CN113659598A - 一种基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法和系统 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法及系统，其将热系统和燃气系统引入与电网连接的混合供能系统，通过预测混合供能系统的用电负荷功率需求和热负荷功率需求，然后根据所述负荷功率需求与混合供能系统连接的电网输出功率，光伏发电装置输出功率，电池储能装置输出功率进行比较，对所述混合供能系统中的装置进行综合控制。所述方法和系统基于电力和燃气惯量分析的混合供能控制方法，能够充分发挥电能灵活枢纽、高速控制的性能，通过智慧物联终端设备的分布式边缘计算实现快速控制，使混合供能系统在控制时间尺度和精细化程度上有了很大的提高。

Description

一种基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法和系统
技术领域
本发明涉及分布式能源控制领域,并且更具体地，涉及一种基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法和系统。
背景技术
目前，随着综合能源供能装置多样化的发展，逐步形成了混合供能系统，其拓扑灵活，潮流可控，是能源互联网的缩影，其能量管理优化的研究对能源互联网的发展具有重要意义。可通过不同能源系统之间的有机协调与密切配合，实现各类能源负载的移峰填谷，提高对应能源供用系统的设备利用率水平。在用户侧构建一个清洁高效且能够消纳可再生能源的混合供能系统具有迫切需求。
目前混合供能系统中用户侧的需求日益多样，对用户级综合能源系统的需求侧管理分析处于起步阶段，能源互济、价格博弈等理念尚未广泛推广。混合供能系统的耦合性和集成度较低，各能源系统相互独立或简单组合的运行模式无法适应综合能源系统多能互补的需求，进而影响系统鲁棒性和能源利用效率的提高。
发明内容
为了解决现有技术中混合供能系统的耦合性和集成度较低，各能源系统相互独立或简单组合的运行模式无法适应综合能源系统多能互补的需求的技术问题，本发明提供一种基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法，其适用于混合供能系统，所述混合供能系统与电网连接，还包括用于产生电能的光伏发电装置，电池储能装置和微型燃气轮机，以及用于产生热能的电热装置和微型燃气轮机余热回收系统，所述方法包括：
当混合供能系统并网运行时，采集电网输出功率PG，光伏发电装置输出功率Ppv，电池储能装置输出功率Pbs，与混合供能系统连接的电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及电池储能装置的荷电状态SOC，其中，Phl＝ηmth*Pmt+ηph*Pph，ηmth、Pmt、ηph、Pph分别为微型燃气轮机余热回收系统产生热的效率、微型燃气轮机的总功率、电热装置产生热的效率和电热装置消耗电能的功率；
当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制，其中，Pef是用电功率需求值，ηef是混合供能系统运行时的电热转换效率；
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网和微型燃气轮机进行综合控制；
根据电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及预测的热负荷功率需求值Phf和预测的用电功率需求值Pef对混合供能系统的用电负荷功率需求和热负荷功率需求进行校正，并令校正后的用电负荷功率需求P’ef等于用电负荷功率需求值Pef，校正后的热负荷功率需求P’hf等于热负荷功率需求值Phf。
进一步地，所述当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制包括：
当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，若SOC小于充电阈值时，储能电池充电，光伏发电装置供电，若SOC大于充电阈值时，光伏发电装置限功率运行；且
当Phf等于0时，电热装置不启动，当Phf>0时，执行电热装置启动的指令。
进一步地，所述当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并启动微型燃气轮机；
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为非负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，优先使用电网电能，并根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，以及启动微型燃气轮机。
进一步地，所述当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网，电热装置和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Phf＝0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef<Ppv，Phf>0时，光伏发电装置满功率运行，并执行电热装置启动的指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef>Ppv，Phf>0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机。
进一步地，所述在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机包括微燃机启动后，按照电热装置和微型燃气轮机的功率分配比例λeh、λmt进行控制，其中，λeh+λmt＝1，微型燃气轮机按照额定功率运行，逐渐减小电热装置的运行功率。
根据本发明的另一方面，本发明提供一种基于电力和燃气互补控制的混合供能控制系统，其适用于混合供能系统，所述混合供能系统与电网连接，还包括用于产生电能的光伏发电装置，电池储能装置和微型燃气轮机，以及用于产生热能的电热装置和微型燃气轮机余热回收系统，所述混合供能控制系统包括：
数据采集单元，其用于当混合供能系统并网运行时，采集电网输出功率PG，光伏发电装置输出功率Ppv，电池储能装置输出功率Pbs，与混合供能系统连接的电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及电池储能装置的荷电状态SOC，其中，Phl＝ηmth*Pmt+ηph*Pph，ηmth、Pmt、ηph、Pph分别为微型燃气轮机余热回收系统产生热的效率、微型燃气轮机的总功率、电热装置产生热的效率和电热装置消耗电能的功率；
第一控制单元，其用于当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制，其中，Pef是用电功率需求值，ηef是混合供能系统运行时的电热转换效率；
第二控制单元，其用于当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制；
第三控制单元，其用于当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网和微型燃气轮机进行综合控制；
功率校正单元，其用于根据电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及预测的热负荷功率需求值Phf和预测的用电功率需求值Pef对混合供能系统的用电负荷功率需求和热负荷功率需求进行校正，并令校正后的用电负荷功率需求P’ef等于用电负荷功率需求值Pef，校正后的热负荷功率需求P’hf等于热负荷功率需求值Phf。
进一步地，所述第一控制单元当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制包括：
当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，若SOC小于充电阈值时，储能电池充电，光伏发电装置供电，若SOC大于充电阈值时，光伏发电装置限功率运行；且
当Phf等于0时，电热装置不启动，当Phf>0时，执行电热装置启动的指令。
进一步地，所述第二控制单元当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并启动微型燃气轮机；
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为非负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，优先使用电网电能，并根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，以及启动微型燃气轮机。
进一步地，所述第三控制单元当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网，电热装置和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Phf＝0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef<Ppv，Phf>0时，光伏发电装置满功率运行，并执行电热装置启动的指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef>Ppv，Phf>0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机。
进一步地，所述第三控制单元在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机包括微燃机启动后，按照电热装置和微型燃气轮机的功率分配比例λeh、λmt进行控制，其中，λeh+λmt＝1，微型燃气轮机按照额定功率运行，逐渐减小电热装置的运行功率。
本发明技术方案提供的基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法和系统将热系统和燃气系统引入与电网连接的混合供能系统，形成混合供能系统，通过预测混合供能系统的用电负荷功率需求和热负荷功率需求，然后根据所述负荷功率需求与混合供能系统连接的电网输出功率，光伏发电装置输出功率，电池储能装置输出功率进行比较，对所述混合供能系统中的装置进行综合控制。所述基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法和系统具有如下益处：
(1)本发明充分利用微型燃气轮机及余热回收系统能够同时提供电和热能，实现了电能和热能的互补替代；
(2)本发明通过电、气、热等多种能源系统的耦合，充分利用电能的灵活枢纽、高速控制的性能的特点，实现了以电补气的边缘计算和控制，快速满足用户侧电能和热能的需求；
(3)本发明实现由电到热、由气到热、由气到电的快速转换和控制，既能发挥燃气能、热能等大惯性系统连续运行的经济性优势，又能利用电能小惯性系统快速、高效运行的优势；
(4)本发明可实现对用户需求和电网状态的快速响应，充分挖掘混合供能系统在电、热的时空耦合性和互补替代性，提高了混合供能系统的整体效率和能源供给可靠性；
(5)本发明充分利用了电池储能装置为电网负荷高峰期电、热等能源的供应提供补充和调节，降低系统的整体用能成本，并减弱了负荷高峰期能源供应对电网的影响。
附图说明
通过参考下面的附图，可以更为完整地理解本发明的示例性实施方式：
图1为根据本发明优选实施方式的混合供能系统的结构示意图；
图2为根据本发明优选实施方式的基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法的流程图；
图3为根据本发明优选实施方式的基于电力和燃气互补控制的混合供能控制系统的结构示意图。
具体实施方式
现在参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。
除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
图1为根据本发明优选实施方式的混合供能系统的结构示意图。如图1所示，本优选实施方式适用于混合供能系统，所述混合供能系统与电网连接，还包括用于产生电能的光伏发电装置，电池储能装置和微型燃气轮机，以及用于产生热能的电热装置和微型燃气轮机余热回收系统，其中，电热装置包括热泵和电辅热设备。此外，优选实施方式所述混合供能系统中还包括储热装置，在用户侧，用电负荷包括AC用电负荷和DC用电负荷，热负荷包括生活用水负荷，空调热负荷等。
图2为根据本发明优选实施方式的基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法的流程图。如图2所示，本优选实施方式所述的基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法200从步骤201开始。
在步骤201，当混合供能系统并网运行时，采集电网输出功率PG，光伏发电装置输出功率Ppv，电池储能装置输出功率Pbs，与混合供能系统连接的电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及电池储能装置的荷电状态SOC，其中，Phl＝ηmth*Pmt+ηph*Pph，ηmth、Pmt、ηph、Pph分别为微型燃气轮机余热回收系统产生热的效率、微型燃气轮机的总功率、电热装置产生热的效率和电热装置消耗电能的功率。需要注意的是，本方法只适用于混合供能系统并网运行时，当系统处于离网运行状态时，只能等待并网后重新开始。而且，对于混合供能系统用户侧的空调负荷，当其用于供暖时，本方法适用，但当其用于供冷时，并不适用本方法进行控制。
在步骤202，当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制，其中，Pef是用电功率需求值，ηef是混合供能系统运行时的电热转换效率。所述方法中的热负荷功率需求值为已经考虑了储热装置能够提供的储热功率的预测结果。当混合供能系统中不存在储热装置时，所述用电功率需求值和热负荷功率需求值都是基于用户侧用电负荷和热能负荷的历史数据而得到的初始值。
优选地，所述当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制包括：
当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，若SOC小于充电阈值时，储能电池充电，光伏发电装置供电，若SOC大于充电阈值时，光伏发电装置限功率运行；且
当Phf等于0时，电热装置不启动，当Phf>0时，执行电热装置启动的指令。
当混合供能系统并网运行时满足Pef+Phf/ηef≤Ppv，说明光伏发电装置的输出轴功率大于系统用电负荷和热负荷的实时需求，可设置SOC<90％时，储能电池充电，光伏发电装置供电，若SOC在≥90％时，光伏发电装置限功率运行。另外，执行电热装置启动的指令，包括对热负荷功率需求和电热装置容量的判断，如，在本优选实施方式中，电热装置包括热泵和电辅热设备，因此，当系统中热泵功率配置较大、电辅热设备功率配置较小时，热负荷需求功率较大时则启动热泵设备，热负荷需求较少时则启动电辅热设备。
在步骤203，当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制。
优选地，所述当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并启动微型燃气轮机；
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为非负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，优先使用电网电能，并根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，以及启动微型燃气轮机。
在步骤204，当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网和微型燃气轮机进行综合控制。
优选地，所述当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网，电热装置和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Phf＝0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef<Ppv，Phf>0时，光伏发电装置满功率运行，并执行电热装置启动的指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef>Ppv，Phf>0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机。
优选地，所述在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机包括微燃机启动后，按照电热装置和微型燃气轮机的功率分配比例λeh、λmt进行控制，其中，λeh+λmt＝1，微型燃气轮机按照额定功率运行，逐渐减小电热装置的运行功率。根据对热负荷功率需求的判断确定延迟时间t的具体值，热负荷需求功率越大时，延迟时间t的值越大，以满足以电补气的补偿效果。
在步骤205，根据电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及预测的热负荷功率需求值Phf和预测的用电功率需求值Pef对混合供能系统的用电负荷功率需求和热负荷功率需求进行校正，并令校正后的用电负荷功率需求P’ef等于用电负荷功率需求值Pef，校正后的热负荷功率需求P’hf等于热负荷功率需求值Phf。
图3为根据本发明优选实施方式的基于电力和燃气互补控制的混合供能控制系统的结构示意图。如图3所示，本优选实施方式所述的基于电力和燃气互补控制的混合供能控制系统300包括：
数据采集单元301，其用于当混合供能系统并网运行时，采集电网输出功率PG，光伏发电装置输出功率Ppv，电池储能装置输出功率Pbs，与混合供能系统连接的电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及电池储能装置的荷电状态SOC，其中，Phl＝ηmth*Pmt+ηph*Pph，ηmth、Pmt、ηph、Pph分别为微型燃气轮机余热回收系统产生热的效率、微型燃气轮机的总功率、电热装置产生热的效率和电热装置消耗电能的功率。
第一控制单元302，其用于当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制，其中，Pef是用电功率需求值，ηef是混合供能系统运行时的电热转换效率；
第二控制单元303，其用于当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制；
第三控制单元304，其用于当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网和微型燃气轮机进行综合控制；
功率校正单元305，其用于根据电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及预测的热负荷功率需求值Phf和预测的用电功率需求值Pef对混合供能系统的用电负荷功率需求和热负荷功率需求进行校正，并令校正后的用电负荷功率需求P’ef等于用电负荷功率需求值Pef，校正后的热负荷功率需求P’hf等于热负荷功率需求值Phf。
优选地，所述第一控制单元302当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制包括：
当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，若SOC小于充电阈值时，储能电池充电，光伏发电装置供电，若SOC大于充电阈值时，光伏发电装置限功率运行；且
当Phf等于0时，电热装置不启动，当Phf>0时，执行电热装置启动的指令。
优选地，所述第二控制单元303当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并启动微型燃气轮机；
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为非负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，优先使用电网电能，并根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，以及启动微型燃气轮机。
优选地，所述第三控制单元304当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网，电热装置和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Phf＝0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef<Ppv，Phf>0时，光伏发电装置满功率运行，并执行电热装置启动的指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef>Ppv，Phf>0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机。
优选地，所述第三控制单元304在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机包括微燃机启动后，按照电热装置和微型燃气轮机的功率分配比例λeh、λmt进行控制，其中，λeh+λmt＝1，微型燃气轮机按照额定功率运行，逐渐减小电热装置的运行功率。
本发明所述基于电力和燃气互补控制的混合供能控制系统满足用户侧电能和热能需求的步骤与本发明所述基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法采取的步骤相同，并且达到的技术效果也相同，此处不再赘述。
已经通过参考少量实施方式描述了本发明。然而，本领域技术人员所公知的，正如附带的专利权利要求所限定的，除了本发明以上公开的其他的实施例等同地落在本发明的范围内。
通常地，在权利要求中使用的所有术语都根据他们在技术领域的通常含义被解释，除非在其中被另外明确地定义。所有的参考“一个/所述/该[装置、组件等]”都被开放地解释为所述装置、组件等中的至少一个实例，除非另外明确地说明。这里公开的任何方法的步骤都没必要以公开的准确的顺序运行，除非明确地说明。
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。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于电力和燃气互补控制的混合供能控制方法，其适用于混合供能系统，所述混合供能系统与电网连接，还包括用于产生电能的光伏发电装置，电池储能装置和微型燃气轮机，以及用于产生热能的电热装置和微型燃气轮机余热回收系统，其特征在于，所述方法包括：
当混合供能系统并网运行时，采集电网输出功率PG，光伏发电装置输出功率Ppv，电池储能装置输出功率Pbs，与混合供能系统连接的电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及电池储能装置的荷电状态SOC，其中，Phl＝ηmth*Pmt+ηph*Pph，ηmth、Pmt、ηph、Pph分别为微型燃气轮机余热回收系统产生热的效率、微型燃气轮机的总功率、电热装置产生热的效率和电热装置消耗电能的功率；
当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制，其中，Pef是用电功率需求值，ηef是混合供能系统运行时的电热转换效率；
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网和微型燃气轮机进行综合控制；
根据电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及预测的热负荷功率需求值Phf和预测的用电功率需求值Pef对混合供能系统的用电负荷功率需求和热负荷功率需求进行校正，并令校正后的用电负荷功率需求P’ef等于用电负荷功率需求值Pef，校正后的热负荷功率需求P’hf等于热负荷功率需求值Phf。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制包括：
当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，若SOC小于充电阈值时，储能电池充电，光伏发电装置供电，若SOC大于充电阈值时，光伏发电装置限功率运行；且
当Phf等于0时，电热装置不启动，当Phf>0时，执行电热装置启动的指令。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并启动微型燃气轮机；
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为非负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，优先使用电网电能，并根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，以及启动微型燃气轮机。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网，电热装置和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Phf＝0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef<Ppv，Phf>0时，光伏发电装置满功率运行，并执行电热装置启动的指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef>Ppv，Phf>0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机包括微燃机启动后，按照电热装置和微型燃气轮机的功率分配比例λeh、λmt进行控制，其中，λeh+λmt＝1，微型燃气轮机按照额定功率运行，逐渐减小电热装置的运行功率。
6.一种基于电力和燃气互补控制的混合供能控制系统，其适用于混合供能系统，所述混合供能系统与电网连接，还包括用于产生电能的光伏发电装置，电池储能装置和微型燃气轮机，以及用于产生热能的电热装置和微型燃气轮机余热回收系统，其特征在于，所述混合供能控制系统包括：
数据采集单元，其用于当混合供能系统并网运行时，采集电网输出功率PG，光伏发电装置输出功率Ppv，电池储能装置输出功率Pbs，与混合供能系统连接的电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及电池储能装置的荷电状态SOC，其中，Phl＝ηmth*Pmt+ηph*Pph，ηmth、Pmt、ηph、Pph分别为微型燃气轮机余热回收系统产生热的效率、微型燃气轮机的总功率、电热装置产生热的效率和电热装置消耗电能的功率；
第一控制单元，其用于当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制，其中，Pef是用电功率需求值，ηef是混合供能系统运行时的电热转换效率；
第二控制单元，其用于当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制；
第三控制单元，其用于当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网和微型燃气轮机进行综合控制；
功率校正单元，其用于根据电能负荷的用电功率Pel和热能负荷的热负荷功率Phl，以及预测的热负荷功率需求值Phf和预测的用电功率需求值Pef对混合供能系统的用电负荷功率需求和热负荷功率需求进行校正，并令校正后的用电负荷功率需求P’ef等于用电负荷功率需求值Pef，校正后的热负荷功率需求P’hf等于热负荷功率需求值Phf。
7.根据权利要求6所述的混合供能控制系统，其特征在于，所述第一控制单元当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，基于所述荷电状态SOC对电池储能装置和光伏发电装置进行控制，并根据热负荷功率需求值Phf对电热装置进行控制包括：
当Pef+Phf/ηef≤Ppv时，若SOC小于充电阈值时，储能电池充电，光伏发电装置供电，若SOC大于充电阈值时，光伏发电装置限功率运行；且
当Phf等于0时，电热装置不启动，当Phf>0时，执行电热装置启动的指令。
8.根据权利要求6所述的混合供能控制系统，其特征在于，所述第二控制单元当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs时，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置、电网和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并启动微型燃气轮机；
当Pef+Phf/ηef>Ppv+PG+Pbs且电网为非负荷高峰时段时，光伏发电装置满功率运行，优先使用电网电能，并根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，以及启动微型燃气轮机。
9.根据权利要求6所述的混合供能控制系统，其特征在于，所述第三控制单元当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs时，根据热负荷功率需求值Phf和用电功率需求值Pef，基于所述荷电状态SOC，电网负荷状态对电池储能装置，电网，电热装置和微型燃气轮机进行综合控制包括：
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Phf＝0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef<Ppv，Phf>0时，光伏发电装置满功率运行，并执行电热装置启动的指令；
当Ppv<Pef+Phf/ηef≤Ppv+PG+Pbs，Pef>Ppv，Phf>0时，若电网为负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机；若电网为非负荷高峰时段，光伏发电装置满功率运行，并优先使用电网电能，当电网电能依然不能满足负荷功率需求时，根据荷电状态SOC对电池储能装置执行放电指令，并在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机。
10.根据权利要求9所述的混合供能控制系统，其特征在于，所述第三控制单元在启动电热装置时间t后启动微型燃气轮机包括微燃机启动后，按照电热装置和微型燃气轮机的功率分配比例λeh、λmt进行控制，其中，λeh+λmt＝1，微型燃气轮机按照额定功率运行，逐渐减小电热装置的运行功率。
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CN115333163A (zh) * 2022-08-09 2022-11-11 北京科技大学 一种近零碳排放的电弧炉炼钢供能控制系统及控制方法

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