CN111404183A - 区域综合能源系统多元储能协同配置方法、程序、系统与应用 - Google Patents

区域综合能源系统多元储能协同配置方法、程序、系统与应用 Download PDF

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CN111404183A CN202010319627.9A CN202010319627A CN111404183A CN 111404183 A CN111404183 A CN 111404183A CN 202010319627 A CN202010319627 A CN 202010319627A CN 111404183 A CN111404183 A CN 111404183A
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Abstract

区域综合能源多元储能系统配置方法、程序、系统与应用，涉及综合能源调控技术领域，前述区域综合能源多元储能系统配置方法包括建立电‑热网络模型、建立多元储能配置模型、确定多元储能配置方案及多元储能配置的步骤，该配置方法同时计及电‑热网络约束、电储能无功调节能力以及考虑能源品位差异的多元储能综合效率约束，与现有方法相比，其在让储能配置实现电、热、冷多元化的同时，还能够提高能源综合利用效率及系统运行效率，其结合电储能无功功率进行多元储能协同配置，提高了储能配置的经济性，能够有效降低电网损耗，降低热电联产弃热，在提高供能网络能量传输效率和热源供能效率等方面均具有优势。

Description

区域综合能源系统多元储能协同配置方法、程序、系统与应用
技术领域
本发明涉及综合能源调控技术领域，特别涉及一种区域综合能源系统多元储能协同配置方法、程序、系统与应用。
背景技术
我国目前存在着能源需求日益增长与传统化石能源日益短缺以及能源开发利用与环境保护问题等诸多矛盾。传统电、热、冷、气等能源子系统间相互独立，无法充分实现各种能源在生产、传输和使用环节上的互补协调，能源问题难以解决。综合能源系统对提高各种能源利用效率、推动能源利用转型、实现多能源的互补互济具有重要意义。
综合能源系统可分为跨区级、区域级和用户级，其中发挥“承上启下”作用的区域综合能源系统(Regional integrated energy system，RIES)由智能配电系统、供热/冷系统等供能网络耦合而成。电、热、冷等多元储能作为RIES能源子系统融合的纽带，具有实现多种能源在空间维和时间维上完全解耦的能力，是提高RIES经济性和能源利用效率的重要手段。RIES中如何配置多元储能对于综合能源系统的运行效率起到非常关键的影响。
现有综合能源系统在配置多元储能时，一部分未考虑电、热等供能网络的网络约束，一部分未考虑电储能无功调节的能力。随着储能技术的成熟与应用，RIES中还需充分考虑多类型储能效率对能源综合利用效率的影响，现有的方案均未对此考虑。
发明内容
本发明的目的之一是提供一种同时计及电-热网络约束、电储能无功调节能力以及多元储能综合效率约束的区域综合能源系统多元储能协同配置方法。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：区域综合能源系统多元储能协同配置方法，包括以下步骤：
一、建立电-热网络模型；
1.1建立电网模型；
获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据及电网运行记录，根据电力网络结构及电网运行记录建立包含电网运行状态和运行变量并能够反映电网性能的电网模型；
1.2建立热网模型；
获取区域综合能源系统中的热力网络结构数据，根据热力网络结构并按质调节运行方式建立热网模型；
二、建立多元储能配置模型；
2.1建立多元储能统一模型；
2.2以步骤2.1建立的多元储能统一模型为基础，采用有功功率优先分配策略，建立电储能有功-无功模型；
三、确定多元储能配置方案；
3.1以多元储能投资成本、区域综合能源系统运行成本、配电网容量收益以及环境成本的总和最小作为目标，构建目标函数；
3.2结合目标函数、步骤一建立的电-热网络模型、步骤二建立的多元储能配置模型及其约束条件求解得到多元储能配置方案；
四、多元储能配置；
按照步骤3.2得到的多元储能配置方案在区域综合能源系统中配置储能设备。
其中，在所述电网模型中，以式(1)-式(4)表示支路交流潮流模型，式(5)表示线路潮流限制和节点电压偏差限制；
对于
Figure BDA0002460862700000011
Figure BDA0002460862700000012
Figure BDA0002460862700000021
对于
Figure BDA0002460862700000022
Figure BDA0002460862700000023
Figure BDA0002460862700000024
对于
Figure BDA0002460862700000025
Figure BDA0002460862700000026
式中：d为规划典型日；t为某典型日下运行时段；i为供能网络节点；l为供能网络支路；D为典型日集合；T为一个典型日下的运行优化周期；Ωele为电网节点集合；Zele为电网线路集合；
Figure BDA0002460862700000027
为电网线路集合到线路首端节点集合的映射；
Figure BDA0002460862700000028
为电网线路集合到线路末端节点集合的映射；
Figure BDA0002460862700000029
分别为电网线路l有功、无功潮流；rl、xl分别为电网线路的电导和电纳；Id,t,l为线路电流幅值的平方；
Figure BDA00024608627000000210
分别为节点电负荷有功、无功功率；
Figure BDA00024608627000000211
分别为节点电源有功、无功功率；Vd,t,i为节点电压幅值的平方；Il,max为线路电流上限；Vi,max、Vi,min为节点电压幅值上下限。
其中，在所述热网模型中，以式(6)表示热节点消耗功率，式(7)表示节点热流量平衡，式(8)表示管道温度传输损耗，式(9)表示管道温度传输时延，式(10)表示节点温度约束，其中节点包括热源、供回水管道交汇点、负荷；
对于
Figure BDA00024608627000000212
Figure BDA00024608627000000213
Figure BDA00024608627000000214
Figure BDA00024608627000000215
Figure BDA00024608627000000216
Figure BDA00024608627000000217
式中：Ωheat为热网节点集合；Zheat为热网管道集合；
Figure BDA00024608627000000218
为热网管道集合到管道首端节点集合的映射；
Figure BDA00024608627000000219
为热网管道集合到管道末端节点集合的映射；φd,t,i为热节点i消耗的热功率；
Figure BDA00024608627000000220
为节点热负荷功率；
Figure BDA00024608627000000221
为节点热源功率；cw为水的比热容；Gd,t,l为管道l的流量；Td,t,i为管道首端温度，它与首端节点流出温度相同，故将它定义为节点温度；
Figure BDA00024608627000000222
为管道末端温度；
Figure BDA00024608627000000223
为环境温度；λ为管道的导热率；Lel为管道长度；τl为管道温度传输时延，通过四舍五入化为Δt的倍数；Fl为特征量，由管道长度、截面积参数决定；Ti,max、Ti,min为节点温度上下限。
其中，在所述多元储能统一模型中，以式(11)表示储能运行相邻时段能量平衡关系；式(12)表示储能实时容量上下限约束；式(13)表示一个运行周期结束后，储能所存能量恢复至初始状态；式(14)-式(16)表示储能功率大小限制及充/放能功率互补约束；式(17)表示储能功率输出；
对于
Figure BDA0002460862700000031
Figure BDA0002460862700000032
Figure BDA0002460862700000033
Figure BDA0002460862700000034
Figure BDA0002460862700000035
Figure BDA0002460862700000036
Figure BDA0002460862700000037
Figure BDA0002460862700000038
式中：ES为储能类型，分为电、热、冷三类；
Figure BDA0002460862700000039
为储能所储存的能量；κES为能量自损耗率；
Figure BDA00024608627000000310
分别为储能充、放能效率；
Figure BDA00024608627000000311
分别为储能实时充、放能功率；EESn为待配置的储能额定容量；emin、emax分别为最小允许储能量、最大允许储能量与储能额定容量的比值；PESn为待配置的储能额定功率；
Figure BDA00024608627000000312
为储能实时功率，规定放能为正，充能为负。
其中，令电储能的有功功率限值为待配置的电储能额定功率PEESn，令电储能的无功功率限值为PEESn和kees的乘积，所述kees为小于1的倍数，所述电储能有功-无功模型为：
对于
Figure BDA00024608627000000313
Figure BDA00024608627000000314
Figure BDA00024608627000000315
Figure BDA00024608627000000316
Figure BDA00024608627000000317
Figure BDA00024608627000000318
Figure BDA00024608627000000319
Figure BDA00024608627000000320
对于
Figure BDA00024608627000000321
Figure BDA00024608627000000322
Figure BDA00024608627000000323
Figure BDA00024608627000000324
Figure BDA00024608627000000325
式(11)表示储能运行相邻时段能量平衡关系；式(12)表示储能实时容量上下限约束；式(13)表示一个运行周期结束后，储能所存能量恢复至初始状态；式(14)-式(16)表示储能功率大小限制及充/放能功率互补约束；式(17)表示储能功率输出；
在式(11)-式(17)中：ES为电储能类型；
Figure BDA0002460862700000041
为电储能所储存的能量；κES为能量自损耗率；
Figure BDA0002460862700000042
分别为电储能充、放能效率；
Figure BDA0002460862700000043
分别为电储能实时充、放能功率；EESn为待配置的电储能额定容量；emin、emax分别为最小允许储能量、最大允许储能量与电储能额定容量的比值；PESn为待配置的电储能额定功率；
Figure BDA0002460862700000044
为电储能实时功率，规定放能为正，充能为负。
在式(18)-式(20b)中：
Figure BDA0002460862700000045
为电储能的实时无功功率；
Figure BDA0002460862700000046
为电储能的无功功率限值；kees为无功功率限值与PCS额定功率的比值。
其中，所述目标函数为：minF＝Cinv+Cop-Cca+Cenv (21)；
式中：Cinv为储能投资成本，Co为区域综合能源系统运行成本，Cca为配电网容量收益，Cenv为环境成本，其中：
1)储能投资成本Cinv：
Figure BDA0002460862700000047
式中：
Figure BDA0002460862700000048
为拟接入储能的电/热冷节点集合；
Figure BDA0002460862700000049
分别为储能的单位容量投资成本和单位功率投资成本；
Figure BDA00024608627000000410
为节点i所配置储能的额定容量；Pi ESn为节点i所配置储能的额定功率。aES为储能的等年值系数，由式(22b)计算：
Figure BDA00024608627000000411
式中；τ为贴现率；y为储能寿命周期；
2)区域综合能源系统运行成本Cop：
Figure BDA00024608627000000412
式中：δd为规划年中第d个典型日的累积天数；
Figure BDA00024608627000000413
为电费与气费成本；
Figure BDA00024608627000000414
为设备运维成本；
Figure BDA00024608627000000415
为供能网络能量传输损耗成本；
区域综合能源系统电费与气费成本
Figure BDA00024608627000000416
由式(23b)计算：
Figure BDA00024608627000000417
式中：
Figure BDA00024608627000000418
为向上级电网购电的价格；
Figure BDA00024608627000000419
为向上级电网售电的价格；
Figure BDA00024608627000000420
为t时段区域综合能源系统与上级电网的交互电功率；dgas为天然气单位热值价格；
Figure BDA00024608627000000421
为热电联产的发电有功功率；ηchp为热电联产效率；Δt为运行单位时段的时长；
设备运行维护成本
Figure BDA00024608627000000422
由式(23c)计算：
Figure BDA00024608627000000423
式中：dev为区域综合能源系统中的设备集合，λk为k类设备的单位运维成本；Pd,t,k为k类设备的功率；
供能网络能量传输损耗成本
Figure BDA00024608627000000424
由式(23d)计算：
Figure BDA0002460862700000051
式中：
Figure BDA0002460862700000052
分别为电网、热网的单位传输损耗成本；
Figure BDA0002460862700000053
分别为电网、热网的支路功率传输损耗；
3)配电网容量收益Cca：
Cca＝atraλinvPb (24)；
式中：atra为变压器等年值系数；λinv为变压器单位容量投资费用；Pb为配置储能前后，变压器所承载年最大负荷的削减值；
4)环境成本Cenv：
Figure BDA0002460862700000054
式中：λe为碳排放价格；ggrid为外购电力单位碳排放量；gchp为热电联产单位碳排放量；γ为无偿碳排放份额。
其中，约束条件包括：
1)电、热、冷储能安装容量与功率约束：
Figure BDA0002460862700000055
Figure BDA0002460862700000056
式中：
Figure BDA0002460862700000057
为二进制变量，其值为1时表示电、热、冷节点i投建储能，其值为0时则表示未投建储能；
Figure BDA0002460862700000058
Pi ESn,max、Pi ESn,min分别为受安装场地、并网功率条件限制，节点i所能安装储能的容量上下限和功率上下限；
2)电、热、冷储能安装位置数目约束：
Figure BDA0002460862700000059
Figure BDA00024608627000000510
式中：NES为储能安装位置数目上限；
3)多元储能综合效率约束：
Figure BDA00024608627000000511
式中：ξES为ES类型储能所存储能源形式的能质系数；
Figure BDA00024608627000000512
分别为ES类型储能吸收的能量和释放的能量；AES为多元储能综合效率设定值；
4)典型日负荷损失约束：
Figure BDA00024608627000000513
式中：Ωcold为终端冷用户节点集合；
Figure BDA00024608627000000514
分别为电、热、冷负荷损失功率；
Figure BDA00024608627000000515
为冷负荷功率；
Figure BDA00024608627000000516
为负荷损失率设定值；
5)电热耦合设备约束：
式(30a)-式(30d)为热电联产出力及爬坡约束；式(30e)为热电耦合约束；式(30f)、式(30g)为热回收约束；式(30h)为弃热约束；
对于
Figure BDA0002460862700000061
Figure BDA0002460862700000062
Figure BDA0002460862700000063
Figure BDA0002460862700000064
Figure BDA0002460862700000065
Figure BDA0002460862700000066
Figure BDA0002460862700000067
Figure BDA0002460862700000068
Figure BDA0002460862700000069
式中：
Figure BDA00024608627000000610
为二进制变量，表示热电联产是否运行；
Figure BDA00024608627000000611
分别为热电联产有功出力上下限；
Figure BDA00024608627000000612
为热电联产无功功率；
Figure BDA00024608627000000613
分别为热电联产功率容量和无功功率上限；ΔU、ΔD分别为热电联产最大上爬坡出力、最大下爬坡出力；
Figure BDA00024608627000000614
为热电联产供热功率；αchp为热电比系数；
Figure BDA00024608627000000615
为经余热回收设备回收利用的热量；
Figure BDA00024608627000000616
为弃热；βchp为弃热比例系数；
将电锅炉也作为电制热设备：
Figure BDA00024608627000000617
式中：
Figure BDA00024608627000000618
为电锅炉供热功率；ηeb为电锅炉的电制热效率；
Figure BDA00024608627000000619
为电锅炉耗电功率；
Figure BDA00024608627000000620
为二进制变量，表示电锅炉是否运行；
Figure BDA00024608627000000621
为电锅炉功率容量；
6)制冷设备约束：
对于
Figure BDA00024608627000000622
Figure BDA00024608627000000623
Figure BDA00024608627000000624
式中：
Figure BDA00024608627000000625
分别为吸收式制冷设备的供冷功率、耗热功率；
Figure BDA00024608627000000626
分别为压缩式制冷设备的供冷功率、耗电功率；ηac、ηec分别为吸收式制冷设备和压缩式制冷设备的性能系数；
Figure BDA00024608627000000627
均为二进制变量，表示设备是否运行；
Figure BDA00024608627000000628
均为制冷设备功率容量；
7)新能源设备约束：
Figure BDA00024608627000000629
Figure BDA00024608627000000630
式中：
Figure BDA00024608627000000631
为新能源设备无功功率；
Figure BDA00024608627000000632
为新能源设备有功功率；PFre为新能源设备功率因数；
Figure BDA0002460862700000071
为新能源设备理论发电功率；
8)电容器组约束：
Figure BDA0002460862700000072
Figure BDA0002460862700000073
Figure BDA0002460862700000074
式中：
Figure BDA0002460862700000075
为电容器投入数量；ncb为电容器组数；
Figure BDA0002460862700000076
为电容器组无功功率；qcb为单个电容器的无功功率；Ncb为电容器一天中最大投切次数；
9)联络线功率约束：
对于
Figure BDA0002460862700000077
Figure BDA0002460862700000078
Figure BDA0002460862700000079
式中：
Figure BDA00024608627000000710
分别为区域综合能源系统与上级电网交互有功功率上下限；
Figure BDA00024608627000000711
为区域综合能源系统与上级电网交互无功功率；
Figure BDA00024608627000000712
为变压器容量；
10)电、热、冷节点能量平衡约束：
对于
Figure BDA00024608627000000713
Figure BDA00024608627000000714
Figure BDA00024608627000000715
Figure BDA00024608627000000716
Figure BDA00024608627000000717
式中：PFi l为节点i电负荷功率因数。
进一步地，对非线性约束线性化处理：
1)二阶锥松弛：
采用二阶锥松弛将非凸约束式(4)转化为式(37)；
对于
Figure BDA00024608627000000718
Figure BDA00024608627000000719
2)互补约束松弛：
式(14)-式(16)中储能额定功率、实时充放能功率均为变量，引入任意大正数M对该互补约束进行松弛：
Figure BDA0002460862700000081
式中：
Figure BDA0002460862700000082
均为二进制变量，表示某一时刻储能的充放能状态；当储能充能时，
Figure BDA0002460862700000083
为1，
Figure BDA0002460862700000084
为0；当储能放能时，
Figure BDA0002460862700000085
为0，
Figure BDA0002460862700000086
为1；
3)二次圆形约束处理：
采用2个外切正方形约束来代替圆形约束，式(35b)替代为：
Figure BDA0002460862700000087
Figure BDA0002460862700000088
4)绝对值项线性化：
对于含绝对值项的约束采用大M法处理，将式(34c)中绝对值项
Figure BDA0002460862700000089
用连续变量
Figure BDA00024608627000000810
代替，式(34c)变为：
Figure BDA00024608627000000811
Figure BDA00024608627000000812
式中：
Figure BDA00024608627000000813
为二进制变量。当
Figure BDA00024608627000000814
为0时，
Figure BDA00024608627000000815
为负，
Figure BDA00024608627000000816
当
Figure BDA00024608627000000817
为1时，
Figure BDA00024608627000000818
为正，
Figure BDA00024608627000000819
基于上述区域综合能源系统多元储能协同配置方法，本发明还提供一种区域综合能源系统多元储能协同配置程序，在连接有数据输入装置的计算机中运行并用于执行上述区域综合能源多元储能协同配置方法中的步骤一至三，程序运行时，通过所述数据输入装置获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据。
进一步地，本发明还提供一种用于区域综合能源系统的多元储能协同配置系统，包括可运行上述区域综合能源系统多元储能协同配置程序的计算机以及存储有区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据的存储服务器，所述数据输入装置为连接计算机与存储服务器的通信网络，所述计算机运行区域综合能源系统多元储能协同配置程序时，通过所述通信网络从存储服务器中获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据。
上述多元储能协同配置系统的应用，先通过计算机运行区域综合能源系统多元储能协同配置程序，得到多元储能配置结果，再根据得到的多元储能配置结果在区域综合能源系统中对应配置储能设备。
本发明提供了一种基于电-热网络建模的区域综合能源系统多元储能配置方法，该配置方法同时计及电-热网络约束、电储能无功调节能力以及考虑能源品位差异的多元储能综合效率约束，与现有方法相比，本发明在让储能配置实现电、热、冷多元化的同时，还能够提高能源综合利用效率及系统运行效率，尤其值得一提的是，本发明通过电储能无功功率进行多元储能协同配置，提高了储能配置的经济性，其主要原因之一是电储能无功调节有助于减少电网传输损耗。此外，多元储能协同配置还可以有效降低电网损耗，降低热电联产弃热，在提高供能网络能量传输效率和热源供能效率等方面均具有优势。
附图说明
图1为区域综合能源系统结构图；
图2为区域热网简化结构图；
图3为冷节点结构图；
图4为电储能功率输出范围图；
图5为二次圆形约束线性化示意图；
图6为测试例所涉综合能源系统的网络结构图；
图7为区域综合能源系统与上级电网年交互电量及年天然气耗量对比图；
图8为不同情景的能量损耗对比图；
图9为不同情景的储能能量损耗对比图
图10为储能综合效率约束对配置结果的影响图；
图11为电储能无功可调能力对配置成本的影响图；
图12为情景S4下区域综合能源系统运行结果图；
图13为规划典型日负荷及光伏功率时序变化图。
具体实施方式
为了便于本领域技术人员更好地理解本发明相对于现有技术的改进之处，下面结合附图和实施例对本发明作进一步的说明。
本发明的主要思路是：建立电-热网络模型，具体通过获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据及电网运行记录，根据电力网络结构及电网运行记录建立包含电网运行状态和运行变量并能够反映电网性能的电网模型，通过获取区域综合能源系统中的热力网络结构数据，根据热力网络结构并按质调节运行方式建立热网模型。与此同时建立多元储能配置模型，具体是先建立多元储能统一模型，再以建立的多元储能统一模型为基础，采用有功功率优先分配策略，建立电储能有功-无功模型。最后确定多元储能配置结果，具体方式是先以多元储能投资成本、区域综合能源系统运行成本、配电网容量收益以及环境成本的总和最小作为目标，构建目标函数，然后结合前面建立的电-热网络模型、多元储能配置模型及其约束条件求解目标函数，进而得到多元储能配置结果。
在开始对本发明所涉方案进行详细说明之前，先简单介绍区域综合能源系统(RIES)的结构。图1为典型的RIES的结构图。RIES由供能网络、耦合环节、储能环节和终端用户组成，其中供能网络主要包括配电网和区域热网，耦合环节主要有热电联产(combinedheat and power，CHP)、电制热、压缩制冷(compression electric refrigerator group，CERG)和吸收制冷(absorption cooling，AC)，储能环节主要有电储能(electrical energystorage system，EES)、热储能(thermal energy storagesystem，TES)和冷储能(coolenergy storage system，CES)，终端用户有电、热、冷用能需求。电用户负荷需求由外购电、热电联产及风、光等新能源满足，热用户负荷需求由热电联产和电制热满足，冷用户负荷需求由吸收制冷和压缩制冷满足；此外，电用户全年均有用能需求，热用户仅在供暖季有用能需求，冷用户仅在供冷季有用能需求。
下面对本发明的各个部分详细进行说明。
一、建立电-热网络建模。
1.建立电网模型。
电网模型是对电网运行状态和运行变量的数学描述，能够反映电网性能。本发明下面涉及的是适用于辐射状配电网的distflow模型，在该电网模型中，式(1)-式(4)表示支路交流潮流模型，式(5)表示线路潮流限制和节点电压偏差限制。
对于
Figure BDA0002460862700000091
Figure BDA0002460862700000092
Figure BDA0002460862700000101
对于
Figure BDA0002460862700000102
Figure BDA0002460862700000103
Figure BDA0002460862700000104
对于
Figure BDA0002460862700000105
Figure BDA0002460862700000106
式中：d为规划典型日；t为某典型日下运行时段；i为供能网络节点；l为供能网络支路；D为典型日集合；T为一个典型日下的运行优化周期；Ωele为电网节点集合；Zele为电网线路集合；
Figure BDA0002460862700000107
为电网线路集合到线路首端节点集合的映射；
Figure BDA0002460862700000108
为电网线路集合到线路末端节点集合的映射；
Figure BDA0002460862700000109
分别为电网线路l有功、无功潮流；rl、xl分别为电网线路的电导和电纳；Id,t,l为线路电流幅值的平方；
Figure BDA00024608627000001010
分别为节点电负荷有功、无功功率；
Figure BDA00024608627000001011
分别为节点电源有功、无功功率；Vd,t,i为节点电压幅值的平方；Il,max为线路电流上限；Vi,max、Vi,min为节点电压幅值上下限。
2.建立热网模型。
在区域热力系统中，热能通常由热源通过换热器传递给一次热网，然后借助热媒分配给二次热网，最后由二次热网送到热用户。区域热网简化结构如图2所示，热网分为一次热网和二次热网，两部分由换热站连接进行热交换；并且一次热网和二次热网均有供回水管道，两者不进行热媒(水)交换。通常二次热网传输距离较短，热能传输损耗及延时可以忽略不计，故仅对一次热网进行建模，将换热站与二次热网等效为热网负荷节点。
区域热网运行有质调节与量调节两种方式。质调节中管道热媒流量保持不变，通过改变热媒温度来调节热量；量调节中管道热媒温度保持不变，通过改变热媒流量来调节热量。质调节具有能保证水力工况稳定，管理操作简单等优点，故本发明选择质调节作为RIES中热网的调节方式。
根据质调节方式，建立热网热力模型：式(6)表示热节点消耗功率，式(7)表示节点热流量平衡，式(8)表示管道温度传输损耗，式(9)表示管道温度传输时延，式(10)表示节点温度约束，其中节点包括热源、供回水管道交汇点、负荷。
对于
Figure BDA00024608627000001012
Figure BDA00024608627000001013
Figure BDA00024608627000001014
Figure BDA00024608627000001015
Figure BDA00024608627000001016
Figure BDA00024608627000001017
式中：Ωheat为热网节点集合；Zheat为热网管道集合；
Figure BDA0002460862700000111
为热网管道集合到管道首端节点集合的映射；
Figure BDA0002460862700000112
为热网管道集合到管道末端节点集合的映射；φd,t,i为热节点i消耗的热功率；
Figure BDA0002460862700000113
为节点热负荷功率；
Figure BDA0002460862700000114
为节点热源功率；cw为水的比热容；Gd,t,l为管道l的流量；Td,t,i为管道首端温度，它与首端节点流出温度相同，故将它定义为节点温度；
Figure BDA0002460862700000115
为管道末端温度；
Figure BDA0002460862700000116
为环境温度；λ为管道的导热率；Lel为管道长度；τl为管道温度传输时延，通过四舍五入化为Δt的倍数；Fl为特征量，由管道长度、截面积参数决定；Ti,max、Ti,min为节点温度上下限。
应当指出的是，在本发明建立的热网模型中，热网供能模式为供暖季通过换热器给热用户供热，供冷季通过吸收式制冷设备给冷用户供冷，过渡季不运行，故供暖季中热网的负荷节点为热用户，供冷季中热网的负荷节点为冷用户。冷节点结构如图3所示。
二、建立多元储能模型。
电、热、冷储能拟接入RIES的位置如图1所示，电储能与配电网相连，为电网侧储能；热储能与热电联产、电制热相连，为热源侧储能；冷储能直接与终端冷负荷相连，为冷用户侧储能。电、热、冷储能可以选择常见的储能类型，电储能常见类型例如有锂电池、液流电池、铅酸电池等，热、冷储能常见类型有以水、耐火砖等为介质的显热储热与以熔融盐为介质的相变储热等。
电、热、冷储能都是能量存储设备，因此可以建立电、热、冷储能统一模型。式(11)表示储能运行相邻时段能量平衡关系；式(12)表示储能实时容量上下限约束；式(13)表示一个运行周期结束后，储能所存能量恢复至初始状态；式(14)-式(16)表示储能功率大小限制及充/放能功率互补约束；式(17)表示储能功率输出。
对于
Figure BDA0002460862700000117
Figure BDA0002460862700000118
Figure BDA0002460862700000119
Figure BDA00024608627000001110
Figure BDA00024608627000001111
Figure BDA00024608627000001112
Figure BDA00024608627000001113
Figure BDA00024608627000001114
式中：ES为储能类型，分为电、热、冷三类；
Figure BDA00024608627000001115
为储能所储存的能量；κES为能量自损耗率；
Figure BDA00024608627000001116
分别为储能充、放能效率；
Figure BDA00024608627000001117
分别为储能实时充、放能功率；EESn为待配置的储能额定容量；emin、emax分别为最小允许储能量、最大允许储能量与储能额定容量的比值；PESn为待配置的储能额定功率；
Figure BDA00024608627000001118
为储能实时功率，规定放能为正，充能为负。
然而对于电储能，上述模型仅考虑了电储能的有功吞吐能力，需要考虑电储能无功功率对模型进一步完善。电储能变流器(PCS)不仅能够有功功率输出，还具有无功功率输出的能力，通过对PCS控制环节的设计可以将有功和无功解耦控制，实现电储能系统四象限运行。采用有功功率优先分配的策略，令有功功率限值为待配置的电储能额定功率PEESn，无功功率限值为PEESn和kees(小于1的倍数)的乘积，则有：
对于
Figure BDA0002460862700000121
Figure BDA0002460862700000122
Figure BDA0002460862700000123
Figure BDA0002460862700000124
Figure BDA0002460862700000125
式中：
Figure BDA0002460862700000126
为电储能的实时无功功率；
Figure BDA0002460862700000127
为电储能的无功功率限值；kees为无功功率限值与PCS额定功率的比值。
电储能的有功功率优先分配策略还可以用图4描述，图4中的灰色区域表示电储能运行范围，当kees＝1时，电储能运行范围为该图所示圆形。至此，电储能有功-无功模型被描述为式(11)-式(20)。
多元储能协同配置模型中的变量包括电、热、冷储能的额定功率和额定容量(连续变量)、电、热、冷节点是否投建储能(0/1变量)、规划典型日中各时段的电、热、冷负荷损失功率、新能源功率、电、热、冷储能充放能功率和电储能无功功率、热电联产功率、电制热设备功率、压缩式制冷设备功率、吸收式制冷设备功率、补偿电容器投入数量、电网线路潮流、热网热媒温度、电网节点电压、RIES与上级电网交互功率等。本发明采用场景削减法，用几个典型日代表新能源和负荷的全年时序变化。具体方法为：首先，对全年时序数据以日为单位划分聚类单元，每个单元包含一组对应的新能源出力和负荷时序数据；其次，采用K-means聚类方法对所有聚类单元进行聚类；最终，获得D种聚类中心(规划典型日)以及第d种聚类簇所包含的单元数(规划典型日累计天数)δd。通过此方法可以减少变量数量，降低模型求解难度。
三、确定多元储能配置方案。
1.确定目标函数。
为追求储能配置经济效益和环境效益最大化，以电、热、冷储能投资成本Cinv、RIES运行成本Co、配电网容量收益Cca以及环境成本Cenv的总和最小作为目标，目标函数F为式(21)。储能配置的成本体现在储能投资、运维费用，储能配置的收益体现在配置储能后RIES运行费用的减少、配电网容量收益以及碳排放量的减排。
minF＝Cinv+Cop-Cca+Cenv (21)；
1)储能投资成本Cinv
Figure BDA0002460862700000128
式中：
Figure BDA0002460862700000129
为拟接入储能的电/热冷节点集合；
Figure BDA00024608627000001210
分别为储能的单位容量投资成本和单位功率投资成本；
Figure BDA00024608627000001211
为节点i所配置储能的额定容量；Pi ESn为节点i所配置储能的额定功率。aES为储能的等年值系数，由式(22b)计算。
Figure BDA00024608627000001212
式中：τ为贴现率；y为储能寿命周期。
2)RIES运行成本Cop
Figure BDA00024608627000001213
式中：δd为规划年中第d个典型日的累积天数；
Figure BDA00024608627000001214
为电费与气费成本；
Figure BDA00024608627000001215
为设备运维成本；
Figure BDA00024608627000001216
为供能网络能量传输损耗成本。
综合能源系统电费与气费成本
Figure BDA00024608627000001217
由式(23b)计算。
Figure BDA0002460862700000131
式中：
Figure BDA0002460862700000132
为向上级电网购电的价格；
Figure BDA0002460862700000133
为向上级电网售电的价格；
Figure BDA0002460862700000134
为t时段RIES与上级电网的交互电功率；dgas为天然气单位热值价格；
Figure BDA0002460862700000135
为热电联产的发电有功功率；ηchp为热电联产效率；Δt为运行优化单位时段的时长。
设备运行维护成本
Figure BDA0002460862700000136
由式(23c)计算：
Figure BDA0002460862700000137
式中：dev为RIES设备集合，包括电、热、冷储能、热电联产、电锅炉、光伏、电容器组、吸收式制冷设备。λk为k类设备的单位运维成本；Pd,t,k为k类设备的功率。
供能网络能量传输损耗成本
Figure BDA0002460862700000138
由式(23d)计算：
Figure BDA0002460862700000139
式中：
Figure BDA00024608627000001310
分别为电网、热网的单位传输损耗成本；
Figure BDA00024608627000001311
分别为电网、热网的支路功率传输损耗。
3)配电网容量收益Cca
配电网容量收益是指通过削减配电网负荷高峰，从而获得延缓变压器增容的收益。
Cca＝atraλinvPb (24)；
式中：atra为变压器等年值系数；λinv为变压器单位容量投资费用；Pb为配置储能前后，变压器所承载年最大负荷的削减值。
4)环境成本Cenv
Figure BDA00024608627000001312
式中：λe为碳排放价格；ggrid为外购电力单位碳排放量，上级电网均为火电机组发电；gchp为热电联产单位碳排放量；γ为无偿碳排放份额。
2.约束条件。
1)电、热、冷储能安装容量与功率约束
Figure BDA00024608627000001313
Figure BDA00024608627000001314
式中：
Figure BDA00024608627000001315
为二进制变量，其值为1表示电、热、冷节点i投建储能，其值为0则表示未投建储能；
Figure BDA00024608627000001316
Pi ESn,max、Pi ESn,min分别为受安装场地、并网功率条件限制，节点i所能安装储能的容量上下限和功率上下限。
2)电、热、冷储能安装位置数目约束
Figure BDA00024608627000001317
式中：NES为储能安装位置数目上限。
3)电、热、冷储能综合效率约束
储能在放能时可视为电源，往往会伴随着能量损耗；其充能时可视为负荷，同样会伴随着能量损耗；而其存储能量期间，也会产生自身能量损耗，故配置储能对区域综合能源系统能效有着不可忽略的影响，故考虑能源品位差异的多元储能综合效率约束：
Figure BDA0002460862700000141
式中：ξES为ES类型储能所存储能源形式的能质系数；
Figure BDA0002460862700000142
分别为ES类型储能吸收的能量和释放的能量；AES为多元储能综合效率设定值。
4)典型日负荷损失约束
该约束用于保证RIES的供能可靠性。
Figure BDA0002460862700000143
式中：Ωcold为终端冷用户节点集合；
Figure BDA0002460862700000144
分别为电、热、冷负荷损失功率；
Figure BDA0002460862700000145
为冷负荷功率；
Figure BDA0002460862700000146
为负荷损失率设定值。
5)电热耦合设备约束
电热耦合设备分为热电联产和电制热设备。式(30a)-式(30d)为热电联产出力及爬坡约束；式(30e)为热电耦合约束；式(30f)、式(30g)为热回收约束，表示热电联产产生的热量一部分经余热回收设备回收供热，另一部分未被利用成为弃热；式(30h)为弃热约束，该约束是为了保证热电联产高效运行。
对于
Figure BDA0002460862700000147
Figure BDA0002460862700000148
Figure BDA0002460862700000149
Figure BDA00024608627000001410
Figure BDA00024608627000001411
Figure BDA00024608627000001412
Figure BDA00024608627000001413
Figure BDA00024608627000001414
Figure BDA00024608627000001415
式中：
Figure BDA00024608627000001416
为二进制变量，表示热电联产是否运行；
Figure BDA00024608627000001417
分别为热电联产有功出力上下限；
Figure BDA00024608627000001418
为热电联产无功功率；
Figure BDA00024608627000001419
分别为热电联产功率容量和无功功率上限；ΔU、ΔD分别为热电联产最大上爬坡出力、最大下爬坡出力；
Figure BDA00024608627000001420
为热电联产供热功率；αchp为热电比系数；
Figure BDA00024608627000001421
为经余热回收设备回收利用的热量；
Figure BDA00024608627000001422
为弃热；βchp为弃热比例系数。
考虑到电锅炉(electric boiler，EB)为“电能替代”的重要取暖设备，将电锅炉作为电制热设备，则有：
Figure BDA00024608627000001423
式中：
Figure BDA00024608627000001424
为电锅炉供热功率；ηeb为电锅炉的电制热效率；
Figure BDA00024608627000001425
为电锅炉耗电功率；
Figure BDA00024608627000001426
为二进制变量，表示电锅炉是否运行；
Figure BDA00024608627000001427
为电锅炉功率容量。
6)制冷设备约束
吸收式制冷以热能为能源，不依赖电力，通过溴化锂等工质制冷；压缩式制冷消耗电能，通过压缩机实现制冷循环。
对于
Figure BDA0002460862700000151
Figure BDA0002460862700000152
Figure BDA0002460862700000153
式中：
Figure BDA0002460862700000154
分别为吸收式制冷设备的供冷功率、耗热功率；
Figure BDA0002460862700000155
分别为压缩式制冷设备的供冷功率、耗电功率；ηac、ηec分别为吸收式制冷设备和压缩式制冷设备的COP(性能系数)；
Figure BDA0002460862700000156
Figure BDA0002460862700000157
均为二进制变量，表示设备是否运行；
Figure BDA0002460862700000158
均为制冷设备功率容量。
7)新能源设备约束
Figure BDA0002460862700000159
Figure BDA00024608627000001510
式中：
Figure BDA00024608627000001511
为新能源无功功率；
Figure BDA00024608627000001512
为新能源有功功率；PFre为新能源功率因数；
Figure BDA00024608627000001513
为新能源理论发电功率。
8)电容器组(capacitor banks，CB)约束
Figure BDA00024608627000001514
Figure BDA00024608627000001515
Figure BDA00024608627000001516
式中：
Figure BDA00024608627000001517
为电容器投入数量；ncb为电容器组数；
Figure BDA00024608627000001518
为电容器组无功功率；qcb为单个电容器的无功功率；Ncb为电容器一天中最大投切次数。
9)联络线功率约束
对于
Figure BDA00024608627000001519
Figure BDA00024608627000001520
Figure BDA00024608627000001521
式中：
Figure BDA00024608627000001522
分别为RIES与上级电网交互有功功率上下限；
Figure BDA00024608627000001523
为RIES与上级电网交互无功功率；
Figure BDA00024608627000001524
分别为变压器容量。
10)电、热、冷节点能量平衡约束
对于
Figure BDA00024608627000001525
Figure BDA00024608627000001526
Figure BDA00024608627000001527
Figure BDA0002460862700000161
Figure BDA0002460862700000162
式中：PFi l为节点i电负荷功率因数。
上述约束条件存在非线性，表现为：式(4)为非线性潮流约束，式(14)-式(16)为储能充、放能互补约束，式(18)、(30b)、(35b)为二次圆形约束，式(34c)含有绝对值项，下面对非线性约束线性化处理。
1)二阶锥松弛
为处理非线性潮流约束，采用二阶锥松弛将非凸约束式(4)转化为式(37)。
对于
Figure BDA0002460862700000163
Figure BDA0002460862700000164
2)互补约束松弛
式(14)-式(16)中储能额定功率、实时充放能功率均为变量，引入任意大正数M对该互补约束进行松弛：
Figure BDA0002460862700000165
式中：
Figure BDA0002460862700000166
均为二进制变量，表示某一时刻储能的充放能状态。当储能充能时，
Figure BDA0002460862700000167
为1，
Figure BDA0002460862700000168
为0；当储能放能时，
Figure BDA0002460862700000169
为0，
Figure BDA00024608627000001610
为1。
3)二次圆形约束处理
如图5所示，圆形约束可用几个正方形近似代替，选用2个外切正方形约束来代替圆形约束。式(35b)被替代为：
Figure BDA00024608627000001611
4)绝对值项线性化
对于含绝对值项的约束采用大M法处理。将式(34c)中绝对值项
Figure BDA00024608627000001612
用连续变量
Figure BDA00024608627000001613
代替，则式(34c)变为：
Figure BDA00024608627000001614
式中：
Figure BDA00024608627000001615
为二进制变量。当
Figure BDA00024608627000001616
为0时，
Figure BDA00024608627000001617
为负，
Figure BDA00024608627000001618
当
Figure BDA00024608627000001619
为1时，
Figure BDA0002460862700000171
为正，
Figure BDA0002460862700000172
至此，模型中的非线性约束均已被处理为线性或二阶锥约束，混合整数非线性模型转为混合整数二阶锥模型，结合目标函数、模型及约束条件求解即可得到多元储能配置方案。
实例测试。
下面将上述多元储能协同配置方法应用到改进IEEE-33节点配电与45节点热网耦合系统。区域综合能源系统结构如图6所示，IEEE-33线路总负荷为3.715MW+j2.3Mvar；热网包括32个供水节点和13个回水节点，图中只标注了供水管道，回水管道用虚线表示，热、冷负荷分布见表A1和A2。配电网节点电压上下限为0.93p.u.-1.07p.u.，线路电流上限为3p.u.，变电站容量限制为5MVA，有功功率倒送上限为1.5MW；热网节点温度上下限为55℃-110℃；电、热、冷负荷损失率取0。
表A1热负荷分布
Figure BDA0002460862700000173
表A2冷负荷分布
Figure BDA0002460862700000174
33节点配电网接有两个分布式光伏电站和两组电容器组，45节点热网热源为两个热电联产和一个电锅炉，每个冷节点均接有吸收式制冷和压缩式制冷，以吸收式制冷为主要供冷设备，压缩式制冷为辅助设备，设备具体技术参数及单位运维成本见表A3-1至A3-3。
表A3-1电设备参数
Figure BDA0002460862700000175
表A3-2热设备参数
Figure BDA0002460862700000176
表A3-3冷设备参数
Figure BDA0002460862700000177
待配置的储能技术参数见表1，经济参数见表2，电储能kees取0.329。电储能全年均可运行，热储能可在热网运行时期运行即供暖季、供冷季运行，冷储能仅能在有冷负荷需求时期即供冷季运行。
表1储能设备技术参数
Tab.1Technical parameters of energy storage equipment
Figure BDA0002460862700000181
表2储能设备经济参数
Tab.2Economic parameters of energy storage equipment
Figure BDA0002460862700000182
RIES向上级电网购电采用峰谷电价，峰时段为1.2元/(kW·h)，平时段为0.86元/(kW·h)，谷时段为0.45元/(kW·h)，售电价格为0.21元/(kW·h)。天然气单位热值价格为0.2423元/(kW·h)。单位变压器容量收益为380元/(kVA)。电网、热网单位网损成本分别为0.4元/(kW·h)、0.3元/(kW·h)。上级电网供电碳排放强度为0.55kg/(kW·h)，天然气碳排放强度为0.184kg/(kW·h)，碳排放价格取碳税率20元/吨。
通过对负荷/光伏年时序数据进行场景削减，得到3个规划典型日，分别是供暖季典型日、供冷季节典型日和过渡季典型日。三个规划典型日的时序变化如图13所示，累计天数分别为120天、120天、125天。
下面通过对比例与实施例来进行对比说明，实施例的储能配置方案通过前述多元储能协同配置方法得到，对比例2-4为在实施例的配置方案中选择单一储能进行配置。
对比例1(原始情景S0)：各类储能安装位置数目上限均为0，不配置任何储能；通过优化各典型日的热电联产、电锅炉、吸收式制冷、压缩式制冷、电容器组、光伏等设备运行功率，使RIES的经济效益和环境效益最优。
对比例2(情景S1)：在对比例1的基础上，电储能安装位置数目上限为2，仅优化配置电储能。
对比例3(情景S2)：在对比例1的基础上，热储能安装位置数目上限为2，仅优化配置热储能。
对比例4(情景S3)：在对比例1的基础上，冷储能安装位置数目上限为2，仅优化配置冷储能。
实施例(情景S4)：在对比例1的基础上，储能安装位置数目上限均为2，协同配置电、热、冷储能。
上述五个情景的储能配置结果见表3，节点类型e代表电节点，h代表热节点，c代表冷节点。情景S4相比于情景S1所配置电储能的总容量减少了7％，相比于情景S2所配置热储能的总容量减少了6％，相比于情景S3所配置冷储能的总容量减少了3％。这说明情景S4中的储能协同配置可以减少单类型储能的配置需求，并使储能配置更加多元化。
表3不同情景下的储能配置结果
Figure BDA0002460862700000183
不同情景的成本明细见表4。其中，带*表示其为年运行成本组成之一。相比于情景S0、S1、S2、S3，情景S4的储能年投资成本和年运维成本最高，但年运行成本、环境成本、总成本最低。可见，情景S4储能协同配置具有较好的经济效益和环境效益，可节省8.65％的RIES年运行成本。
表4不同情景下的成本明细
Figure BDA0002460862700000184
Figure BDA0002460862700000191
图7为规划年RIES与上级电网交互电量及RIES天然气耗量对比情况。由图7可知，相比于原始情景S0，情景S1、S2、S4的上级电网输入电量和输出至上级电网电量均有所减少，而情景S3变化不明显，这是因为情景S3的冷储能配置仅在两个用能终端冷用户上，所配置的容量较少，故对RIES与上级电网交互电量的影响较小。情景S4上级电网输入电量和输出至上级电网电量均最小，并且天然气耗量最大，说明储能协同配置提高了热电联产(用气设备)的供能量，减少了RIES对上级电网的依赖。
图8为规划年能量损失对比情况，对比指标包括电网能量传输损耗、热网能量传输损耗、热源热电联产弃热。情景S1的电网损耗最少，为612MW·h，情景S4次之，为617MW·h；情景S4的热源热电联产弃热最少，为1452MW·h，情景S2次之，为1493MW·h；相比情景S0，情景S2、S3、S4热网损耗均略有减少但不明显，这是因为质调节下热网传输损耗主要跟热媒温度有关(热媒温度越高热网损耗往往越大)，并且情景S0通过运行优化使热媒温度保持在了较优状态，受热流量平衡及热网温度下限约束进一步配置储能对热网热力工况的优化效果较小。综合来看，情景S4储能协同配置有效降低电网损耗，降低热电联产弃热，在提高供能网络能量传输效率和热源供能效率等方面具有优势。
对多元储能的综合效率进行约束，不断提高多元储能综合效率设定值AES，得到总成本和电、热、冷储能容量配置变化情况如图10所示。当AES小于0.82时，总成本和储能配置结果几乎不变；当AES在一定范围内不断提高时，总成本随之升高，电储能容量占储能总容量比例也随之提高；当AES大于电储能效率时，总成本与情景S0相同。约束多元储能综合效率对储能协同配置结果具有一定影响，提高AES有利于提高RIES的综合能效。
电储能无功可调范围对储能协同配置成本存在影响，通过不断变化电储能无功功率限值与PCS额定功率的比值kees，得到总成本变化情况见图11。
由图11可知，随着kees的提高，总成本逐渐降低，电网损耗也逐渐降低，热网损耗几乎没有变化。此外，当kees由0提高到0.45时电储能配置位置发生了变化，由原先配置在电节点20、29变为配置在电节点10、29，这是因为电节点10相对于电节点20更靠近线路末端，有助于发挥无功调压和降损的作用。可见，考虑电储能无功调节能力提高了多元储能协同配置的经济性，主要原因之一是电储能无功调节有助于减少电网损耗。
选取情景S4下RIES供冷季的运行情况进行分析，结果见图12。需要说明的是，供冷季无热用户，只存在电用户和冷用户，热网传输的热能通过吸收制冷设备供给冷用户。
由图12可知，无储能时，在光伏出力较大时段(9:00-16:00)RIES向上级电网倒送较多电量；有储能时，电储能在该时段蓄能消纳光伏，热储能1在该时段蓄能以提高电锅炉电功率消纳光伏，热储能2在该时段放热以降低热电联产1的供能功率，电储能和热储能相互协调增加RIES消纳光伏空间，因而RIES向上级电网倒送电量更少。
综合上述分析结果可知，本发明提供的基于电-热网络建模的区域综合能源系统多元储能配置方法同时计及电-热网络约束、电储能无功调节能力以及考虑能源品位差异的多元储能综合效率约束，在让储能配置实现电、热、冷多元化的同时，还能够提高能源综合利用效率及系统运行效率，尤其值得一提的是，本发明通过电储能无功功率进行多元储能协同配置，提高了储能配置的经济性。此外，多元储能协同配置还可以有效降低电网损耗，降低热电联产弃热，在提高供能网络能量传输效率和热源供能效率等方面均具有优势。
最后，上述区域综合能源系统多元储能配置方法可以借助计算机程序来实现，程序在连接有数据输入装置的计算机中运行并用于执行上述方法中的步骤一至三，程序运行时，通过所述数据输入装置获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据。更进一步，还可以设计一种用于区域综合能源系统的多元储能协同配置系统，该系统中包括可运行上述区域综合能源系统多元储能协同配置程序的计算机以及存储有区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据的存储服务器，连接计算机与存储服务器通过通信网络连接，计算机运行区域综合能源系统多元储能协同配置程序时，通过通信网络从存储服务器中获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据。上述多元储能协同配置系统具体应用时，先通过计算机运行区域综合能源系统多元储能协同配置程序，得到多元储能配置结果，再根据得到的多元储能配置结果在区域综合能源系统中对应配置储能设备。
上述实施例为本发明较佳的实现方案，除此之外，本发明还可以其它方式实现，在不脱离本技术方案构思的前提下任何显而易见的替换均在本发明的保护范围之内。
为了让本领域普通技术人员更方便地理解本发明相对于现有技术的改进之处，本发明的一些附图和描述已经被简化，并且为了清楚起见，本申请文件还省略了一些其它元素，本领域普通技术人员应该意识到这些省略的元素也可构成本发明的内容。

Claims (10)

1.区域综合能源系统多元储能协同配置方法，其特征在于，包括以下步骤；
一、建立电-热网络模型；
1.1建立电网模型；
获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据及电网运行记录，根据电力网络结构及电网运行记录建立包含电网运行状态和运行变量并能够反映电网性能的电网模型；
1.2建立热网模型；
获取区域综合能源系统中的热力网络结构数据，根据热力网络结构并按质调节运行方式建立热网模型；
二、建立多元储能配置模型；
2.1建立多元储能统一模型；
2.2以步骤2.1建立的多元储能统一模型为基础，采用有功功率优先分配策略，建立电储能有功-无功模型；
三、确定多元储能配置方案；
3.1以多元储能投资成本、区域综合能源系统运行成本、配电网容量收益以及环境成本的总和最小作为目标，构建目标函数；
3.2结合目标函数、步骤一建立的电-热网络模型、步骤二建立的多元储能配置模型及其约束条件求解得到多元储能配置方案；
四、多元储能配置；
按照步骤3.2得到的多元储能配置方案在区域综合能源系统中配置储能设备。
2.根据权利要求1所述的区域综合能源系统多元储能协同配置方法，其特征在于：在所述电网模型中，以式(1)-式(4)表示支路交流潮流模型，式(5)表示线路潮流限制和节点电压偏差限制；
对于
Figure FDA0002460862690000011
Figure FDA0002460862690000012
Figure FDA0002460862690000013
对于
Figure FDA0002460862690000014
Figure FDA0002460862690000015
Figure FDA0002460862690000016
对于
Figure FDA0002460862690000017
Figure FDA0002460862690000018
式中：d为规划典型日；t为某典型日下运行时段；i为供能网络节点；l为供能网络支路；D为典型日集合；T为一个典型日下的运行优化周期；Ωele为电网节点集合；Zele为电网线路集合；
Figure FDA0002460862690000019
为电网线路集合到线路首端节点集合的映射；
Figure FDA00024608626900000110
为电网线路集合到线路末端节点集合的映射；
Figure FDA00024608626900000111
分别为电网线路l有功、无功潮流；rl、xl分别为电网线路的电导和电纳；Id,t,l为线路电流幅值的平方；
Figure FDA00024608626900000112
分别为节点电负荷有功、无功功率；
Figure FDA00024608626900000113
分别为节点电源有功、无功功率；Vd,t,i为节点电压幅值的平方；Il,max为线路电流上限；Vi,max、Vi,min为节点电压幅值上下限。
3.根据权利要求2所述的区域综合能源系统多元储能协同配置方法，其特征在于：在所述热网模型中，以式(6)表示热节点消耗功率，式(7)表示节点热流量平衡，式(8)表示管道温度传输损耗，式(9)表示管道温度传输时延，式(10)表示节点温度约束，其中节点包括热源、供回水管道交汇点、负荷；
对于
Figure FDA0002460862690000021
Figure FDA0002460862690000022
Figure FDA0002460862690000023
Figure FDA0002460862690000024
Figure FDA0002460862690000025
Figure FDA0002460862690000026
式中：Ωheat为热网节点集合；Zheat为热网管道集合；
Figure FDA0002460862690000027
为热网管道集合到管道首端节点集合的映射；
Figure FDA0002460862690000028
为热网管道集合到管道末端节点集合的映射；φd,t,i为热节点i消耗的热功率；
Figure FDA0002460862690000029
为节点热负荷功率；
Figure FDA00024608626900000210
为节点热源功率；cw为水的比热容；Gd,t,l为管道l的流量；Td,t,i为管道首端温度，它与首端节点流出温度相同，故将它定义为节点温度；
Figure FDA00024608626900000211
为管道末端温度；
Figure FDA00024608626900000212
为环境温度；λ为管道的导热率；Lel为管道长度；τl为管道温度传输时延，通过四舍五入化为Δt的倍数；Fl为特征量，由管道长度、截面积参数决定；Ti,max、Ti,min为节点温度上下限。
4.根据权利要求3所述的区域综合能源系统多元储能协同配置方法，其特征在于：在所述多元储能统一模型中，以式(11)表示储能运行相邻时段能量平衡关系；式(12)表示储能实时容量上下限约束；式(13)表示一个运行周期结束后，储能所存能量恢复至初始状态；式(14)-式(16)表示储能功率大小限制及充/放能功率互补约束；式(17)表示储能功率输出；
对于
Figure FDA00024608626900000213
Figure FDA00024608626900000214
Figure FDA00024608626900000215
Figure FDA00024608626900000216
Figure FDA00024608626900000217
Figure FDA00024608626900000218
Figure FDA00024608626900000219
Figure FDA00024608626900000220
式中：ES为储能类型，分为电、热、冷三类；
Figure FDA00024608626900000221
为储能所储存的能量；κES为能量自损耗率；
Figure FDA00024608626900000222
分别为储能充、放能效率；
Figure FDA00024608626900000223
分别为储能实时充、放能功率；EESn为待配置的储能额定容量；emin、emax分别为最小允许储能量、最大允许储能量与储能额定容量的比值；PESn为待配置的储能额定功率；
Figure FDA0002460862690000031
为储能实时功率，规定放能为正，充能为负。
5.根据权利要求4所述的区域综合能源系统多元储能协同配置方法，其特征在于：令电储能的有功功率限值为待配置的电储能额定功率PEESn，令电储能的无功功率限值为PEESn和kees的乘积，所述kees为小于1的倍数，所述电储能有功-无功模型为：
对于
Figure FDA0002460862690000032
Figure FDA0002460862690000033
Figure FDA0002460862690000034
Figure FDA0002460862690000035
Figure FDA0002460862690000036
Figure FDA0002460862690000037
Figure FDA0002460862690000038
Figure FDA0002460862690000039
对于
Figure FDA00024608626900000310
Figure FDA00024608626900000311
Figure FDA00024608626900000312
Figure FDA00024608626900000313
Figure FDA00024608626900000314
式(11)表示储能运行相邻时段能量平衡关系；式(12)表示储能实时容量上下限约束；式(13)表示一个运行周期结束后，储能所存能量恢复至初始状态；式(14)-式(16)表示储能功率大小限制及充/放能功率互补约束；式(17)表示储能功率输出；
在式(11)-式(17)中：ES为电储能类型；
Figure FDA00024608626900000315
为电储能所储存的能量；κES为能量自损耗率；
Figure FDA00024608626900000316
分别为电储能充、放能效率；
Figure FDA00024608626900000317
分别为电储能实时充、放能功率；EESn为待配置的电储能额定容量；emin、emax分别为最小允许储能量、最大允许储能量与电储能额定容量的比值；PESn为待配置的电储能额定功率；
Figure FDA00024608626900000318
为电储能实时功率，规定放能为正，充能为负。
在式(18)-式(20b)中：
Figure FDA00024608626900000319
为电储能的实时无功功率；
Figure FDA00024608626900000320
为电储能的无功功率限值；kees为无功功率限值与PCS额定功率的比值。
6.根据权利要求5所述的区域综合能源系统多元储能协同配置方法，其特征在于：所述目标函数为：
min F＝Cinv+Cop-Cca+Cenv (21)；
式中：Cinv为储能投资成本，Co为区域综合能源系统运行成本，Cca为配电网容量收益，Cenv为环境成本，其中：
1)储能投资成本Cinv：
Figure FDA00024608626900000321
式中：
Figure FDA00024608626900000322
为拟接入储能的电/热冷节点集合；
Figure FDA00024608626900000323
分别为储能的单位容量投资成本和单位功率投资成本；
Figure FDA0002460862690000041
为节点i所配置储能的额定容量；Pi ESn为节点i所配置储能的额定功率。aES为储能的等年值系数，由式(22b)计算：
Figure FDA0002460862690000042
式中；τ为贴现率；y为储能寿命周期；
2)区域综合能源系统运行成本Cop：
Figure FDA0002460862690000043
式中：δd为规划年中第d个典型日的累积天数；
Figure FDA0002460862690000044
为电费与气费成本；
Figure FDA0002460862690000045
为设备运维成本；
Figure FDA0002460862690000046
为供能网络能量传输损耗成本；
区域综合能源系统电费与气费成本
Figure FDA0002460862690000047
由式(23b)计算：
Figure FDA0002460862690000048
式中：
Figure FDA0002460862690000049
为向上级电网购电的价格；
Figure FDA00024608626900000410
为向上级电网售电的价格；
Figure FDA00024608626900000411
为t时段区域综合能源系统与上级电网的交互电功率；dgas为天然气单位热值价格；
Figure FDA00024608626900000412
为热电联产的发电有功功率；ηchp为热电联产效率；Δt为运行单位时段的时长；
设备运行维护成本
Figure FDA00024608626900000413
由式(23c)计算：
Figure FDA00024608626900000414
式中：dev为区域综合能源系统中的设备集合，λk为k类设备的单位运维成本；Pd,t,k为k类设备的功率；
供能网络能量传输损耗成本
Figure FDA00024608626900000415
由式(23d)计算：
Figure FDA00024608626900000416
式中：
Figure FDA00024608626900000417
分别为电网、热网的单位传输损耗成本；
Figure FDA00024608626900000418
分别为电网、热网的支路功率传输损耗；
3)配电网容量收益Cca：
Cca＝atraλinvPb (24)；
式中：atra为变压器等年值系数；λinv为变压器单位容量投资费用；Pb为配置储能前后，变压器所承载年最大负荷的削减值；
4)环境成本Cenv：
Figure FDA00024608626900000419
式中：λe为碳排放价格；ggrid为外购电力单位碳排放量；gchp为热电联产单位碳排放量；γ为无偿碳排放份额。
7.根据权利要求6所述的区域综合能源系统多元储能协同配置方法，其特征在于：约束条件包括：
1)电、热、冷储能安装容量与功率约束：
Figure FDA0002460862690000051
式中：
Figure FDA0002460862690000052
为二进制变量，其值为1时表示电、热、冷节点i投建储能，其值为0时则表示未投建储能；
Figure FDA0002460862690000053
Pi ESn,max、Pi ESn,min分别为受安装场地、并网功率条件限制，节点i所能安装储能的容量上下限和功率上下限；
2)电、热、冷储能安装位置数目约束：
Figure FDA0002460862690000054
式中：NES为储能安装位置数目上限；
3)多元储能综合效率约束：
Figure FDA0002460862690000055
式中：ξES为ES类型储能所存储能源形式的能质系数；
Figure FDA0002460862690000056
分别为ES类型储能吸收的能量和释放的能量；AES为多元储能综合效率设定值；
4)典型日负荷损失约束：
Figure FDA0002460862690000057
式中：Ωcold为终端冷用户节点集合；
Figure FDA0002460862690000058
分别为电、热、冷负荷损失功率；
Figure FDA0002460862690000059
为冷负荷功率；
Figure FDA00024608626900000510
为负荷损失率设定值；
5)电热耦合设备约束：
式(30a)-式(30d)为热电联产出力及爬坡约束；式(30e)为热电耦合约束；式(30f)、式(30g)为热回收约束；式(30h)为弃热约束；
对于
Figure FDA00024608626900000511
Figure FDA00024608626900000512
Figure FDA00024608626900000513
Figure FDA00024608626900000514
Figure FDA00024608626900000515
Figure FDA00024608626900000516
Figure FDA00024608626900000517
Figure FDA00024608626900000518
Figure FDA00024608626900000519
式中：
Figure FDA00024608626900000520
为二进制变量，表示热电联产是否运行；
Figure FDA00024608626900000521
分别为热电联产有功出力上下限；
Figure FDA00024608626900000522
为热电联产无功功率；
Figure FDA00024608626900000523
分别为热电联产功率容量和无功功率上限；ΔU、ΔD分别为热电联产最大上爬坡出力、最大下爬坡出力；
Figure FDA0002460862690000061
为热电联产供热功率；αchp为热电比系数；
Figure FDA0002460862690000062
为经余热回收设备回收利用的热量；
Figure FDA0002460862690000063
为弃热；βchp为弃热比例系数；
将电锅炉也作为电制热设备：
Figure FDA0002460862690000064
式中：
Figure FDA0002460862690000065
为电锅炉供热功率；ηeb为电锅炉的电制热效率；
Figure FDA0002460862690000066
为电锅炉耗电功率；
Figure FDA0002460862690000067
为二进制变量，表示电锅炉是否运行；
Figure FDA0002460862690000068
为电锅炉功率容量；
6)制冷设备约束：
对于
Figure FDA0002460862690000069
Figure FDA00024608626900000610
Figure FDA00024608626900000611
式中：
Figure FDA00024608626900000612
分别为吸收式制冷设备的供冷功率、耗热功率；
Figure FDA00024608626900000613
分别为压缩式制冷设备的供冷功率、耗电功率；ηac、ηec分别为吸收式制冷设备和压缩式制冷设备的性能系数；
Figure FDA00024608626900000614
均为二进制变量，表示设备是否运行；
Figure FDA00024608626900000615
均为制冷设备功率容量；
7)新能源设备约束：
Figure FDA00024608626900000616
式中：
Figure FDA00024608626900000617
为新能源设备无功功率；
Figure FDA00024608626900000618
为新能源设备有功功率；PFre为新能源设备功率因数；
Figure FDA00024608626900000619
为新能源设备理论发电功率；
8)电容器组约束：
Figure FDA00024608626900000620
Figure FDA00024608626900000621
Figure FDA00024608626900000622
式中：
Figure FDA00024608626900000623
为电容器投入数量；ncb为电容器组数；
Figure FDA00024608626900000624
为电容器组无功功率；qcb为单个电容器的无功功率；Ncb为电容器一天中最大投切次数；
9)联络线功率约束：
对于
Figure FDA00024608626900000625
Figure FDA00024608626900000626
Figure FDA00024608626900000627
式中：
Figure FDA00024608626900000628
分别为区域综合能源系统与上级电网交互有功功率上下限；
Figure FDA00024608626900000629
为区域综合能源系统与上级电网交互无功功率；
Figure FDA00024608626900000630
为变压器容量；
10)电、热、冷节点能量平衡约束：
对于
Figure FDA0002460862690000071
Figure FDA0002460862690000072
Figure FDA0002460862690000073
Figure FDA0002460862690000074
Figure FDA0002460862690000075
式中：PFi l为节点i电负荷功率因数；
对非线性约束线性化处理：
1)二阶锥松弛：
采用二阶锥松弛将非凸约束式(4)转化为式(37)；
对于
Figure FDA0002460862690000076
Figure FDA0002460862690000077
2)互补约束松弛：
式(14)-式(16)中储能额定功率、实时充放能功率均为变量，引入任意大正数M对该互补约束进行松弛：
Figure FDA0002460862690000078
式中：
Figure FDA0002460862690000079
均为二进制变量，表示某一时刻储能的充放能状态；当储能充能时，
Figure FDA00024608626900000710
为1，
Figure FDA00024608626900000711
为0；当储能放能时，
Figure FDA00024608626900000712
为0，
Figure FDA00024608626900000713
为1；
3)二次圆形约束处理：
采用2个外切正方形约束来代替圆形约束，式(35b)替代为：
Figure FDA00024608626900000714
4)绝对值项线性化：
对于含绝对值项的约束采用大M法处理，将式(34c)中绝对值项
Figure FDA0002460862690000081
用连续变量
Figure FDA0002460862690000082
代替，式(34c)变为：
Figure FDA0002460862690000083
式中：
Figure FDA0002460862690000084
为二进制变量。当
Figure FDA0002460862690000085
为0时，
Figure FDA0002460862690000086
为负，
Figure FDA0002460862690000087
当
Figure FDA0002460862690000088
为1时，
Figure FDA0002460862690000089
为正，
Figure FDA00024608626900000810
8.区域综合能源系统多元储能协同配置程序，在连接有数据输入装置的计算机中运行并用于执行权利要求1-7中任意一项所述区域综合能源系统多元储能协同配置方法中的步骤一至三，程序运行时，通过所述数据输入装置获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据。
9.用于区域综合能源系统的多元储能协同配置系统，其特征在于：包括可运行权利要求8所述区域综合能源系统多元储能协同配置程序的计算机以及存储有区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据的存储服务器，所述数据输入装置为连接计算机与存储服务器的通信网络，所述计算机运行区域综合能源系统多元储能协同配置程序时，通过所述通信网络从存储服务器中获取区域综合能源系统中的电力网络结构数据、电网运行记录以及热力网络结构数据。
10.权利要求9所述多元储能协同配置系统在区域综合能源系统储能配置时的应用，其特征在于：先通过计算机运行区域综合能源系统多元储能协同配置程序，得到多元储能配置结果，再根据得到的多元储能配置结果在区域综合能源系统中对应配置储能设备。
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