CN110097475A - 一种经济型电蓄热装置控制系统及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种经济型电蓄热装置控制系统及其控制方法，所述系统包括光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷，根据光伏预测出力和风电预测出力，将光伏发电和风力发电进行就地实时消纳，以一天为运行工作周期，根据阶梯电网电价，以经济性最优为目标函数及以热负荷平衡、电负荷平衡、电锅炉热功率和电蓄热装置热功率的爬坡约束是否越限的约束条件计算并控制电锅炉和电蓄热装置工作模式。本发明提出的控制系统和方法采用线性规划与混合整数规划的方法求解经济性最优控制，最大限度的消纳光伏和风电出力，提高分布式绿色能源就地吸纳水平，实现满足用户热负荷下运行经济性最优。
Description
技术领域
本发明属于电蓄热装置控制技术领域，具体涉及一种经济性最优的经济型电蓄热装置控制系统及方法。
背景技术
电蓄热装置是利用储热材料在一定温度范围内，利用电蓄热装置将热量储存下来，在供热不足时再将储存的热量释放出来的设备。与显热蓄热和化学蓄热相比，电蓄热装置具有蓄热密度高、蓄热温度变化范围小、供热温度稳定、蓄热介质气压及体积变化小等优点，应用较为广泛。
提高多能源的综合利用，优化配置地区资源是建设绿色节约型社会、实行循环经济及促进国民经济发展的有效措施，其中加强电力生产与供暖之间电热耦合紧密度是合理利用区域资源消纳弃光弃风的重要举措之一。在白天，光伏风电出力较多，而用户热负荷较小，若没有电蓄热设备控制的参与，极易造成弃光弃风的现象，清洁能源绿色消纳水平不足。在深夜，电网电价处于低谷时段，并且仍有风力发电出力，若没有电蓄热设备控制的参与，易出现弃风、运行费用高的情况，不利于大电网的削峰填谷，也易对大电网产生负荷冲击。因此，对电蓄热装置经济性最优控制方法的应用，可以提高经济性和光伏风电就地消纳水平，十分必要。
申请号为CN201710393443.5的专利申请公开了一种高效谷电储能供暖系统及其控制方法，该专利申请中公开了一种利用夜晚谷电生热，然后利用电储热进行热量存储的方案，但是存在如下两个问题：1、光伏和风力等分布式能源发电未被消纳，造成分布式绿色能源消纳不足；2、只在夜晚谷电生热进行蓄热，峰电进行放热，热负荷峰值和峰电相不一致，且在一个运行周期内，运行成本相对较高。
因此，需要一种新的技术方案以解决上述技术问题。
发明内容
为解决现有技术的不足，本发明提出一种能够满足用户热负荷下运行经济性最优的经济型电蓄热装置控制系统及方法。
为了实现上述目标，本发明采用如下的技术方案：一种经济型电蓄热装置控制系统，所述系统包括光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷，根据光伏预测出力和风电预测出力，将光伏发电和风力发电进行就地实时消纳，以一天为运行工作周期，根据阶梯电网电价，以经济性最优为目标函数及以热负荷平衡、电负荷平衡、电锅炉热功率和电蓄热装置热功率是否满足约束条件计算并控制电锅炉和电蓄热装置的工作模式。
在一个具体的实施例中，所述计算电锅炉和电蓄热装置的工作模式还包括分别计算出电蓄热装置进口热水泵和出口热水泵流速大小。
在一个具体的实施例中，所述光伏预测出力和风电预测出力的预测表达式为：
式中，R(t)表示t时段光照强度，A为光伏组件面积，ηr为温度系数，ηpc为直流变换环节MPPT效率，β为太阳电池组件的功率温度系数，Tc为环境实际温度，Tcref为环境参考温度，PPV(t)为t时段光伏发电机组预测出力，ρ为空气密度， R为风轮半径，V(t)为t时段风速，Cp为最大风能利用系数，PWT(t)为风电发电机组预测出力。
在一个具体的实施例中，所述经济性最优为目标函数包括采用天化均摊效益法进行经济性计算，一周期运行成本Cyx具体表达式为：
Cyx＝frun+fmain
式中，frun为天化运行成本，fmain为天化维修成本；其中，(i)天化运行成本只包括从电网购电部分，天化运行成本frun表达式：
frun＝∑tpgrid(t)Pgrid(t)；
式中，pgrid(t)为电网分时电价，Pgrid(t)为从电网购电量；
其中，(ii)天化维修成本fmain的表达式：
fmain＝fHSE+fERB+fPV+fWT；
式中，fHSE为电蓄热装置的维护成本，fERB为电锅炉的维护成本，fPV光伏发电机组的维护成本，fWT为风力发电机组的维护成本。
在一个具体的实施例中，所述约束条件包括采用遍历法将光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷各设备的上下限进行约束，包括等式平衡约束和不等式平衡约束如下所示：
(i)等式平衡约束的表达式为：
式中，PPV(t)为t时段光伏发电机组出力功率，PWT(t)为t时段风力发电机组出力功率，Pgrid(t)为t时段向电网购电的功率，PERB(t)为t时段电制热锅炉耗电功率，Pother(t)为t时段其他波动电负荷输出电功率，QERB(t)为t时段蓄热装置的出力，QHSE(t)为t时段蓄热装置的出力功率，大于0代表释放能量，小于0 代表充入能量，Qload(t)为t时段用户热负荷，WHSE(t)为t时段蓄热装置蓄热量，εHSE为蓄热装置的自放热率，WHSE(t-1)为t-1时段蓄热装置蓄热量，Δt为每个调度时段的时间长度，WHSE(t0)为起始时间段即t0时段蓄热装置出热量，T为控制运行周期，WHL为控制运行周期结束时应留有的储能量；
(ii)不等式平衡约束的表达式为：
和为微网与大电网之间允许传输的最小和最大功率，和分别为光伏发电机组的最小和最大发电功率，和分别为风力发电机组的最小和最大发电功率，和分别为电加热锅炉的最小和最大功率，和分别为蓄热装置出力的最小出力功率和最大出力功率，和分别为蓄热装置蓄热量的最小蓄热量和最大蓄热量。
相应地，本发明还提出了一种经济型电蓄热装置控制系统的控制方法，其特征在于，所述系统包括光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷，所述控制方法具体包括：
根据光伏预测出力和风电预测出力，将光伏发电和风力发电进行就地实时消纳，
以一天为运行工作周期，根据阶梯电网电价，以经济性最优为目标函数；
以热负荷平衡、电负荷平衡、电锅炉热功率和电蓄热装置热功率是否满足约束条件计算并控制电锅炉和电蓄热装置的工作模式。
在一个具体的实施例中，所述计算电锅炉和电蓄热装置的工作模式还包括分别计算出电蓄热装置进口热水泵和出口热水泵流速大小。
在一个具体的实施例中，所述光伏预测出力和风电预测出力的预测表达式为：
式中，R(t)表示t时段光照强度R(t)，A为光伏组件面积，ηr为温度系数，ηpc为直流变换环节MPPT效率，β为太阳电池组件的功率温度系数，Tc为环境实际温度，Tcref为环境参考温度，PPV(t)为t时段光伏发电机组预测出力，ρ为空气密度， R为风轮半径，V(t)为t时段风速，Cp为最大风能利用系数，PWT(t)为风电发电机组预测出力。
在一个具体的实施例中，所述经济性最优为目标函数包括采用天化均摊效益法进行经济性计算，一周期运行成本具体表达式为：
Cyx＝frun+fmain；
式中，frun为天化运行成本，fmain为天化维修成本；其中，(i)天化运行成本只包括从电网购电部分，天化运行成本frun表达式：
frun＝∑tpgrid(t)Pgrid(t)；
式中，pgrid(t)为电网分时电价，Pgrid(t)为从电网购电量；
其中，(ii)天化维修成本fmain的表达式：
fmain＝fHSE+fERB+fPV+fWT；
式中，fHSE为电蓄热装置的维护成本，fERB为电锅炉的维护成本，fPV光伏发电机组的维护成本，fWT为风力发电机组的维护成本。
在一个具体的实施例中，所述约束条件包括采用遍历法将光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷各设备的上下限进行约束，包括等式平衡约束和不等式平衡约束如下所示：
(i)等式平衡约束的表达式为：
式中，PPV(t)为t时段光伏发电机组出力功率，PWT(t)为t时段风力发电机组出力功率，Pgrid(t)为t时段向电网购电的功率，PERB(t)为t时段电制热锅炉耗电功率，Pother(t)为t时段其他波动电负荷输出电功率，QERB(t)为t时段蓄热装置的出力，QHSE(t)为t时段蓄热装置的出力功率，大于0代表释放能量，小于0 代表充入能量，Qload(t)为t时段用户热负荷，WHSE(t)为t时段蓄热装置蓄热量，εHSE为蓄热装置的自放热率，WHSE(t-1)为t-1时段蓄热装置蓄热量，Δt为每个调度时段的时间长度，WHSE(t0)为起始时间段即t0时段蓄热装置出热量，T为控制运行周期，WHL为控制运行周期结束时应留有的储能量；
(ii)不等式平衡约束的表达式为：
和为微网与大电网之间允许传输的最小和最大功率，和分别为光伏发电机组的最小和最大发电功率，和分别为风力发电机组的最小和最大发电功率，和分别为电加热锅炉的最小和最大功率，和分别为蓄热装置出力的最小出力功率和最大出力功率，和分别为蓄热装置蓄热量的最小蓄热量和最大蓄热量。本发明提出的经济型电蓄热装置控制系统及方法，采用线性规划与混合整数规划的方法求解经济性最优控制，可以最大限度的消纳光伏和风电出力，提高分布式绿色能源就地吸纳水平，实现满足用户热负荷下运行经济性最优。
附图说明
图1为本发明的经济型电蓄热装置控制系统构成图。
图2为本发明的经济型电蓄热装置控制系统的控制策略图。
图3为本发明的经济型电蓄热装置控制系统中的电蓄热装置输入输出结构图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明装置和方法的优选实施方式作进一步的详细描述。
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的具体实施案例做说明。
图1为本发明的经济型电蓄热装置控制系统构成图。如图1所示，该电蓄热装置控制系统括光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷，根据光伏预测出力和风电预测出力，将光伏发电和风力发电进行就地实时消纳，以一天为运行工作周期，根据阶梯电网电价，以经济性最优为目标函数及以热负荷平衡、电负荷平衡、电锅炉热功率和电蓄热装置热功率是否满足约束条件计算并控制电锅炉和电蓄热装置工作模式。
具体地，根据光伏预测出力和风电预测出力，将光伏发电和风力发电进行就地实时消纳的方法包括：
要想最大化消纳光伏和风电，必须要知道二者的预测出力，方可制定蓄热装置控制策略。在硬件条件不变、光照和温度一定的情况下，光伏出力基本是确定的。根据t时段光照强度R(t)，光伏组件面积A，温度系数ηr，直流变换环节 MPPT效率ηpc，太阳电池组件的功率温度系数β，环境实际温度Tc，环境参考温度Tcref，可得到光伏发电机组预测出力：
PPV(t)＝R(t)Aηrηpc[1-β(Tc-Tcref)]；
由空气密度ρ，风轮半径R，t时段风速V(t)，最大风能利用系数Cp，可得到风电发电机组预测出力：
电锅炉将分布式绿色能源出力消纳后，如若有热能过剩，将剩余的热通过电蓄热装置存储下来。
具体地，以一天为运行工作周期，根据阶梯电网电价，以经济性最优为目标函数，控制电锅炉和电蓄热装置工作模式的方法包括：要想知道一天运行成本最低，必须要构建成本函数，因此采取一天之内运行成本最低为目标函数，具体表达式为：
Cyx＝frun+fmain；
式中，frun为天化运行成本，fmain为天化维修成本。其中，
(i)天化运行成本只包括从电网购电部分，天化运行成本frun表达式：
frun＝∑tpgrid(t)Pgrid(t)；
式中，pgrid(t)为电网分时电价，Pgrid(t)为从电网购电量。
(ii)天化维修成本fmain的表达式：
fmain＝fHSE+fERB+fPV+fWT；
式中，fHSE为电蓄热装置的维护成本，fERB为电锅炉的维护成本，fPV光伏发电机组的维护成本，fWT为风力发电机组的维护成本。
具体地，以热负荷平衡、电负荷平衡、电锅炉热功率和电蓄热装置热功率是否满足约束条件的方法包括判断上述各个设备的爬坡约束是否越限；
要想进行电蓄热装置控制，必须在满足约束条件下方可进行，具体等式平衡约束和不等式平衡约束如下所示：
(i)等式平衡约束：
式中，PPV(t)为t时段光伏发电机组出力功率，PWT(t)为t时段风力发电机组出力功率，Pgrid(t)为t时段向电网购电的功率，PERB(t)为t时段电制热锅炉耗电功率，Pother(t)为t时段其他波动电负荷输出电功率，QERB(t)为t时段蓄热装置的出力，QHSE(t)为t时段蓄热装置的出力功率，大于0代表释放能量，小于0 代表充入能量，Qload(t)为t时段用户热负荷，WHSE(t)为t时段蓄热装置蓄热量，εHSE为蓄热装置的自放热率，WHSE(t-1)为t-1时段蓄热装置蓄热量，Δt为每个调度时段的时间长度，WHSE(t0)为起始时间段即t0时段蓄热装置出热量，T为控制运行周期，WHL为控制运行周期结束时应留有的储能量。
(ii)不等式平衡约束：
和为微网与大电网之间允许传输的最小和最大功率，和分别为光伏发电机组的最小和最大发电功率，和分别为风力发电机组的最小和最大发电功率，和分别为电加热锅炉的最小和最大功率，和分别为蓄热装置出力的最小出力功率和最大出力功率，和分别为蓄热装置蓄热量的最小蓄热量和最大蓄热量。
具体地，图2为本发明提出的电蓄热装置控制系统的控制策略图，如图2 所示，以控制电锅炉的运转策略为例进行说明，其中，根据光伏发电机组、风力发电机组分时电价，进入控制电锅炉的运转步骤S00后，进入步骤S10：判断是否满足用户热负荷，步骤S10的判断结果若是，则进入步骤S20：判断蓄热量是否越限，步骤S20的判断结果若是，则重新进入控制电锅炉的步骤S00，步骤 S20的判断结果若否，则进入步骤S30：控制进口热水泵流速调节，控制流速后进入步骤S40：判断经济性是否最优，若步骤S40的判断结果是否，则重新进入控制电锅炉的步骤S00，步骤S40的判断结果若是，则进入步骤S50：结束。
其中，步骤S10的判断结果若否，则进入步骤S21：判断蓄热量是否越限，若步骤S21的判断结果若否，则进入步骤S31：控制出口热水泵流速调节，步骤 S31后进入步骤S40：判断经济性是否最优，若否，则重新进入控制电锅炉的步骤S00，若是，则进入步骤S50：结束，。其中，步骤S21的判断结果若是，则重新进入控制电锅炉的步骤S00。
图3为本发明提出的电蓄热装置的输入输出结构图，如图3所示，电蓄热装置的输入量即控制量为u＝(PERB p PPV PWT Qload)，输出量为ym＝(UJ/ UC)，其中，PERB为电锅炉功率(kW)；p为分时电价(元/kWh)；PPV为光伏发电出力(kW)；PWT为风力发电出力(kW)，Qload为用户热负荷需求(kW)，UJ为电蓄热装置进口热水泵流速，UC为电蓄热装置出口热水泵流速。
进一步地，上述控制方法还包括根据经济性最优和设备约束条件，得出电锅炉和电蓄热装置工作模式，计算出电蓄热装置进出口热水泵流速大小。
本发明另一方面公开了一种经济型的电蓄热装置的控制方法，以经济性最优控制电蓄热装置出力，包括控制电蓄热装置进出口热水泵流速。当蓄热装置充热时，进口热水泵工作，进口热水泵流速依据电制热锅炉充热功率调节；当蓄热装置放热时，出口热水泵工作，出口热水泵流速依据用户热负荷功率调节。
本发明提出的控制系统和控制方法，根据经济性最优和设备约束条件，采用线性规划与混合整数规划的方法对经济模型进行求解，得出电锅炉和电蓄热装置工作模式。由于白天光伏发电机组才出力，风力发电机组不受影响，因此白天在满足用户热负荷的情况下，将电锅炉光伏发电出力和风力发电出力全部消纳，若产生多余的热，用电蓄热装置存储起来；在晚上用户热负荷高峰期的时候，将蓄热放出，满足用户热负荷需求；深夜处于低谷电价，电锅炉从大电网购电，电蓄热装置将热存储起来；以一天为运行单位，进行经济性最优控制电蓄热装置。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和优点。本行业的技术人员应该了解，上述实例不以任何形式限制本发明，凡采用等同替换或等效变换的方式所获得的技术方案，均落在本发明的保护范围内。
Claims (10)
1.一种经济型电蓄热装置控制系统，其特征在于，所述系统包括光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷，根据光伏预测出力和风电预测出力，将光伏发电和风力发电进行就地实时消纳，以一天为运行工作周期，根据阶梯电网电价，以经济性最优为目标函数及以热负荷平衡、电负荷平衡、电锅炉热功率和电蓄热装置热功率是否满足约束条件计算并控制电锅炉和电蓄热装置的工作模式。
2.根据权利要求1所述的经济型电蓄热装置控制系统，其特征在于，所述计算电锅炉和电蓄热装置的工作模式还包括分别计算出电蓄热装置进口热水泵和出口热水泵流速大小。
3.根据权利要求1-2任一项所述的经济型电蓄热装置控制系统，其特征在于，所述光伏预测出力和风电预测出力的预测表达式为：
式中，R(t)表示t时段光照强度，A为光伏组件面积，ηr为温度系数，ηpc为直流变换环节MPPT效率，β为太阳电池组件的功率温度系数，Tc为环境实际温度，Tcref为环境参考温度，PPV(t)为t时段光伏发电机组预测出力，ρ为空气密度，R为风轮半径，V(t)为t时段风速，Cp为最大风能利用系数，PWT(t)为风电发电机组预测出力。
4.根据权利要求1-2任一项所述的经济型电蓄热装置控制系统，其特征在于，所述经济性最优为目标函数包括采用天化均摊效益法进行经济性计算，一周期运行成本Cyx具体表达式为：
Cyx＝frun+fmain
式中，frun为天化运行成本，fmain为天化维修成本；其中，(i)天化运行成本只包括从电网购电部分，天化运行成本frun表达式：
frun＝∑tpgrid(t)Pgrid(t)；
式中，pgrid(t)为电网分时电价，Pgrid(t)为从电网购电量；
其中，(ii)天化维修成本fmain的表达式：
fmain＝fHSE+fERB+fPV+fWT；
式中，fHSE为电蓄热装置的维护成本，fERB为电锅炉的维护成本，fPV光伏发电机组的维护成本，fWT为风力发电机组的维护成本。
5.根据权利要求1-2任一项所述的经济型电蓄热装置控制系统，其特征在于，所述约束条件包括采用遍历法将光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷各设备的上下限进行约束，包括等式平衡约束和不等式平衡约束如下所示：
(i)等式平衡约束的表达式为：
式中，PPV(t)为t时段光伏发电机组出力功率，PWT(t)为t时段风力发电机组出力功率，Pgrid(t)为t时段向电网购电的功率，PERB(t)为t时段电制热锅炉耗电功率，Pother(t)为t时段其他波动电负荷输出电功率，QERB(t)为t时段蓄热装置的出力，QHSE(t)为t时段蓄热装置的出力功率，大于0代表释放能量，小于0代表充入能量，Q1oad(t)为t时段用户热负荷，WHSE(t)为t时段蓄热装置蓄热量，εHSE为蓄热装置的自放热率，WHSE(t-1)为t-1时段蓄热装置蓄热量，Δt为每个调度时段的时间长度，WHSE(t0)为起始时间段即t0时段蓄热装置出热量，T为控制运行周期，WHL为控制运行周期结束时应留有的储能量；
(ii)不等式平衡约束的表达式为：
和为微网与大电网之间允许传输的最小和最大功率，和分别为光伏发电机组的最小和最大发电功率，和分别为风力发电机组的最小和最大发电功率，和分别为电加热锅炉的最小和最大功率，和分别为蓄热装置出力的最小出力功率和最大出力功率，和分别为蓄热装置蓄热量的最小蓄热量和最大蓄热量。
6.一种经济型电蓄热装置控制系统的控制方法，其特征在于，所述系统包括光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷，所述控制方法具体包括：
根据光伏预测出力和风电预测出力，将光伏发电和风力发电进行就地实时消纳，
以一天为运行工作周期，根据阶梯电网电价，以经济性最优为目标函数；
以热负荷平衡、电负荷平衡、电锅炉热功率和电蓄热装置热功率是否满足约束条件计算并控制电锅炉和电蓄热装置的工作模式。
7.根据权利要求6所述的经济型电蓄热装置控制系统的控制方法，其特征在于，所述计算电锅炉和电蓄热装置的工作模式还包括分别计算出电蓄热装置进口热水泵和出口热水泵流速大小。
8.根据权利要求6-7任一项所述的经济型电蓄热装置控制系统的控制方法，其特征在于，所述光伏预测出力和风电预测出力的预测表达式为：
式中，R(t)表示t时段光照强度R(t)，A为光伏组件面积，ηr为温度系数，ηpc为直流变换环节MPPT效率，β为太阳电池组件的功率温度系数，Tc为环境实际温度，Tcref为环境参考温度，PPV(t)为t时段光伏发电机组预测出力，ρ为空气密度，R为风轮半径，V(t)为t时段风速，Cp为最大风能利用系数，PWT(t)为风电发电机组预测出力。
9.根据权利要求6-7任一项所述的经济型电蓄热装置控制系统的控制方法，其特征在于，所述经济性最优为目标函数包括采用天化均摊效益法进行经济性计算，一周期运行成本具体表达式为：
Cyx＝frun+fmain；
式中，frun为天化运行成本，fmain为天化维修成本；其中，(i)天化运行成本只包括从电网购电部分，天化运行成本frun表达式：
frun＝∑tpgrid(t)Pgrid(t)；
式中，pgrid(t)为电网分时电价，Pgrid(t)为从电网购电量；
其中，(ii)天化维修成本fmain的表达式：
fmain＝fHSE+fERB+fPV+fWT；
式中，fHSE为电蓄热装置的维护成本，fERB为电锅炉的维护成本，fPV光伏发电机组的维护成本，fWT为风力发电机组的维护成本。
10.根据权利要求6-7任一项所述的经济型电蓄热装置控制系统的控制方法，其特征在于，所述约束条件包括采用遍历法将光伏发电机组、风电发电机组、电锅炉、电蓄热装置、大电网、其他波动电负荷和用户热负荷各设备的上下限进行约束，包括等式平衡约束和不等式平衡约束如下所示：
(i)等式平衡约束的表达式为：
式中，PPV(t)为t时段光伏发电机组出力功率，PWT(t)为t时段风力发电机组出力功率，Pgrid(t)为t时段向电网购电的功率，PERB(t)为t时段电制热锅炉耗电功率，Pother(t)为t时段其他波动电负荷输出电功率，QERB(t)为t时段蓄热装置的出力，QHSE(t)为t时段蓄热装置的出力功率，大于0代表释放能量，小于0代表充入能量，Qload(t)为t时段用户热负荷，WHSE(t)为t时段蓄热装置蓄热量，εHSE为蓄热装置的自放热率，WHSE(t-1)为t-1时段蓄热装置蓄热量，Δt为每个调度时段的时间长度，WHSE(t0)为起始时间段即t0时段蓄热装置出热量，T为控制运行周期，WHL为控制运行周期结束时应留有的储能量；
(ii)不等式平衡约束的表达式为：
和为微网与大电网之间允许传输的最小和最大功率，和分别为光伏发电机组的最小和最大发电功率，和分别为风力发电机组的最小和最大发电功率，和分别为电加热锅炉的最小和最大功率，和分别为蓄热装置出力的最小出力功率和最大出力功率，和分别为蓄热装置蓄热量的最小蓄热量和最大蓄热量。
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