CN109888790B - 一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法 - Google Patents

一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法 Download PDF

Info

Publication number
CN109888790B
CN109888790B CN201910240333.4A CN201910240333A CN109888790B CN 109888790 B CN109888790 B CN 109888790B CN 201910240333 A CN201910240333 A CN 201910240333A CN 109888790 B CN109888790 B CN 109888790B
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
electric
flow
regional
energy
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
CN201910240333.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109888790A (zh
Inventor
吴桂联
张林垚
林婷婷
郑洁云
施鹏佳
倪识远
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.)
State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Economic and Technological Research Institute of State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Original Assignee
State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Economic and Technological Research Institute of State Grid Fujian Electric Power 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 State Grid Fujian Electric Power Co Ltd, Economic and Technological Research Institute of State Grid Fujian Electric Power Co Ltd filed Critical State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Priority to CN201910240333.4A priority Critical patent/CN109888790B/zh
Publication of CN109888790A publication Critical patent/CN109888790A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109888790B publication Critical patent/CN109888790B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Landscapes

  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明涉及一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法，首先确定区域电力系统参数、区域热力系统参数、区域天然气系统参数以及区域综合能源系统设备参数；接着确定运行场景，然后判断当前系统的运行模式，最后根据不同的模式进行多能潮流计算。本发明可以全面考虑多数不同种类能源设备、能源设备工作模式以及区域电、热、气三大能源系统并网情况等运行场景对综合能源系统多能潮流分布的影响。

Description

一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法
技术领域
本发明涉及电力系统技术领域，特别是一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法。
背景技术
随着经济的快速发展，能源、环境问题日益突出，如何实现对能源的清洁高效利用成为近年来人们研究的重点。而当前电网和天然气网等传统能源供应网络的管理和运营相对独立，各类能源耦合不紧，能源资源的利用效率有待提高。区域综合能源系统可依据其用能环节的互补特性以提高能源利用效率，为实现区域级供能提供了一种重要解决方案。
综合能源系统的多能流建模及计算作为综合能源系统研究重点及基础之一，主要分为三类，一类研究较为初期，倾向于描述一种或两种能源系统间的多能潮流耦合关系；另一类虽然考虑了电、热、气三种能源系统，但综合能源设备较少，不能充分描述综合能源系统复杂的耦合情况及运行情况；第三类考虑了实际情况存在的电转气设备、电压缩机等，但仅讨论含不同种类的单一类型设备的综合能源系统多能潮流计算方法，没有提及当综合能源系统含两种及以上类型设备时系统的多能潮流耦合关系。这与目前区域综合能源系统的实际运行情况及发展趋势并不相符，对区域综合能源系统多能潮流问题的解决缺乏有效的指导。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的是提出一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法，可以全面考虑多数不同种类能源设备、能源设备工作模式以及区域电、热、气三大能源系统并网情况等运行场景对综合能源系统多能潮流分布的影响。
本发明采用以下方案实现：一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法，该方法建立在一个区域综合能源系统结构上，其包括区域电力系统、区域热力系统以及区域天然气系统；包括以下步骤：
步骤S1：确定区域电力系统参数、区域热力系统参数、区域天然气系统参数以及区域综合能源系统设备参数；
步骤S2：确定运行场景，其中运行场景由3位数确定，分别表示当前系统的CHP机组工作模式、区域电力系统并网情况、以及电转气设备存在情况；若CHP机组工作在以热定电模式下，则第一位数为1，若CHP机组工作在以电定热模式下，则第一位数为0；若区域电力系统并网，则第二位数为1，否则第二位数为0；若系统存在电转气设备，则第三位数为1，否则第三位数为0。
步骤S3：根据步骤得到的运行场景3位数，判断当前系统的运行模式：若运行场景三位数为1X0或010，则判定为模式1；若输入值为000，则判定为模式2；若输入值为1X1或011，则判定为模式3；若输入值为001，则判定为模式4；其中X为0或1；
步骤S4：根据不同的模式进行多能潮流计算。
其中，区域电力系统由大电网、热电联产(Combined Heat and Power，CHP)机组、燃气轮机式发电机等供电，区域热力系统由上级热网、CHP机组、热泵(Heat Pump，HP)等供热，区域天然气系统由天然气气源、电转气(Power to Gas，P2G)设备供气。区域综合能源系统通过电、热、气能源网络传输能量以满足用户及耗能设备的能源需求。
较佳的，步骤S1中，所述区域电力系统参数包括但不限于：符合MATPOWER标准的区域电力系统基准功率，母线参数，发电机参数，支路参数；所述区域热力系统参数包括但不限于：节点参数，包含节点编号、节点类型、热负荷、供水温度、回水温度、管道出口温度；热源参数，包含所在节点编号，设备ID，当前热出力，热出力上限，热出力下限，供水温度，运行状态，定压点压力；热力管道参数，包含管道编号、首端节点编号、末端节点编号、长度、直径、导热系数、粗糙度；外部环境温度Ta；所述区域天然气系统参数包括但不限于：天然气节点参数矩阵，包含节点编号、节点类型、天然气负荷、节点压强；天然气管道参数，包含管道编号、管道首节点、管道末节点、管道直径、管道长度、管道绝对粗糙度、效率因子；天然气参数，包含天然气平均温度、天然气平均可压缩因子、天然气比重；所述区域综合能源系统设备参数包括但不限于：CHP机组热电比、电转换效率，燃气轮机式发电机效率，P2G设备效率，HP效率。
较佳的，步骤S3中四种运行模式所代表的区域综合能源运行场景为：
1)模式一：CHP机组工作在“以热定电”模式下，且天然气系统无电转气设备，或CHP机组工作在“以电定热”模式下，电力系统并网，且天然气系统无电转气设备；
2)模式二：CHP机组工作在“以电定热”模式下，电力系统不并网，天然气系统络无电转气设备；
3)模式三：CHP机组工作在“以热定电”模式下，且天然气系统存在电转气设备，或CHP机组工作在“以电定热”模式下，电力系统并网，且天然气系统存在电转气设备；
4)模式四：CHP机组工作在“以电定热”模式下，电力系统不并网，天然气系统存在电转气设备。
进一步地，步骤S4中，当系统的运行模式为模式一时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S411：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率；
步骤S412：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S413：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S414：根据热力系统流量计算、电力系统潮流计算的结果和综合能源系统设备模型计算设备的天然气输入功率；
步骤S415：进行天然气系统流量计算；
步骤S416：输出潮流及流量的分布结果。
进一步地，步骤S4中，当系统的运行模式为模式二时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S421：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率Φ1；
步骤S422：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S423：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S424：根据电力系统电源节点的电输出功率计算热电联产机组的热输出功率Φ2，并计算ΔΦ＝Φ1-Φ2；
步骤S425：判断max|ΔΦ|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S426，否则返回步骤S421；
步骤S426：根据热力系统流量计算、电力系统潮流计算的结果和综合能源系统设备模型计算设备的天然气输入功率；
步骤S427：进行天然气系统流量计算；
步骤S428：输出潮流及流量的分布结果。
进一步地，步骤S4中，当系统的运行模式为模式三时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S431：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率；
步骤S432：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率和天然气输入功率；
步骤S433：为电转气设备的电输入功率PP2G和电压缩机的电输入功率PCP赋初值；
步骤S434：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S435：根据电源节点的电输出功率及综合能源设备模型计算设备天然气的输入流量；
步骤S436：进行天然气系统的流量计算，得出气源节点的天然气输出流量；
步骤S437：根据气源节点的天然气输出流量及综合能源设备模型计算电转气设备和电压缩机的电输入功率PP2G、PCP；
步骤S438：判断max|max(ΔPP2G,ΔPCP)|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S439，否则返回步骤S434；其中，ΔPP2G、ΔPCP分别表示步骤S437中计算得到的电转气设备、电压缩机的电输入功率与上次迭代得到的电转气设备、电压缩机电输入功率的差值；
步骤S439：输出潮流及流量的分布结果。
进一步地，步骤S4中，当系统的运行模式为模式四时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S441：为电转气设备的电输入功率PP2G和电压缩机的电输入功率PCP赋初值；
步骤S442：进行热力系统的流量计算，得出热源节点的热输出功率Φ1；
步骤S443：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S444：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S445：根据电力系统电源节点的电输出功率计算热电联产机组的热输出功率Φ2，并计算ΔΦ＝Φ1-Φ2；
步骤S446：判断max|ΔΦ|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S447，否则返回步骤S442；
步骤S447：根据热源节点、电源节点的电输出功率及综合能源设备模型计算设备天然气的输入流量；
步骤S448：进行天然气系统的流量计算，得出气源节点的天然气输入流量；
步骤S449：根据气源节点的天然气输出流量及综合能源设备模型计算电转气设备和电压缩机的电输入功率PP2G、PCP；
步骤S4410：判断max|max(ΔPP2G,ΔPCP)|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S4411，否则返回步骤S442；
步骤S4411：输出潮流及流量分布结果。
与现有技术相比，本发明有以下有益效果：本发明提出的不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法，可以全面考虑多数不同种类能源设备、能源设备工作模式以及区域电、热、气三大能源系统并网情况等运行场景对综合能源系统多能潮流分布的影响。与其他多能潮流计算方法相比，可根据区域综合能源系统当前实际运行场景，采用不同的多能潮流流程求解多能潮流分布，充分考虑系统实际运行情况对多能潮流分布及潮流计算流程的影响。
附图说明
图1为本发明实施例的方法流程示意图。
图2为本发明实施例的模式一计算示意图。
图3为本发明实施例的模式二计算示意图。
图4为本发明实施例的模式三计算示意图。
图5为本发明实施例的模式四计算示意图。
图6为本发明实施例的区域综合能源系统结构示意图。
图7为本发明实施例计算结果之区域电力系统计算结果示意图。
图8为本发明实施例计算结果之区域热力系统计算结果示意图。
图9为本发明实施例计算结果之区域天然气系统计算结果示意图。
图10为本发明实施例计算结果之区域综合能源系统设备出力结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明做进一步说明。
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
如图1所示，本实施例提供了一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法，该方法建立在一个区域综合能源系统结构上，其包括区域电力系统、区域热力系统以及区域天然气系统；包括以下步骤：
步骤S1：确定区域电力系统参数、区域热力系统参数、区域天然气系统参数以及区域综合能源系统设备参数；
步骤S2：确定运行场景，其中运行场景由3位数确定，分别表示当前系统的CHP机组工作模式、区域电力系统并网情况、以及电转气设备存在情况；若CHP机组工作在以热定电模式下，则第一位数为1，若CHP机组工作在以电定热模式下，则第一位数为0；若区域电力系统并网，则第二位数为1，否则第二位数为0；若系统存在电转气设备，则第三位数为1，否则第三位数为0。
步骤S3：根据步骤得到的运行场景3位数，判断当前系统的运行模式：若运行场景三位数为1X0或010，则判定为模式1；若输入值为000，则判定为模式2；若输入值为1X1或011，则判定为模式3；若输入值为001，则判定为模式4；其中X为0或1；
步骤S4：根据不同的模式进行多能潮流计算。
其中，区域电力系统由大电网、热电联产(Combined Heat and Power，CHP)机组、燃气轮机式发电机等供电，区域热力系统由上级热网、CHP机组、热泵(Heat Pump，HP)等供热，区域天然气系统由天然气气源、电转气(Power to Gas，P2G)设备供气。区域综合能源系统通过电、热、气能源网络传输能量以满足用户及耗能设备的能源需求。
较佳的，步骤S1中，所述区域电力系统参数包括但不限于：符合MATPOWER标准的区域电力系统基准功率，母线参数，发电机参数，支路参数；所述区域热力系统参数包括但不限于：节点参数，包含节点编号、节点类型、热负荷、供水温度、回水温度、管道出口温度；热源参数，包含所在节点编号，设备ID，当前热出力，热出力上限，热出力下限，供水温度，运行状态，定压点压力；热力管道参数，包含管道编号、首端节点编号、末端节点编号、长度、直径、导热系数、粗糙度；外部环境温度Ta；所述区域天然气系统参数包括但不限于：天然气节点参数矩阵，包含节点编号、节点类型、天然气负荷、节点压强；天然气管道参数，包含管道编号、管道首节点、管道末节点、管道直径、管道长度、管道绝对粗糙度、效率因子；天然气参数，包含天然气平均温度、天然气平均可压缩因子、天然气比重；所述区域综合能源系统设备参数包括但不限于：CHP机组热电比、电转换效率，燃气轮机式发电机效率，P2G设备效率，HP效率。
较佳的，步骤S3运行模式的判断依据为：
1)CHP机组：CHP机组作为产能设备，有2种典型的运行模式：“以热定电”与“以电定热”。当CHP机组工作在以热定电模式下时，会根据热力负荷变化调节热输出功率，同时产出的电能只能被动补充电力需求；当热电联产机组工作在以电定热模式下时情况相反。在“以热定电”模式下，CHP机组在区域热力系统中为恒温节点，在区域电力系统中作为PV节点，此时，无论电力系统是否并网，区域电力系统潮流计算与区域热力系统流量计算均不会发生迭代；在“以电定热”模式下，CHP机组在区域热力系统中作为ΦTs节点，若此时区域电力系统不并网，且CHP机组为电力系统主源，则CHP机组在电力系统中作为PV平衡节点，会导致区域电力系统潮流计算与区域热力系统流量计算发生迭代耦合；若在“以电定热”模式下，区域电力系统并网，则此时电力系统平衡节点为并网节点，CHP机组在区域电力系统中作为PV节点，区域电力系统潮流计算与区域热力系统流量计算也不会发生迭代；
2)P2G设备：P2G设备在区域天然气系统作为气源存在，计算时为恒压节点，其出力需要根据天然气流量计算决定。由于电转气设备在区域电力系统中为负荷，在潮流计算中为PQ节点，其耗电功率的变动将引起区域电力系统潮流计算与区域天然气系统流量计算迭代耦合。
3)热泵、燃气轮机式发电机等综合能源设备虽然将不同能源系统相互耦合，但不会在多能潮流计算中使不同能源网络发生迭代。以热泵为例，根据热力系统流量计算可得出热泵出力及耗电量，但继续进行电力系统潮流计算后并不会导致其热出力发生变动，故不会导致电-热潮流间的迭代过程。
由此可知，当能源设备如电转气设备在能源网络中作为负荷或电网不并网下CHP机组作为产能设备工作在“以电定热”模式时，能源网络潮流计算或流量计算将参与迭代。
较佳的，步骤S3中四种运行模式所代表的区域综合能源运行场景为：
1)模式一：CHP机组工作在“以热定电”模式下，且天然气系统无电转气设备，或CHP机组工作在“以电定热”模式下，电力系统并网，且天然气系统无电转气设备；
2)模式二：CHP机组工作在“以电定热”模式下，电力系统不并网，天然气系统络无电转气设备；
3)模式三：CHP机组工作在“以热定电”模式下，且天然气系统存在电转气设备，或CHP机组工作在“以电定热”模式下，电力系统并网，且天然气系统存在电转气设备；
4)模式四：CHP机组工作在“以电定热”模式下，电力系统不并网，天然气系统存在电转气设备。
在本实施例中，步骤S4中，如图3所示，当系统的运行模式为模式一时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S411：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率；
步骤S412：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S413：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S414：根据热力系统流量计算、电力系统潮流计算的结果和综合能源系统设备模型计算设备的天然气输入功率；
步骤S415：进行天然气系统流量计算；
步骤S416：输出潮流及流量的分布结果。
在本实施例中，步骤S4中，当系统的运行模式为模式二时，如图4所示，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S421：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率Φ1；
步骤S422：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S423：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S424：根据电力系统电源节点的电输出功率计算热电联产机组的热输出功率Φ2，并计算ΔΦ＝Φ1-Φ2；
步骤S425：判断max|ΔΦ|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S426，否则返回步骤S421；
步骤S426：根据热力系统流量计算、电力系统潮流计算的结果和综合能源系统设备模型计算设备的天然气输入功率；
步骤S427：进行天然气系统流量计算；
步骤S428：输出潮流及流量的分布结果。
在本实施例中，步骤S4中，当系统的运行模式为模式三时，如图5所示，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S431：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率；
步骤S432：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率和天然气输入功率；
步骤S433：为电转气设备的电输入功率PP2G和电压缩机的电输入功率PCP赋初值；
步骤S434：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S435：根据电源节点的电输出功率及综合能源设备模型计算设备天然气的输入流量；
步骤S436：进行天然气系统的流量计算，得出气源节点的天然气输出流量；
步骤S437：根据气源节点的天然气输出流量及综合能源设备模型计算电转气设备和电压缩机的电输入功率PP2G、PCP；
步骤S438：判断max|max(ΔPP2G,ΔPCP)|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S439，否则返回步骤S434；其中，ΔPP2G、ΔPCP分别表示步骤S437中计算得到的电转气设备、电压缩机的电输入功率与上次迭代得到的电转气设备、电压缩机电输入功率的差值；
步骤S439：输出潮流及流量的分布结果。
在本实施例中，步骤S4中，当系统的运行模式为模式四时，如图6所示，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S441：为电转气设备的电输入功率PP2G和电压缩机的电输入功率PCP赋初值；
步骤S442：进行热力系统的流量计算，得出热源节点的热输出功率Φ1；
步骤S443：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S444：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S445：根据电力系统电源节点的电输出功率计算热电联产机组的热输出功率Φ2，并计算ΔΦ＝Φ1-Φ2；
步骤S446：判断max|ΔΦ|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S447，否则返回步骤S442；
步骤S447：根据热源节点、电源节点的电输出功率及综合能源设备模型计算设备天然气的输入流量；
步骤S448：进行天然气系统的流量计算，得出气源节点的天然气输入流量；
步骤S449：根据气源节点的天然气输出流量及综合能源设备模型计算电转气设备和电压缩机的电输入功率PP2G、PCP；
步骤S4410：判断max|max(ΔPP2G,ΔPCP)|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S4411，否则返回步骤S442；
步骤S4411：输出潮流及流量分布结果。
较佳的，本发明中综合能源系统潮流计算所用的各部分模型如下：
其中，区域电力系统三相交流潮流计算模型为：
Figure BDA0002009450080000081
式中，Vi为节点i的电压幅值；θij为节点i与节点j电压间的相角差，设节点i与节点j的电压相角分别为θi、θj，则有θij＝θi-θj；Gij、Bij分别为支路ij的电导和电纳；Pi s、Qi s分别为节点注入的有功功率和无功功率；PGi、QGi分别为节点i的发电机发出的有功功率和无功功率；PLi、QLi分别为节点i上负荷消耗的有功功率和无功功率；n为电网节点个数，m为PQ节点个数。
区域电力系统潮流计算采用成熟的商业软件MATPOWER求解。
其中，区域热力系统，由水力模型和热力模型共同组成。
热力网络水力模型描述了热力网络管道流量和管道压降的关系。热力网络的每个节点均满足基尔霍夫第一定律，即与该节点关联的所有管道流量代数和为0；同时每个闭合回路均满足基尔霍夫第二定律，即从闭合回路任一个节点出发，绕闭合环路一周压降之和为0。而对于任意管道，管道压降与管道阻力系数和管道流量有关。水力模型如下：
Figure BDA0002009450080000091
式中，ΑH为热力网络节点-管道关联矩阵；BH为阶热力网络支路-回路关联矩阵；mH为管道流量列向量；mH,q为节点注入流量列向量；hH为管道压降列向量；KH为管道阻力系数列向量。
热力网络热力模型用来描述管网热量传递，计算每个节点的供水温度Ts、出口温度To和回水温度Tr。通常热源节点的供水温度和负荷节点的出口温度是已知量。对于负荷节点，出口温度一般与供水温度有关，二者的温差由通过用户的热水流量和用户热负荷决定，如公式(3)一式；对于同一根管道，其始末节点温度关系可用公式(3)二式描述；对于任意节点，不同温度的热水混合后内能保持不变，如公式(3)三式：
Figure BDA0002009450080000092
式中，ΦH为用户负荷列向量，cp为热水比热容；mH,q为节点注入流量列向量；Tk,start、Tk,end分别为管道k始末节点温度，Tα为环境温度；λ为单位长度管道的总传热系数；Lk为管道k长度，mHk为通过管道k的流量；min为流入节点管道水流量，Tin为对应流入管道的混合前水温；mout流出节点的水流量；Tout为混合后节点水温。
令Ts′＝Ts-Tα，Tr′＝Tr-Tα，将热力模型的二式与三式合并为：
Figure BDA0002009450080000093
式中，Cs、Cr为供水管网和回水管网的系数矩阵，bs、br为供水管网和回水管网的解的列向量。
根据式(2)、(3)、(4)，可得牛顿法总量方程：
Figure BDA0002009450080000101
式中，AH1表示热力网络降阶节点-管道关联矩阵，p表示回路管道压降，
Figure BDA0002009450080000102
为负荷节点的用户负荷列向量，Ts′,load、Tr′,load分别为用户节点在供水管道和回水管道中的温度，待求向量
Figure BDA0002009450080000103
根据式(5)可对区域热力系统应用牛顿法进行求解。
区域天然气系统中每个节点均满足基尔霍夫第一定律，即与该节点关联的所有管道流量代数和为0：
AGQG＝LG (6)
式中，AG为天然气管网节点-支路关联矩阵；LG为节点负荷列向量；QG为管道流量列向量。
区域天然气系统一般为中低压管网，无加压站及压缩机，其管道压降与流量满足Renouard公式：
Figure BDA0002009450080000104
式中，Qk为管道k的流量；Dk、Lk分别为管道k的内径和长度；S为天然气的相对密度；ΔPk为管道k的压降，p1、p2分别为管道k始末节点的压力，Kk表示管道k阻力系数。
由(6)、(7)可知，天然气管道流量QG是管道压降ΔPG的函数。在已知各节点压力ΔPG的情况下，管道压降可由公式(8)计算得出：
Figure BDA0002009450080000105
将式(8)化为QG＝f(ΔPG)的形式，可得牛顿法总量方程：
Figure BDA0002009450080000111
式中，AG1表示天然气管网节点-支路关联降阶矩阵；
根据式(9)可对区域天然气系统应用牛顿法进行求解。
燃气轮机(GasTurbine,GT)通常作为发电机、压缩机、热电联产机组等设备的原动机。当燃气轮机的燃料为天然气时，燃气轮机作为原动机的输出功率与消耗燃气流量之间的关系可以用下式描述：
Qfuel＝C1+C2N+C3N2 (10)
式中，N为原动机输出功率，Qfuel为消耗的燃气单位时间内流量，C1、C2、C3为燃气轮机的燃料率系数，根据不同燃气轮机的特征而定。简单起见，令C1＝C3＝0。
当忽略燃气轮机其他损耗、燃气轮机所在设备站的自身用气损耗时，假设消耗燃气所做的功全部用来驱动燃气轮机，则公式(9)可以简化为：
Figure BDA0002009450080000112
式中，qfuel为燃料燃烧热值，ηGT为燃气轮机的效率。
燃气轮机式发电机利用燃气轮机驱动，设其发电功率为PGT，PGT与原动机输出功率N之间满足：
PGT＝ηgenN (12)
式中，ηgen为发电机的发电效率。
背压式CHP机组模型为：
Figure BDA0002009450080000113
式中，HCHP、PCHP分别为CHP机组的热输出功率和电输出功率；αCHP、ηCHP分别为CHP机组的热电比和电转换效率；vgas,CHP为CHP机组消耗的天然气流量；qgas为天然气热值。
电转气设备(Power to Gas,P2G)的一般模型如下：
Figure BDA0002009450080000121
式中，PP2G为电转气装置安装容量，ηP2G为电转气装置效率，QP2G为电转气设备输入到天然气网络的单位时间内甲烷流量。
热泵的一般模型如下：
HHP＝COPHPPHP (15)
式中，HHP为热泵的热输出功率；COPHP为热泵的热转换效率，PHP表示热泵的电输入功率。
特别的，如图2所示，本实施例选取一个含32节点的区域热力系统、9节点的区域电力系统及36节点的区域天然气系统的区域综合能源系统，其结构如图2所示。为了更好的说明三个能源系统的相互作用关系，本算例中区域热力系统为孤岛模式，即区域热力系统不与上级电网及上级热网相连，由区域电力系统及区域天然气系统供给能源；区域天然气系统通过节点33、36与上级气网相连。系统中共有三处综合能源站，能源站1、能源站3安装有燃气发电机(Gas Turbine,GT)及HP，能源站3安装有背压式CHP机组。能源站1分别对应电力节点2、热力节点31、天然气节点34，能源站2分别对应电力节点7、热力节点1、天然气节点32，能源站3分别对应电力节点8、热力节点32、天然气节点14。模式三、模式四下，在区域综合能源系统中增加电转气设备，分别对应电力节点6、天然气节点21。
针对上述系统，本实施例的方法具体为以下步骤：
第一步：输入数据：
1)区域电力系统参数：区域电力系统基准功率为1MVA，基准电压为11kV，母线参数、发电机参数、支路参数如表1所示；
表1(a)区域电力系统母线参数表
Figure BDA0002009450080000122
Figure BDA0002009450080000131
表1(b)区域电力系统发电机参数表
Figure BDA0002009450080000132
表1(c)区域电力系统支路参数表
Figure BDA0002009450080000133
2)区域热力系统参数：节点参数、热源参数、热力管道参数见表2，外部环境温度为10℃；
表2(a)区域热力系统节点参数表
Figure BDA0002009450080000134
Figure BDA0002009450080000141
表2(b)区域热力系统热源参数表
Figure BDA0002009450080000142
表2(c)区域热力系统管道参数表
Figure BDA0002009450080000143
Figure BDA0002009450080000151
3)区域天然气系统参数：天然气节点参数、天然气管道参数、天然气参数见表3；
表3(a)区域天然气系统节点参数表
Figure BDA0002009450080000152
Figure BDA0002009450080000161
表3(b)区域天然气系统管道参数表
Figure BDA0002009450080000162
Figure BDA0002009450080000171
表3(c)区域天然气系统天然气参数表
Figure BDA0002009450080000172
4)区域综合能源系统设备参数：背压式CHP机组热电比为1/0.79，效率为35％；燃气轮机式发电机总效率为35％；电转气设备效率为64％；热泵热转换效率为3。
在模式一下及模式三下，能源站1为电力系统平衡节点，其余能源站为PV节点；在模式二下及模式四下，能源站2为电力系统平衡节点，其余能源站为PV节点。在四种模式下，能源站3均为热力系统平衡节点，其余能源站为ΦTs节点。在四种模式中，天然气节点36均为天然气系统平衡节点；在模式三、模式四中，天然气节点21为天然气系统恒压节点；其余节点为负荷节点。
第二步：输入运行场景：输入当前系统的CHP机组工作模式、区域电力系统并网情况、电转气设备存在情况。若CHP机组工作在“以热定电”模式下，则输入1，工作在“以电定热”模式下，输入0；若区域电力系统并网，则输入1，否则输入0；若系统存在电转气设备，则输入1，否则输入0。
第三步：判断运行模式：根据步骤2的输入值，判断当前系统运行模式。若输入值为1X0或010，则判定为模式1；若输入值为000，则判定为模式2；若输入值为1X1或011，则判定为模式3；若输入值为001，则判定为模式4。
第四步：多能潮流计算。
四种模式的迭代次数及计算时间如表4所示，四种模式下的区域综合能源系统多能潮流计算结果如图7至图10所示，四种模式下区域电力系统、区域热力系统总出力及网损见表5。
表4 四种模式的迭代次数及计算时间
Figure BDA0002009450080000173
表5 四种模式下区域电力系统、区域热力系统总出力
Figure BDA0002009450080000174
Figure BDA0002009450080000181
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非是对本发明作其它形式的限制，任何熟悉本专业的技术人员可能利用上述揭示的技术内容加以变更或改型为等同变化的等效实施例。但是凡是未脱离本发明技术方案内容,依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。

Claims (1)

1.一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法，其特征在于：该方法建立在一个区域综合能源系统结构上，其包括区域电力系统、区域热力系统以及区域天然气系统；包括以下步骤：
步骤S1：确定区域电力系统参数、区域热力系统参数、区域天然气系统参数以及区域综合能源系统设备参数；
步骤S2：确定运行场景，其中运行场景由3位数确定，分别表示当前系统的CHP机组工作模式、区域电力系统并网情况、以及电转气设备存在情况；若CHP机组工作在以热定电模式下，则第一位数为1，若CHP机组工作在以电定热模式下，则第一位数为0；若区域电力系统并网，则第二位数为1，否则第二位数为0；若系统存在电转气设备，则第三位数为1，否则第三位数为0；
步骤S3：根据步骤得到的运行场景3位数，判断当前系统的运行模式：若运行场景三位数为1X0或010，则判定为模式1；若输入值为000，则判定为模式2；若输入值为1X1或011，则判定为模式3；若输入值为001，则判定为模式4；其中X为0或1；
步骤S4：根据不同的模式进行多能潮流计算；
步骤S4中，当系统的运行模式为模式一时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S411：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率；
步骤S412：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S413：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S414：根据热力系统流量计算、电力系统潮流计算的结果和综合能源系统设备模型计算设备的天然气输入功率；
步骤S415：进行天然气系统流量计算；
步骤S416：输出潮流及流量的分布结果；
步骤S4中，当系统的运行模式为模式二时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S421：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率Φ1；
步骤S422：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S423：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S424：根据电力系统电源节点的电输出功率计算热电联产机组的热输出功率Φ2，并计算ΔΦ＝Φ1-Φ2；
步骤S425：判断max|ΔΦ|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S426，否则返回步骤S421；
步骤S426：根据热力系统流量计算、电力系统潮流计算的结果和综合能源系统设备模型计算设备的天然气输入功率；
步骤S427：进行天然气系统流量计算；
步骤S428：输出潮流及流量的分布结果；
步骤S4中，当系统的运行模式为模式三时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S431：进行热力系统流量计算，得出热源节点的热输出功率；
步骤S432：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率和天然气输入功率；
步骤S433：为电转气设备的电输入功率PP2G和电压缩机的电输入功率PCP赋初值；
步骤S434：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S435：根据电源节点的电输出功率及综合能源设备模型计算设备天然气的输入流量；
步骤S436：进行天然气系统的流量计算，得出气源节点的天然气输出流量；
步骤S437：根据气源节点的天然气输出流量及综合能源设备模型计算电转气设备和电压缩机的电输入功率PP2G、PCP；
步骤S438：判断max|max(ΔPP2G,ΔPCP)|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S439，否则返回步骤S434；其中，ΔPP2G、ΔPCP分别表示步骤S437中计算得到的电转气设备、电压缩机的电输入功率与上次迭代得到的电转气设备、电压缩机电输入功率的差值；
步骤S439：输出潮流及流量的分布结果；
步骤S4中，当系统的运行模式为模式四时，多能潮流计算流程包括以下步骤：
步骤S441：为电转气设备的电输入功率PP2G和电压缩机的电输入功率PCP赋初值；
步骤S442：进行热力系统的流量计算，得出热源节点的热输出功率Φ1；
步骤S443：根据热源节点的热输出功率和综合能源系统设备模型计算设备的电输入功率；
步骤S444：进行电力系统潮流计算，得出电源节点的电输出功率；
步骤S445：根据电力系统电源节点的电输出功率计算热电联产机组的热输出功率Φ2，并计算ΔΦ＝Φ1-Φ2；
步骤S446：判断max|ΔΦ|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S447，否则返回步骤S442；
步骤S447：根据热源节点、电源节点的电输出功率及综合能源设备模型计算设备天然气的输入流量；
步骤S448：进行天然气系统的流量计算，得出气源节点的天然气输入流量；
步骤S449：根据气源节点的天然气输出流量及综合能源设备模型计算电转气设备和电压缩机的电输入功率PP2G、PCP；
步骤S4410：判断max|max(ΔPP2G,ΔPCP)|是否小于预设值ε，若是，则进入步骤S4411，否则返回步骤S442；
步骤S4411：输出潮流及流量分布结果。
CN201910240333.4A 2019-03-28 2019-03-28 一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法 Active CN109888790B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910240333.4A CN109888790B (zh) 2019-03-28 2019-03-28 一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910240333.4A CN109888790B (zh) 2019-03-28 2019-03-28 一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109888790A CN109888790A (zh) 2019-06-14
CN109888790B true CN109888790B (zh) 2022-07-05

Family

ID=66934787

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910240333.4A Active CN109888790B (zh) 2019-03-28 2019-03-28 一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN109888790B (zh)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107808218A (zh) * 2017-10-25 2018-03-16 国网天津市电力公司 基于热电比调节的城市能源互联网潮流计算方法
CN108960503A (zh) * 2018-07-02 2018-12-07 河海大学 基于内点法的综合能源系统多场景优化分析方法
CN109255550A (zh) * 2018-09-30 2019-01-22 东北电力大学 一种综合能源系统的n-1静态安全分析方法
CN109347095A (zh) * 2018-10-29 2019-02-15 国网山东省电力公司枣庄供电公司 考虑多能互补特性的主动配电网分层分布式协调控制器

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2991440B1 (fr) * 2012-06-04 2014-06-27 Mobile Comfort Holding Procede de regulation d'une installation comprenant des appareils de cogeneration et des systemes thermodynamiques destines a la climatisation et/ou au chauffage

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107808218A (zh) * 2017-10-25 2018-03-16 国网天津市电力公司 基于热电比调节的城市能源互联网潮流计算方法
CN108960503A (zh) * 2018-07-02 2018-12-07 河海大学 基于内点法的综合能源系统多场景优化分析方法
CN109255550A (zh) * 2018-09-30 2019-01-22 东北电力大学 一种综合能源系统的n-1静态安全分析方法
CN109347095A (zh) * 2018-10-29 2019-02-15 国网山东省电力公司枣庄供电公司 考虑多能互补特性的主动配电网分层分布式协调控制器

Also Published As

Publication number Publication date
CN109888790A (zh) 2019-06-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Massrur et al. Fast decomposed energy flow in large-scale integrated electricity–gas–heat energy systems
CN108717594A (zh) 一种冷热电联供型多微网系统经济优化调度方法
CN107358345B (zh) 计及需求侧管理的分布式冷热电联供系统优化运行方法
CN110188492B (zh) 一种考虑热网特性的冷热电联供微网优化调度方法
Wu et al. Optimal bidding and scheduling of AA-CAES based energy hub considering cascaded consumption of heat
CN110502791B (zh) 基于能源集线器的综合能源系统稳态建模方法
Rigo-Mariani et al. A combined cycle gas turbine model for heat and power dispatch subject to grid constraints
Tian et al. Study on heat and power decoupling for CCHP system: Methodology and case study
CN110535128A (zh) 基于用能舒适度的多区域综合能源系统协同调度方法
CN109888790B (zh) 一种不同运行模式下的区域综合能源系统多能潮流计算方法
Man et al. State estimation for integrated energy system containing electricity, heat and gas
CN111310310B (zh) 一种用于量调节的热力系统静态潮流快速解耦计算方法
CN117391249A (zh) 一种电气互联综合能源系统凸优化方法
CN111724026A (zh) 一种多能源网络与配水网耦合运行的优化方法
CN110716429A (zh) 冷热电联供系统的控制方法、装置、计算机及存储介质
CN110737993A (zh) 计及负荷不确定性的多能互补系统运行边界分析方法
CN110516863A (zh) 一种冷热电联供型多微网主动配电系统双层优化方法
Ju et al. An improved power flow method to cope with non-smooth constraints of integrated energy systems
CN111769603B (zh) 一种基于电-气耦合系统安全裕度的机组优化调度方法
CN114936440A (zh) 多时间尺度下多能源耦合系统联立潮流仿真方法和系统
Hu et al. Multi-Energy Flow Calculation Model and Solution Method for Regional Integrated Energy System
Zhang et al. A unified energy flow analysis in integrated electricity and natural gas systems considering state variables of energy hub
Moghaddam et al. A multi-slack optimization model for scheduling energy hubs in smart Grids
CN115906411B (zh) 考虑全动态的电热综合能源系统最优能流建模方法及系统
Siyun et al. Dynamic modeling and simulation of the large-scale regional integrated electricity and natural gas system

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant