技术领域
[0001] 本
发明涉及能源优化领域，尤其涉及一种考虑多能协同的园区综合能源系统优化调度方法。
背景技术
[0002] 综合能源系统是实现高比例新能源接入和消纳的重要平台，不同的调度策略对其消纳效果以及经济效益有较大影响，考虑多种能源协同优化是该技术领域的发展趋势。
[0003] 目前，在综合能源系统研究方面，针对系统模型构建、潮流计算、联合调度均有相关研究。在多能互补、协同优化用能方面，主要通过研究不同的能源耦合方式、建立不同的边界条件以及系统模型来提升系统的新能源消纳能
力或经济效益。目前的调度策略较少考虑系统环境成本的相关内容，且没有考虑电转气等新的能源转换设备对系统运行的影响。
发明内容
[0004] 为解决上述问题，本发明提出一种考虑多能协同的园区综合能源系统优化调度方法。
[0005] 一种考虑多能协同的园区综合能源系统优化调度方法，包括：
[0006] 建立综合能源系统优化调度模型：
[0007]
[0008] 式中：优化变量x包括购电量、购气量、各发电设备出力值、能源转换设备的出力值；等式约束包括系统平衡方程组以及各设备的
能量转换平衡式；不等式约束包括系统中各设备的出力上下限约束以及正向功率潮流约束；
[0009] 对该模型进行求解得到各发电设备、能源转换设备的实际出力值，根据得到的各发电设备、能源转换设备的实际出力值计算系统运行成本对综合能源系统进行能源优化调度。
[0010] 优选的，所述系统平衡方程组包括：
[0011] Pgrid(t)+PMT(t)+Ppv(t)-PEB(t)-PEC(t)-Pload(t)＝0，
[0012] QMT(t)-QAC(t)-QHE(t)＝0，
[0013] QEB(t)+QHC(t)-Qload(t)＝0，
[0014] WEC(t)+WAC(t)-Wload(t)＝0，
[0015] 式中：Pgrid(t)、PMT(t)、Ppv(t)分别表示t时刻
电网输入的能量、微型
燃气轮机轮机的电出力、分布式光伏的实际出力；PEB(t)、PEC(t)分别表示t时刻电
锅炉、电制冷器的
电能输入；Pload(t)表示t时刻的电负荷；QMT(t)表示t时刻微燃机产生的烟气余热；QAC(t)、QHE(t)分别表示t时刻吸收式制冷器和
热交换器的热输入；QEB(t)、QHC(t)分别表示t时刻电锅炉和热交换器的热出力；Qload(t)表示t时刻的热负荷；WEC(t)、WAC(t)分别表示电制冷器和吸收式制冷器在t时刻的出力；Wload(t)表示t时刻的冷负荷。
[0016] 优选的，所述各设备的能量转换平衡式包括：
[0017] QEB(t)＝ρEB·PEB(t)，
[0018] WEC(t)＝ρEC·PEC(t)，
[0019] WAC(t)＝ρAC·QAC(t)，
[0020] QHC(t)＝ρHE·QHE(t)，
[0021] 式中：QEB(t)表示t时段内电锅炉的输出热功率；ρEB表示电锅炉的热转换效率；PEB(t)表示t时段内电锅炉的输入电功率；WEC(t)表示t时段内电制冷器的制冷功率；ρEC表示电制冷器的制冷系数；PEC(t)表示t时段内电制冷器的输入电功率；WAC(t)表示t时段内吸收式制冷器的制冷功率；ρAC表示吸收式制冷器的制冷系数；QAC(t)表示t时段内注入吸收式制冷器的热功率；式中：QHC(t)表示t时段内热交换器的输出热功率；ρHE表示热交换器的热转换效率；QHE(t)表示t时段内注入热交换器的热量。
[0022] 优选的，所述各设备的能量转换平衡式还包括：
[0023]
[0024]
[0025] 式中： 代表电转气设备的
天然气输出功率； 表示电能输入功率； 表示转换过程能量损耗系数， 表示电转气设备的额定输出功率。
[0026] 优选的，所述各设备的能量转换平衡式还包括：
[0027] 为保证系统在下一个调度周期的运行要求，在当前调度时段结束时的储能设备荷电量qT应与调度初始阶段的荷电量q0保持一致，即：
[0028] qT＝q0。
[0029] 优选的，所述系统中各设备的出力上下限约束包括：
[0030] 0≤PMT≤PMT，max，
[0031] 0≤QHC≤QHC,max，
[0032] 0≤QEB≤QEB,max，
[0033] 0≤WAC≤WAC,max，
[0034] 0≤WEC≤WEC,max，
[0035] 式中：PMT，max、QHC,max、QEB,max、WAC,max、WEC,max分别表示微型燃气轮机、热交换器、电锅炉、吸收式制冷器和电制冷器的最大输出功率。
[0036] 优选的，所述系统中正向功率潮流约束包括：
[0037] 设备的爬坡功率约束：
[0038]
[0039]
[0040] 式中： 分别表示设备n在t时刻的输入和输出功率；Din,n、Dout,n分别表示设备n输入和输出功率的向下爬坡率；Rin,n、Rout,n分别表示设备n输入和输出功率的向上爬坡率。
[0041] 优选的，所述根据得到的各发电设备、能源转换设备的实际出力值计算系统运行成本包括：
[0042] 外购能成本：
[0043] F1(t)＝λG(t)·VG(t)+λE(t)·Pgrid(t)，
[0044] 式中：λG(t)表示天然气在第t个调度时段的单位购气单价值；VG(t)表示第t个调度时段从气网购入的天然气体积；λE(t)表示第t个调度时段的上级电网分时电价；Pgrid(t)表示第t个调度时段从电网购入的输入电功率值；
[0045] 环境污染治理成本：
[0046]
[0047] 式中：δi表示三种污染物的治理
费用系数，其中，i＝1,2,3分别表示CO2、SO2、NOx；εgrid,i、εMT,i和分别表示电网和微燃机的排污系数；
[0048] 设备维护成本：
[0049]
[0050] 式中： 表示单位输出功率下设备n的运行维护费用；Pn(t)表示设备n在第t个调度时段的输出功率值；
[0051] 光伏未消纳惩罚成本：
[0052] F4(t)＝ρpv(t)·[Ppv(t)-Ppvr(t)]，
[0053] 式中：ρpv(t)表示第t个调度时段光伏未消纳部分的单位惩罚成本系数；Ppv(t)表示第t个调度时段光伏的最大预测出力值；Ppvr(t)表示第t个调度时段光伏实际消纳量；
[0054] 累计外购能成本、环境污染治理成本、设备维护成本、光伏未消纳惩罚成本得到运行成本。
[0055] 通过使用本发明，可以实现以下效果：本发明通过提出的多能协同运行的园区综合能源系统优化调度策略，建立综合能源系统优化调度模型，实现了系统多能互补运行和能源
梯级利用，降低系统的综合运行成本，通过引入的电转气设备与储能设备，进一步挖掘了用户侧热电负荷的调度潜力，提高了系统运行经济性，降低了系统购能成本和环境治理成本。
附图说明
[0056] 下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
[0057] 图1是本发明一
实施例一种考虑多能协同的园区综合能源系统优化调度方法的示意性
流程图；
[0058] 图2是本发明一实施例中园区综合能源系统的示意性结构图。
具体实施方式
[0059] 以下结合附图，对本发明的技术方案作进一步的描述，但本发明并不限于这些实施例。
[0060] 本发明的基本思想是通过建立包含园区外购能成本、环境污染治理成本、设备维护成本和光伏未消纳惩罚成本等系统综合运行成本最低为目标的园区综合能源系统日前优化调度策略，实现系统多能互补运行和能源梯级利用，降低系统的综合运行成本，通过电转热设备与储能设备，挖掘用户侧热电负荷的调度潜力，提高系统运行经济性，降低系统购能成本和环境治理成本。
[0061] 基于上述构思，本发明提出了一种考虑多能协同的园区综合能源系统优化调度方法，如图1所示，包括以下步骤：
[0062] S1：建立综合能源系统优化调度模型：
[0063]
[0064] 式中：优化变量x包括购电量、购气量、各发电设备出力值、能源转换设备的出力值；等式约束包括系统平衡方程组以及各设备的能量转换平衡式；不等式约束包括系统中各设备的出力上下限约束以及正向功率潮流约束；
[0065] S2：对该模型进行求解得到各发电设备、能源转换设备的实际出力值，根据得到的各发电设备、能源转换设备的实际出力值计算系统运行成本对综合能源系统进行能源优化调度。
[0066] 为实现该调度策略，首先根据日前预测得到第二天综合能源园区的冷、热、电负荷需求；再根据调度策略制定的目标函数，以及图2所示的园区综合能源系统结构示意图，建立系统的数学模型。
[0067] 根据发明内容中所建立调度策略的特点，可以看出该模型实际是一个混合整数线性规划模型(MINLP,Mixed integer linear programming method)，该优化问题的标准数学模型如下：
[0068]
[0069] 式中：优化变量x包括购电量、购气量、各发电设备出力值、能源转换设备的出力值；等式约束包括系统平衡方程组以及各设备的能量转换平衡式；不等式约束包括系统中各设备的出力上下限约束以及正向功率潮流约束。
[0070] 可以看出，本发明的园区综合能源系统的优化运行调度策略可以用上述MINLP模型表示，该模型能够用商业求解器进行求解。本发明基于MATLAB
软件通过Yalmip工具箱调用CPLEX商业求解器对该模型进行编程求解，得到各发电设备、能源转换设备的实际出力值，根据得到的各设备实际出力值与能源转回设备功率安排第二天的园区计划，完成该调度策略的运行。
[0071] 系统平衡方程组包括：
[0072] Pgrid(t)+PMT(t)+Ppv(t)-PEB(t)-PEC(t)-Pload(t)＝0，
[0073] QMT(t)-QAC(t)-QHE(t)＝0，
[0074] QEB(t)+QHC(t)-Qload(t)＝0，
[0075] WEC(t)+WAC(t)-Wload(t)＝0，
[0076] 式中：Pgrid(t)、PMT(t)、Ppv(t)分别表示t时刻电网输入的能量、微型燃气轮机轮机的电出力、分布式光伏的实际出力；PEB(t)、PEC(t)分别表示t时刻电锅炉、电制冷器的电能输入；Pload(t)表示t时刻的电负荷；QMT(t)表示t时刻微燃机产生的烟气余热；QAC(t)、QHE(t)分别表示t时刻吸收式制冷器和热交换器的热输入；QEB(t)、QHC(t)分别表示t时刻电锅炉和热交换器的热出力；Qload(t)表示t时刻的热负荷；WEC(t)、WAC(t)分别表示电制冷器和吸收式制冷器在t时刻的出力；Wload(t)表示t时刻的冷负荷。
[0077] 各设备的能量转换平衡式包括：
[0078] QEB(t)＝ρEB·PEB(t)，
[0079] WEC(t)＝ρEC·PEC(t)，
[0080] WAC(t)＝ρAC·QAC(t)，
[0081] QHC(t)＝ρHE·QHE(t)，
[0082] 式中：QEB(t)表示t时段内电锅炉的输出热功率；ρEB表示电锅炉的热转换效率；PEB(t)表示t时段内电锅炉的输入电功率；WEC(t)表示t时段内电制冷器的制冷功率；ρEC表示电制冷器的制冷系数；PEC(t)表示t时段内电制冷器的输入电功率；WAC(t)表示t时段内吸收式制冷器的制冷功率；ρAC表示吸收式制冷器的制冷系数；QAC(t)表示t时段内注入吸收式制冷器的热功率；式中：QHC(t)表示t时段内热交换器的输出热功率；ρHE表示热交换器的热转换效率；QHE(t)表示t时段内注入热交换器的热量。
[0083] 作为优选，各设备的能量转换平衡式还包括：
[0084]
[0085]
[0086] 式中： 代表电转气设备的天然气输出功率； 表示电能输入功率； 表示转换过程能量损耗系数， 表示电转气设备的额定输出功率。
[0087] 作为优选，各设备的能量转换平衡式还包括：
[0088] 储能
电池的
荷电状态是描述电池电量状态的重要参数，其定义为电池电量与电池最大电量之比：
[0089]
[0090] 式中：SOC表示电池的荷电状态；qmax表示储能电池的最大电量。
[0091] 为保证系统在下一个调度周期的运行要求，在当前调度时段结束时的电池荷电量qT，应与调度初始阶段的荷电量q0保持一致，即：
[0092] qT＝q0，
[0093] 电池的正常运行需要受到一些荷电状态和最大充放电
电流的约束：
[0094]
[0095] 式中：SOCmin和SOCmax分别表示储能
电池荷电状态的最小值和最大值。Id,max和Ic,max分别表示电池的最大放电、充电电流。
[0096] 系统中各设备的出力上下限约束包括：
[0097] 0≤PMT≤PMT，max，
[0098] 0≤QHC≤QHC,max，
[0099] 0≤QEB≤QEB,max，
[0100] 0≤WAC≤WAC,max，
[0101] 0≤WEC≤WEC,max，
[0102] 式中：PMT，max、QHC,max、QEB,max、WAC,max、WEC,max分别表示微型燃气轮机、热交换器、电锅炉、吸收式制冷器和电制冷器的最大输出功率。
[0103] 系统中正向功率潮流约束包括：设备的爬坡功率约束：
[0104]
[0105]
[0106] 式中： 分别表示设备n在t时刻的输入和输出功率；Din,n、Dout,n分别表示设备n输入和输出功率的向下爬坡率；Rin,n、Rout,n分别表示设备n输入和输出功率的向上爬坡率。
[0107] 根据得到的各发电设备、能源转换设备的实际出力值计算系统运行成本包括：
[0108] 外购能成本：
[0109] F1(t)＝λG(t)·VG(t)+λE(t)·Pgrid(t)，
[0110] 式中：λG(t)表示天然气在第t个调度时段的单位购气单价值；VG(t)表示第t个调度时段从气网购入的天然气体积；λE(t)表示第t个调度时段的上级电网分时电价；Pgrid(t)表示第t个调度时段从电网购入的输入电功率值；
[0111] 环境污染治理成本：
[0112]
[0113] 式中：δi表示三种污染物的治理费用系数，其中，i＝1,2,3分别表示CO2、SO2、NOx；εgrid,i、εMT,i和分别表示电网和微燃机的排污系数；
[0114] 设备维护成本：
[0115]
[0116] 式中： 表示单位输出功率下设备n的运行维护费用；Pn(t)表示设备n在第t个调度时段的输出功率值；
[0117] 光伏未消纳惩罚成本：
[0118] F4(t)＝ρpv(t)·[Ppv(t)-Ppvr(t)]，
[0119] 式中：ρpv(t)表示第t个调度时段光伏未消纳部分的单位惩罚成本系数；Ppv(t)表示第t个调度时段光伏的最大预测出力值；Ppvr(t)表示第t个调度时段光伏实际消纳量。
[0120] 其中，微型燃气轮机其电功率与天然气耗气量以及发电效率有关，数学模型如下式所示：
[0121]
[0122] 式中：PMT(t)表示t时刻的输出电功率； 表示t时段的耗气量； 表示t时刻的发电效率；RLH(t)表示天然气低位热值，通常取9.7(单位：kW·h/m3)。
[0123] 其中，微燃机的发电效率 与输出功率 有关，可以通过多项式拟合来表示，k1、k2、k3表示曲线拟合的系数。
[0124]
[0125] 其中，微型燃气轮机燃烧产生的烟气余热进入烟气
母线，可用下式表示：
[0126]
[0127] 式中：QMT(t)表示微燃机产生的烟气余热；ρh表示微燃机的
散热损失率。
[0128] 累计外购能成本、环境污染治理成本、设备维护成本、光伏未消纳惩罚成本得到运行成本。
[0129] 为方便对比本发明的技术效果，以某园区夏季典型日的负荷数据情况为
基础进行实施例分析，基础数据如下：
[0130] 微型燃气轮机、热交换器、电锅炉、吸收式制冷器、电制冷器等系统能源转换设备主要运行参数见表1中数据所示。设定园区从电网的购电电价采用电网“峰谷”分时电价，购电电价的分时电价如表2中所示。其中设定购电电价的峰时段为08：00-11：00，18：00-20：00；购电电价的平时段为11:00-18:00，20：00-23：00；购电电价的谷时段为23：00-08：00。设定园区从外部天然气网络购气的天然气价格为3.45元/m3，折合单位热值后的价格为0.349元/(kW·h)。
[0131] 表1 各设备主要参数
[0132]
[0133] 表2 峰谷分时电价
[0134]
[0135] 对照例1：纯电能园区不采用本发明的调度策略，系统仅从外部电网购能来供应全部能源需求的运行方式。冷负荷由电制冷器供能，热负荷由电锅炉供应。在纯电能园区的运行方式中各设备仅有电能输入，系统内无微燃机和其他冷热电耦合设备，仅有电能转换设备参与此运行方式的供能。
[0136] 对照例2：冷热电分供园区不采用本发明的调度策略，采用冷热电分产来供应全部能源需求的运行方式。吸收式制冷器为冷负荷供能，热负荷由热交换器供能，电负荷也由微燃机和电网供应，主要以微燃机来满足负荷供能需求，冷热负荷均只有一种能源转换设备出力来源，不存在多能耦合互补运行状态。
[0137] 实施例1：冷热电联供园区，采用该发明的调度策略，使用多能互补协同优化来供应全部能源需求的运行方式。冷负荷由吸收式制冷器和电制冷器提供；热负荷由热交换器和电锅炉提供；电负荷由电网购电和微燃机提供，该场景均实现了任意一种能源用能需求由其他两种能源转换设备供应，实现多能耦合互补运行。
[0138] 实施例2：在实施例1的基础上，园区综合能源系统的供应侧增加电转气设备，并且在负荷侧增加储能电池，以此可以提高园区综合能源系统的源荷互动特性，并且增强电力网络和天然气网络的互补特性。
[0139] 本发明技术方案作用前后系统运行成本与日内光伏消纳率对比如表3所示。
[0140] 表3 本发明技术方案作用前后的效果对比
[0141]
[0142] 通过表3可以看出，在使用本发明技术方案后，充分发挥了综合能源系统的灵活性，相比于未使用本发明的传统调度方法，两组实施例均大大降低了园区的运行成本，同时对比实施例1，2可以看出该调度策略对电转气以及储能设备有较好的相容性，能够通过接入新型设备进一步降低园区运行成本，并提高了光伏消纳率，实现了经济性与清洁性的平衡。
[0143] 本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的
修改或补充或采用类似的方式替代，但并不会偏离本发明的精神或者超越所附
权利要求书所定义的范围。
