CN109993345B - 一种面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法 - Google Patents

一种面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法 Download PDF

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CN109993345B CN201910087242.1A CN201910087242A CN109993345B CN 109993345 B CN109993345 B CN 109993345B CN 201910087242 A CN201910087242 A CN 201910087242A CN 109993345 B CN109993345 B CN 109993345B
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Abstract

本发明提供了面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，首先在收集园区的光伏电池预测数据、太阳能集热器预测数据、电热负荷预测数据、能源转换设备数据、储能数据基础上，分别建立微型燃气轮机、余热回收系统、热电联产机组、换热器、光伏电池、太阳能集热器、电储能、热储能模型；再以运行成本为目标函数，考虑多类型运行约束条件，建立动态经济调度模型；接着基于软件平台编写模型程序并调用全局求解器对所建的动态经济调度模型求解。有益效果：本发明可实现园区能量优化运行管理并为工程应用中多能互补系统经济调度提供借鉴。

Description

一种面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法
技术领域
本发明涉及能源建模方法，尤其涉及一种面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法。
背景技术
多能互补系统可以更充分地利用分布式能源和可再生能源，是能源互联网的物理基础，实现多能耦合与协调，对于提高可再生能源比例和能源综合利用效率具有重要意义。构建冷、热、电等不同形式能源在生产、传输、消纳等多环节协同优化的多能互补系统是未来能源互联网的发展所需。多能互补系统的能源形式包括天然气、生物质、风能、太阳能、水能等，在供能端将不同类型的能源进行有机整合，提高能源利用效率，减少弃风、弃光、弃水现象，又在用能端将电、热、冷、气等不同能源系统进行优化耦合，同时综合考虑经济性，提供安全可靠的能源，促进能源利用最大化，同时考虑各能源间的协同优化。多能互补系统的动态经济调度，是一种优化模式，在能源系统源、网、荷、储纵向优化的基础上，通过能源耦合关系对多种供能系统进行横向上的协调优化，其目的是实现能源的梯级利用和协同调度。多能互补系统的一个重要特征是供能端和用能端存在多种不同能流系统的耦合，系统中各个能转换设备模型不同，特性差异大，且具有不同的建模和分析方法，因此，传统能源分别建模的方式已经不适用。
发明内容
发明目的：本发明的目的在于提出一种面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，建立一个多能互补能量管理系统模型，收集光伏电池发电数据、太阳能集热器热出力数据、微型燃气轮机出力数据、电储能数据、热储能数据、热负荷数据、电负荷数据等，在光伏电池发电预测、太阳能集热器热出力预测和园区负荷预测的基础上，通过最优动态经济调度策略，实现对微型燃气轮机、热电联产机组、电储能、热储能和可控光伏电池发电及太阳能集热器制热的协调控制，可真正实现园区能量优化运行管理，以期节约多能互补系统运行成本，为工程应用中的多能互补系统经济调度提供理论指导。
所述面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，包括以下步骤：
步骤1)向多能互补系统输入系统信息；
步骤2)建立包含有微型燃气轮机模型、余热回收系统模型、热电联产机组模型、换热器模型、光伏电池模型、太阳能集热器模型、电储能模型、热储能模型的多能互补系统的能源转换设备模型；
步骤3)建立多能互补系统的动态经济调度模型：建立运行成本目标函数，并设定运行约束条件；
步骤4)求解多能互补系统动态经济调度模型：编写多能互补系统的动态经济调度模型程序，并调用全局求解器对多能互补系统的动态经济调度模型进行求解；
步骤5)输出多能互补系统信息。
所述面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法的进一步设计在于，步骤1)中所述系统信息包括多能互补系统的拓扑信息、能源转换设备信息、电热负荷信息、储能信息、光伏电池预测信息以及太阳能集热器预测信息。
步骤2)具体包括如下步骤：
步骤2-1)根据式(1)建立微型燃气轮机模型；
ηgtQgt＝Pgt(1-ηgt-ηloss) (1)
式中，Qgt为微型燃气轮机产生的热功率，Pgt为微型燃气轮机产生的电功率；ηgt为燃气轮机的发电效率，ηloss为燃气轮机的散热损失系数；
步骤2-2)根据式(2)建立热电联产机组模型；
aiPchp+biHchp≥ci i＝1,2,…,ni (2)
式中，Pchp为热电联产机组的电出力，Hchp为热电联产机组的热出力；ai、bi、ci为热电联产机组运行区间的第i个不等式约束系数；ni为不等式约束的总个数；
步骤2-3)根据式(3)建立光伏电池模型；
Figure BDA0001962163950000021
式中，Ppv为光伏电池的预测输出电功率；Pstc为标准测试条件下的光伏电池发电的最大测试功率；Gpv为光伏电池实际工作时的太阳辐射强度，Gstc为光伏电池在标准测试条件下的太阳辐射强度；k为功率温度系数；T为光伏电池的实际工作表面温度；Tref为标准测试条件下的光伏温度；
步骤2-4)根据式(4)建立太阳能集热器模型；
Figure BDA0001962163950000031
式中，Psc为太阳能集热器预测输出热功率；ηsc为光热转换效率；Asc太阳能集热器的有效集热面积；Isc为实际运行工作中的太阳辐射预测值；
Figure BDA0001962163950000032
为太阳能集热器的标准集热效率；ksc为温差系数；Tsc为实际运行工作中的太阳能集热器温度；
Figure BDA0001962163950000033
为太阳能集热器的工作环境温度；
步骤2-5)根据式(5)建立电储能模型；
Figure BDA0001962163950000034
式中，t为时段的编号；E(t)为在时段t的电储能装置存储的电能量；δe电储能装置的自放电率；Pout(t)为在时段t内电储能装置放电功率；Pin(t)为在时段t内电储能装置充电功率；ΔT为优化调度的单位时段的时长；ηin为电储能装置充电效率；ηout为电储能装置放电效率；
步骤2-6)根据式(6)建立热储能模型；
Figure BDA0001962163950000035
式中，W(t)为在时段t的热储能装置存储的热能量；δh热储能装置的散热率； Hout(t)为在时段t内热储能装置放热功率；Hin(t)为在时段t内热储能装置蓄热功率；ζin为热储能装置蓄热效率；ζout为热储能装置放热效率；
步骤2-7)根据式(7)建立余热回收系统模型；
Figure BDA0001962163950000036
式中，
Figure BDA0001962163950000041
为余热回收系统的输出热功率；ηrec为余热回收系统的热回收效率；δrec为余热的可利用率；
Figure BDA0001962163950000042
为输入余热回收系统的热能量；
步骤2-8)根据式(8)建立换热器模型；
Figure BDA0001962163950000043
式中，
Figure BDA0001962163950000044
为换热器的输出热功率；COPhx为换热器的换热效率；
Figure BDA0001962163950000045
为输入换热器的热能量。
所述面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法的进一步设计在于，步骤3)中根据式(9)建立运行成本目标函数：
Figure BDA0001962163950000047
式中，COST为一个调度周期内多能互补系统的运行总成本；
Figure BDA0001962163950000048
为在时段t内第m台微型燃气轮机的运行成本；
Figure BDA0001962163950000049
为在时段t内第n台热电联产机组的运行成本；T为调度时段的总数量；M为微型燃气轮机的总数量；N为热电联产机组的总数量；m为微型燃气轮机的编号；n为热电联产机组的编号；Pgt,m(t)为在时段t内第m台微型燃气轮机的电出力；Pchp,n(t)、Hchp,n(t)为在时段t内第n台热电联产机组的电出力、热出力；
Figure BDA00019621639500000410
为第m台微型燃气轮机的运行成本系数；
Figure BDA00019621639500000411
为第n台热电联产机组的运行成系数。
所述面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法的进一步设计在于，步骤3)中设定运行约束条件包括如下步骤：
步骤3-1)根据式(10)设定多能互补系统的电功率平衡约束；
Figure BDA00019621639500000412
式中：η1,t、η2,t为变压器的转换效率；Pbat(t)为在时段t内电储能装置的总电出力，其由充放电状态决定；
Figure BDA0001962163950000051
为在时段t内的光伏电池实际总电出力；Le(t)为在时段t内的总电负荷需求；
步骤3-2)根据式(11)设定多能互补系统的热功率平衡约束；
Figure BDA0001962163950000052
式中，
Figure BDA0001962163950000053
为在时段t内余热回收系统的热出力；
Figure BDA0001962163950000054
为在时段t内换热器的热出力；
Figure BDA0001962163950000055
为在时段t内的太阳能集热器的实际热出力；Hh(t)为在时段t内热储能装置的总热出力，其由充放热状态决定；Lh(t)为在时段t内的总热负荷需求；
步骤3-3)根据式(12)设定微型燃气轮机运行约束；
Figure BDA0001962163950000056
式中，
Figure BDA0001962163950000057
为第m台微型燃气轮机的额定电出力下限；
Figure BDA0001962163950000058
为第m台微型燃气轮机的额定电出力上限；
Figure BDA0001962163950000059
为第m台微型燃气轮机的爬坡速率下限；
Figure BDA00019621639500000510
为第 m台微型燃气轮机的爬坡速率上限；
步骤3-4)根据式(13)热电联产机组运行约束；
Figure BDA00019621639500000511
式中，
Figure BDA00019621639500000512
为第n台热电联产机组的额定电出力下限，
Figure BDA00019621639500000513
为第n台热电联产机组的额定热出力下限；
Figure BDA00019621639500000514
为第n台热电联产机组的额定电出力上限，
Figure BDA00019621639500000515
为第n台热电联产机组的额定热出力上限；
Figure BDA00019621639500000516
为第n台热电联产机组的爬坡速率下限；
Figure BDA00019621639500000517
为第n台热电联产机组的爬坡速率上限；
步骤3-5)根据式(14)电储能运行约束；
Figure BDA00019621639500000518
Figure BDA0001962163950000061
式中，Emin为电储能装置容量下限；Emax为电储能装置容量上限；
Figure BDA0001962163950000062
为电储能装置的放电功率上限；
Figure BDA0001962163950000063
为电储能装置的充电功率上限；
Figure BDA0001962163950000064
为在时段t内引入的放电状态变量，0表示非，1表示是；
Figure BDA0001962163950000065
为在时段t内引入的充电状态变量，0表示非，1表示是；
步骤3-6)根据式(15)热储能运行约束；
Figure BDA0001962163950000066
式中，Wmin为热储能装置容量下限；Wmax为热储能装置容量上限；
Figure BDA0001962163950000067
为热储能装置的放热功率上限；
Figure BDA0001962163950000068
为热储能装置的充热功率上限；
Figure BDA0001962163950000069
为在时段t内引入的放热状态变量，0表示非，1表示是；
Figure BDA00019621639500000610
为在时段t内引入的充热状态变量，0表示非，1表示是；
步骤3-7)根据式(16)余热回收系统和换热器运行约束；
Figure BDA00019621639500000611
式中，
Figure BDA00019621639500000612
为余热回收系统热出力上限；
Figure BDA00019621639500000613
为换热器热出力上限；
步骤3-8)根据式(17)光伏电池和太阳能集热器运行约束；
Figure BDA0001962163950000071
式中，Ppv(t)为在时段t内光伏电池预测输出热功率；Psc(t)为时段t内太阳能集热器预测输出热功率。
所述面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法的进一步设计在于，步骤4)中基于LINGO17.0软件平台编写模型程序。
所述面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法的进一步设计在于，步骤4)基于0-1混合整数非线性规划问题对多能互补系统的动态经济调度模型进行求解。
步骤4)采用商业优化软件LINGO或CPLEX或GAMS对多能互补系统的动态经济调度模型进行求解。
所述面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法的进一步设计在于，步骤5)中，所述多能互补系统信息包括微型燃气轮机电热出力、热电联产机组电热出力、光伏电池实际运行出力、太阳能集热器实际运行出力、储能量变化。
本发明的有益效果：
本发明的面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，首先在收集园区的光伏电池预测数据、太阳能集热器预测数据、电热负荷预测数据、能源转换设备数据、储能数据基础上，分别建立微型燃气轮机、余热回收系统、热电联产机组、换热器、光伏电池、太阳能集热器、电储能、热储能模型，其好处在于根据地理资源禀赋建立适应于不同园区的系统模型，根据园区特有历史数据进行数据预测减少预测误差；然后，以运行成本为目标函数，考虑多类型运行约束条件，建立动态经济调度模型，其好处在于考虑经济效益最大化，满足不同利益主体需求，同时提供动态优化调度方案，满足系统经济、安全运行；其次，基于LINGO17.0软件平台编写模型程序并调用全局求解器对所建的动态经济调度模型求解，其好处在于求解速度快、误差小，减少计算分析工作量；最后，算例分析验证了本发明所提模型及方法对多能互补系统进行动态经济调度的有效性，本发明可实现园区能量优化运行管理并为工程应用中多能互补系统经济调度提供借鉴。
附图说明
图1为本发明实施流程图。
图2为面向园区的孤岛运行多能互补系统算例结构图。
图3为热电联产机组在动态经济调度周期的电热出力分布图。
图4为多能互补系统的热平衡变化图。
图5为多能互补系统的电平衡变化图。
图6为多能互补系统的运行成本变化图。
具体实施方式
下面结合说明书附图和具体实施例对本发明技术方案进行详细说明，但是本发明的保护范围不局限于所述实施例。
本实施例的面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，如图1 所示，包括以下步骤：
步骤1)向多能互补系统输入系统信息
向多能互补系统输入系统信息，包括多能互补系统的拓扑信息、能源转换设备信息、电热负荷信息、储能信息、光伏电池预测信息、太阳能集热器预测信息。
步骤2)建立多能互补系统的能源转换设备模型；能源转换设备模型包括：微型燃气轮机模型、余热回收系统模型、热电联产机组模型、换热器模型、光伏电池模型、太阳能集热器模型、电储能模型以及热储能模型。
微型燃气轮机模型的热功率、电功率关系如下：
ηgtQgt＝Pgt(1-ηgt-ηloss)
式中：Qgt为微型燃气轮机产生的热功率，Pgt为微型燃气轮机产生的电功率；ηgt为燃气轮机的发电效率，ηloss为燃气轮机的散热损失系数。
热电联产机组模型的电热特性关系如下：
aiPchp+biHchp≥ci i＝1,2,…,ni
式中：Pchp、Hchp为热电联产机组的电出力、热出力；ai、bi、ci为热电联产机组运行区间的第i个不等式约束系数；ni为不等式约束的总个数。
光伏电池模型是一种能够将太阳能转换为电能的发电装置，其输出电压一般为十几至几十伏，单体电池的容量小，所以在实际应用中将很多片光伏电池经过串并联后形成电池板，再投入使用。其主要优点是不消耗燃料、规模灵活、维护简单，但是缺点是能量转换效率低。光伏电池模型如下：
Figure BDA0001962163950000091
式中：Ppv为光伏电池的预测输出电功率；Pstc为标准测试条件下的光伏电池发电的最大测试功率；Gpv、Gstc为光伏电池实际工作时的太阳辐射强度、标准测试条件下的太阳辐射强度；k为功率温度系数；T为光伏电池的实际工作表面温度；Tref为标准测试条件下的光伏温度。
太阳能集热器是一种将太阳能转换为热能的装置，可以有效的利用太阳能来制热，具有清洁、环保、无污染的优点。太阳能集热器的模型如下：
Figure BDA0001962163950000092
式中：Psc为太阳能集热器预测输出热功率；ηsc为光热转换效率；Asc太阳能集热器的有效集热面积；Isc为实际运行工作中的太阳辐射预测值；
Figure BDA0001962163950000093
为太阳能集热器的标准集热效率；ksc为温差系数；Tsc为实际运行工作中的太阳能集热器温度；
Figure BDA0001962163950000094
为太阳能集热器的工作环境温度。
电储能装置也可以看作是一种特殊的微型电源。在孤岛运行时，电储能装置可以平衡不同电源时间响应的不一致，有利于改善电能质量。本发明中的电储能装置为蓄电池，其模型如下：
Figure BDA0001962163950000095
式中：t为时段的编号；E(t)为在时段t的电储能装置存储的电能量；δe电储能装置的自放电率；Pout(t)为在时段t内电储能装置放电功率；Pin(t)为在时段t内电储能装置充电功率；ΔT为优化调度的单位时段的时长；ηin为电储能装置充电效率；ηout为电储能装置放电效率。
由于热电负荷之间的不匹配，热储能设备能将多能互补系统多生产的热能存储起来供热负荷高峰期用。其模型如下：
Figure BDA0001962163950000101
式中：W(t)为在时段t的热储能装置存储的热能量；δh热储能装置的散热率； Hout(t)为在时段t内热储能装置放热功率；Hin(t)为在时段t内热储能装置蓄热功率；ζin为热储能装置蓄热效率；ζout为热储能装置放热效率。
余热回收系统可以将燃气轮机产生的余热热能进行集中回收，进一步提供多能互补系统能源利用效率。常见的余热回收系统有吸收式溴化锂机组、烟水换热器等，其模型如下：
Figure BDA0001962163950000102
式中：
Figure BDA0001962163950000103
为余热回收系统的输出热功率；ηrec为余热回收系统的热回收效率；δrec为余热的可利用率；
Figure BDA0001962163950000104
为输入余热回收系统的热能量。
在热能传递过程中，热网与热负荷之间通常通过换热器进行间接连接，避免了热负荷的热流量、热负荷波动等对热网的不利影响。本发明中的换热器将热电联产机组产生的热能转换并传递到热负荷处，换热器根据热传递原理将热能从一种热工质传递到另一种热工质中，其模型如下：
Figure BDA0001962163950000105
式中：
Figure BDA0001962163950000106
为换热器的输出热功率；COPhx为换热器的换热效率；
Figure BDA0001962163950000107
为输入换热器的热能量。
步骤3)建立多能互补系统的动态经济调度模型。
多能互补系统中，由于电、热储能装置的存在，使得不同时间断面间的联系更加紧密，因此动态经济调度的意义更加凸显。对于面向园区孤岛运行的多能互补系统，可以建立其动态经济调度模型。本实施例基于LINGO17.0软件编写程序并调用求解器求解该动态经济调度问题，给出最优动态经济调度策略到能量管理系统，实现对孤岛运行的园区能源的自动协调管控。
该步骤建立运行成本目标函数；
对于多能互补系统，优化设计目标主要是在满足系统性能指标的前提下，使系统运行成本最小，因此本发明中考虑多能互补系统的经济效益最大，目标函数为各微型燃气轮机与热电联产机组运行成本之和，即：
Figure BDA0001962163950000112
式中，COST为一个调度周期内多能互补系统的运行总成本；
Figure BDA0001962163950000113
为在时段t内第m台微型燃气轮机的运行成本；
Figure BDA0001962163950000114
为在时段t内第n台热电联产机组的运行成本；T为调度时段的总数量；M为微型燃气轮机的总数量；N为热电联产机组的总数量；m为微型燃气轮机的编号；n为热电联产机组的编号；Pgt,m(t)为在时段t内第m台微型燃气轮机的电出力；Pchp,n(t)、Hchp,n(t)为在时段t内第n台热电联产机组的电出力、热出力；
Figure BDA0001962163950000115
为第m台微型燃气轮机的运行成本系数；
Figure BDA0001962163950000116
为第n台热电联产机组的运行成系数。
该步骤中约束条件的设定如下：
多能互补系统的电功率平衡约束：
Figure BDA0001962163950000117
式中，η1,t、η2,t为变压器#1、变压器#2的转换效率；Pbat(t)为在时段t内电储能装置的总电出力，其由充放电状态决定；
Figure BDA0001962163950000118
为在时段t内的光伏电池实际总电出力；Le(t)为在时段t内的总电负荷需求。
多能互补系统的热功率平衡约束：
Figure BDA0001962163950000119
式中，
Figure BDA00019621639500001110
为在时段t内余热回收系统的热出力；
Figure BDA00019621639500001111
为在时段t内换热器的热出力；
Figure BDA00019621639500001112
为在时段t内的太阳能集热器的实际热出力；Hh(t)为在时段t内热储能装置的总热出力，其由充放热状态决定；Lh(t)为在时段t内的总热负荷需求。
微型燃气轮机运行约束：
Figure BDA0001962163950000121
式中，
Figure BDA0001962163950000122
为第m台微型燃气轮机的额定电出力下限；
Figure BDA0001962163950000123
为第m台微型燃气轮机的额定电出力上限；
Figure BDA0001962163950000124
为第m台微型燃气轮机的爬坡速率下限；
Figure BDA0001962163950000125
为第 m台微型燃气轮机的爬坡速率上限。
热电联产机组运行约束：
Figure BDA0001962163950000127
式中，
Figure BDA0001962163950000128
为第n台热电联产机组的额定电出力下限、热出力下限；
Figure BDA0001962163950000129
Figure BDA00019621639500001210
为第n台热电联产机组的额定电出力上限、热出力上限；
Figure BDA00019621639500001211
为第n台热电联产机组的爬坡速率下限；
Figure BDA00019621639500001212
为第n台热电联产机组的爬坡速率上限。
电储能运行约束：
Figure BDA00019621639500001213
式中，Emin为电储能装置容量下限；Emax为电储能装置容量上限；
Figure BDA00019621639500001216
为电储能装置的放电功率上限；
Figure BDA00019621639500001217
为电储能装置的充电功率上限；
Figure BDA00019621639500001218
为在时段t内引入的放电状态变量，0表示非，1表示是；
Figure BDA00019621639500001219
为在时段t内引入的充电状态变量，0表示非，1表示是。
热储能运行约束：
Figure BDA0001962163950000131
式中，Wmin为热储能装置容量下限；Wmax为热储能装置容量上限；
Figure BDA0001962163950000134
为热储能装置的放热功率上限；
Figure BDA0001962163950000135
为热储能装置的充热功率上限；
Figure BDA0001962163950000136
为在时段t内引入的放热状态变量，0表示非，1表示是；
Figure BDA0001962163950000137
为在时段t内引入的充热状态变量，0表示非，1表示是。
余热回收系统和换热器运行约束：
Figure BDA0001962163950000139
式中，
Figure BDA00019621639500001310
为余热回收系统热出力上限；
Figure BDA00019621639500001313
为换热器热出力上限。
光伏电池和太阳能集热器运行约束：
Figure BDA00019621639500001312
式中，Ppv(t)为在时段t内光伏电池预测输出热功率；Psc(t)为时段t内太阳能集热器预测输出热功率。
步骤4)求解多能互补系统动态经济调度模型
本发明中建立的面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度模型从数学概念上理解是求解0-1混合整数非线性规划问题，可采用常用商业优化软件如 LINGO、CPLEX、GAMS等对其求解，本发明基于LINGO17.0软件平台编写模型程序并调用全局求解器对其求解。
步骤5)输出多能互补系统信息；
输出多能互补系统信息，包括微型燃气轮机电热出力、热电联产机组电热出力、光伏电池实际运行出力、太阳能集热器实际运行出力、储能量变化。
本实施例针对上述方法进行算例分析，具体如下：
本发明中算例以冬季典型日为研究对象，取时间间隔为1小时，分24个时段，也即一个优化调度周期。算例中面向园区的孤岛运行多能互补系统结构如图 2所示，主要能量设备包括微型燃气轮机、余热回收系统、热电联产机组、换热器、光伏电池、太阳能集热器、电储能、热储能，其中热电联产机组来承担主要的电、热负荷，作为电、热负荷的主要电、热源；微型燃气轮机主要起到备用机组作用，当电、热负荷峰值过大且热电联产机组出力达到最大时，启动微型燃气轮机进行补充不足能量；热储能设备的主要作用是平衡系统的热功率；电储能设备的主要作用是平衡系统的电功率；光伏电池作为电负荷的辅助电源，主要在白天特定时段发电，是可控的；太阳能集热器作为热负荷的辅助热源，主要在白天特定的时段产热，是可控的。本发明中算例的功率单位无特殊说明外均为MW。算例中，根据园区所在地理资源禀赋收集光伏电池及太阳能集热器历史数据，预测经济调度周期中光伏电池的最大预测电出力及太阳能集热器最大预测热出力，同时根据园区用户能量需求特点预测电热负荷数据。预测太阳能集热器热出力及热负荷预测曲线如图4所示，预测光伏电池的电出力及电负荷曲线如图5所示。电储能的额容量为6MWh，充电效率为0.93，放电效率为0.95；热储能的额定储热功率为8MWh，蓄热效率为0.95，放热效率为0.95。热电联产机组一台，其纯凝工作模式下的最大发电功率21.1MW、最小发电功率10MW，背压工作模式下的最大产热功率为24.1MW、最小产热功率为12.4MW。微型燃气轮机的额定发电功率为6MW，最小启动功率为1MW，散热损失率为5％。
该算例的结果分析如下：
基于LINGO17.0软件平台编写模型程序并调用全局求解器对上述所建立的模型求解。算例中多能互补系统在一个经济调度周期的运行成本为302247CNY。图3为热电联产机组在一个经济调度周期内运行点的变化情况，图3结果表明，热电联产机组在整个经济调度周期中都处于运行状态，运行点相对集中在安全许可运行区域的右半部分，热电出力相对均衡。热电联产机组既有工作在通常的抽汽模式下，也有工作在背压模式下，这为平衡电热负荷带来了灵活性。然而，热电联产机组的热出力有限，最大热出力为24.1MW，可见当热负荷需求过大时，需要其他热能来源来响应热负荷。图4结果显示，微型燃气轮机在时段20-时段 24期间启动，且处于较低载荷率运行条件下，其电出力为1MW。此时段微型燃气轮机启动，补充热电联产机组热出力的不足部分。热电联产机组及微型燃气轮机的运行优化结果表明，热电联产机组真正的实现主要承担电热负荷的角色、微型燃气轮机有效的起到备用的作用。图4优化结果同时表明，实际太阳能集热器的热出力与预测的太阳能集热器最大热出力几乎完全一样，也即是，几乎实现了完全消纳太阳能集热器可以产生的最大热功率。相比较热电联产机组容量，热储能的容量显得非常小，但是在关键时段能有效的平衡热功率平衡，如在时段23- 时段2热储能处于储热状态，缓解热源过多热出力。在时段3-时段6热储能放热，有效弥补太阳能集热器未出力的空白期。图5的优化结果与图4类似，热电联产机组及微型燃气轮机在热出力上互补，光伏电池的电出力得到有效利用，电储能在热源出力高峰期平衡电功率，缓解电热负荷的不平衡性。图6为多能互补系统的逐时段运行成本变化优化结果，包括热电联产机组的逐时段运行成本和微型燃气轮机的逐时段运行成本。可以发现，系统的运行成本费用主要在热电联产机组上，微型燃气轮机作为备用电、热源，在整个经济调度周期内的运行成本相对较小。
本发明面向园区构建孤岛运行多能互补系统，协同运行了多种形式能源，发挥不同能源的优势和潜能，实现了资源的优化配置、系统经济效益的最大化、可再生能源利用的最大化。同时通过在系统中接入多种储能设备，平滑可再生能源发电功率的输出波动，减少随机性。另外，本发明建立一个多能互补能量优化方法，在收集园区系统数据、新能源及电热负荷预测数据等的基础上，通过动态经济调度方法，实现了对主要能源设备、新能源的协调控制，实现园区能量优化运行管理。
本发明通过最优动态经济调度方法，实现对微型燃气轮机、热电联产机组、电储能、热储能和可控光伏电池发电及太阳能集热器制热的协调控制，实现园区能量优化运行管理，节约多能互补系统运行成本，为工程应用中的多能互补系统经济调度提供理论指导，同时可实现园区能量优化运行管理并为工程应用中多能互补系统经济调度提供借鉴。本发明对构建面向园区的孤岛运行多能互补系统，促进建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系意义深远。

Claims (6)

1.一种面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤1)向多能互补系统输入系统信息；
步骤2)建立包含有微型燃气轮机模型、余热回收系统模型、热电联产机组模型、换热器模型、光伏电池模型、太阳能集热器模型、电储能模型、热储能模型的多能互补系统的能源转换设备模型；
步骤3)建立多能互补系统的动态经济调度模型：建立运行成本目标函数，并设定运行约束条件；
步骤4)求解多能互补系统动态经济调度模型：编写多能互补系统的动态经济调度模型程序，并调用全局求解器对多能互补系统的动态经济调度模型进行求解；
步骤5)输出多能互补系统信息；
步骤1)中所述系统信息包括多能互补系统的拓扑信息、能源转换设备信息、电热负荷信息、储能信息、光伏电池预测信息以及太阳能集热器预测信息；
步骤2)具体包括如下步骤：
步骤2-1)根据式(1)建立微型燃气轮机模型；
ηgtQgt＝Pgt(1-ηgt-ηloss) (1)
式中，Qgt为微型燃气轮机产生的热功率，Pgt为微型燃气轮机产生的电功率；ηgt为燃气轮机的发电效率，ηloss为燃气轮机的散热损失系数；
步骤2-2)根据式(2)建立热电联产机组模型；
aiPchp+biHchp≥cii＝1,2,…,ni (2)
式中，Pchp为热电联产机组的电出力，Hchp为热电联产机组的热出力；ai、bi、ci为热电联产机组运行区间的第i个不等式约束系数；ni为不等式约束的总个数；
步骤2-3)根据式(3)建立光伏电池模型；
Figure FDA0003723371350000011
式中，Ppv为光伏电池的预测输出电功率；Pstc为标准测试条件下的光伏电池发电的最大测试功率；Gpv为光伏电池实际工作时的太阳辐射强度，Gstc为光伏电池在标准测试条件下的太阳辐射强度；k为功率温度系数；T为光伏电池的实际工作表面温度；Tref为标准测试条件下的光伏温度；
步骤2-4)根据式(4)建立太阳能集热器模型；
Figure FDA0003723371350000021
式中，Psc为太阳能集热器预测输出热功率；ηsc为光热转换效率；Asc太阳能集热器的有效集热面积；Isc为实际运行工作中的太阳辐射预测值；
Figure FDA0003723371350000022
为太阳能集热器的标准集热效率；ksc为温差系数；Tsc为实际运行工作中的太阳能集热器温度；
Figure FDA0003723371350000023
为太阳能集热器的工作环境温度；
步骤2-5)根据式(5)建立电储能模型；
Figure FDA0003723371350000024
式中，t为时段的编号；E(t)为在时段t的电储能装置存储的电能量；δe电储能装置的自放电率；Pout(t)为在时段t内电储能装置放电功率；Pin(t)为在时段t内电储能装置充电功率；ΔT为优化调度的单位时段的时长；ηin为电储能装置充电效率；ηout为电储能装置放电效率；
步骤2-6)根据式(6)建立热储能模型；
Figure FDA0003723371350000025
式中，W(t)为在时段t的热储能装置存储的热能量；δh热储能装置的散热率；Hout(t)为在时段t内热储能装置放热功率；Hin(t)为在时段t内热储能装置蓄热功率；ζin为热储能装置蓄热效率；ζout为热储能装置放热效率；
步骤2-7)根据式(7)建立余热回收系统模型；
Figure FDA0003723371350000026
式中，
Figure FDA0003723371350000031
为余热回收系统的输出热功率；ηrec为余热回收系统的热回收效率；δrec为余热的可利用率；
Figure FDA0003723371350000032
为输入余热回收系统的热能量；
步骤2-8)根据式(8)建立换热器模型；
Figure FDA0003723371350000033
式中，
Figure FDA0003723371350000034
为换热器的输出热功率；COPhx为换热器的换热效率；
Figure FDA0003723371350000035
为输入换热器的热能量；
步骤3)中设定运行约束条件包括如下步骤：
步骤3-1)根据式(10)设定多能互补系统的电功率平衡约束；
Figure FDA0003723371350000036
式中：η1,t、η2,t为变压器的转换效率；Pbat(t)为在时段t内电储能装置的总电出力，其由充放电状态决定；
Figure FDA0003723371350000037
为在时段t内的光伏电池实际总电出力；Le(t)为在时段t内的总电负荷需求；
步骤3-2)根据式(11)设定多能互补系统的热功率平衡约束；
Figure FDA0003723371350000038
式中，
Figure FDA0003723371350000039
为在时段t内余热回收系统的热出力；
Figure FDA00037233713500000310
为在时段t内换热器的热出力；
Figure FDA00037233713500000311
为在时段t内的太阳能集热器的实际热出力；Hh(t)为在时段t内热储能装置的总热出力，其由充放热状态决定；Lh(t)为在时段t内的总热负荷需求；
步骤3-3)根据式(12)设定微型燃气轮机运行约束；
Figure FDA00037233713500000312
Figure FDA00037233713500000313
式中，
Figure FDA00037233713500000314
为第m台微型燃气轮机的额定电出力下限；
Figure FDA00037233713500000315
为第m台微型燃气轮机的额定电出力上限；
Figure FDA00037233713500000316
为第m台微型燃气轮机的爬坡速率下限；
Figure FDA00037233713500000317
为第m台微型燃气轮机的爬坡速率上限；
步骤3-4)根据式(13)热电联产机组运行约束；
Figure FDA0003723371350000041
式中，
Figure FDA0003723371350000042
为第n台热电联产机组的额定电出力下限，
Figure FDA0003723371350000043
为第n台热电联产机组的额定热出力下限；
Figure FDA0003723371350000044
为第n台热电联产机组的额定电出力上限，
Figure FDA0003723371350000045
为第n台热电联产机组的额定热出力上限；
Figure FDA0003723371350000046
为第n台热电联产机组的爬坡速率下限；
Figure FDA0003723371350000047
为第n台热电联产机组的爬坡速率上限；
步骤3-5)根据式(14)电储能运行约束；
Figure FDA0003723371350000048
式中，Emin为电储能装置容量下限；Emax为电储能装置容量上限；
Figure FDA0003723371350000049
为电储能装置的放电功率上限；
Figure FDA00037233713500000410
为电储能装置的充电功率上限；
Figure FDA00037233713500000411
为在时段t内引入的放电状态变量，0表示非，1表示是；
Figure FDA00037233713500000412
为在时段t内引入的充电状态变量，0表示非，1表示是；
步骤3-6)根据式(15)热储能运行约束；
Figure FDA00037233713500000413
Figure FDA0003723371350000051
式中，Wmin为热储能装置容量下限；Wmax为热储能装置容量上限；
Figure FDA0003723371350000052
为热储能装置的放热功率上限；
Figure FDA0003723371350000053
为热储能装置的充热功率上限；
Figure FDA0003723371350000054
为在时段t内引入的放热状态变量，0表示非，1表示是；
Figure FDA0003723371350000055
为在时段t内引入的充热状态变量，0表示非，1表示是；
步骤3-7)根据式(16)余热回收系统和换热器运行约束；
Figure FDA0003723371350000056
Figure FDA0003723371350000057
式中，
Figure FDA0003723371350000058
为余热回收系统热出力上限；
Figure FDA0003723371350000059
为换热器热出力上限；
步骤3-8)根据式(17)光伏电池和太阳能集热器运行约束；
Figure FDA00037233713500000510
Figure FDA00037233713500000511
式中，Ppv(t)为在时段t内光伏电池预测输出热功率；Psc(t)为时段t内太阳能集热器预测输出热功率。
2.根据权利要求1所述的面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，其特征在于：步骤3)中根据式(9)建立运行成本目标函数：
Figure FDA00037233713500000512
Figure FDA00037233713500000513
式中，COST为一个调度周期内多能互补系统的运行总成本；
Figure FDA00037233713500000514
为在时段t内第m台微型燃气轮机的运行成本；
Figure FDA00037233713500000515
为在时段t内第n台热电联产机组的运行成本；T为调度时段的总数量；M为微型燃气轮机的总数量；N为热电联产机组的总数量；m为微型燃气轮机的编号；n为热电联产机组的编号；Pgt,m(t)为在时段t内第m台微型燃气轮机的电出力；Pchp,n(t)、Hchp,n(t)为在时段t内第n台热电联产机组的电出力、热出力；
Figure FDA0003723371350000061
为第m台微型燃气轮机的运行成本系数；
Figure FDA0003723371350000062
为第n台热电联产机组的运行成系数。
3.根据权利要求1所述的面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，其特征在于：步骤4)中基于LINGO17.0软件平台编写模型程序。
4.根据权利要求1所述的面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，其特征在于：步骤4)基于0-1混合整数非线性规划问题对多能互补系统的动态经济调度模型进行求解。
5.根据权利要求4所述的面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，其特征在于：步骤4)采用商业优化软件LINGO或CPLEX或GAMS对多能互补系统的动态经济调度模型进行求解。
6.根据权利要求1所述的面向园区的孤岛运行多能互补系统动态经济调度方法，其特征在于：步骤5)中，所述多能互补系统信息包括微型燃气轮机电热出力、热电联产机组电热出力、光伏电池实际运行出力、太阳能集热器实际运行出力、储能量变化。
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