一种计及热负荷转换的综合能源系统电热联合优化调度方法

1.本发明涉及电力系统领域，特别是一种计及热负荷转换的综合能源系统电热联合优化调度方法
技术背景
2.综合能源系统(integrated energy system，ies)作为能源互联网的物理载体，将各能源子系统的网络架构、能源转换元件、负荷侧资源有机协调，实现多种异质能源子系统之间的协调规划和互补互济，在提高能源利用率、能源系统的可持续性以及安全可靠性方面具有重要意义。
3.综合能源系统中终端用户在能源使用上存在一定的行为习惯，使能源利用产生了一定的峰谷特性，导致在用能高峰时段设备容量不足，而在用能低谷时段设备利用率不足，造成资源的浪费，如何通过合理的调度措施，激励用户改变用能习惯成为当前调度方法中考虑的关键问题之一。
4.需求响应通过对终端用户的用电方式实施有效的引导和激励手段，提高用户的用电效率，改变用户的用电方式，实现能源供需匹配关系优化，缓解电力供应紧张矛盾，降低电力系统峰谷差。随着综合能源系统的发展，需求响应也由电力需求响应扩展到电、热综合需求响应。当前研究大多只是在能源形式上进行了简单的扩展，常限于单一能源形式需求响应的累加，响应形式较为单一，比如将电需求响应中的负荷削减、转移特性应用于热需求响应，并未考虑用户负荷供能方式的相互转换替代。另外，仅考虑负荷在时间尺度上的转移或用能削减，对用户用能习惯改变较大，用户的积极性低，响应潜力有限，而用户负荷供能方式的相互转换替代可保持用户用能需求不变，对用户用能满意度影响较小。部分用户热负荷的峰值时段与电网供电峰时段基本可以保持一致，用户热负荷供能方式的转化，可以降低用能峰时供能网络压力，增强综合能源网络的稳定性。


技术实现要素：

5.本发明提供一种计及热负荷转换的综合能源系统电热联合优化调度方法，其有利于提高综合能源系统运行经济性，并缓解用电高峰时电网供电压力。
6.本发明采用技术方案：一种计及热负荷转换的综合能源系统电热联合优化调度方法，其包括步骤：
7.(1)建立供能、能量转换以及储能设备的数学模型，分析能量流动与能量耦合关系，建立综合能源系统架构；
8.(2)依据用户热能获取方式将热负荷分类，建立基于供能方式转换的需求响应模型，建立需求响应补偿机制；
9.(3)以运行费用最低建立优化调度的目标函数，建立设备运行及能量平衡约束条件，调用cplex求解器进行求解，得到最优电热联合调度方案。
10.本发明中综合能源系统包含电、热、气三种能源形式，供能设备包括风电机组、微
型燃气轮机、燃气锅炉，能量转换设备包括余热锅炉、电锅炉，储能设备包括电储能、热储能，电负荷由风电机组、微型燃气轮机、电储能、电网满足，热负荷由燃气锅炉、余热锅炉、电锅炉、热储能满足，电热耦合由微型燃气轮机与电锅炉实现，气电耦合由微型燃气轮机实现，气热耦合由燃气锅炉实现。
11.综合能源系统主要设备模型如下：
12.(1)风电机组
[0013][0014]
式中：pr分别为风机输出功率、额定输出功率，v
ci
、v
co
、vr分别为切入风速、切出风速、额定风速，a、b为风速相关系数。
[0015]
(2)微型燃气轮机
[0016][0017]
式中：分别为t时段微燃机的排气余热量、电功率、发电效率，η
l
为散热损失率。
[0018]
微燃机燃料成本为：
[0019][0020]
式中：f
mt
为微燃机的燃料成本，为t时段的天然气价格，l
gas
为天然气低热值。
[0021]
(3)余热锅炉
[0022][0023]
式中：ηh、c
oph
分别为t时段余热锅炉的制热量、制热系数、烟气回收率。
[0024]
(4)燃气锅炉
[0025][0026]
式中：为t时段燃气锅炉输出的热功率，η
bl
为燃气锅炉燃烧效率，为t时段所消耗的天然气量，l
gas
为天然气低热值。
[0027]
燃气锅炉燃料成本为：
[0028][0029]
式中：f
bl
为燃气锅炉的燃料成本，为t时段的天然气价格。
[0030]
(5)电锅炉
[0031][0032]
式中：分别为t时段电锅炉的用电功率、制热功率，η
eb
为电热转换效率。
[0033]
(6)电储能
[0034][0035]
式中：为时段t电储能的储电容量；分别为时段t内电储能充电、放电功率，η
in
、η
dis
分别为充、放电效率。
[0036]
(7)热储能
[0037][0038]
式中：为时段t热储能的储热容量；分别为时段t内热储能吸热、放热功率，η
h，in
、η
h，dis
分别为吸、放热效率，μ为热储能的散热损失率。
[0039]
依据用户热能获取方式不同将热负荷分为气热负荷和电热负荷，气热负荷由微型燃气轮机、燃气锅炉、热储能满足，电热负荷由电锅炉满足，通过用户侧需求响应，实现热负荷供能方式的转换，缓解电网供电高峰时的供电压力。
[0040]
基于供能方式转换的需求响应模型如下：
[0041][0042]
式中：分别为时段t内经过需求响应调节后的系统电热负荷、气热负荷；分别为时段t内第i个用户未经需求响应调节前的电热负荷、气热负荷，为时段t内第i个用户的替换响应功率，αe为替换系数，m为参与需求响应的用户数量。
[0043]
为激励用户更积极地参与需求响应，对用户采取费用补偿机制，补偿费用由供能系统承担，补偿成本为：
[0044][0045]
式中：fd为需求响应补偿成本，为时段t内替换响应功率的单位补偿价格，时段t内的替换响应功率。
[0046]
综合能源系统优化调度以运行费用最低为目标，目标函数为：
[0047]
min f＝f
mt
+f
bl
+f
ex
+fdꢀꢀ
(12)
[0048]
式中：f
mt
为微燃机的燃料成本，f
bl
为燃气锅炉的燃料成本，f
ex
为向大电网购电成本，fd为需求响应补偿成本；
[0049][0050]
式中：分别为时段t内向大电网的购电功率、单位购电价格；
[0051]
综合能源系统运行主要包括设备运行及能量平衡约束条件，具体如下：
[0052]
(1)电功率平衡约束
[0053][0054]
式中：为时段t系统电负荷；
[0055]
(2)热功率平衡约束
[0056][0057]
式中：为时段t系统电负荷；
[0058]
(3)联络线交换功率约束
[0059][0060]
式中：分别为交换功率的最小值、最大值；
[0061]
(4)设备出力上下限约束
[0062][0063]
式中：为第i台设备出力值，分别为第i台设备出力的最小值、最大值；
[0064]
(5)设备爬坡率约束
[0065][0066]
式中：为时段t第i台设备出力值，分别为第i台设备的爬坡率下限、爬坡率上限。
[0067]
(6)电储能约束
[0068][0069]
式(19)为电储能运行功率与充放电状态约束，其中为电储能最大充、放电功率，为0-1变量，表征电储能的充放电状态；
[0070][0071]
式(20)为电储能容量约束，其中分别为电储能最小、最大容量；
[0072]
(7)热储能约束
[0073][0074]
式(21)为热储能运行功率与吸放热状态约束，其中为热储能最大吸、放热功率，为0-1变量，表征热储能的吸放热状态；
[0075][0076]
式(22)为热储能容量约束，其中分别为热储能最小、最大容量；
[0077]
将综合能源系统的优化调度问题整合为混合整数线性规划问题，采用matlab的yalmip平台，调用cplex求解工具进行运行优化求解，得到最优电热联合调度方案。
[0078]
本发明提供的技术方案具有的有益效果如下：针对电热综合能源系统，建立供能、能量转换以及储能设备模型，依据用户热能获取方式将热负荷分类，建立基于供能方式转换的需求响应模型和补偿机制，使用户改变用能供应方式来提高需求侧响应能力，将综合能源系统优化调度问题抽象为混合整数线性规划问题，以综合能源系统运行费用最低为目标函数，建立设备运行及能量平衡约束条约束条件，通过cplex求解混合整数线性规划问
题，得到最优电热联合调度方案，实现综合能源系统经济运行的同时，有效缓解了用电高峰时电网供电压力。
附图说明
[0079]
下面结合附图对本发明作进一步说明：
[0080]
图1为本发明的流程图；
[0081]
图2为综合能源系统架构图；
[0082]
图3为优化前后电负荷对比图；
[0083]
图4为综合能源系统电负荷和机组出力图；
[0084]
图5为综合能源系统热负荷和机组出力图。
具体实施方案
[0085]
为了更好地理解本发明的目的、技术方案及技术效果，以下结合附图对本发明进行进一步的讲解说明。
[0086]
本发明提出了一种计及热负荷转换的综合能源系统电热联合优化调度方法，如图1所示，其实施流程包括如下详细步骤。
[0087]
步骤1建立供能、能量转换以及储能设备的数学模型，分析能量流动与能量耦合关系，建立综合能源系统架构；
[0088]
本发明中综合能源系统包含电、热、气三种能源形式，供能设备包括风电机组、微型燃气轮机、燃气锅炉，能量转换设备包括余热锅炉、电锅炉，储能设备包括电储能、热储能，电负荷由风电机组、微型燃气轮机、电储能、电网满足，热负荷由燃气锅炉、余热锅炉、电锅炉、热储能满足，电热耦合由微型燃气轮机与电锅炉实现，气电耦合由微型燃气轮机实现，气热耦合由燃气锅炉实现。
[0089]
所建综合能源架构如图2所示，包括能量输入环节、能量储存转换环节以及能量输出环节。
[0090]
综合能源系统主要设备模型如下：
[0091]
(1)风电机组
[0092][0093]
式中：pr分别为风机输出功率、额定输出功率，v
ci
、v
co
、vr分别为切入风速、切出风速、额定风速，a、b为风速相关系数。
[0094]
(2)微型燃气轮机
[0095][0096]
式中：分别为t时段微燃机的排气余热量、电功率、发电效率，η
l
为散热损失率。
[0097]
微燃机燃料成本为：
[0098][0099]
式中：f
mt
为微燃机的燃料成本，为t时段的天然气价格，l
gas
为天然气低热值。
[0100]
(3)余热锅炉
[0101][0102]
式中：ηh、c
oph
分别为t时段余热锅炉的制热量、制热系数、烟气回收率。
[0103]
(4)燃气锅炉
[0104][0105]
式中：为t时段燃气锅炉输出的热功率，η
bl
为燃气锅炉燃烧效率，为t时段所消耗的天然气量，l
gas
为天然气低热值。
[0106]
燃气锅炉燃料成本为：
[0107][0108]
式中：f
bl
为燃气锅炉的燃料成本，为t时段的天然气价格。
[0109]
(5)电锅炉
[0110][0111]
式中：分别为t时段电锅炉的用电功率、制热功率，η
eb
为电热转换效率。
[0112]
(6)电储能
[0113][0114]
式中：为时段t电储能的储电容量；分别为时段t内电储能充电、放电功率，η
in
、η
dis
分别为充、放电效率。
[0115]
(7)热储能
[0116][0117]
式中：为时段t热储能的储热容量；分别为时段t内热储能吸热、放热功率，η
h，in
、η
h，dis
分别为吸、放热效率，μ为热储能的散热损失率。
[0118]
步骤2依据用户热能获取方式将热负荷分类，建立基于供能方式转换的需求响应模型，建立需求响应补偿机制；
[0119]
依据用户热能获取方式不同将热负荷分为气热负荷和电热负荷，气热负荷由微型燃气轮机、燃气锅炉、热储能满足，电热负荷由电锅炉满足，通过用户侧需求响应，实现热负荷供能方式的转换，缓解电网供电高峰时的供电压力。
[0120]
基于供能方式转换的需求响应模型如下：
[0121][0122]
式中：分别为时段t内经过需求响应调节后的系统电热负荷、气热负荷；分别为时段t内第i个用户未经需求响应调节前的电热负荷、气热负荷，为时段t内第i个用户的替换响应功率，αe为替换系数，m为参与需求响应的用户数量。
[0123]
为激励用户更积极地参与需求响应，对用户采取费用补偿机制，补偿费用由供能系统承担，补偿成本为：
[0124][0125]
式中：fd为需求响应补偿成本，为时段t内替换响应功率的单位补偿价格，时段t内的替换响应功率。
[0126]
步骤3以运行费用最低建立优化调度的目标函数，建立设备运行及能量平衡约束条件，调用cplex求解器进行求解，得到最优电热联合调度方案；
[0127]
综合能源系统优化调度以运行费用最低为目标，目标函数为：
[0128]
min f＝f
mt
+f
bl
+f
ex
+fdꢀꢀ
(12)
[0129]
式中：f
mt
为微燃机的燃料成本，f
bl
为燃气锅炉的燃料成本，f
ex
为向大电网购电成本，fd为需求响应补偿成本；
[0130][0131]
式中：分别为时段t内向大电网的购电功率、单位购电价格；
[0132]
综合能源系统运行主要包括设备运行及能量平衡约束条件，具体如下：
[0133]
(1)电功率平衡约束
[0134][0135]
式中：为时段t系统电负荷；
[0136]
(2)热功率平衡约束
[0137][0138]
式中：为时段t系统电负荷；
[0139]
(3)联络线交换功率约束
[0140][0141]
式中：分别为交换功率的最小值、最大值；
[0142]
(4)设备出力上下限约束
[0143][0144]
式中：为第i台设备出力值，分别为第i台设备出力的最小值、最大值；
[0145]
(5)设备爬坡率约束
[0146]
[0147]
式中：为时段t第i台设备出力值，分别为第i台设备的爬坡率下限、爬坡率上限。
[0148]
(6)电储能约束
[0149][0150]
式(19)为电储能运行功率与充放电状态约束，其中为电储能最大充、放电功率，为0-1变量，表征电储能的充放电状态；
[0151][0152]
式(20)为电储能容量约束，其中分别为电储能最小、最大容量；
[0153]
(7)热储能约束
[0154][0155]
式(21)为热储能运行功率与吸放热状态约束，其中为热储能最大吸、放热功率，为0-1变量，表征热储能的吸放热状态；
[0156][0157]
式(22)为热储能容量约束，其中分别为热储能最小、最大容量；
[0158]
将综合能源系统的优化调度问题整合为混合整数线性规划问题，采用matlab的yalmip平台，调用cplex求解工具进行运行优化求解，得到最优电热联合调度方案。
[0159]
为了进一步理解本发明，以某综合能源系统作为算例。
[0160]
以一天24h为调度时长，单位调度时间是1h，将负荷端用电情况分为峰平谷3个时段，其中峰时段为7至12和19至22时段、平时段为13至18时段、谷时段为1至6和23至24时段，峰平谷3个时段电价分别为1.243、0.893、0.471元/kw
·
h；天然气采用分时气价，7至12和19至22时段天然气价格为1.57元/m3，其它时段天然气价格为2.05元/m3，天然气低热值为9.75kw
·
h/m3。系统各机组运行参数如表1。
[0161][0162]
优化前后电负荷对比如图3所示。由图3可见，优化后电负荷相比优化前电负荷在早晚高峰用电时段得到了降低，这是用户在需求响应的影响下将电热负荷转换为气热负荷的结果，说明了本发明有效缓解了用电高峰时电网供电压力。
[0163]
图4为综合能源系统电负荷和机组出力情况。由图4可见，电储能主要在低电价和低负荷时段进行充电，在高电价或高负荷时段则进行放电；在7至12时段以及19至22时段，电价较高，微燃机出力增加，电网购电减少；在13至18时段，电价相对不高，微燃机出力减
少，电网购电增加；在电价谷时段，系统电负荷由风电和电网购电承担。
[0164]
图5为综合能源系统热负荷和机组出力情况。由图5可见，与电储能不同，热储能主要在高电价时段进行吸热，在低电价时段进行放热；在电价峰时段，由于系统利用微燃机进行主要供电，导致余热锅炉出力增加，燃气锅炉出力相对减少；在电价平时段与电价谷时段，系统热负荷主要由燃气锅炉和热储能满足。