系统中连接热源的节点集合；
[0045] (2-2-4)区域供热系统中热源供水温度约束；
[0046]
[0047] 其中， 为热网安全运行热源供水温度下限， 为热网安全运行热源供水温度上限；
[0048] (2-2-5)区域供热系统中热网多管道汇合点的温度方程约束：
[0049]
[0050]
[0051] 其中， 分别为汇入热网节点i的管道集合， 为自节点i流出的管道集合，为供水管道b在t时段流出管道的水的温度， 为回水管道b在t时段流出管道的水的温度， 为供水网t时段在多管道汇合点i的水的温度， 为回水网t时段在多管道汇合点i的水的温度， 为供水管道b流入多管道汇合点的流量， 为回水管道b流入多管道汇合点的流量，κnd为区域供热系统中热网节点集合；
[0052] (2-2-6)区域供热系统中热网温度关联方程约束：
[0053]
[0054]
[0055] 其中， 为供水管道b在t时段流入管道的水的温度， 为回水管道b在t时段流入管道的水的温度；
[0056] (2-2-7)忽略管道热量损失的区域供热系统中热网温度动态方程约束：
[0057]
[0058]
[0059] 其中， 为热网中供水管道b忽略管道热量损失后在t时段流出管道的水的温度， 为热网中回水管道b忽略管道热量损失后在t时段流出管道的水的温度，κpipe为热网中管道集合， 表示向上取整， 为热网中供水管道b进出口温度时延， 为热网中回水管道b进出口温度时延，满足 ρ为水的
密度，Ab为管道b的截面积，Lb为管道b的长度； 为供水管道b在第 个调度时段流入管道的水的温度， 为回水管道b在第 个调度时段流入管道的水的温度；
[0060] (2-2-8)区域供热系统中热网管道热量损失方程约束：
[0061]
[0062]
[0063] 其中， 为t时段
环境温度，λb为管道b单位长度的
传热系数；
[0064] (2-2-9)区域供热系统中负荷的热交换方程约束：
[0065]
[0066] 其中， 为热负荷l在t时段的热功率需求，κLD为热负荷集合， 为与负荷l连接的热网节点集合；
[0067] (2-2-10)区域供热系统中热负荷回水温度约束；
[0068]
[0069] 其中， 为热网安全运行热负荷回水温度下限， 为热网安全运行热负荷回水温度上限；
[0070] (3)初始化
迭代次数iter_no等于1，给定每台CHP机组对应的 作为迭代初值，并将 作为当前
[0071] (4)利用当前 采用内点法，对以步骤(1)建立的模型求解，得到该模型等式约束的拉格朗日乘子λE及不等式约束的拉格朗日乘子wE；
[0072] (5)根据步骤(4)的结果，求取每一区域供热系统处的节点电价ξ，其中，ABE和BBE分别为电力系统调度模型的等式约束系数矩阵及不等式约束系数矩阵，表示矩阵转置；
[0073] (6)将步骤(5)节点电价ξ引入区域供热系统，更新的区域供热系统调度模型的目标函数：
[0074]
[0075] (7)采用内点法，根据步骤(6)的目标函数和步骤(2)的约束条件，求解更新后的区域供热系统调度模型，得到更新后的的 作为当前 令迭代次数iter_no加1，将当前 作为新的
[0076] (8)对 进行判定：
[0077] 若满足 其中ε为收敛
阈值，则迭代收敛，即为电-热耦合系统最优协同调度方案；若不满足，则重新返回步骤(4)。
[0078] 本发明提出的一种电-热耦合系统分布式协同调度方法，其特点和有益效果是：
[0079] 本方法考虑电-热系统的紧密耦合与相互影响，实现了电力系统与区域供热系统的分布式协同经济调度。相比于孤立的考虑电、热系统的经济性进行优化调度分析，不仅实现了电、热系统的协同优化，而且考虑到电力系统与区域供热系统隶属于不同主体，仅需要交互CHP发电功率和边界节点电价即可实现全局最优。该方法可以实际应用于电-热耦合多能流系统的调度计划制定，适配于原本的电力系统与区域供热系统
能量管理系统，有利于减少运行成本，同时提高电-热耦合多能流系统的用能效率。
具体实施方式
[0080] 本发明提出一种电-热耦合系统分布式协同调度方法，下面结合具体
实施例对本发明进一步详细说明如下。
[0081] 本发明提出一种电-热耦合系统分布式协同调度方法，包括以下步骤：
[0082] (1)建立电力系统调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体如下：
[0083] (1-1)以运行成本成本最低(即非CHP发电机组发电成本 和风电机组发电成本之和)为目标，建立电力系统调度模型的目标函数：
[0084]
[0085] 其中，
[0086]
[0087]
[0088] 其中， 为第i台非CHP发电机组在t时段的发电成本， 为第i台风电机组在t时段的发电成本(实质为弃风成本)，b0,i、b1,i、b2,i分别为第i台非CHP发电机组的成本常数项系数，一次项系数和二次项系数，可从非CHP发电机组的出厂
说明书中获得，σi为第i台风电机组的成本系数(罚成本因子)，可从电力市场规定价格中获得；
[0089] (1-2)确定电力系统调度模型的约束条件；
[0090] 设定电力系统稳态安全运行的等式和不等式约束条件，包括：
[0091] (1-2-1)电力系统中的直流潮流方程约束，表达式如下：
[0092]
[0093]
[0094] 其中，κTU、κCHP和κWD分别表示非CHP发电机组集合、热电联产机组(CHP)集合和风电机组集合，κbus、κline分别为电力系统节点集合、线路集合，T为调度时段集合，分别为与节点n连接的非CHP发电机组集合、热电联产机组(CHP)集合和风电机组集合，分别表示第i台非CHP发电机组、第i台CHP机组和第i台和风电机组在t时段的电出力，Dn,t为t时段电网节点n的负荷；SFl,n为电网节点n在线路l的转移因子，Fl为线路l的功率上限，SFl,n、Fl可从从电力系统的能量管理系统中获取；
[0095] (1-2-2)电力系统中非CHP发电机组有功功率约束；
[0096] 电力系统中第i台非CHP发电机组的有功功率在设定的电网安全运行上、下限值之间：
[0097]
[0098] 其中， 为第i台非CHP发电机组的有功功率下限， 为第i台非CHP发电机组的有功功率上限；
[0099] (1-2-3)风电机组有功功率约束；
[0100] 电力系统中t时段第i台风电机组的有功功率不超过风电的预测功率上限从风电预测模
块获得：
[0101]
[0102] (1-2-4)电力系统中非CHP发电机组有功功率的爬坡约束：
[0103]
[0104] 其中， 和 分别为第i台非CHP发电机组有功功率的向上爬坡速率和向下爬坡速率， 和 从非CHP发电机组的出厂说明书中获得，Δt为相邻两个调度时段的时间间隔， 和 分别为第i台非CHP发电机组在t+1时段的有功功率和t时段的有功功率；
[0105] (2)建立区域供热系统调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体如下：
[0106] (2-1)以运行成本成本最低(即CHP发电机组运行成本最低)为目标，建立区域供热系统调度模型的目标函数：
[0107]
[0108] 其中， 为第i台CHP机组在t时段的运行成本，a0,i、a1,i、a2,i、a3,i、a5,i为第i台CHP机组的成本系数，可从该机组出厂说明书中获得；
[0109] (2-2)确定区域供热系统调度模型的约束条件；
[0110] 设定区域供热系统安全运行的等式和不等式约束。考虑到区域供热系统的热惯性，在电力系统已达到稳态时，区域供热系统往往处于动态，因此考虑拟动态(稳态水力过程与动态热力过程)下的区域供热系统约束，包括：
[0111] (2-2-1)电力系统与区域供热系统的耦合元件—区域供热系统中热电联产机组(CHP)的运行特性方程约束：
[0112]
[0113]
[0114] 其中， 为第i台CHP机组在t时段的有功功率， 为第i台CHP机组在t时段的热功率，Pik为第i台CHP机组运行可行域近似多边形的第k个顶点的横坐标， 为第i台CHP机组运行可行域近似多边形的第k个顶点的纵坐标， 为第i台CHP机组在t时段的组合系数，NKi为第i台CHP机组的运行可行域近似多边形的顶点个数，CHP机组运行可行域近似多边形从CHP机组的出厂说明书中获取；
[0115] (2-2-2)区域供热系统中CHP机组的有功功率约束；
[0116] t时段区域供热系统中第i台CHP机组的有功功率在设定的安全运行上、下限值之间：
[0117]
[0118] 其中， 为第i台CHP机组的有功功率安全运行的下限， 为第i台CHP机组的有功功率安全运行的上限；
[0119] (2-2-3)区域供热系统中热源的热交换方程约束：
[0120]
[0121] 其中，c为水的比
热容，比热容的取值为4182焦
耳/(千克·摄氏度)， 为区域供热系统中流经热网节点n的流量，上标DHS表示区域供热系统， 分别为区域供热系统中供水网、回水网t时段在热网节点n处的温度，NdHS为区域供热系统中连接热源的节点集合；
[0122] (2-2-4)区域供热系统中热源供水温度约束；
[0123] t时段区域供热系统中热源供水温度在设定的热网安全运行热源供水温度上下限之间：
[0124]
[0125] 其中， 为热网安全运行热源供水温度下限， 为热网安全运行热源供水温度上限；
[0126] (2-2-5)区域供热系统中热网多管道汇合点的温度方程约束：
[0127]
[0128]
[0129] 其中， 分别为汇入热网节点i的管道集合和自节点i流出的管道集合，分别为供水管道b、回水管道b在t时段流出管道(即流入多管道汇合点)的水的温度， 分别为供水网和回水网t时段在多管道汇合点i的水的温度，分别为供水管道b、回水管道b流入多管道汇合点的流量，κnd为区域供热系统中热网节点集合；
[0130] (2-2-6)区域供热系统中热网温度关联方程约束：
[0131]
[0132]
[0133] 其中， 分别为供水管道b、回水管道b在t时段流入管道的水的温度；
[0134] (2-2-7)忽略管道热量损失的区域供热系统中热网温度动态方程约束：
[0135]
[0136]
[0137] 其中， 为热网中供水管道b、回水管道b忽略管道热量损失后在t时段流出管道的水的温度，κpipe为热网中管道集合， 表示向上取整， 分别为热网中供水管道b、回水管道b进出口温度时延，满足 (ρ为水的密度，取值为1000kg/m3，Ab为管道b的截面积，Lb为管道b的长度，Ab、Lb可经测量获得)；
分别为供水管道b、回水管道b在第 个调度时段流入管道的水的温
度；
[0138] (2-2-8)在(2-2-7)基础上进一步考虑热网管道热量损失，区域供热系统中热网管道热量损失方程约束：
[0139]
[0140]
[0141] 其中， 为t时段环境温度，λb为管道b单位长度的传热系数，λb从电-热耦合多能流系统的能量管理系统中获取；
[0142] (2-2-9)区域供热系统中负荷的热交换方程约束：
[0143]
[0144] 其中， 为热负荷l在t时段的热功率需求，κLD为热负荷集合， 为与负荷l连接的热网节点集合；
[0145] (2-2-10)区域供热系统中热负荷回水温度约束；
[0146] 区域供热系统中热负荷回水温度在设定的热网安全运行热负荷回水温度上下限之间：
[0147]
[0148] 其中， 为热网安全运行热负荷回水温度下限， 为热网安全运行热负荷回水温度上限；
[0149] (3)初始化迭代： 为电力系统调度与区域供热系统调度的耦合变量，为实现电力系统调度与区域供热系统调度的解耦计算，首先初始化耦合变量
[0150] 初始化迭代次数iter_no等于1，根据电力系统能量管理系统历史数据给定每台CHP机组对应的 作为迭代初值，并将 作为当前
[0151] (4)利用当前 采用内点法，对以步骤(1)建立的模型求解，，得到该模型等式约束的拉格朗日乘子λE及不等式约束的拉格朗日乘子wE。
[0152] (5)根据步骤(4)的结果，求取每一区域供热系统处的节点电价ξ，其中，ABE和BBE分别为电力系统调度模型的等式约束系数矩阵及不等式约束系数矩阵，表示矩阵转置。
[0153] (6)将步骤(5)节点电价ξ引入区域供热系统，更新的区域供热系统调度模型的目标函数：
[0154]
[0155] (7)采用内点法，根据步骤(6)更新后的目标函数和步骤(2)的约束条件，求解更新后的区域供热系统调度模型，得到更新后的 作为当前 更新迭代次数，令迭代次数iter_no加1，将当前 作为新的
[0156] (8)判断收敛性：检查 是否满足，其中ε为收敛阈值，可设置为0.001或更小。若满足，则
算法收敛， 即为电-热耦合系统最优协同调度方案；若不满足，则重新返回步骤(4)。
