CN112583021B - 考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法及装置，属于综合能源系统优化调度技术领域，方法包括：S1：建立计及转移型负荷响应、替代型负荷响应以及可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型；S2：以日均运行费用最小为目标，并结合所述综合需求响应模型，构建综合能源系统优化调度模型；S3：将所述综合能源系统的预测数据输入所述优化调度模型，得到系统日前调度结果，并根据所述日前调度结果对所述综合能源系统进行调度；其中，所述预测数据包括风电出力、光伏出力、室外温度、电负荷以及燃气负荷。如此，本发明充分考虑负荷侧能量耦合效应，能够有效提高系统运行的灵活性，降低系统的日均能耗。

Description

考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法及装置

技术领域

本发明属于综合能源系统优化调度技术领域，更具体地，涉及一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法及装置。

背景技术

综合能源系统利用电力、天然气等清洁资源，结合内部风能与光能等可再生能源，可以满足电气热冷多类型能源需求，其具有能源协调互补、节能环保等多种优势，在解决资源危机与环境污染问题方面极具发展潜力。作为园区综合能源系统中的关键能量转换设备，热电联产机组可以同时输出电热功率，能源综合利用效率高。然而，热电联产机组输出的电热功率刚性耦合，其运行受到电负荷与热负荷的双重影响。当电负荷与热负荷不协调时，热电联产机组运行受到限制，系统运行灵活性将因此下降，带来新能源弃用与资源利用不协调等一系列问题，严重影响系统经济效益。

综合需求响应可以调整能源需求结构，是缓解园区综合能源系统不同能源间刚性耦合问题的一种有效手段，其包括两个方面：单一能源横向的自我调节、不同能源纵向的耦合替换。迄今为止，综合需求响应相关技术大多参考电力需求响应模式，以此解决综合能源系统中其他能源子系统的需求响应问题。然而，不同能源系统特性存在差异。同时，居民用户对电气热冷能源都具有需求及转换能力，具备参与综合需求响应条件，但目前缺乏针对居民用户参与综合需求响应的相关技术。

发明内容

针对现有技术的缺陷和改进需求，本发明提供了一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法及装置，其目的在于提高综合能源系统能源转换的灵活性，促进新能源消纳以及提高能源利用效率，同时有效降低综合能源系统的运行费用。

为实现上述目的，本发明提供了一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法，包括以下步骤：

S1：建立计及转移型负荷响应、替代型负荷响应以及可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型；

S2：以日均运行费用最小为目标，并结合所述综合需求响应模型，构建综合能源系统优化调度模型；

S3：将所述综合能源系统的预测数据输入所述优化调度模型，得到系统日前调度结果，并根据所述日前调度结果对所述综合能源系统进行调度；其中，所述预测数据包括风电出力、光伏出力、室外温度、电负荷以及燃气负荷。

进一步地，所述步骤S1中，

所述综合需求响应模型为：

L_IDR＝L₀+ΔL_p+ΔL_r+ΔL_f

其中，L＝[P_L,F_L,H_L,U_L]^T为综合能源系统负荷，包括电、气、热、冷四部分；L_IDR为综合需求响应后电气热冷负荷量；L₀为综合需求响应前电气热冷负荷量；ΔL_p为转移型负荷响应量；ΔL_r为替代型负荷响应量；ΔL_f为可调节冷热负荷响应量。

进一步地，所述步骤S1中，

所述转移型负荷响应模型为：

ΔL_p＝[ΔP_p 0 0 0]^T

其中，ΔL_p为转移型负荷响应量，包括电、气、热、冷四部分；ΔP_p为转移型电负荷的变化量；E_ELE为价格弹性矩阵；P_pi为i时刻原始的价格型负荷；Δp_i为i时刻电价变化量；p_i为i时刻原始的能源价格；T为调度时段数。

进一步地，所述步骤S1中，

所述替代型负荷响应模型为：

ΔL_r＝[ΔP_r ΔF_r ΔH_r ΔU_r]^T

其中，ΔL_r为替代型负荷响应量，包括电、气、热、冷四部分；ΔP_r、ΔF_r、ΔH_r、ΔU_r为电、气、热、冷替代型负荷的响应量；η_{LCON_H}、η_{LCON_U}、η_LEH、η_LGH分别为负荷侧的空调制热效率、空调制冷效率、电采暖设备制热效率、燃气制暖设备制热效率；λ₁、λ₂、λ₃分别为空调制热、电采暖制热、空调制冷所占替代型电负荷响应量的比重，且λ₁+λ₂+λ₃＝1。

进一步地，所述步骤S1中，

所述可调节冷热负荷响应模型为：

ΔL_f＝[0 0 ΔH_f ΔU_f]^T

T_{in_min}≤T_in≤T_{in_max}

其中，ΔL_f为可调节冷热负荷响应量，包括电、气、热、冷四部分；ΔH_f、ΔU_f为热、冷可调节冷热负荷响应量；T_in为室内温度；T_{in_min}为平均预测评价指标为-0.5时对应的室温；T_{in_max}为平均预测评价指标为+0.5时对应的室温；M为房间的总热容；T_out为室外温度；q_S为房间获得的热力功率；q_LOSS为房屋散失的热力功率；S为供热面积；γ为室内热损失系数；Δt为调度时间间隔；q_C为集中热力供应功率；H_L为用户侧从热网中获得的热功率；U_L为负荷侧从冷网中获得的冷功率；q_D为分散式热力供应功率；q_SUN为太阳辐射热功率；q_E为干扰热源热功率；ΔH_r、ΔU_r为热、冷替代型负荷的响应量。

进一步地，所述步骤S2中，

所述优化调度模型的目标函数为：

minC_O＝C_BUY+C_OP+C_PUN

其中，C_O为系统的日均运行费用；C_BUY为系统外部购能费用，包括外部购电与外部购气两部分；p_E为购电价格；W_Buy为外购电量；p_G为购气价格；F_Buy为外购气量；C_OP为系统运行维护费用，包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、风机、光伏、储能装置的运行维护费用，以及热电联产机组启停费用、综合需求响应用户侧设备维护费用和热网运行费用；c_CHP为热电联产机组单位出力运维费用；P_CHP为热电联产机组发电功率；c_GB为燃气锅炉单位出力运维费用；H_GB为燃气锅炉产热功率；c_HP为热泵单位耗能运维费用；P_HP为热泵消耗的电功率；c_AC为吸收式制冷机单位出力运维费用；U_AC为吸收式制冷机制冷功率；c_WP为风电单位出力运维费用；P_WP为风电发电功率；c_PV为光伏单位出力运维费用；P_PV为光伏发电功率；c_ES、c_HS、c_US分别为蓄电池、蓄热器、蓄冷器单位出力运维费用；P_ES、H_HS、U_US分别为蓄电池、蓄热器、蓄冷器放能功率；c_{CHP_S}为热电联产机组启停费用；n_CHP为热电联产机组启停次数；c_{L_CON}、c_{L_EH}、c_{L_GH}分别为用户侧空调、电采暖、燃气采暖的运维费用；P_{L_CON}、P_{L_EH}、H_{L_EH}分别为用户侧空调、电采暖、燃气采暖的功率；c_Hgrid、c_Ugrid分别为热网、冷网输送单位能量的费用；H_L、U_L分别为热负荷与冷负荷；C_PUN为新能源弃用费用，包括弃风费用与弃光费用；p_{WP_A}、p_{PV_A}分别为单位风电、光伏弃用惩罚费用；P_{WP_A}、P_{PV_A}分别为弃风、弃光功率；

所述目标函数的约束条件包括：各类设备约束，各能源子系统功率平衡约束，外部能源交换约束，网络安全约束以及综合需求响应相关约束。

进一步地，所述各类设备包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、蓄电池、蓄热器、蓄冷器、风电、光伏；其中，

热电联产机组运行约束：

上式中，P_CHP(t)为t时段输出的电功率；H_CHP(t)为t时段输出的热功率；k_CHP为热电联产机组的电热比；F_CHP(t)为t时段消耗的天然气；η_P为热电联产机组发电效率，HV_NG为天然气热值；Δt为调度时间间隔；s_CHP(t)为t时刻热电联产机组的运行状态，s_CHP(t)＝0表示机组在t时刻停机，s_CHP(t)＝1表示机组在t时刻运行；P_{CHP_MIN}与P_{CHP_MAX}为热电联产机组的最小与最大电功率；H_{CHP_MIN}与H_{CHP_MAX}为热电联产机组的最小与最大热功率；F_{CHP_MIN}与F_{CHP_MAX}为热电联产机组单位时间最小与最大耗气量；

燃气锅炉运行约束：

H_GB(t)＝η_GB·F_GB(t)·HV_NG/Δt

0≤H_GB(t)≤s_GB(t)·H_{GB_MAX}

上式中，H_GB(t)为燃气锅炉在t时段输出的热功率；η_GB为燃气锅炉效率；F_GB(t)为燃气锅炉在t时段的耗气量；s_GB(t)为燃气锅炉在t时刻的运行状态，s_GB(t)＝1表示燃气锅炉在t时刻运行，否则表示停机；H_{GB_MAX}为燃气锅炉能够输出的最大热功率；

热泵运行约束：

P_HP(t)＝H_HP(t)/η_{HP_H}+U_HP(t)/η_{HP_U}

0≤s_{HP_H}(t)+s_{HP_U}(t)≤1

上式中，P_HP(t)、H_HP(t)与U_HP(t)分别为t时刻热泵消耗的电功率、输出的热功率与冷功率；η_{HP_H}与η_{HP_U}为热泵制热能效比与制冷能效比；s_{HP_H}(t)与s_{HP_U}(t)分别为t时刻热泵制热状态变量与制冷状态变量，状态变量为1时，表示热泵工作在该状态，否则表示未在该状态；P_{HP_MAX}、H_{HP_MAX}与U_{HP_MAX}分别表示热泵机组最大电、热与冷功率；

吸收式制冷机运行约束：

U_AC(t)＝η_AC·H_AC(t)

0≤U_AC(t)≤s_AC(t)·U_{AC_MAX}

上式中，U_AC(t)为t时刻吸收式制冷机输出的冷功率；H_AC(t)为t时刻吸收式制冷机消耗的热功率；η_AC为吸收式制冷机的制冷能效系数；s_AC(t)为t时刻吸收式制冷的工作状态，当其值为1时表示设备运行，否则表示设备停机；U_{AC_MAX}为吸收式制冷机最大制冷功率；

蓄电池、蓄热器、蓄冷器运行约束：

SOC_ES(t)＝SOC_ES(t-1)(1-μ_ES)+(η_ESc·P_ESc(t)-P_ESd(t)/η_ESd)·Δt

上式中，ES为电储能、热储能或冷储能；SOC_ES(t)为t时刻储能的荷电状态；μ_ES为储能的自耗能率；η_ESc与P_ESc分别为储能的充电效率与充电功率；η_ESd与P_ESd分别为储能的放电效率与放电功率；SOC_{ES_MIN}、SOC_{ES_MAX}为储能荷电状态的下限与上限；P_{ESc_MIN}、P_{ESc_MAX}为储能充电功率下限与上限；P_{ESd_MIN}、P_{ESd_MAX}为储能放电功率的下限与上限；

风电、光伏运行约束：

上式中，P_WP、P_PV分别为风电实际出力与光伏实际出力；P_{WP_fore}、P_{PV_fore}分别为风电预测出力与光伏预测出力。

进一步地，所述各能源子系统包括：电力系统、燃气系统以及热力系统，其中，热力系统包含供冷系统与供热系统两部分；

电力系统功率平衡约束：

P_BUY(t)+P_WP(t)+P_PV(t)+P_CHP(t)+P_BESd(t)-P_BESc(t)-P_HP(t)＝P_L(t)

上式中，P_BUY为购电功率；P_WP为风力发电功率；P_PV为光伏发电功率；P_CHP为热电联产机组输出电功率；P_HP为热泵消耗的电功率；P_BESc、P_BESd为电池的充、放电功率；P_L为电负荷；

燃气系统功率平衡约束：

F_BUY(t)-F_CHP(t)-F_GB(t)＝F_L(t)

上式中，F_BUY为单位时间外购燃气量；F_CHP为单位时间热电联产机组消耗燃气量；F_GB为单位时间燃气锅炉消耗的燃气量；F_L为气负荷；

热力系统功率平衡约束：

上式中，T_SS为供水管道供给侧水温；T_SL为供水管道负荷侧水温；T_BS为回水管道供给侧水温；T_BL为回水管道负荷侧水温；τ_P为供热网络惯性时间常数；ΔT_S与ΔT_B为管道温度损耗；λ为热力网络管道单位长度上的传热系数；L为管道长度；C_p为管道流体介质的比热容；G为介质质量流量；T_out为室外温度；H_CHP为热电联产机组输出热功率；H_GB为燃气锅炉输出热功率；H_HP为热泵输出热功率；H_AC为吸收式制冷机消耗热功率；H_HSc、H_HSd为储热装置的充、放能功率；H_S为系统侧向热网供给的热功率；H_L为用户侧从热网获得的热功率；G_H为热网管道内流体的质量流量；T_{SS_H}、T_{BS_H}为系统侧热网供水管道与回水管道流体温度；T_{SL_H}、T_{BL_H}为用户侧热网供水管道与回水管道流体温度；U_USc、U_USd为储冷装置的充、放能功率；U_AC为吸收式制冷机输出冷功率；U_HP为热泵输出冷功率；U_S为系统侧向冷网供给的冷功率；U_L为负荷侧从冷网获得的冷功率；G_U为冷网管道内流体的质量流量；T_{SS_U}、T_{BS_U}为系统侧冷网供水管道与回水管道流体温度；T_{SL_U}、T_{BL_U}为用户侧冷网供水管道与回水管道流体温度。

进一步地，所述外部能源交换约束为：

上式中，P_BUY为园区综合能源系统外部购电量；F_BUY为园区综合能源系统外部购气量；

所述网络安全约束为：

P_L(t)≤P_MAX

F_L(t)≤F_MAX

T_HMIN≤T_{BS_H}(t)≤T_{SS_H}(t)≤T_HMAX

T_UMIN≤T_{SS_U}(t)≤T_{BS_U}(t)≤T_UMAX

上式中，P_L为电负荷；F_L为气负荷；P_MAX为允许的最大电负荷；F_MAX为允许的最大气负荷；T_{BS_H}、T_{SS_H}为热网回水与供水水温；T_{SS_U}、T_{BS_U}为冷网的供水与回水水温；T_HMIN、T_HMAX热网流体温度下限与上限；T_UMIN、T_UMAX冷网流体温度下限与上限；

所述综合需求响应相关约束为：

-k_p·p_i≤Δp_i≤k_p·p_i

上式中，Δp_i为i时刻电价变化量；p_i为i时刻原始的能源价格；k_p为电价允许变化比例；ΔP_r、ΔF_r、ΔH_r、ΔU_r分别为替代型电、气、热、冷负荷响应量；P_LMAX、F_LMAX、H_LMAX、U_LMAX分别为需求响应前电、气、热、冷负荷的最大值；k_LP、k_LF、k_LH、k_LU为替代型电、气、热、冷负荷比例；H_LCON、H_LEH、H_LGH分别为用户侧空调、电采暖设备、燃气采暖设备热功率；k_LCON、k_LEH、k_LGH分别为空调、电采暖设备、燃气采暖设备热功率占最大替代热负荷比例，且k_LCON+k_LEH+k_LGH＝1。

本发明另一方面提供了一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度装置，包括：

第一模型建立模块，用于建立计及转移型负荷响应、替代型负荷响应以及可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型；

第二模型建立模块，以日均运行费用最小为目标，并结合所述综合需求响应模型，构建综合能源系统优化调度模型；

调度模块，用于将所述综合能源系统的预测数据输入所述优化调度模型，得到系统日前调度结果，并根据所述日前调度结果对所述综合能源系统进行调度；其中，所述预测数据包括风电出力、光伏出力、室外温度、电负荷以及燃气负荷。

总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案，能够取得以下有益效果：

本发明通过建立计及转移型负荷响应、替代型负荷响应以及可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型；在此基础上，以日均运行费用最小为目标，并结合所述综合需求响应模型，构建综合能源系统优化调度模型；再将风电出力、光伏出力、室外温度、电负荷、燃气负荷数据输入到优化调度模型中，得到系统日前调度结果；然后根据得到的日前调度结果安排系统的调度计划。本发明面向为居民用户供能的园区综合能源系统运行场景，充分考虑负荷侧能量耦合效应，可有效提高系统运行的灵活性，降低系统的日均能耗。因此，本发明提高了园区综合能源系统的能源转换的灵活性，实现了促进新能源消纳以及提高能源利用效率的作用，有效降低了园区综合能源系统运行费用。

附图说明

图1为本发明提供的考虑综合需求响应的综合能源系统结构示意图。

图2为本发明提供的房屋热力能量示意图；

图3位本发明提供的热力网络结构示意图；

图4为本发明实施例1中场景1与场景2的冷功率与室温对比示意图；

图5为本发明实施例1中场景5与场景6的热功率与室温对比示意图。

图6为本发明实施例1中场景1的系统日前调度结果示意图；

图7为本发明实施例1中场景4的系统日前调度结果示意图；

图8为本发明实施例1中场景5的系统日前调度结果示意图；

图9为本发明实施例1中场景8的系统日前调度结果示意图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

参见图1，本发明提供了一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法，包括以下步骤：

S1：建立计及转移型负荷响应、替代型负荷响应以及可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型；

具体的，综合需求响应模型为：

L_IDR＝L₀+ΔL_p+ΔL_r+ΔL_f

其中，L＝[P_L,F_L,H_L,U_L]^T为综合能源系统负荷，包括电、气、热、冷四部分；L_IDR为综合需求响应后电气热冷负荷量；L₀为综合需求响应前电气热冷负荷量；ΔL_p为转移型负荷响应量；ΔL_r为替代型负荷响应量；ΔL_f为可调节冷热负荷响应量。

转移型负荷响应为单一类型能源针对该能源价格信号，用户自发的将用能高峰时段的负荷转移至用能低谷时段的行为。考虑各能源自身特点，燃气与热力缺乏分时计价需求，不考虑其价格需求响应；因此，仅考虑电价需求响应，其模型为：

ΔL_p＝[ΔP_p 0 0 0]^T

上式中，ΔL_p为转移型负荷响应量，包括电、气、热、冷四部分；ΔP_p为转移型电负荷的变化量；E_ELE为价格弹性矩阵；P_pi为i时刻原始的价格型负荷；Δp_i为i时刻电价变化量；p_i为i时刻原始的能源价格；T为调度时段数。

替代型负荷响应是将用户的能源转换设备由系统侧统一管理，实现负荷侧多种类型能源转换行为与系统运行相协调的响应方式。用户侧能量转换关系相比于系统侧较为简单，能源转换设备主要有空调、电采暖设备、燃气供暖设备，能量流向为电至热、电至冷、气至热三类，其模型为：

ΔL_r＝[ΔP_rΔG_rΔH_rΔU_r]^T

上式中，ΔL_r为替代型负荷响应量，包括电、气、热、冷四部分；ΔP_r、ΔG_r、ΔH_r、ΔU_r为电、气、热、冷替代型负荷的响应量；η_{LCON_H}、η_{LCON_U}、η_LEH、η_LGH分别为负荷侧的空调制热效率、空调制冷效率、电采暖设备制热效率、燃气制暖设备制热效率；λ₁、λ₂、λ₃分别为空调制热、电采暖制热、空调制冷所占替代型电负荷响应量的比重，且λ₁+λ₂+λ₃＝1。

可调节冷热负荷响应是由于用户对温度感受的模糊性使得室温具有一定的可调节性，因此冷热负荷具有一定的可调节性。采用平均预测评价指标描述室温可调范围，并且基于居民用户房屋一阶热力学方程表示房屋热惯性，房屋热力能量示意图参见图2，可调节冷热负荷响应模型为：

ΔL_f＝[0 0 ΔH_f ΔU_f]^T

T_{in_min}≤T_in≤T_{in_max}

上式中，ΔL_f为可调节冷热负荷响应量，包括电、气、热、冷四部分；ΔH_f、ΔU_f为热、冷替代型负荷的响应量；T_in为室内温度；T_{in_min}为PMV＝-0.5时对应的室温；T_{in_max}为PMV＝+0.5时对应的室温；M为房间的总热容；q_S为房间获得的热力功率；q_LOSS为房屋散失的热力功率；S为供热面积；γ为室内热损失系数；Δt为调度时间间隔；q_C为集中热力供应功率；H_L为用户侧从热网中获得的热功率；U_L为负荷侧从冷网中获得的冷功率；q_D为分散式热力供应功率；q_SUN为太阳辐射热功率；q_E为干扰热源热功率，包括人体散热及其他设备运行产热等；ΔH_r、ΔU_r为热、冷替代型负荷的响应量。用户温度感知模糊性的可调节冷热负荷响应能力体现在室温的可调节性方面。

S2：以日均运行费用最小为目标，并结合所述综合需求响应模型，构建综合能源系统优化调度模型；

具体的，优化调度模型的目标函数为：

minC_O＝C_BUY+C_OP+C_PUN

上式中，C_O为系统的日均运行费用；C_BUY为系统外部购能费用，包括外部购电与外部购气两部分；p_E为购电价格；W_Buy为外购电量；pG为购气价格；F_Buy为外购气量；C_OP为系统运行维护费用，包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、风机、光伏、储能装置的运行维护费用，以及热电联产机组启停费用、综合需求响应用户侧设备维护费用和热网运行费用；c_CHP为热电联产机组单位出力运维费用；P_CHP为热电联产机组发电功率；c_GB为燃气锅炉单位出力运维费用；H_GB为燃气锅炉产热功率；c_HP为热泵单位耗能运维费用；P_HP为热泵消耗的电功率；c_AC为吸收式制冷机单位出力运维费用；U_AC为吸收式制冷机制冷功率；c_WP为风电单位出力运维费用；P_WP为风电发电功率；c_PV为光伏单位出力运维费用；P_PV为光伏发电功率；c_ES、c_HS、c_US分别为蓄电池、蓄热器、蓄冷器单位出力运维费用；P_ES、H_HS、U_US分别为蓄电池、蓄热器、蓄冷器放能功率；c_{CHP_S}为热电联产机组启停费用；n_CHP为热电联产机组启停次数；c_{L_CON}、c_{L_EH}、c_{L_GH}分别为用户侧空调、电采暖、燃气采暖的运维费用；P_{L_CON}、P_{L_EH}、H_{L_EH}分别为用户侧空调、电采暖、燃气采暖的功率；c_Hgrid、c_Ugrid分别为热网、冷网输送单位能量的费用；H_L、U_L分别为热负荷与冷负荷；C_PUN为新能源弃用费用，包括弃风费用与弃光费用；p_{WP_A}、p_{PV_A}分别为单位风电、光伏弃用惩罚费用；P_{WP_A}、P_{PV_A}分别为弃风、弃光功率。

所述目标函数的约束条件包括：各类设备约束，各能源子系统功率平衡约束，外部能源交换约束，网络安全约束以及综合需求响应相关约束。

园区综合能源系统经济性模型中考虑的各类设备包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、蓄电池、蓄热器、蓄冷器、风电、光伏。

热电联产机组运行约束：

上式中，P_CHP(t)为t时段输出的电功率；H_CHP(t)为t时段输出的热功率；k_CHP为热电联产机组的电热比；F_CHP(t)为t时段消耗的天然气；η_P为热电联产机组发电效率，HV_NG为天然气热值；Δt为调度时间间隔；s_CHP(t)为t时刻热电联产机组的运行状态，s_CHP(t)＝0表示机组在t时刻停机，s_CHP(t)＝1表示机组在t时刻运行；P_{CHP_MIN}与P_{CHP_MAX}为热电联产机组的最小与最大电功率；H_{CHP_MIN}与H_{CHP_MAX}为热电联产机组的最小与最大热功率；F_{CHP_MIN}与F_{CHP_MAX}为热电联产机组单位时间最小与最大耗气量。

燃气锅炉运行约束：

H_GB(t)＝η_GB·F_GB(t)·HV_NG/Δt

0≤H_GB(t)≤s_GB(t)·H_{GB_MAX}

上式中，H_GB(t)为燃气锅炉在t时段输出的热功率；η_GB为燃气锅炉效率；F_GB(t)为燃气锅炉在t时段的耗气量；s_GB(t)为燃气锅炉在t时刻的运行状态，s_GB(t)＝1表示燃气锅炉在t时刻运行，否则表示停机；H_{GB_MAX}为燃气锅炉能够输出的最大热功率。

热泵运行约束：

P_HP(t)＝H_HP(t)/η_{HP_H}+U_HP(t)/η_{HP_U}

0≤s_{HP_H}(t)+s_{HP_U}(t)≤1

上式中，P_HP(t)、H_HP(t)与U_HP(t)分别为t时刻热泵消耗的电功率、输出的热功率与冷功率；η_{HP_H}与η_{HP_U}为热泵制热能效比与制冷能效比；s_{HP_H}(t)与s_{HP_U}(t)分别为t时刻热泵制热状态变量与制冷状态变量，状态变量为1时，表示热泵工作在该状态，否则表示未在该状态；P_{HP_MAX}、H_{HP_MAX}与U_{HP_MAX}分别表示热泵机组最大电、热与冷功率。

吸收式制冷机运行约束：

U_AC(t)＝η_AC·H_AC(t)

0≤U_AC(t)≤s_AC(t)·U_{AC_MAX}

上式中，U_AC(t)为t时刻吸收式制冷机输出的冷功率；H_AC(t)为t时刻吸收式制冷机消耗的热功率；η_AC为吸收式制冷机的制冷能效系数；s_AC(t)为t时刻吸收式制冷的工作状态，当其值为1时表示设备运行，否则表示设备停机；U_{AC_MAX}为吸收式制冷机最大制冷功率。

蓄电池、蓄热器、蓄冷器运行约束：

SOC_ES(t)＝SOC_ES(t-1)(1-μ_ES)+(η_ESc·P_ESc(t)-P_ESd(t)/η_ESd)·Δt

上式中，ES为电储能、热储能或冷储能；SOC_ES(t)为t时刻储能的荷电状态；μ_ES为储能的自耗能率；η_ESc与P_ESc分别为储能的充电效率与充电功率；η_ESd与P_ESd分别为储能的放电效率与放电功率；SOC_{ES_MIN}、SOC_{ES_MAX}为储能荷电状态的下限与上限；P_{ESc_MIN}、P_{ESc_MAX}为储能充电功率下限与上限；P_{ESd_MIN}、P_{ESd_MAX}为储能放电功率的下限与上限。

风电、光伏运行约束：

上式中，P_WP、P_PV分别为风电实际出力与光伏实际出力；P_{WP_fore}、P_{PV_fore}分别为风电预测出力与光伏预测出力。

园区综合能源系统经济性模型中涉及了电力系统、燃气系统以及热力系统，热力系统包含供冷系统与供热系统两部分。

电力系统功率平衡约束：

P_BUY(t)+P_WP(t)+P_PV(t)+P_CHP(t)+P_BESd(t)-P_BESc(t)-P_HP(t)＝P_L(t)

上式中，P_BUY为购电功率；P_WP为风力发电功率；P_PV为光伏发电功率；P_CHP为热电联产机组输出电功率；P_HP为热泵消耗的电功率；P_BESc、P_BESd为电池的充、放电功率；P_L为电负荷。

燃气系统功率平衡约束：

F_BUY(t)-F_CHP(t)-F_GB(t)＝F_L(t)

上式中，F_BUY为单位时间外购燃气量；F_CHP为单位时间热电联产机组消耗燃气量；F_GB为单位时间燃气锅炉消耗的燃气量；F_L为气负荷。

热力网络结构示意图参见图3，热力系统功率平衡约束：

上式中，T_SS为供水管道供给侧水温；T_SL为供水管道负荷侧水温；T_BS为回水管道供给侧水温；T_BL为回水管道负荷侧水温；τ_P为供热网络惯性时间常数；ΔT_S与ΔT_B为管道温度损耗；λ为热力网络管道单位长度上的传热系数；L为管道长度；C_p为管道流体介质的比热容；G为介质质量流量；H_L为用户侧从热网获得的热功率；U_L为负荷侧从冷网获得的冷功率；H_HSc、H_HSd为储热装置的充、放能功率；H_S为系统侧向热网供给的热功率；G_H为热网管道内流体的质量流量；T_{SS_H}、T_{BS_H}为系统侧热网供水管道与回水管道流体温度；T_{SL_H}、T_{BL_H}为用户侧热网供水管道与回水管道流体温度；U_USc、U_USd为储冷装置的充、放能功率；U_S为系统侧向冷网供给的冷功率；G_U为冷网管道内流体的质量流量；T_{SS_U}、T_{BS_U}为系统侧冷网供水管道与回水管道流体温度；T_{SL_U}、T_{BL_U}为用户侧冷网供水管道与回水管道流体温度。

园区综合能源系统与外部电力网络及燃气网络相连，从外部购电购气，外部能源交换约束为：

上式中，P_BUY为园区综合能源系统外部购电量；F_BUY为园区综合能源系统外部购气量。

为保证网络安全运行，需要对电负荷、气负荷以及热力网络水温进行约束。园区综合能源系统模型的网络安全约束为：

P_L(t)≤P_MAX

F_L(t)≤F_MAX

T_HMIN≤T_{BS_H}(t)≤T_{SS_H}(t)≤T_HMAX

T_UMIN≤T_{SS_U}(t)≤T_{BS_U}(t)≤T_UMAX

上式中，P_L为电负荷；F_L为气负荷；P_MAX为允许的最大电负荷；F_MAX为允许的最大气负荷；T_{BS_H}、T_{SS_H}为热网回水与供水水温；T_{SS_U}、T_{BS_U}为冷网的供水与回水水温；T_HMIN、T_HMAX热网流体温度下限与上限；T_UMIN、T_UMAX冷网流体温度下限与上限。

综合需求响应的负荷响应量需要进行限制，相关约束为：

-k_p·p_i≤Δp_i≤k_p·p_i

上式中，Δpi为i时刻电价变化量；pi为i时刻原始的能源价格；k_p为电价允许变化比例；ΔP_r、ΔF_r、ΔH_r、ΔU_r分别为替代型电、气、热、冷负荷响应量；P_LMAX、F_LMAX、H_LMAX、U_LMAX分别为需求响应前电、气、热、冷负荷的最大值；k_LP、k_LF、k_LH、k_LU为替代型电、气、热、冷负荷比例；H_LCON、H_LEH、H_LGH分别为用户侧空调、电采暖设备、燃气采暖设备热功率；k_LCON、k_LEH、k_LGH分别为空调、电采暖设备、燃气采暖设备热功率占最大替代热负荷比例，且k_LCON+k_LEH+k_LGH＝1。

S3：将所述综合能源系统的预测数据输入所述优化调度模型，得到系统日前调度结果，并根据所述日前调度结果对所述综合能源系统进行调度；其中，所述预测数据包括风电出力、光伏出力、室外温度、电负荷以及燃气负荷。

具体的，日前调度结果包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、蓄电池、蓄热器、蓄冷器、风电、光伏、负荷侧可替代负荷的调度计划。

本发明的原理说明如下：

本发明提供了一种考虑综合需求响应的园区综合能源系统经济性提升方法。针对居民用户的用能特性及不同能源特点，构建了包括转移型负荷响应、替代型负荷响应以及温度感知模糊性的可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型。考虑不同能源系统能量传输特点以及多种设备经济运行特性，建立了园区综合能源系统经济性优化调度模型，其中，系统设备包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、风机、光伏、蓄电池、蓄热器以及蓄冷器，能源系统包括电力系统、燃气系统、供热系统以及供冷系统四部分，电力系统包含外部电网、风机、光伏、热电联产机组、热泵、蓄电池以及电负荷，燃气系统包含外部气网、燃气锅炉、热电联产机组以及气负荷，供热系统包含热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、蓄热器以及热负荷，供冷系统包含吸收式制冷机、热泵、蓄冷器以及冷负荷，并通过综合需求响应提升不同系统之间能量转换的灵活性，提高系统的运行效益。

综合需求响应模型：考虑园区综合能源系统面向的居民用户的电、气、冷、热负荷的各自的可调节性与不同负荷之间的可替代性，得到包括转移型负荷响应、替代型负荷响应、用户温度感知模糊性的可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型。

转移型负荷响应：单一类型能源针对该能源价格信号，用户自发的将用能高峰时段的负荷转移至用能低谷时段的行为。考虑各能源自身特点，燃气与热力缺乏分时计价需求，不考虑其价格需求响应；因此，仅考虑电价需求响应。

替代型负荷响应是将用户的能源转换设备由系统侧统一管理，实现负荷侧多种类型能源转换行为与系统运行相协调的响应方式。用户侧能量转换关系相比于系统侧较为简单，能源转换设备主要有空调、电采暖设备、燃气供暖设备，能量流向为电至热、电至冷、气至热三类。

用户温度感知模糊性的可调节冷热负荷响应是由于用户对温度感受的模糊性使得室温具有一定的可调节性，因此冷热负荷具有一定的可调节性。采用平均预测评价指标描述室温可调范围，平均预测评价指标为-0.5～0.5时，用户对于室温变化的感受不明显；并且基于居民用户房屋一阶热力学方程表示房屋热惯性，可以由房屋热力能量的得失来计算房屋的室温；由此，可以表示冷热负荷的可调节性。

园区综合能源系统经济性优化模型：以购能费用、运维费用以及新能源弃用惩罚费用之和的系统运行费用最小为目标。

系统设备约束：热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机的能量平衡、运行状态以及功率限值约束。蓄电池、蓄热器、蓄冷器的功率限值、容量限值以及充放能状态约束。风电、光伏的功率不能超过对应时段风能、光能所能装换的最大功率，多余能量可以废弃。

能源系统约束：电力系统、燃气系统、供热系统、供冷系统功率平衡约束。

综合需求响应约束：根据用户侧实际综合需求响应能力对综合需求响应模型的响应能力进行限制。

本发明另一方面提供了一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度装置，包括：

第一模型建立模块，用于建立计及转移型负荷响应、替代型负荷响应以及可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型；

第二模型建立模块，以日均运行费用最小为目标，并结合所述综合需求响应模型，构建综合能源系统优化调度模型；

调度模块，用于将所述综合能源系统的预测数据输入所述优化调度模型，得到系统日前调度结果，并根据所述日前调度结果对所述综合能源系统进行调度；其中，所述预测数据包括风电出力、光伏出力、室外温度、电负荷以及燃气负荷。

上述基于考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度装置中各个模块的划分仅用于举例说明，在其他实施例中，可将考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度装置按照需要划分为不同的模块，以完成上述装置的全部或部分功能。

实施例1

下面结合具体的应用场景，对本发明进行详细说明。

参见图1，以为居民用户提供综合能源服务的园区综合能源系统为对象；其中，综合能源服务包含供电、供气、供热、供冷四部分，园区综合能源系统与外部网络交易进行购电及购气，系统的主要设备包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、蓄电池、蓄热器、蓄冷器、风电、光伏，居民用户的不同能源替代性考虑其空调、电采暖、燃气供暖设备。系统设备参数及储能装置参数参见表1与表2。

表1系统设备调度参数

表2储能装置调度参数

本实施例设定了如下8种运行场景：

场景1：供冷季，不考虑需求响应；

场景2：供冷季，考虑冷负荷需求响应；

场景3：供冷季，考虑电价需求响应；

场景4：供冷季，考虑综合需求响应；

场景5：供热季，不考虑需求响应；

场景6：供热季，考虑热负荷需求响应；

场景7：供热季，考虑电价需求响应；

场景8：供热季，考虑综合需求响应。

图4为场景1与场景2用户侧的冷需求与室温，在考虑冷负荷参与需求响应的情况下，冷负荷具有一定的灵活性，同时室内温度保持在规定范围，从而发挥一定的冷储能作用。图5为场景5与场景6用户侧的热需求与室温，在考虑热负荷参与需求响应的情况下，热负荷具有一定的灵活性，同时室内温度保持在规定范围，从而发挥一定的热储能作用。冷热负荷的灵活调节能力不影响用户的舒适性体验，同时有利于系统灵活协调能源结构，提升系统运行的经济性。

图6为场景1(供冷季无需求响应场景)系统的调度结果，在午间时段，光伏资源丰富同时冷负荷需求较高，冷负荷主要由热电联产机组结合吸收式制冷机供给，因而热电联产机组为满足热需求输出大量电功率，导致光伏资源弃用。图7为场景4(供冷季综合需求响应场景)系统的调度结果，图中蓝色曲线为原始电负荷、红色曲线为电价需求响应后的电负荷、棕色曲线为综合需求响应后的电负荷。对比上述三条电负荷曲线可知，电价需求响应具有调节电负荷的能力但效果有限，综合需求响应具有较强的调节能力。系统通过综合需求响应增加了午间的电负荷，并通过用户侧制冷，减少了热电联产机组输出的热功率及电功率，使得弃光现象消失。对比图6与图7，在18:00—22:00时段，系统冷负荷增加，热电联产机组可输出更多电功率，系统在电价峰时的购电量减小；在1:00—8:00时段，系统冷负荷下调，热电联产机组电功率降低，系统增加电价谷段购电量替代燃气。在供冷季，通过综合需求响应可以消纳更多光伏资源，合理安排电力与燃气的购量，提升系统经济性。

图8为场景5(供热季无需求响应场景)系统的调度结果，在夜间时段，风电资源丰富同时热负荷需求较高，热电联产机组为满足热负荷工作于“以热定电”模式，造成风电资源无法利用。图9为场景8(供热季综合需求响应场景)系统的调度结果，图中蓝色曲线为原始电负荷、红色曲线为电价需求响应后的电负荷、棕色曲线为综合需求响应后的电负荷。对比上述三条电负荷曲线可知，电价需求响应对电负荷进行少量的调节，将用电负荷进行时段上的转移以此协调系统用能；综合需求响应显著增加了弃风时段的用电量，缓解系统电热负荷的矛盾。系统通过综合需求响应，增加夜间电负荷，并在用户侧转换为热能，同时削减夜间时段的热负荷，实现夜间时段风电的完全消纳。对比图8与图9可知，在7:00、8:00以及24:00时刻，热电联产机组输出电功率减小，系统购进电价谷段的低价电能满足能源需求；在9:00—22:00时段，系统热负荷上调，热电联产机组电功率增多，系统通过增加用气量来减少对高价电能的需求。在供热季，综合需求响应可以通过消纳更多风电资源，调节电力与燃气的购量，提高系统经济效益。

不同场景对系统经济性及风光消纳的影响结果如表3所示。

表3各场景下的系统日运行费用及风光消纳率情况

通过表3可知，场景1与场景5(无需求响应)情况下系统存在大量弃风与弃光情况。场景2、场景6(冷、热负荷参与需求响应)分别与场景1、场景5对比，系统运行费用分别降低312.96元与169.17元，场景2与场景1相比光伏消纳率提升12.31％，场景6与场景5相比风电消纳率提升5.99％，说明冷热负荷的能力在提升系统经济性与促进新能源消纳方面具有积极作用。场景3、场景7(电价需求响应)分别与场景1、场景5对比，日运行费用分别降低52.45元与36.60元，风光消纳率得到提升但效果有限。场景4、场景8(综合需求响应)分别与场景1、场景5对比，日运行费用分别下降628.47元与635.46元，占原费用的7.99％与7.64％，经济性提升效果显著，并且实现风光的全部消纳。

综上所述，本发明提供的考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法具有有效性及合理性。

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例，只是用于帮助理解本发明，并不用以限制本发明，对于本发明所属技术领域的技术人员，依据本发明的思想，还可以做出若干简单推演、变形或替换，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：建立计及转移型负荷响应、替代型负荷响应以及可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型；

S2：以日均运行费用最小为目标，并结合所述综合需求响应模型，构建综合能源系统优化调度模型；

S3：将所述综合能源系统的预测数据输入所述优化调度模型，得到系统日前调度结果，并根据所述日前调度结果对所述综合能源系统进行调度；其中，所述预测数据包括风电出力、光伏出力、室外温度、电负荷以及燃气负荷；

所述步骤S1中，

所述综合需求响应模型为：

L_IDR＝L₀+ΔL_p+ΔL_r+ΔL_f

其中，L＝[P_L,F_L,H_L,U_L]^T为综合能源系统负荷，包括电负荷、气负荷、热负荷、冷负荷四部分；L_IDR为综合需求响应后电气热冷负荷量；L₀为综合需求响应前电气热冷负荷量；ΔL_p为转移型负荷响应量；ΔL_r为替代型负荷响应量；ΔL_f为可调节冷热负荷响应量；

转移型负荷响应模型为：

ΔL_p＝[ΔP_p 0 0 0]^T

其中，ΔL_p为转移型负荷响应量，包括电负荷、气负荷、热负荷、冷负荷四部分；ΔP_p为转移型电负荷的变化量；E_ELE为价格弹性矩阵；P_pi为i时刻原始的价格型负荷；Δp_i为i时刻电价变化量；p_i为i时刻原始的能源价格；T为调度时段数；

替代型负荷响应模型为：

ΔL_r＝[ΔP_r ΔF_r ΔH_r ΔU_r]^T

其中，ΔL_r为替代型负荷响应量，包括电负荷、气负荷、热负荷、冷负荷四部分；ΔP_r、ΔF_r、ΔH_r、ΔU_r为电、气、热、冷替代型负荷的响应量；η_{LCON_H}、η_{LCON_U}、η_LEH、η_LGH分别为负荷侧的空调制热效率、空调制冷效率、电采暖设备制热效率、燃气制暖设备制热效率；λ₁、λ₂、λ₃分别为空调制热、电采暖制热、空调制冷所占替代型电负荷响应量的比重，且λ₁+λ₂+λ₃＝1；

可调节冷热负荷响应模型为：

ΔL_f＝[0 0 ΔH_f ΔU_f]^T

T_{in_min}≤T_in≤T_{in_max}

其中，ΔL_f为可调节冷热负荷响应量，包括电负荷、气负荷、热负荷、冷负荷四部分；ΔH_f、ΔU_f为热、冷可调节冷热负荷响应量；T_in为室内温度；T_{in_min}为平均预测评价指标为-0.5时对应的室温；T_{in_max}为平均预测评价指标为+0.5时对应的室温；M为房间的总热容；T_out为室外温度；q_S为房间获得的热力功率；q_LOSS为房屋散失的热力功率；S为供热面积；γ为室内热损失系数；Δt为调度时间间隔；q_C为集中热力供应功率；q_D为分散式热力供应功率；q_SUN为太阳辐射热功率；q_E为干扰热源热功率。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S2中，

所述优化调度模型的目标函数为：

min C_O＝C_BUY+C_OP+C_PUN

其中，C_O为系统的日均运行费用；C_BUY为系统外部购能费用，包括外部购电与外部购气两部分；p_E为购电价格；W_BUY为外购电量；p_G为购气价格；F_BUY为外购气量；C_OP为系统运行维护费用，包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、风机、光伏、储能装置的运行维护费用，以及热电联产机组启停费用、综合需求响应用户侧设备维护费用和热网运行费用；c_CHP为热电联产机组单位出力运维费用；P_CHP为热电联产机组发电功率；c_GB为燃气锅炉单位出力运维费用；H_GB为燃气锅炉产热功率；c_HP为热泵单位耗能运维费用；P_HP为热泵消耗的电功率；c_AC为吸收式制冷机单位出力运维费用；U_AC为吸收式制冷机制冷功率；c_WP为风电单位出力运维费用；P_WP为风电发电功率；c_PV为光伏单位出力运维费用；P_PV为光伏发电功率；c_ES、c_HS、c_US分别为蓄电池、蓄热器、蓄冷器单位出力运维费用；P_ES、H_HS、U_US分别为蓄电池、蓄热器、蓄冷器放能功率；c_{CHP_S}为热电联产机组启停费用；n_CHP为热电联产机组启停次数；c_{L_CON}、c_{L_EH}、c_{L_GH}分别为用户侧空调、电采暖、燃气采暖的运维费用；P_{L_CON}、P_{L_EH}、H_{L_EH}分别为用户侧空调、电采暖、燃气采暖的功率；c_Hgrid、c_Ugrid分别为热网、冷网输送单位能量的费用；C_PUN为新能源弃用费用，包括弃风费用与弃光费用；p_{WP_A}、p_{PV_A}分别为单位风电、光伏弃用惩罚费用；P_{WP_A}、P_{PV_A}分别为弃风、弃光功率；

所述目标函数的约束条件包括：各类设备约束，各能源子系统功率平衡约束，外部能源交换约束，网络安全约束以及综合需求响应相关约束。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述各类设备包括热电联产机组、燃气锅炉、热泵、吸收式制冷机、蓄电池、蓄热器、蓄冷器、风电、光伏；其中，

热电联产机组运行约束：

上式中，H_CHP(t)为t时段输出的热功率；k_CHP为热电联产机组的电热比；F_CHP(t)为t时段消耗的天然气；η_P为热电联产机组发电效率，HV_NG为天然气热值；Δt为调度时间间隔；s_CHP(t)为t时刻热电联产机组的运行状态，s_CHP(t)＝0表示机组在t时刻停机，s_CHP(t)＝1表示机组在t时刻运行；P_{CHP_MIN}与P_{CHP_MAX}为热电联产机组的最小与最大电功率；H_{CHP_MIN}与H_{CHP_MAX}为热电联产机组的最小与最大热功率；F_{CHP_MIN}与F_{CHP_MAX}为热电联产机组单位时间最小与最大耗气量；

燃气锅炉运行约束：

H_GB(t)＝η_GB·F_GB(t)·HV_NG/Δt

0≤H_GB(t)≤s_GB(t)·H_{GB_MAX}

上式中，η_GB为燃气锅炉效率；F_GB(t)为燃气锅炉在t时段的耗气量；s_GB(t)为燃气锅炉在t时刻的运行状态，s_GB(t)＝1表示燃气锅炉在t时刻运行，否则表示停机；H_{GB_MAX}为燃气锅炉能够输出的最大热功率；

热泵运行约束：

P_HP(t)＝H_HP(t)/η_{HP_H}+U_HP(t)/η_{HP_U}

0≤s_{HP_H}(t)+s_{HP_U}(t)≤1

上式中，H_HP(t)与U_HP(t)分别为t时刻热泵输出的热功率与冷功率；η_{HP_H}与η_{HP_U}为热泵制热能效比与制冷能效比；s_{HP_H}(t)与s_{HP_U}(t)分别为t时刻热泵制热状态变量与制冷状态变量，状态变量为1时，表示热泵工作在该状态，否则表示未在该状态；P_{HP_MAX}、H_{HP_MAX}与U_{HP_MAX}分别表示热泵机组最大电、热与冷功率；

吸收式制冷机运行约束：

U_AC(t)＝η_AC·H_AC(t)

0≤U_AC(t)≤s_AC(t)·U_{AC_MAX}

上式中，H_AC(t)为t时刻吸收式制冷机消耗的热功率；η_AC为吸收式制冷机的制冷能效系数；s_AC(t)为t时刻吸收式制冷的工作状态，当其值为1时表示设备运行，否则表示设备停机；U_{AC_MAX}为吸收式制冷机最大制冷功率；

蓄电池、蓄热器、蓄冷器运行约束：

SOC_ES(t)＝SOC_ES(t-1)(1-μ_ES)+(η_ESc·P_ESc(t)-P_ESd(t)/η_ESd)·Δt

上式中，ES为电储能、热储能或冷储能；SOC_ES(t)为t时刻储能的荷电状态；μ_ES为储能的自耗能率；η_ESc与P_ESc分别为储能的充电效率与充电功率；η_ESd与P_ESd分别为储能的放电效率与放电功率；SOC_{ES_MIN}、SOC_{ES_MAX}为储能荷电状态的下限与上限；P_{ESc_MIN}、P_{ESc_MAX}为储能充电功率下限与上限；P_{ESd_MIN}、P_{ESd_MAX}为储能放电功率的下限与上限；

风电、光伏运行约束：

上式中，P_WP、P_PV分别为风电实际出力与光伏实际出力；P_{WP_fore}、P_{PV_fore}分别为风电预测出力与光伏预测出力。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述各能源子系统包括：电力系统、燃气系统以及热力系统，其中，热力系统包含供冷系统与供热系统两部分；

电力系统功率平衡约束：

P_BUY(t)+P_WP(t)+P_PV(t)+P_CHP(t)+P_BESd(t)-P_BESc(t)-P_HP(t)＝P_L(t)

上式中，P_BUY为购电功率；P_PV为光伏发电功率；P_HP为热泵消耗的电功率；P_BESc、P_BESd为电池的充、放电功率；P_L为电负荷；

燃气系统功率平衡约束：

F_BUY(t)-F_CHP(t)-F_GB(t)＝F_L(t)

上式中，F_CHP为单位时间热电联产机组消耗燃气量；F_GB为单位时间燃气锅炉消耗的燃气量；F_L为气负荷；

热力系统功率平衡约束：

上式中，T_SS为供水管道供给侧水温；T_SL为供水管道负荷侧水温；T_BS为回水管道供给侧水温；T_BL为回水管道负荷侧水温；τ_P为供热网络惯性时间常数；ΔT_S与ΔT_B为管道温度损耗；λ为热力网络管道单位长度上的传热系数；L为管道长度；C_p为管道流体介质的比热容；G为介质质量流量；T_out为室外温度；H_CHP为热电联产机组输出热功率；H_HP为热泵输出热功率；H_AC为吸收式制冷机消耗热功率；H_HSc、H_HSd为储热装置的充、放能功率；H_S为系统侧向热网供给的热功率；G_H为热网管道内流体的质量流量；T_{SS_H}、T_{BS_H}为系统侧热网供水管道与回水管道流体温度；T_{SL_H}、T_{BL_H}为用户侧热网供水管道与回水管道流体温度；U_USc、U_USd为储冷装置的充、放能功率；U_HP为热泵输出冷功率；U_S为系统侧向冷网供给的冷功率；G_U为冷网管道内流体的质量流量；T_{SS_U}、T_{BS_U}为系统侧冷网供水管道与回水管道流体温度；T_{SL_U}、T_{BL_U}为用户侧冷网供水管道与回水管道流体温度。

5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述外部能源交换约束为：

上式中，P_BUY为园区综合能源系统外部购电量；

所述网络安全约束为：

P_L(t)≤P_MAX

F_L(t)≤F_MAX

T_HMIN≤T_{BS_H}(t)≤T_{SS_H}(t)≤T_HMAX

T_UMIN≤T_{SS_U}(t)≤T_{BS_U}(t)≤T_UMAX

上式中，P_L为电负荷；F_L为气负荷；P_MAX为允许的最大电负荷；F_MAX为允许的最大气负荷；T_{BS_H}、T_{SS_H}为热网回水与供水水温；T_{SS_U}、T_{BS_U}为冷网的供水与回水水温；T_HMIN、T_HMAX热网流体温度下限与上限；T_UMIN、T_UMAX冷网流体温度下限与上限；

所述综合需求响应相关约束为：

-k_p·p_i≤Δp_i≤k_p·p_i

上式中，Δp_i为i时刻电价变化量；p_i为i时刻原始的能源价格；k_p为电价允许变化比例；P_LMAX、F_LMAX、H_LMAX、U_LMAX分别为需求响应前电、气、热、冷负荷的最大值；k_LP、k_LF、k_LH、k_LU为替代型电、气、热、冷负荷比例；H_LCON、H_LEH、H_LGH分别为用户侧空调、电采暖设备、燃气采暖设备热功率；k_LCON、k_LEH、k_LGH分别为空调、电采暖设备、燃气采暖设备热功率占最大替代热负荷比例，且k_LCON+k_LEH+k_LGH＝1。

6.一种考虑综合需求响应的综合能源系统优化调度装置，其特征在于，包括：

第一模型建立模块，用于建立计及转移型负荷响应、替代型负荷响应以及可调节冷热负荷响应的综合需求响应模型；

其中，所述综合需求响应模型为：

L_IDR＝L₀+ΔL_p+ΔL_r+ΔL_f

其中，L＝[P_L,F_L,H_L,U_L]^T为综合能源系统负荷，包括电负荷、气负荷、热负荷、冷负荷四部分；L_IDR为综合需求响应后电气热冷负荷量；L₀为综合需求响应前电气热冷负荷量；ΔL_p为转移型负荷响应量；ΔL_r为替代型负荷响应量；ΔL_f为可调节冷热负荷响应量；

转移型负荷响应模型为：

ΔL_p＝[ΔP_p 0 0 0]^T

其中，ΔL_p为转移型负荷响应量，包括电负荷、气负荷、热负荷、冷负荷四部分；ΔP_p为转移型电负荷的变化量；E_ELE为价格弹性矩阵；P_pi为i时刻原始的价格型负荷；Δp_i为i时刻电价变化量；p_i为i时刻原始的能源价格；T为调度时段数；

替代型负荷响应模型为：

ΔL_r＝[ΔP_r ΔF_r ΔH_r ΔU_r]^T

其中，ΔL_r为替代型负荷响应量，包括电负荷、气负荷、热负荷、冷负荷四部分；ΔP_r、ΔF_r、ΔH_r、ΔU_r为电、气、热、冷替代型负荷的响应量；η_{LCON_H}、η_{LCON_U}、η_LEH、η_LGH分别为负荷侧的空调制热效率、空调制冷效率、电采暖设备制热效率、燃气制暖设备制热效率；λ₁、λ₂、λ₃分别为空调制热、电采暖制热、空调制冷所占替代型电负荷响应量的比重，且λ₁+λ₂+λ₃＝1；

可调节冷热负荷响应模型为：

ΔL_f＝[0 0 ΔH_f ΔU_f]^T

T_{in_min}≤T_in≤T_{in_max}

其中，ΔL_f为可调节冷热负荷响应量，包括电负荷、气负荷、热负荷、冷负荷四部分；ΔH_f、ΔU_f为热、冷可调节冷热负荷响应量；T_in为室内温度；T_{in_min}为平均预测评价指标为-0.5时对应的室温；T_{in_max}为平均预测评价指标为+0.5时对应的室温；M为房间的总热容；T_out为室外温度；q_S为房间获得的热力功率；q_LOSS为房屋散失的热力功率；S为供热面积；γ为室内热损失系数；Δt为调度时间间隔；q_C为集中热力供应功率；q_D为分散式热力供应功率；q_SUN为太阳辐射热功率；q_E为干扰热源热功率；

第二模型建立模块，以日均运行费用最小为目标，并结合所述综合需求响应模型，构建综合能源系统优化调度模型；

调度模块，用于将所述综合能源系统的预测数据输入所述优化调度模型，得到系统日前调度结果，并根据所述日前调度结果对所述综合能源系统进行调度；其中，所述预测数据包括风电出力、光伏出力、室外温度、电负荷以及燃气负荷。

Images