CN113128868A

CN113128868A - 一种区域综合能源系统调度优化方法及装置

Info

Publication number: CN113128868A
Application number: CN202110425429.5A
Authority: CN
Inventors: 梁俊宇; 袁兴宇; 杨洋; 罗恩博
Original assignee: Electric Power Research Institute of Yunnan Power Grid Co Ltd
Current assignee: Electric Power Research Institute of Yunnan Power Grid Co Ltd
Priority date: 2021-04-20
Filing date: 2021-04-20
Publication date: 2021-07-16
Anticipated expiration: 2041-04-20
Also published as: CN113128868B

Abstract

本申请提供了一种区域综合能源系统调度优化方法及装置，根据区域综合能源系统的系统约束，建立基于冷热电三联供能的仿真系统，预设供热管网络的各种约束，建立具备供热管网络的仿真系统，获取供热管网络运行费用，获取仿真系统中可再生能源设备的发电量数值，进行绿证交易，利用具备供热管网络的仿真系统中各种费用与收益，通过运行成本模型，获得运行成本模型的最小输出，在成本的最小输出状态下，获得具备供热管网络的仿真系统所有设备的仿真功率，并根据所述仿真功率调控区域综合能源系统中的所有设备参数，从而可引导综合能源系统优先使用可再生能源，有效提高可再生能源的消纳量，减少碳排放量和保证系统运行的经济性。

Description

一种区域综合能源系统调度优化方法及装置

技术领域

本申请属于综合能源系统运行优化技术领域，具体是一种区域综合能源系统调度优化方法及装置。

背景技术

能源是当今社会发展和人们赖以生存的重要物质基础，在国民经济中占有重要战略地位。支撑人类文明快速发展的煤炭、石油等化石能源，近年来，考虑到化石能源的短缺问题以及化石能源对环境造成的污染，我国开始实施以电代煤、以气代煤的能源发展战略，积极推动能源结构调整，妥善应对石化能源短缺和扎实推进环保工作，使得不同种能源间的联系日趋紧密，打破了各能源独立运行的既有模式，逐步形成电、冷、热系统之间协调运行的区域综合能源系统。

其中最典型的就是冷热电三联供系统，基于冷热电三联供系统的区域综合能源系统是一种可以有效整合电网供电、风力和光伏等可再生能源设备发电以及利用天然气供能的区域综合能源系统，并且其内部设置有蓄电池类储能设备，风力和光伏等可再生能源设备所供电量无需购买，以天然气供能时，可以利用燃气轮机等设备将天然气燃烧后获得的高温烟气用于供电，其次余热锅炉可以吸收燃气轮机工作产生的余热，吸收的余热中一部分为吸收式制冷机提供热量，供吸收式制冷机制冷，另一部分余热提供给区域综合能源系统服务的区域，并且，天然气供能时，燃气锅炉可以将吸收的热能一部分传递给吸收式制冷机，另一部分供给于区域综合能源系统服务的区域，此外，该区域综合能源系统中还有依靠电能工作的电制冷机。

区域综合能源系统能够整合多种能源，有效提升多种能源的消纳能力，减少能源使用过程的浪费，目前，通过获取实体区域综合能源系统的必要参数，将所述必要参数输入能源集线器中，可以实现对实体区域综合能源系统的仿真模拟，模拟出真实场景，其中，所述必要参数为区域综合能源系统中任一设备的能量转换平衡式、任一设备功率范围的不等式、电网电费、天然气费用以及任一设备运行维护成本费用，现有区域综合能源系统调度优化方法大多通过对区域综合能源系统的仿真模拟，计算出系统调度的最优解，从而优化区域综合能源系统的运行，不同的调度方法对综合能源系统消纳效果以及经济效益有较大影响，

目前的区域综合能源系统大多没有引入绿色证书交易和供热管网络，难以进一步提高可再生能源的消纳量，输送到区域内不同子区域间的热能可能存在过剩，过剩热能无法在利用，因此难以对输送到区域内不同子区域间的热能实现互补，以实现热能的协调分配再利用，难以进一步降低区域综合能源系统的运行成本和碳排放量，所述每一张绿色证书通过可再生能源设备产生的一定电量换取，绿色证书可通绿证交易获得收益。

发明内容

本申请提供了一种区域综合能源系统调度优化方法，以提供一种通过引入绿色证书交易和供热管网络的区域综合能源系统调度优化方法及装置。

本申请第一方面提供了一种区域综合能源系统调度优化方法，包括：

获取区域综合能源系统的系统约束，并根据所述区域综合能源系统的系统约束，建立基于冷热电三联供能的仿真系统；所述系统约束包括平衡式约束和不等式约束，所述平衡式约束为区域综合能源系统中任一设备的能量转换平衡式，所述不等式约束为区域综合能源系统中任一设备功率范围的不等式；

预设供热管网络的管道热损平衡约束、管道温度范围约束和管道与仿真系统的热量交互约束，并通过所述管道热损平衡约束、管道温度范围约束和管道对仿真系统的热量交互进行约束，建立具备供热管网络的仿真系统，并获取供热管网络运行费用，供热管网络由管道和管道节点以及管道内部的热媒组成，所述热媒为供热管网络中热能的载体，所述管道节点为管道内热媒流量改变的点，以及管道内热媒流向改变的点；

获取具备供热管网络的仿真系统中可再生能源设备的发电量的数值，并在将所述电量数目转化为绿色证书数目后，根据所述绿色证书数目，确定绿证交易收益；

利用具备供热管网络的仿真系统中供热管网络运行费用、电网购电费用、天然气费用、运行维护成本费用和绿证交易收益，建立运行成本模型，通过CPLEX及GUROBI在线求解器，获得运行成本模型的最小输出；

在运行成本模型的最小输出状态下，获得具备供热管网络的仿真系统所有设备的仿真功率，并根据所有设备的仿真功率调控区域综合能源系统中的所有设备参数。

可选的，所述系统运行成本模型包括：

供热管网络运行费用：

电网购电费用：

天然气费用：

运行维护成本费用：

绿证交易收益：

所述系统运行成本为n

R代表循环水泵数量，η_ehr代表第i个水泵的耗电输热比，C_e,b,t代表t时段购电电价，Q_i,t为第i台水泵输送的热量，Δt代表调度时段的时长，N代表CCHP系统数量，C_gre表示绿证交易价格；M代表调度周期时段数，P_g,b,i,t为第i个CCHP系统在t时段从电网购电功率，Δt为调度时段的时长，C_g为购买天然气的单位热值价格，P_GT,i,t和Q_GB,i,t分别为第i个CCHP系统在t时段微型燃气轮机GT的发电功率和燃气锅炉GB产热功率，η_GT,i和η_GB,i分别为第i个CCHP系统中GT和GB的效率，N_i和N_t分别表示区域内CCHP系统的总数值和设备的总数值，K_i为维护费用系数；P_i,t为第i台设备在t时刻的出力。

可选的，所述区域综合能源系统中任一设备的能量转换平衡式包括：

冷功率平衡约束公式：η_EC·P_EC,t+η_AC·H_AC,t-L_C,t＝0；

电功率平衡约束：P_grid,s,t-P_grid,b,t+P_PV,t+P_MT,t-P_EC,t-P_ES,C,t+P_ES,D,t-L_E,t＝0；

蒸汽母线平衡约束：H_REC,t+H_GB,t-H_HE,t-H_AC,t＝0；

燃气轮机热电平衡约束：

燃气轮机运行约束：P_MT,t＝F_MT,t·η_MT；

式中，P_EC,t表示t时刻电制冷机输入的电功率，η_EC为电制冷机的制冷系数，H_AC,t表示t时刻吸收式制冷机输入的热功率，P_grid,s,t表示t时刻向电网售出的电功率，P_grid,b,t表示t时刻向电网购入的电功率，P_PV,t表示t时刻光伏发电的出力，P_MT,t表示t时刻微型燃气轮机输出的电功率，P_ES,C,t表示t时刻蓄电池充电功率，P_ES,D,t表示t时刻蓄电池的放电功率，L_E,t表示t时刻用户电负荷，α_MT表示燃气轮机的热电比，η_REC表示余热锅炉效率，H_GB,t表示t时刻燃气锅炉输出的热功率，，H_REC,t表示t时刻余热锅炉输出的热功率，η_MT表示燃气轮机的燃机效率，F_MT,t表示t时刻燃气轮机输入的燃料燃耗量。

可选的，所述区域综合能源系统调度约束模型中任一设备的功率范围不等式约束包括：

燃气轮机功率范围不等式：

蓄电池功率范围不等式：

其他各设备电功率和热功率范围不等式：

电网购电功率范围不等式：

风电以及光伏功率范围不等式：

U_MT,t表示燃气轮机开停机标记位，U_MT,t为0时表示停机，U_MT,t为1表示开机；

和

分别表示燃气轮机功率的上限和下限，

和

分别表示蓄电池充电功率的上下限，

和

分别表示蓄电池放电电功率的上限与下限，U_ES，C，t表示蓄电池充电状态标记位，U_ES,C,t为0时表示停止充电，U_ES,C,t为1表示充电；U_ES,D,t表示蓄电池放电电状态标记位，U_ES,D,t为0时表示停止放电，U_ES,D,t为1表示放电；W_ES,t表示蓄电池在t时刻储存的电能，σ_ES为蓄电池自放电率；η_ES,C和η_ES,D分别为蓄电池的充电效率和放电效率；P_ES,C,t和P_ES,D,t分别表示蓄电池t时刻的充电功率和放电功率，

和

分别表示蓄电池储能的上限与下限，P_i,t表示t时刻设备i的电功率，Q_i,t表示t时刻设备i输出的热功率，P_i,min和P_i,max为设备i的电功率下限和上限，Q_i,min和Q_i,max分别表示设备i的热功率下限和上限，P_grid,b,t表示t时刻向电网购电功率，

为系统向电网购电的上限值，P_PV,i,t和P_W,i,t分别代表第i个CCHP系统中风电机组和光伏机组t时刻时的实际出力，P_i,PV和P_i,wind分别表示风电机组和光伏机组的预测出力。

可选的，所述供热管网络的约束参数包括：

管道与仿真系统的热量交互约束:Q＝kq(T_H-T_L)，

热能损耗约束：

管道热损平衡约束：Q_ij,t＝-(Q_ij,t-tdelay-ΔQ_ij,tdelay)，

管道的供水温度和回水温度:

热功率平衡约束：η_HE·H_HE,t-H_EX,t-H_AC,t-L_H,t＝0；

式中，Q为供热管网络的热量变化，k＝cρ，其中c为流体比热容，ρ为流体密度，q为热网中热媒流量，T_H和T_L分别为供热媒温度和回热媒温度，H_AC,t表示t时刻吸收式制冷机输入的热功率，△Q代表热能损耗，Q_ex,i,t和Q_ij,t分别表示区域冷热电联产系统与热网交互功率和管道ij两端t时刻的交互热功率，Q_ij,t，Q_ij,t-tdelay，Q_ij,tdelay分别代表管道ij两端与区域CCHP系统在t时刻的交互热功率，t-tdelay时刻流入管道的热功率和tdelay时间内的热损失，

和

分别代表热网管道传输的最小可利用热功率和最大可利用热功率，

和

分别代表热网管道供热媒温度的最小值和最大值；

和

分别代表热网管道回水温度的最小值和最大值，η_AC为吸收式制冷机的制冷系数，L_C,t表示t时刻用户冷负荷，η_HE,t代表余热回收装置的效率，H_HE,t表示t时刻余热回收装置回收的热功率，H_EX,t表示t时刻CCHP系统与热网的耦合热损耗。

可选的，所述热媒为循环水。

可选的，所述供热管网络由电网供电加热。

本申请第二方面提供了一种区域综合能源系统调度优化装置，包括：

仿真系统模块，用于获得区域综合能源系统的系统约束，以及用于根据所述区域综合能源系统的系统约束，建立基于冷热电三联供能的仿真系统；所述系统约束包括平衡式约束和不等式约束，所述平衡式约束为区域综合能源系统中任一设备的能量转换平衡式，所述不等式约束为区域综合能源系统中任一设备功率范围的不等式。

供热管网络模块，用于预设供热管网络的管道热损平衡约束和管道温度范围约束和管道与仿真系统的热量交互约束，并用于通过所述管道热损平衡约束、管道温度范围约束和管道对仿真系统的热量交互进行约束，建立具备供热管网络的仿真系统，还用于获取供热管网络运行费用，供热管网络由管道和管道节点以及管道内部的热媒组成，所述热媒为供热管网络中热能的载体，所述管道节点为管道内热媒流量改变的点，以及管道内热媒流向改变的点。

绿证交易模块，用于获取具备供热管网络的仿真系统中可再生能源设备的发电量的数值，以及用于将所述电量数目转化为绿色证书数目后，还用于根据所述绿色证书数目，确定绿证交易收益。

运行模块，用于利用具备供热管网络的仿真系统中供热管网络运行费用、电网购电费用、天然气费用、运行维护成本费用和绿证交易收益，建立运行成本模型，以及用于通过CPLEX及GUROBI在线求解器，获得运行成本模型的最小输出。

优化模块，用于在运行成本模型的最小输出状态下，获得具备供热管网络的仿真系统所有设备的仿真功率，以及用于根据所有设备的仿真功率调控区域综合能源系统中的所有设备参数。

本申请提供的一种区域综合能源系统调度优化方法及装置，综合考虑了冷热电联产、绿证交易机制和供热管网络的约束，首先基于能源集线器构建了一种基于冷热电联供的综合能源系统模型，进而将供热管网络集成到多园区综合能源系统调度模型中，通过不同子区域间热能互补实现热能的协调分配，然后，将绿色证书交易制度引入优化调度模型中，提出一种综合考虑绿证交易机制和供热管网络的多能源系统调度优化方法及装置。

附图说明

为了更清楚地说明本申请的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请提供的一种区域综合能源系统调度优化方法流程示意图；

图2为本申请实施例提供供热管网模型示意图；

图3为本申请实施例提供CCHP系统和供热管网的结构示意图；

图4为本申请实施例提供工业区分时电价示意图；

图5(a)为本申请实施例提供生活区IES电功率优化结果示意图；

图5(b)为本申请实施例提供办公区IES电功率优化结果示意图；

图5(c)为本申请实施例提供工业区IES电功率优化结果示意图；

图6(a)为本申请实施例提供生活区IES热功率优化结果示意图；

图6(b)为本申请实施例提供办公区IES热功率优化结果示意图；

图6(c)为本申请实施例提供工业区IES热功率优化结果示意图；

图7为本申请实施例提供四种场景下的可再生能源消纳情况示意图。

具体实施方式

下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，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，都属于本申请保护的范围。

如图1所示，为本申请提供的一种区域综合能源系统调度优化方法流程示意图，本申请实施例第一方面提供一种区域综合能源系统调度优化方法，考虑了冷热电联产、绿证交易机制和供热管网络的约束，用于降低综合能源系统的运行成本。

S101：获取区域综合能源系统的系统约束，并根据所述区域综合能源系统的系统约束，建立基于冷热电三联供能的仿真系统，所述系统约束包括平衡式约束和不等式约束，所述平衡式约束为区域综合能源系统中任一设备的能量转换平衡式，所述不等式约束为区域综合能源系统中任一设备功率范围的不等式。

具体的，多园区综合能源系统实际碳排放量公式如式(1)所示：

式中，N_CO2为实际碳排放量，其单位为kg；λ_i为第i个碳排放设备的碳排放系数；

表示第i个碳排放设备的输出功率。

购电费用为：

式中，N为CCHP系统数量；M为调度周期时段数；C_e,b,t表示t时段购电电价，其单位为元/(kW·h)；P_g,b,i,t为第i个CCHP(Combined Cooling Heating and Power，冷热电联产)系统在t时段从电网购电功率，电功率单位为kW；Δt为调度时段的时长，其单位为h。

燃气费用为：

式中，C_g为购买天然气的单位热值价格，其单位为元/m³；P_GT,i,t和Q_GB,i,t分别为第i个CCHP系统在t时段微型燃气轮机GT的发电功率和燃气锅炉GB产热功率，发电功率与产热的单位为kW；η_GT,i和η_GB,i分别为第i个CCHP系统中GT和GB的效率，N表示CCHP系统的总数目,M代表调度周期时段数。

运行维护成本费用为：

式中，K_i为维护费用系数；P_i,t为第i台设备在t时刻的出力。

系统约束主要包括电功率、热功率、冷功率和微网中各设备的运行约束、电网交互功率和热水官网的运行约束。

其中，冷功率平衡约束公式可由式(5)表示为：

η_EC·P_EC,t+η_AC·H_AC,t-L_C,t＝0 (5)

式中，P_EC,tt表示t时刻电制冷机输入的电功率，功率的单位为kW；η_EC为电制冷机的制冷系数；H_AC,t表示t时刻吸收式制冷机输入的热功率，热功率的单位为kW；η_AC为吸收式制冷机的制冷系数；L_C,t表示t时刻用户冷负荷。

电功率平衡约束由式(6)表示为：

P_grid,s,t-P_grid,b,t+P_PV,t+P_MT,t-P_EC,t-P_ES,C,t+P_ES,D,t-L_E,t＝0 (6)

式中，P_grid,s,t表示t时刻向电网售出的电功率，电功率的单位为kW；P_grid,b,t表示t时刻向电网购入的电功率，其单位为kW；P_PV,t表示t时刻光伏发电的出力功率，其单位为kW；P_MT,t表示t时刻微型燃气轮机输出的电功率，其单位为kW；P_EC,t表示t时刻电制冷机输入的电功率，其单位为kW；P_ES,C,t和P_ES,D,t分别表示t时刻蓄电池充电功率和放电功率，其功率为kW；L_E,t表示t时刻用户电负荷，电负荷的单位为kW。

蒸汽母线平衡约束由式(7)表示为：

H_REC,t+H_GB,t-H_HE,t-H_AC,t＝0 (7)

燃气轮机热电平衡约束由式(8)表示为：

式中，α_MT表示燃气轮机的热电比；P_MT,t表示t时刻燃气轮机输出的电功率，其单位为kW；η_REC表示余热锅炉效率；H_REC,t表示t时刻余热锅炉输出的热功率，其单位为kW。

燃气轮机运行约束由式(9)和(10)表示为：

P_MT,t＝F_MT,t·η_MT (9)

式中，η_MT为燃气轮机的燃机效率；F_MT,t表示t时刻燃气轮机输入的燃料燃耗量，燃料燃耗量的单位为kW；U_MT,t表示燃气轮机开停机标记位，U_MT,t为0时表示停机，U_MT,t为1表示开机；

和

表示燃气轮机功率的上限与下限，燃气轮机功率的单位为kW。

蓄电池运行约束由式(11)表示为：

式中，

和

表示蓄电池充电功率的上限与下限，蓄电池充电功率的单位为kW；

和

表示蓄电池放电电功率的上下限，蓄电池放电电功率的单位为kW；U_ES,C,t表示蓄电池充电状态标记位，U_ES,C,t为0时表示停止充电，U_ES,C,t为1表示充电；U_ES,D,t表示蓄电池放电电状态标记位，U_ES,D,t为0时表示停止放电，U_ES,D,t为1表示放电；W_ES,t表示蓄电池在t时刻储存的电能，储存的电能的单位为kWh；σ_ES为蓄电池自放电率；η_ES,C和η_ES,D分别为蓄电池的充电效率和放电效率；P_ES,C,t和P_ES,D,t分别表示蓄电池t时刻的充电功率和放电功率，充电功率和放电功率的单位为kW；

和

分别表示蓄电池储能的上限与下限，蓄电池储能的单位为kWh。

其他各设备电功率和热功率约束由式(12)表示为：

式中，P_i,t表示t时刻设备i的电功率，电功率的单位为kW；Q_i,t表示t时刻设备i输出的热功率，热功率的单位为kW；P_i,min和P_i,max为设备i的电功率下限和上限；Q_i,min和Q_i,max为设备i的热功率下限和上限。

电网购电功率约束由式(13)表示为：

式中，P_grid,b,t表示t时刻向电网所购电功率，向电网所购电功率的单位为kW；

为系统向电网购电的上限值，其单位为kW。

风电/光伏出力约束由式(14)表示为：

式中，P_PV,i,t和P_W,i,t分别为第i个CCHP系统中风电机组和光伏机组t时刻时的实际出力；P_i,PV和P_i,wind分别表示风电机组和光伏机组的预测出力。

S102：预设供热管网络的管道热损平衡约束、管道温度范围约束和管道与仿真系统的热量交互约束，并通过所述管道热损平衡约束、管道温度范围约束和管道对仿真系统的热量交互进行约束，建立具备供热管网络的仿真系统，并获取供热管网络运行费用，供热管网络由管道和管道节点以及管道内部的热媒组成，所述热媒为供热管网络中热能的载体，所述管道节点为管道内热媒流量改变的点，以及管道内热媒流向改变的点。如图3所示，为CCHP系统和供热管网的结构示意图。

具体的，供热管网络模型如式(15)和(16)所示：

Q＝kq(T_H-T_L) (15)

式中，k＝cρ，其中c为流体比热容，其单位为kJ/(kg·℃)，ρ为流体密度，其单位为kg/m³；q为热网中热媒流量，其单位为m³/s；T_H和T_L分别为供水温度和回水温度，其单位为℃；Q_ex,i,t和Q_ij,t分别为区域CCHP(Combined Cooling Heating and Power，冷热电联产)系统与热网交互功率和管道ij两端t时刻的交互热功率，交互热功率单位为kW。

热能损耗表达式如式(17)所示：

式中，△Q为热网管道中的热损失，热损失的单位为kW；T_e为热网管道周围介质的温度，温度的单位为℃；Q₀为热媒流入管道的热功率，热功率的单位为kW；ΣR为热媒与周围环境间每千米管道的平均热阻，热阻的单位为km·℃/kW。

由于该公式为非线性函数，难以用传统优化算法简化，因此可以不考虑回水热媒温度，将热能损耗线性化处理为式(18)所示：

则管道热损平衡约束为式(19)和(20)所示：

Q_ij,t＝-(Q_ij,t-tdelay-ΔQ_ij,tdelay) (19)

式中，Q_ij,t、Q_ij,t-tdelay和Q_ij,tdelay分别为管道ij两端与区域CCHP系统在t时刻的交互热功率、t-tdelay时刻流入管道的热功率和tdelay时间内的热损失；

和

分别为热网管道传输的最小可利用热功率和最大可利用热功率。

为了使供供热管网络能够保持一定供热效果，管道的供水温度和回水温度都须保持在一定限制内，即：

式中，

和

分别为热网管道供水温度的最小值和最大值；

和

分别为热网管道回水温度的最小值和最大值。

热网运行费用如式(23)所示：

式中：F_H为热网运行电费，其单位为元；R为循环水泵数量；η_ehr为第i个水泵的耗电输热比；C_e,b,t表示t时段购电电价，电价的单位为元/(kW·h)；Q_i,t为第i台水泵输送的热量，热量的单位为kW；Δt为调度时段的时长，时长的单位为h。

热功率平衡约束由式(24)表示为：

η_HE·H_HE,t-H_EX,t-H_AC,t-L_H,t＝0 (24)

式中，η_EC为余热回收装置的效率；H_HE,t表示t时刻余热回收装置回收的热功率，热功率的单位为kW；H_EX,t表示t时刻CCHP系统与热网的耦合热损耗，其单位为kW；L_C,t表示t时刻用户冷负荷，冷负荷的单位为kW。

S103：获取具备供热管网络的仿真系统中可再生能源设备的发电量的数值，并在将所述电量数目转化为绿色证书数目后，根据所述绿色证书数目，确定绿证交易收益。

具体的，绿证数量计算公式可由式(25)表示为：

绿证交易收益为：

式中，C_gre表示绿证交易价格，G_i表示第i个园区中参与交易的绿证数量，其单位为本/MWh；P_i表示可再生能源发电设备i的实际发电量，其单位为KW；Δt为调度时段时长,时长的单位为h。

S104：利用具备供热管网络的仿真系统中供热管网络运行费用、电网购电费用、天然气费用、运行维护成本费用和绿证交易收益，建立运行成本模型，通过CPLEX及GUROBI在线求解器，获得运行成本模型的最小输出。

S105：在运行成本模型的最小输出状态下，获得具备供热管网络的仿真系统所有设备的仿真功率，并根据所有设备的仿真功率调控区域综合能源系统中的所有设备参数。

具体的，不考虑各区域余量电能上网，区域间电、冷无直接交互，将区域中各子区域作为整体进行综合优化，目标模型如式(27)所示：

min F＝F_e,b+F_g+F_H+F_om-F_gre (27)

本申请所建立的模型是一个混合整数线性规划(MILP)模型，采用CPLEX、GUROBI等在线求解器求解。

具体的，园区由生活区、办公区和工业区3个子区域组成，每个子区域均有CCHP系统，并通过区域供热管网络连接构成多园区综合能源系统，如图2所示，该综合园区的冷热电负荷需求以及光伏预测功率，以冬季某典型日为例进行优化分析。仿真中，生活区、商业区和办公区采用固定电价，生活区电价为0.49元/kW，商业区和办公区电价为0.9元/kW，工业区采用分时电价，如图4所示，同时假定天然气价格为0.283元/m³。CCHP系统中设备的容量如表I所示。各设备的其余参数和供热管网络管道参数分别在表II和表III中给出。

表I.各园区中设备容量

表II.CCHP系统中的设备参数

表III.供热管网络管道参数

图5(a)为本申请实施例提供生活区IES电功率优化结果；图5(b)为本申请实施例提供办公区IES电功率优化结果；图5(c)为本申请实施例提供工业区IES电功率优化结果；首先，生活区燃气轮机从日间到夜晚几乎全天工作，但是出力很少，在夜晚优先吸收风机出力，在日间优先吸收光伏出力，缺额部分主要由电网购电补充,满足纯电负荷的供电平衡，其余不足部分由燃机出力和蓄电池补充。办公区夜间以吸纳风机出力供电为主，日间供电模式以光伏供电为主，缺额部分主要由燃气轮机发电和电网购电补充。其次，工业区在时间段(0:00-4:00)和(17:00-23:00)由风机出力供电，在日间(9:00-16:00)主要消纳光伏出力满足供需平衡，在时间段(5:00-8:00)绝大部分由电网供电，这主要是由于工业区不同时段电价波动产生的结果，多余的电能除储存在蓄电池中外，其余部分由电制冷机进行电-冷转换，满足冷负荷需求。

多园区IES热功率优化结果如图6(a)、图6(b)和图6(c)所示，热功率来源包括余热锅炉、燃气锅炉和热网交互功率，当热网交互功率为正时，表示IES从热网吸收热量，热网交互功率为负时，表示IES多余热功率注入供热管网络。图6(a)为本申请实施例提供生活区IES热功率优化结果；图6(b)为本申请实施例提供办公区IES热功率优化结果；图6(c)为本申请实施例提供工业区IES热功率优化结果；生活区的热量需求由余热锅炉和燃气锅炉供应；办公区的负荷热电比较低，将多余的热能通过热网输送给工业区；工业区的负荷热电比相对较高，从热网吸收了较多热量。从整体上看，办公区将多余热能通过区域热网输送至工业区，实现了各个园区热能的协调分配，有效提高了能源利用效率。

表V显示了不同案例下的详细成本。在冬季典型日条件下，当不含热网时各园区IES单独优化运行，案例I和案例II的日总费用分别为84939元和74214元；当含热网时，案例III和案例IV的日总费用分别为83615元和73242元。由此可知，与案例I相比，案例III的总费用减少了1324元；与案例II相比，案例IV的总费用减少了972元。可见通过供热管网络连接各园区综合能源系统，可实现各园区能量协调使用，并且仍可保证系统优化运行的经济效益。

当不含绿证交易时，案例I和案例III的日总费用分别为84339元和83615元；当含热网时，案例II和案例IV的日总费用分别为74214元，73242元。由此可知，与案例I相比，案例II的总费用减少了11％；与案例III相比，案例IV的总费用减少了12.4％。可见利用绿色证书交易机制，显著降低了综合能源系统优化运行的成本。

表V.不同案例下的详细成本

由表V进一步分析可知，日碳排放量从案例I到案例IV呈现逐渐下降趋势。与案例I相比，案例II的日碳排放量减少了4.4％，案例III的日碳排放量减少了9.8％，案例IV的日碳排放量减少了14.8％。由此可以得出结论，考虑绿证交易机制和考虑供热管网络模式均可有效减少碳排放量。这是由于在考虑绿证交易机制时，综合能源系统优先考虑可再生能源的消纳，从而减少了燃机的出力，继而减少了碳排放量；在考虑供热管网络模式时，综合能源系统通过热网将多余热量补充至热量需求较大的园区，实现了各个园区热能的协调分配，有效提高了能源利用效率，因此可减少燃机和燃气锅炉的部分出力，是碳排放量有效减少。由此可知，本文所提出的考虑热网约束和绿证交易机制的多园区综合能源系统优化模型在保证系统运行成本较低的同时有效减少碳排放量，具有更优的综合效益。

为了进一步验证本申请所提出的效果，下面以三个园区总的可再生能源消纳量(光伏+风电出力)为例，分析四种典型场景下可再生能源的消纳情况，场景设置如下：

场景Ⅰ：不考虑供热管网络约束和绿证交易机制的IES优化模型；

场景Ⅱ：仅考虑供热管网络约束的IES优化模型；

场景Ⅲ：仅考虑绿证交易机制的IES优化模型；

场景Ⅳ：考虑绿证交易机制和供热管网络约束的IES优化模型。

在四种场景下可再生能源消纳情况如图7所示。由图7可见，场景Ⅰ的可再生能源消纳率为86.7％,场景Ⅱ的可再生能源消纳率为95.2％，场景Ⅲ和场景Ⅳ的可再生能源消纳率为100％。可见场景Ⅱ有效提高了可再生能源的消纳量，这是由于场景Ⅱ考虑了供热管网络约束，协调分配各园区的热能，从而减少燃气轮机的出力和电网购电量，并提高了可再生能源的消纳量，弥补由于燃机出力和购电量减少导致的电力供应不足。在光伏能源出力较多的时段，多余的光伏能源一部分通过电制冷机实现电-冷交换，其余由蓄电池储存。而场景Ⅲ和场景Ⅳ实现了对可再生能源的100％消纳，可见绿证交易机制在实施过程中必然激励综合园区消纳可再生能源的积极性，进一步提高可再生能源的消纳率，验证了该模型对消纳大规模可再生能源的有效性。

本申请提供了一种区域综合能源系统调度优化装置，包括：

仿真系统模块，用于获得区域综合能源系统的系统约束，以及用于根据所述区域综合能源系统的系统约束，建立基于冷热电三联供能的仿真系统；所述系统约束包括平衡式约束和不等式约束，所述平衡式约束为区域综合能源系统中任一设备的能量转换平衡式，所述不等式约束为区域综合能源系统中任一设备功率范围的不等式；

供热管网络模块，用于预设供热管网络的管道热损平衡约束、管道温度范围约束和管道与仿真系统的热量交互约束，并用于通过所述管道热损平衡约束、管道温度范围约束和管道对仿真系统的热量交互进行约束，建立具备供热管网络的仿真系统，还用于获取供热管网络运行费用，供热管网络由管道和管道节点以及管道内部的热媒组成，所述热媒为供热管网络中热能的载体，所述管道节点为管道内热媒流量改变的点，以及管道内热媒流向改变的点；

绿证交易模块，用于获取具备供热管网络的仿真系统中可再生能源设备的发电量的数值，以及用于将所述电量数目转化为绿色证书数目后，还用于根据所述绿色证书数目，确定绿证交易收益；

运行模块，用于利用具备供热管网络的仿真系统中供热管网络运行费用、电网购电费用、天然气费用、运行维护成本费用和绿证交易收益，建立运行成本模型，以及用于通过CPLEX及GUROBI在线求解器，获得运行成本模型的最小输出；

Claims

1.一种区域综合能源系统调度优化方法，其特征在于，包括：

2.根据权利要求1所述的一种区域综合能源系统调度优化方法，其特征在于，所述系统运行成本模型包括：

供热管网络运行费用：

电网购电费用：

天然气费用：

运行维护成本费用：

绿证交易收益：

所述系统运行成本模型为nF＝F_e,b+F_g+F_H+F_om-F_gre；

R代表循环水泵数量，η_ehr代表第i个水泵的耗电输热比，G_i表示第i个园区中参与交易的绿证数量，C_e,b,t代表t时段购电电价，C_gre表示绿证交易价格，Q_i,t为第i台水泵输送的热量，Δt代表调度时段的时长，N代表CCHP系统数量；M代表调度周期时段数，P_g,b,i,t为第i个CCHP系统在t时段从电网购电功率，Δt为调度时段的时长，C_g为购买天然气的单位热值价格，P_GT,i,t和Q_GB,i,t分别为第i个CCHP系统在t时段微型燃气轮机GT的发电功率和燃气锅炉GB产热功率，N_i和N_t分别表示区域内CCHP系统的总数值和设备的总数值，η_GT,i和η_GB,i分别为第i个CCHP系统中GT和GB的效率，K_i为维护费用系数；P_i,t为第i台设备在t时刻的出力。

3.根据权利要求1所述的一种区域综合能源系统调度优化方法，其特征在于，所述区域综合能源系统中任一设备的能量转换平衡式包括：

冷功率平衡约束公式：η_EC·P_EC,t+η_AC·H_AC,t-L_C,t＝0；

蒸汽母线平衡约束：H_REC,t+H_GB,t-H_HE,t-H_AC,t＝0；

燃气轮机热电平衡约束：

燃气轮机运行约束：P_MT,t＝F_MT,t·η_MT；

式中，P_EC,t表示t时刻电制冷机输入的电功率，η_EC为电制冷机的制冷系数，H_AC,t表示t时刻吸收式制冷机输入的热功率，η_AC为吸收式制冷机的制冷系数；L_C,t表示t时刻用户冷负荷,P_grid,s,t表示t时刻向电网售出的电功率，P_grid,b,t表示t时刻向电网购入的电功率，P_PV,t表示t时刻光伏发电的出力，P_MT,t表示t时刻微型燃气轮机输出的电功率，P_ES,C,t表示t时刻蓄电池充电功率和P_ES,D,t表示t时刻蓄电池的放电功率，L_E,t表示t时刻用户电负荷，α_MT表示燃气轮机的热电比，η_REC表示余热锅炉效率，H_GB,t表示t时刻燃气锅炉输出的热功率，H_HE,t表示t时刻余热回收装置回收的热功率，H_REC,t表示t时刻余热锅炉输出的热功率，H_EX,t表示t时刻CCHP系统与热网的耦合热损耗，η_MT表示燃气轮机的燃机效率，F_MT,t表示t时刻燃气轮机输入的燃料燃耗量。

4.根据权利要求1所述的一种区域综合能源系统调度优化方法，其特征在于，所述区域综合能源系统调度约束模型中任一设备的功率范围不等式约束包括：

燃气轮机功率范围不等式：

蓄电池功率范围不等式：

其他各设备电功率和热功率范围不等式：

电网购电功率范围不等式：

风电以及光伏功率范围不等式：

U_MT,t表示燃气轮机开停机标记位，U_MT,t为0时表示停机，U_MT,t为1时表示开机；

和

分别表示燃气轮机功率的上限和下限，

和

分别表示蓄电池充电功率的上限和下限，

和

分别表示蓄电池放电电功率的上限与下限，U_ES,C,t表示蓄电池充电状态标记位，U_ES,C,t为0时表示停止充电，U_ES,C,t为1表示充电；U_ES,D,t表示蓄电池放电电状态标记位，U_ES,D,t为0时表示停止放电，U_ES,D,t为1表示放电；W_ES,t表示蓄电池在t时刻储存的电能，σ_ES为蓄电池自放电率；η_ES,C和η_ES,D分别为蓄电池的充电效率和放电效率；P_ES,C,t和P_ES,D,t分别表示蓄电池t时刻的充电功率和放电功率，

和

5.根据权利要求1所述的一种区域综合能源系统调度优化方法，其特征在于，所述供热管网络的约束参数包括：

管道与仿真系统的热量交互约束:

热能损耗约束：

管道热损平衡约束：

管道的供水温度和回水温度:

热功率平衡约束：η_HE,t·H_HE,t-H_EX,t-H_AC,t-L_H,t＝0；

式中，Q为供热管网络的热量变化，k＝cρ，其中c为流体比热容，ρ为流体密度，q为热网中热媒流量，T_H和T_L分别为供热媒温度和回热媒温度，H_AC,t表示t时刻吸收式制冷机输入的热功率，△Q代表热能损耗，Q_ex,i,t和Q_ij,t分别表示区域冷热电联产系统与热网交互功率和管道ij两端t时刻的交互热功率，Q_ij,t、Q_ij,t-tdelay和Q_ij,tdelay分别代表管道ij两端与区域CCHP系统在t时刻的交互热功率、t-tdelay时刻流入管道的热功率和tdelay时间内的热损失，

和

和

分别代表热网管道供热媒温度的最小值和最大值；

和

6.根据权利要求1所述的一种区域综合能源系统调度优化方法，所述热媒为循环水。

7.根据权利要求1所述的一种区域综合能源系统调度优化方法，所述供热管网络由电网供电加热。

8.一种区域综合能源系统调度优化装置，包括：