CN111047069B - 一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法，包括以下步骤：1)确定影响区域供热管网灵活性的控制变量；2)在恒温恒流量控制模式下，建立考虑热网传输时延的热电联合调度优化问题；3)求解在恒温恒流量模式下的优化问题，得到的热电联合调度结果用于计算区域供热网络中的热输入和蓄热水平，并以此作为热网灵活性评估的基准值；4)将供热管网抽象表示为一种广义热储能装置，在不同的供热控制模式下，根据步骤3)提供的基准值，计算供热系统的运行灵活性指标，包括各时刻的广义热储能的最小/最大热输入、各时刻的广义热储能的最小/最大蓄热水平，从而量化评估供热系统作为一种广义热储能装置所能够提供的运行灵活性。
Description
技术领域
本发明涉及一种热电联合调度灵活性评估方法，尤其设计一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法。
背景技术
近年来，可再生能源在电力系统中的渗透率不断增加。由于可再生能源发电具有较大的波动性和随机性，故对电力系统的安全可靠运行提出了更高的要求。而提高系统的运行灵活性，则可以使得系统能够应对更加复杂的波动情况，有助于维持供需平衡，并且促进可再生能源的大规模整合。通过热电联产机组(Combined heat and power,CHP)进行电热耦合的系统，采取有效的热电联产调度(Combined heat and power dispatch,CHPD)，可以促进电力和热力系统之间的能源相互作用，从而部分解决灵活性问题，并带来经济效益和运行效益。
区域供热管网(district heat network，DHN)可以进一步研究CHPD问题，它能提供运行灵活性，就像一个蓄热罐，在供热高峰期和低谷期可以有效平抑热负荷波动，故能容纳更高水平的可再生能源。但对区域供热管网建模通常涉及很多非线性条件，而简化版的区域供热系统中通常没有考虑热传输延迟和管网中的温度动态变化。已有的方法大多对基于热电联合调度模型对系统调度运行策略进行仿真分析，缺乏对热网储能特性的定量灵活性评估，如何建立一种通用的、直接的灵活性指标和评估方法，对DHN的储能特性进行和不同的控制模式(如变管道流量和热源供水温度)进行灵活性评估，是目前亟需解决的关键问题之一。
发明内容
针对以上问题，本发明提供了一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法。
本发明所采用的技术方案包括如下步骤：
1)确定影响区域供热管网灵活性的控制变量。
2)在恒温恒流量控制模式下，建立考虑热网传输时延的热电联合调度优化问题。
3)求解在恒温恒流量模式下的优化问题，得到的热电联合调度结果用于计算区域供热网络中的热输入和蓄热水平，并以此作为热网灵活性评估的基准值。
4)将供热管网抽象表示为一种广义热储能装置，在不同的供热控制模式下，根据步骤3所提供的基准值，计算供热系统的运行灵活性指标，包括各时刻的广义热储能的最小/最大热输入、各时刻的广义热储能的最小/最大蓄热水平，从而量化评估供热系统作为一种广义热储能装置所能够提供的运行灵活性。
上述技术方案中，作为优选，所述步骤1)中的控制变量包含供热管网中的流量大小与热源处的供水温度。
作为优选，所述步骤2)中的恒温恒流量控制模式是指：供热管网中的流量大小为定值，热源处的供水温度为定值，此时系统的运行方式固定，所有状态不可调节，故以此为基准；
所述的考虑热网传输时延的热电联合调度优化问题包含建立目标函数与约束条件；
所述的目标函数包含给定时间内，天然气发电、CHP、燃气锅炉总的消耗天然气成本与光伏削减的惩罚值，表达式如下：
式中，J为目标函数值，T为时间集合，G为系统中的天然气发电集合，C为CHP集合，B为燃气锅炉集合，V为光伏发电集合，Δt为时间间隔，
为t时刻第g个天然气发电消耗的天然气量，
为t时刻第c个CHP消耗的天然气量，
为t时刻第b个燃气锅炉消耗的天然气量，
为t时刻第v个光伏电站的有功输出，
为t时刻第v个光伏电站的有功输出上界，λgas为天然气价格，λPV为弃光成本；
所述的约束条件包括：
(1)天然气发电约束：
式中，
为第g个天然气发电的能源转换效率，
为t时刻第g个天然气发电在的功率输出，
为第g个天然气发电输出下界，
为第g个天然气发电输出上界，
为第g个天然气发电最大斜坡率；
(2)CHP运行约束：
式中，
为第c个CHP的输出电热比率，
为第c个CHP的效率，
为t时刻第c个CHP的功率输出，
为t时刻第c个CHP的热输出，
为第c个CHP热输出下界，
为第c个CHP热输出上界，
为第c个CHP热输出最大斜坡率；
(3)燃气锅炉运行约束：
式中，
为第b个燃气锅炉的能源转换效率，
为t时刻第b个燃气锅炉的热输出，
为第b个燃气锅炉热输出下界，
为第b个燃气锅炉热输出上界，
为第b个燃气锅炉热输出最大斜坡率。
(4)DHN压力和流量约束：
式中，P为DHN管道集合，N为DHN节点集合，
为DHP中从节点n流出的管道集合，
为DHP中从节点n流入的管道集合，
为DHP中流出到管道p的节点集合，
为DHP流入到管道p的节点集合，
为t时刻供水网络在节点n、m的压力，
是供水网络在节点n的压力下界，
是供水网络在节点n的压力上界，
为t时刻回水网络在节点n、m的压力，
是回水网络在节点n的压力下界，
是回水网络在节点n的压力上界，μp为管道p的摩擦因数，mp,t为t时刻管道p的流量，m p为管道p的流量下界，
为管道p的流量上界，
为t时刻节点n流入的流量，
为节点n流入的流量下界，
为节点n流入的流量上界，
为t时刻节点n流出的流量；
(5)热源热输入和供水水温约束：
式中，Cn为DHN中在节点n的CHP集合，Bn为DHN中在节点n的燃气锅炉集合，cw为水的比热容，
为t时刻供水网络节点n的供水水温，
为t时刻回水网络节点n的温度，
为t时刻DHN中总的热输入，
为t时刻DHN中总传热损失，
为t时刻供水网络节点n的最高供水水温；
(6)管道入口、出口温度约束：
式中，
为t'时刻供水网络中管道p的入口温度，
为t时刻供水网络中管道p的出口温度，
为t'时刻回水网络中管道p的入口温度，
为t时刻回水网络中管道p的出口温度，τp,t为t时刻管道p的传热延时，Mp为管道p中水的质量，Lp为管道p的长度，Dp为管道p的直径，ρ为水的密度；
(7)热损失约束：
式中，
为t时刻供水网络管道p的热损失，
为t时刻回水网络管道p的热损失，Tt g为t时刻的地面温度，kp为管道p的热导系数；
(8)热负荷约束：
式中，
为t时刻DHN中总的热负荷，
为t时刻DHN中节点n总的热负荷，
为t时刻供水网络节点n的温度，
为t时刻回水网络中节点n的出口温度，
为节点n的最小回水温度；
(9)管道温度平衡约束：
(10)电力系统约束：
式中，Gi、Ci、Vi分别为母线i上天然气发电、CHP、光伏发电集合，I为系统母线节点集合，L为系统线路集合，
为电网中和线路l的入端相连的母线节点集合，
为电网中和线路l的出端相连的母线节点集合，
为电网中从母线i流入的线路集合，
为电网中从母线i流出的线路集合，
为t时刻母线i的电负荷，Tl,t为t时刻线路l的有功功率，θi,t为t时刻母线i的相角，Xi,j为母线i和母线j之间的线路阻抗，
为线路l的传输功率上界，
(11)恒温恒流量控制模式约束：
式中，
为预定义的恒定流量，
为预定义的恒定供水温度。
作为优选，所述步骤3)中得到的热电联合调度结果包含各时刻供水网络中各管道的入口温度
各时刻回水网络中各管道的入口温度
各时刻DHN中总的热输入
各时刻供水网络各管道的热损失
各时刻回水网络各节点的温度
其中，所述DHN的热输入水平可通过公式(16)进行计算，DHN中的蓄热水平计算表达式如下：
式中，Et为t时刻DHN的广义热储能的蓄热水平。
作为优选，所述步骤4)中的不同供热控制模式包含恒定管道流量和可变供水温度模式(the constant flow and variable temperature mode，CF-VT)、可变管道流量和恒定供水温度模式(the variable flow and constant temperature mode，VF-CT)和可变管道流量和可变供水温度模式(the variable flow and variable temperature mode，VF-VT)；
所述恒定管道流量和可变供水温度模式的约束如下所示：
所述可变管道流量和恒定供水温度模式的约束如下所示：
所述可变管道流量和可变供水温度模式没有流量和供电温度的约束。
作为优选，所述步骤4)中可行的热输入集合表达式如下所示：
式中，
为可行的热输入集合，
为t时刻的广义热储能的最小蓄热水平，
为t时刻的广义热储能的最大蓄热水平，
为t时刻的广义热储能的最小热输入，
为t时刻的广义热储能的最大热输入，
为t时刻基准情况下DHN中的标称蓄热水平，
为t时刻基准情况下的标称热输入；
运行灵活性指标包含，各时刻的广义热储能的最小热输入
各时刻的广义热储能的最大热输入
各时刻的广义热储能的最小蓄热水平
各时刻的广义热储能的最大蓄热水平
在CF-VT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
式中，
为节点n的最大供水温度，
为节点n的最小供水温度，
为t时刻基准情况下DHN中节点n的标称回水温度；
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
在VF-CT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
在VF-VT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
本发明的一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法，将供热网络视为一种广义的、通用的热储能模型，结合4种控制模式，即CF-CT模式、CF-VT模式、VF-CT模式、VF-VT模式，以CF-CT模式为基准，提出了简便易算且直观的灵活性指标。相比于传统的考虑热电联合调度的灵活性评估方法，本发明具有如下优点：
1、本发明考虑供热管网的蓄热能力，提出一种广义的热储能模型用来描述热电联合调度中供热网络的运行灵活性。
2、本发明对区域供热系统的3种不同的控制模式进行建模，提出的不同的控制模式具有不同的灵活性，提供了运行灵活性的来源。
3、本发明提出了各时刻的广义热储能的最小热输入、各时刻的广义热储能的最大热输入、各时刻的广义热储能的最小蓄热水平、各时刻的广义热储能的最大蓄热水平等灵活性指标，并给出了指标的计算方式，能够全面而直观地量化评估供热系统作为一种广义热储能装置所能够提供的运行灵活性，同时计算方便。
附图说明
图1是调节供水温度产生的灵活性；
图2是调节流量产生的灵活性。
具体实施方式
下面结合附图，对本发明进行进一步的详细说明。
一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法，包括如下步骤：
1)确定影响区域供热管网灵活性的控制变量。
所述的控制变量包含供热管网中的流量大小与热源处的供水温度。一般来说，DHN可以看作热源和热负载之间的缓冲。在供热网络管道可作为广义储能进行临时蓄热的情况下，热源产生的热输入不需要每时每刻随负载热输出的变化而变化。故有一个可行的热输入集合，在供热网络管道的作用下，均可以满足热负荷，而不是一个固定的热输入以实时满足瞬时热平衡，这种可行的热输入集合体现运行灵活性。
图1是热输入如何通过改变流量来调节的示意图。热量从管道的入口流向出口与水的流量有关，流量越大，热量传递的延迟就越短，例如,当流量从m1到m2(m2>m1)时，热量传递延迟从τ1缩短到τ2(τ1>τ2)。故在t0时刻热输出的情况下，通过调整流量，可以调节热输入的时间，从而使热输入的峰值从t1推迟到t2，导致热负荷“可延迟”。
图2是热输入如何通过改变供水温度来调节的示意图。本发明中引入DHN的蓄热水平Et来量化网络管道的余热，具体表达式见(28)。通过提高热源的供水温度，由于时间延迟，热输入不会影响热负荷节点的温度。如果输入的热量大于负荷，DHN可以吸收额外的热量来提高网络的蓄热水平Et。如果输入的热量小于负荷，DHN可以放出热量来降低网络的蓄热水平Et，这在一定时间内不影响网络的热输出。
2)在恒温恒流量控制模式下，建立考虑热网传输时延的热电联合调度优化问题。
所述的恒温恒流量控制模式是指：供热管网中的流量大小为定值，热源处的供水温度为定值，此时系统的运行方式固定，所有状态不可调节，故以此为基准。
所述的考虑热网传输时延的热电联合调度优化问题包含建立目标函数与约束条件。
所述的目标函数包含给定时间内，天然气发电、CHP、燃气锅炉总的消耗天然气成本与光伏削减的惩罚值，表达式如下：
式中，J为目标函数值，T为时间集合，G为系统中的天然气发电集合，C为CHP集合，B为燃气锅炉集合，V为光伏发电集合，Δt为时间间隔，
为t时刻第g个天然气发电消耗的天然气量，
为t时刻第c个CHP消耗的天然气量，
为t时刻第b个燃气锅炉消耗的天然气量，
为t时刻第v个光伏电站的有功输出，
为t时刻第v个光伏电站的有功输出上界，λgas为天然气价格，λPV为弃光成本。
所述的约束条件包括：
(1)天然气发电约束，包括天然气发电的能源转换约束、发电功率上下限约束、斜坡约束：
式中，
为第g个天然气发电的能源转换效率，
为t时刻第g个天然气发电在的功率输出，
为第g个天然气发电输出下界，
为第g个天然气发电输出上界，
为第g个天然气发电最大斜坡率。
(2)CHP运行约束，包括CHP能源转换约束、供热的上下限约束、斜坡约束：
式中，
为第c个CHP的输出电热比率，
为第c个CHP的效率，
为t时刻第c个CHP的功率输出，
为t时刻第c个CHP的热输出，
为第c个CHP热输出下界，
为第c个CHP热输出上界，
为第c个CHP热输出最大斜坡率。
(3)燃气锅炉运行约束，包括燃气锅炉能源转换约束、供热的上下限约束、斜坡约束：
式中，
为第b个燃气锅炉的能源转换效率，
为t时刻第b个燃气锅炉的热输出，
为第b个燃气锅炉热输出下界，
为第b个燃气锅炉热输出上界，
为第b个燃气锅炉热输出最大斜坡率。
(4)DHN压力和流量约束，包括管道内的压力损失约束、流量的连续性约束、压力和流量的边界上下限限制约束：
式中，P为DHN管道集合，N为DHN节点集合，
为DHP中从节点n流出的管道集合，
为DHP中从节点n流入的管道集合，
为DHP中流出到管道p的节点集合，
为DHP流入到管道p的节点集合，
为t时刻供水网络在节点n、m的压力，
是供水网络在节点n的压力下界，
是供水网络在节点n的压力上界，
为t时刻回水网络在节点n、m的压力，
是回水网络在节点n的压力下界，
是回水网络在节点n的压力上界，μp为管道p的摩擦因数，mp,t为t时刻管道p的流量，m p为管道p的流量下界，
为管道p的流量上界，
为t时刻节点n流入的流量，
为节点n流入的流量下界，
为节点n流入的流量上界，
为t时刻节点n流出的流量。
(5)热源热输入和供水水温约束：
其中，热源的热输入包括热负荷和传输的损耗，式中，Cn为DHN中在节点n的CHP集合，Bn为DHN中在节点n的燃气锅炉集合，cw为水的比热容，
为t时刻供水网络节点n的供水水温，
为t时刻回水网络节点n的温度，
为t时刻DHN中总的热输入，
为t时刻DHN中总传热损失，
为t时刻供水网络节点n的最高供水水温。
(6)管道入口、出口温度约束：
其中，该约束对管道的温度损失进行了简化，不考虑温度下降从而避免了复杂的非线性函数。式中，
为t'时刻供水网络中管道p的入口温度，
为t时刻供水网络中管道p的出口温度，
为t'时刻回水网络中管道p的入口温度，
为t时刻回水网络中管道p的出口温度，τp,t为t时刻管道p的传热延时，Mp为管道p中水的质量，Lp为管道p的长度，Dp为管道p的直径，ρ为水的密度。
(7)热损失约束：
式中，
为t时刻供水网络管道p的热损失，
为t时刻回水网络管道p的热损失，Tt g为t时刻的地面温度，kp为管道p的热导系数。
(8)热负荷约束：
式中，
为t时刻DHN中总的热负荷，
为t时刻DHN中节点n总的热负荷，
为t时刻供水网络节点n的温度，
为t时刻回水网络中节点n的出口温度，
为节点n的最小回水温度。
(9)管道温度平衡约束，包括供水网络、回水网络的温度平衡约束：
(10)电力系统约束，包括功率平衡约束、电网传输功率限制约束：
式中，Gi、Ci、Vi分别为母线i上天然气发电、CHP、光伏发电集合，I为系统母线节点集合，L为系统线路集合，
为电网中和线路l的入端相连的母线节点集合，
为电网中和线路l的出端相连的母线节点集合，
为电网中从母线i流入的线路集合，
为电网中从母线i流出的线路集合，
为t时刻母线i的电负荷，Tl,t为t时刻线路l的有功功率，θi,t为t时刻母线i的相角，Xi,j为母线i和母线j之间的线路阻抗，
为线路l的传输功率上界，
(11)恒温恒流量控制模式约束：
式中，
为预定义的恒定流量，
为预定义的恒定供水温度。
3)求解在恒温恒流量模式下的优化问题，得到的热电联合调度结果用于计算区域供热网络中的热输入和蓄热水平，并以此作为热网灵活性评估的基准值。
所述得到的热电联合调度结果包含各时刻供水网络中各管道的入口温度
各时刻回水网络中各管道的入口温度
各时刻DHN中总的热输入
各时刻供水网络各管道的热损失
各时刻回水网络各节点的温度
所述的DHN的热输入水平通过公式(16)进行计算，DHN中的蓄热水平计算表达式如下：
式中，Et为t时刻DHN的广义热储能的蓄热水平。
4)将供热管网抽象表示为一种广义热储能装置，在不同的供热控制模式下，根据步骤3所提供的基准值，计算供热系统的运行灵活性指标，包括各时刻的广义热储能的最小/最大热输入、各时刻的广义热储能的最小/最大蓄热水平，从而量化评估供热系统作为一种广义热储能装置所能够提供的运行灵活性。
所述的不同供热控制模式包含恒定管道流量和可变供水温度模式(the constantflow and variable temperature mode，CF-VT)、可变管道流量和恒定供水温度模式(thevariable flow and constant temperature mode，VF-CT)和可变管道流量和可变供水温度模式(the variable flow and variable temperature mode，VF-VT)。
所述恒定管道流量和可变供水温度模式的约束如下所示：
所述可变管道流量和恒定供水温度模式的约束如下所示：
所述可变管道流量和可变供水温度模式没有流量和供电温度的约束。
所述可行的热输入集合表达式如下所示：
式中，
为可行的热输入集合，
为t时刻的广义热储能的最小蓄热水平，
为t时刻的广义热储能的最大蓄热水平，
为t时刻的广义热储能的最小热输入，
为t时刻的广义热储能的最大热输入，
为t时刻基准情况下DHN中的标称蓄热水平，
为t时刻基准情况下的标称热输入。
所述步的运行灵活性指标包含，各时刻的广义热储能的最小热输入
各时刻的广义热储能的最大热输入
各时刻的广义热储能的最小蓄热水平
各时刻的广义热储能的最大蓄热水平
在CF-VT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
式中，
为节点n的最大供水温度，
为节点n的最小供水温度，
为t时刻基准情况下DHN中节点n的标称回水温度；
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
在VF-CT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
在VF-VT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
最终，通过各时刻的广义热储能的最小热输入
各时刻的广义热储能的最大热输入
各时刻的广义热储能的最小蓄热水平
各时刻的广义热储能的最大蓄热水平
绘制关于时间的曲线图，可以得到灵活性裕度，从而对灵活性进行评价。
Claims (4)
1.一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法，其特征在于：该方法包括如下步骤：
步骤1)：确定影响区域供热管网灵活性的控制变量；
步骤2)：在恒温恒流量控制模式下，建立考虑热网传输时延的热电联合调度优化问题；
步骤3)：求解在恒温恒流量模式下的优化问题，得到的热电联合调度结果用于计算区域供热网络中的热输入和蓄热水平，并以此作为热网灵活性评估的基准值；
步骤4)：将供热管网抽象表示为一种广义热储能装置，在不同的供热控制模式下，根据步骤3)所提供的基准值，计算供热系统的运行灵活性指标，包括各时刻的广义热储能的最小/最大热输入、各时刻的广义热储能的最小/最大蓄热水平，从而量化评估供热系统作为一种广义热储能装置所能够提供的运行灵活性；
所述步骤2)中的恒温恒流量控制模式是指：供热管网中的流量大小为定值，热源处的供水温度为定值，此时系统的运行方式固定，所有状态不可调节，故以此为基准；
所述的建立考虑热网传输时延的热电联合调度优化问题包含建立目标函数与约束条件；
所述的目标函数包含给定时间内，天然气发电、CHP、燃气锅炉总的消耗天然气成本与光伏削减的惩罚值，表达式如下：
式中，J为目标函数值，T为时间集合，G为系统中的天然气发电集合，C为CHP集合，B为燃气锅炉集合，V为光伏发电集合，Δt为时间间隔，
为t时刻第g个天然气发电消耗的天然气量，
为t时刻第c个CHP消耗的天然气量，
为t时刻第b个燃气锅炉消耗的天然气量，
为t时刻第v个光伏电站的有功输出，
为t时刻第v个光伏电站的有功输出上界，λgas为天然气价格，λPV为弃光成本；
所述的约束条件包括：
(1)天然气发电约束：
式中，
为第g个天然气发电的能源转换效率，
为t时刻第g个天然气发电在的功率输出，
为第g个天然气发电输出下界，
为第g个天然气发电输出上界，
为第g个天然气发电最大斜坡率；
(2)CHP运行约束：
式中，
为第c个CHP的输出电热比率，
为第c个CHP的效率，
为t时刻第c个CHP的功率输出，
为t时刻第c个CHP的热输出，
为第c个CHP热输出下界，
为第c个CHP热输出上界，
为第c个CHP热输出最大斜坡率；
(3)燃气锅炉运行约束：
式中，
为第b个燃气锅炉的能源转换效率，
为t时刻第b个燃气锅炉的热输出，
为第b个燃气锅炉热输出下界，
为第b个燃气锅炉热输出上界，
为第b个燃气锅炉热输出最大斜坡率；
(4)DHN压力和流量约束：
式中，P为DHN管道集合，N为DHN节点集合，
为DHP中从节点n流出的管道集合，
为DHP中从节点n流入的管道集合，
为DHP中流出到管道p的节点集合，
为DHP流入到管道p的节点集合，
为t时刻供水网络在节点n、m的压力，
是供水网络在节点n的压力下界，
是供水网络在节点n的压力上界，
为t时刻回水网络在节点n、m的压力，
是回水网络在节点n的压力下界，
是回水网络在节点n的压力上界，μp为管道p的摩擦因数，mp,t为t时刻管道p的流量，mp为管道p的流量下界，
为管道p的流量上界，
为t时刻节点n流入的流量，
为节点n流入的流量下界，
为节点n流入的流量上界，
为t时刻节点n流出的流量；
(5)热源热输入和供水水温约束：
式中，Cn为DHN中在节点n的CHP集合，Bn为DHN中在节点n的燃气锅炉集合，cw为水的比热容，
为t时刻供水网络节点n的供水水温，
为t时刻回水网络节点n的温度，
为t时刻DHN中总的热输入，
为t时刻DHN中总传热损失，
为t时刻供水网络节点n的最高供水水温；
(6)管道入口、出口温度约束：
式中，
为t'时刻供水网络中管道p的入口温度，
为t时刻供水网络中管道p的出口温度，
为t'时刻回水网络中管道p的入口温度，
为t时刻回水网络中管道p的出口温度，τp,t为t时刻管道p的传热延时，Mp为管道p中水的质量，Lp为管道p的长度，Dp为管道p的直径，ρ为水的密度；
(7)热损失约束：
式中，
为t时刻供水网络管道p的热损失，
为t时刻回水网络管道p的热损失，Tt g为t时刻的地面温度，kp为管道p的热导系数；
(8)热负荷约束：
式中，
为t时刻DHN中总的热负荷，
为t时刻DHN中节点n总的热负荷，
为t时刻供水网络节点n的温度，
为t时刻回水网络中节点n的出口温度，
为节点n的最小回水温度，
为节点n的最小供水温度；
(9)管道温度平衡约束：
(10)电力系统约束：
式中，Gi、Ci、Vi分别为母线i上天然气发电、CHP、光伏发电集合，I为系统母线节点集合，L为系统线路集合，
为电网中和线路l的入端相连的母线节点集合，
为电网中和线路l的出端相连的母线节点集合，
为电网中从母线i流入的线路集合，
为电网中从母线i流出的线路集合，
为t时刻母线i的电负荷，Tl,t为t时刻线路l的有功功率，θi,t为t时刻母线i的相角，Xi,j为母线i和母线j之间的线路阻抗，
为线路l的传输功率上界；
(11)恒温恒流量控制模式约束：
式中，
为预定义的恒定流量，
为预定义的恒定供水温度。
2.根据权利要求1所述的一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法，其特征在于：所述步骤1)中的控制变量包含供热管网中的流量大小与热源处的供水温度。
3.根据权利要求1所述的一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法，其特征在于：所述步骤3)中得到的热电联合调度结果包含各时刻供水网络中各管道的入口温度
各时刻回水网络中各管道的入口温度
各时刻DHN中总的热输入
各时刻供水网络各管道的热损失
各时刻回水网络各节点的温度
其中，DHN的热输入水平可通过公式(16)计算得到，DHN中的蓄热水平计算表达式如下：
式中，Et为t时刻DHN的广义热储能的蓄热水平。
4.根据权利要求1所述的一种考虑热网储能特性的热电联合调度灵活性评估方法，其特征在于：所述步骤4)中的不同的供热控制模式包含恒定管道流量和可变供水温度模式、可变管道流量和恒定供水温度模式和可变管道流量和可变供水温度模式
所述恒定管道流量和可变供水温度模式的约束如下所示：
所述可变管道流量和恒定供水温度模式的约束如下所示：
所述可变管道流量和可变供水温度模式没有流量和供电温度的约束；
可行的热输入集合表达式如下所示：
式中，
为可行的热输入集合，
为t时刻的广义热储能的最小蓄热水平，
为t时刻的广义热储能的最大蓄热水平，
为t时刻的广义热储能的最小热输入，
为t时刻的广义热储能的最大热输入，
为t时刻基准情况下DHN中的标称蓄热水平，
为t时刻基准情况下的标称热输入；
运行灵活性指标包含，各时刻的广义热储能的最小热输入
各时刻的广义热储能的最大热输入Qt +、各时刻的广义热储能的最小蓄热水平
各时刻的广义热储能的最大蓄热水平
在恒定管道流量和可变供水温度模式，即CF-VT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
式中，
为节点n的最大供水温度，
为节点n的最小供水温度，
为t时刻基准情况下DHN中节点n的标称回水温度；
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
在可变管道流量和恒定供水温度模式，即VF-CT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
在可变管道流量和可变供水温度模式，即VF-VT模式下，所述各时刻的广义热储能的最小、最大热输入表达式如下：
所述各时刻的广义热储能的最小、最大蓄热水平的计算方式如下：
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