CN112308321A - 一种用于园区综合能源系统的优化调度系统 - Google Patents

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CN112308321A CN202011209607.2A CN202011209607A CN112308321A CN 112308321 A CN112308321 A CN 112308321A CN 202011209607 A CN202011209607 A CN 202011209607A CN 112308321 A CN112308321 A CN 112308321A
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任志超
张文涛
赵达维
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Abstract

本发明公开了一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，所述园区综合能源系统包括可相互进行能量转化的电能回路、气能回路以及热能回路，其特征在于，还包括采集模块和控制模块；所述采集模块，用于采集所述电能回路、所述气能回路或者所述热能回路的设备状态；所述控制模块，内置优化调度模型，用于根据所述设备状态和所述优化调度模型产生相应的控制指令，所述控制指令作用于相应的设备，使得所述设备的状态发生改变。本发明的目的在于提供一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，通过对园区综合能源系统内的能量进行分析和调配，实现能量利用效率的最大化。

Description

一种用于园区综合能源系统的优化调度系统
技术领域
本发明涉及综合能源技术领域，尤其涉及一种用于园区综合能源系统的优化调度系统。
背景技术
园区综合能源系统是指其面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，并优化布局，建设一体化集成供能基础设施。通过天然气热电联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。
在储能方面，储电、储热、储气均属于储能，不同储能设备在综合能源系统中相互配合使用为多能互补提供了新的思路及研究方向。在综合能源系统中，大量的储能设备与供能设备、不同能源间的转化设备相互配合，为系统中广泛的电能与热、气之间的交互提供了条件。此外，在引入风机、光伏的园区综合能源系统中，大量储能设备的引入可以在一定范围内平抑风光波动。考虑到用户侧负荷需求的随机性及多样性，储能技术的引入有利于调节供需侧平衡、实现能量的跨时段转移、削峰填谷、提高系统稳定性。
目前，在对园区综合能源系统的优化运行方面，现有技术存在下述不足：
1.在园区系统规划层面，目前针对园区综合能源系统的研究大多集中考虑了CCHP，在园区系统的规划过程中并未加入新型供能、储能以及能量转换设备。
2.在能量管理层面，能量管理过程中的标准以及优化目标与传统微电网大致相同，且优化目标仍然以电能为主，并未将气、热能考虑进去，尚未将电力系统、天然气供应网、供水系统的相互协同与影响进行综合分析。
整体而言，目前对包含多种能源、多种储能形式的园区系统的运行方案还处于起步和探索阶段，如何根据用户用能需求以及特点规划园区系统、优化园区系统的运行方案成为目前亟待解决的。
发明内容
本发明的目的在于提供一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，通过对园区综合能源系统内的能量进行分析和调配，实现能量利用效率的最大化。
本发明通过下述技术方案实现：
一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，所述园区综合能源系统包括可相互进行能量转化的电能回路、气能回路以及热能回路；还包括采集模块和控制模块；
所述采集模块，用于采集所述电能回路、所述气能回路或者所述热能回路的设备状态；
所述控制模块，内置优化调度模型，用于根据所述设备状态和所述优化调度模型产生相应的控制指令，所述控制指令作用于相应的设备，使得所述设备的状态发生改变。
优选地，所述电能回路包括配电网、光伏发电机、风力发电机、CHP系统、电锅炉、储电装置、P2G设备以及用户电负荷；所述气能回路包括气源点、P2G设备、储气装置、用户气负荷、储气装置、燃气锅炉以及CHP系统；所热能回路包括CHP系统、燃气锅炉、电锅炉、用户热负荷以及储热装置；其中，所述CHP系统包括微型燃气轮机和溴冷机；
所述光伏发电机、所述风力发电机用于给园区提供电能；
当所述光伏发电机和所述风力发电机产生的电能大于所述用户电负荷时，所述光伏发电机和所述风力发电机向所述配电网售电以及向所述储能装置储能，包括向所述储电装置充电、通过所述电锅炉向所述储热装置储热以及通过所述P2G设备向所述储气装置充气；
当所述光伏发电机和所述风力发电机产生的电能小于所述用户电负荷时，所述储能装置向园区放电，包括所述储电装置向所述园区放电，以及所述储气装置通过所述CHP系统向所述园区放电以及向所述储热装置储热；
当所述配电网的电价处于低谷时，所述配电网向所述储能装置储能，包括向所述储电装置充电、通过所述电锅炉向所述储热装置储热以及通过所述P2G设备向所述储气装置充气；
当所述配电网的电价处于高峰时，所述储能装置向园区放电，包括所述储电装置向所述园区放电，以及所述储气装置通过所述CHP系统向所述园区放电以及向所述储热装置储热；
当所述储气装置充足时，通过所述燃气锅炉向所述储热装置储热。
优选地，所述控制模块包括存储单元和计算单元；
所述存储单元，存储有所述优化调度模型，其中，所述优化调度模型为：
Figure BDA0002758367310000021
其中，C为园区综合能源系统日前调度运行成本，CIN为前期投入成本，CMC为设备维护成本，CGAS为天然气购气成本，CSYS为主网交互成本；
所述计算单元，内置CPLEX求解器，用于根据所述设备状态对所述优化调度模型求解；
所述控制单元，用于根据所述优化调度模型的解生成相应的控制指令，所述控制指令作用于相应的设备，使得所述设备的状态发生改变。
优选地，所述前期投入成本由下式获取：
Figure BDA0002758367310000022
式中：PN,MT、PN,P2G、PN,EB、PN,GSF、PN,EES、PN,TES、PN,GES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的额定容量；Cs,MT、Cs,P2G、Cs,EB、Cs,GSF、Cs,EES、Cs,TES、Cs,GES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的单位容量初始投资成本；nMT、nP2G、nEB、nGSF、nEES、nTES、nGES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的平均使用寿命；r表示基准折现率；
所述设备维护成本由下式获取：
CMC＝CMTPMT+CPVPPV+CWTPWT+CEBPEB+CGSFPgas,GSF+CP2GPP2G+CEES|Pele,store(t)-Pele,release(t)|+CTES|Ph,store(t)-Ph,release(t)|+CGES|Pgas,store(t)-Pgas,release(t)|
其中，CMT为微型燃气轮机的单位维护成本、CPV为光伏发电机的单位维护成本、CWT为风力发电机的单位维护成本、CEB为电锅炉的单位维护成本、CGSF为燃气锅炉的单位维护成本、CP2G为P2G设备的单位维护成本、CEES为储电设备的单位维护成本、CTES为储热设备的单位维护成本、CGES为储气设备的单位维护成本；
所述天然气购气成本由下式获取：
CGAS＝Cgas,MT+Cgas,GSF+CQsource
式中，Cgas,MT、Cgas,GSF分别表示微型燃气轮机和燃气锅炉的耗气成本；CQsource表示气负荷直接由气源点供气时的购气成本；
所述主网交互成本由下式获取：
CSYS＝CBEPBGEX-CSEPSGEX
式中，CBE为单位购电成本，CSE为单位售电成本；PBGEX为园区系统向配电网的购电量，PSGEX为园区系统向配电网的售电量。
优选地，所述优化调度模型中的约束条件包括电能平衡约束、热能平衡约束、气能平衡约束、能量转换原件容量约束、能量转换原件爬坡约束、储能设备容量约束、储能设备功率约束以及储能设备运行状态约束；其中，能量转换元件包括微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉和P2G设备；所述储能设备包括储电设备、储热设备以及储气设备。
优选地，所述电能平衡约束为：
PMT(t)+PPV(t)+PWT(t)+Pele,release(t)+PBGEX(t)
＝PLoad(t)+PP2G(t)+PEB(t)+Pele,store(t)+PSGEX(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源电量，包括微型燃气轮机发电量PMT(t)，光伏发电量PPV(t)，风力发电量PWT(t)，蓄电池放电量Pele,release(t)与主网购电量PBGEX(t)，等式右边表示园区能源系统各时刻的荷电量，包括P2G设备耗电量PP2G(t)，电锅炉耗电量PEB(t)，蓄电池充电电量Pele,store(t)，电网售电量PSGEX(t)与电负荷PLoad(t)；
所述热能平衡约束为：
HMT(t)+HGSF(t)+HEB(t)+Ph,release(t)＝HLoad(t)+Ph,store(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源热能，包括微型燃气轮机产热量HMT(t)，燃气锅炉产热量HGSF(t)，电锅炉产热量HEB(t)和储热装置放热量Ph,release(t)，等式右边表示园区能源系统各时刻的荷热能，包括热负荷HLoad(t)和储热装置储热量Ph,store(t)；
所述气能平衡约束为：
Qsource(t)+QP2G(t)+Pgas,release(t)＝QLoad(t)+QMT(t)+QGSF(t)+Pgas,store(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源气能，包括直接供应气荷的气源点出力Qsource(t)，P2G设备出力QP2G(t)和储气装置放气Pgas,release(t)，等式右侧表示园区能源系统各时刻的荷气能，包括天然气负荷QLoad(t)，微型燃气轮机耗气QMT(t)，燃气锅炉耗气QGSF(t)和储气装置储气Pgas,store(t)。
优选地，所述能量转换原件容量约束为：
Figure BDA0002758367310000041
式中：PMTmin、PMTmax、PEBmin、PEBmax、PGSFmin、PGSFmax、PP2Gmin、PP2Gmax分别表示微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、P2G设备的出力上下限；
所述能量转换原件爬坡约束为：
Figure BDA0002758367310000042
式中：RMT,down、RMT,up、REB,down、REB,up、RGSF,down、RGSF,up、RP2G,down、RP2G,up分别表示微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、P2G设备的上、下爬坡速率。
优选地，所述储能设备的容量约束为：
Figure BDA0002758367310000043
式中：EEESmin、EEESmax、HTESmin、HTESmax、QGESmin、QGESmax分别为储电设备、储热设备、储气设备的容量上下限；
所述储能设备的功率约束为：
Figure BDA0002758367310000051
式中：Pele,storemin、Pele,storemax、Pele,releasemin、Pele,releasemax、Ph,storemin、Ph,storemax、Ph,releasemin、Ph,releasemax、Pgas,storemin、Pgas,storemax、Pgas,releasemin、Pgas,releasemax分别表示三种储能设备的充放能最大、最小功率；uele,store(t)、uele,release(t)、uh,store(t)、uh,release(t)、ugas,store(t)、ugas,release(t)分别表示储能设备的运行状态；
所述储能设备的运行状态约束为：
Figure BDA0002758367310000052
式中：1表示此时该状态正在工作，0表示此时该状态不工作。
本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：
对该园区综合能源系统的运行状况进行及时准确的监控，实时确定各储能设备在系统运行过程中的出力状况，便于有根据、有数据支撑地进行储能设备运行模式的选择，对园区系统中储能设备的配置以及容量选择提供针对性指导。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：
图1为本发明园区综合能源系统的内部结构以及能量流动示意图；
图2为本发明热电联产系统的内部结构以及能量流动示意图；
图3为本发明冬季典型日气热电负荷及光伏、风电预测功率示意图；
图4为本发明储电设备出力对比示意图；
图5为本发明储气设备出力对比示意图；
图6为本发明储热设备出力对比示意图；
图7为本发明各储能设备单独运行时的储能出力图；
图8为本发明储电设备单独运行时园区电能平衡示意图；
图9为本发明储电设备单独运行时园区气能平衡示意图；
图10为本发明储电设备单独运行时园区热能平衡示意图；
图11为本发明储气设备单独运行时园区电能平衡示意图；
图12为本发明储气设备单独运行时园区气能平衡示意图；
图13为本发明储气设备单独运行时园区热能平衡示意图；
图14为本发明储热设备单独运行时园区电能平衡示意图；
图15为本发明储热设备单独运行时园区热能平衡示意图；
图16为本发明储热设备单独运行时园区气能平衡示意图；
图17为本发明电气联储时的储能出力图；
图18为本发明电气联储时的园区电能平衡图；
图19为本发明电气联储时的园区气能平衡图；
图20为本发明电气联储时的园区热能平衡图；
图21为本发明热气联储时的储能出力图；
图22为本发明热气联储时的园区电能平衡图；
图23为本发明热气联储时的园区气能平衡图；
图24为本发明热气联储时的园区热能平衡图；
图25为本发明热电联储时的储能出力图；
图26为本发明热电联储时的园区电能平衡图；
图27为本发明热电联储时的园区气能平衡图；
图28为本发明热电联储时的园区热能平衡图；
图29为本发明混合储能的储能出力图；
图30为本发明混合储能时的园区电能平衡图；
图31为本发明混合储能时的园区气能平衡图；
图32为本发明混合储能时的园区热能平衡图；
图33为本发明不同储能模式下的园区运行总成本。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。
一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，其中，园区综合能源系统包括可相互进行能量转化的电能回路、气能回路以及热能回路，还包括采集模块和控制模块；其中，采集模块，用于采集电能回路、气能回路或者热能回路的设备状态；控制模块，内置优化调度模型，用于根据设备状态和优化调度模型产生相应的控制指令，控制指令作用于相应的设备，使得设备的状态发生改变。
具体地，在本实施例中，如图1所示，电能回路包括供电设备和电荷，供电设备包括配电网、CHP系统、风力发电机和光伏发电机，电荷包括用户电负荷、储电装置、电锅炉以及P2G；气能回路包括供气设备和气荷；供气设备包括气源点、P2G和储气装置，气荷包括用户天然气负荷、储气装置、燃气锅炉以及CHP系统；供热回路包括供热设备和热荷，供热设备包括CHP系统、燃气锅炉和电锅炉，热荷包括用户热负荷和出热装置。
其中，CHP系统由微型燃气轮机(micro turbine，MT)以及溴冷机组成，其能量流动图如图2所示，微型燃气轮机(MT)以天然气为燃料，与压缩空气混合后在高温高压状态下燃烧推动驱动发电机的燃气涡轮机做功，产生电能；溴冷机(直燃型溴化锂吸收式冷热水机组)吸收发电过程中产生的余热产生热水，供应热负荷需求，溴冷机产热不足时由燃气锅炉及电锅炉补充。
CHP系统的相关数学模型为：
Figure BDA0002758367310000061
Figure BDA0002758367310000062
PH,MT(t)＝PH,MTE(t)ηrCOΔt
式中：Pgas,MT(t)为在时段t内天然气的消耗量，kW；PMT(t)为时段t内MT的发电量，kW；Δt为单位调度时间；ηMT(t)为MT的发电效率；HCVNG为天然气低发热量换算为电负荷后对应产生的电量，本申请中取9.7kW·h/m3；PH,MTE(t)为时段t内MT的高温烟气余热量，kW；ηL为散热损失率；PH,MT(t)为时段t内溴冷机的制热量，kW；ηr为溴冷机的烟气回收率；CO为溴冷机的制热系数。
供热锅炉的引入，可大大减少热电联供系统的供热压力，显著提高风光的上网空间，大幅减少风光弃电。本实施例中引进电锅炉(EB)以及燃气锅炉(GSF)两种供热锅炉。
在综合能源系统中，电锅炉可实现热电转换，加强热电系统的耦合，可视为可调节负荷进行统一调度，数学模型为：
HEB＝PEB(t)ηEBΔt
式中：HEB为时段t内电锅炉的制热量，kW；PEB(t)为时段t内电锅炉的用电功率；ηEB为电锅炉电热转换效率。
燃气锅炉在本系统中作为主要的供热源之一，在满足热负荷供应的基础上也加深了气网与热网之间的耦合，GSF相关模型为：
Figure BDA0002758367310000071
HGSF＝Pgas,GSF(t)ηGSFΔt
式中：QH,GSF是燃气锅炉在时段t内的耗气量，L；Pgas,GSF(t)是时段t内燃气锅炉的耗气功率；HGSF为时段t内的燃气锅炉产热量，kW；ηGSF为燃气锅炉的气热转化效率。其中，燃气锅炉所消耗的天然气可视作综合能源系统中的用气负荷进行统一调度。
P2G设备为园区综合能源系统中的电-气耦合提供了桥梁，提高可再生能源的利用率，降低弃风、弃光率，降低碳排放，促进电-气耦合系统的协调运行。
在本申请提供的园区综合能源系统中，主要考虑电力转化为天然气这一P2G反应类型，该反应主要分为两个步骤：
第一步，P2G设备通过电解水将电能转化为氢气和氧气，化学反应式如下所示：
Figure BDA0002758367310000072
第二步，氢气与二氧化碳发生萨巴蒂耶(Sabatier)催化反应产生甲烷，化学反应式如下所示：
CO2+4H2→CH4+2H2O
该催化反应的反应效率与转化率主要受催化剂影响，一般来说电转气综合效率在45％-60％之间。
P2G可根据其在电网、气网中不同的运行特性进行分析，建立对应的数学模型，另外考虑P2G的能量转换特性，可建立P2G的能源耦合数学模型，为简化计算，本申请中的P2G设备模型简化为与能量转化效率直接相关的数学模型：
Pgas,P2G＝ηP2GPP2G(t)Δt
QP2G＝Pgas,P2G/HCVNG
式中：Pgas,P2G为t时段内P2G设备输出的天然气量，kW·h；ηP2G为P2G设备电转气的综合效率；PP2G(t)为t时刻设备的输入功率，kW；QP2G为时段t内P2G产生的天然气量，kW·h。
本园区综合能源系统工作原理为：在光伏发电机和风力发电机出力充足且用户用电需求不高时，光伏发电机和风力发电机向储电装置充电；在光伏发电机和风力发电机出力不足且是用电高峰时，储能装置向用电环节放电以满足用电需求；在电网电价低谷时，储电装置向电网取电；在电网电价高峰时，储能装置放电，减少用户对于电网电力的消耗，从而有效利用电力市场峰谷电价差，对园区内的能源进行调度。
具体为，光伏发电机和风力发电机用于给园区提供电能；
当光伏发电机和风力发电机产生的电能大于用户电负荷时，光伏发电机和风力发电机向配电网售电以及向储能装置储能，包括向储电装置充电、通过电锅炉向储热装置储热以及通过P2G设备向储气装置充气；
当光伏发电机和风力发电机产生的电能小于用户电负荷时，储能装置向园区放电，包括储电装置向园区放电，以及储气装置通过CHP系统向园区放电以及向储热装置储热；
当配电网的电价处于低谷时，配电网向储能装置储能，包括向储电装置充电、通过电锅炉向储热装置储热以及通过P2G设备向储气装置充气；
当配电网的电价处于高峰时，储能装置向园区放电，包括储电装置向园区放电，以及储气装置通过CHP系统向园区放电以及向储热装置储热；
当储气装置充足时，通过燃气锅炉向储热装置储热。
基于此，本申请为了充分对能源进行利用以及为了充分利用电力市场峰谷电价差，建立了优化调度模型，通过该优化调度模型不仅可以实现对园区能源的合理调度，还能有效的控制园区的能量使用成本。具体地，通过实时采集园区综合能源系统的设备参数(包括当前时刻储电装置的储电容量、储电装置的充、放电功率、储电装置的充、放电效率、储热装置的储热容量…)，并根据采集的设备参数对建立的优化调度模型求解，从而得到使优化调度模型最小值对应的设备状态，进而控制园区综合能源系统中的各个设备状态发生改变。
具体地，在本实施例中，控制模块包括存储单元、计算单元和控制单元，存储单元用于存储优化调度模型，本实施例中优化调度模型为：
Figure BDA0002758367310000081
其中，C为园区综合能源系统日前调度运行成本，CIN为前期投入成本，CMC为设备维护成本，CGAS为天然气购气成本，CSYS为主网交互成本；
其中，前期投入成本为：
Figure BDA0002758367310000091
式中：PN,MT、PN,P2G、PN,EB、PN,GSF、PN,EES、PN,TES、PN,GES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的额定容量；Cs,MT、Cs,P2G、Cs,EB、Cs,GSF、Cs,EES、Cs,TES、Cs,GES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的单位容量初始投资成本；nMT、nP2G、nEB、nGSF、nEES、nTES、nGES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的平均使用寿命；r表示基准折现率；
设备维护成本为：
CMC＝CMTPMT+CPVPPV+CWTPWT+CEBPEB+CGSFPgas,GSF+CP2GPP2G+CEES|Pele,store(t)-Pele,release(t)|+CTES|Ph,store(t)-Ph,release(t)|+CGES|Pgas,store(t)-Pgas,release(t)|
其中，CMT为微型燃气轮机的单位维护成本、CPV为光伏发电机的单位维护成本、CWT为风力发电机的单位维护成本、CEB为电锅炉的单位维护成本、CGSF为燃气锅炉的单位维护成本、CP2G为P2G设备的单位维护成本、CEES为储电设备的单位维护成本、CTES为储热设备的单位维护成本、CGES为储气设备的单位维护成本；
天然气购气成本为：
CGAS＝Cgas,MT+Cgas,GSF+CQsource
式中，Cgas,MT、Cgas,GSF分别表示微型燃气轮机和燃气锅炉的耗气成本；CQsource表示气负荷直接由气源点供气时的购气成本；
主网交互成本为：
CSYS＝CBEPBGEX-CSEPSGEX
式中，CBE为单位购电成本，CSE为单位售电成本；PBGEX为园区系统向配电网的购电量，PSGEX为园区系统向主网的售电量。
计算单元，内置CPLEX求解器，用于根据获取的设备状态对优化调度模型求解；
申请人通过综合比较遗传算法、强度Pareto算法以及Benders算法，发现利用MATLAB，以YALMP为平台的CPLEX求解器是一种求解速度较快、求解结果具有较高可靠性、稳定性的求解器，可以对线性规划(LP)问题、二次规划(QP)问题、二次约束规划(QCP)问题与混合整数规划问题(MIP)进行求解。另外，该引擎在求解大规模整数规划问题时有较大优势，可处理包含多个变量的线性规划问题，并对多重约束条件进行显式考虑，相较于其他求解线性规划问题的算法来说，CPLEX求解速度快且能够保持较高的结果可靠性。
控制单元，用于根据优化调度模型的解生成相应的控制指令，控制指令作用于相应的设备，使得设备的状态发生改变。
此外，由于园区综合能源系统包含热、电、气三种能源种类，为保证不同负荷需求的充足稳定供应，园区综合能源系统应同时满足三种能源的源荷平衡约束：
其中，本实施例中园区综合能源系统中的电能平衡约束为：
PMT(t)+PPV(t)+PWT(t)+Pele,release(t)+PBGEX(t)
＝PLoad(t)+PP2G(t)+PEB(t)+Pele,store(t)+PSGEX(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源电量，包括微型燃气轮机发电量PMT(t)，kW；光伏发电量PPV(t)，kW；风力发电量PWT(t)，kW；蓄电池放电量Pele,release(t)与主网购电量PBGEX(t)，kW；等式右边表示园区能源系统各时刻的荷电量，包括P2G设备耗电量PP2G(t)，kW；电锅炉耗电量PEB(t)，kW；蓄电池充电电量Pele,store(t)，kW；电网售电量PSGEX(t)与电负荷PLoad(t)，kW。
本实施例中园区综合能源系统中的热能平衡约束为：
HMT(t)+HGSF(t)+HEB(t)+Ph,release(t)＝HLoad(t)+Ph,store(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源热能，包括微型燃气轮机产热量HMT(t)，kW；燃气锅炉产热量HGSF(t)，kW；电锅炉产热量HEB(t)和储热装置放热量Ph,release(t)，kW；等式右边表示园区能源系统各时刻的荷热能，包括热负荷HLoad(t)和储热装置储热量Ph,store(t)，kW。
本实施例中园区综合能源系统中的气能平衡约束为：
Qsource(t)+QP2G(t)+Pgas,release(t)＝QLoad(t)+QMT(t)+QGSF(t)+Pgas,store(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源气能，包括直接供应气荷的气源点出力Qsource(t)，kW；P2G设备出力QP2G(t)和储气装置放气Pgas,release(t)，kW；等式右侧表示园区能源系统各时刻的荷气能，包括天然气负荷QLoad(t)，kW；微型燃气轮机耗气QMT(t)，kW；燃气锅炉耗气QGSF(t)和储气装置储气Pgas,store(t)，kW。
为进一步保证园区综合能源系统的正常稳定运行，园区综合能源系统中的各个设备还应满足相应约束。其中，各能量转换原件(微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉和P2G设备)需要满足容量约束以及爬坡约束；储能设备(储电设备、储热设备以及储气设备)在运行过程中应满足储能设备容量约束、功率约束以及运行状态约束。
具体地，能量转换原件的容量约束条件为：
Figure BDA0002758367310000111
式中：PMTmin、PMTmax、PEBmin、PEBmax、PGSFmin、PGSFmax、PP2Gmin、PP2Gmax分别表示微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、P2G设备的出力上下限，kW。
能量转换原件的爬坡约束条件为：
Figure BDA0002758367310000112
式中：RMT,down、RMT,up、REB,down、REB,up、RGSF,down、RGSF,up、RP2G,down、RP2G,up分别表示微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、P2G设备的上、下爬坡速率，kW·h。
储能设备的容量约束条件为：
Figure BDA0002758367310000113
式中：EEESmin、EEESmax、HTESmin、HTESmax、QGESmin、QGESmax分别为储电设备、储热设备、储气设备的容量上下限，kW.h。
储能设备的功率约束条件为：
Figure BDA0002758367310000114
式中：Pele,storemin、Pele,storemax、Pele,releasemin、Pele,releasemax、Ph,storemin、Ph,storemax、Ph,releasemin、Ph,releasemax、Pgas,storemin、Pgas,storemax、Pgas,releasemin、Pgas,releasemax分别表示三种储能设备的充放能最大、最小功率，kW；uele,store(t)、uele,release(t)、uh,store(t)、uh,release(t)、ugas,store(t)、ugas,release(t)分别表示储能设备的运行状态，其取值满足以下运行状态约束：
Figure BDA0002758367310000121
式中：1表示此时该状态正在工作，0表示此时该状态不工作。
由于储能装置在同一时刻只能运行储能或放能一种状态，因此还应满足下式：
0≤ustore(t)+urelease(t)≤1
另外，当供气设备不足以支持耗气设备的负荷时，可考虑直接从气源点购电以维持气荷，气源点出力应满足下式：
Qsource(t)≤Qsmax
式中：Qsmax表示气源点的最大出气量，kW。
采用本申请的技术方案进行具体实施时，为了使得园区能源配置合理化，可设定单独储电、单独储热、单独储气、热-电联储、热-气联储、气-电联储以及电-热-气混合储能7种储能设备运行模式，并按照本申请提供的优化调度模型对这7种储能设备运行模式进行储能装置出力以及园区内各装置出力分析，以探究哪种不同运行模式下的能源利用率最好。当确定储能装置运行模式之后，设定储能装置原容量的0.5-1.5倍作为其容量调整区间，分别分析储电装置、储热装置、储气装置为原容量的0.5、0.7、0.9、1.1、1.3、1.5倍时系统运行总成本，以确定最佳储能装置容量调整方案。
以下通过具体的实施例对本方案做进一步说明：
园区内包括微型燃气轮机与吸收式制冷机构成的CHP系统、燃气锅炉、电锅炉、P2G设备、蓄电池、蓄热槽、大容量储气井各一台以及气源点、光伏板、风机机组。其中CHP系统处于热电联供运行状态并采用“以热定电”的发电原则，即微型燃气轮机的出力状况以优先满足热负荷需求为原则，设备最大出力PMTmax为115kW，最小出力PMTmin为15kW；燃气锅炉最大出力PGSFmax为80kW；电锅炉最大出力PEBmax为80kW；P2G设备最大出力PP2Gmax为80kW；天然气价格为2.5元/m3；系统优化运行总时长为24小时，步长取1小时。
其中，储能类设备的参数如表1、表2和表3所示，其中各设备充放电功率最小值都为0；园区系统在冬季典型日光伏、风机、热负荷、气负荷、电负荷的日前预测结果如图3所示。电网电价采用分时电价，谷时段为0：00-07：00，23：00-24：00；平时段为07：00-10：00，15：00-18：00，21：00-23：00；峰时段为10：00-15：00，18：00-21：00。假设在仿真时间内各负荷及光伏风机出力预测准确；各设备输出功率保持不变。
表1储电设备参数
Figure BDA0002758367310000122
Figure BDA0002758367310000131
表2储热设备参数
Figure BDA0002758367310000132
表3储气设备参数
Figure BDA0002758367310000133
为得到最优的调度结果，对园区设备运行状态进行观测，本实施例特拟定三种不同运行场景：
(1)一种储能设备单独运行：包含单电储能、单气储能、单热储能三种模式；
(2)两种储能设备协同运行：包含电-热联储、热-气联储、电-气联储三种模式；
(3)三种储能设备混合运行：即热、电、气三种储能设备共同配置、同时运行。
考虑到园区系统所包含的三种能源种类：热、电、气，为保证不同负荷需求的充足稳定供应，系统应同时满足三种能源的源荷平衡约束，即：电能平衡约束、热能平衡约束以及气能平衡约束；
其中，园区系统的电能平衡约束模型为：
PMT(t)+PPV(t)+PWT(t)+Pele,release(t)+PBGEX(t)
＝PLoad(t)+PP2G(t)+PEB(t)+Pele,store(t)+PSGEX(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源电量，包括微型燃气轮机发电量PMT(t)，kW；光伏发电量PPV(t)，kW；风力发电量PWT(t)，kW；蓄电池放电量Pele,release(t)与主网购电量PBGEX(t)，kW；等式右边表示园区能源系统各时刻的荷电量，包括P2G设备耗电量PP2G(t)，kW；电锅炉耗电量PEB(t)，kW；蓄电池充电电量Pele,store(t)，kW；电网售电量PSGEX(t)与电负荷PLoad(t)，kW。
园区系统的热能平衡约束为：
HMT(t)+HGSF(t)+HEB(t)+Ph,release(t)＝HLoad(t)+Ph,store(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源热能，包括微型燃气轮机产热量HMT(t)，kW；燃气锅炉产热量HGSF(t)，kW；电锅炉产热量HEB(t)和储热装置放热量Ph,release(t)，kW；等式右边表示园区能源系统各时刻的荷热能，包括热负荷HLoad(t)和储热装置储热量Ph,store(t)，kW。
园区系统的气能平衡约束为：
Qsource(t)+QP2G(t)+Pgas,release(t)＝QLoad(t)+QMT(t)+QGSF(t)+Pgas,store(t)
式中：等式左侧表示园区能源系统各时刻的源气能，包括直接供应气荷的气源点出力Qsource(t)，kW；P2G设备出力QP2G(t)和储气装置放气Pgas,release(t)，kW；等式右侧表示园区能源系统各时刻的荷气能，包括天然气负荷QLoad(t)，kW；微型燃气轮机耗气QMT(t)，kW；燃气锅炉耗气QGSF(t)和储气装置储气Pgas,store(t)，kW。
另外，为保证园区系统正常稳定运行，各元件还应满足相应约束，为系统模型添加多重约束条件。
其中，容量约束条件为：
Figure BDA0002758367310000141
式中：PMTmin、PMTmax、PEBmin、PEBmax、PGSFmin、PGSFmax、PP2Gmin、PP2Gmax分别表示微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、P2G设备的出力上下限，kW。
爬坡约束为：
Figure BDA0002758367310000151
式中：RMT,down、RMT,up、REB,down、REB,up、RGSF,down、RGSF,up、RP2G,down、RP2G,up分别表示微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、P2G设备的上、下爬坡速率，kW·h。
当供气设备不足以支持耗气设备的负荷时，可考虑直接从气源点购电以维持气荷，气源点出力应满足下式：
Qsource(t)≤Qsmax
式中：Qsmax表示气源点的最大出气量，kW。最大出气量的确定应充分考虑园区所在地区的天然气网调度能力与天然气储备量。
储能设备在运行过程中应满足储能设备容量约束、功率约束以及运行状态约束。储能设备的容量约束为：
Figure BDA0002758367310000152
式中：EEESmin、EEESmax、HTESmin、HTESmax、QGESmin、QGESmax分别为储电设备、储热设备、储气设备的容量上下限，kW.h。
储能设备充放能过程还需满足功率约束：
Figure BDA0002758367310000153
式中：Pele,storemin、Pele,storemax、Pele,releasemin、Pele,releasemax、Ph,storemin、Ph,storemax、Ph,releasemin、Ph,releasemax、Pgas,storemin、Pgas,storemax、Pgas,releasemin、Pgas,releasemax分别表示三种储能设备的充放能最大、最小功率，kW；uele,store(t)、uele,release(t)、uh,store(t)、uh,release(t)、ugas,store(t)、ugas,release(t)分别表示储能设备的运行状态，其取值满足以下运行状态约束：
Figure BDA0002758367310000161
式中：1表示此时该状态正在工作，0表示此时该状态不工作。
另外，由于储能装置在同一时刻只能运行储能或放能一种状态，因此还应满足下式：
0≤ustore(t)+urelease(t)≤1
根据优化调度模型对园区的能源进行调度，其中优化调度模型为：
Figure BDA0002758367310000162
其中，C为园区综合能源系统日前调度运行成本，CIN为前期投入成本、CMC为设备维护成本、CGAS为天然气购气成本、CSYS为主网交互成本。
上述四种成本的具体公式如下所示：
Figure BDA0002758367310000163
式中：PN,MT、PN,P2G、PN,EB、PN,GSF、PN,EES、PN,TES、PN,GES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的额定容量，kW·h；Cs,MT、Cs,P2G、Cs,EB、Cs,GSF、Cs,EES、Cs,TES、Cs,GES为各个设备的单位容量初始投资成本，元/kW·h；nMT、nP2G、nEB、nGSF、nEES、nTES、nGES为各个设备的平均使用寿命，年；r表示基准折现率，文中取0.08。
CGAS＝Cgas,MT+Cgas,GSF+CQsource
式中，Cgas,MT、Cgas,GSF分别表示微型燃气轮机和燃气锅炉的耗气成本，元；CQsource表示气负荷直接由气源点供气时的购气成本，元。
CGEX＝CBEPBGEX-CSEPSGEX
式中，CBE、CSE表示单位购电、售电成本，元/kW·h；PBGEX、PSGEX表示园区系统向主网的购售电量，kW·h；
CMC＝CMTPMT+CPVPPV+CWTPWT+CEBPEB+CGSFPgas,GSF+CP2GPP2G+CEES|Pele,store(t)-Pele,release(t)|+CTES|Ph,store(t)-Ph,release(t)|+CGES|Pgas,store(t)-Pgas,release(t)|
式中，CMT、CPV、CWT、CEB、CGSF、CP2G、CEES、CTES、CGES分别表示各设备的设备单位维护成本，元/kW·h。
选用基于MATLAB软件，以YALMP为平台的CPLEX求解器进行求解。
利用CPLEX求解器，计算不同储能运行模式下的园区运行成本。
(1)储能设备单独运行
从图7中可以看出，电储能设备在0:00-9:00时处于持续储能状态，该时段基本位于风电出力的高峰期，园区系统内供电量大于用电量，且位于电网用电谷时段和平时段内，电价较低，为较好的对能量进行调配利用，园区系统从配电网购电存储在储电设备内。10:00-16:00之间，储电设备间歇性充放电以满足负荷需求。16:00-19:00，设备进行大规模放电，结合负荷曲线图可知此时处于电、气、热三种负荷高峰，储电设备内电量不仅需要协同园区内风机、光伏、微型燃气轮机进行电负荷供应，还要给电锅炉、P2G设备提供电能满足热、气负荷的供应，满足园区系统内多能互补供应的需求；另外，本时段包含一部分电网电价峰值时段，蓄电池还可进行余电上网，峰时段售电。19:00-24:00，电荷下降，风力发电出力较多，且该时段基本位于主网电价平时段与谷时段，因此储电设备持续储能。
观察储气设备与储热设备单独运行时的出力曲线，如图5和图6所示，可发现其充放规律基本符合负荷曲线：对于储气设备，8:00-15:00、16:00-20:00时气荷需求处于高峰，储气设备大规模放气满足负荷需要后频繁储放气以满足气荷供应；0:00-1:00、23:00-24:00时，气荷较小，而热能需求较大，因此储气设备为燃气轮机释放气能满足热能供应；其余时段气荷较小时，储气设备持续储气。对于储热设备，14:00后热负荷持续上升，储热设备进行放热，储存热量耗尽后进入大规模储热状态。另外，储气设备与储热设备在电网电价峰时段18:00-21:00时都处于放能状态，可间接减少电能的消耗，降低园区系统与电网的交互成本。
系统在储能设备单独运行时依然能保证多种负荷的充分供应，图8-图16展示了储能设备单独运行时系统能量的平衡状态，横轴上半部分表示系统的能量供给，下半部分则表示系统的能量需求。系统运行结果关于横轴对称，说明单独运行的三种运行状态均能满足系统多种负荷需要。
如图8-10所示，储电设备单独运行时，气能需求主要由微燃机、燃气锅炉、天然气负荷构成，供气设备主要有P2G设备和气源点出力，由于P2G设备出力与气源点出力差距较大，因此在图中并不明显；热能需求只有热负荷一种，供热设备有燃气锅炉、电锅炉、CHP系统中经溴冷机处理后的微型燃气轮机废气。P2G设备、燃气锅炉、电锅炉、CHP出力均能较好体现该能源系统多能互补的特性。由此可知，目前园区系统各设备的容量支持系统中储电设备单独运行。
如图11-13所示，在储气设备单独运行状态下，热、电、气能均能达到平衡。另外，储气设备单独运行的情况下，电网购电量大幅上升，用以填补储电设备缺失造成的电量不足；而热能方面，由燃气锅炉供应热负荷的比例大幅度上升。
如图14-16所示，系统中单独配备储热设备时，较前面两种运行模式，P2G设备出力明显上升，电网与天然气网之间的耦合关系明显。另外，电锅炉出力明显增加，成为供应热能的主要设备，由于储气设备的缺失，气能供应明显不足，燃气锅炉供热比例较储气设备单独运行时明显下降。
总的来说，在三种储能设备单独运行的模式下，园区系统均能保持稳定运行且能源均能保持平衡。另外，储能设备的出力可明显改变该种能源在系统维持能量平衡时的出力占比，且能改变其他两种能源的供能方式，多种能源的相互耦合、相互转化得到体现。
(2)电-气联合储能
与图7中展示的储气设备单独运行时的设备出力相比，图17中储气设备在0:00-7:00和10:00-13:00时段储气量大大增加，但基本曲线仍与气能负荷需求趋势相同，用气高峰放气，用气低谷储气；储电设备出力较单独储电相比，出力趋势基本相同。值得注意的现象是，如图18和图4所示，在电气联储模式下，储电设备在0:00-7:00时段出现储能高峰前移的现象，主要有以下原因：
1.受主网电价与用电负荷趋势影响，谷时段电价较低，且系统电能综合出力大于负荷需求，因此储能系统大量储能，由于电能以天然气储存需要进行二次转化，因此主要以电能形式储存；
2.为填补储热设备的缺失：0:00-3:00时热负荷较重，因此储电设备爬坡率相对3:00-4:00时较低；
3.观察系统热能平衡图，储气设备的加入使微型燃气轮机成为供热主力，因此满足电能需求后的产电余量较单独储电模式更多，储电高峰前移。
另外，如图19和图20所示，14:00-19:00时段内电负荷预热符合均持续上升，热能供应主要依靠燃气锅炉提供，正是由于储气设备的出力支撑的燃气锅炉满足热能需求。由此可见，电气联储模式下两种储能设备在满足系统约束与负荷需求的前提下，协同运行相互影响达到整体最优。
(3)热-气联合储能
对比图7中展示的单气储能下储能装置出力，图21中所示的储热装置出力基本趋势与热能需求基本符合；储气装置出力稍稍减小，在0:00-4:00期间储能量增加。热气联储模式下，由图22所示，在6:00-10:00期间，储热装置出力基本为0，储气装置放气大大增加，对比图23，此时段内热能主要由燃气锅炉以及微型燃气轮机两种燃气设备供应；如图24所示，14:00-16:00期间，储热设备放热提前，储气设备放气明显减少，出力曲线趋为平稳，可知在此时段内，储热设备放热成为热能供应中的一个关键部分。由此可知，储热设备与储气设备互相调节，互为补充，达到系统运行时运行成本最低。
(4)热-电联合储能
对比图7中展示的储能装置单独运行时的储能装置出力，图25所示的热电联储模式储能设备出力明显较为平缓，15:00-19:00期间两种设备均与单独运行时状态相同，处于大规模放能状态；但是在24:00时观察到储能设备大规模放能，以满足符合需求。值得注意的是，如图26-28所示，由于储电设备的加入，储热设备出力符合热能负荷需求但总存放量明显降低，这是由于电能的可以进一步转化为热能，电能的充足供应提供了相较储热装置更为高效的热能供应途径。0:00-7:00期间，电能的储备量较单独运行模式下明显降低，正是由于储热设备的加入减轻了一部分电力负荷需求，电网压力明显减少，储电量减少。可见，在热电联储系统中，储电设备为热能供应提供了保障，储热设备存放量降低；而储热设备可作为储电设备的补充，调节了储电设备的峰谷出力。
(5)混合储能
在混合储能模式下，三种储能设备全部投入运行，相比单独储能、两种储能设备协同运行下的六种储能模式，混合储能状态下储热设备与储电设备工作时长明显减少，但基本储放时间与负荷需求规律相对应，储能设备在用能需求较低时进行储能，用能需求高时放能支持系统正常稳定运行这一特征更加明显。
由图29-32所示，0:00-7:00这一时段内，电能负荷需求较低，且处于主网电价谷时段，单独运行或混合储能模式下储电设备均处于储电模式下，但混合储能模式储电高峰前移且储电量增大，对比图12与图31可知这是由于储气设备的加入保证了气能充足供应，该时段内微型燃气轮机提供的热能明显上升，减轻用电压力。对比单独运行时的小规模储能，储气设备储气功率大幅增加，该现象的出现考虑储电装置与储热装置分担该时段内的热负荷，因此天然气需求下降，储气装置储气功率增加。7:00-16:00，储电设备基本处于小功率储能与放能状态中，充放电频次较单独运行而言明显降低。就本文所选用蓄电池而言，避免频繁充放电有利于蓄电池的长期高效运行，蓄电池的寿命延长可以降低系统折算到每一年的单位投资成本。混合储能模式下的储热设备出力明显减少，曲线趋于平稳。对比图12与图31可知，由于储电设备与储气设备的加入保证了燃气锅炉、电锅炉、微型燃气轮机的余热，因此该时段内的储热设备出力明显降低。值得注意的是，10:00-12:00时段内，单独运行时储气装置处于放能状态，而混合储能模式下储气装置处于储能状态。观察两种模式下的气能平衡图与热能平衡图可知，储气装置单独运行时，该时段内的热负荷主要有燃气锅炉提供，而混合模式下电锅炉出力供应大部分热负荷，减轻天然气负荷压力。16:00-21:00处于主网电价平时段与峰时段内，储电设备处于大功率放电状态。观察混合储能电能平衡图图30可知，该时段储电设备释放的电能除支撑电负荷需求外，向主网售电量明显增加，该运行趋势可提高园区系统的运行成本。另外由于用电负荷的迅速上升，用气负荷达到峰值，电能、气能对于热能的转化减少，储热装置大幅放热。
与单独运行与两种储能设备协同运行相比，混合储能模式下三种储能设备相互支撑，各储能设备出力根据用能需求进行相应调整，通过降低能源的二次转化次数提高能源利用率。另外，混合储能模式下储能设备出力曲线与对应负荷的需求曲线契合度较高，说明该模式下各储能设备出力主要跟随负荷曲线进行优化。
由上可知，在不同储能运行模式下园区系统均可满足多种负荷需求，且各储能设备运行特性有所区别。为分析各储能模式下的运行成本，本实施例根据算例设置的原始数据对园区系统日前调度运行成本进行详细分析。系统运行总成本包含折算后的前期投入成本CIN、设备维护成本CMC、天然气购气成本CGAS、主网交互成本CSYS，其中CSYS数值为正时，表示园区系统向主网购电支出，CSYS数值为负时表示园区系统向主网售电收益。各储能运行模式下的园区综合能源系统运行总成本及各类成本如表4所示。
表4园区运行成本
Figure BDA0002758367310000191
单设备储能
由图33所示，在单设备储能中，虽然单电储能的投资成本最高，但由于其维护成本较低、购气成本较低、与主网交互收益较高，因此其系统运行总成本为单设备储能中最低的。单电存储达到的运行成本最优是由于电能是能量转化中介以及多数设备运行的能量来源，因此直接进行电能存储、保证电能供应比存储热能、气能具有更低的运行成本，且同时能保证较高的能源利用率。另外，由于储气设备的缺失，P2G设备产生的气能只有即时消纳这一种途径，故气源点购气量下降，因此天然气成本较其它运行模式而言较低。
虽然单气储能的维护成本是三种储能模式中最高的，但由于其天然气成本较低、与主网交互收益高于单热储能，因此综合运行成本略低于单热储能。气源点的出力可以充分保证系统内气荷的满足以及用气设备的正常稳定运行。储气设备的加入可以将P2G设备吸收电能后转化的气能进行存储，在气、热、电负荷同时较高时作为气源点出力的补充。但气能向电能、热能进行转化均会产生一定得能量损失，较低的能源利用率导致其总成本高于单独储电模式。
单独储热模式是三种模式中总成本最高的。虽然其投资成本、维护成本均较低，但由于电负荷曲线与热负荷曲线规律相似，热能负荷需求较高的时段内电能负荷也较高，且处于主网电价峰时段，因此在三种单独储能模式中，单热储能模式下主网交互收益最低。另外，尽管储热设备可以在热能需求量较大时释放能量，但由于其容量限制以及爬坡率限制，热能负荷的保证仍需供热设备出力，由于电能负荷较重，热能负荷由燃气设备分担，天然气负荷加重，故单热储能的天然气成本最高。
两种储能设备协同运行
采用两种储能设备协同运行的方式，总的来说其云慈宁宫成本低于储能设备单独运行。在热电联储、热气联储、电气联储三种模式中，热电联储总体运行成本最低。尽管由于储电设备单位建设成本较高导致该模式下投资成本较高，但热能和电能较好的互补性能导致该模式下的天然气成本大幅降低。在热能需求旺盛时段，储热装置出力减轻热负荷压力，另外储电装置的加入保证了充足的电能供应，电锅炉的供热量大幅上升，燃气锅炉出力下降，气能需求降低。另外P2G设备的出力全部当即被气荷消耗，也导致了园区系统天然气成本的降低。
电气联储作为两种储能设备协同运行时运行成本最高的模式，由于储能设备本身特性，其投资成本、维护成本相对较高，虽然其与主网交互收益不低，但由于热荷此时的供应途径只有燃气设备及用电设备，且热能需求较大时电能与气能负荷也较高，因此从气源点大量购入天然气成为确保系统运行的方式，天然气成本大幅上升导致运行总成本相对较高。
在热气联储模式中，储热设备的投入减轻热能供应压力，而储气设备则可以保证气能供应。在该运行模式下，提供热能供应的设备包含储热设备、燃气设备(燃气锅炉与CHP系统)、电锅炉。储热设备放热以及燃气设备的出力减轻了电锅炉出力压力，因此电力负荷明显下降，故其主网交互收益明显上升。但由于气-热、电-热、电-气成本相对较高，因此其维护成本明显升高。
混合储能
采用热-气-电混合储能时，由于储能设备种类的增加导致投资成本与维护成本明显升高，但天然气成本大幅降低、交互收益升高，所以该种运行模式在7中运行模式中运行成本最低。在这种运行模式下，储电设备小功率充放电频率的降低可明显降低系统维护成本，提高蓄电池寿命。另外，电能、热能、气能的供应均因储能设备的出现得到保证，故储电设备储存的电量可以在满足电能供应的前提下售出给电网，因此本模式交互收益最高。同时，储热设备和储气设备可提高园区系统应对热能、气能峰值的能力，能源二次转化量减少，用能效率提高。
在混合储能模式下，各储能元件协同配合，根据不同种类负荷需求调整设备出力，优化运行曲线，达到园区系统能量平衡，在供能设备达到整体最优的情况下，使园区运行总成本最低。
混合储能模式的最优容量配置
综上，在考虑园区系统内能量平衡与供能设备优化运行的前提下，园区系统在三种储能设备混合运行的状态下运行成本最低。为了考察混合储能模式下，储能设备的不同容量配置对于园区系统的影响，本申请在原算例基础上设定三种储能设备的容量区间：即原始容量的0.5-1.5倍，再分别设定储电设备、储热设备、储气设备容量为初始容量的0.5、0.7、0.9、1.1、1.3、1.5倍进行配置，各储能设备的最大充放功率也进行等比例调整，得到不同储能容量下园区系统运行成本如表5至表10所示：
表5储热设备容量为原容量0.5倍时园区运行成本
Figure BDA0002758367310000211
表6储热设备容量为原容量0.7倍时园区运行成本
Figure BDA0002758367310000212
表7储热设备容量为原容量0.9倍时园区运行成本
Figure BDA0002758367310000213
Figure BDA0002758367310000221
表8储热设备容量为原容量1.1倍时园区运行成本
Figure BDA0002758367310000222
表9储热设备容量为原容量1.3倍时园区运行成本
Figure BDA0002758367310000223
表10储热设备容量为原容量1.5倍时园区运行成本
Figure BDA0002758367310000231
根据表5至表10所示结果，当储热设备容量、储气设备容量、储电设备容量分别为原容量的0.5倍、1.3倍、0.5倍时，园区整体运行成本最低。另外，储热设备容量、储气设备容量、储电设备容量分别为原容量的0.5倍、1.5倍、0.5倍，园区运行成本也较低。
这两种配置方案出现的原因主要是两点：
1、由于园区运行总成本中天然气成本占主体地位，大量增加储气装置的投入可以促进P2G设备的高效利用，帮助园区系统面对天然气负荷时具备更好的调峰能力，降低气源点购电量，减少天然气成本；
2、储电设备前期建设投入成本较高，降低储电设备容量可以减少园区系统的前期投入成本。
当储热设备容量、储气设备容量、储电设备容量分别为原容量的0.9倍、0.7倍、0.5倍；0.9倍、0.9倍、0.5倍时，园区运行成本也较低。在这两种方案中，储电设备容量也仅为原始容量的0.5倍，降低系统前期投入成本。另外，储热设备容量的加大减轻了气能供应压力，因此储气设备容量降为原始容量的0.7倍或0.9倍时仍能较好地满足园区的气能需求，在保证园区能量平衡时园区成本最优。
当储热设备容量、储气设备容量、储电设备容量分别为原容量的1.1倍、0.7倍、1.1倍；1.1倍、0.7倍、1.3倍时，园区运行成本较低。与之前几种方案不同，在这两种配置方案中，储电设备容量增加，储热设备容量增加，考虑是由于储电设备保证了电能充足供应，热能供应途径中的电锅炉出力大幅度增加，天然气需求降低，即使储气设备容量不大依然能满足维持系统运行所需要求，天然气购气量降低，降低园区运行成本。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，所述园区综合能源系统包括可相互进行能量转化的电能回路、气能回路以及热能回路，其特征在于，还包括采集模块和控制模块；
所述采集模块，用于采集所述电能回路、所述气能回路或者所述热能回路的设备状态；
所述控制模块，内置优化调度模型，用于根据所述设备状态和所述优化调度模型产生相应的控制指令，所述控制指令作用于相应的设备，使得所述设备的状态发生改变。
2.根据权利要求1所述的一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，其特征在于，所述电能回路包括配电网、光伏发电机、风力发电机、CHP系统、电锅炉、储电装置、P2G设备以及用户电负荷；所述气能回路包括气源点、P2G设备、储气装置、用户气负荷、储气装置、燃气锅炉以及CHP系统；所热能回路包括CHP系统、燃气锅炉、电锅炉、用户热负荷以及储热装置；其中，所述CHP系统包括微型燃气轮机和溴冷机；
所述光伏发电机、所述风力发电机用于给园区提供电能；
当所述光伏发电机和所述风力发电机产生的电能大于所述用户电负荷时，所述光伏发电机和所述风力发电机向所述配电网售电以及向所述储能装置储能，包括向所述储电装置充电、通过所述电锅炉向所述储热装置储热以及通过所述P2G设备向所述储气装置充气；
当所述光伏发电机和所述风力发电机产生的电能小于所述用户电负荷时，所述储能装置向园区放电，包括所述储电装置向所述园区放电，以及所述储气装置通过所述CHP系统向所述园区放电以及向所述储热装置储热；
当所述配电网的电价处于低谷时，所述配电网向所述储能装置储能，包括向所述储电装置充电、通过所述电锅炉向所述储热装置储热以及通过所述P2G设备向所述储气装置充气；
当所述配电网的电价处于高峰时，所述储能装置向园区放电，包括所述储电装置向所述园区放电，以及所述储气装置通过所述CHP系统向所述园区放电以及向所述储热装置储热；
当所述储气装置充足时，通过所述燃气锅炉向所述储热装置储热。
3.根据权利要求2所述的一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，其特征在于，所述控制模块包括存储单元、计算单元和控制单元；
所述存储单元，存储有所述优化调度模型，其中，所述优化调度模型为：
Figure FDA0002758367300000011
其中，C为园区综合能源系统日前调度运行成本，CIN为前期投入成本，CMC为设备维护成本，CGAS为天然气购气成本，CSYS为主网交互成本；
所述计算单元，内置CPLEX求解器，用于根据所述设备状态对所述优化调度模型求解；
所述控制单元，用于根据所述优化调度模型的解生成相应的控制指令，所述控制指令作用于相应的设备，使得所述设备的状态发生改变。
4.根据权利要求3所述的一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，其特征在于，所述前期投入成本由下式获取：
Figure FDA0002758367300000021
式中：PN,MT、PN,P2G、PN,EB、PN,GSF、PN,EES、PN,TES、PN,GES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的额定容量；Cs,MT、Cs,P2G、Cs,EB、Cs,GSF、Cs,EES、Cs,TES、Cs,GES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的单位容量初始投资成本；nMT、nP2G、nEB、nGSF、nEES、nTES、nGES分别表示微型燃气轮机、P2G设备、电锅炉、燃气锅炉、储电设备、储热设备、储气设备的平均使用寿命；r表示基准折现率；
所述设备维护成本由下式获取：
CMC＝CMTPMT+CPVPPV+CWTPWT+CEBPEB+CGSFPgas,GSF+CP2GPP2G+CEES|Pele,store(t)-Pele,release(t)|+CTES|Ph,store(t)-Ph,release(t)|+CGES|Pgas,store(t)-Pgas,release(t)|
其中，CMT为微型燃气轮机的单位维护成本、CPV为光伏发电机的单位维护成本、CWT为风力发电机的单位维护成本、CEB为电锅炉的单位维护成本、CGSF为燃气锅炉的单位维护成本、CP2G为P2G设备的单位维护成本、CEES为储电设备的单位维护成本、CTES为储热设备的单位维护成本、CGES为储气设备的单位维护成本；
所述天然气购气成本由下式获取：
CGAS＝Cgas,MT+Cgas,GSF+CQsource
式中，Cgas,MT表示微型燃气轮机的耗气成本，Cgas,GSF表示燃气锅炉的耗气成本；CQsource表示由气源点供气时的购气成本；
所述主网交互成本由下式获取：
CSYS＝CBEPBGEX-CSEPSGEX
式中，CBE为单位购电成本，CSE为单位售电成本；PBGEX为园区系统向配电网的购电量，PSGEX为园区系统向配电网的售电量。
5.根据权利要求1-4中任意一项所述的一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，其特征在于，所述优化调度模型中的约束条件包括电能平衡约束、热能平衡约束、气能平衡约束、能量转换原件容量约束、能量转换原件爬坡约束、储能设备容量约束、储能设备功率约束以及储能设备运行状态约束；其中，能量转换元件包括微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉和P2G设备；所述储能设备包括储电设备、储热设备以及储气设备。
6.根据权利要求5所述的一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，其特征在于，所述电能平衡约束为：
PMT(t)+PPV(t)+PWT(t)+Pele,release(t)+PBGEX(t)
＝PLoad(t)+PP2G(t)+PEB(t)+Pele,store(t)+PSGEX(t)
其中，PMT(t)为微型燃气轮机发电量，PPV(t)为光伏发电量，PWT(t)为风力发电量，Pele,release(t)为蓄电池放电量，PBGEX(t)为配电网购电量，PP2G(t)为P2G设备耗电量，PEB(t)为电锅炉耗电量，Pele,store(t)为蓄电池充电电量，PSGEX(t)为电网售电量，PLoad(t)为用户电负荷；
所述热能平衡约束为：
HMT(t)+HGSF(t)+HEB(t)+Ph,release(t)＝HLoad(t)+Ph,store(t)
其中，HMT(t)为微型燃气轮机产热量，HGSF(t)为燃气锅炉产热量，HEB(t)为电锅炉产热量，Ph,release(t)为储热装置放热量，HLoad(t)为热负荷，Ph,store(t)为储热装置储热量；
所述气能平衡约束为：
Qsource(t)+QP2G(t)+Pgas,release(t)＝QLoad(t)+QMT(t)+QGSF(t)+Pgas,store(t)
Qsource(t)为气源点出力，QP2G(t)为P2G设备出力，Pgas,release(t)为储气装置放气，QLoad(t)为天然气负荷，QMT(t)为微型燃气轮机耗气，QGSF(t)为燃气锅炉耗气，Pgas,store(t)为储气装置储气。
7.根据权利要求6所述的一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，其特征在于，所述能量转换原件容量约束为：
Figure FDA0002758367300000041
式中：PMTmin、PMTmax、PEBmin、PEBmax、PGSFmin、PGSFmax、PP2Gmin、PP2Gmax分别表示微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、P2G设备的出力上、下限；
所述能量转换原件爬坡约束为：
Figure FDA0002758367300000042
式中：RMT,down、RMT,up、REB,down、REB,up、RGSF,down、RGSF,up、RP2G,down、RP2G,up分别表示微型燃气轮机、电锅炉、燃气锅炉、P2G设备的上、下爬坡速率。
8.根据权利要求7所述的一种用于园区综合能源系统的优化调度系统，其特征在于，所述储能设备的容量约束为：
Figure FDA0002758367300000043
式中：EEESmin、EEESmax、HTESmin、HTESmax、QGESmin、QGESmax分别为储电设备、储热设备、储气设备的容量上下限；
所述储能设备的功率约束为：
Figure FDA0002758367300000051
式中：Pele,storemin、Pele,storemax、Pele,releasemin、Pele,releasemax、Ph,storemin、Ph,storemax、Ph,releasemin、Ph,releasemax、Pgas,storemin、Pgas,storemax、Pgas,releasemin、Pgas,releasemax分别表示三种储能设备的充放能最大、最小功率；uele,store(t)、uele,release(t)、uh,store(t)、uh,release(t)、ugas,store(t)、ugas,release(t)分别表示储能设备的运行状态；
所述储能设备的运行状态约束为：
Figure FDA0002758367300000052
式中：1表示此时该状态正在工作，0表示此时该状态不工作。
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