CN109919399B - 一种综合能源系统日前经济调度方法及系统 - Google Patents

一种综合能源系统日前经济调度方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种综合能源系统日前经济调度方法及系统，首先进行综合能源系统的风电、光伏发电、电负荷和热负荷预测得到日前预测曲线，即预测结果；根据预测结果，计算综合能源系统的优化目标与约束条件，从而执行日前优化，得出综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令。本发明提高了运行灵活性与可再生能源消纳能力。

Description

一种综合能源系统日前经济调度方法及系统
技术领域
本发明涉及一种综合能源系统日前经济调度方法及系统，属于新能源发电机组技术领域。
背景技术
随着新能源技术的发展，可再生能源的渗透率不断提高以及负荷需求的不断提升，用户对能源网可靠性和灵活性需求与日俱增。风电、光伏等可再生能源发电具有高度不确定性与间歇性，弃风、弃光等问题日益突出。
尽管分布式发电及冷热电联产等技术得到了广泛的推广，然而也存在诸多问题，如单机接入电网成本高及控制困难等问题。为了更好地解决分布式电源与电网之间的问题和矛盾，充分发挥其特点和优势，进一步提升电力系统的运行性能。目前全球众多能源和电力领域的专家一致认为将CHP与分布式发电相结合是一种节省成本、降低能耗、提高配电网灵活性的重要技术。
电网可依靠燃气发电机组实现天然气系统能量的注入，但是天然气系统无法消纳电力系统中过剩的可再生能源。为了提高电力系统的消纳能力，近年来出现了新型大规模储能技术——电转气技术。通过电转气技术可以将电力系统弃风、弃光转为人造甲烷，缓解了新能源装机容量不断扩大而引起的各种问题。根据电转气厂站的工作机制可知，在其运行过程中还可以实现二氧化碳的回收利用，直接减少了环境中二氧化碳含量，有良好的环境效益。
综合能源系统将电网、热力系统及天然气系统等综合考虑，以各系统的稳态分析为基础，突破了电力系统、热力系统及天然气系统在内的多种能源系统内部独立运营、单独规划的模式，综合分析多种能源系统运行过程中的相互作用。实现能源协同优化、多能源系统联合调度，增强能量转换及交互能力。同时可将多余的电能转换成其它形式的能量，实现能量的多级利用，提高了可再生能源利用率。
发明内容
本发明技术解决问题：克服现有技术的不足，提供一种综合能源系统日前经济调度方法及系统，提高了运行灵活性与可再生能源消纳能力。
本发明技术解决方案：
一种综合能源系统日前经济调度方法，包括以下步骤：
第一步，进行综合能源系统的风电、光伏发电、电负荷和热负荷预测得到日前预测曲线，即预测结果；
第二步，根据第一步的预测结果，计算综合能源系统的优化目标与约束条件，从而执行日前优化，得出综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令。
所述第一步具体实现如下：通过短期预测方法对风力发电、光伏发电、电负荷和热负荷进行日前预测；所述短期预测方法包括：神经网络方法、小波分析方法或时间序列方法。
所述第二步中，计算综合能源系统的优化目标具体实现如下：
(21)计算综合能源系统购气总费用；
(22)计算综合能源系统向外部电网的购电费用；
(23)计算电池储能系统的运行费用；
(24)计算P2G设备的运行费用；
(25)综合步骤(21)-(24)，计算总体运行费用；
(26)执行日前优化计算，得到总体运行费用最小的优化调度目标，优化调度目标为综合能源系统的总体运行费用最小。
所述综合能源系统的总体运行费用最小如下：
Figure BDA0002027274890000021
其中：Nt表示时段个数，CG(t)表示购气费用，购气费用包括CHP能源站的运行费用和燃气锅炉运行费用之和，CGrid(t)表示向外部电网的购电费用，CS(t)表示阶梯利用电池储能系统的运行费用,CP2G(t)表示P2G设备的运行费用；
(1)购气费用表示为：
Figure BDA0002027274890000022
其中NE表示CHP能源站的数量，Cgas表示燃料费用系数，PE,t表示第E台能源站在t时刻的出力功率，CSU表示CHP能源站的启动费用系数，vE,t表示第E台能源站在t时刻CHP能源站的运行状态的0,1变量，运行时取1，停运时取0，Nh表示燃气锅炉的数量，Hb,t表示燃气锅炉的出力功率，Δt表示调度时段间隔。
(2)向外部电网的购电费用表示为：
CGrid,t＝λGrid,tPGrid,tΔt
其中CGrid,t表示向外部电网购电的费用，λGrid,t表示外部电价，PGrid,t表示t时刻向外部电网的交互功率大小。
(3)电池储能系统的运行费用表示为：
电池储能系统的运行费用包括消耗电能费用和维护费用两部分，消耗电能费用已经计入(2)向外部电网的购电费用中，维护费用计算如下：
Figure BDA0002027274890000031
其中CS表示阶梯利用电池储能系统的充放电费用，CS,fix表示阶梯利用电池的单次充放电费用，uc S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的充电运行变量,NS表示阶梯利用电池储能系统的总数。
(4)P2G设备的运行费用表示为：
CP2G＝λGrid,tPP2G,tΔt+αCMPNG,tΔt
其中λGrid,t表示外部电价，PP2G,t表示t时刻消耗的电功率，α为生成单位燃气所需CO2系数，CM表示CO2价格系数，PNG,t表示生成的燃气功率。
PP2G,t与PNG,t之间存在如下关系：PP2G,t＝ηegPNG,t，式中ηeg为P2G效率。
所述计算的约束目标如下：
(1)CHP能源站满足如下约束
①CHP能源站的功率大小约束
Figure BDA0002027274890000032
其中PE,t表示CHP能源站t时刻的出力功率，uE,t表示t时刻CHP能源站运行的0,1变量，Pmax E、Pmin E分别表示CHP能源站的最大出力和最小出力；
②CHP能源站的爬坡功率约束
Figure BDA0002027274890000033
其中PE,t表示CHP能源站t时刻的出力功率,Rmin E、Rmax E分别表示CHP能源站的爬坡速率上限和下限，Δt表示调度时段间隔；
③启停状态约束
Figure BDA0002027274890000041
定义了启停变量和运行变量的联系，其中uE,t、suE,t、sdE,t分别表示CHP能源站在t时刻的运行变量、启动变量、停止变量；uE,t-1为能源站在t-1时刻的运行变量。
④最小运行持续时间约束
Figure BDA0002027274890000042
其中，
Figure BDA0002027274890000043
表示能源站的最小运行时间。
⑤最小停机时间约束
Figure BDA0002027274890000044
其中，
Figure BDA0002027274890000045
表示能源站的最小停机时间。
(2)电池储能系统满足如下约束
①充放电功率大小约束：
Figure BDA0002027274890000046
其中PS,t表示电池储能系统在t时刻的充放电功率，PS,t>0时表示电池储能系统是充电状态，PS,t<0表示电池储能系统是放电状态，Pdmax S表示电池储能系统的最大放电功率，ud S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的放电运行变量，Pcmax S表示电池储能系统的最大充电功率,uc S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的充电运行变量；
②充放电状态约束
ud S,t+uc S,t≤1
表示t时刻状态仅能为充电或放电；
③爬坡速率约束：
Figure BDA0002027274890000047
其中Pes,t表示电池储能系统在t时刻的充放电功率，Rmax es、Rmin es分别表示电池储能系统的爬坡速率上限和下限，Δt表示调度时段间隔。
④起始功率平衡约束
SOC(0)＝SOC(N)
SOC(0)表示SOC的初始容量，SOC(N)表示最后时段的SOC容量；
⑤迭代功率平衡约束
SOCS,t＝ηSSOCS,t-1+PS,t·Δt
其中，ηS表示阶梯利用电池储能系统的效率；
⑥
Figure BDA0002027274890000051
其中SOCes,t表示t时刻SOC容量，SOCmax es、SOCmin es表示SOC的最大容量和最小容量；
(3)P2G设备满足如下出力约束
Figure BDA0002027274890000052
其中：
Figure BDA0002027274890000053
为P2G运行功率上限；
(4)燃气锅炉满足如下约束
Figure BDA0002027274890000054
其中：
Figure BDA0002027274890000055
和
Figure BDA0002027274890000056
分别为燃气锅炉出力下限和上限。
(5)综合能源系统的电力系统中每个节点上的电源和负荷均满足对应节点的功率平衡和电压约束：
Figure BDA0002027274890000057
其中Ps k,t、Qs k,t、Vk(t)分别表示t时刻第k个节点的有功功率、无功功率、节点电压，Vj(t)分别表示t时刻第j个节点的节点电压，gkj、bkj分别表示节点k与节点j之间支路的导纳矩阵对应元素的实部和虚部，n(k)表示与j节点相连接的节点集合，θkj(t)表示t时刻第k个节点和第j个节点之间的相角差，PGrid,k,t、PE,k,t、PS,k,t、PL,k,t分别表示表示t时刻第k个节点上的购电功率、CHP能源站、电池储能系统、负荷的有功功率，QE,k,t、QS,k,t、QL,k,t分别表示表示t时刻第k个节点上的CHP能源站、电池储能系统、负荷的无功功率，Vmax、Vmin表示节点电压上限(取1.05)和下限(取0.95)；
(6)综合能源系统中燃气网络满足如下约束
①燃气网络中节点平衡约束
对于每一个节点i，需满足流入量等于流出量，即：
Figure BDA0002027274890000061
②燃气网络中气源输出限制
Figure BDA0002027274890000062
Figure BDA0002027274890000063
其中：
Qgs,t为t时刻燃气管道流量
Figure BDA0002027274890000064
为燃气管道流量下限
Figure BDA0002027274890000065
为燃气管道流量上限
Pgs,t为t时刻燃气管道压力
Figure BDA0002027274890000066
为燃气管道压力下限
Figure BDA0002027274890000067
为燃气管道压力上限
(7)热网需满足热功率平衡条件：
Hchp,t+Hgs,t＝Hld,t+He,t
其中：
Hchp,t为t时段CHP能源站输出的热功率
Hgs,t为t时段燃气锅炉输出的热功率
Hld,t为t时段用户热负荷
He,t为t时段热功率损耗。
本发明的一种综合能源系统日前经济调度系统，包括：预测单元、优化目标与约束条件单元；
预测单元：进行综合能源系统的风电、光伏发电、电负荷和热负荷预测得到日前预测曲线，即预测结果；通过短期预测方法对风力发电、光伏发电、电负荷和热负荷进行日前预测；
优化目标与约束条件单元，根据预测单元的预测结果，计算综合能源系统的优化目标与约束条件，从而执行日前优化，得出综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令；所棕优化目标包括计算CHP能源站的运行费用、综合能源系统向外部电网购电的费用、电池储能系统的运行费用、P2G设备的运行费用；然后综合上述4个费用，得到总体运行费用，执行日前优化计算，得到总体运行费用最小的优化调度目标。
本发明与现有技术相比的优点在于：
(1)本发明通过风电、光伏发电、电负荷和热负荷预测得到日前预测曲线，再基于预测结果计算综合能源系统的优化目标与约束条件，从而执行日前优化，得出综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令，提高了运行灵活性与可再生能源消纳能力。
(2)本发明考虑了电储能充放电约束、输出功率爬坡速率约束、储能容量约束、首末时段SOC约束；CHP能源站的启停约束等多个约束条件，同时考虑了电网、气网、热网的潮流约束，并将其作为约束条件参与优化计算，得到满足电/气/热网络与各种设备运行限制的最优解。
(3)本发明综合考虑日前电价曲线、燃气价格、新能源发电功率预测数据以及热、电负荷预测数据，通过混合整数优化的方法，以总用能成本最小为目标进行优化求解，得到日内每一时段CHP能源站的出力、储能充放电指令、燃气锅炉出力以及P2G运行曲线，从而指导综合能源系统日内运行，解决了弃风、弃光的问题，从而提高了综合能源系统总体经济效益。
附图说明
图1为综合能源系统结构示意图；
图2为本发明方法实现流程图；
图3为日前经济调度算法输入输出示意图。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明进行详细说明。
如图1所示，综合能源系统中可以包含风电、光伏发电等可再生能源发电设备；电池储能设备、储气设备等能量存储设备；CHP能源站、燃气锅炉、P2G等能量转换设备以及电负荷、热负荷，这些设备通过电网、燃气网络以及热网相互连接构成。
如图3所示，为日前经济调度算法输入输出示意图。由图3中可见，输入数据包括日前电价曲线、电网运行信息、燃气价格、天气数据等，以及历史运行数据。经过短期预测算法、混合整数优化算法进行计算，最终得到输出结果，即：综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令。
如图2所示，本发明方法步骤如下：
第一步，进行综合能源系统的风电、光伏发电、电负荷和热负荷预测得到日前预测曲线，即预测结果；
通过短期预测方法对风力发电、光伏发电、电负荷和热负荷进行日前预测；所述短期预测方法包括：神经网络方法、小波分析方法、时间序列方法。
第二步，根据第一步的预测结果，计算综合能源系统的优化目标与约束条件，从而执行日前优化，得出综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令。
计算综合能源系统的优化目标具体实现如下：
(21)计算综合能源系统购气总费用
(1)购气费用表示为：
Figure BDA0002027274890000081
其中NE表示能源站的数量，Cgas表示燃料费用系数，PE,t表示第E台能源站在t时刻的出力功率，Csu表示CHP能源站的启动费用系数，vE,t表示第E台能源站在t时刻CHP能源站的运行状态的0,1变量，运行时取1，停运时取0，Nh表示燃气锅炉的数量，Hb,t表示燃气锅炉的出力功率，Δt表示调度时段间隔。
(22)计算综合能源系统向外部电网购电的费用；
CGrid,t＝λGrid,tPGrid,tΔt
其中CGrid,t表示向外部电网的购电费用，λGrid,t表示外部电价，PGrid,t表示t时刻向外部电网的交互功率大小。
(23)计算电池储能系统的运行费用
电池储能系统的运行费用包括：消耗电能费用和维护费用两部分，消耗电能费用已经计入向外部电网购电的费用中，维护费用计算如下：
Figure BDA0002027274890000082
其中CS表示阶梯利用电池储能系统的充放电费用，CS,fix表示阶梯利用电池储能系统的单次充放电费用，uc S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的充电运行变量,NS表示阶梯利用电池储能系统的总数。
(24)计算P2G设备的运行费用
CP2G＝λGrid,tPP2G,tΔt+αCMPNG,tΔt
其中λGrid,t表示外部电价，PP2G,t表示t时刻消耗的电功率，α为生成单位燃气所需CO2系数，CM表示CO2价格系数，PNG,t表示生成的燃气功率。
PP2G,t与PNG,t之间存在如下关系：PP2G,t＝ηegPNG,t，式中ηeg为P2G效率。
(25)计算综合能源系统的总体运行费用最小如下：
Figure BDA0002027274890000091
(26)执行日前优化计算，得到总体运行费用最小的优化调度目标，优化调度目标为综合能源系统的总体运行费用最小。
计算的约束目标如下：
(1)CHP能源站满足如下约束
①CHP能源站的功率大小约束
Figure BDA0002027274890000092
其中PE,t表示CHP能源站t时刻的出力功率，uE,t表示t时刻CHP能源站运行的0,1变量，Pmax E、Pmin E分别表示CHP能源站的最大出力和最小出力；
②CHP能源站的爬坡功率约束
Figure BDA0002027274890000093
其中PE,t表示CHP能源站t时刻的出力功率,Rmin E、Rmax E分别表示CHP能源站的爬坡速率上限和下限，Δt表示调度时段间隔；
③启停状态约束
Figure BDA0002027274890000094
定义了启停变量和运行变量的联系，其中uE,t、suE,t、sdE,t分别表示CHP能源站在t时刻的运行变量、启动变量、停止变量；uE,t-1为能源站在t-1时刻的运行变量。
④最小运行持续时间约束
Figure BDA0002027274890000095
其中，
Figure BDA0002027274890000096
表示能源站的最小运行时间。
⑤最小停机时间约束
Figure BDA0002027274890000101
其中，
Figure BDA0002027274890000102
表示能源站的最小停机时间。
(2)电池储能系统满足如下约束
①充放电功率大小约束：
Figure BDA0002027274890000103
其中PS,t表示电池储能系统在t时刻的充放电功率，PS,t>0时表示电池储能系统是充电状态，PS,t<0表示电池储能系统是放电状态，Pdmax S表示电池储能系统的最大放电功率，ud S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的放电运行变量，Pcmax S表示电池储能系统的最大充电功率,uc S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的充电运行变量；
②充放电状态约束
ud S,t+uc S,t≤1
表示t时刻状态仅能为充电或放电；
③爬坡速率约束：
Figure BDA0002027274890000104
其中Pes,t表示电池储能系统在t时刻的充放电功率，Rmax es、Rmin es分别表示电池储能系统的爬坡速率上限和下限，Δt表示调度时段间隔。
④起始功率平衡约束
SOC(0)＝SOC(N)
SOC(0)表示SOC的初始容量，SOC(N)表示最后时段的SOC容量；
⑤迭代功率平衡约束
SOCS,t＝ηSSOCS,t-1+PS,t·Δt
其中，ηS表示阶梯利用电池储能系统的效率；
⑥
Figure BDA0002027274890000105
其中SOCes,t表示t时刻SOC容量，SOCmax es、SOCmin es表示SOC的最大容量和最小容量；
(3)P2G设备满足如下出力约束
Figure BDA0002027274890000111
其中：
Figure BDA0002027274890000112
为P2G运行功率上限；
(4)燃气锅炉满足如下约束
Figure BDA0002027274890000113
其中：
Figure BDA0002027274890000114
和
Figure BDA0002027274890000115
分别为燃气锅炉出力下限和上限。
(5)综合能源系统的电力系统中每个节点上的电源和负荷均满足对应节点的功率平衡和电压约束：
Figure BDA0002027274890000116
其中Ps k,t、Qs k,t、Vk(t)分别表示t时刻第k个节点的有功功率、无功功率、节点电压，Vj(t)分别表示t时刻第j个节点的节点电压，gkj、bkj分别表示节点k与节点j之间支路的导纳矩阵对应元素的实部和虚部，n(k)表示与j节点相连接的节点集合，θkj(t)表示t时刻第k个节点和第j个节点之间的相角差，PGrid,k,t、PE,k,t、PS,k,t、PL,k,t分别表示表示t时刻第k个节点上的购电功率、CHP能源站、电池储能系统、负荷的有功功率，QE,k,t、QS,k,t、QL,k,t分别表示表示t时刻第k个节点上的CHP能源站、电池储能系统、负荷的无功功率，Vmax、Vmin表示节点电压上限(取1.05)和下限(取0.95)；
(6)综合能源系统中燃气网络满足如下约束
①燃气网络中节点平衡约束
对于每一个节点i，需满足流入量等于流出量，即：
Figure BDA0002027274890000117
②燃气网络中气源输出限制
Figure BDA0002027274890000118
Figure BDA0002027274890000119
其中：
Qgs,t为t时刻燃气管道流量
Figure BDA0002027274890000121
为燃气管道流量下限
Figure BDA0002027274890000122
为燃气管道流量上限
Pgs,t为t时刻燃气管道压力
Figure BDA0002027274890000123
为燃气管道压力下限
Figure BDA0002027274890000124
为燃气管道压力上限
(7)热网需满足热功率平衡条件：
Hchp,t+Hgs,t＝Hld,t+He,t
其中：
Hchp,t为t时段CHP能源站输出的热功率
Hgs,t为t时段燃气锅炉输出的热功率
Hld,t为t时段用户热负荷
He,t为t时段热功率损耗
通过实验仿真系统对本发明方法进行了测试。测试中优化算法采用Matlab与CPLEX混合整数求解器结合的方法进行。与其他综合能源系统经济调度方法相比，本发明考虑了电网、气网、热网的潮流约束，同时也考虑了能源站的启动费用，考虑能源站启停时间的约束；增加了P2G电转气设备和储气设备，使得P2G设备与电池储能通过优化算法输出结果有效配合，消纳多余可再生能源。经过反复实验表明本发明方法能够在保证电网热网气网安全稳定运行约束的条件下，充分消纳可再生能源发电，解决了弃风、弃光等问题，提高了综合能源系统运行经济性。
以上虽然描述了本发明的具体实施方法，但是本领域的技术人员应当理解，这些仅是举例说明，在不背离本发明原理和实现的前提下，可以对这些实施方案做出多种变更或修改，因此，本发明的保护范围由所附权利要求书限定。

Claims (6)

1.一种综合能源系统日前经济调度方法，其特征在于，通过风电、光伏发电、电负荷和热负荷预测得到日前预测曲线，再基于预测结果计算综合能源系统的优化目标与约束条件，从而执行日前优化，得出综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令，提高了运行灵活性与可再生能源消纳能力；
具体包括以下步骤：
第一步，进行综合能源系统的风电、光伏发电、电负荷和热负荷日前预测，得到日前预测曲线，即预测结果；
第二步，根据第一步的预测结果，计算综合能源系统的优化目标与约束条件，从而执行日前优化，得出综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令；
所述约束目标如下：
(1)CHP能源站满足如下约束
①CHP能源站的功率大小约束
Figure FDA0002970265460000011
其中PE,t表示CHP能源站t时刻的出力功率，uE,t表示t时刻CHP能源站运行的0,1变量，Pmax E、Pmin E分别表示CHP能源站的最大出力和最小出力；
②CHP能源站的爬坡功率约束
Figure FDA0002970265460000012
其中PE,t表示CHP能源站t时刻的出力功率,Rmin E、Rmax E分别表示CHP能源站的爬坡速率上限和下限，Δt表示调度时段间隔；
③启停状态约束
Figure FDA0002970265460000013
定义了启停变量和运行变量的联系，其中uE,t、suE,t、sdE,t分别表示CHP能源站在t时刻的运行变量、启动变量、停止变量；uE,t-1为能源站在t-1时刻的运行变量；
④最小运行持续时间约束
Figure FDA0002970265460000021
其中，
Figure FDA0002970265460000022
表示CHP能源站的最小运行时间；
⑤最小停机时间约束
Figure FDA0002970265460000023
其中，
Figure FDA0002970265460000024
表示CHP能源站的最小停机时间；
(2)电池储能系统满足如下约束
①充放电功率大小约束
Figure FDA0002970265460000025
其中PS,t表示电池储能系统在t时刻的充放电功率，PS,t>0时表示电池储能系统是充电状态，PS,t<0表示电池储能系统是放电状态，Pdmax S表示电池储能系统的最大放电功率，ud S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的放电运行变量，Pcmax S表示电池储能系统的最大充电功率,uc S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的充电运行变量；
②充放电状态约束
ud S,t+uc S,t≤1
表示t时刻状态仅能为充电或放电；
③爬坡速率约束
Figure FDA0002970265460000026
其中Pes,t表示电池储能系统在t时刻的充放电功率，Rmax es、Rmin es分别表示电池储能系统的爬坡速率上限和下限，Δt表示调度时段间隔；
④起始功率平衡约束
SOC(0)＝SOC(N)
SOC(0)表示SOC的初始容量，SOC(N)表示最后时段的SOC容量；
⑤迭代功率平衡约束
SOCS,t＝ηSSOCS,t-1+PS,t·Δt
其中，ηS表示阶梯利用电池储能系统的效率；
⑥
Figure FDA0002970265460000027
其中SOCes,t表示t时刻SOC容量，SOCmax es、SOCmin es表示SOC的最大容量和最小容量；
(3)P2G设备满足如下出力约束
Figure FDA0002970265460000031
其中：
Figure FDA0002970265460000032
为P2G运行功率上限；
(4)燃气锅炉满足如下约束
Figure FDA0002970265460000033
其中：
Figure FDA0002970265460000034
和
Figure FDA0002970265460000035
分别为燃气锅炉出力下限和上限；
(5)综合能源系统的电力系统中每个节点上的电源和负荷均满足对应节点的功率平衡和电压约束：
Figure FDA0002970265460000036
其中Ps k,t、Qs k,t、Vk(t)分别表示t时刻第k个节点的有功功率、无功功率、节点电压，Vj(t)分别表示t时刻第j个节点的节点电压，gkj、bkj分别表示节点k与节点j之间支路的导纳矩阵对应元素的实部和虚部，n(k)表示与j节点相连接的节点集合，θkj(t)表示t时刻第k个节点和第j个节点之间的相角差，PGrid,k,t、PE,k,t、PS,k,t、PL,k,t分别表示表示t时刻第k个节点上的购电功率、CHP能源站、电池储能系统、负荷的有功功率，QE,k,t、QS,k,t、QL,k,t分别表示表示t时刻第k个节点上的CHP能源站、电池储能系统、负荷的无功功率，Vmax、Vmin表示节点电压上限和下限；
(6)综合能源系统中燃气网络满足如下约束
①燃气网络中节点平衡约束
对于每一个节点i，需满足流入量等于流出量，即：
Figure FDA0002970265460000037
②燃气网络中气源输出限制
Figure FDA0002970265460000038
Figure FDA0002970265460000039
其中：
Qgs,t为t时刻燃气管道流量
Figure FDA0002970265460000041
为燃气管道流量下限
Figure FDA0002970265460000042
为燃气管道流量上限
Pgs,t为t时刻燃气管道压力
Figure FDA0002970265460000043
为燃气管道压力下限
Figure FDA0002970265460000044
为燃气管道压力上限；
(7)热网需满足热功率平衡条件
Hchp,t+Hgs,t＝Hld,t+He,t
其中：
Hchp,t为t时段CHP能源站输出的热功率
Hgs,t为t时段燃气锅炉输出的热功率
Hld,t为t时段用户热负荷
He,t为t时段热功率损耗。
2.根据权利要求1所述的综合能源系统日前经济调度方法，其特征在于：所述第一步中，通过短期预测方法对风力发电、光伏发电、电负荷和热负荷进行日前预测。
3.根据权利要求2所述的综合能源系统日前经济调度方法，其特征在于：所述短期预测方法包括：神经网络方法、小波分析方法或时间序列方法。
4.根据权利要求1所述的综合能源系统日前经济调度方法，其特征在于：所述第二步中，计算综合能源系统的优化目标具体实现如下：
(21)计算综合能源系统购气总费用；
(22)计算综合能源系统向外部电网的购电费用；
(23)计算电池储能系统的运行费用；
(24)计算P2G设备的运行费用；
(25)综合步骤(21)-(24)，计算总体运行费用；
(26)执行日前优化计算，得到总体运行费用最小的优化调度目标，优化调度目标为综合能源系统的总体运行费用最小。
5.根据权利要求4所述的综合能源系统日前经济调度方法，其特征在于：所述综合能源系统的总体运行费用最小如下：
Figure FDA0002970265460000051
其中：Nt表示时段个数，CG(t)表示购气费用，购气费用包括CHP能源站的运行费用和燃气锅炉运行费用之和，CGrid(t)表示向外部电网的购电费用，CS(t)表示阶梯利用电池储能系统的运行费用，CP2G(t)表示P2G设备的运行费用；
(1)综合能源系统购气总费用表示为：
Figure FDA0002970265460000052
其中NE表示CHP能源站的数量，Cgas表示燃料费用系数，PE,t表示第E台能源站在t时刻的出力功率，Csu表示CHP能源站的启动费用系数，vE,t表示第E台CHP能源站在t时刻CHP能源站的运行状态的0,1变量，运行时取1，停运时取0，Nh表示燃气锅炉的数量，Hb,t表示燃气锅炉的出力功率，Δt表示调度时段间隔；
(2)向外部电网的购电费用表示为：
CGrid,t＝λGrid,tPGrid,tΔt
其中CGrid,t表示向外部电网的购电费用，λGrid,t表示外部电价，PGrid,t表示t时刻向外部电网的交互功率大小；
(3)电池储能系统的运行费用表示为：
电池储能系统的运行费用包括消耗电能费用和维护费用两部分，消耗电能费用已经计入(2)向外部电网购电的费用中，维护费用计算如下：
Figure FDA0002970265460000053
其中CS表示阶梯利用电池储能系统的充放电费用，CS,fix表示阶梯利用电池储能系统的单次充放电费用，uc S,t表示t时刻阶梯利用电池储能系统的充电运行变量,NS表示阶梯利用电池储能系统的总数；
(4)P2G设备的运行费用表示为：
CP2G＝λGrid,tPP2G,tΔt+αCMPNG,tΔt
其中λGrid,t表示外部电价，PP2G,t表示t时刻消耗的电功率，α为生成单位燃气所需CO2系数，CM表示CO2价格系数，PNG,t表示生成的燃气功率；
PP2G,t与PNG,t之间存在如下关系：PP2G,t＝ηegPNG,t，式中ηeg为P2G效率。
6.一种综合能源系统日前经济调度系统，其特征在于，包括：预测单元、优化目标与约束条件单元；
预测单元：进行综合能源系统的风电、光伏发电、电负荷和热负荷预测得到日前预测曲线，即预测结果；通过短期预测方法对风力发电、光伏发电、电负荷和热负荷进行日前预测；
优化目标与约束条件单元，根据预测单元的预测结果，计算综合能源系统的优化目标与约束条件，从而执行日前优化，得出综合能源系统中各个CHP能源站的出力、电池储能系统、燃气锅炉出力以及P2G设备的控制指令；所述优化目标包括计算CHP能源站的运行费用、综合能源系统向外部电网购电的费用、电池储能系统的运行费用、P2G设备的运行费用；然后综合上述4个费用，得到总体运行费用，执行日前优化计算，得到总体运行费用最小的优化调度目标。
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