CN109063925A - 一种计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法，首先获得区域综合能源系统的电负荷日前预测数据及冷热负荷日前预测数据，负荷聚合商根据指定的不同的需求侧响应计划得到其各自的计及需求侧响应后的区域综合能源系统冷热负荷，以区域综合能源系统总运行成本最低为优化目标，以网络约束、能量生产和转换设备约束、储能设备约束及区域综合能源系统冷热电功率平衡为约束条件，建立最优化模型，得到各供能设备及储能设备的运行功率规划，比较各需求侧响应计划下的运行规划成本，确定最优负荷聚合商需求侧响应计划及各供能设备及储能设备的最优运行规划。本发明方法能有效提高区域综合能源系统运行的经济性。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统的多能互补建模优化领域，具体地说是一种考虑基于负荷聚合商的区域综合能源系统运行优化方法。
背景技术
在新能源领域中存在着不同能源形式协同优化的情况，每一种能源在其开发利用的过程中，都需借助多种能源的协同互补才能实现高效利用。然而由于不同能源系统发展的差异，大都是单独规划、单独设计、独立运行，缺乏彼此间的相互协同，会带来能源利用率低、供能系统整体安全性和自愈能力不强等后果。随着智能电网技术的不断发展，分散化的能源市场和能源网络结构使得传统的电力需求侧响应逐渐向综合需求侧响应的方向发展，原本分布分散、随机性较强且难以调控的中小型负荷转变为可按照需求和用户意愿进行自动调控的负荷。然而，大量不同类型且分散的负荷同时进行调度，不仅难以形成规模效应，而且调度难度大。
目前的研究成果中，对基于能源集线器模型的区域综合能源系统建模虽然有不少关于需求侧响应的拓展，然而对于基于负荷聚合商的需求侧响应的市场机制拓展以及温控负荷聚合商的多能互补，目前仍然没有相关的公开报导。
发明内容
本发明是为避免上述现有技术所存在的不足，提供一种计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法，以期实现对区域综合能源系统中的能量生产和转换设备的最优调度，提高综合能源系统的经济性。
本发明为解决技术问题采用如下技术方案：
本发明计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法的特点是按如下步骤进行：
步骤1、获得区域综合能源系统的电负荷日前预测数据及冷热负荷日前预测数据：
所述区域综合能源系统电负荷日前预测数据是利用历史电负荷数据，并通过时间序列预测法得到；所述区域综合能源系统冷热负荷日前预测数据是利用日前气温数据，并通过一阶等效热参数模型得到；
步骤2、建立基于负荷聚合商的需求侧响应模型；
所述负荷聚合商通过与用户达成协议制定需求侧响应计划，所述需求侧响应计划是指在对用户舒适度影响较小的前提下，使冷热负荷响应电网侧调度，降低高峰时段电力需求，从而缓解电网压力，保证安全运行；所述基于负荷聚合商的需求侧响应模型是根据所述需求侧响应的不同计划，得到其各自的计及需求侧响应后的区域综合能源系统冷热负荷；
步骤3、建立区域综合能源系统冷热电功率平衡模型；
所述区域综合能源系统冷热电功率平衡模型包括：电负荷功率平衡模型、冬季供热功率平衡关系和夏季供冷功率平衡模型；
步骤4、建立并求解区域综合能源系统运行优化模型
所述区域综合能源系统运行优化模型是以区域综合能源系统总运行成本最低为优化目标，以网络约束、供能设备约束、储能设备约束以及区域综合能源系统冷热电功率平衡为约束条件，得到各供能设备及储能设备的日前功率优化结果，实现计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行。
本发明计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法的特点也在于：
将一天24小时划分为48个等长的时段，每个时段的时长为ΔT，以每个时段内的数据平均值作为相应时段的数据取值；
所述区域综合能源系统电负荷日前预测数据是按如下方式利用历史电负荷数据，并通过时间序列预测法得到：
所述时间序列预测法采用由式(2.1)所表征的自回归积分滑动平均模型：
λt＝φ0+φ1λt-1+φ2λt-2+…+φpλt-p+εt+θ1εt-1+θ2εt-2+…θqεt-q (2.1)，
式中：
t、t-1、t-2…表示连续的时段；
λt、λt-1、λt-2…λt-p表示时间序列，p为自回归积分滑动平均模型的自回归阶数；
εt、εt-1、εt-2…εt-q为白噪声序列，q为自回归积分滑动平均模型的移动平均阶数；
θ1、θ2、θ3…θq和φ0、φ1、φ2、φ3…φp均为不为零的待定系数；
依据式(2.1)所表征的自回归积分滑动平均模型获得电负荷时间序列预测模型，利用历史电负荷数据确定自回归积分滑动平均模型的自回归阶数p及移动平均阶数q，并对所述电负荷时间序列预测模型中的θ1、θ2、θ3…θq和φ0、φ1、φ2、φ3…φp进行参数估计，最终获得电负荷日前预测数据；
所述区域综合能源系统冷热负荷日前预测数据是按如下方式利用日前气温预测数据，并根据一阶等效热参数模型得到：
由式(2.2)所表征的一阶等效热参数模型描述室内温度与冷热负荷的关系：
式(2.2)中：
和分别为t时段的室内温度和室外温度；
R和C分别为建筑物的等效热阻和等效热容；
表示供冷或供热系统t时段中输出的冷热功率，为t时段区域综合能源系统冷热负荷；
利用式(2.2)得到由式(2.3)所表征的根据时段划分的热平衡方程：
式(2.3)中，表示t+1时段的室内温度。
本发明计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法的特点也在于，所述步骤2是按如下方式建立基于负荷聚合商的需求侧响应模型：
根据用户允许夏季温度升高或冬季温度下降的区间大小对补偿价格的响应程度，以及负荷聚合商允许调控时间长度的不同，分别制定不同的需求侧响应计划，分别给与相应的价格补贴，建立由式(3.1)所表征的基于负荷聚合商的需求侧响应模型：
式(3.1)中：
Tmin为用户在需求侧响应计划下，夏季温度升高的最小值或冬季温度下降的最小值；
Tmax为用户在需求侧响应计划下，夏季温度升高的最大值或冬季温度下降的最大值；
Tcomfort为用户舒适温度，取26℃；
Lt reduce为在t时段削减的电负荷；
Lt before为不计及负荷聚合商的情况下在t时段的电负荷；
Lt after为计及负荷聚合商的情况下在t时段的电负荷；
为负荷聚合商在t时段内的补贴价格；
πLA为单位能量的补贴价格；
tLA为负荷聚合商实际调控时间长度，为负荷聚合商允许调控时间长度最小值，为负荷聚合商允许调控时间长度最大值。
本发明计及负荷聚合商的区域综合能源系统建模方法的特点也在于：所述步骤3是按如下方式建立区域综合能源系统冷热电功率平衡模型：
所述区域综合能源系统模型是基于能源集线器模型，所述区域综合能源系统中的供能设备的种类包括：燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、电制冷机和吸收式制冷机；
所述电负荷功率平衡关系由式(4.1)所表征：
所述冬季供热功率平衡关系由式(4.2)所表征：
所述夏季供冷功率平衡关系由式(4.3)所表征：
式中：
Le、Lh和Lc分别为区域综合能源系统的电负荷功率、冬季热负荷功率和夏季冷负荷功率；
Se为区域综合能源系统中各时段中储电装置的充放电功率，Se负值为充电状态，Se正值为放电状态；
Sh为区域综合能源系统中各时段中储热装置的充放热功率，Sh负值为储热状态，Sh正值为放热状态；
α1、α2和α3一一对应为电能直接供给电负荷的分配系数、夏季电锅炉的分配系数、冬季电制冷机的分配系数；
β1和β2分别为天然气分配给燃气轮机和燃气锅炉的分配系数；
ηEB和ηGB分别为电锅炉和燃气锅炉的热效率；
和分别为燃气轮机的电效率和热效率；
ηER和ηAR分别为电制冷机和吸收式制冷机的制冷效率。
本发明计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法的特点也在于：按如下方式建立并求解区域综合能源系统运行优化模型，所述运行优化模型的目标函数为区域综合能源系统的总运行成本，设置包括网络约束、供能设备约束和储能设备约束的不等式约束；以所述区域综合能源系统冷热电功率平衡模型为等式约束，采用Cplex或Gurobi的优化工具进行求解；
所述运行优化模型的目标函数由式(5.1)所表征：
其中：
Ctotal为区域综合能源系统的总运行成本；
Cm(t)为设备运行维护成本，并有：
Ce(t)为购电成本，并有：Ce(t)＝πePe(t)ΔT；
Cg(t)为购气成本，并有：Cg(t)＝πgPg(t)ΔT；
CLA(t)为负荷聚合商补贴金额，并有：CLA(t)＝πLAPLA(t)ΔT；
N为总时段数，M为供能设备的数量；
Pi为第i类供能设备的实际功率；Pe为购电量，Pg为购气量；PLA为聚合商负荷削减量；
πi为第i类供能设备输出单位数量的能量的运行维护成本；
πe为电力价格，πg为天然气价格；πLA为聚合商补贴价格；
所述网络约束包括由式(5.2)所表征的配电网购电约束和由式(5.3)所表征的燃气管网购气约束：
其中：
和分别为区域综合能源系统中配电网传输功率的上限值和下限值；
和分别为区域综合能源系统中天然气网传输天然气量的上限值和下限值；
所述供能设备约束由式(5.4)所表征：
其中：
Pi为第i类供能设备的实际功率，为第i类供能设备的额定功率；
ΔPi为第i类供能设备的输入功率变化量，和分别为第i类供能设备的爬坡功率下限值和上限值；
所述储能设备包括热储能设备和电储能设备，所述储能设备约束由式(5.5)和式(5.6)所表征：
其中：
以j表示第j种储能设备；
和分别为第j种储能设备在t+1时段和在t时段的能量；
μj为0、1变量，以μ为0和1分别表示第j种储能设备为放能状态和充能状态；
和分别为第j种储能设备的充能功率和放能功率；
ηj ch和ηj dis分别为第j种储能设备的充能效率和放能效率；
其中：
和分别为第j种储能设备中储存能量的最小值和最大值,Sj为第j种储能设备的实际储存能量的数值；
和分别为第j种储能设备充能功率的最小值和最大值，为储能设备的实际充能功率；
和分别为放能功率的最小值和最大值，为储能设备的实际放能功率。
利用已得到的区域综合能源系统电负荷日前预测数据、冷热负荷日前预测数据以及不同需求侧响应计划下的计及需求侧响应后的区域综合能源系统冷热负荷，使用Cplex或Gurobi优化工具求解最优化模型，得到其各自的各供能设备及储能设备的日前运行优化结果，从中确定最优需求侧响应计划及各供能设备及储能设备的最优运行规划。
与已有技术相比，本发明有益效果体现在：
本发明将区域综合能源系统模型与基于负荷聚合商的需求侧响应机制结合，实现了对区域综合能源系统中的能量生产和转换设备的最优调度，使设备能够运行在最优的工况，有效提高综合能源系统的经济性的同时，充分挖掘了用户热负荷弹性，使之能够在负荷聚合商的调度下，参与日前电力市场需求侧响应，实现了电负荷的削峰填谷及负荷削减，不仅降低了用户的用能成本，也提高了多种能源之间的互补与协同性。
附图说明
图1为区域综合能源系统结构图
具体实施方式
本实施例中计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法是按如下步骤进行：
步骤1、获得区域综合能源系统的电负荷日前预测数据及冷热负荷日前预测数据：
区域综合能源系统电负荷日前预测数据是利用历史电负荷数据，并通过时间序列预测法得到；区域综合能源系统冷热负荷日前预测数据是利用日前气温数据，并通过一阶等效热参数模型得到。
步骤2、建立基于负荷聚合商的需求侧响应模型；
负荷聚合商通过与用户达成协议制定需求侧响应计划，需求侧响应计划是指在对用户舒适度影响较小的前提下，使冷热负荷响应电网侧调度，降低高峰时段电力需求，从而缓解电网压力，保证安全运行；基于负荷聚合商的需求侧响应模型，根据需求侧响应的不同计划，得到其各自的计及需求侧响应后的区域综合能源系统冷热负荷。
步骤3、建立区域综合能源系统冷热电功率平衡模型，包括：电负荷功率平衡模型、冬季供热功率平衡关系和夏季供冷功率平衡模型。
区域综合能源系统冷热电功率平衡模型是基于能源集线器模型，能源集线器模型可以视作具有输入和输出的一个二端口模型，通过耦合矩阵描述能量的转化、存储和分配，从而宏观地描述能量供应与需求的平衡关系。
步骤4、建立并求解区域综合能源系统运行优化模型
区域综合能源系统运行优化模型是以区域综合能源系统总运行成本最低为优化目标，以网络约束、供能设备约束、储能设备约束以及区域综合能源系统冷热电功率平衡为约束条件，得到各供能设备及储能设备的日前功率优化结果，实现计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行；供能设备包括能量生产设备和能量转换设备。
具体实施中，将一天24小时划分为48个等长的时段，每个时段的时长为ΔT，以每个时段内的数据平均值作为相应时段的数据取值。
区域综合能源系统电负荷日前预测数据是按如下方式利用历史电负荷数据，并通过时间序列预测法得到：
时间序列是一组按照发生时间排列的具有均匀时间间隔的统计数据。根据被预测量的过去变化规律建立相应模型，并利用其预测该变量的未来变化，就是时间序列分析。自回归积分滑动平均模型是一类常用的时间序列模型，利用时间序列的过去值、当前值一击滞后随机扰动来解释和预测事件的规律。
时间序列预测法采用由式(2.1)所表征的自回归积分滑动平均模型：
λt＝φ0+φ1λt-1+φ2λt-2+…+φpλt-p+εt+θ1εt-1+θ2εt-2+…θqεt-q (2.1)，
式中：
t、t-1、t-2…表示连续的时段；
λt、λt-1、λt-2…λt-p表示时间序列，p为自回归积分滑动平均模型的自回归阶数；
εt、εt-1、εt-2…εt-q为白噪声序列，q为自回归积分滑动平均模型的移动平均阶数；
θ1、θ2、θ3…θq和φ0、φ1、φ2、φ3…φp均为不为零的待定系数；
依据式(2.1)所表征的自回归积分滑动平均模型获得电负荷时间序列预测模型，利用历史电负荷数据确定自回归积分滑动平均模型的自回归阶数p及移动平均阶数q，并对电负荷时间序列预测模型中的θ1、θ2、θ3…θq和φ0、φ1、φ2、φ3…φp进行参数估计，最终获得电负荷日前预测数据。
区域综合能源系统冷热负荷日前预测数据是按如下方式利用日前气温预测数据，并根据一阶等效热参数模型得到：
由(2.2)所表征的一阶等效热参数模型描述室内温度与冷热负荷的关系：
式(2.2)中：
和分别为t时段的室内温度和室外温度；
R和C分别为建筑物的等效热阻和等效热容；
表示供冷或供热系统t时段中输出的冷热功率，为t时段区域综合能源系统冷热负荷；
利用式(2.2)得到由式(2.3)所表征的根据时段划分的热平衡方程：
式(2.3)中，表示t+1时段的室内温度。
将区域综合能源系统的冷热负荷日前预测数据，通过所建立的基于负荷聚合商的需求侧响应模型，进一步得到计及需求侧响应后的区域综合能源系统冷热负荷。
按如下方式建立基于负荷聚合商的需求侧响应模型：
根据用户允许夏季温度升高或冬季温度下降的区间大小对补偿价格的响应程度，以及负荷聚合商允许调控时间长度的不同，分别制定不同的需求侧响应计划，分别给与相应的价格补贴，建立建立由式(3.1)所表征的基于负荷聚合商的需求侧响应模型：
式(3.1)中：
Tmin为用户在需求侧响应计划下，夏季温度升高的最小值或冬季温度下降的最小值；
Tmax为用户在需求侧响应计划下，夏季温度升高的最大值或冬季温度下降的最大值；
Tcomfort为用户舒适温度，取26℃；
Lt reduce为在t时段削减的电负荷；
Lt before为不计及负荷聚合商的情况下在t时段的电负荷；
Lt after为计及负荷聚合商的情况下在t时段的电负荷；
为负荷聚合商在t时段内的补贴价格；
πLA为单位能量的补贴价格；
tLA为负荷聚合商实际调控时间长度，为负荷聚合商允许调控时间长度最小值，为负荷聚合商允许调控时间长度最大值。
区域综合能源系统模型基于能源集线器模型，区域综合能源系统中的供能设备的种类包括：燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、电制冷机和吸收式制冷机，储能设备包括：热储能设备和电储能设备，其结构如图1所示。
能源集线器模型可以描述电、气、冷、热间的耦合关系，通过耦合矩阵C描述能源输入P与能源输出L之间的关系，使之满足L＝CP，能源集线器模型的一般形式由式(4.1.1)所表征：
式中，L为能量输出矩阵；C为能量耦合矩阵；P为能量输入矩阵，其中Cαα...Cωω为耦合因子表示特定输入与输出之间的耦合关系。
根据能源集线器模型，可获得电负荷功率、冬季供热功率、夏季供冷功率与各设备电功率与天然气功率的等式关系，建立如下所示的区域综合能源系统冷热电功率平衡模型：
电负荷功率平衡关系由式(4.1)所表征：
冬季供热功率平衡关系由式(4.2)所表征：
夏季供冷功率平衡关系由式(4.3)所表征：
式中：
Le、Lh和Lc分别为区域综合能源系统的电负荷功率、冬季热负荷功率和夏季冷负荷功率；
Se为区域综合能源系统中各时段中储电装置的充放电功率，Se负值为充电状态，Se正值为放电状态；
Sh为区域综合能源系统中各时段中储热装置的充放热功率，Sh负值为储热状态，Sh正值为放热状态；
α1、α2和α3一一对应为电能直接供给电负荷的分配系数、夏季电锅炉的分配系数、冬季电制冷机的分配系数；
β1和β2分别为天然气分配给燃气轮机和燃气锅炉的分配系数；
ηEB和ηGB分别为电锅炉和燃气锅炉的热效率；
和分别为燃气轮机的电效率和热效率；
ηER和ηAR分别为电制冷机和吸收式制冷机的制冷效率。
按如下方式建立并求解区域综合能源系统运行优化模型，运行优化模型的目标函数为区域综合能源系统的总运行成本，设置包括网络约束、供能设备约束和储能设备约束的不等式约束；以区域综合能源系统冷热电功率平衡模型为等式约束，采用Cplex或Gurobi的优化工具进行求解；
运行优化模型的目标函数由式(5.1)所表征：
其中：
Ctotal为区域综合能源系统的总运行成本；
Cm(t)为设备运行维护成本，并有：
Ce(t)为购电成本，并有：Ce(t)＝πePe(t)ΔT；
Cg(t)为购气成本，并有：Cg(t)＝πgPg(t)ΔT；
CLA(t)为负荷聚合商补贴金额，并有：CLA(t)＝πLAPLA(t)ΔT；
N为总时段数，M为供能设备的数量；
Pi为第i类供能设备的实际功率；Pe为购电量，Pg为购气量；PLA为聚合商负荷削减量；
πi为第i类供能设备输出单位数量的能量的运行维护成本；
πe为电力价格，πg为天然气价格；πLA为聚合商补贴价格；
网络约束包括由式(5.2)所表征的配电网购电约束和由式(5.3)所表征的燃气管网购气约束：
其中：
和分别为区域综合能源系统中配电网传输功率的上限值和下限值；
和分别为区域综合能源系统中天然气网传输天然气量的上限值和下限值；
供能设备约束由由式(5.4)所表征：
其中：
Pi为第i类供能设备的实际功率，为第i类供能设备的额定功率；
ΔPi为第i类供能设备的输入功率变化量，和分别为第i类供能设备的爬坡功率下限值和上限值；
储能设备包括热储能设备和电储能设备，储能设备中储存的能量伴随能量的充放过程，并且在能量充放过程中伴随能量损失，储能设备约束由式(5.5)和式(5.6)所表征：
其中：
以j表示第j种储能设备；
和分别为第j种储能设备在t+1时段和在t时段的能量；
μj为0、1变量，以μ为0和1分别表示第j种储能设备为放能状态和充能状态；
Pj ch和Pj dis分别为第j种储能设备的充能功率和放能功率；
ηj ch和ηj dis分别为第j种储能设备的充能效率和放能效率；
其中：
和分别为第j种储能设备中储存能量的最小值和最大值,Sj为第j种储能设备的实际储存能量的数值；
和分别为第j种储能设备充能功率的最小值和最大值，为储能设备的实际充能功率；
和分别为放能功率的最小值和最大值，为储能设备的实际放能功率。
利用已得到的区域综合能源系统电负荷日前预测数据、冷热负荷日前预测数据以及不同需求侧响应计划下的计及需求侧响应后的区域综合能源系统冷热负荷，使用Cplex或Gurobi优化工具求解最优化模型，得到其各自的各供能设备及储能设备的日前运行优化结果，从中确定最优需求侧响应计划及各供能设备及储能设备的最优运行规划。
Claims (5)
1.一种计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法，其特征是按如下步骤进行：
步骤1、获得区域综合能源系统的电负荷日前预测数据及冷热负荷日前预测数据：
所述区域综合能源系统电负荷日前预测数据是利用历史电负荷数据，并通过时间序列预测法得到；所述区域综合能源系统冷热负荷日前预测数据是利用日前气温数据，并通过一阶等效热参数模型得到；
步骤2、建立基于负荷聚合商的需求侧响应模型；
所述负荷聚合商通过与用户达成协议制定需求侧响应计划，所述需求侧响应计划是指在对用户舒适度影响较小的前提下，使冷热负荷响应电网侧调度，降低高峰时段电力需求，从而缓解电网压力，保证安全运行；所述基于负荷聚合商的需求侧响应模型是根据所述需求侧响应的不同计划，得到其各自的计及需求侧响应后的区域综合能源系统冷热负荷；
步骤3、建立区域综合能源系统冷热电功率平衡模型；
所述区域综合能源系统冷热电功率平衡模型包括：电负荷功率平衡模型、冬季供热功率平衡关系和夏季供冷功率平衡模型；
步骤4、建立并求解区域综合能源系统运行优化模型
所述区域综合能源系统运行优化模型是以区域综合能源系统总运行成本最低为优化目标，以网络约束、供能设备约束、储能设备约束以及区域综合能源系统冷热电功率平衡为约束条件，得到各供能设备及储能设备的日前功率优化结果，实现计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行。
2.根据权利要求1所述的计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法，其特征是：
将一天24小时划分为48个等长的时段，每个时段的时长为ΔT，以每个时段内的数据平均值作为相应时段的数据取值；
所述区域综合能源系统电负荷日前预测数据是按如下方式利用历史电负荷数据，并通过时间序列预测法得到：
所述时间序列预测法采用由式(2.1)所表征的自回归积分滑动平均模型：
λt＝φ0+φ1λt-1+φ2λt-2+…+φpλt-p+εt+θ1εt-1+θ2εt-2+…θqεt-q (2.1)，
式中：
t、t-1、t-2…表示连续的时段；
λt、λt-1、λt-2…λt-p表示时间序列，p为自回归积分滑动平均模型的自回归阶数；
εt、εt-1、εt-2…εt-q为白噪声序列，q为自回归积分滑动平均模型的移动平均阶数；
θ1、θ2、θ3…θq和φ0、φ1、φ2、φ3…φp均为不为零的待定系数；
依据式(2.1)所表征的自回归积分滑动平均模型获得电负荷时间序列预测模型，利用历史电负荷数据确定自回归积分滑动平均模型的自回归阶数p及移动平均阶数q，并对所述电负荷时间序列预测模型中的θ1、θ2、θ3…θq和φ0、φ1、φ2、φ3…φp进行参数估计，最终获得电负荷日前预测数据；
所述区域综合能源系统冷热负荷日前预测数据是按如下方式利用日前气温预测数据，并根据一阶等效热参数模型得到：
由式(2.2)所表征的一阶等效热参数模型描述室内温度与冷热负荷的关系：
式(2.2)中：
Tt in和Tt out分别为t时段的室内温度和室外温度；
R和C分别为建筑物的等效热阻和等效热容；
表示供冷或供热系统t时段中输出的冷热功率，为t时段区域综合能源系统冷热负荷；
利用式(2.2)得到由式(2.3)所表征的根据时段划分的热平衡方程：
式(2.3)中，表示t+1时段的室内温度。
3.根据权利要求1所述的计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法，其特征是：所述步骤2是按如下方式建立基于负荷聚合商的需求侧响应模型：
根据用户允许夏季温度升高或冬季温度下降的区间大小对补偿价格的响应程度，以及负荷聚合商允许调控时间长度的不同，分别制定不同的需求侧响应计划，分别给与相应的价格补贴，建立由式(3.1)所表征的基于负荷聚合商的需求侧响应模型：
式(3.1)中：
Tmin为用户在需求侧响应计划下，夏季温度升高的最小值或冬季温度下降的最小值；
Tmax为用户在需求侧响应计划下，夏季温度升高的最大值或冬季温度下降的最大值；
Tcomfort为用户舒适温度，取26℃；
Lt reduce为在t时段削减的电负荷；
Lt before为不计及负荷聚合商的情况下在t时段的电负荷；
Lt after为计及负荷聚合商的情况下在t时段的电负荷；
为负荷聚合商在t时段内的补贴价格；
πLA为单位能量的补贴价格；
tLA为负荷聚合商实际调控时间长度，为负荷聚合商允许调控时间长度最小值，为负荷聚合商允许调控时间长度最大值。
4.根据权利要求1所述的计及负荷聚合商的区域综合能源系统建模方法，其特征是：所述步骤3是按如下方式建立区域综合能源系统冷热电功率平衡模型：
所述区域综合能源系统模型是基于能源集线器模型，所述区域综合能源系统中的供能设备的种类包括：燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、电制冷机和吸收式制冷机；
所述电负荷功率平衡关系由式(4.1)所表征：
所述冬季供热功率平衡关系由式(4.2)所表征：
所述夏季供冷功率平衡关系由式(4.3)所表征：
式中：
Le、Lh和Lc分别为区域综合能源系统的电负荷功率、冬季热负荷功率和夏季冷负荷功率；
Se为区域综合能源系统中各时段中储电装置的充放电功率，Se负值为充电状态，Se正值为放电状态；
Sh为区域综合能源系统中各时段中储热装置的充放热功率，Sh负值为储热状态，Sh正值为放热状态；
α1、α2和α3一一对应为电能直接供给电负荷的分配系数、夏季电锅炉的分配系数、冬季电制冷机的分配系数；
β1和β2分别为天然气分配给燃气轮机和燃气锅炉的分配系数；
ηEB和ηGB分别为电锅炉和燃气锅炉的热效率；
和分别为燃气轮机的电效率和热效率；
ηER和ηAR分别为电制冷机和吸收式制冷机的制冷效率。
5.根据权利要求4所述的计及负荷聚合商的区域综合能源系统优化运行方法，其特征是：按如下方式建立并求解区域综合能源系统运行优化模型，所述运行优化模型的目标函数为区域综合能源系统的总运行成本，设置包括网络约束、供能设备约束和储能设备约束的不等式约束；以所述区域综合能源系统冷热电功率平衡模型为等式约束，采用Cplex或Gurobi的优化工具进行求解；
所述运行优化模型的目标函数由式(5.1)所表征：
其中：
Ctotal为区域综合能源系统的总运行成本；
Cm(t)为设备运行维护成本，并有：
Ce(t)为购电成本，并有：Ce(t)＝πePe(t)ΔT；
Cg(t)为购气成本，并有：Cg(t)＝πgPg(t)ΔT；
CLA(t)为负荷聚合商补贴金额，并有：CLA(t)＝πLAPLA(t)ΔT；
N为总时段数，M为供能设备的数量；
Pi为第i类供能设备的实际功率；Pe为购电量，Pg为购气量；PLA为聚合商负荷削减量；
πi为第i类供能设备输出单位数量的能量的运行维护成本；
πe为电力价格，πg为天然气价格；πLA为聚合商补贴价格；
所述网络约束包括由式(5.2)所表征的配电网购电约束和由式(5.3)所表征的燃气管网购气约束：
其中：
和分别为区域综合能源系统中配电网传输功率的上限值和下限值；
和分别为区域综合能源系统中天然气网传输天然气量的上限值和下限值；
所述供能设备约束由式(5.4)所表征：
其中：
Pi为第i类供能设备的实际功率，Pi Max为第i类供能设备的额定功率；
ΔPi为第i类供能设备的输入功率变化量，ΔPi Min和ΔPi Max分别为第i类供能设备的爬坡功率下限值和上限值；
所述储能设备包括热储能设备和电储能设备，所述储能设备约束由式(5.5)和式(5.6)所表征：
其中：
以j表示第j种储能设备；
和分别为第j种储能设备在t+1时段和在t时段的能量；
μj为0、1变量，以μ为0和1分别表示第j种储能设备为放能状态和充能状态；
Pj ch和Pj dis分别为第j种储能设备的充能功率和放能功率；
ηj ch和ηj dis分别为第j种储能设备的充能效率和放能效率；
其中：
和分别为第j种储能设备中储存能量的最小值和最大值,Sj为第j种储能设备的实际储存能量的数值；
和分别为第j种储能设备充能功率的最小值和最大值，为储能设备的实际充能功率；
和分别为放能功率的最小值和最大值，Pi dis为储能设备的实际放能功率。
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