CN105939029B - 综合能源系统规划方案获取方法和系统 - Google Patents

综合能源系统规划方案获取方法和系统 Download PDF

Info

Publication number
CN105939029B
CN105939029B CN201610466284.2A CN201610466284A CN105939029B CN 105939029 B CN105939029 B CN 105939029B CN 201610466284 A CN201610466284 A CN 201610466284A CN 105939029 B CN105939029 B CN 105939029B
Authority
CN
China
Prior art keywords
energy
centre
power
model
integrated
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201610466284.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN105939029A (zh
Inventor
董朝阳
郑宇�
赵俊华
孟科
张睿
文福拴
黄国日
李杨
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Research Institute of Southern Power Grid Co Ltd
Original Assignee
Power Grid Technology Research Center of China Southern Power Grid Co Ltd
Research Institute of Southern Power Grid Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Power Grid Technology Research Center of China Southern Power Grid Co Ltd, Research Institute of Southern Power Grid Co Ltd filed Critical Power Grid Technology Research Center of China Southern Power Grid Co Ltd
Priority to CN201610466284.2A priority Critical patent/CN105939029B/zh
Publication of CN105939029A publication Critical patent/CN105939029A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105939029B publication Critical patent/CN105939029B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本发明涉及一种综合能源系统规划方案获取方法和系统，其方法包括：对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型；根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型；以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型；根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案。采用本发明方案进行综合能源系统的规划，可以获得可靠性较高、成本较低的规划方案。

Description

综合能源系统规划方案获取方法和系统
技术领域
本发明涉及电力系统规划技术领域，特别是涉及一种综合能源系统规划方案获取方法和系统。
背景技术
与其他一次能源相比，天然气具有效率高、清洁环保等优点。随着环境问题的日益凸出，高耗能高污染的燃煤机组正逐渐被低污染的天然气机组取代。根据2010年的世界能源展望，2008年被用于发电的天然气总量达到了4303TWh，且2035年有望达到7600TWh。可以预见，天然气在未来的能源消费结构中的重要性将越来越突出。
在传统的电力系统运行与规划中，由于电力系统和天然气系统的耦合性较低，通常不会考虑天然气供给的可靠性，即假定不受天然气系统的约束。然而，随着近几年来天然气发电比重的增加，电转气(Power to Gas，PtG)技术逐渐成熟并商业化运行，电力系统和天然气系统的耦合程度也日益加深，该假定未必总是成立。而且考虑到电力系统和天然气系统的耦合日益加深，且能够带来经济效益和可靠性提升，电力系统和天然气系统的协同规划问题受到了越来越多的关注。例如，2009年澳大利亚合并了天然气网络和电力网络的运营结构，并成立对天然气系统和电力系统进行统一规划与管理的国家能源市场运营结构(Australian Energy Market Operator，AEMO)。
此外，由于热电联产(Combined Heat and Power，CHP)机组具有高效、反应快、建设时间短等特点，成为了“气电协调规划”中得到越来越多关注的能源转换器之一。同时，PtG技术的出现，为“气电协调规划”提供了另外一种耦合的可能。PtG技术简言之就是电解水产生氢气和氧气，再将氢气和二氧化碳催化产生甲烷。甲烷是天然气最重要的成分，PtG转化的甲烷可直接注入天然气网络中进行运输和存储。
在上述背景下，考虑热电联产机组和电转气装置，如何规划综合能源系统(例如电转气装置的选址和定容)成为了一个亟待解决的技术问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种综合能源系统规划方案获取方法和系统，可以有效地规划综合能源系统。
本发明的目的通过如下技术方案实现：
一种综合能源系统规划方案获取方法，包括：
对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型；
根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型；
以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型；
根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案。
一种综合能源系统规划方案获取系统，包括：
第一建模单元，用于对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型；
第二建模单元，用于根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型；
第三建模单元，用于以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型；
规划单元，用于根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案。
根据上述本发明的方案，其是对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型，根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型，以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型，根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案，采用本发明方案进行综合能源系统的规划，可以获得可靠性较高、规划成本较低的规划方案。
附图说明
图1为本发明实施例一的综合能源系统规划方案获取方法的实现流程示意图；
图2为一个具体示例中的简易的能源中心模型的组成结构示意图；
图3为综合能源系统的组成结构示意图一；
图4为综合能源系统的协同规划模型的求解流程示意图；
图5为9节点的综合能源测试系统的组成结构示意图；
图6为能源中心第1年夏季和冬季典型的电日负荷曲线；
图7为能源中心第1年夏季和冬季典型的热日负荷预测曲线；
图8为第1种情况下的规划结果；
图9为第2种情况下的规划结果；
图10为第3种情况下的规划结果；
图11为第4种情况下的规划结果；
图12为第2、4种情况下风电的日出力曲线；
图13为本发明实施例二的综合能源系统规划方案获取系统的组成结构示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步的详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施方式仅仅用以解释本发明，并不限定本发明的保护范围。
实施例一
本发明实施例一提供一种综合能源系统规划方案获取方法，图1为本发明实施例一的综合能源系统规划方案获取方法的实现流程示意图，如图1所示，该实施例一中的综合能源系统规划方案获取方法包括：
步骤S101：对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型；
在其中一个实施例中，所述对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型包括：获取能源中心的输入端的各能源载体在设定时段的功率，由输入端的各能源载体在设定时段的功率生成能源中心模型在所述设定时段的输入功率向量；获取能源中心的输出端的各能源载体在设定时段的功率，由输入端的各能源载体在设定时段的功率构成能源中心模型在所述设定时段的输出功率向量；根据能源中心内部的各能源转换器效率、调度系数和拓扑结构确定能源中心模型的输入端和输出端的耦合矩阵；根据所述输入功率向量、所述输出功率向量确定能源中心模型的输入端和输出端的转换关系，所述转换关系为L＝CP；
其中，L和P分别表示输出功率向量和输入功率向量；C表示耦合矩阵。
步骤S102：根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型；
其中，综合能源系统模型不但可以包括电转气装置和多个能源中心，还可以包括常规发电机组和分布式可再生能源发电机组等；
在其中一个实施例中，所述根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型包括：将综合能源系统抽象成多个能源中心、常规发电机组、电转气装置以及可再生资源发电机组由能源网络互连而成的综合能源系统模型；各能源中心的输入端在综合能源系统模型中相当于负荷；能源载体通过能源网络的耦合矩阵在各个能源中心之间进行分配；电转气装置在电力系统中充当负荷，在天然气系统中相当于气源，用和描述电能和天然气在各能源中心的潮流分布情况；
其中，Pe和Pg分别表示各个能源中心输入端的电能和天然气的功率列向量；FL和FP分别表示电力网络的输电线路流过的电功率和天然气网络的管道流过的天然气的功率列向量；UL和UP分别表示电力网络输电线路和天然气网络管道中潮流与各个能源中心的耦合矩阵；PG、PS分别表示与各个能源中心相应节点相连电源的电功率列向量和气源的气功率列向量；和分别表示与各个能源中心相应节点相连的电转气装置的电功率列向量和气功率列向量；UG、US和UPtG分别表示电源、气源和电转气装置与各个能源中心的耦合列向量；表示电转气装置转换效率的列向量。
在本实施例中，通过构建综合能源系统模型，将原本复杂的非线性问题转换为了线性化，可以降低运算的复杂度，提升运算效率。
步骤S103：以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型；
在其中一个实施例中，所述总成本为所述综合能源系统的投资成本、运行成本以及能量短缺成本的和值；所述预设约束包括新设施安装条件约束和物理运行约束，所述物理运行约束电力系统约束、天然气系统约束和综合能源系统约束。
步骤S104：根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案。
在其中一个实施例中，所述根据所述协同规划模型确定所述综合能源系统的规划方案包括：输入所述综合能源系统的原始数据到所述协同规划模型；求解所述协同规划模型对应的线性规划问题，获得规划结果；根据所述规划结果确定电转气装置的选址或者/和定容，所述选址或者/和定容为所述规划方案。
其中，采用本实施例中的方式，不但可以确定电转气装置的选址或者/和定容，还可以确定常规发电机组、热电联产机组、燃气锅炉、输电线路和天然气管道等的选址或者/和定。
据此，根据上述本实施例的方案，其是对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型，根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型，以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型，根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案，采用本实施例的方式进行综合能源系统的规划，可以获得可靠性较高、规划成本较低的规划方案。
为了便于理解本发明的方案，以下对上述过程进行详细阐述。
首先，能源中心模型和综合能源系统模型的建模过程如下：
上述的能源中心集成了电能、天然气、热能、燃油和生物质能等多种能源载体间的相互转化、分配和存储功能，可被视为多输入、多输出单元。其中，输入端为能源供给方，输出端为负荷需求方。将能源中心中的M种能源载体分别记为α，β，…，γ，则能源中心输出端和输入端的转化关系可以表示为
即
L＝CP (2)
式中，Lα、LB、…、Lγ表示能源中心的输出端的各能源载体在设定时段的功率，Pα、Pβ、…、Pγ表示能源中心的输入端的各能源载体在设定时段的功率，L和P分别表示能源中心输出端和输入端的能源载体在设定时段的功率向量；C表示能源中心输出端和输入端的耦合矩阵；耦合系数cab由能源中心内部的各能源转换器效率、调度系数和拓扑结构确定，描述了能源中心输入端的能源载体b经能源中心转换为输出端的能源载体a的稳态综合转换系数。
以下通过图2所示的包含热电联产机组的简单能源中心的建模分析，展示能源中心内部电能(对应标号e)、天然气(对应标号g)和热能(对应标号h)三种能源载体间的相互转化和分配。
图2中，Le为输出端的电负荷；Pe为输入端的电功率；Lh为输出端的热负荷；Pg为输入端的天然气功率；υ为天然气调度系数，描述了输入的天然气在热电联产机组和燃气锅炉的分配比例。在该能源中心模型中，输出端的电负荷由输入端的电功率经变压器转化及热电联产机组提供；输出端的热负荷由输入端的天然气经热电联产机组和燃气锅炉转化为热能来满足。由于该模型中没有串联的能源转换器，能量流在能源中心内部只经过一个能源转换器，可直接构造能源中心输入端和输出端的耦合矩阵C。该能源中心模型输入端和输出端的转化关系可以表示为
式中：ηt表示变压器的转换效率；和分别表示天然气经热电联产机组转换的电效率和热效率；ηB表示天然气经燃气锅炉转换的热效率。
综合能源系统可抽象成多个能源中心、常规发电机组和分布式可再生能源发电机组等经由能源网络互相连接而成。各个能源中心的能源输入端在综合能源系统中相当于负荷，能源载体通过能源网络耦合矩阵在各个能源中心之间进行分配。这种建模方式适用于对区域配电系统、微网等不同规模的能源系统进行建模。以下对含有多个能源中心、常规发电机组、电转气装置、分布式风电机组的电-气混联综合能源系统进行建模，如图3所示。
图3中，电转气装置在电力系统中充当负荷，在天然气系统中相当于气源。假设图3所示的综合能源系统有N个能源中心，L条输电线路，P条天然气管道，则可以根据节点能量平衡的原则，用如下公式(4)-(8)来描述稳态情况下，电能和天然气在各个能源中心之间的潮流分布情况。
式中：Pe和Pg分别表示各个能源中心输入端的电能和天然气在设定时段的功率列向量；FL和FP分别表示电力网络的输电线路和天然气网络的管道在设定时段流过的电功率列向量和天然气功率列向量，潮流流向与规定的正方向一致为正，反之为负；UL和UP分别表示电力网络输电线路和天然气网络管道中潮流与各个能源中心的耦合矩阵；网络耦合系数和分别与电力网络和天然气网络的拓扑结构和功率潮流规定的正方向相关，若能源中心i与输电线路j或天然气管道k没有直接相连，则能源中心i与电力网络或天然气网络相应的耦合系数为零。对于能源中心，若潮流规定的正方向为流出方向，则相应的耦合系数为-1，反之为+1；PG、PS、和分别表示与各个能源中心相应节点相连电源的电功率列向量、气源的气功率列向量、电转气装置的电功率列向量和气功率列向量；UG、US和UPtG分别表示电源、气源和电转气装置与各个能源中心的耦合列向量，若电源、气源或电转气装置与能源中心i相连，则相应的耦合列向量系数或为1，反之为0；表示电转气装置转换效率的列向量。
其次，构建综合能源系统的协同规划模型的具体过程如下。
所提出的电-气混联综合能源系统的协同规划模型以规划期内电-气混联综合能源系统的投资成本、运行成本以及象征可靠性的能量短缺成本之和最小作为优化目标，如式(9)所示：
式中：ctotal表示规划期内的总成本；T表示规划年限；cinv(τ)、cop(τ)和cENS(τ)分别表示规划期内第τ年的投资成本、运行成本和能量短缺成本；λ表示折现率。
综合能源系统的投资成本包括规划期内新增常规发电机组、输电线路、热电联产机组、燃气锅炉、电转气装置和天然气管道的投资成本。对于规划期内任意第τ年的投资成本的具体计算公式如下：
式中：cinv，G(τ)、cinv，L(τ)、cinv，CHP(τ)、cinv，B(τ)、cinv，PtG(τ)和cinv，P(τ)分别表示规划期内第τ年新增常规发电机组、输电线路、热电联产机组、燃气锅炉、电转气装置和天然气管道的投资成本；UG，i、UL，j、UCHP，i、UB，i、UPtG，i和UP，k分别表示规划期内候选常规发电机组、输电线路、热电联产机组、燃气锅炉、电转气装置和天然气管道的单位容量投资成本；NL和NP分别表示候选输电线路和天然气管道的数量；和分别表示规划期内常规发电机组、输电线路、热电联产机组、燃气锅炉、电转气装置和天然气管道在能源中心i、输电线路j或天然气管道k处的候选容量；IG，i(τ)、IL，j(τ)、ICHP，i(τ)、IB，i(τ)、IPtG，i(τ)和IP，K(τ)均是0-1变量，分别表示是否在规划期内的第τ年在能源中心i、输电线路j或天然气管道k处新增常规发电机组、输电线路、热电联产机组、燃气锅炉、电转气装置和天然气管道，若取1，则表示新增，指若取0，则表示未新增。
综合能源系统的运行成本包括了气源点、风电、热电联产机组、电转气装置、常规发电机组和燃气锅炉的运行成本。对于规划期内任意第τ年的运行成本的具体计算公式如下：
式中：cop，GS(τ)、cop，W(τ)、cop，CHP(τ)、cop，PtG(τ)、cop，G(τ)和cop，B(τ)分别表示规划期内第τ年气源点、风电、热电联产机组、电转气装置、常规发电机组和燃气锅炉的运行成本；Uop，GS，y、Uop，W，y、Uop，CHP，y、Uop，PtG，y、Uop，G，y和Uop，B，y分别表示规划期内气源点、风电、热电联产机组、电转气装置、常规发电机组和燃气锅炉的单位出力成本；NGS、NW、NCHP、NPtG、NG和NB分别表示规划期内第τ年气源点、风电、热电联产机组、电转气装置、常规发电机组和燃气锅炉的数量；PGS，y(τ，t)、PW，y(τ，t)、PG，y(τ，t)和分别表示规划期内与能源中心i关联的气源点、风电、热电联产机组、电转气装置、常规发电机组和燃气锅炉在第τ年典型日第t时刻的出力。
综合能源系统的能量短缺成本包括了缺电成本和缺热成本。对于规划期内任意第τ年的能量短缺成本的具体计算公式如下：
式中：cENS(τ)表示规划期内第τ年的能量短缺成本；和分别表示能源中心i在t时刻切电负荷和热负荷量；和分别表示切单位电负荷和热负荷的能量短缺成本，N指能源中心的个数。
所述规划模型的约束条件主要包括新设施安装条件约束和物理运行约束两个方面。
安装条件约束：规划期内在任一能源中心i、输电线路j或天然气管道k处新增任一设施都受到安装条件的约束，可用下式(25)-(30)表示：
物理运行约束包括电力系统约束、天然气系统约束和综合能源系统约束三个方面。电力系统约束包括了常规发电机组出力约束、风电机组运行约束、输电网络约束、备用容量约束；天然气系统约束包括燃气锅炉运行约束、气源点出力约束和天然气网络约束；综合能源系统约束又包括了热电联产机组运行约束、电转气装置的出力约束和可靠性约束。
常规发电机组出力约束：对于任一常规发电机组在任意时刻的出力约束可以用下式表示：
式中：和分别表示常规发电机组y出力的上下限，PG，y(τ，t)表示常规发电机组y出力。
风电机组运行约束：风电机组出力与各时刻的平均风速和风机的输出特性相关，其任一风电机组在任意时刻的最大输出功率和风速的关系可用下式表示：
式中：V(τ，t)、Vin、Vr、Vout和Pr分别表示平均风速、切入风速、额定风速、切出风速和额定功率；表示风电机组在t时刻的最大输出功率。
输电网络约束：所述的规划模型中采用直流潮流法，其节点电功率平衡约束以及输电线路有功功率和节点电压相位之间的线性关系可用下式表示：
θref＝0 (40)
式中：Le，i(τ，t)表示能源中心i在t时刻的电负荷；θm(τ，t)和θn(τ，t)分别表示节点m和节点n的电压相位列向量；XL表示线路电抗列向量；EL和CL分别表示原有和候选输电线路集合；表示输电线路输送容量上限的列向量；A为一个足够大的正数，例如取值为系统总装机容量；θref表示平衡节点电压相位，大小取0。
备用容量约束：电力系统在任意时刻的备用容量约束可用下式表示：
式中：表示第τ年系统的最大电负荷；Sr表示备用容量，通常与成比例，可以写为Sr(τ)的形式；表示与能源中心i关联的热电联产机组y的最大装机容量；表示风电机组y的最大装机容量。
天然气系统建模是一个非常复杂的非线性问题。非线性的天然气潮流约束常使得问题的可行域非凸，难以保证得到全局的最优解。短期的优化调度问题，需要精确评估天然气系统参数，难以避免非线性。然而，对于长期的规划问题而言，非线性将大大增加问题的求解难度。为了提高计算效率，在长期的规划问题中采用线性的天然气系统模型而部分牺牲模型的精确性是可取的。因此，所述的规划模型中，对非线性的天然气系统运行模型进行线性化。
燃气锅炉运行约束：任一燃气锅炉在任意时刻的运行约束可用下式表示：
式中：表示与能源中心i关联的燃气锅炉y热功率的出力上限。
气源点出力约束：任一气源点在任意时刻的出力约束可用下式表示：
式中：表示气源点y的出力上限。
天然气网络约束：任一原有或新增的天然气管道输送容量和任一能源中心在任意时刻的节点热功率平衡约束可用下式表示：
式中：和分别表示天然气管道输送容量上下限的列向量，FP表示天然气管道输送容量的列向量；Lh，i(τ，t)表示能源中心i在t时刻的热负荷；表示与能源中心i关联的热电联产机组y在t时刻的热功率。
综合能源系统约束：综合能源系统通过热电联产机组和电转气装置构成能量双向流动的闭环系统，可以用公式(4)-(8)表示稳态情况下，电力和天然气潮流约束。
热电联产机组运行约束：任一热电联产机组在任意时刻的运行约束可用下式表示：
电转气装置的出力约束：任一电转气装置在任意时刻的出力约束可用下式表示：
式中：表示电转气装置y电功率的出力上限
可靠性约束：为评估综合能源系统的可靠性，引入切负荷量的可靠性指标。任一能源中心年度切电、热负荷量受到下式约束：
式中：和分别表示年度切电负荷和气负荷量的上限。
基于上述目标函数和约束条件，电-气混联综合能源系统的协同规划模型可概括为：
式中：f(x)表示目标函数；g(x)表示等式约束；h(x)表示不等式约束；hmax和hmin分别表示h(x)的上下限；x1表示决策变量中的连续变量；x2表示决策变量中的0-1变量。
式(53)描述的是一个0-1型混合整数线性规划问题，可以采用现有的求解方式进行求解。例如，可以采用基于通用代数建模系统(GAMS)平台的CPLEX12.3对问题进行求解。GAMS是一款数学规划和优化的高级建模系统，结合自身高级的建模能力，通过调用高性能的求解器(如CPLEX，IPOPT，MINOS，MOSEK等)对大规模的优化问题进行求解。具体的求解流程如图4所示，在此不予赘述。
针对具有电转气装置的电-气混联的综合能源系统的系统规划模型，本发明用9节点测试系统的网络拓扑结构，形成9节点能源中心测试系统的算例说明依据本模型获取规范方案的有效性。
如图5所示，9节点能源中心测试系统包括了3个常规发电机组、2个气源点、1个风电机组、4个燃气锅炉(封装在能源中心内部)、9条输电线路和9条天然气管道，且任一能源中心的内部结构类似于图2。规划模型的规划周期设定为10年，年均折现率假定为6％。规划周期内第1年的电和热日负荷预测曲线变化趋势分别如图6和图7所示，且假设规划周期内电力负荷和热负荷的年均增长率分别假定为5％和2％。
为验证本发明方案的有效性，对比分析下述4种不同情况下的成本、可靠性以及消纳间歇性可再生能源(风电)的能力。
情况(case)1：电力系统和天然气系统未通过电转气装置和热电联产机组形成闭环的能源系统，即电力系统和天然气系统解耦规划。
情况(case)2：电力系统和天然气系统通过热电联产机组形成天然气到电能的单向流动，实现电-气混联系统的弱耦合。
情况(case)3：电力系统和天然气系统通过电转气装置形成电能到天然气的单向流动，实现电-气混联系统的弱耦合。
情况(case)4：电力系统和天然气系统通过电转气装置和热电联产机组进行强耦合，构成能量闭环流动的电-气混联系统。
以下将对上述4种不同情况的规划结果进行具体的分析。
情况1：如图8所示，是电力系统和天然气系统解耦规划情况下的规划结果，通过在规划期内新增常规发电机组和燃气锅炉以满足热负荷和电力负荷的增长。
情况2：如图8所示，是通过热电联产机组弱耦合情况下的规划结果，在规划期内的第4年和第6年分别于能源中心3、5和7处投产热电联产机组以满足热负荷和电力负荷的增长。在这种情况下，电负荷和热负荷除了可以通过各自系统单独供应，还可以通过热电联产机组得到能量来源。
情况3：如图9所示，是通过电转气装置实现弱耦合情况下的规划结果，由于热负荷和电力负荷的增长，需要在规划期内新增电转气装置、常规发电机组和燃气锅炉。在这种情况下，电力系统富余电力通过电转气装置转化为天然气，既能平衡电力系统由于间歇性可再生能源的出力波动带来的挑战，还能把能量转化为另一种形式的能源储存起来。
情况4：如图10所示，是电转气装置和热电联产机组构成闭环系统情况下的规划结果，在规划期内的第1年于能源中心3处新增电转气装置，并在第4年和第5年分别于能源中心5和能源中心3、7处新增热电联产机组。在这种情况下，能量实现了系统间的双向流动，既可以把电力系统中的富余电力转化为天然气储存起来，也能把天然气转化为电力满足电负荷需求。
表1对上述4个仿真情况的规划结果进行了对比。如表1所示，Case4的投资成本和运行成本比Case2高，说明电转气装置增加了系统的投资成本和运行成本，有待于通过技术进步和更迭，降低PtG的成本；然而Case4的能量短缺成本比Case2低，进而说明强耦合情况下电转气装置可以有效提高系统的可靠性。同时，电转气装置可以有效消纳间歇性可再生能源的出力，减小弃风现象，并将富余电力转化为天然气，注入到天然气系统中。Case2和Case4两种情况下的风电消纳能力如图11所示。Case2中，在一天中风电出力较大的凌晨和深夜(23：00至06：00)由于受到电力负荷和电力系统的约束，存在弃风的现象；而在Case4中由于电转气装置的存在，可将富余电力转化为天然气，风电出力可以跟踪风电可输出的最大输出功率，消纳间歇性的可再生能源，减少弃风情况的发生。若考虑到消纳可再生能源出力的经济效益，Case4的总成本会更加接近甚至优于Case2。比较Case1和Case2或Case3和Case4的经济性，Case2或Case4在成本和可靠性方面都分别优于Case1或Case3，说明通过热电联产机组加强系统间的耦合，不仅有利于减少系统的规划成本，还能有效提高系统的可靠性。比较Case1、Case3和Case4的经济性，Case1在成本和可靠性方面都优于Case3，说明仅通过电转气装置加强系统间的耦合，并不能在成本和可靠性上取得优势；另一方面，Case4在运行成本和可靠性方面远优于Case1，说明电转气装置的应用适合通过与热电联产机组的配合，形成强耦合的系统。
表1不同情况下规划结果的比较
实施例二
基于上述的实施例一，本发明实施例二提供一种综合能源系统规划方案获取系统，参见图13所示，为本发明实施例三的综合能源系统规划方案获取系统的组成结构示意图一；如图13所示，该实施例中的综合能源系统规划方案获取系统包括第一建模单元201、第二建模单元202、第三建模单元203、规划单元204，其中：
第一建模单元201，用于对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型；
第二建模单元202，用于根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型；
第三建模单元203，用于以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型；
规划单元204，用于根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案。
在其中一个实施例中，第一建模单元201获取能源中心的输入端的各能源载体在设定时段的功率，由输入端的各能源载体在设定时段的功率生成能源中心模型在所述设定时段的输入功率向量；获取能源中心的输出端的各能源载体在设定时段的功率，由输入端的各能源载体在设定时段的功率构成能源中心模型在所述设定时段的输出功率向量；根据能源中心内部的各能源转换器效率、调度系数和拓扑结构确定能源中心模型的输入端和输出端的耦合矩阵；根据所述输入功率向量、所述输出功率向量确定能源中心模型的输入端和输出端的转换关系，所述转换关系为L＝CP；
其中，L和P分别表示输出功率向量和输入功率向量；C表示耦合矩阵。
在其中一个实施例中，第二建模单元202将综合能源系统抽象成多个能源中心、常规发电机组、电转气装置以及可再生资源发电机组由能源网络互连而成的综合能源系统模型；各能源中心的输入端在综合能源系统模型中相当于负荷；能源载体通过能源网络的耦合矩阵在各个能源中心之间进行分配；电转气装置在电力系统中充当负荷，在天然气系统中相当于气源，用和描述电能和天然气在各能源中心的潮流分布情况；
其中，Pe和Pg分别表示各个能源中心输入端的电能和天然气的功率列向量；FL和FP分别表示电力网络的输电线路流过的电功率和天然气网络的管道流过的天然气的功率列向量；UL和UP分别表示电力网络输电线路和天然气网络管道中潮流与各个能源中心的耦合矩阵；PG、PS分别表示与各个能源中心相应节点相连电源的电功率列向量和气源的气功率列向量；和分别表示与各个能源中心相应节点相连的电转气装置的电功率列向量和气功率列向量；UG、US和UPtG分别表示电源、气源和电转气装置与各个能源中心的耦合列向量；表示电转气装置转换效率的列向量。
在其中一个实施例中，所述总成本为所述综合能源系统的投资成本、运行成本以及能量短缺成本的和值；
所述预设约束包括新设施安装条件约束和物理运行约束，所述物理运行约束电力系统约束、天然气系统约束和综合能源系统约束。
在其中一个实施例中，规划单元204输入所述综合能源系统的原始数据到所述协同规划模型，求解所述协同规划模型对应的线性规划问题，获得规划结果；根据所述规划结果确定电转气装置的选址或者/和定容，所述选址或者/和定容为所述规划方案。
本实施例提供的综合能源系统规划方案获取系统，需要指出的是：以上对于综合能源系统规划方案获取系统的描述，与上述综合能源系统规划方案获取方法的描述是类似的，并且具有上述综合能源系统规划方案获取方法的有益效果，为节约篇幅，不再赘述；因此，以上对本发明实施例提供的综合能源系统规划方案获取系统中未披露的技术细节，请参照上述提供的综合能源系统规划方案获取方法的描述。
以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。
以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (8)

1.一种综合能源系统规划方案获取方法，其特征在于，包括：
对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型；
根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型；
以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型；
根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案；
所述根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型包括：
将综合能源系统抽象成多个能源中心、常规发电机组、电转气装置以及可再生资源发电机组由能源网络互连而成的综合能源系统模型；各能源中心的输入端在综合能源系统模型中相当于负荷；能源载体通过能源网络的耦合矩阵在各个能源中心之间进行分配；
电转气装置在电力系统中充当负荷，在天然气系统中相当于气源，用和描述电能和天然气在各能源中心的潮流分布情况；
其中，Pe和Pg分别表示各个能源中心输入端的电能和天然气的功率列向量；FL和FP分别表示电力网络的输电线路流过的电功率和天然气网络的管道流过的天然气的功率列向量；UL和UP分别表示电力网络输电线路和天然气网络管道中潮流与各个能源中心的耦合矩阵；PG、PS分别表示与各个能源中心相应节点相连电源的电功率列向量和气源的气功率列向量；和分别表示与各个能源中心相应节点相连的电转气装置的电功率列向量和气功率列向量；UG、US和UPtG分别表示电源、气源和电转气装置与各个能源中心的耦合列向量；表示电转气装置转换效率的列向量。
2.根据权利要求1所述的综合能源系统规划方案获取方法，其特征在于，所述对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型包括：
获取能源中心的输入端的各能源载体在设定时段的功率，由输入端的各能源载体在设定时段的功率生成能源中心模型在所述设定时段的输入功率向量；
获取能源中心的输出端的各能源载体在设定时段的功率，由输入端的各能源载体在设定时段的功率构成能源中心模型在所述设定时段的输出功率向量；
根据能源中心内部的各能源转换器效率、调度系数和拓扑结构确定能源中心模型的输入端和输出端的耦合矩阵；
根据所述输入功率向量、所述输出功率向量确定能源中心模型的输入端和输出端的转换关系，所述转换关系为L＝CP；
其中，L和P分别表示输出功率向量和输入功率向量；C表示耦合矩阵。
3.根据权利要求1所述的综合能源系统规划方案获取方法，其特征在于，所述总成本为所述综合能源系统的投资成本、运行成本以及能量短缺成本的和值；
所述预设约束包括新设施安装条件约束和物理运行约束，所述物理运行约束包括电力系统约束、天然气系统约束和综合能源系统约束。
4.根据权利要求1所述的综合能源系统规划方案获取方法，其特征在于，所述根据所述协同规划模型确定所述综合能源系统的规划方案包括：
输入所述综合能源系统的原始数据到所述协同规划模型；
求解所述协同规划模型对应的线性规划问题，获得规划结果；
根据所述规划结果确定电转气装置的选址或者/和定容，所述选址或者/和定容为所述规划方案。
5.一种综合能源系统规划方案获取系统，其特征在于，包括：
第一建模单元，用于对能源中心进行建模，获得具有载体形式转换功能的能源中心模型；
第二建模单元，用于根据所述能源中心模型构建至少包括电转气装置和多个能源中心的综合能源系统对应的综合能源系统模型；
第三建模单元，用于以所述综合能源系统的总成本最小作为优化目标，以预设约束为约束条件，结合所述综合能源系统模型构建所述综合能源系统的协同规划模型；
规划单元，用于根据所述协同规划模型获取所述综合能源系统的规划方案；
所述第二建模单元将综合能源系统抽象成多个能源中心、常规发电机组、电转气装置以及可再生资源发电机组由能源网络互连而成的综合能源系统模型；各能源中心的输入端在综合能源系统模型中相当于负荷；能源载体通过能源网络的耦合矩阵在各个能源中心之间进行分配；电转气装置在电力系统中充当负荷，在天然气系统中相当于气源，用 和描述电能和天然气在各能源中心的潮流分布情况；
其中，Pe和Pg分别表示各个能源中心输入端的电能和天然气的功率列向量；FL和FP分别表示电力网络的输电线路流过的电功率和天然气网络的管道流过的天然气的功率列向量；UL和UP分别表示电力网络输电线路和天然气网络管道中潮流与各个能源中心的耦合矩阵；PG、PS分别表示与各个能源中心相应节点相连电源的电功率列向量和气源的气功率列向量；和分别表示与各个能源中心相应节点相连的电转气装置的电功率列向量和气功率列向量；UG、US和UPtG分别表示电源、气源和电转气装置与各个能源中心的耦合列向量；表示电转气装置转换效率的列向量。
6.根据权利要求5所述的综合能源系统规划方案获取系统，其特征在于：
所述第一建模单元获取能源中心的输入端的各能源载体在设定时段的功率，由输入端的各能源载体在设定时段的功率生成能源中心模型在所述设定时段的输入功率向量；获取能源中心的输出端的各能源载体在设定时段的功率，由输入端的各能源载体在设定时段的功率构成能源中心模型在所述设定时段的输出功率向量；根据能源中心内部的各能源转换器效率、调度系数和拓扑结构确定能源中心模型的输入端和输出端的耦合矩阵；根据所述输入功率向量、所述输出功率向量确定能源中心模型的输入端和输出端的转换关系，所述转换关系为L＝CP；
其中，L和P分别表示输出功率向量和输入功率向量；C表示耦合矩阵。
7.根据权利要求5所述的综合能源系统规划方案获取系统，其特征在于，所述总成本为所述综合能源系统的投资成本、运行成本以及能量短缺成本的和值；
所述预设约束包括新设施安装条件约束和物理运行约束，所述物理运行约束包括电力系统约束、天然气系统约束和综合能源系统约束。
8.根据权利要求5所述的综合能源系统规划方案获取系统，其特征在于：
所述规划单元输入所述综合能源系统的原始数据到所述协同规划模型，求解所述协同规划模型对应的线性规划问题，获得规划结果；根据所述规划结果确定电转气装置的选址或者/和定容，所述选址或者/和定容为所述规划方案。
CN201610466284.2A 2016-06-21 2016-06-21 综合能源系统规划方案获取方法和系统 Active CN105939029B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610466284.2A CN105939029B (zh) 2016-06-21 2016-06-21 综合能源系统规划方案获取方法和系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610466284.2A CN105939029B (zh) 2016-06-21 2016-06-21 综合能源系统规划方案获取方法和系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105939029A CN105939029A (zh) 2016-09-14
CN105939029B true CN105939029B (zh) 2018-06-19

Family

ID=56871956

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201610466284.2A Active CN105939029B (zh) 2016-06-21 2016-06-21 综合能源系统规划方案获取方法和系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN105939029B (zh)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106532709B (zh) * 2016-10-25 2020-01-03 天津大学 一种含配电网重构的区域综合能源系统最优潮流计算方法
CN107665377A (zh) * 2017-09-20 2018-02-06 国网天津市电力公司 一种多源耦合的综合能源系统规划方法
CN108830473B (zh) * 2018-06-05 2021-10-01 上海交通大学 耦合区域网络的规划方法及其系统
CN109102125B (zh) * 2018-08-27 2022-01-28 国网河北省电力有限公司经济技术研究院 一种考虑天然气网络和电动汽车协调的区域综合能源系统规划方法
CN110942217B (zh) * 2018-09-21 2023-04-07 潜能恒信能源技术股份有限公司 一种构建零碳绿色能源体系的方法和系统
CN109388908B (zh) * 2018-10-31 2023-06-16 南方电网科学研究院有限责任公司 一种综合能源系统的系统备用建模方法、装置及存储介质
CN109409609A (zh) * 2018-11-05 2019-03-01 南方电网科学研究院有限责任公司 综合能源系统多能流供需平衡的概率约束建模方法和装置
CN110135620B (zh) * 2019-04-09 2024-03-15 宁波弘汇能源发展有限公司 用于能源系统逐时运行优化的方法及系统
EP4024279A4 (en) * 2019-09-30 2023-05-10 Siemens Aktiengesellschaft INTEGRATED ENERGY SYSTEM SIMULATION METHOD, APPARATUS, AND COMPUTER READABLE INFORMATION MEDIA
WO2021062749A1 (zh) * 2019-09-30 2021-04-08 西门子股份公司 综合能源系统的控制方法、装置和计算机可读存储介质
CN110991727A (zh) * 2019-11-28 2020-04-10 海南电网有限责任公司 一种基于潮流网损模型和线路约束模型的电网规划方法
CN111737873A (zh) * 2020-06-24 2020-10-02 广东电网有限责任公司电力调度控制中心 基于电解铝负荷提供辅助服务的机组组合方法及相关装置
CN112200347A (zh) * 2020-09-08 2021-01-08 国网天津市电力公司电力科学研究院 一种园区综合能源系统薄弱环节辨识及扩容改造方法
CN112183854B (zh) * 2020-09-27 2024-02-20 湖南大学 气电综合管网协同规划方法、装置、电子设备及存储介质
CN112232586B (zh) * 2020-10-29 2023-06-27 国网上海市电力公司 一种基于机会约束规划的综合能源微网群协调控制方法
CN112531770A (zh) * 2020-11-24 2021-03-19 国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院 一种应用于多能互补系统中的多能流建模方法
CN113313410B (zh) * 2021-06-17 2022-09-13 国网河北省电力有限公司电力科学研究院 多能源耦合建模评估方法、装置及终端设备

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104734155A (zh) * 2015-04-14 2015-06-24 河海大学 一种获取电-气互联能源系统可用输电能力的方法
CN104899414A (zh) * 2015-04-14 2015-09-09 河海大学 一种电-气互联能源系统可用输电能力计算方法
CN204794125U (zh) * 2015-06-23 2015-11-18 国家电网公司 新型架构能源互联网系统
CN105356447A (zh) * 2015-10-27 2016-02-24 河海大学 一种电-气互联综合能源系统静态安全域分析方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104734155A (zh) * 2015-04-14 2015-06-24 河海大学 一种获取电-气互联能源系统可用输电能力的方法
CN104899414A (zh) * 2015-04-14 2015-09-09 河海大学 一种电-气互联能源系统可用输电能力计算方法
CN204794125U (zh) * 2015-06-23 2015-11-18 国家电网公司 新型架构能源互联网系统
CN105356447A (zh) * 2015-10-27 2016-02-24 河海大学 一种电-气互联综合能源系统静态安全域分析方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
具有电转气功能的多能源系统的市场均衡分析;王业磊;《电力系统自动化》;20151110;第39卷(第21期);第4节 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN105939029A (zh) 2016-09-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105939029B (zh) 综合能源系统规划方案获取方法和系统
CN106208157B (zh) 基于电转气的电-气互联综合能源系统削峰填谷方法
AU2019101104A4 (en) An optimal dispatching method of multi-region power and gas coupled integrated energy system using tiered gas tariff
Lin et al. Decentralized solution for combined heat and power dispatch through benders decomposition
Wang et al. Day-ahead optimal economic dispatching of integrated port energy systems considering hydrogen
Jiang et al. Research on wind power accommodation for an electricity-heat-gas integrated microgrid system with power-to-gas
Jiang et al. Modeling hydrogen supply chain in renewable electric energy system planning
Kabeyi et al. The use of smart grids in the energy transition
CN104578183B (zh) 提高电力系统低碳化水平的联络线送电计划优化方法
CN103593711B (zh) 一种分布式电源优化配置方法
Wei et al. A survey on optimal control and operation of integrated energy systems
Kateeb et al. Back to the future renewable energy sources and green smart grid
Xu et al. Equilibrium strategy-based economic-reliable approach for day-ahead scheduling towards solar-wind-gas hybrid power generation system: A case study from China
CN112381267A (zh) 一种面向工业园区的供水-供能耦合规划方法
CN211403476U (zh) 一种热能和电能集成化微网系统
Liu et al. Integrated energy planning considering natural gas and electric coupling
Wang et al. Optimization dispatch of integrated natural gas and electricity energy system under the mode of electricity-orientated
CN105762832A (zh) 配网分布式能源接入极限优化方法
Liu et al. The Research and Method on Planning Model of Integrated Energy Internet
CN111030191A (zh) 基于多目标协同和自趋优运行的细胞电网规划方法
Fu et al. Clean heating scheduling optimization with wind power in Northern China
Si et al. Modeling the Heat-Hydrogen Balance Characteristic of Hydrogen Energy Storage and Cooperative Dispatch of Wind-Hydrogen Hybrid System
Lv et al. The Impact of Coupling Degree on Optimal Operation of Integrated Energy System
Wang et al. Discussion on the construction of “sponge” urban power grid based on energy ecological architecture
Li et al. Low Carbon Optimal Operation of Integrated Energy System of Offshore Oil and Gas Platform

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20210607

Address after: 510700 3rd, 4th and 5th floors of building J1 and 3rd floor of building J3, No.11 Kexiang Road, Science City, Luogang District, Guangzhou City, Guangdong Province

Patentee after: China Southern Power Grid Research Institute Co.,Ltd.

Address before: 510080 water Donggang 8, Dongfeng East Road, Yuexiu District, Guangzhou, Guangdong.

Patentee before: CSG POWER GRID TECHNOLOGY RESEARCH CENTER

Patentee before: China Southern Power Grid Research Institute Co.,Ltd.

TR01 Transfer of patent right