CN111125611B - 面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法 - Google Patents

面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开一种面向多场景的冷‑热‑电微能网群两阶段优化调度方法，包括以下步骤：（1）建立CCHP微能网群架构；（2）建立CCHP微能网群关键设备模型；（3）建立CCHP微能网群两阶段优化调度模型；（4）使用优化软件GAMS对步骤（1）至步骤（3）建立的模型进行求解；（5）根据步骤（4）的求解结果对系统进行调度。本发明考虑了各CCHP微能网之间的能量交互，建立了面向多场景的CCHP微能网群模型，充分利用了能源间相互转化的优势和时空多能互补的潜力，实现了系统的最优经济运行；在满足用户多元化用能需求的同时，提高了CCHP微能网群的灵活应对RES随机性的能力。

Description

面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法
技术领域
本发明属于电力系统技术领域，涉及一种面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法。
背景技术
推动建设泛在电力物联网是与坚强智能电网协同并进、相辅相成与融合发展的新思路。区域综合能源系统作为泛在电力物联网的重要组成部分，通过能源间相互转化与互补互济实现了冷、热、电、气等多元能源的综合利用，提高了能源的利用效率，有助于推进能源结构调整和缓解化石能源短缺的问题。
在区域综合能源系统中，冷热电联供(combined cooling,heating and power,CCHP)技术与传统微能源网共同组成的CCHP微能网将系统中的可再生能源(renewableenergy system，RES)、储能系统(energy storage systems，ESS)、用户多元负荷和能源转化设备紧密结合在一起，实现了用户侧能源的灵活调度和高效利用。由于不同的CCHP微能网面向的应用场景不同(如工业型、商业性和居民型等)，供能与用能特性各异，网间存在时空上的多能互补潜力，因此由多个微能网相互连接、并列运行的CCHP微能网群成为了综合能源示范工程的优先选择。
近年来，随着我国RES并网规模的逐渐扩大，分布式RES(如屋顶光伏和公路光伏等)得到了飞速发展，逐渐成为微能源网中电能的重要来源，有效降低了用户的用能成本。然而，RES具有的强随机性和不确定性提高了CCHP微能网的运行风险，不利于系统的安全稳定运行。传统的CCHP微能网群调度往往使用日前预测的RES出力作为优化调度的依据，忽视了RES的预测误差，最终造成供能企业和用户的经济损失。
发明内容
发明目的：CCHP微能网群两阶段随机调度作为一种随机规划方法，将系统的调度分为日前能量储备和实时调整两个阶段，能够有效解决RES因预测出力误差导致的随机性问题。现有文献虽然提出了利用两阶段优化调度的策略来应对RES的随机性，但是尚未考虑面向多场景的CCHP微能网群之间的能量交互。基于此，本发明考虑了基于多个用能场景的微能网群，建立了基于两阶段CCHP微能网群优化调度模型，以应对RES的不确定性与随机性。
技术方案：为实现本发明的目的，本发明所采用的技术方案是：
面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)建立CCHP微能网群架构；
(2)建立CCHP微能网群关键设备模型；
(3)建立CCHP微能网群两阶段优化调度模型；
(4)使用优化软件GAMS对步骤(1)至步骤(3)建立的模型进行求解；
(5)根据步骤(4)的求解结果对系统进行调度。
进一步地，步骤(1)中，CCHP微能网群包括多个用户侧微能网和外部供能系统。
进一步地，用户侧微能网包括工业型、居民型和智能楼宇型3种微能网。
进一步地，外部供能系统包括市政电网UG、热电联产机组CHP、供热管道系统HPS和外部制冷设备。
进一步地，外部制冷设备包括电制冷机组EC和吸收式制冷机AC。
进一步地，步骤(2)中，建立CCHP微能网群关键设备模型，包括以下步骤：
步骤2.1：建立CHP机组模型：
Figure GDA0004105146870000021
式中，t表示变量对应的时段；PCHP,t，QCHP,t和QG,t分别表示CHP机组输出的电能、热能和消耗的天然气；ηCHP、ηGE和ηGH分别表示CHP转换效率和电、热转换比例；QG,max、QG,min分别表示CHP机组输出的天然气上、下限；
步骤2.2：建立供热管道系统模型：
Figure GDA0004105146870000022
Figure GDA0004105146870000023
Figure GDA0004105146870000024
Figure GDA0004105146870000025
Figure GDA0004105146870000026
Figure GDA0004105146870000028
其中，n表示CCHP微能源网序号，N表示微能网的总数目；
Figure GDA0004105146870000027
表示在t时段内微能网群短缺的热能，/>
Figure GDA0004105146870000031
为HPS在t时段内向微能网群释放的热能；/>
Figure GDA0004105146870000032
和/>
Figure GDA0004105146870000033
分别表示微能网n在t时段内剩余热能、向HPS储热和释放到外界的热能；/>
Figure GDA0004105146870000034
和/>
Figure GDA0004105146870000035
分别为HPS在t时段内从大容量CHP获得的热能与向AC释放的热能；/>
Figure GDA0004105146870000036
表示HPS的总储热能力；/>
Figure GDA0004105146870000037
和/>
Figure GDA0004105146870000038
分别为HPS充能与释能过程中的热损耗系数；/>
Figure GDA0004105146870000039
表示在t时段内HPS的储热/释热状态，/>
Figure GDA00041051468700000310
表示在t-1时段内HPS的储热/释热状态，其值为1时表示储热，为0时表示释热；
步骤2.3：电制冷与吸收式制冷机组：
EC数学模型为：
Figure GDA00041051468700000311
式中，PEC,t和QEC,t分别表示电制冷机组消耗的电能与制冷量，ηEC表示EC的制冷效率；PEC,max和PEC,min分别为消耗电能的上下限；
AC数学模型为：
Figure GDA00041051468700000312
式中，QWH,t、QAC,t和PAC,t分别表示AC吸收的余热、制冷量和消耗的电能，ηAC和ηACP表示AC的制冷效率和耗电率；QWH,max和QWH,min分别为AC吸收余热的上下限；
步骤2.4：储能装置模型：
ESS的数学模型为：
SESS,t+1＝(1-α)SESS,t+(λchar,tηcharPchar,t+λdis,tηdis -1Pdis,t)Δt
λchar,t+λdis,t＝1
Figure GDA00041051468700000313
式中，Δt表示每个调度时段的时长，取Δt＝1；SESS,t表示ESS在t时段内存储的能量；α表示ESS储能时的自然损耗系数；Pchar,t和Pdis,t分别表示ESS在t时段内蓄能与释能的功率；ηchar和ηdis分别表示ESS蓄能与释能的效率；λchar,t和λdis,t和分别为ESS储能与释能的状态变量。
进一步地，步骤(3)中，建立CCHP微能网群两阶段优化调度模型，包括以下步骤：
步骤3.1：确定模型的目标函数：
模型的目标函数F包括日前能量储备成本F0和实时运行所涉及的调整成本Fs，即：
minF＝F0+Fs
式中，日前能量储备成本由日前能量成本和能量储备成本组成：
Figure GDA0004105146870000041
式中，CUG和CG为市政电网电能和天然气的单位能量价格；
Figure GDA0004105146870000042
和/>
Figure GDA0004105146870000043
表示气源点的上、下备用成本；/>
Figure GDA0004105146870000044
和/>
Figure GDA0004105146870000045
表示UG的单位上、下备用成本；/>
Figure GDA0004105146870000046
和/>
Figure GDA0004105146870000047
表示气源点输出天然气和上、下备用值；/>
Figure GDA0004105146870000048
和/>
Figure GDA0004105146870000049
表示UG的日前供电量和上、下备用的值；
实时运行调整成本包括切负荷成本和能量调整成本：
Figure GDA00041051468700000410
式中，π表示实时调整阶段的随机场景序号，pπ表示场景π概率；Ce、Ch和Cc分别为电、热和冷负荷的单位切负荷成本；Pe,n,t、Ph,n,t和Pc,n,t分别表示微能网n在t时段内的电、热和冷负荷；
Figure GDA00041051468700000411
和/>
Figure GDA00041051468700000412
为在t时段内场景π中的切负荷率；/>
Figure GDA00041051468700000413
和/>
Figure GDA00041051468700000414
为气源点在场景π中供应天然气的上、下调整量；/>
Figure GDA00041051468700000415
和/>
Figure GDA00041051468700000416
表示在场景π中从UG购买电能的增加或减少量；
步骤3.2：日前能量储备模型：
上角标0表示日前调度中的变量；
在日前能量储备阶段，除了满足步骤2中所示的各类设备等式约束与不等式约束，还满足以下的微能网群平衡约束：
(1)外部供能平衡
外部供能满足电、冷、热、气的平衡约束：
Figure GDA0004105146870000051
Figure GDA0004105146870000052
Figure GDA0004105146870000053
Figure GDA0004105146870000054
Figure GDA0004105146870000055
其中，
Figure GDA0004105146870000056
表示日前阶段CHP机组在t时段内输出的电能，/>
Figure GDA0004105146870000057
为日前阶段CCHP在t时段内从上级电网购买的电能，/>
Figure GDA0004105146870000058
和/>
Figure GDA0004105146870000059
表示日前阶段EC和AC在t时段内消耗的电能；
Figure GDA00041051468700000510
表示日前阶段微能网n在t时段内从UG购买的电量；/>
Figure GDA00041051468700000511
和/>
Figure GDA00041051468700000512
表示日前阶段EC和AC在t时段内输出的冷功率；/>
Figure GDA00041051468700000513
和/>
Figure GDA00041051468700000514
表示日前阶段HPS在t时段内向AC释放的热能和微能网n剩余热能；/>
Figure GDA00041051468700000515
表示日前阶段微电网n的LCHP在t时段内消耗的天然气，/>
Figure GDA00041051468700000516
表示日前阶段CHP在t时段内消耗的天然气；
同时备用容量满足如下不等式约束：
Figure GDA00041051468700000517
Figure GDA00041051468700000518
Figure GDA00041051468700000519
和/>
Figure GDA00041051468700000520
分别为气源点和UG的最大备用容量；
(2)微能网群内部平衡
外部供能满足电、冷、热、气的平衡约束：
Figure GDA00041051468700000521
Figure GDA00041051468700000522
其中，
Figure GDA00041051468700000523
表示日前阶段LCHP在t时段内消耗的天然气；/>
Figure GDA00041051468700000524
和/>
Figure GDA00041051468700000525
表示日前阶段ESS在t时段内蓄能与释能的功率，/>
Figure GDA0004105146870000061
表示RES在t时段内的输入功率，/>
Figure GDA0004105146870000062
表示在t时段内电负荷，/>
Figure GDA0004105146870000063
和/>
Figure GDA0004105146870000064
为日前阶段与其他CCHP在t时段内的交换功率；
步骤3.3：实时调整模型：
上角标s表示实时调整阶段的变量；
(1)外部供能平衡
Figure GDA0004105146870000065
Figure GDA0004105146870000066
Figure GDA0004105146870000067
Figure GDA0004105146870000068
Figure GDA0004105146870000069
Figure GDA00041051468700000610
Figure GDA00041051468700000611
式中，π表示实时调整阶段的随机场景序号，pπ表示场景π概率；
Figure GDA00041051468700000612
表示实时阶段CHP在t时段内输出的电功率，/>
Figure GDA00041051468700000613
和/>
Figure GDA00041051468700000614
为EC和AC实时阶段在t时段内消耗的电功率；/>
Figure GDA00041051468700000615
表示实时阶段微能网群在t时段内购买的总电能；/>
Figure GDA00041051468700000616
和/>
Figure GDA00041051468700000617
表示EC和AC实时阶段在t时段内产生的热功率；/>
Figure GDA00041051468700000618
表示LCHP在t时段内产生的热；
(2)微能网群内部平衡
Figure GDA00041051468700000619
Figure GDA00041051468700000620
Figure GDA00041051468700000621
表示RES在t时段内的输入功率，/>
Figure GDA00041051468700000622
和/>
Figure GDA00041051468700000623
表示实时阶段ESS在t时段内蓄能与释能的功率，/>
Figure GDA00041051468700000624
和/>
Figure GDA00041051468700000625
为实时阶段与其他CCHP在t时段内的交换功率；/>
Figure GDA00041051468700000626
和/>
Figure GDA00041051468700000627
表示实时阶段微能网群在t时段内短缺的热能和剩余热能。
本发明所达到的有益效果：
本发明考虑了各CCHP微能网之间的能量交互，建立了面向多场景的CCHP微能网群模型，充分利用了能源间相互转化的优势和时空多能互补的潜力，实现了系统的最优经济运行。同时，为了应对RES的不确定性和随机性，建立了CCHP微能网群模型两阶段优化调度模型。该模型包括日前能量储备和日内实时调整两个阶段，通过优化系统内各设备的运行状态，在满足用户多元化用能需求的同时，提高了CCHP微能网群的灵活应对RES随机性的能力。
附图说明
图1：CCHP微能网群框架；
图2：各方案系统运行成本。
具体实施方式
下面结合具体实施例，进一步阐明本发明，应理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落于本申请所附权利要求所限定的范围。
本发明的面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法，包括以下步骤：
(1)建立CCHP微能网群架构；
(2)建立CCHP微能网群关键设备模型；
(3)建立CCHP微能网群两阶段优化调度模型；
(4)使用优化软件GAMS对步骤(1)至步骤(3)建立的模型进行求解；
(5)根据步骤(4)的求解结果对系统进行调度。
进一步地，步骤(1)中，建立CCHP微能网群的架构，具体为：
本发明建立的面向多场景的CCHP微能网群包括多个用户侧微能网和外部供能系统组成。其中，外部供能系统包括市政电网(utility grid，UG)、热电联产机组(combinedheating and power，CHP)、供热管道系统(heat pipe system，HPS)和外部制冷设备等。用户侧微能网包括了工业型、居民型和智能楼宇型3种微能网，共同组成了面向多用能场景的微能源网群，如图1所示。
进一步地，微能网群的电能需求一部分由市政电网供应，另一部分则来源于消纳本地的RES(如用户侧光伏、风电机组等)。外部制冷设备包括电制冷机组(electriccooler，EC)和吸收式制冷机(adsorption chiller，AC)两种，能够满足用户的冷需求。在供热方面，供热管道系统能够将外部大容量CHP机组输出的热能输送到微能网中。此外，用户自备的本地CHP(local CHP，LCHP)可以通过将天然气转换为电和热，实现了能源之间的灵活转化。微能源网中还配置了ESS以实现能源的灵活和高效利用。
进一步地，步骤(2)中，建立CCHP微能网群关键设备模型，包括以下步骤：
步骤2.1：建立CHP机组模型：
Figure GDA0004105146870000081
式中，t表示变量对应的调度时段(下同)。PCHP,t，QCHP,t和QG,t分别表示CHP机组输出的电能、热能和消耗的天然气。ηCHP、ηGE和ηGH分别表示CHP转换效率和电/热转换比例。
步骤2.2：建立供热管道系统模型：
Figure GDA0004105146870000082
Figure GDA0004105146870000083
Figure GDA0004105146870000084
Figure GDA0004105146870000085
Figure GDA0004105146870000086
Figure GDA0004105146870000087
其中，n表示CCHP微能源网序号，N表示微能网的总数目。
Figure GDA0004105146870000088
表示微能网群短缺的热能，/>
Figure GDA0004105146870000089
为HPS向微能网群释放的热能；/>
Figure GDA00041051468700000810
和/>
Figure GDA00041051468700000811
分别表示微能网n剩余热能、向HPS储热和释放到外界的热能。/>
Figure GDA00041051468700000812
和/>
Figure GDA00041051468700000813
分别为HPS从大容量CHP获得的热能与向AC释放的热能/>
Figure GDA00041051468700000814
表示HPS的总储热能力；/>
Figure GDA00041051468700000815
和/>
Figure GDA00041051468700000816
分别为HPS充能与释能过程中的热损耗系数；/>
Figure GDA00041051468700000817
表示HPS的储热/释热状态，其值为1时表示储热，为0时表示释热。
步骤2.3：电制冷与吸收式制冷机组：
AC与EC都能够为MG提供冷水以满足用户的用冷需求。其中，EC直接与外部配电网相连，通过消耗电能制冷，其数学模型可以表示为：
Figure GDA0004105146870000091
式中，PEC,t和QEC,t分别表示电制冷机组消耗的电能与制冷量，ηEC表示EC的制冷效率。PEC,max和PEC,min分别为消耗电能的上下限。
AC能够回收供热管道系统中换热装置损耗的热量进行制冷以供给微能网群，满足用户的冷负荷需求。其数学模型可以描述为：
Figure GDA0004105146870000092
式中，QWH,t、QAC,t和PAC,t分别表示AC吸收的余热、制冷量和消耗的电能，ηAC和ηACP表示AC的制冷效率和耗电率。QWH,max和QWH,min分别为AC吸收余热的上下限。
在相同的制冷功率下，EC要比AC消耗更多的电能。因此，当AC的制冷功率无法满足负荷需求时，EC才会对系统进行补冷。
步骤2.4：储能装置模型：
本发明中的ESS主要为电储能。ESS可以在本地RES无法消纳或市政电网低谷电价时充电，在电负荷增加或高峰电价时放电。合理使用ESS将有助于实现系统的经济运行。ESS的数学模型为：
SESS,t+1＝(1-α)SESS,t+(λchar,tηcharPchar,t+λdis,tηdis -1Pdis,t)Δt
λchar,t+λdis,t＝1
Figure GDA0004105146870000093
式中，Δt表示每个调度时段的时长，本文中取Δt＝1；SESS,t表示ESS在t时段内存储的能量；α表示ESS储能时的自然损耗系数；Pchar,t和Pdis,t分别表示ESS蓄能与释能的功率；ηchar和ηdis分别表示ESS蓄能与释能的效率；λchar,t和λdis,t和分别为ESS储能与释能的状态变量。
进一步地，步骤(3)中，建立CCHP微能网群两阶段优化调度模型，包括以下步骤：
步骤3.1：确定模型的目标函数：
模型的目标函数F包括日前能量储备成本F0和实时运行所涉及的调整成本Fs，即：
minF＝F0+Fs
式中，日前能量储备成本由日前能量成本和能量储备成本组成：
Figure GDA0004105146870000101
式中，CUG和CG为市政电网电能和天然气的单位能量价格；
Figure GDA0004105146870000102
和/>
Figure GDA0004105146870000103
表示气源点的上、下备用成本；/>
Figure GDA0004105146870000104
和/>
Figure GDA0004105146870000105
表示UG的单位上、下备用成本。/>
Figure GDA0004105146870000106
和/>
Figure GDA0004105146870000107
表示气源点输出天然气和上、下备用值；/>
Figure GDA0004105146870000108
和/>
Figure GDA0004105146870000109
表示UG的日前供电量和上、下备用的值。
实时运行调整成本包括切负荷成本和能量调整成本：
Figure GDA00041051468700001010
式中，π表示实时调整阶段的随机场景序号，pπ表示场景π概率。Ce、Ch和Cc分别为电、热和冷负荷的单位切负荷成本；Pe,n,t、Ph,n,t和Pc,n,t分别表示微能网n的电、热和冷负荷；
Figure GDA00041051468700001011
和/>
Figure GDA00041051468700001012
为场景π中的切负荷率。/>
Figure GDA00041051468700001013
和/>
Figure GDA00041051468700001014
为气源点在场景π中供应天然气的上、下调整量；/>
Figure GDA00041051468700001015
和/>
Figure GDA00041051468700001016
表示在场景π中系统从UG购买电能的增加或减少量。
步骤3.2：日前能量储备模型：
日前能量储备一般发生在能源交付的前一天。调度人员根据预测的能源需求和各项成本安排次日的生产计划，并提交天然气和市政电网电能的购买数量。同时，调度人员还需要提前安排充足的储备容量以应对实时调节阶段中可能出现的RES的不确定性。基于此，我们提出了一种考虑日前能源规划和备用容量调度的协同优化框架。在本节中，上角标0表示日前调度中的变量。
在日前能量储备阶段，除了需要满足步骤2中所示的各类设备等式约束与不等式约束，还需要满足以下的微能网群平衡约束。
(1)外部供能平衡
外部供能需要满足电、冷、热、气的平衡约束。
Figure GDA0004105146870000111
Figure GDA0004105146870000112
Figure GDA0004105146870000113
Figure GDA0004105146870000114
Figure GDA0004105146870000115
其中，
Figure GDA0004105146870000116
表示日前阶段CHP机组输出的电能，/>
Figure GDA0004105146870000117
为日前阶段CCHP从上级电网购买的电能，/>
Figure GDA0004105146870000118
和/>
Figure GDA0004105146870000119
表示日前阶段EC和AC消耗的电能。/>
Figure GDA00041051468700001110
表示日前阶段微能网n从UG购买的电量。/>
Figure GDA00041051468700001111
和/>
Figure GDA00041051468700001112
表示日前阶段EC和AC输出的冷功率。/>
Figure GDA00041051468700001113
和/>
Figure GDA00041051468700001114
表示日前阶段HPS向AC释放的热能和微能网n剩余热能。/>
Figure GDA00041051468700001115
表示日前阶段微电网n的LCHP消耗的天然气，/>
Figure GDA00041051468700001116
表示日前阶段CHP消耗的天然气。
同时备用容量还需满足如下不等式约束：
Figure GDA00041051468700001117
Figure GDA00041051468700001118
Figure GDA00041051468700001119
和/>
Figure GDA00041051468700001120
分别为气源点和UG的最大备用容量。
(2)微能网群内部平衡
外部供能需要满足电、冷、热、气的平衡约束。
Figure GDA00041051468700001121
Figure GDA00041051468700001122
其中，
Figure GDA00041051468700001123
表示日前阶段LCHP消耗的天然气、/>
Figure GDA00041051468700001124
和/>
Figure GDA00041051468700001125
表示日前阶段ESS蓄能与释能的功率，/>
Figure GDA00041051468700001126
表示RES的输入功率，/>
Figure GDA00041051468700001127
表示电负荷，/>
Figure GDA00041051468700001128
和/>
Figure GDA00041051468700001129
为日前阶段与其他CCHP的交换功率。
步骤3.3：实时调整模型：
实时调整发生在能源输送的前一段时间，是一种平衡生产与消费的机制。由于日前能量储备是通过系统内各成员的提交计划来决策的，没有考虑可再生能源出力的随机性，无法在日前阶段准确预测随机生产商的生产水平，因此调度人员需要实时对系统进行调整。本步骤中上角标s表示实时调整阶段的变量。
(1)外部供能平衡
Figure GDA0004105146870000121
Figure GDA0004105146870000122
Figure GDA0004105146870000123
Figure GDA0004105146870000124
Figure GDA0004105146870000125
Figure GDA0004105146870000126
Figure GDA0004105146870000127
式中，π表示实时调整阶段的随机场景序号，pπ表示场景π概率。
Figure GDA0004105146870000128
表示实时阶段CHP输出的电功率，/>
Figure GDA0004105146870000129
和/>
Figure GDA00041051468700001210
为EC和AC实时阶段消耗的电功率。/>
Figure GDA00041051468700001211
表示实时阶段微能网群购买的总电能。/>
Figure GDA00041051468700001212
和/>
Figure GDA00041051468700001213
表示EC和AC实时阶段产生的热功率。/>
Figure GDA00041051468700001214
表示LCHP产生的热。
(2)微能网群内部平衡
Figure GDA00041051468700001215
Figure GDA00041051468700001216
Figure GDA00041051468700001217
表示RES的输入功率，/>
Figure GDA00041051468700001218
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Figure GDA00041051468700001219
表示实时阶段ESS蓄能与释能的功率，/>
Figure GDA00041051468700001220
和/>
Figure GDA00041051468700001221
为实时阶段与其他CCHP的交换功率。/>
Figure GDA00041051468700001222
和/>
Figure GDA00041051468700001223
表示实时阶段微能网群短缺的热能和剩余热能。
进一步，步骤(4)中，使用优化软件GAMS对步骤(1)至步骤(3)建立的模型进行求解。
进一步，步骤(5)中，根据步骤(4)的求解结果对系统进行调度。
下面以一实际的案例介绍本发明：
采用我国某区域综合能源示范基地的含多类型CCHP微能网群系统算例，该算例包括了居民型、工业型和智慧楼宇型3种微能网，共同构成了CCHP微能网群。
CCHP微能网群中的热能来源具有多元化形式，同时CHP机组“以热定电”的运行模式也决定了热能在微能网群中的重要性。因此，研究热负荷的变化对系统的影响是十分有必要的。本小节设计了3种用能情形，以分析负荷的变化对两阶段优化调度结果的影响。
Case 1A：各微能网采用基础负荷。
Case 1B：工业型微能网的热负荷降低20％。
Case 1C：工业型微能网的热负荷提高20％。
图2展示了系统的运行成本，包括能源成本、备用成本和系统平衡成本三个部分。其中，相比于Case 1A，Case 1B的能源成本降低了17.32％，而Case 1C的能源成本提高了21.92％。对于系统总成本而言，Case 1B和Case 1C相比于Case 1A分别降低了16.54％和提高了25.76％。

Claims (4)

1.面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)建立CCHP微能网群架构；
(2)建立CCHP微能网群关键设备模型；
(3)建立CCHP微能网群两阶段优化调度模型；
(4)使用优化软件GAMS对步骤(1)至步骤(3)建立的模型进行求解；
(5)根据步骤(4)的求解结果对系统进行调度；
其中，CCHP微能网群包括多个用户侧微能网和外部供能系统；
外部供能系统包括市政电网UG、热电联产机组CHP、供热管道系统HPS和外部制冷设备；
步骤(3)中，建立CCHP微能网群两阶段优化调度模型，包括以下步骤：
步骤3.1：确定模型的目标函数：
模型的目标函数F包括日前能量储备成本F0和实时运行所涉及的调整成本Fs，即：
minF＝F0+Fs
式中，日前能量储备成本由日前能量成本和能量储备成本组成：
Figure FDA0004105146860000011
式中，CUG和CG为市政电网电能和天然气的单位能量价格；
Figure FDA0004105146860000012
和/>
Figure FDA0004105146860000013
表示气源点的上、下备用成本；/>
Figure FDA0004105146860000014
和/>
Figure FDA0004105146860000015
表示UG的单位上、下备用成本；/>
Figure FDA0004105146860000016
和/>
Figure FDA0004105146860000017
表示气源点输出天然气和上、下备用值；/>
Figure FDA0004105146860000018
和/>
Figure FDA0004105146860000019
表示UG的日前供电量和上、下备用的值；
实时运行调整成本包括切负荷成本和能量调整成本：
Figure FDA00041051468600000110
式中，n表示CCHP微能源网序号，N表示微能网的总数目；π表示实时调整阶段的随机场景序号，pπ表示场景π概率；Ce、Ch和Cc分别为电、热和冷负荷的单位切负荷成本；Pe,n,t、Ph,n,t和Pc,n,t分别表示微能网n在t时段内的电、热和冷负荷；
Figure FDA00041051468600000111
和/>
Figure FDA0004105146860000021
为在t时段内场景π中的切负荷率；/>
Figure FDA0004105146860000022
和/>
Figure FDA0004105146860000023
为气源点在场景π中供应天然气的上、下调整量；/>
Figure FDA0004105146860000024
和/>
Figure FDA0004105146860000025
表示在场景π中从UG购买电能的增加或减少量；
步骤3.2：日前能量储备模型：
上角标0表示日前调度中的变量；
在日前能量储备阶段，除了满足步骤2中所示的各类设备等式约束与不等式约束，还满足以下的微能网群平衡约束：
(1)外部供能平衡
外部供能满足电、冷、热、气的平衡约束：
Figure FDA0004105146860000026
/>
Figure FDA0004105146860000027
Figure FDA0004105146860000028
Figure FDA0004105146860000029
Figure FDA00041051468600000210
其中，
Figure FDA00041051468600000211
表示日前阶段CHP机组在t时段内输出的电能，/>
Figure FDA00041051468600000212
为日前阶段CCHP在t时段内从上级电网购买的电能，/>
Figure FDA00041051468600000213
和/>
Figure FDA00041051468600000214
表示日前阶段EC和AC在t时段内消耗的电能；/>
Figure FDA00041051468600000215
表示日前阶段微能网n在t时段内从UG购买的电量；/>
Figure FDA00041051468600000216
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Figure FDA00041051468600000217
表示日前阶段EC和AC在t时段内输出的冷功率；/>
Figure FDA00041051468600000218
和/>
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表示日前阶段HPS在t时段内向AC释放的热能和微能网n剩余热能；/>
Figure FDA00041051468600000220
表示日前阶段微电网n的LCHP在t时段内消耗的天然气，/>
Figure FDA00041051468600000221
表示日前阶段CHP在t时段内消耗的天然气；
同时备用容量满足如下不等式约束：
Figure FDA00041051468600000222
Figure FDA00041051468600000223
Figure FDA00041051468600000224
和/>
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分别为气源点和UG的最大备用容量；
(2)微能网群内部平衡
外部供能满足电、冷、热、气的平衡约束：
Figure FDA0004105146860000031
Figure FDA0004105146860000032
其中，
Figure FDA0004105146860000033
表示日前阶段LCHP在t时段内消耗的天然气；/>
Figure FDA0004105146860000034
和/>
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表示日前阶段ESS在t时段内蓄能与释能的功率，/>
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表示RES在t时段内的输入功率，/>
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表示在t时段内电负荷，/>
Figure FDA0004105146860000038
和/>
Figure FDA0004105146860000039
为日前阶段与其他CCHP在t时段内的交换功率；
步骤3.3：实时调整模型：
上角标s表示实时调整阶段的变量；
(1)外部供能平衡
Figure FDA00041051468600000310
Figure FDA00041051468600000311
/>
Figure FDA00041051468600000312
Figure FDA00041051468600000313
Figure FDA00041051468600000314
Figure FDA00041051468600000315
Figure FDA00041051468600000316
式中，π表示实时调整阶段的随机场景序号，pπ表示场景π概率；
Figure FDA00041051468600000317
表示实时阶段CHP在t时段内输出的电功率，/>
Figure FDA00041051468600000318
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Figure FDA00041051468600000319
为EC和AC实时阶段在t时段内消耗的电功率；/>
Figure FDA00041051468600000320
表示实时阶段微能网群在t时段内购买的总电能；/>
Figure FDA00041051468600000321
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Figure FDA00041051468600000322
表示EC和AC实时阶段在t时段内产生的热功率；/>
Figure FDA00041051468600000323
表示LCHP在t时段内产生的热；
(2)微能网群内部平衡
Figure FDA00041051468600000324
Figure FDA0004105146860000041
Figure FDA0004105146860000042
表示RES在t时段内的输入功率，/>
Figure FDA0004105146860000043
和/>
Figure FDA0004105146860000044
表示实时阶段ESS在t时段内蓄能与释能的功率，/>
Figure FDA0004105146860000045
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Figure FDA0004105146860000046
为实时阶段与其他CCHP在t时段内的交换功率；/>
Figure FDA0004105146860000047
和/>
Figure FDA0004105146860000048
表示实时阶段微能网群在t时段内短缺的热能和剩余热能。
2.根据权利要求1所述的面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法，其特征在于，用户侧微能网包括工业型、居民型和智能楼宇型3种微能网。
3.根据权利要求1所述的面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法，其特征在于，外部制冷设备包括电制冷机组EC和吸收式制冷机AC。
4.根据权利要求1所述的面向多场景的冷-热-电微能网群两阶段优化调度方法，其特征在于，步骤(2)中，建立CCHP微能网群关键设备模型，包括以下步骤：
步骤2.1：建立CHP机组模型：
Figure FDA0004105146860000049
式中，t表示变量对应的时段；PCHP,t，QCHP,t和QG,t分别表示CHP机组输出的电能、热能和消耗的天然气；ηCHP、ηGE和ηGH分别表示CHP转换效率和电、热转换比例；QG,max、QG,min分别表示CHP机组输出的天然气上、下限；
步骤2.2：建立供热管道系统模型：
Figure FDA00041051468600000410
Figure FDA00041051468600000411
/>
Figure FDA00041051468600000412
Figure FDA00041051468600000413
Figure FDA00041051468600000414
Figure FDA00041051468600000415
其中，
Figure FDA0004105146860000051
表示在t时段内微能网群短缺的热能，/>
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为HPS在t时段内向微能网群释放的热能；/>
Figure FDA0004105146860000053
和/>
Figure FDA0004105146860000054
分别表示微能网n在t时段内剩余热能、向供热管道系统HPS储热和释放到外界的热能；/>
Figure FDA0004105146860000055
和/>
Figure FDA0004105146860000056
分别为供热管道系统HPS在t时段内从大容量热电联产机组CHP获得的热能与向吸收式制冷机AC释放的热能；/>
Figure FDA0004105146860000057
表示供热管道系统HPS的总储热能力；/>
Figure FDA0004105146860000058
和/>
Figure FDA0004105146860000059
分别为供热管道系统HPS充能与释能过程中的热损耗系数；
Figure FDA00041051468600000510
表示在t时段内供热管道系统HPS的储热/释热状态，/>
Figure FDA00041051468600000511
表示在t-1时段内供热管道系统HPS的储热/释热状态，其值为1时表示储热，为0时表示释热；
步骤2.3：电制冷与吸收式制冷机组：
电制冷机组EC数学模型为：
Figure FDA00041051468600000512
式中，PEC,t和QEC,t分别表示电制冷机组消耗的电能与制冷量，ηEC表示EC的制冷效率；PEC,max和PEC,min分别为消耗电能的上下限；
吸收式制冷机AC数学模型为：
Figure FDA00041051468600000513
式中，QWH,t、QAC,t和PAC,t分别表示AC吸收的余热、制冷量和消耗的电能，ηAC和ηACP表示AC的制冷效率和耗电率；QWH,max和QWH,min分别为AC吸收余热的上下限；
步骤2.4：储能装置模型：
ESS的数学模型为：
SESS,t+1＝(1-α)SESS,t+(λchar,tηcharPchar,t+λdis,tηdis -1Pdis,t)Δt
λchar,t+λdis,t＝1
Figure FDA00041051468600000514
式中，Δt表示每个调度时段的时长，取Δt＝1；SESS,t表示ESS在t时段内存储的能量；α表示ESS储能时的自然损耗系数；Pchar,t和Pdis,t分别表示ESS在t时段内蓄能与释能的功率；ηchar和ηdis分别表示ESS蓄能与释能的效率；λchar,t和λdis,t和分别为ESS储能与释能的状态变量。
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