CN108229865A - 一种基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法：根据外购电力和燃气轮机发出的电力确定IES的无偿碳排放额；确定IES的实际碳排放量；根据IES的无偿碳排放额和IES的实际碳排放量，确定IES的阶梯型碳交易成本；构建基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型，根据该模型得到所需的调度方案。本发明建立适用于IES的碳交易模式，将低碳清洁性引入IES调度中，给出适用于IES的低碳经济调度方法，优化碳交易成本计算模型，使其对IES碳排放量具有更严格的控制。

Description

一种基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法
技术领域
本发明涉及新能源与电力系统优化运行领域，更具体的说，是涉及一种基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法。
背景技术
人类社会不断进步，逐渐形成了以化石能源为主的能源消费和利用模式，由此带来的气候变暖问题成为当前社会经济发展的重大挑战。电力是我国能源消耗的重点行业，其具备较大的减排潜力，推行低碳电力有利于促进我国低碳经济的发展。
随着各类新能源发电和天然气发电的快速发展，综合能源系统(integratedenergy systems，IES)被认为是提高清洁能源使用比重、实现减排目标的支撑技术。IES特指在规划、建设和运行等过程中，通过对能源的产生、传输与分配、转换、存储、消费等环节进行有机协调与优化后所形成的能源产供销一体化系统(参考文献[9])。它将电力、天然气、供暖/冷等多种能源容纳进一个系统中，通过系统内部的统一科学调度，实现能源的高效利用。一个典型的电-热-气联供IES模型如图1所示。能量供给侧有风电、电力网络和天然气网络；能量转换组件有P2G设备、燃气轮机和燃气锅炉；负荷侧配备有储电、储热、储气装置。其中，实线、点划线和虚线分别对应电力、热力和燃气能量流动情况。
参考文献[1]考虑天然气网络约束和电网的安全约束建立了针对风电不确定性的鲁棒调度模型；参考文献[2]-[4]将电转气(power to gas，P2G)技术引入IES，构建了以系统最低经济成本为目标函数的调度模型；参考文献[5]考虑电、热负荷的需求侧响应建立了两步调度模型并探讨了风电渗透率对系统运行的影响。现有的IES调度模型仅考虑了系统整体的经济成本，忽略了碳排放带来了附加环境成本。
为了减少电力系统碳排放，碳交易被认为是可兼顾电力经济性和低碳环保性的有效手段。参考文献[6]-[8]基于碳交易机制，分别建立了含不同新能源的电力系统优化调度模型。在IES方面，对考虑碳交易的低碳经济调度鲜有研究。
碳交易是通过建立合法的碳排放权并允许对其进行买卖，从而实现碳排放量控制的交易机制。在碳交易机制下，碳排放量成为可以进行自由交易的商品。政府或者监管部门以控制碳排放总量为目标，首先为各个碳排放源分配碳排放份额。各碳排放源根据分配份额制定和调节生产计划，若在生产过程中产生的碳排放量高于分配份额，则需从碳交易市场内进行购买；若碳排放量低于分配份额，可将多出的碳排放额在碳交易市场上出售，根据当日的碳交易价格(即单位碳排放量价格)获得相应收益。碳交易机制利用市场手段对碳排放量进行控制，可极大激发企业节能减排的积极性。
对于电力行业，一般采用无偿为主的方式进行初始碳排放额的分配。初始无偿的碳排放份额与系统发电量相关联，对于超出或者不足的部分可进行碳交易。一个电力系统的无偿碳排放额由其内部火电机组发电量决定，电力系统根据碳交易市场上的碳交易价格对超出无偿碳排放额的部分进行购买。电力系统碳交易成本计算模型：
FPC＝λ(EPP-EPL) (2)
式中：EPL为电力系统的无偿碳排放额；δ为单位电量排放份额，取区域电量边际排放因子和容量边际因子的加权平均值0.648[6]；t为单位时段1h；T为一日的时段总数，为24h；Δt为单位时段的时长，为1h；P为单位时段内火电机组发电功率；FPC为电力系统的碳交易成本；EPP为电力系统的实际碳排放量；λ为市场上的碳交易价格。当电力系统的实际碳排量小于无偿碳排放额时，碳交易成本为负，即系统可在碳交易市场收获碳交易收益。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提供了一种基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法，建立适用于IES的碳交易模式，将低碳清洁性引入IES调度中，给出适用于IES的低碳经济调度方法，优化碳交易成本计算模型，使其对IES碳排放量具有更严格的控制。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的。
本发明的基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法，包括以下步骤：
步骤一，根据外购电力和燃气轮机发出的电力确定IES的无偿碳排放额：
式中，EL为IES的无偿碳排放额；δ为单位电量排放份额，取区域电量边际排放因子和容量边际因子的加权平均值0.648；t为单位时段1h；T为一日的时段总数，为24h；Δt为单位时段的时长，为1h；Pe,t为单位时段t内的外购电力功率；Pgt,t为单位时段t内输入燃气轮机的天然气功率；ηgte为燃气轮机的气转电效率；
步骤二，确定IES的实际碳排放量：
Pgtr,t＝Pgt,tηgte+Pgt,tηgth+Pgb,tηgb
式中，EP为IES的实际碳排放量；a1、b1、c1为火电碳排放计算系数，a2、b2、c2天然气供能碳排放系数；Pgtr,t为单位时段t内燃气轮机和燃气锅炉输出功率之和；ηgth为燃气轮机气转热效率；Pgb,t为单位时段t内燃气锅炉的输入功率；ηgb为燃气锅炉的能量转换效率；
步骤三，根据IES的无偿碳排放额和IES的实际碳排放量，确定IES的阶梯型碳交易成本：
式中，FC为IES碳交易成本；λ为市场上的碳交易价格；d为碳排放量区间长度；σ为每个阶梯碳交易价格的增长幅度，每上升一个阶梯，碳交易价格增加σλ；当EP＜EL时，FC将为负，表示系统实际碳排量低于无偿碳排放额，以初始碳交易价格对多余份额获取碳交易收益；
步骤四，构建基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型，根据该模型得到所需的调度方案。
步骤四中所述基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型包括目标函数和约束条件：
其中，以IES外购能源成本、碳交易成本之和最小为目标函数：
F＝min(FE+FC)
式中，F为IES运行总成本；FE为IES外购能源成本；πe,t为单位时段t内的电价；πg为天然气价格；Pg,t为单位时段t内的外购天然气功率；Qgas为天然气低热值，即9.97kW·h/m3；
其中，约束条件包括功率平衡约束、P2G约束、燃气轮机约束、燃气锅炉约束、储电/热/气设备约束、外部网络约束；
1)功率平衡约束
对于电、热、气分别满足以下功率平衡约束：
Pel,t＝Pe,t+Pjoin,t+Pgt,tηgte-Pp2g,t+Pedis,t-Pechar,t
Phl,t＝Pgt,tηgth+Pgb,tηgb+Phdis,t-Phchar,t
Pgl,t＝Pg,t+Pp2g,tηp2g-Pgt,t-Pgb,t+Pgdis,t-Pgchar,t
式中，Pel,t、Phl,t、Pgl,t分别为IES单位时段t内的电、热、气负荷功率；Pjoin,t为单位时段t内参与调度的风电功率；Pp2g,t为单位时段t内P2G设备输入功率；Pedis,t、Pechar,t分别为单位时段t内储电系统的发电功率和充电功率；Phdis,t、Phchar,t分别为单位时段t内储热系统的发热功率和储热功率；ηp2g为P2G设备的能量转换效率；Pgdis,t、Pgchar,t分别为单位时段t内储气系统的放气功率和储气功率；基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型在IES系统运行成本最小的前提下允许一定弃风，则Pjoin,t需满足下式约束：
Pw,t＝Pjoin,t+Pdrop,t
式中，Pw,t单位时段t内风力的可发电功率；Pdrop,t为单位时段t内的弃风功率；
2)P2G约束
P2G设备主要满足其额定功率约束：
0≤Pp2g,t≤Pp2gn
式中，Pp2gn为P2G设备的额定功率；
3)燃气轮机约束
燃气轮机主要满足其额定功率和爬坡率约束：
0≤Pgt,t≤Pgtn
式中，Pgtn为燃气轮机的额定功率；分别为燃气轮机爬坡率的上、下限；
4)燃气锅炉约束
燃气锅炉满足其额定功率和爬坡率约束：
0≤Pgb,t≤Pgbn
式中，Pgbn为燃气锅炉的额定功率；分别为燃气锅炉爬坡率的上、下限；
5)储电/热/气设备约束
包括存储能量平衡约束、存储能量上下限约束、存储能量周期始末等量约束以及充、放能功率约束：
Ex,24＝Ex,1
式中，x表示能量类型，取电、热、气；Ex,t为单位时段t内储能系统的存储能量；Pxchar,t、Pxdis,t分别为储能系统的充、放能功率；ηxchar、ηxdis分别为储能系统的充、放能效率；分别为储能系统的存储能量上、下限；Ex,1、Ex,24分别为储能系统一日调度开始时刻和结束时刻的存储能量，要求经过一日调度，储能系统的存储能量可以回到原始值；分别为储能系统的充、放能功率上限；nx为0～1变量，确保储能系统在各时间段内不同时充、放能，当nx＝1时进行储能，nx＝0时进行放能；
6)外部网络约束
IES与外部电力网络和天然气网络相连，需对其能量交换范围进行约束：
式中，分别为单位时段t内的系统外购电力功率上、下限；分别为系统外购天然气功率上、下限。
与现有技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：
(1)本发明在考虑系统网络约束和系统内各元件的运行约束下，碳交易利用市场手段实现碳排量控制，使各企业主动减排以获取碳交易收益，手段合理有效。
(2)本发明中基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型对碳排量具有更严格的控制作用，同时兼顾了系统整体的经济性
(3)本发明中基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型对碳交易价格变化反应敏锐，可根据碳交易价格协调系统的碳交易成本和能源成本，以获得最高的总体效益。
附图说明
图1是电-热-气联供IES模型示意图；
图2是碳交易价格对调度结果的影响示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
本发明的基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法，具体过程如下：
一、对于电-热-气联供的IES，存在三个碳排放源：外购的电力、燃气轮机和燃气锅炉。根据外购电力和燃气轮机发出的电力确定IES的无偿碳排放额：
式中，EL为IES的无偿碳排放额；δ为单位电量排放份额，本发明中取区域电量边际排放因子和容量边际因子的加权平均值0.648[6]；t为单位时段1h；T为一日的时段总数，为24h；Δt为单位时段的时长，为1h；Pe,t为单位时段t内的外购电力功率；Pgt,t为单位时段t内输入燃气轮机的天然气功率；ηgte为燃气轮机的气转电效率。
二、文献[10]-[11]给出了电-气互联系统中供电和供热的碳排放计算方法，IES的实际碳排放量由下式确定：：
Pgtr,t＝Pgt,tηgte+Pgt,tηgth+Pgb,tηgb (5)
式中，EP为IES的实际碳排放量；a1、b1、c1为火电碳排放计算系数，a2、b2、c2天然气供能碳排放系数；Pgtr,t为单位时段t内燃气轮机和燃气锅炉输出功率之和；ηgth为燃气轮机气转热效率；Pgb,t为单位时段t内燃气锅炉的输入功率；ηgb为燃气锅炉的能量转换效率。
三、为了进一步控制碳排放总量，对碳交易成本计算模型进行阶梯化。以分配到的无偿碳排放额为基准，规定若干排放量区间，排放量越大的区间对应的碳交易价格越高。根据IES的无偿碳排放额和IES的实际碳排放量，确定IES的阶梯型碳交易成本，计算公式如下：
式中，FC为IES碳交易成本；λ为市场上的碳交易价格；d为碳排放量区间长度；σ为每个阶梯碳交易价格的增长幅度，每上升一个阶梯，碳交易价格增加σλ。当EP＜EL时，FC将为负，表示系统实际碳排量低于无偿碳排放额，可以以初始碳交易价格对多余份额获取碳交易收益。
四、构建基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型，根据该模型得到所需的调度方案。
上述基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型包括目标函数和约束条件：
其中，基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型考虑一日24h的系统调度问题，以IES外购能源成本、碳交易成本之和最小为目标函数：
F＝min(FE+FC) (7)
式中，F为IES运行总成本；FE为IES外购能源成本；πe,t为单位时段t内的电价；πg为天然气价格；Pg,t为单位时段t内的外购天然气功率；Qgas为天然气低热值[12]，即9.97kW·h/m3。
其中，约束条件包括功率平衡约束、P2G约束、燃气轮机约束、燃气锅炉约束、储电/热/气设备约束、外部网络约束。
1)功率平衡约束
对于电、热、气分别满足以下功率平衡约束：
Pel,t＝Pe,t+Pjoin,t+Pgt,tηgte-Pp2g,t+Pedis,t-Pechar,t (9)
Phl,t＝Pgt,tηgth+Pgb,tηgb+Phdis,t-Phchar,t (10)
Pgl,t＝Pg,t+Pp2g,tηp2g-Pgt,t-Pgb,t+Pgdis,t-Pgchar,t (11)
式中，Pel,t、Phl,t、Pgl,t分别为IES单位时段t内的电、热、气负荷功率；Pjoin,t为单位时段t内参与调度的风电功率；Pp2g,t为单位时段t内P2G设备输入功率；Pedis,t、Pechar,t分别为单位时段t内储电系统的发电功率和充电功率；Phdis,t、Phchar,t分别为单位时段t内储热系统的发热功率和储热功率；ηp2g为P2G设备的能量转换效率；Pgdis,t、Pgchar,t分别为单位时段t内储气系统的放气功率和储气功率。基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型在IES系统运行成本最小的前提下允许一定弃风，则Pjoin,t需满足下式约束：
Pw,t＝Pjoin,t+Pdrop,t (12)
式中，Pw,t单位时段t内风力的可发电功率；Pdrop,t为单位时段t内的弃风功率。
2)P2G约束
P2G设备主要满足其额定功率约束：
0≤Pp2g,t≤Pp2gn (13)
式中，Pp2gn为P2G设备的额定功率。
3)燃气轮机约束
燃气轮机主要满足其额定功率和爬坡率约束：
0≤Pgt,t≤Pgtn (14)
式中，Pgtn为燃气轮机的额定功率；分别为燃气轮机爬坡率的上、下限。
4)燃气锅炉约束
燃气锅炉满足其额定功率和爬坡率约束：
0≤Pgb,t≤Pgbn (16)
式中，Pgbn为燃气锅炉的额定功率；分别为燃气锅炉爬坡率的上、下限。
5)储电/热/气设备约束
三种储能设备采用广义储能系统的通用模型进行处理，包括存储能量平衡约束、存储能量上下限约束、存储能量周期始末等量约束以及充、放能功率约束：
Ex,24＝Ex,1 (20)
式中，x表示能量类型，取电、热、气；Ex,t为单位时段t内储能系统的存储能量；Pxchar,t、Pxdis,t分别为储能系统的充、放能功率；ηxchar、ηxdis分别为储能系统的充、放能效率；分别为储能系统的存储能量上、下限；Ex,1、Ex,24分别为储能系统一日调度开始时刻和结束时刻的存储能量，要求经过一日调度，储能系统的存储能量可以回到原始值；分别为储能系统的充、放能功率上限；nx为0～1变量，确保储能系统在各时间段内不同时充、放能，当nx＝1时进行储能，nx＝0时进行放能。
6)外部网络约束
IES与外部电力网络和天然气网络相连，需对其能量交换范围进行约束：
式中，分别为单位时段t内的系统外购电力功率上、下限；分别为系统外购天然气功率上、下限。
具体实施例：
系统描述：本实施例基于参考文献[13]中的IES数据，对其中各类负荷放大200倍进行实施例构造，对应IES中各设备的容量也等倍放大。实际碳排放量计算系数见表1。市场上的碳交易价格λ＝40美元/t，碳排放量区间长度d＝80t，每个阶梯碳交易价格增长幅度σ＝25％。本实施例采用的电价为美国加州电力市场某日日前市场电价。其它参数见表2。
表1实际碳排放量计算系数
表2 IES参数
为说明所提低碳经济调度方法的合理性，本实施例对比分析三种模型的调度结果：1)基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型；2)考虑统一型碳交易成本的低碳经济调度模型，统一型碳交易成本不对碳排量进行区间划分，由统一的公式FC＝λ(EP-EL)得出；3)在阶梯型碳交易模式下，仅以外购能源成本FE最小为目标函数的传统经济调度模型。三种模型的调度结果见表3。
表3三种模型的调度结果
(a)成本数据
(b)外购能源数据
由表3(a)可知，两种低碳模型与传统经济调度模型相比，碳排量均大幅度减少，碳交易成本下降到传统调度的40％以下，能源成本虽略有提升，但系统运行总成本得到减少。模型一的碳排量较模型二下降了19.7t，但付出的碳交易成本仅高出模型二0.06万美元，运行总成本增加0.08万美元，仍比模型三低0.93万美元。由此可见，低碳经济调度可减少系统碳排量，其中阶梯型碳交易成本模型对碳排量具有最严格的约束，并且仍可保证IES的经济性。
表3(b)给出了三种模型调度结果的外购能源数据。结合表3(a)、3(b)，当加大对系统碳排量的控制时，系统的外购能源将会从电力转向天然气，同时造成能源成本增加。模型一对碳排量的控制最为严格，因此IES外购的电力最少、天然气最多，与之对应，模型一的调度结果碳排量最少、能源成本最高。
碳交易价格对低碳经济调度影响：
图2为阶梯型低碳经济调度各成本在不同碳交易价格下的变化趋势。随着碳交易价格的上升，碳交易成本在总成本中占比提高，系统逐渐加强对碳排量的约束，外购能源由电力逐渐向天然气转移，能源成本增加；当系统与天然气网络交换功率达到上限时，能源成本稳定。
碳交易价格上升，系统外购电力减少使碳排量减少，但同时单位碳排成本增加。碳交易价格为0～20美元/t时，后者为主导因素，碳交易成本逐渐上升；20美元/t后，前者成为主导因素使得碳交易成本逐渐下降。当碳交易价格约为44美元/t时，IES实际碳排放量与无偿碳排放额达到平衡，继续提高碳交易价格使实际碳排放量低于无偿碳排放额，系统开始获得碳交易收益。当碳交易价格约为52美元/t时，外购天然气量无法继续增长，实际碳排放量不再减少，碳交易成本基本随碳交易价格正比下降。
系统运行总成本为两种成本之和，当碳交易价格低于38美元/t时，能源成本为主导因素，总成本逐渐上升，当碳交易价格高于38美元/t时，碳交易成本的变化量大于能源成本，总成本随碳交易成本的减少而下降。
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尽管上面结合附图对本发明的功能及工作过程进行了描述，但本发明并不局限于上述的具体功能和工作过程，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。

Claims (2)

1.一种基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，根据外购电力和燃气轮机发出的电力确定IES的无偿碳排放额：
式中，EL为IES的无偿碳排放额；δ为单位电量排放份额，取区域电量边际排放因子和容量边际因子的加权平均值0.648；t为单位时段1h；T为一日的时段总数，为24h；Δt为单位时段的时长，为1h；Pe,t为单位时段t内的外购电力功率；Pgt,t为单位时段t内输入燃气轮机的天然气功率；ηgte为燃气轮机的气转电效率；
步骤二，确定IES的实际碳排放量：
Pgtr,t＝Pgt,tηgte+Pgt,tηgth+Pgb,tηgb
式中，EP为IES的实际碳排放量；a1、b1、c1为火电碳排放计算系数，a2、b2、c2天然气供能碳排放系数；Pgtr,t为单位时段t内燃气轮机和燃气锅炉输出功率之和；ηgth为燃气轮机气转热效率；Pgb,t为单位时段t内燃气锅炉的输入功率；ηgb为燃气锅炉的能量转换效率；
步骤三，根据IES的无偿碳排放额和IES的实际碳排放量，确定IES的阶梯型碳交易成本：
式中，FC为IES碳交易成本；λ为市场上的碳交易价格；d为碳排放量区间长度；σ为每个阶梯碳交易价格的增长幅度，每上升一个阶梯，碳交易价格增加σλ；当EP＜EL时，FC将为负，表示系统实际碳排量低于无偿碳排放额，以初始碳交易价格对多余份额获取碳交易收益；
步骤四，构建基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型，根据该模型得到所需的调度方案。
2.根据权利要求1所述的基于碳交易的电热气综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，步骤四中所述基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型包括目标函数和约束条件：
其中，以IES外购能源成本、碳交易成本之和最小为目标函数：
F＝min(FE+FC)
式中，F为IES运行总成本；FE为IES外购能源成本；πe,t为单位时段t内的电价；πg为天然气价格；Pg,t为单位时段t内的外购天然气功率；Qgas为天然气低热值，即9.97kW·h/m3；
其中，约束条件包括功率平衡约束、P2G约束、燃气轮机约束、燃气锅炉约束、储电/热/气设备约束、外部网络约束；
1)功率平衡约束
对于电、热、气分别满足以下功率平衡约束：
Pel,t＝Pe,t+Pjoin,t+Pgt,tηgte-Pp2g,t+Pedis,t-Pechar,t
Phl,t＝Pgt,tηgth+Pgb,tηgb+Phdis,t-Phchar,t
Pgl,t＝Pg,t+Pp2g,tηp2g-Pgt,t-Pgb,t+Pgdis,t-Pgchar,t
式中，Pel,t、Phl,t、Pgl,t分别为IES单位时段t内的电、热、气负荷功率；Pjoin,t为单位时段t内参与调度的风电功率；Pp2g,t为单位时段t内P2G设备输入功率；Pedis,t、Pechar,t分别为单位时段t内储电系统的发电功率和充电功率；Phdis,t、Phchar,t分别为单位时段t内储热系统的发热功率和储热功率；ηp2g为P2G设备的能量转换效率；Pgdis,t、Pgchar,t分别为单位时段t内储气系统的放气功率和储气功率；基于阶梯型碳交易成本的IES低碳经济调度模型在IES系统运行成本最小的前提下允许一定弃风，则Pjoin,t需满足下式约束：
Pw,t＝Pjoin,t+Pdrop,t
式中，Pw,t单位时段t内风力的可发电功率；Pdrop,t为单位时段t内的弃风功率；
2)P2G约束
P2G设备主要满足其额定功率约束：
0≤Pp2g,t≤Pp2gn
式中，Pp2gn为P2G设备的额定功率；
3)燃气轮机约束
燃气轮机主要满足其额定功率和爬坡率约束：
0≤Pgt,t≤Pgtn
式中，Pgtn为燃气轮机的额定功率；分别为燃气轮机爬坡率的上、下限；
4)燃气锅炉约束
燃气锅炉满足其额定功率和爬坡率约束：
0≤Pgb,t≤Pgbn
式中，Pgbn为燃气锅炉的额定功率；分别为燃气锅炉爬坡率的上、下限；
5)储电/热/气设备约束
包括存储能量平衡约束、存储能量上下限约束、存储能量周期始末等量约束以及充、放能功率约束：
Ex,24＝Ex,1
式中，x表示能量类型，取电、热、气；Ex,t为单位时段t内储能系统的存储能量；Pxchar,t、Pxdis,t分别为储能系统的充、放能功率；ηxchar、ηxdis分别为储能系统的充、放能效率；分别为储能系统的存储能量上、下限；Ex,1、Ex,24分别为储能系统一日调度开始时刻和结束时刻的存储能量，要求经过一日调度，储能系统的存储能量可以回到原始值；分别为储能系统的充、放能功率上限；nx为0～1变量，确保储能系统在各时间段内不同时充、放能，当nx＝1时进行储能，nx＝0时进行放能；
6)外部网络约束
IES与外部电力网络和天然气网络相连，需对其能量交换范围进行约束：
式中，分别为单位时段t内的系统外购电力功率上、下限；分别为系统外购天然气功率上、下限。
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