一种考虑热力网荷准动态特性的电热气系统控制方法与流程

本发明涉及一种考虑热力网荷准动态特性的电热气系统控制方法，属于电热气系统控制领域。

背景技术：

现有电热气系统不再是彼此独立的个体，而是多种能源耦合组成的复杂电热气系统。这种多能源耦合的电热气系统一般由同一区域内的电、热、气子系统和用于能源网络间耦合的转换设备组成，各能源子系统的运行受与之耦合的能源子系统运行状态(例如天然气节点压力与区域热力管道流量等)约束，同时，随着多能源耦合设备的渗透率逐步提升，其运行状态的改变可对能量流产生较大影响。能源耦合的多样性促进了能量流的协同优化，有利于提高能源综合利用率。但是现有电热气系统未利用热水管网的储能能力，使得系统中各子系统的功耗仍然偏大。

技术实现要素：

发明目的：本发明提出一种考虑热力网荷准动态特性的电热气系统控制方法，降低电热气系统的功耗。

技术方案：本发明采用的技术方案为一种考虑热力网荷准动态特性的电热气系统控制方法，包括以下步骤：

1)对电热气系统中的热力子系统进行虚拟储能建模；

2)对电热气系统的光伏发电系统、地源热泵、燃气锅炉、集热装置和换热器建模；

3)建立考虑负荷用户热舒适度的房间虚拟储能控制模型，给出计入热力子系统中虚拟储能后的电热气系统功耗优化目标函数及约束条件；

4)求解所述目标函数。

所述步骤1)中热水管网虚拟储能充放功率如下：

h＝qt,hr-qt,load

上式中，h为热水管网虚拟储能充放功率，其值为正时热水管网处于“储能”状态，其值为负时热水管网处于“放能”状态；qt,hr、qt,load分别为t时段内热源处的热功率和热负荷处的换热功率。

所述步骤2)中光伏发电系统的光伏电池输出功率如下：

上式中，ppv为光伏电池的输出功率；gt为光照强度，其中gstc为标准测试条件下的光照强度；tstc为光伏电池温度；pstc为最大输出功率；k为温度相关系数，一般取-0.47，tc,t为光伏电池的温度。

所述步骤2)中地源热泵产生的热功率qgshp如下：

qgshp＝pgshp·copgshp

上式中，pgshp为地源热泵消耗的电功率，copgshp为地源热泵的热转换效率。

所述步骤2)中燃气锅炉的天然气消耗量与其制热功率之间的关系如下：

上式中，fgb为单位时间内的天然气消耗量；qgb为燃气锅炉的制热功率；ηgb为制热效率；hng表示天然气热值。

所述步骤2)中从集热装置进入换热器的热功率为qgt表示燃气轮机的输出热功率，即有

而换热器的进口热功率和出口热功率的关系为

上式中，qhr为集热装置产生的出口热功率，εhr为换热器的有效传热度。

所述步骤3)中以区域内各系统折算功率最小为目标函数：

式中，pfuel为气网购入功率；pgrid为电网购入功率；psteamgrid为蒸汽网络购入功率，phwgrid为热水网络购入功率。

所述步骤3)中约束条件包括功率平衡约束、供能设备出力约束和热水管网约束。

所述功率平衡约束包括电功率平衡、热功率平衡和气功率平衡。

所述供能设备出力约束包括为：

pk,min≤pk(t)≤pk,max

式中pk(t)指t时刻的第k个设备出力；pk,max和pk,min分别为第k个设备的最大与最小出力。

所述热水管网约束包括准动态特性约束、混合约束、供回水温度约束以及质量流量约束。

有益效果：本发明在电热气系统中计入了热水管网的虚拟储能能力，并且配备了能源转换设备。这类能源转换设备根据系统中各类能源的需求情况实现电、热、气之间的转换，从而提高系统整体的效率、灵活性。而热水管网的虚拟储能能力对现有的储能装置起到了补充增强的作用，降低了运行能耗和成本。

附图说明

图1为本发明电热气系统的结构示意图；

图2为各类负荷逐时变化曲线图；

图3为燃气轮机电功率优化结果图；

图4为日内电网购电量示意图；

图5为场景1各设备热出力示意图；

图6为场景2各设备热出力示意图；

图7为场景1热水源出力示意图；

图8为场景2热水源出力示意图；

图9为场景2热水管网充放功率曲线图；

图10为场景2热水管网温度变化曲线图；

图11为场景2实际用气示意图；

图12为传输延迟的原理图；

图13为本发明流体质块示意图。

具体实施方式

如图1所示，现有电热气系统由电、热、气子系统以及用于能源网络间耦合的转换设备组成，其中热力子系统又包括热水系统和蒸汽系统。除此之外还安装有光伏发电系统作为分布式能源设备，地源热泵和燃气锅炉作为能源转换设备。地源热泵和燃气锅炉根据系统中各类能源的需求情况实现电、热、气之间的能量转换。其中光伏发电系统和燃气轮机产生的电能输送到负荷侧满足用户的用电需求。热力子系统通过热水网络和蒸汽网络将热量以热水或蒸汽的形式从热源处传输至负荷侧，以满足用户的热负荷需求。本实施例的电热气系统中热量主要由燃气轮机、燃气锅炉和地源热泵提供，如有缺额可从热网中购买。气网将天然气从气源输送给负荷侧满足用户气负荷需求，同时也供给系统中的燃气轮机和燃气锅炉。各子系统之间通过燃气轮机、燃气锅炉、地源热泵进行能源转化。

热水管网虚拟储能充放功率如下：

h＝qt,hr-qt,load

上式中，h为热水管网虚拟储能充放功率，其值为正时热水管网处于“储能”状态，其值为负时热水管网处于“放能”状态；qt,hr、qt,load分别为t时段内热源处的热功率和热负荷处的换热功率。

接下来首先对光伏发电系统、地源热泵、燃气锅炉、集热装置和换热器建模。

光伏发电系统在一段时间内的光照强度近似地服从beta分布，其概率密度函数f(gt)为：

上式中，gt为t时刻的光照强度，gmax为时段内的最大光照强度，α和β为beta分布的形状参数，γ为gamma函数。

根据数据统计分析求得光照强度的平均值μ以及标准差σ后，α和β可分别表示为

直接测量光伏电池的温度较为困难，可结合光照强度以及环境温度通过经验公式估算得到，其关系为

上式中，tc,t为光伏电池的温度；tamd,t为环境温度。

在光照强度和温度已知的条件下，光伏电池的输出功率如下：

上式中，ppv为光伏电池的输出功率；gt为光照强度，其中gstc为标准测试条件下的光照强度；tstc为光伏电池温度；pstc为最大输出功率；k为温度相关系数，一般取-0.47。

地源热泵使用电能将地下热能转化为供暖热能。地源热泵的模型如下：

qgshp＝pgshp·copgshp(6)

上式中，qgshp为地源热泵产生的热功率；pgshp为地源热泵消耗的电功率；copgshp为地源热泵的热转换效率。

燃气锅炉的天然气消耗量与其制热功率之间的关系如下：

上式中，fgb为单位时间内的天然气消耗量；qgb为燃气锅炉的制热功率；ηgb为制热效率；hng表示天然气热值。

集热装置将燃气轮机和燃气锅炉产生的高温蒸汽混合，提高热量进入管道的稳定性，便于控制管理。本实施例中的集热装置忽略介质混合时间，并认为同一时刻集热装置的出口热功率接近进口热功率。混合过程中的集热效率为ηcollector，从集热装置进入蒸汽网络的热功率为从集热装置进入换热器的热功率为qgt表示燃气轮机的输出热功率，即有

而换热器在进行热交换过程中将会有一定的热量损失，其进口热功率和出口热功率的关系为

上式中，qhr为集热装置产生的出口热功率，εhr为换热器的有效传热度。

此外本实施例还考虑了直接从外网购买热量的情况。地源热泵和集热装置产生的热量与热水网络中直接购买的热量一同进入换热首站进行混合并与一次管网进行热量传递，这一过程也会产生热量损失，其进口热功率与出口热功率的关系为：

qhr＝εhr(qhr+qgshp+qhwgrid)(10)

式中，qhr为换热站传递给一次管网的热功率；εhr为换热首站的总有效传热度；qhwgrid为热水网络购买的热量。

接着考虑计入热力子系统中虚拟储能后的电热气系统功耗优化模型及约束条件。综合考虑电热气系统整体稳定性，电能的削峰填谷以及减小电网压力，以区域内各系统折算功率最小为目标函数：

式中，pfuel为气网购入功率；pgrid为电网购入功率；psteamgrid为蒸汽网络购入功率，phwgrid为热水网络购入功率。

约束条件包括功率平衡约束、供能设备出力约束和热水管网约束。

(1)功率平衡约束

系统内功率平衡约束主要包括电功率平衡、热功率平衡和气功率平衡。

在t时段内电热气系统整体的电、蒸汽、热水、气负荷分别为puser(t)、qusersteam(t)、quserhw(t)、fuser(t)，则有

ppv(t)+pgt(t)+pgrid(t)-pgshp(t)＝puser(t)(12)

qload(t)＝quserhw(t)(13)

fgrid(t)-fgt(t)-fgb(t)＝fuser(t)(14)

(2)供能设备出力约束

第k个设备出力约束：

pk,min≤pk(t)≤pk,max(15)

式中pk(t)指t时刻的第k个设备出力；pk,max和pk,min分别为第k个设备的最大与最小出力。

(3)热水管网约束

热水管网约束考虑热量在管道中的准动态特性约束、混合约束、供回水温度约束以及质量流量约束。

其中准动态特性约束如图12所示，若进口温度在时间t1变化，则出口温度将在时间t2改变，传输延迟s等于t2-t1的持续时间，它由管道长度和质量流量决定，当质量流量变化时，传输延迟也随之变化。

在供暖热水管网中，一次管网的管道长度较长，因而其传输延迟也较大。而二次管网由于其负责热用户内部的热量分配，因此长度较短传输延迟也较小。本实施例仅考虑一次管网的时延特性。

正常情况下采用稳态水力模型描述管网中热水连续稳定的流动，假设所有节点的高程相同，q表示管道内的质量流量，qin和qout分别表示进入和离开节点的质量流量，则下式成立：

∑qout＝∑qin

节点处的流动混合被认为是充分的，并满足能量守恒原理，由下式建模。tin和tout分别表示进入和离开节点的流体的温度，离开同一节点的流体温度都是相同的，则下式成立：

(∑qout)tout＝(∑qintin)

考虑到管道的传输延迟sj，本实施例采用节点法对管道内热能传输准动态特性进行分析，将一个周期分为n个连续相等的时段δt，用流体质块(fwm)描述在每个时段δt内入口处进入管道的热水。同时假设在时段内管道处于稳定状态，也就是流体质块中物理量不变。

如图13所示在热水管道中，记图3所处时刻为t，管道入口处右侧的第一段流体质块记为fwm1,所述第一段流体质块fwm1在t-δt时刻进入管道。从入口向出口对管道内的每个流体质块依次编号为fwm1、fwm2至fwmk，k为管道内流体质块数量。考虑到热水管道的传输延迟可能不是δt的整数倍，则假设传输延迟sj介于s1和s2之间，其中s1＝(k-1)δt，s2＝kδt。管道出口处流出的流体质块是由fwmk和fwmk+1的各一部分共同组成，如图3中阴影部分所示。图3中fwmk,2为fwmk在s2-sj时间内从管道流出的部分，fwmk+1,1为fwmk+1在sj-s1时间内从管道流出的部分。显然在δt时段内自管道中流出的流体质块为fwmk,2和fwmk+1,1之和。根据下式计算管道出口处的热水温度：

式中，为t时刻管道j出口侧的热水温度，单位℃，上标in表示管道入口侧，上标out表示管道出口侧；qk和qk+1分别为流体质块fwmk和fwmk+1的质量流量，单位kg/s。

为便于计算，令

c1和c2表示权重系数。则s时段管道j的出口温度可表示为：

由于热水在管道中输送时会损失一定热量，因此第k段流体质块fwmk在出口侧流出温度可表示为：

式中，kj为管道热量损失系数，w/(m·℃)；cw为水的比热容，其值为4.2kj/(kg·℃)；lj为管道长度，单位m；t^am为管道所处环境的温度，单位℃。

第k段流体质块fwmk和第k+1段流体质块fwmk+1在出口处的温度分别为：

上式中因此管道j在s时段的出口温度可进一步简化为：

上式描述了在考虑时延特性的基础上热水管道中热能输运的准动态变化过程，适用于热水管网里的所有供回水管道。

当管道中质量流量已知时，c1、c2、c3和c4为常数，管道出口温度为进口不同时刻温度的线性组合。

混合约束为

(∑qout)tout＝(∑qintin)(17)

qin和qout分别表示进入和离开节点的质量流量；tin和tout分别表示进入和离开节点的流体的温度。

供回水温度约束范围可分别表示为

上式中，分别为供水管道中的供水温度设计上、下限，单位℃；、分别为回水管道中的回水温度设计上、下限，单位℃。tt^supply是供水温度，tt^return是回水温度，单位均为℃。

同样，管道中的质量流量qt也具有上下限，质量流量约束范围可表示为

qmin≤qt≤qmax(20)

考虑用户的舒适度需求，加入房间虚拟储能控制模型。当不考虑人为通风行为，当房间供暖功率发生变化时，房间温度不会立刻发生剧变，这也是房间热惯性的体现。根据热平衡原理，可得到房间温度准动态变化一般模型，主要与室外温度、供暖功率有关，公式如下:

式中，qra,t为t时段的供暖功率；ηair为空气热传导系数；δt为调度时间段时长；tc为调度周期。

考虑用户的热舒适感受，可以优化用户侧热负荷需求，有利于系统的节能。人体舒适度pmv(predictedmeanvote)指标由fanger教授通过实验方法对大量参验人员的投票表决结果总结得出，可代表大部分人的热舒适度，其影响因素主要为环境因素和人体自身因素，为更直观的描述所处环境的舒适程度，将热舒适度分成为7个等级，如下表：

表1-1pmv-ppd各舒适等级取值

从表1-1中可以看出，pmv值的绝对值越大，热感觉越不舒服，舒适度也就越差，当pmv取值为0时，热感觉的舒适程度最高。

因为pmv指标考虑了服装热阻、人体新陈代谢率、平均辐射温度、空气温度、空气流速和空气湿度等多个因素，需要通过迭代进行求解，计算复杂，因此采用简化公式对pmv指标进行计算，公式如下

由于考虑了房间虚拟储能，供暖热水负荷不再是与日前预测热水负荷保持一致的定量，而需要优化计算得出，因此无需考虑热水负荷的平衡约束，其约束可用pmv值所对应的温度约束来代替，表示为

ta,min≤ta≤ta,max(23)

式中，ta,min为房间允许温度的最小值，℃；ta,max为房间允许温度的最大值，℃。

如单纯从节能角度进行优化，优化结果很有可能出现室温总是处于最低值的情况，此时优化后的热负荷需求最小，无法保证供热质量的可靠性，因此设定优化周期内热负荷总量与预测热负荷总量保持不变。

式中，qloadafter,t为优化后各时段的热水负荷，kw；qloadbefore,t为优化后各时段的热水负荷(即日前预测热水负荷)，kw。

上述目标函数和约束条件均为线性约束，利用现有完备的求解方法即可求解。本实施例使用cplex求解，包括定义变量、目标函数和约束条件三个步骤。具体地，cplex基于其内置的单纯型法和内点算法能够快速求解线性规划问题，得到燃气轮机、燃气锅炉、地源热泵等各个设备的出力情况。

算例

选取某区域电热气系统冬季一天的用能数据进行分析研究。燃气轮机、燃气锅炉、地源热泵和光伏发电机组等供能设备，以及集热装置、换热装置的相关参数见表1-2。区域内热水管网中一次管网的供回水管道长度均为2km，管径为0.3m，采用质调节方式，稳定质量流量为80kg/s，供水管道的运行温度范围为60-130℃，回水管道的运行温度范围为30-90℃。根据供暖设计规范中的相关规定，设定pmv范围分别为：-1≤pmv≤+1，由此推算得到房间温度上限为28.9℃、下限为23.2℃，空气热传导系数ηair取0.18。

表1-2相关设备参数

日前预测的电、热、气负荷逐时变化曲线如图2所示。在优化过程中，为方便计算，将各类负荷按照千瓦为单位进行换算。

为验证本实施例的有效性，在电热气系统内构建两种场景进行比较：场景1不考虑热水管网虚拟储能特性；场景2考虑热水管网虚拟储能。

(1)供电情况

在电热气电热气系统中，场景1和2下燃气轮机电功率的优化结果如图3所示，场景1中燃气轮机的电功率波动较小，而场景2中燃气轮机的电功率波动较大。与场景1相比，场景2中燃气轮机电功率在用电峰时段增加了21.2％，平时段增加了3.6％，谷时段减少19.9％。燃气轮机的电功率变化也会影响其热出力。由此可见，在用电峰时段电功率明显增大，而在谷时段电功率大幅降低。

场景1和2从电网中的购电量如图4所示，场景1和2都呈现出在低用电时段燃气轮机的电功率降低、购电量增加，在高用电时段燃气轮机电功率提高、购电量减少的趋势，体现了对用电负荷的响应。但场景2这种趋势更明显，相较于场景1，场景2的购电量在用电峰时段降低了82.5％，平时段降低了31.1％，谷时段提高了80.1％。显然场景2整体削峰填谷的作用更好。

(2)供热情况

本实施例的电热气系统中，燃气锅炉和燃气轮机产生的热量经过集热装置后，一部分通过换热器以热水为介质进入热水管网以满足热水负荷需求，另一部分进入蒸汽系统以满足蒸汽负荷需求。地源热泵产生的热量均以热水为介质进入热水系统。两种场景下各个供热设备的热出力情况分别如图5和6所示。

将图5和6进行对比可知，燃气锅炉在两种场景中的热出力情况相差不大，而地源热泵的整体出力较少，并且总是在低谷时段运行。燃气轮机的热出力与各自场景下的电功率变化趋势相同，场景2燃气轮机的热出力相较于场景1在用电峰时段增加了21.2％、平时段增加了3.6％、谷时段减少了19.9％。

在热出力方面，场景1各时刻的总热出力与系统总热负荷平衡，而场景2在高用电时段总热出力高于系统总热负荷，在低用电时段总热出力低于总热负荷。两种场景下，蒸汽系统中蒸汽供热功率与负荷需求的时刻对应，而热水系统中由于热水管网的虚拟储能特性，热水供给情况产生了差异。就热水系统而言，热水供应的来源为换热器和地源热泵，换热器产生的热量与地源热泵产生的热量一起通过一次管网换热首站进入热水管网，场景1和场景2的系统热水源出力优化结果分别如图7和图8所示。

对比图7和图8，系统在场景1和场景2中一天内的热水源出力之和没有明显变化，但场景1中系统的热水源出力与热水负荷时刻同步，其结果曲线与负荷曲线的趋势完全一致，而场景2中系统的热水源出力与热水负荷不同步。总的来说，在场景2中用电低谷时段系统的热水源出力比热水负荷低，此时前期储存在管网中的热能弥补了该时段部分供热需求的缺额；用电高峰时段系统的热水源出力比热水负荷高，高出的热能储存在热水管网中，系统的热水源出力与热水负荷不是时刻平衡，实现了跨时段转移。

场景2中的热水管网虚拟储能的充放功率如图9所示。图9中，功率为正表示热水管网处于储能阶段，功率为负表示热水管网处于放能阶段。在用电峰时段，系统提高了燃气轮机的出力，富余的热量以热水的形式储存在热水管网中；在用电谷时段，系统降低了燃气轮机的出力，热水管网放出原先储存的热量以补偿系统设备供热的缺额。热水管网虚拟储能一般在用电高峰时段储能，在用电低谷时段放能。

场景2中一次管网里的温度变化如图10所示。由图10分析可知，管道内的温度与其充放能状态密切相关。在用电低谷时段，系统热水源出力小于热负荷，热水管网处于放能阶段，其管道内的供回水温度整体下降，且放能功率越大下降越快；在用电高峰时段，系统热水源出力大于热负荷，热水管网处于储能阶段，其管道内的供回水温度整体上升，且储能功率越大上升得越快。

(3)用气情况

由于电热气系统内考虑了“气-热”、“气-电”耦合设备，因此两种场景下天然气的实际需求都大大增加，下面以场景2为例分析系统的用气情况。场景2的实际用气情况如图11所示。

由图11可知，考虑热水管网虚拟储能特性的电热气系统运行后，用气总负荷大大增加，其原因是燃气轮机和燃气锅炉两个主要耦合设备的运行，并且相较于原始气负荷趋势形成了明显的峰谷差异。通过与电负荷比较可知，优化后的总用气负荷的峰谷差异特点与电负荷的峰谷差异特点类似。