一种计及综合需求响应资源的能源枢纽规划方法与流程

本发明属于能源枢纽规划领域，具体涉及一种计及综合需求响应资源的能源枢纽规划方法。

背景技术：

随着环境的恶化和化石能源的紧缺日益严重，使得发展在规划、运行、建设各阶段有机协调的综合能源系统是实现能源可持续发展的必经之路。

能源枢纽作为耦合点实现了对混合能源系统的经济调度和最优潮流的全局调控。能源枢纽是各能源载体的转化站，在其内部通过相应元件实现不同能量之间的相互转化。现有的规划方法计及到能源供给侧的多种设备，但未考虑用户侧负荷的灵活可控性，使得规划结果难免会出现设备容量冗余、资源利用率低下的现象。随着需求响应技术的发展，高效、经济、合理地利用需求侧资源调节潜力，使得在保持能源服务水平的前提下降低整个规划系统的总成本成为可能。

技术实现要素：

发明目的：针对上述现有技术的不足，本发明提供一种计及综合需求响应资源的能源枢纽规划方法，构建了综合需求响应资源参与能源枢纽的设备选型规划，体现需求响应在规划运行中协调作用的同时，优化了各类设备的选型及出力，降低了系统规划运行的总成本，促进能源枢纽的合理配置和规划。

技术方案：一种计及综合需求响应资源的能源枢纽规划方法，包括以下步骤：

(1)数据采集：所述的数据包括规划年内不同季节中的电、热、冷负荷、风力发电量、单位购电购气价格、各类需求响应资源激励价格、供电供暖以及储能设备的待选容量及其安装投资成本、运维成本；

(2)将各类负荷进行分类：根据冷/热/电负荷用能特性将步骤(1)所述负荷分为刚性负荷、可平移类负荷、可转移类负荷以及可削减负荷，建立各类需求响应模型；

(3)对能源枢纽进行建模：根据能源枢纽内各能源的耦合转化关系，以总成本最优为目标、各类负荷功率平衡、各设备规划逻辑及运行上下限为约束条件；

(4)通过cplex优化工具对模型求解：通过能源枢纽总建设调度成本、电气资源节约量、设备利用率判断采用需求响应技术后规划结果是否更优越，并输出最优结果。

进一步的，所述步骤(2)包括在集中供暖供冷的系统中，将电、热、冷负荷的负荷控制管理手段划分为可平移负荷、可转移负荷、灵活负荷3种需求响应，所述的控制管理手段为需求侧管理中的负荷管理手段。其可以通过给予用户激励补偿刺激其改善负荷特性；或者通过与客户联系的控制信道利用装设在用户处的定时开关、定量器等终端装置对负荷进行控制。

所述的需求响应资源分类以及相应模型及其公式如下：

(2a)可平移负荷(transfer型dr)：可平移负荷的用户班次固定，并且将负荷平移到固定时段之后，日负荷量保持不变，其计算表达式如下：

(2b)可转移负荷(shift型dr)：所述的负荷可以在一天之内转移，日负荷量保持不变，其公式如下：

(2c)灵活负荷(clip型dr)：此类负荷可灵活削减，但削减后会出现负荷反弹，反弹值与前3个时段负荷变化值有关，表达式为：

式中：为t时刻第i类负荷提供dr的正负出力及其是否被调用的0-1变量；t表示第i类负荷提供需求响应的时间段。

第i类负荷的可调节容量上下限约束如式(4)所示；式(5)为dr的正出力和负出力的耦合约束；式(6)为dr的调用次数约束；式(7)计算dr的单位电量成本，单位电量成本随着调用量阶段性地递增；

式中：cdropr为dr单位电量成本、为dr最大调用量、ndr为可以提供dr的设备总数。

进一步的，所述步骤3的能源枢纽模型建立包括以下步骤：

3.1建立目标函数：选择规划期内的总成本作为最小化的目标函数，总成本包括投资方的投资成本以及规划期内的运行成本，其构成包括投资成本、运行维护成本、dr调用成本；最小化的目标函数为：

minctot＝cinv+cope+cdr(8)

式中：ctot表示规划年内的总成本，cinv、cope和cdr分别表示规划年内总投资成本、运行维护成本和dr调用成本。

投资成本：所述的投资成本包括规划期内各综合能源中心的新增cchp机组、燃气锅炉、ptg厂站和电空调、储气装置的投资成本，具体如下：

式中：为新增cchp机组、燃气锅炉、ptg厂站、电空调的待选型号集合，cω为上述不同设备第ω个型号的投资安装费用，xω为各类设备第ω个型号安装的0-1变量。

运行维护成本：

式中：yn为规划年限，r为折现率；s表示规划期内的不同典型日，其中c为制冷季，h为制热季、t为过渡季，e为高温极端天气，εs表示各典型日的出现概率；p^gas、p^ele分别表示单位购电、购气成本，分别表示购气、购电量。

dr调用成本：cdr为dr的电量成本，与dr的单位电量成本p^dr和第i个dr在t时刻的正出力或负出力有关，即：

3.2约束条件具体如下：

规划逻辑约束：假设规划期内每个能源中心每类设备最多只能选择新增一个，即：

冷热电功率平衡约束的计算公式如下：

式中：依次给出电负荷-功率平衡、冷负荷-功率平衡与热负荷-功率平衡约束。设电、热、冷负荷均可进行负荷调控，分别电、冷、热各类dr的正、负出力总和以及调用灵活性dr所引起的负荷反弹；分别表示在场景s时能源中心每一时刻的购电量、cchp机组供电量、风电场实际出力、弃风量，loads、分别表示场景s下能源中心每一时刻的电负荷需求、失负荷量、空调用电量、ptg厂站的耗电量；其次为冷负荷平衡约束，分别为场景s下能源中心每一时刻的冷负荷需求、cchp机组和电力空调的供热量；最后为热负荷平衡约束，分别表示场景s下能源中心每一时刻的热负荷需求、cchp机组和gb机组的供热量。

cchp机组规划运行约束：冷热电联供发电系统集制冷、供热、发电为一体。电负荷由发电设备供给；由发电设备的热回收系统提供部分热负荷；吸收制冷机供给部分冷负荷。

式中：为耗气量，hgas为天然气的热值，为燃气内燃机发电出力，分别为发电过程中可回收的余热；为制冷、制热量；为制冷、制热效率；分别为与最小制冷/热量、最大制冷/热量；α、β为不同型号内燃机的性能参数。

燃气锅炉运行约束，计算表达式如下：

式中：η^ghb为燃气锅炉的运行效率；为s典型日下ω型号的燃气锅炉耗气量。

电力空调运行约束：

式中：η^ac为电制冷空调的运行效率；为s典型日下空调的耗电量。

p2g运行约束，计算表达式如下：

式中：η^ptg为ptg厂站的运行效率；为s典型日下ω型号的ptg每时刻产气量；为耗电量。

各设备运行上下限约束表达式如下：

式中：分别为型cchp功率上下限；分别为型ghb功率上下限；分别为型ptg功率上下限。

储气装置约束：对于能源中心内部的储气设备，满足充放气状态互斥、实际储气量在设备储气量上下限之间、以及整个调度周期内储气和放气平衡的约束条件，其计算表达式如下：

式中：和分别为储气设备充放气功率和效率；sgasmin和sgasmax分别表示储气设备的下限和上限；ss,gas(t)表示储气设备的储气容量。考虑到储气设备在一个调度时段内不能同时充气和放气，需引入充气放气互斥约束对应的约束。

有益效果：本发明相比现有技术其显著的效果在于，该规划输出的结果在dr参与后，包含投资成本、运行维护成本、dr调用成本的能源枢纽总成本明显降低，弃风量、失负荷量得到改善，电、气资源的利用率得到极大的提高；本发明使得能源枢纽中各类设备的选型配置得到优化，降低了系统规划运行的总成本，促进能源枢纽的合理配置和规划。

附图说明

图1为本发明的流程图；

图2为本发明能源枢纽内部设备耦合模型示意图。

具体实施方式

为了详细的说明本发明公开的技术方案，下面结合说明书附图和具体实施例做进一步的阐述。

首先说明实施例的参数设置情况。本方法中的模型参数与价格参考实际调研所得，作为优先，不对本本发明的技术特征及其保护范围作出限制。

1)数据准备：根据某地区实际情况，设定4个典型场景类型：制冷季、制热季、过渡季、极端天气，各典型季在全年出现的概率分别为：0.245、0.333、0.417、0.005；各典型季的电、热、冷负荷由该地实际负荷预测所得，见表1，规划期为5年。能源枢纽内的电转气机组、燃气锅炉、冷热电联产机组、储能装置、电空调设备的安装投资成本以及运行维护成本参数见表2所示，购电、购气价格分别为0.92￥/kw·h、2.37￥/m³。

表1各典型季下电热冷负荷及风电出力大小

表2各类设备投资运行成本参数

2)将各类负荷分为刚性负荷、可平移负荷、可转移负荷以及可削减负荷，其中刚性负荷为基础负荷，不可进行调整，而可平移负荷、可转移负荷以及可削减负荷可提供需求响应技术支持，根据每类负荷特性对建立需求响应模型，各类需求响应资源激励价格见表3，假设电/热/冷负荷中可提供需求响应的可调负荷占总负荷的30％：

表3各类负荷的需求响应激励价格参数

3)根据能源枢纽内各能源的耦合转化关系，以包含安装投资成本、运行维护成本、弃风惩罚成本、失负荷惩罚成本和需求响应调度成本的总成本最优为目标、各类负荷功率平衡、各设备规划逻辑及运行上下限为约束条件，对能源枢纽进行建模；

4)通过cplex优化工具对模型求解，给出各类需求响应参与后的规划结果以及能源枢纽内各设备选型容量，结果见下表所示：

可以看出，在dr参与后，总成本降低约4.41％，运维成本中电、气购买成本减小约2.56％，说明购电购气总量减少、资源利用率得到提高；从设备选型来说，各类设备容量降低，设备容量冗余减少，运行效率得到改善。

表4成本及设备选型对比