CN113077173B - 一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，构建电‑气‑热综合能源系统运营框架；提出一种含风机出力的电‑气‑热耦合多能流网络节点能价计算方法；获取节点能源价格，搭建计及用户综合需求响应的负荷变动的用能成本模型，分析各类柔性负荷在综合能源系统能源定价机制引导下的响应行为。本发明提供的一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，通过节点能价引导多能用户综合用能行为，能够进一步挖掘多能用户的响应潜力，使得用户用能更加经济和灵活，实现了能源网与用户的双赢。

Description

一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法
技术领域
本发明涉及一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，属于综合能源系统调度方法技术领域。
背景技术
随着电、气和热等多种能源间的耦合程度日益增加，多能源系统背景下的需求侧资源愈加丰富，用户的可调控能力已经不再局限为传统需求响应的电负荷调控方式，更包括电、气、热等多种能源负荷的需求转移能力以及能源转换能力。综合需求响应方式，可以进一步充分挖掘多能用户的需求响应潜力，使得用户用能更加经济和灵活，实现能源网与用户的双赢。因此，考虑用户不同类型能源之间的响应潜力，研究综合需求响应对保障综合能源系统的经济高效运行具有重要意义。
目前，已经有大量学者进行了综合需求响应的研究。主要集中在系统层面和用户层面。在系统层面，现有研究能够将电、气、热负荷用能特性及不同的需求响应实施机制作为多能源系统优化运行的约束条件，提出微网层面的考虑综合需求响应资源的气-电协同优化运行策略；在用户层面，现有研究能够从工业用户的角度出发，分析需求响应互动模式，提出面向多主体的工业园区综合能源系统互动机制，建立基于热电多能互补的需求响应互动优化模型，也能够建立多能流多形态多响应类型的负荷侧模型。
现有研究大多仍是考虑综合需求侧资源对系统综合能效和最优经济运行成本的影响，抑或是分析能源价格条件下需求侧资源如何响应及各需求主体的响应行为，是在已知能源价格的情况下研究综合能源系统的运营优化问题，较少研究基于综合能源系统节点能价的多能源协同响应，多能用户仅仅是能源价格的被动接受者。而部分研究虽已有对综合能源节点能价进行研究，但也仅局限于研究节点能价，或者缺乏节点热价的计算，并未考虑到节点能源价格对需求侧多类型负荷在横向时间上的转移引导情况。
针对上述问题，本发明提供的一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，考虑了节点能源价格，包括电价、气价和热价，通过计算不同时刻、不同地点的价格，降低了用能成本，促进了供需互动；考虑多负荷需求响应，基于综合需求响应资源在日前时间尺度上的响应特性，分析各类柔性负荷在综合能源系统能源定价机制引导下的响应行为，利用节点能源价格改变用户用能习惯或优化能源匹配来减少用能成本，有利于提升响应资源能力，优化多能用户的用能结构。
发明内容
目的：为了克服现有技术中存在的不足，本发明提供一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法。为了进一步挖掘多能用户的响应潜力，解决现有技术的不足，本发明的目的是提供一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，通过节点能源价格引导多能用户综合用能行为，研究综合能源系统中多能柔性负荷资源的可调节性，分析用户侧参与需求响应的用能行为。
技术方案：为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：
一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，包括如下步骤：
步骤一：以最小化电-气-热综合能源系统总运行成本为目标，构建电-气-热综合能源系统优化调度模型，结合电力、天然气、热力系统节点能量平衡方程，组成电-气-热综合能源系统最优多能流模型，对综合能源系统最优多能流模型综合求解，确定综合能源系统中各种能源形式的节点边际价格作为节点能源价格。
步骤二：获取节点能源价格，综合考虑电、气和热柔性负荷，以及各类柔性负荷可平移、可转移、可削减的需求响应特性，建立计及用户综合需求响应的负荷变动的用能成本模型，以用户用能成本最小为优化目标，对用能成本模型进行求解，得到节点能源价格引导下用户侧柔性电、气、热负荷参与需求响应的负荷。
作为优选方案，电-气-热综合能源系统运营框架，包括能量流动系统和综合需求响应系统；能量流动系统包括：电、天然气、热三种类型负荷，电负荷由电网、风电机组、CHP设备和燃气轮机供应，天然气负荷由P2G与气源供应，热负荷由CHP设备、热泵或热网供应；综合需求响应系统通过能价信息改变用户用能方式实施综合需求响应，用能方式包括多能负荷的削减、转移和替代。
作为优选方案，所述电-气-热综合能源系统优化调度模型，计算公式如下：
Figure BDA0003027505360000021
其中，F为综合能源系统的总运行成本；T为运营周期；ΩG，ΩG2P，ΩN，ΩCHP分别为火电机组、燃气轮机、气源和CHP机组的集合；
Figure BDA0003027505360000022
为火电发电机组g在t时刻的有功出力；
Figure BDA0003027505360000023
为燃气轮机k在t时刻的有功出力；
Figure BDA0003027505360000024
为天然气源点n在t时刻的出力；
Figure BDA0003027505360000025
和
Figure BDA0003027505360000026
为CHP设备m在t时刻发出的电功率和热功率，γP和γH分别为CHP机组发出单位电功率和单位热功率所消耗的燃料；ag、bg、cg为燃煤机组的发电成本系数；
Figure BDA0003027505360000027
为t时刻燃气轮机k除去燃气费用的运行成本，
Figure BDA0003027505360000028
为t时刻天然气源点n的天然气价格，kchp为燃料成本系数。
作为优选方案，所述电力、天然气、热力系统节点能量平衡方程，计算公式如下：
Figure BDA0003027505360000029
Figure BDA00030275053600000210
Figure BDA00030275053600000211
其中，
Figure BDA00030275053600000212
和
Figure BDA00030275053600000213
分别为发电机组g、风电p、燃气轮机k和CHP设备m的发电功率，
Figure BDA0003027505360000031
为P2G设备z在t时刻消耗的电功率，Pij,t为t时刻支路i-j的有功潮流，Ωi为节点i的邻接母线集合，
Figure BDA0003027505360000032
为t时刻节点i的电力负荷；
Figure BDA0003027505360000033
为t时刻气源n的供气流量，Qij,t表示t时段管道首末节点i,j中的天然气流量，
Figure BDA0003027505360000034
为t时刻P2G设备z的电转气供气流量，
Figure BDA0003027505360000035
为t时刻燃气轮机k消耗的天然气流量，
Figure BDA0003027505360000036
为t时刻CHP设备m消耗的天然气流量，
Figure BDA0003027505360000037
为t时刻节点i上的天然气负荷,Ωj为节点j的邻接管道集合；CP为热水的比热容，mj,t为t时段供热网络管道j中水流质量流量，φi,t表示t时段节点i处的热负荷，
Figure BDA0003027505360000038
为节点i处供水温度，
Figure BDA0003027505360000039
为节点i处回水温度。
作为优选方案，各种能源形式的节点边际价格计算步骤如下：
分别为节点i对应电力负荷、天然气负荷和热负荷增加1单位；
综合能源系统的总运行成本F产生一个与节点i对应的边际值，边际值分别为
Figure BDA00030275053600000310
Figure BDA00030275053600000311
作为节点电价、节点天然气价格和节点热价。
作为优选方案，各类柔性负荷可平移、可转移、可削减的需求响应特性，计算公式如下：
可平移负荷表示为：
Figure BDA00030275053600000312
其中，
Figure BDA00030275053600000313
为原时段t可平移负荷r的平移量；
Figure BDA00030275053600000314
为可平移负荷r平移至时段t+Nx后的负荷增量；
可转移负荷表示为：
Figure BDA00030275053600000315
其中，
Figure BDA00030275053600000316
为调度后的可转移负荷r负荷功率；ΔT为负荷单位调度时段；
Figure BDA00030275053600000317
为转移型负荷时段τ内消耗的总电量，调度周期内可转移时段区间为[ttr-，ttr+]；
可调节负荷表示为：
Figure BDA00030275053600000318
其中，
Figure BDA00030275053600000319
和
Figure BDA00030275053600000320
分别为可削减负荷r在调度前/后时段τ的负荷功率；λr为负荷削减系数；βr,τ为0-1变量，表示削减状态；T为削减时段；
Figure BDA00030275053600000321
为最大削减次数。
作为优选方案，计及用户综合需求响应的负荷变动的用能成本模型，计算公式如下：
Figure BDA00030275053600000322
其中，C为用户不同能源类型r使用成本总和，
Figure BDA00030275053600000323
表示t时段对应不同类型节点能源价格；
Figure BDA00030275053600000324
为r类刚性负荷，
Figure BDA00030275053600000325
为r类可平移负荷，
Figure BDA00030275053600000326
为r类可转负荷，
Figure BDA00030275053600000327
为r类可削减负荷；Pr,t表示需求响应后的t时段r类负荷；Np表示能源类型合集，包括电力e、天然气g和热能h。
作为优选方案，利用GAMS软件调用CPLEX求解器对用能成本模型进行求解。
有益效果：本发明提供的一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，构建考虑多负荷综合需求响应的电-气-热综合能源系统运营框架；提出一种含风机出力的电-气-热耦合多能流网络节点能价计算方法，通过计算综合能源系统不同时刻、不同地点的价格，降低了用能成本，促进了供需互动；获取节点能源价格，搭建计及用户综合需求响应的负荷变动的用能成本模型，分析各类柔性负荷在综合能源系统能源定价机制引导下的响应行为，能够进一步挖掘多能用户的响应潜力，使得用户用能更加经济和灵活，实现了能源网与用户的双赢。
附图说明
图1为综合能源系统运营框架示意图。
图2为基于综合能源系统节点能价的综合需求响应实施流程图。
图3为基于改进的IEEE24节点电力系统、比利时20节点天然气系统和6节点热力系统耦合而成的综合能源系统测试算例图。
图4为节点能价曲线图。
图5为可平移负荷相应曲线图。
图6为可削减负荷相应曲线图。
图7为多能负荷优化前后变化曲线图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作更进一步的说明。
如图1-2所示，一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，具体步骤如下：
步骤一：构建电-气-热综合能源系统运营框架，包括能量流动系统和综合需求响应系统。能量流动系统包括：电、天然气、热三种类型负荷，电负荷由电网、风电机组、CHP(热电联产)设备和燃气轮机供应，天然气负荷由P2G(Power to Gas)与气源供应，热负荷由CHP设备、热泵或热网供应；综合需求响应系统通过能价信息改变用户用能方式实施综合需求响应，用能方式包括多能负荷的削减、转移和替代。
步骤二：以最小化综合能源系统总运行成本为目标，构建电-气-热综合能源系统优化调度模型，将优化调度模型转化为线性化模型，用于降低求解难度和后续研究需要，并结合电力、天然气、热力系统节点能量平衡方程，组成电-气-热综合能源系统最优多能流模型，对综合能源系统最优多能流模型综合求解，确定综合能源系统中各种能源形式的节点边际价格。具体包括以下步骤：
2.1电-气-热综合能源系统最优多能流模型，计算公式如下：
(1)电-气-热综合能源系统优化调度模型
系统调度目标为最小化综合能源系统总运行成本，包括燃煤发电机组运行成本、燃气发电机组的运行成本、天然气气源的出力成本以及CHP机组的运行成本，目标函数如下：
Figure BDA0003027505360000051
其中，F为综合能源系统的总运行成本；T为运营周期；ΩG，ΩG2P，ΩN，ΩCHP分别为火电机组、燃气轮机、气源和CHP机组的集合；
Figure BDA0003027505360000052
为火电发电机组g在t时刻的有功出力；
Figure BDA0003027505360000053
为燃气轮机k在t时刻的有功出力；
Figure BDA0003027505360000054
为天然气源点n在t时刻的出力；
Figure BDA0003027505360000055
和
Figure BDA0003027505360000056
为CHP设备m在t时刻发出的电功率和热功率，γP和γH分别为CHP机组发出单位电功率和单位热功率所消耗的燃料；ag、bg、cg为燃煤机组的发电成本系数；
Figure BDA0003027505360000057
为t时刻燃气轮机k除去燃气费用的运行成本，
Figure BDA0003027505360000058
为t时刻天然气源点n的天然气价格，kchp为燃料成本系数。
(2)电力系统潮流模型
在电力系统潮流计算中，常采用经典的交流潮流进行描述。
Figure BDA0003027505360000059
其中：Pe,i为节点i的电网有功功率，Qe,i为节点i的电网无功功率，Ui、Uj分别为节点i、j的电压幅值，Gij和Bij分别为节点i、j间的电导和电纳。
电力子系统的约束包括发电机组出力约束、机组爬坡约束、支路潮流约束和流量平衡约束等。其中，流量平衡约束表述如下：
Figure BDA00030275053600000510
其中，
Figure BDA00030275053600000511
和
Figure BDA00030275053600000512
分别为发电机组g、风电p、燃气轮机k和CHP设备m的发电功率，
Figure BDA00030275053600000513
为P2G设备z在t时刻消耗的电功率；Pij,t为t时刻支路i-j的有功潮流，Ωi为节点i的邻接母线集合，
Figure BDA00030275053600000514
为t时刻节点i的电负荷。
(2)天然气系统能流模型
天然气系统的模型主要是管道的稳态流量方程，流过天然气管道的流量受很多因素的影响，天然气管道气流稳态模型如下式所示。
Figure BDA00030275053600000515
Figure BDA0003027505360000061
其中，Qij,t表示t时段管道中的天然气流量，xk表示天然气管道传输系数，与管道长度、管道直径、摩擦系数、温度及压力、天然气的相对密度、空气常数等有关。δi,t、δj,t分别为t时刻天然气管道首末节点i、j的压力值；σij,t表增t时段管道中节点i、j之间的流向。
天然气系统运行约束包括气源约束、天然气管道约束、压缩机运行约束、流量平衡约束以及节点压力约束。其中，流量平衡约束表述如下：
Figure BDA0003027505360000062
其中，
Figure BDA0003027505360000063
为t时刻气源n的供气流量；
Figure BDA0003027505360000064
为t时刻P2G设备z的电转气供气流量；
Figure BDA0003027505360000065
为t时刻燃气轮机k消耗的天然气流量；
Figure BDA0003027505360000066
为t时刻CHP设备m消耗的天然气流量；
Figure BDA0003027505360000067
为t时刻节点i上的天然气负荷,Ωj为节点j的邻接管道集合。
(3)热力系统能流模型
水力模型。根据质量守恒定律，区域热网络节点处的水流流动满足规律如下式所示：
Figure BDA0003027505360000068
其中，mj,t为t时段供热网络管道j中水流质量流量，
Figure BDA0003027505360000069
和
Figure BDA00030275053600000610
分别为t时段热网中水流在第i个节点开始/结束流动管道集合，
Figure BDA00030275053600000611
表示热网节点集合，Γt表示时段集合。
供热网络管道内水压压降可用如下式计算：
Figure BDA00030275053600000612
其中，Δpj,t表示t时段供热网络管道j中的水压压降，μj表示相应管道j的阻力系数，
Figure BDA00030275053600000613
表示供热网络管道集合。
热力模型。管道末端温度与始端温度的关系如下式所示:
Figure BDA00030275053600000614
其中，
Figure BDA00030275053600000615
和
Figure BDA00030275053600000616
分别为t时段流入和流出供热网络管道j水流的温度，Ts表示t时段环境温度，λj是管道j的热传输系数，Lj表示第j条管道的长度，CP为热水的比热容。
若不同温度的工质水流在进入节点时视为瞬间均匀混合，则如下式所示：
Figure BDA00030275053600000617
其中，
Figure BDA00030275053600000618
表示t时段进入区域热力网络第i节点处的水流温度。
管道温度损失方程如下式所示：
Figure BDA0003027505360000071
根据热力学基本定律，可以得到节点的功率(节点热量平衡方程)，如下式所示。
Figure BDA0003027505360000072
其中，φi,t表示t时段节点i处的热负荷，
Figure BDA0003027505360000073
为供水温度，
Figure BDA0003027505360000074
为回水温度。
(4)耦合设备物理建模
1)P2G物理模型
P2G技术是指利用电能将H2O和CO2转化为H2或CH4的过程，转化的CH4可直接注入天然气网络进行运输或存储。P2G作为连接天然气网络和电力网络的耦合单元，可以在电力系统充当负荷的角色，在天然气网络中则具有气源的功能。
Figure BDA0003027505360000075
电转气过程中，输入P2G设备的功率与产生的天然气流量关系如下式所示。
Figure BDA0003027505360000076
其中，
Figure BDA0003027505360000077
表示P2G设备z在t时刻产生的天然气流量；ηP2G表示P2G设备的转换效率，GHV表示天然气热值。
2)CHP设备
CHP机组的电、热出力关系可表示为：
Figure BDA0003027505360000078
CHP机组的燃气消耗功率为：
Figure BDA0003027505360000079
式中，ηCHP为CHP机组的转换效率，
Figure BDA00030275053600000710
分别为CHP机组m在t时刻的输出电量、输出热量与输入端功率。
3)热泵
热泵通过消耗少量电功率来升高周围环境的温度，能效表达式为：
Figure BDA00030275053600000711
式中，
Figure BDA00030275053600000712
为热泵制热功率，Php为热泵消耗电功率，ηhp为热泵的能效。
热泵通常以级联的方式与CHP连接来进行供热，则复合系统的电功率和热功率分别表示为：
Figure BDA00030275053600000713
Figure BDA00030275053600000714
式中，
Figure BDA0003027505360000081
为复合系统输出的热功率，Pt sou为CHP机组输出的电功率；β为热泵消耗的功率占CHP输出电功率的百分比。
4)燃气轮机
典型的燃气轮机的物理模型可表示为：
Figure BDA0003027505360000082
式中，
Figure BDA0003027505360000083
为t时刻燃气轮机k的电输出功率，
Figure BDA0003027505360000084
为燃气轮机k在t时段的天然气消耗量，ηG2P为燃气轮机k的发电效率。
2.2获取节点能源价格
根据电-气-热综合能源系统优化调度模型和电、气、热节点能量平衡方程，确定节点能源价格。
Figure BDA0003027505360000085
Figure BDA0003027505360000086
Figure BDA0003027505360000087
上式右侧分别为节点电力负荷、天然气负荷和热负荷，每当节点电力负荷
Figure BDA0003027505360000088
增加1，目标函数值F，即系统运行成本会对应产生一个与电力网络节点对应的边际值，用该值来表示节点电价，记为：
Figure BDA0003027505360000089
同样的，节点天然气价格和节点热价分别记为：
Figure BDA00030275053600000810
步骤三：获取节点能源价格，综合考虑电、气和热柔性负荷，以及各类柔性负荷可平移、可转移、可削减的需求响应特性，建立计及用户综合需求响应的负荷变动的用能成本模型，以用户用能成本最小为优化目标，利用GAMS软件调用CPLEX求解器进行求解，得到节点能源价格引导下用户侧柔性电、气、热负荷参与需求响应的情况。基于综合能源系统节点能源价格，考虑综合需求响应资源在日前时间尺度上的响应特性，分析各类柔性负荷在综合能源系统能源定价机制引导下的响应行为，有利于提升响应资源能力，优化用户的用能结构。具体包括以下步骤：
3.1多负荷综合需求响应建模
可平移负荷表示为：
Figure BDA00030275053600000811
其中，
Figure BDA00030275053600000812
为原时段t可平移负荷r的平移量；
Figure BDA00030275053600000813
为可平移负荷r平移至时段t+Nx后的负荷增量。
可转移负荷表示为：
Figure BDA00030275053600000814
其中，
Figure BDA00030275053600000815
为调度后的可转移负荷r负荷功率；ΔT为负荷单位调度时段；
Figure BDA00030275053600000816
为转移型负荷时段τ内消耗的总电量，调度周期内可转移时段区间为[ttr-，ttr+]。
可调节负荷表示为：
Figure BDA0003027505360000091
其中，
Figure BDA0003027505360000092
和
Figure BDA0003027505360000093
分别为可削减负荷r在调度前/后时段τ的负荷功率；λr为负荷削减系数；βr,τ为0-1变量，表示削减状态；T为削减时段；
Figure BDA0003027505360000094
为最大削减次数。
3.2计及用户综合需求响应的负荷变动的用能成本模型
基于综合能源系统节点能源价格，考虑综合需求响应资源特性，最小化节点用户用能成本，表示为
Figure BDA0003027505360000095
其中，C为用户不同能源类型r使用成本总和，
Figure BDA0003027505360000096
表示t时段对应不同类型节点能源价格。
Figure BDA0003027505360000097
为r类刚性负荷，
Figure BDA0003027505360000098
为r类可平移负荷，
Figure BDA0003027505360000099
为r类可转负荷，
Figure BDA00030275053600000910
为r类可削减负荷。Pr,t表示需求响应后的t时段r类负荷；Np表示能源类型合集，包括电力e、天然气g和热能h。
功率约束包括可平移负荷约束、可转移负荷约束、可削减负荷功率约束等等。
3.3求解方法
对非线性模型进行处理，结合分支定界法和内点法求解简化后的最优多能流模型，获取综合能源系统节点能源价格；然后基于节点能源价格，综合考虑电、气和热柔性负荷，以及各类柔性负荷可平移、可转移、可削减的需求响应特性，以用户用能成本最小为优化目标，利用GAMS软件调用CPLEX求解器进行求解，得到节点能源价格引导下用户侧柔性电、气、热负荷参与需求响应的情况，结果表明通过节点能价引导柔性负荷参与需求响应能够有效降低成本。
实施例1：
利用本发明的方法对用户基于节点能源价格的响应行为进行分析，基于改进IEEE24节点电力系统、比利时20节点天然气系统和6节点热力系统耦合而成的综合能源系统构造如图3所示的测试算例。选取电力网络节点2与天然气网络节点Liege、热力网络节点1的互联节点做综合需求响应行为分析。设电负荷包括刚性电负荷、可平移电负荷(包括集群1和集群2)、可转移电负荷和可削减电负荷；热负荷包括刚性热负荷、可平移热负荷和可削减热负荷；气负荷包括刚性气负荷和可削减气负荷。
考虑多能负荷需求转移特性的综合需求响应场景，研究电、气、热耦合节点，通过对综合能源系统最优能量流的分析，求解获得综合能源系统节点能价，如图4所示。由图可知，对于节点电价而言，不考虑传输阻塞时，电力系统各节点电价相等，节点电价曲线变化趋势和电力负荷曲线大体相同，负荷高时电价较高，负荷低时电价也低。天然气系统中的节点气价同样受到节点内多能负荷的峰谷值影响，呈现明显的峰谷形状。对于节点热价而言，由于热水在管道中流动时伴随着热量损失，受到热损的影响，各节点热价并不相同。而对于单个热节点，由于供回水网络温度不同，因此热价变化较为复杂。
基于节点能源价格的需求响应，求解得出耦合节点负荷经需求响应后的负荷情况.可平移负荷响应前后情况对比如图5所示。设置可平移负荷时长范围不同，分析可平移电力负荷和可平移热负荷响应情况。可平移电负荷分为两个集群，集群1可转移时段为当前时段的前后1小时，可平移负荷2可转移时段为当前时段的后2个时段，所以响应量会随着前后平移范围不同而有所差别，但由于可平移范围均包含2个时段，因此响应曲线具有相同的趋势。由于负荷调节时间范围较小，故负荷响应具有局限性，只能在前后较小时段进行平移，负荷高峰出现在相比前后时段较低电价的时段。而由于可平移热负荷的可平移范围时段较长，可在当前时段的前后三个时段进行平移，因此响应情况较为集中，负荷高峰时段出现在01：00，10：00和21：00三个时段，这三个时段节点热价相比其他时段较低。其中，由于在21：00时段热价最低，因此此时段负荷最高。
可转移负荷仅包括电力负荷，可转移电力负荷响应前后情况对比如表1所示。从表中可以看出，可转移负荷的拆分时段没有发生变化，但用电功率发生了变化，从原来13:00～16:00的4个时段优化为6:00～7:00、16:00和23:00四个时段。相较可平移电力负荷，响应更具灵活性，负荷平移至电价较低的时段，优化前后可转移负荷总量不变。
表1可转移负荷优化情况
Figure BDA0003027505360000101
可削减负荷包括电力负荷、热力负荷和天然气负荷，优化前后情况分别如图6所示。从图中可以看出，电力负荷在两个电价高峰时段都进行了负荷削减，有效规避了高峰电价。但由于受到连续削减时间和削减次数的限制，负荷不能连续无限削减。此外，虽然热负荷和气负荷具体削减时段不同，但都是集中在电价较高的时段进行削减，此阶段削减更为划算。
此外，由于负荷平移和负荷转移并不影响负荷总量，但负荷削减会使得总负荷下降，影响负荷曲线，因此经过节点能价优化过的柔性负荷曲线如图7所示。从图中可以看出，多能负荷用户能源需求峰谷差降低，负荷曲线变化情况与节点能源价格的趋势相反。此时，多能用户相较于未实施需求响应情况下用能成本降低11548.02$。因此，通过计算综合能源系统节点能价，包括电价、热价和气价，用节点价格信号引导用户用能行为，可以激发用户侧的灵活性，降低用户用能成本。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (2)

1.一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤一：以最小化电-气-热综合能源系统总运行成本为目标，构建电-气-热综合能源系统优化调度模型，结合电力、天然气、热力系统节点能量平衡方程，组成电-气-热综合能源系统最优多能流模型，对综合能源系统最优多能流模型综合求解，确定综合能源系统中各种能源形式的节点边际价格作为节点能源价格；
步骤二：获取节点能源价格，综合考虑电、气和热柔性负荷，以及各类柔性负荷可平移、可转移、可削减的需求响应特性，建立计及用户综合需求响应的负荷变动的用能成本模型，以用户用能成本最小为优化目标，对用能成本模型进行求解，得到节点能源价格引导下用户侧柔性电、气、热负荷参与需求响应的负荷；
电-气-热综合能源系统运营框架，包括能量流动系统和综合需求响应系统；能量流动系统包括：电、天然气、热三种类型负荷，电负荷由电网、风电机组、CHP设备和燃气轮机供应，天然气负荷由P2G与气源供应，热负荷由CHP设备、热泵或热网供应；综合需求响应系统通过能价信息改变用户用能方式实施综合需求响应，用能方式包括多能负荷的削减、转移和替代；
所述电-气-热综合能源系统优化调度模型，计算公式如下：
Figure FDA0003796945070000011
其中，F为综合能源系统的总运行成本；T为运营周期；ΩG，ΩG2P，ΩN，ΩCHP分别为火电机组、燃气轮机、气源和CHP机组的集合；
Figure FDA0003796945070000012
为火电发电机组g在t时刻的有功出力；
Figure FDA0003796945070000013
为燃气轮机k在t时刻的有功出力；
Figure FDA0003796945070000014
为天然气源点n在t时刻的出力；
Figure FDA0003796945070000015
和
Figure FDA0003796945070000016
为CHP设备m在t时刻发出的电功率和热功率，γP和γH分别为CHP机组发出单位电功率和单位热功率所消耗的燃料；ag、bg、cg为燃煤机组的发电成本系数；
Figure FDA0003796945070000021
为t时刻燃气轮机k除去燃气费用的运行成本，
Figure FDA0003796945070000022
为t时刻天然气源点n的天然气价格，kchp为燃料成本系数；
所述电力、天然气、热力系统节点能量平衡方程，计算公式如下：
Figure FDA0003796945070000023
Figure FDA0003796945070000024
Figure FDA0003796945070000025
其中，
Figure FDA0003796945070000026
和
Figure FDA0003796945070000027
分别为发电机组g、风电p、燃气轮机k和CHP设备m的发电功率，
Figure FDA0003796945070000028
为P2G设备z在t时刻消耗的电功率，Pij,t为t时刻支路i-j的有功潮流，Ωi为节点i的邻接母线集合，
Figure FDA0003796945070000029
为t时刻节点i的电力负荷；
Figure FDA00037969450700000210
为t时刻气源n的供气流量，Qij,t表示t时段管道首末节点i,j中的天然气流量，
Figure FDA00037969450700000211
为t时刻P2G设备z的电转气供气流量，
Figure FDA00037969450700000212
为t时刻燃气轮机k消耗的天然气流量，
Figure FDA00037969450700000213
为t时刻CHP设备m消耗的天然气流量，
Figure FDA00037969450700000214
为t时刻节点i上的天然气负荷,Ωj为节点j的邻接管道集合；CP为热水的比热容，mj,t为t时段供热网络管道j中水流质量流量，φi,t表示t时段节点i处的热负荷，
Figure FDA00037969450700000215
为节点i处供水温度，
Figure FDA00037969450700000216
为节点i处回水温度；
各种能源形式的节点边际价格计算步骤如下：
分别为节点i对应电力负荷、天然气负荷和热负荷增加1单位；综合能源系统的总运行成本F产生一个与节点i对应的边际值，边际值分别为
Figure FDA00037969450700000217
Figure FDA00037969450700000218
作为节点电价、节点天然气价格和节点热价；
各类柔性负荷可平移、可转移、可削减的需求响应特性，计算公式如下：
可平移负荷表示为：
Figure FDA00037969450700000219
Figure FDA00037969450700000220
其中，
Figure FDA0003796945070000031
为原时段t可平移负荷r的平移量；
Figure FDA0003796945070000032
为可平移负荷r平移至时段t+Nx后的负荷增量；
可转移负荷表示为：
Figure FDA0003796945070000033
Figure FDA0003796945070000034
其中，
Figure FDA0003796945070000035
为调度后的可转移负荷r负荷功率；ΔT为负荷单位调度时段；
Figure FDA0003796945070000036
为转移型负荷时段τ内消耗的总电量，调度周期内可转移时段区间为[ttr-，ttr+]；
可调节负荷表示为：
Figure FDA0003796945070000037
Figure FDA0003796945070000038
其中，
Figure FDA0003796945070000039
和
Figure FDA00037969450700000310
分别为可削减负荷r在调度前/后时段τ的负荷功率；λr为负荷削减系数；βr,τ为0-1变量，表示削减状态；T为削减时段；
Figure FDA00037969450700000311
为最大削减次数；
计及用户综合需求响应的负荷变动的用能成本模型，计算公式如下：
Figure FDA00037969450700000312
其中，C为用户不同能源类型r使用成本总和，
Figure FDA00037969450700000313
表示t时段对应不同类型节点能源价格；
Figure FDA00037969450700000314
为r类刚性负荷，
Figure FDA00037969450700000315
为r类可平移负荷，
Figure FDA00037969450700000316
为r类可转负荷，
Figure FDA00037969450700000317
为r类可削减负荷；Pr,t表示需求响应后的t时段r类负荷；Np表示能源类型合集，包括电力e、天然气g和热能h。
2.根据权利要求1所述的一种基于综合能源系统节点能价策略的综合需求响应方法，其特征在于：利用GAMS软件调用CPLEX求解器对用能成本模型进行求解。
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