CN112464477A - 计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，包括以下步骤：构建综合能源系统多类型能源模型，所述多类型能源模型包括：热电联产机组模型、电锅炉模型、燃气锅炉模型、风机模型、光伏模型以及电储能模型；构建综合能源系统的需求响应模型以及需求响应总补偿成本；根据所述综合能源系统多类型能源模型、所述需求响应模型和需求响应总补偿成本，以总运行成本最低、碳排放最低以及用户舒适度最高为目标构建目标函数；通过模拟仿真求解所述目标函数获得最优多能耦合综合能源运行调度策略。本发明实现经济最优和碳排放最低的、满足用户舒适度的基于多目标优化的综合能源运行仿真方法。

Description

计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法

技术领域

本发明涉及能源领域，尤其涉及一种计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法。

背景技术

综合能源利用是未来能源消费的趋势，许多国家开始意识到，单一依赖少量的能源种类不仅不利于实现可持续发展，而且会对国家能源安全带来威胁，因此逐渐开始向多种能源并重互补的能源系统过渡。综合能源在一定区域内利用先进的技术和管理模式，整合区域内石油、煤炭、天然气和电力等多种能源资源，实现多异质能源子系统之间的协调规划、优化运行、协同管理、交互响应和互补互济，在满足多元化用能需求的同时有效提升能源利用效率，是推动我国能源战略转型的重要载体，也是实现我国提升综合能源利用效率的重要方式。

传统的能源运行中，需求侧的用户仅被看作单纯的能源消费者，没有考虑其参与能源运行的特性。而综合能源系统的良好运行需要同时考虑供给侧和需求侧的平衡，随着综合能源系统的发展，需求侧的各类资源获得越来越多的关注，需求侧的能源响应将是实现以电为核心的综合能源系统运行优化的重要手段，需求响应技术的应用也逐渐受到重视，需求响应技术通过经济激励的方式去引导部分用户主动改变用电行为，将峰时负荷转移到谷荷时段或改变负荷的用能形式，深度挖掘电源侧和负荷侧的协调能力，将需求侧的灵活资源纳入综合能源系统并实施联合优化是未来的重要发展方向。

目前针对多能耦合与需求响应机理的综合能源系统运行优化方面并没有形成过完善配套的理论思路，简言之，在考虑需求响应的基础上，大力发展多能耦合的综合能源系统能够有效提高电力系统运行的灵活性、经济性与清洁性，是我国新一代电力系统发展的必由之路，对推进我国能源变革和保障能源安全具有重大现实意义。

发明内容

本发明旨在针对多能耦合与需求响应机理的综合能源系统运行优化方面存在的不足，提供一种计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法。

为实现上述技术目的，本发明采用以下技术方案。

一方面，本发明提供了计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，包括以下步骤：

构建综合能源系统多类型能源模型，所述多类型能源模型包括：热电联产机组模型、电锅炉模型、燃气锅炉模型、风机模型、光伏模型以及电储能模型；

构建综合能源系统的需求响应模型以及需求响应总补偿成本；

根据所述综合能源系统多类型能源模型、所述需求响应模型和需求响应总补偿成本，以总运行成本最低、碳排放最低以及用户舒适度最高为目标构建目标函数；

通过模拟仿真求解所述目标函数获得最优多能耦合综合能源运行调度策略。

进一步地，所述热电联产机组模型表示如下：

式中：

表示在t时刻微燃机消耗的天然气功率区间值，[Q_MT(t)]^±表示在t时刻微燃机消耗的天然气流量区间值，L_GLCV表示在t时刻天然气低热值；

表示在t时刻微燃机输出的电功率区间值，[η_MT]^±表示在t时刻微燃机输出的发电效率区间值；

表示在t时刻高温烟气余热功率区间值，[η_q]^±表示在t时刻余热传输损失效率；

表示在t时刻余热锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻余热锅炉制热系数，

表示在t时刻烟气回收率区间值；Δt表示调度时间，[H_HRSG(t)]^±表示在t时刻微燃机最终输出的热量区间值。

进一步地，所述电锅炉模型表示如下：

式中:

表示在t时刻电锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻电锅炉消耗的电功率区间值，[η_EB]^±表示在t时刻电锅炉电热转换效率区间值，[H_EB(t)]^±表示在t时刻电锅炉最终输出的热量区间值，Δt表示调度时间。

进一步地，所述燃气锅炉模型表示如下：

式中:

表示在t时刻燃气锅炉消耗的天然气功率区间值，[Q_GB(t)]^±表示在t时刻燃气锅炉消耗的天然气流量区间值；L_GLCV表示在t时刻天然气低热值；

表示在t时刻燃气锅炉输出的热功率区间值，[η_GB]^±表示在t时刻燃气锅炉气热转换效率区间值，[H_GB(t)]^±表示在t时刻燃气锅炉最终输出的热量区间值，Δt表示调度时间。

进一步地，所述风机模型表示如下：

式中P_WT(ν)表示风机的输出功率；l(ν)表示在风速为ν时风机的功率大小；ν表示实测风速；ν_ci表示切入风速；ν_co表示切出风速；P_r表示风力发电机的额定功率；ν_r表示额定风速；k₁和k₂表示拟合参数。

进一步地，所述光伏模型表示为：

式中P_PV(G,T)表示光伏电池在特定光照强度和温度下的输出功率；k表示比例参数，G_max光伏板最大可利用光照强度，P_STC表示标准测试条件下的发电输出功率；G_STC表示标准测试条件下的光照强度；T_STC表示标准测试条件下的环境温度；t表示太阳能电池组的表面温度。

进一步地，所述电储能模型表示为：

通过电池SOC和充放电功率，对电池储能系统进行数学建模，模型如下：充电过程：

放电过程：

式中E_EES(t)——电池的额定容量(kWh)；t₀'——电池的充电功率(kW)；P_EES-ch——电池的放电功率(kW)；P_EES-dis(t)——电池的放电功率(kW)；SOC(t)——电池在t时刻的电量状态；SOC(t-1)——电池在(t-1)时刻的电量状态；η_sch——电池的充电效率；η_sdis——电池的放电效率；δ——电池的自放电率(％/h)。

进一步地，所述需求响应模型表示为：

P′_L,t＝P_L,t+P_Cut,t+P_tran,t+P_rep,t (15)

-P_Cut,max≤P_Cut,t≤0 (17)

其中P′_L,t表示t时段的总负荷量，P_Cut,t为t时段的削减负荷，P_tran,t为t时段的转移负荷，P_rep,t为t时段的替代负荷功率；P_L,t为日前预测电负荷，

表示当日实际热负荷；

为日前预测热负荷；P_Cut,max为削减负荷，P_tran,max为转移负荷功率上限，T'表示负荷需求结束时间；所述需求响应总补偿成本的表达式如下：

式中:C_IDR为需求响应总补偿成本；c_Cut为削减单位负荷的补偿成本系数、c_tran为转移单位负荷的补偿成本系数、c_rep为替代单位负荷的补偿成本系数。

进一步地，所述目标函数包括运行成本目标函数、碳排放目标函数以及用户舒适度目标函数，

所述运行成本目标函数表示如下：

[C_GRID(t)]^±＝C_BG(t)[P_BG(t)]^±Δt-C_SG(t)[P_SG(t)]^±Δt (22)

式中:C_IES表示综合能源系统运行成本；T表示总调度时段数，[C_G(t)]^±表示在t时刻购买天然气成本区间值、[C_GRID(t)]^±表示在t时刻与电网交互成本区间值、[C_ME(t)]^±表示在t时刻各机组设备维护成本区间值，C_ST(t)分别表示在t时刻可控机组启停成本；C_IDR为需求响应总补偿成本，C_GAS表示购买天然气的单价；

表示在t时刻微燃机消耗的天然气功率区间值；

表示在t时刻燃气锅炉消耗的天然气功率区间值；C_BG(t)表示在t时刻从电网购电电价，、[P_BG(t)]^±表示在t时刻购电功率区间值、C_SG(t)表示在t时刻向电网售电电价，[P_SG(t)]^±表示在t时刻售电功率区间值；P_PV(t)表示在t时刻光伏机组输出功率，P_WT(t)分别表示在t时刻风电机组输出功率；C_PV表示光伏机组的单位维护成本、C_WT表示风电机组的单位维护成本、C_CHP表示热电联产机组的单位维护成本、C_EB表示电锅炉相应的单位维护成本、C_GB表示燃气锅炉的单位维护成本、C_ES表示电储能的单位维护成本；S_MT(t)表示在t时刻微燃机的启停状态，S_EB(t)表示在t时刻电锅炉的启停状态和和S_GB(t)表示燃气锅炉的启停状态；S_EB(t-1)表示在t-1时刻，微燃机的启停状态，S_GB(t-1)表示在t-1时刻燃气锅炉的启停状态；

表示微燃机启动成本，

表示电锅炉启动成本，

表示燃气锅炉的启动成本。

表示在t时刻微燃机输出的电功率区间值，

表示在t时刻燃气锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻电锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻余热锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻电储能的充电功率，

表示在t时刻电储能的放电功率，C_HS表示热储能单位维护成本，C_GS表示气储能单位维护成本，

表示t时刻电锅炉的输出功率系数，

表示t时刻电锅炉的发热功率系数，

表示t时刻燃气锅炉的输出功率系数

表示t时刻燃气锅炉的输如功率系数；

所述碳排放目标函数表示如下：

其中C_carb是碳排放量；α是发电过程中污染物排放系数；P_E(t)是电网输入功率，kW；P_in,NG(t)表示天然气输入功率，kW；β是天然气燃烧中污染物排放系数，P_grid(t)表示综合能源系统和电网之间t时刻的交互功率，V_gas表示单位气体能量值H表示能量转化系数；

所述用户舒适度目标函数表示如下：

T_min(t)＜T(t)＜T_max(t) (26)

式中T_min(t)表示温度控制设备所能提供给用户需求的温度下限(℃)；

T(t)表示用户房间的温度(℃)；

T_max(t)表示温度控制设备所能提供给用户需求的温度上限(℃)。

所述目标函数的约束条件包括：能源平衡约束、能源供应约束、和能源系统运行约束，所述能源平衡约束包括电功率平衡约束和热功率平衡约束，所述能源系统运行约束包括设备运行约束、储电池约束、天然气连接节点压力约束以及分配系数约束；

所述电功率平衡约束表示如下：

P_grid(t)+P_gt(t)+P_pv(t)+P_bess,d(t)＝P_ele(t)+P_bess,c(t) (27)

式中，P_grid(t)表示综合能源系统和电网之间t时刻的交互功率；P_gt(t)表示燃气轮机t时刻的出力；P_pv(t)表示光伏在t时刻的出力；P_bess,d(t)表示储电池在t时刻的放电功率；P_ele(t)表示系统内t时刻的电负荷，P_bess,c(t)表示系统内t时刻的储电池的充电功率。

热功率平衡约束表示如下：

式中，η_gt表示燃气轮机的产热效率；P_gt(t)表示燃气轮机在t时刻的发电功率；Q_hot(t)表示系统内t时刻的热负荷；θ表示热负荷的调节系数，η_whb表示能量转换系数。

能源供应约束表示如下：

P_{e_min}≤|P_{e_grid}|≤P_{e_max} (29)

P_{g_min}≤|P_{g_network}|≤P_{g_max} (30)

式中，P_{e_min}(t)表示电网与综合能源系统之间的最小电量交换功率；P_{e_max}(t)表示电网与综合能源系统之间的最大电量交换功率；P_{g_max}(t)表示天然气网向系统供应天然气的最大功率；P_{g_min}(t)表示天然气网向系统供应天然气的最小功率，P_{e_grid}表示电网与综合能源系统之间的实际电量交换功率P_{g_network}表示天然气网向系统供应天然气的实际功率；

设备运行约束表示如下：

式中，P_grid(t)表示综合能源系统和电网之间t时刻的交互功率，P_grid，max(t)为综合能源系统向电网购电的最大功率；P_i,min(t)为第i种产电设备在t时刻的电功率下限；P_i,max(t)为第i种产电设备在t时刻的电功率上限；P_i(t)表示系统中第i种产电设备在t时刻的产电功率；Q_i,min(t)为第i种产热设备在t时刻的热功率下限；Q_i,max(t)为第i种产热设备在t时刻的热功率上限；Q_i(t)为系统中第i种产热设备在t时刻的产热功率；E_i(t)为系统中第i种设备在t时刻的出力；S_min为系统中设备向上爬坡速率；S_max为系统中设备向下爬坡速率；

储电池约束表示如下:

式中，soc(t)和soc(t+1)分别为储电池在t和t+1时刻的荷电状态，也就是储电池充放电前后的荷电状态；δ^bess为储电池的自放电率；η^bess,c为储电池的充电效率；η^bess,d为储电池的放电效率；α^bess,c为储电池的充电状态，α^bess,d为储电池的放电状态，取值为0-1变量，α^bess,c取1表示充电，α^bess,d取1表示放电，不可同时充放电；p^bess,c表示表示储电池的充电功率，p^bess,d表示储电池的放电功率；soc^min表示储电池的荷电状态的下限，soc^max表示储电池的荷电状态的上限；soc^L表示储电池的起始荷电状态，soc^T表示储电池的终止荷电状态；

表示储电池的最大充电功率，

表示储电池的最大放电功率；

表示电池允许的最大充电电流，

表示电池允许的最大放电电流；

P_inv表示系统中逆变器的容量；V_bat表示电池的额定电压；Q_max表示电池容量，cap^bess表示电池能量转换效率。

天然气连接节点压力约束表示如下：

式中，

表示气网允许的最小压力，

表示气网允许的最大压力，ρ_j表示天然气管网中节点j处的压力。

分配系数约束表示如下：

式中：v_c为某种形式能源分配到不同能源转换装置的分配系数；c为能源转换装置编号。

本发明还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如第一方面任意一个可能的实施例提供的所述方法的步骤。

与现有技术相比，本发明具有的优点和积极效果是：

综合能源系统的运行优化本研究考虑需求响应的运行成本为目标函数以及电负荷平衡、热负荷平衡、冷负荷平衡、天然气负荷平衡与能量储存系统运行为等约束条件，重点考虑多能耦合机理的综合能源运行优化方法。以总运行成本最低、碳排放最低以及用户舒适度最高为目标，通过粒子群算法来进行模拟仿真计算，考虑多能耦合机组转换效率产生的偏差，考虑偏差对于机组最优出力以及总运行成本产生的不确定性，使调度决策有最优合理参考区间，易做出准确的决策，实现最优的调度策略。做到系统内各设备单元的出力选择更加科学合理，运行成本更具有经济性。

本发明提供一种保障在电网稳定运行的基础上，实现经济最优和碳排放最低的、满足用户舒适度的基于多目标优化的综合能源运行仿真方法。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图

其中图1为本发明实施例中综合能源系统的运行调度框架图；

图2为本发明实施例中综合能源园区能源网结构图；

图3为本发明实施例中基于Pareto的多目标问题求解流程图。

图4为本发明实施例中园区多能源典型日负荷曲线；

图5为本发明实施例中需求响应参与下电负荷平衡图；

图6为本发明实施例中非需求响应参与下电负荷平衡图；

图7为本发明实施例中需求响应参与下热负荷平衡图

图8为本发明实施例中非需求响应参与下热负荷平衡图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

本实施例提供了一种计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，包括以下内容：

1、物理模型为：园区内能源获取种类包括风能、太阳能和天然气，能源供应种类包括热、电、气三种，其分布式能源设有风机、光伏、燃机、电锅炉、燃气锅炉、热电联产机组、电储能等。

热电联产机组模型

热电联产机组主要是由微型燃气轮机和余热锅炉组成。天然气在高温燃烧室所产生的热能驱动微燃机发电，产生的余热经余热锅炉供应热负荷需求。考虑外界影响因素对机组发电效率、传热效率造成的波动，其数学模型可表示为

式中：

[Q_MT(t)]^±和L_GLCV分别表示在t时刻，微燃机消耗的天然气功率区间值、微燃机消耗的天然气流量区间值以及天然气低热值(取9.7kW·h/m3)；

和[η_MT]^±分别表示在t时刻微燃机输出的电功率区间值以及在t时刻微燃机输出的发电效率区间值；

和[η_q]^±分别表示在t时刻，高温烟气余热功率区间值以及余热传输损失效率；

分别表示在t时刻，余热锅炉输出的热功率区间值、余热锅炉制热系数、烟气回收率区间值；Δt表示调度时间。

电锅炉模型

电锅炉是一种电能、热能之间相互耦合转换的机组设备，其在运行中发挥着重要的作用。目前此类设备技术较为成熟，应用较为广泛，考虑外界影响因素对机组转换效率造成的波动，其数学模型可表示为

式中:

[η_EB]^±和[H_EB(t)]^±分别表示在t时刻，电锅炉输出的热功率区间值、消耗的电功率区间值、电热转换效率区间值以及电锅炉最终输出的热量区间值。

燃气锅炉模型

燃气锅炉是一种气、热能流之间相互耦合转换的机组设备，通过消耗燃烧天然气来满足热负荷的需求。

式中:

和[Q_GB(t)]^±分别表示在t时刻，燃气锅炉消耗的天然气功率区间值以及燃气锅炉消耗的天然气流量区间值；

[η_GB]^±和[H_GB(t)]^±分别表示在t时刻，燃气锅炉输出的热功率区间值、气热转换效率区间值以及燃气锅炉最终输出的热量区间值。

风机模型

式中ν——实测风速(m/s)；ν_ci——切入风速(m/s)；ν_co——切出风速(m/s)；P_r——风力发电机的额定功率(kW)；ν_r——额定风速(m/s)；k₁和k₂——拟合参数。

光伏模型

光伏电池的输出功率P_PV可由其标准测试条件下的输出功率、光照强度、环境温度等与实际工作条件下的光照强度对比估算得到。

式中P_STC表示标准测试条件下的发电输出功率(kW)；G_STC表示标准测试条件下的光照强度(1000W/m²)，一般可取值1000W/m²；T_STC表示标准测试条件下的环境温度(℃)，一般可取25℃；t表示太阳能电池组的表面温度(℃)。

电储能模型

电储能(Electrical energy storage，EES)系统既能储存能量又能输出能量，通过合理的储能管理，可以实现能源系统中电负荷的时空有效平衡。电能储存不仅实现了电负荷的削峰填谷，而且降低了运行成本，储能容量和充放电功率必须满足以下关系：

通过电池SOC和充放电功率，对电池储能系统进行数学建模，模型如下：

充电过程：

放电过程：

式中E_EES(t)表示电池的额定容量(kWh)；t₀'表示电池的充电功率(kW)；P_EES-ch表示电池的放电功率(kW)；P_EES-dis(t)表示电池的放电功率(kW)；SOC(t)表示电池在t时刻的电量状态；SOC(t-1)表示电池在(t-1)时刻的电量状态；η_sch表示电池的充电效率；η_sdis表示电池的放电效率；δ表示电池的自放电率(％/h)。

2、需求响应模型

文中考虑3种需求响应方式:1)削减负荷，通过削减峰时负荷减小调度压力。2)转移负荷，将部分峰时负荷转移到谷荷时段，此种方式不改变调度周期内总电负荷。3)替代负荷，部分负荷由别的能源供应方式进行替代，文中仅考虑热负荷由电负荷替代。模型如下：

P′_L,t＝P_L,t+P_Cut,t+P_tran,t+P_rep,t (15)

-P_Cut,max≤P_Cut,t≤0 (17)

P_Cut,t、P_tran,t和P_rep,t分别为t时段的削减负荷、转移负荷和替代负荷功率；P_L,t和

分别为日前预测电负荷和热负荷；P_Cut,max和P_tran,max分别为削减负荷和转移负荷功率上限，T'表示负荷需求结束时间。

考虑用户感受，对主动参与需求响应的用户给予经济补偿，同时考虑用户满意度约束条件以降低需求响应对用户用电的影响。

按用户参与需求侧响应的负荷量规划补偿成本:

式中:C_IDR为需求响应总补偿成本；c_Cut、c_tran、c_rep分别为削减、转移和替代单位负荷的补偿成本系数，T'表示负荷需求结束时间。

3、目标函数

(1)运行成本

以运行成本最小为目标建立函数模型，其主要由天然气成本、与电网交互成本、各机组设备单元维护成本以及可控机组启停成本等四部分组成。因此与之相关的表达式以区间形式表示。

其中：

[C_GRID(t)]^±＝C_BG(t)[P_BG(t)]^±Δt-C_SG(t)[P_SG(t)]^±Δt (22)

式中:C_IES表示综合能源系统运行成本，C_HS表示热储能单位维护成本，C_GS表示气储能单位维护成本，T表示总调度时段数，[C_G(t)]^±、[C_GRID(t)]^±、[C_ME(t)]^±和C_ST(t)分别表示在t时刻，购买天然气成本区间值、与电网交互成本区间值、各机组设备维护成本区间值以及可控机组启停成本；C_GAS表示购买天然气的单价；C_BG(t)、[P_BG(t)]^±、C_SG(t)和[P_SG(t)]^±分别表示在t时刻，从电网购电电价、购电功率区间值、向电网售电电价、售电功率区间值；P_PV(t)和P_WT(t)分别表示在t时刻，光伏机组输出功率以及风电机组输出功率；C_PV、C_WT、C_CHP、C_EB、C_GB、C_ES分别表示光伏机组、风电机组、热电联产机组、电锅炉、燃气锅炉、电储能相应的单位维护成本；S_MT(t)、S_EB(t)和S_GB(t)分别表示在t时刻，电锅炉和燃气锅炉的启停状态；S_EB(t-1)和S_GB(t-1)分别表示在t-1时刻，微燃机、电锅炉和燃气锅炉的启停状态；

和

分别表示电锅炉和燃气锅炉的启动成本

表示在t时刻微燃机输出的电功率区间值，

表示在t时刻燃气锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻电锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻余热锅炉输出的热功率区间值。

(2)碳排放

热电联产系统和燃气锅炉系统的主要供热机组，都已也是污染物排放的重要来源。计算公式如下：

式中，C_carb是碳排放量，kg；α是发电过程中污染物排放系数；P_E(t)是电网输入功率，kW；P_in,NG(t)表示天然气输入功率，kW；β是天然气燃烧中污染物排放系数。

(3)用户舒适度

用户是区域综合能源系统的主要参与者，用户参与区域综合能源系统的相应方式是调整供能设备的运行状态。当用户调整供能设备的运行状态时，在响应电/热/气网的调度的同时，还应确保其自身的用能舒适性不受影响。

T_min(t)＜T(t)＜T_max(t) (26)

式中T_min(t)——温度控制设备所能提供给用户需求的温度下限(℃)；

T(t)——用户房间的温度(℃)；

T_max(t)——温度控制设备所能提供给用户需求的温度上限(℃)。

4、约束条件

(1)能源平衡约束

1)电功率平衡约束

P_grid(t)+P_gt(t)+P_pv(t)+P_bess,d(t)＝P_ele(t)+P_bess,c(t) (27)

式中，P_grid(t)表示综合能源系统和电网之间t时刻的交互功率；P_gt(t)表示燃气轮机t时刻的出力；P_pv(t)表示光伏在t时刻的出力；P_bess,d(t)表示储电池在t时刻的放电功率；P_ele(t)和P_bess,c(t)分别表示系统内t时刻的电负荷、储电池的充电功率。

2)热功率平衡约束

热力传输具有延迟性以及供热舒适度具有模糊性，则热力需求热能平衡并不必满足实时平衡，则热能在满足一定指标下可以适当的供需不平衡，则其约束如下：

式中，η_gt表示燃气轮机的产热效率；P_gt(t)表示燃气轮机在t时刻的发电功率；；Q_hot(t)表示系统内t时刻的热负荷；θ表示热负荷的调节系数。

(2)能源供应约束

在区域综合能源系统中，考虑到系统和外部的交互关系以及系统与能源网的安全，系统与外部网络之间的能量交换功率必须保持在一定范围内：

P_{e_min}≤|P_{e_grid}|≤P_{e_max} (29)

P_{g_min}≤|P_{g_network}|≤P_{g_max} (30)

式中，P_{e_min}(t)表示电网与综合能源系统之间的最小电量交换功率；P_{e_max}(t)表示电网与综合能源系统之间的最大电量交换功率；P_{g_max}(t)表示天然气网向系统供应天然气的最大功率；P_{g_min}(t)表示天然气网向系统供应天然气的最小功率。

(3)能源系统运行约束

1)设备运行约束

式中，P_grid，max(t)为综合能源系统向电网购电的最大功率；P_i,min(t)为第i种产电设备在t时刻的电功率下限；P_i,max(t)为第i种产电设备在t时刻的电功率上限；P_i(t)表示系统中第i种产电设备在t时刻的产电功率；Q_i,min(t)为第i种产热设备在t时刻的热功率下限；Q_i,max(t)为第i种产热设备在t时刻的热功率上限；Q_i(t)为系统中第i种产热设备在t时刻的产热功率；E_i(t)为系统中第i种设备在t时刻的出力；S_min为系统中设备向上爬坡速率；S_max为系统中设备向下爬坡速率。

2)储电池约束

存储设备的约束主要包括充放电功率约束、充电状态约束和设备的平衡约束。具体约束条件如下：

式中，soc(t)和soc(t+1)分别为储电池在t和t+1时刻的荷电状态，即储电池充放电前后的荷电状态；δ^bess为储电池的自放电率；η^bess,c为储电池的充电效率；η^bess,d为储电池的放电效率；α^bess,c和α^bess,d分别为储电池的充电状态和放电状态，取值为0-1变量，α^bess,c取1表示充电，α^bess,d取1表示放电，不可同时充放电；p^bess,c和p^bess,d分别表示储电池的充电功率和放电功率；soc^min和soc^max分别表示储电池的荷电状态的下限和上限；soc^L和soc^T分别表示储电池的起始荷电状态和终止荷电状态；

和

分别表示储电池的最大充放电功率；

和

分别表示电池允许的最大充放电电流；P_inv表示系统中逆变器的容量；V_bat表示电池的额定电压；Q_max表示电池容量。

3)天然气连接节点压力约束

天然气连接节点表示系统内天然气网的连接节点，在系统运行时需要考虑气网节点的压力约束：

式中，

和

表示气网允许的最小压力和最大压力。

4)分配系数约束

式中：v_c为某种形式能源分配到不同能源转换装置的分配系数；c为能源转换装置编号。

本实施例中在园区建立了包含热电的综合能源系统，其中包括风机、光伏等可再生能源设备，蓄电池等调峰设备，共同参与园区能源供应。其具体设备配置情况如表1所示：

表1园区设备配置表

通过对园区内用户负荷的收集与分析，得到园区内多能源典型日负荷如图4所示。

在算例中，天然气价格采用固定价格3.45Yuan/m3，电力价格主要分为固定电价和分时电价。固定电价采用0.5Yuan/kw·h，系统内多余电量采用固定电价上网；系统中的缺电量以及储能在低谷时段的储电量采用由峰谷分时电价机制执行的购电价格，峰时(9:00-11:00,16:00-22:00)电价为0.8Yuan/kW·h，谷时(23:00-8:00)电价为0.3，平时(12:00-15:00)电价为0.5Yuan/kW·h。

为验证本方法所建模型的有效性，通过将多能耦合机理与需求响应相结合的运行优化调度(方案一)与仅利用多能耦合机理未考虑需求响应的园区运行优化调度(方案二)进行对比，分析该方法的有效性。

本算例规定园区的电力并网策略为并网上网型，即既可向电网购电，也可向电网售电，购售电价格不一。由于园区中存在风机、光伏等可再生能源发电，优化中优先考虑消纳可再生能源发电。

下图分别为需求响应模式和非需求响应模式下系统内电负荷的负荷平衡情况，与需求响应模式和非需求响应模式下的热负荷平衡情况和冷负荷平衡情况。横轴上半部分为相应类型负荷设备的出力情况，各个时刻的优化结果应该保持系统向外供给与用户消耗保持平衡。设备出力结果分析结果见图5和图6。

如图5和图6所示，从整体上来看两种模式下的低谷时段(1-7时，22-24时)的电负荷主要由能源系统向电网购电满足用户的负荷需求，不足部分由系统内的燃气轮机进行补充，燃气轮机处于低功率运行状态；在电价较高的时段(8-21时)，系统内的电负荷主要由燃气轮机发电满足用户的负荷需求，不足部分向电网购电进行补充，燃气轮机处于高功率运行状态。二者对比来看，在1-8时这个时间段内，非需求响应模式下的电网出力明显比需求响应模式下的电网出力要低，这是因为没有了电价的优惠，用户基本不进行负荷的响应，因此各时段的电负荷有所下降，而燃气轮机的出力几乎没变；在9-17时这个时间段内，对比两种模式下的出力情况发现最大的变化是非需求响应模式下电网需要出力来帮助能源系统满足用户的电负荷需求，而这个时间段内有一半的时间是处于整体的负荷高峰阶段；在19-21时这个时间段内，电网负荷处于高峰阶段，对比两种模式发现此时需求响应模式下电网出力为负的情况，也就是此时通过响应系统在满足用户需求的同时电力出现少量的富裕情况而向电网售电。

如图7和图8所示，在整个低电负荷阶段(1-7时、22-24时)，整体上热负荷多数由燃气锅炉满足，由于燃气轮机处于低功率运行的状态，因此只能够提供少量的余热供余热锅炉进行转换供热，而在电负荷相对较高的时间段(8-21时)内由于燃气轮机的运行功率较高而热负荷需求总体较低故由余热锅炉直接转换就可以满足需求；对比之下，非需求响应模式下余热锅炉在低电负荷阶段的出力更低，因为这段时间内电负荷需求下降导致燃气轮机相比响应模式下稍微下调，因此致使余热锅炉的出力降低。

优化目标值分析

下表为需求响应模式和非需求响应模式下多能耦合机理综合能源系统运行的优化目标值，通过对比发现在需求响应模式下，综合能源系统的购电电费为18789.06元，而非需求响应模式下为27890.45元，相比之下需求响应模式下的电费比非需求响应模式下的购电费用降低32.63％，其主要原因是由于系统采用实时电价的方式导致一部分用户转移了自身的负荷需求时间段，在低谷的负荷量更高而购电的费用并没有发生较大的变化由此导致收入上涨，另外在高峰的时段内用户负荷量下降，在满足用户的同时出现电力富裕的情况而向电网出售电力获得利润，综合下来导致购电费用下降。对比两种模式下购买天然气的费用，需求响应模式下比需求响应模式下涨幅不大。运行维护费用和碳排放量二者之间基本处于同等的水平，相差并不是很大。因此，本文所提的需求响应模型能够很好的削峰填谷并为系统运行方带来较好的收益。

表2不同模式下目标值费用

通过引入需求响应参与园区多能耦合的调度优化，实现了园区运行在经济性、环境性的多角度提升。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上结合附图对本发明的实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。

Claims (10)

1.计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，包括以下步骤：

构建综合能源系统多类型能源模型，所述多类型能源模型包括：热电联产机组模型、电锅炉模型、燃气锅炉模型、风机模型、光伏模型以及电储能模型；

构建综合能源系统的需求响应模型以及需求响应总补偿成本；

根据所述综合能源系统多类型能源模型、所述需求响应模型和需求响应总补偿成本，以总运行成本最低、碳排放最低以及用户舒适度最高为目标构建目标函数；

通过模拟仿真求解所述目标函数获得最优多能耦合综合能源运行调度策略。

2.根据权利要求1所述的计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，所述热电联产机组模型表示如下：

式中：

表示在t时刻微燃机消耗的天然气功率区间值，[Q_MT(t)]^±表示在t时刻微燃机消耗的天然气流量区间值，L_GLCV表示在t时刻天然气低热值；

表示在t时刻微燃机输出的电功率区间值，[η_MT]^±表示在t时刻微燃机输出的发电效率区间值；

表示在t时刻高温烟气余热功率区间值，[η_q]^±表示在t时刻余热传输损失效率；

表示在t时刻余热锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻余热锅炉制热系数，

表示在t时刻烟气回收率区间值；Δt表示调度时间，[H_HRSG(t)]^±表示在t时刻微燃机最终输出的热量区间值。

3.根据权利要求1所述的计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，所述电锅炉模型表示如下：

式中:

表示在t时刻电锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻电锅炉消耗的电功率区间值，[η_EB]^±表示在t时刻电锅炉电热转换效率区间值，[H_EB(t)]^±表示在t时刻电锅炉最终输出的热量区间值，Δt表示调度时间。

4.根据权利要求1所述的计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，所述燃气锅炉模型表示如下：

式中:

表示在t时刻燃气锅炉消耗的天然气功率区间值，[Q_GB(t)]^±表示在t时刻燃气锅炉消耗的天然气流量区间值；L_GLCV表示在t时刻天然气低热值；

表示在t时刻燃气锅炉输出的热功率区间值，[η_GB]^±表示在t时刻燃气锅炉气热转换效率区间值，[H_GB(t)]^±表示在t时刻燃气锅炉最终输出的热量区间值，Δt表示调度时间。

5.根据权利要求1所述的计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，所述风机模型表示如下：

式中P_WT(ν)表示风机的输出功率；l(ν)表示在风速为ν时风机的功率大小；ν表示实测风速；ν_ci表示切入风速；ν_co表示切出风速；P_r表示风力发电机的额定功率；ν_r表示额定风速；k₁和k₂表示拟合参数。

6.根据权利要求1所述的计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，所述光伏模型表示为：

式中P_PV(G,T)表示光伏电池在特定光照强度和温度下的输出功率；k表示比例参数，G_max光伏板最大可利用光照强度，P_STC表示标准测试条件下的发电输出功率；G_STC表示标准测试条件下的光照强度；T_STC表示标准测试条件下的环境温度；t表示太阳能电池组的表面温度。

7.根据权利要求1所述的计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，所述电储能模型表示为：

通过电池SOC和充放电功率，对电池储能系统进行数学建模，模型如下：充电过程：

放电过程：

式中E_EES(t)表示电池的额定容量；τ表示电池能量转换系数；P_EES-ch表示电池的放电功率；P_EES-dis(t)表示电池的放电功率；SOC(t)表示电池在t时刻的电量状态；SOC(t-1)表示电池在(t-1)时刻的电量状态；η_sch表示电池的充电效率；η_sdis表示电池的放电效率；δ表示电池的自放电率，Δt表示调度时间。

8.根据权利要求1所述的一种计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，所述需求响应模型表示为：

P′_L,t＝P_L,t+P_Cut,t+P_tran,t+P_rep,t (15)

-P_Cut,max≤P_Cut,t≤0 (17)

其中

P′_L,t表示t时段的总负荷量，P_Cut,t为t时段的削减负荷，P_tran,t为t时段的转移负荷，P_rep,t为t时段的替代负荷功率，P_L,t为日前预测电负荷，

表示当日实际热负荷；

为日前预测热负荷，P_Cut,max为削减负荷，P_tran,max为转移负荷功率上限，T'表示负荷需求结束时间；所述需求响应总补偿成本的表达式如下：

式中:C_IDR为需求响应总补偿成本，c_Cut为削减单位负荷的补偿成本系数，c_tran为转移单位负荷的补偿成本系数，c_rep为替代单位负荷的补偿成本系数。

9.根据权利要求1所述的计及需求响应的多能耦合综合能源运行仿真方法，其特征在于，所述目标函数包括运行成本目标函数、碳排放目标函数以及用户舒适度目标函数，

所述运行成本目标函数表示如下：

式中:C_IES表示综合能源系统运行成本；T表示总调度时段数，[C_G(t)]^±表示在t时刻购买天然气成本区间值，[C_GRID(t)]^±表示在t时刻与电网交互成本区间值，[C_ME(t)]^±表示在t时刻各机组设备维护成本区间值，C_ST(t)分别表示在t时刻可控机组启停成本；C_IDR为需求响应总补偿成本，C_GAS表示购买天然气的单价，

表示在t时刻微燃机消耗的天然气功率区间值；

表示在t时刻燃气锅炉消耗的天然气功率区间值；C_BG(t)表示在t时刻从电网购电电价，[P_BG(t)]^±表示在t时刻购电功率区间值，C_SG(t)表示在t时刻向电网售电电价，[P_SG(t)]^±表示在t时刻售电功率区间值，P_PV(t)表示在t时刻光伏机组输出功率，P_WT(t)分别表示在t时刻风电机组输出功率，C_PV表示光伏机组的单位维护成本，C_WT表示风电机组的单位维护成本，C_CHP表示热电联产机组的单位维护成本，C_EB表示电锅炉相应的单位维护成本，C_GB表示燃气锅炉的单位维护成本，C_ES表示电储能的单位维护成本，S_MT(t)表示在t时刻微燃机的启停状态，S_EB(t)表示在t时刻电锅炉的启停状态，S_GB(t)表示燃气锅炉的启停状态；S_EB(t-1)表示在t-1时刻，微燃机的启停状态，S_GB(t-1)表示在t-1时刻燃气锅炉的启停状态，

表示微燃机启动成本，

表示电锅炉启动成本，

表示燃气锅炉的启动成本；

表示在t时刻微燃机输出的电功率区间值，

表示在t时刻燃气锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻电锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻余热锅炉输出的热功率区间值，

表示在t时刻电储能的充电功率，

表示在t时刻电储能的放电功率，C_HS表示热储能单位维护成本，C_GS表示气储能单位维护成本，

表示t时刻电锅炉的输出功率系数，

表示t时刻电锅炉的发热功率系数，

表示t时刻燃气锅炉的输出功率系数，

表示t时刻燃气锅炉的输如功率系数；

所述碳排放目标函数表示如下：

其中C_carb是碳排放量；α是发电过程中污染物排放系数；P_E(t)是电网输入功率；P_in,NG(t)表示天然气输入功率；β是天然气燃烧中污染物排放系数，P_grid(t)表示综合能源系统和电网之间t时刻的交互功率，V_gas表示单位气体能量值，H表示能量转化系数；

所述用户舒适度目标函数表示如下：

T_min(t)＜T(t)＜T_max(t) (26)

式中T_min(t)表示温度控制设备所能提供给用户需求的温度下限(℃)；T(t)表示用户房间的温度(℃)；

T_max(t)表示温度控制设备所能提供给用户需求的温度上限(℃)；所述目标函数的约束条件包括：能源平衡约束、能源供应约束，和能源系统运行约束，所述能源平衡约束包括电功率平衡约束和热功率平衡约束，所述能源系统运行约束包括设备运行约束，储电池约束，天然气连接节点压力约束以及分配系数约束；

所述电功率平衡约束表示如下：

P_grid(t)+P_gt(t)+P_pv(t)+P_bess,d(t)＝P_ele(t)+P_bess,c(t) (27)

式中，P_grid(t)表示综合能源系统和电网之间t时刻的交互功率；P_gt(t)表示燃气轮机t时刻的出力；P_pv(t)表示光伏在t时刻的出力；P_bess,d(t)表示储电池在t时刻的放电功率；P_ele(t)表示系统内t时刻的电负荷，P_bess,c(t)表示系统内t时刻的储电池的充电功率；

热功率平衡约束表示如下：

式中，η_gt表示燃气轮机的产热效率；P_gt(t)表示燃气轮机在t时刻的发电功率；Q_hot(t)表示系统内t时刻的热负荷；θ表示热负荷的调节系数，η_whb表示能量转换系数；

能源供应约束表示如下：

P_{e_min}≤|P_{e_grid}|≤P_{e_max}

P_{g_min}≤|P_{g_network}|≤P_{g_max}

式中，P_{e_min}(t)表示电网与综合能源系统之间的最小电量交换功率；P_{e_max}(t)表示电网与综合能源系统之间的最大电量交换功率；P_{g_max}(t)表示天然气网向系统供应天然气的最大功率；P_{g_min}(t)表示天然气网向系统供应天然气的最小功率，P_{e_grid}表示电网与综合能源系统之间的实际电量交换功率，P_{g_network}表示天然气网向系统供应天然气的实际功率；

设备运行约束表示如下：

式中，P_grid(t)表示综合能源系统和电网之间t时刻的交互功率，P_grid，max(t)为综合能源系统向电网购电的最大功率；P_i,min(t)为第i种产电设备在t时刻的电功率下限；P_i,max(t)为第i种产电设备在t时刻的电功率上限；P_i(t)表示系统中第i种产电设备在t时刻的产电功率；Q_i,min(t)为第i种产热设备在t时刻的热功率下限；Q_i,max(t)为第i种产热设备在t时刻的热功率上限；Q_i(t)为系统中第i种产热设备在t时刻的产热功率；E_i(t)为系统中第i种设备在t时刻的出力；S_min为系统中设备向上爬坡速率；S_max为系统中设备向下爬坡速率；

储电池约束表示如下:

式中，soc(t)和soc(t+1)分别为储电池在t和t+1时刻的荷电状态，也就是储电池充放电前后的荷电状态；δ^bess为储电池的自放电率；η^bess,c为储电池的充电效率；η^bess,d为储电池的放电效率；α^bess,c为储电池的充电状态，α^bess,d为储电池的放电状态，不可同时充放电；p^bess,c表示表示储电池的充电功率，p^bess,d表示储电池的放电功率；soc^min表示储电池的荷电状态的下限，soc^max表示储电池的荷电状态的上限；soc^L表示储电池的起始荷电状态，soc^T表示储电池的终止荷电状态；

表示储电池的最大充电功率，

表示储电池的最大放电功率；

表示电池允许的最大充电电流，

表示电池允许的最大放电电流；

P_inv表示系统中逆变器的容量；V_bat表示电池的额定电压；Q_max表示电池容量，cap^bess表示电池能量转换效率；

天然气连接节点压力约束表示如下：

式中，

表示气网允许的最小压力，

表示气网允许的最大压力，ρ_j表示天然气管网中节点j处的压力；

分配系数约束表示如下：

式中：v_c为某种形式能源分配到不同能源转换装置的分配系数；c为能源转换装置编号。

10.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1～9任意一项权利要求所述方法的步骤。

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