CN113706027A - 一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统 - Google Patents

一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统。该能源调度管理装置包括数据接收单元、方案计算单元以及执行管理单元。该能源调度管理系统包括能源调度管理模块、用户侧以及供应侧。在充分考虑多能耦合供应与综合需求响应的情况下，通过预设的收益模型，计算获得综合能源系统的最优能源调度管理方案并执行该方案，该能源调度管理方法、装置及系统提升了多能源调度管理的整体经济性。

Description

一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统
技术领域
本发明涉及综合能源系统的能源调度管理领域，涉及一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统。
背景技术
传统的需求响应策略仅针对电负荷，主要有价格型与激励型，价格型需求响应是采用主网的分时电价刺激用户主动改变用电习惯，对用户的电负荷曲线进行调节，激励型需求响应是用户通过降低自身用电或转移用电时间段来满足系统需求，从而得到相应的补偿。随着综合能源系统研究的不断深入，传统单一能源的响应方式已经不能满足新形势下综合能源系统的应用。
在现有技术中，对综合能源系统参与需求响应的研究主要在单个负荷的柔性调度价值上展开，并且采用的需求响应策略以价格型为主。
但是，现有技术仍存在以下缺陷：现有的综合需求响应模型仅考虑将用户的利益需求作为约束条件进行限制，或者将园区微网综合能源系统和用户的利益直接绑定，并未考虑园区和用户之间的利益交互关系和迭代互动过程；仅考虑单一电负荷或热/电耦合，较少综合考虑电力、天然气、热能共同耦合参与需求响应以及规划储备。
因此，当前需要一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统，从而解决现有技术中存在的上述问题。
发明内容
针对现存的上述技术问题，本发明的目的在于提供一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统，从而提升多能源调度管理的整体经济性。
本发明提供了一种综合能源系统的能源调度管理方法，所述能源调度管理方法包括：接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组；根据预设的多能源分时价格、所述多能负荷优化需求数据组、预设的收益模型以及预设的多能耦合约束条件组，计算获得最优能源调度管理方案；所述多能耦合约束条件组包括电功率平衡约束条件组以及热功率平衡约束条件组；根据所述最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理。
在一个实施例中，在所述接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组之前，所述能源调度管理方法还包括：根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格并将所述多能源分时价格发送给用户侧。
在一个实施例中，在根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格并将所述多能源分时价格发送给用户侧之后，所述能源调度管理方法还包括：接收所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令；根据预设的用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组。
本发明还提供了一种综合能源系统的能源调度管理装置，所述能源管理装置包括数据接收单元、方案计算单元以及执行管理单元，其中，所述数据接收单元用于接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组；所述方案计算单元用于根据预设的多能源分时价格、所述多能负荷优化需求数据组、预设的收益模型以及预设的多能耦合约束条件组，计算获得最优能源调度管理方案；所述多能耦合约束条件组包括电功率平衡约束条件组以及热功率平衡约束条件组；所述执行管理单元用于根据所述最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理。
在一个实施例中，所述能源调度管理装置还包括能源定价单元，所述能源定价单元用于根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格并将所述多能源分时价格发送给用户侧。
在一个实施例中，所述能源调度管理装置还包括需求调整单元，所述需求调整单元用于：接收所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令；根据预设的用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组。
本发明还提供了一种综合能源系统的能源调度管理系统，所述能源调度管理系统包括能源调度管理模块、用户侧以及供应侧，所述用户侧、所述能源调度管理模块以及所述供应侧依次通信连接，其中，所述用户侧用于接收用户发送的多能负荷计划需求数据组，并将所述多能负荷计划需求数据组发送给所述能源调度管理模块；接收所述能源调度管理模块发送的多能源分时价格，并将所述多能源分时价格发送给所述用户；以及接收所述用户根据所述多能源分时价格发送的多能负荷调整指令，并将所述多能负荷调整指令发送给所述能源调度管理模块；所述能源调度管理模块用于根据所述多能负荷计划需求数据组、所述多能负荷调整指令、所述供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，执行如前所述的综合能源系统的能源调度管理方法，从而根据最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理；所述供应侧用于向所述能源调度管理模块发送多能价格数据组以及需求响应调度指令；以及，根据所述最优能源调度管理方案，向所述能源调度管理模块相应进行能源供应。
在一个实施例中，所述能源调度管理模块还包括多能源存储装置以及多能源产生装置，所述多能源存储装置与多能源产生装置机械连接。
在一个实施例中，所述多能源产生装置包括微燃机组、电转气设备、热泵、蓄热式电锅炉以及太阳能集热器中的一种或多种的组合。
相比于现有技术，本发明实施例具有如下有益效果：
本发明提供了一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统，在充分考虑多能耦合供应的情况下，通过预设的收益模型，计算获得能源调度管理模块的多能源耦合的最优能源调度管理方案并执行该方案，该能源调度管理方法、装置及系统提升了多能源调度管理的整体经济性。
进一步地，本发明提供的一种综合能源系统的能源调度管理方法、装置及系统还通过根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格，并根据用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组，从而通过设定分时电价，充分引导用户调整负荷，从而增强了综合能源系统的能源调度管理的互动性。
附图说明
下文将结合说明书附图对本发明进行进一步的描述说明，其中：
图1示出了根据本发明的一种综合能源系统的能源调度管理方法的一个实施例的流程图；
图2示出了根据本发明的一种综合能源系统的能源调度管理方法的另一实施例的流程图；
图3示出了根据本发明的一种综合能源系统的能源调度管理装置的一个实施例的结构图；
图4示出了根据本发明的一种综合能源系统的能源调度管理系统的一个实施例的结构图。
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作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
具体实施例一
本发明实施例首先描述了一种综合能源系统的能源调度管理方法。图1示出了根据本发明的一种综合能源系统的能源调度管理方法的一个实施例的流程图。如图1所示，该方法包括如下步骤：
S1:接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组。
该多能负荷优化需求数据组包括电能需求量、热能需求量以及天然气需求量。
S2:根据预设的多能源分时价格、所述多能负荷优化需求数据组、预设的收益模型以及预设的多能耦合约束条件组，计算获得最优能源调度管理方案。
由于园区内热电联产设备、蓄热式电锅炉、电转气设备、微燃机、热泵等能源设备的存在，园区可以通过能源转换等方式，以相对主网较低的价格向用户售能，通过剩能源的相互耦合转化，实现园区能源充分利用，而当运营商无法满足用户电/热/气负荷需求时必须高价从主网购能来满足负荷。在这种供能思路基础上，可通过预设收益模型，在多能耦合约束条件组的约束下，计算得出使得供能收益最高的方案，即，最优能源调度管理方案。
在一个实施例中，预设的收益模型具体为：
maxBrM＝max(IM-CM)
式中，IM为管理收益，CM为管理成本。
由于可以通过直接从主网购能、热电联产设备、储能以及能源转换设备等，向用户供给电能、热能、天然气，并且针对用户制定分时能源价格，同时满足系统的需求响应，达到赚取收益的目的，因此，管理收益IM可具体分为售能收益与需求响应收益，管理收益IM表达式具体为：
IM＝ISELL+IDR
式中，ISELL为售能收益，即直接向用户侧销售电、气、热所得收入，IDR为需求响应收益，即响应系统需求所得收入。
而管理成本则主要来自直接从主网购电的购电成本、储电向主网购热的购热成本以及热电联产设备向外部气网购气的购气成本，可以表示为下式：
CM＝CP+CH+CG
式中，CP为运营商的购电成本，CH为运营商的购热成本，CG为运营商的购气成本。
由于管理方案最后需要投入实际应用，因此，以收益最大化为导向的收益模型还应受到实际情况的约束，即，在求解收益模型时，应通过多能耦合约束条件组对该收益模型进行约束，从而使得求解出来的最优能源调度管理方案符合实际情况。
在一个实施例中，多能耦合约束条件组包括电功率平衡约束条件、热功率平衡约束条件、电储能运行约束条件、热储能运行约束条件、蓄热式电锅炉运行约束条件以及设备运行约束条件，具体如下所述：
由于在能量流动示意图中的电功率节点处要保证输入节点功率之和等于输出节点功率之和，因此，应通过电功率平衡约束条件对收益模型进行电功率平衡约束。电功率平衡约束条件表示为：
Pt CHP＝Pt EB+Pt CHP.c+Pt CHP.PL
Pt L+Pt ES.d+Pt CHP.PL+Pt MT＝Pt P2G+Pt HP+Pt PL
Pt PL＝Pt LOAD
Figure BDA0003238810430000061
式中，Pt CHP.PL为热电联产设备输入到用户的电能，Pt CHP为t时刻热电联产设备发电量，Pt EB为t时刻蓄热式电锅炉的供电量，Pt CHP.c为t时刻热电联产设备向储电充电的功率，Pt PL为t时刻运营商向用户供电量，Pt MT为t时刻微燃机组发电量，Pt P2G为t时刻的供电量，Pt HP为t时刻热泵设备的供电量。Qt为燃气轮机排气余热量，
Figure BDA0003238810430000071
为t时刻P向用户群供热量，
Figure BDA0003238810430000072
为t时刻运营商的热电联产设备购气量，ηp为热电联产设备燃气轮机的产电效率，ηHB为余热锅炉的效率，
Figure BDA0003238810430000073
为t时刻微燃机的供气量，ηMT为微燃机的产电效率，Pt LOAD为t时刻用户向运营商上报电量。
除电功率应当平衡之外，热功率节点处也要保证输入节点功率之和等于输出节点功率之和，因此，应通过热功率平衡约束条件对收益模型进行热功率平衡约束。热功率平衡约束条件表示为：
Figure BDA0003238810430000074
Figure BDA0003238810430000075
Figure BDA0003238810430000076
Figure BDA0003238810430000077
式中，
Figure BDA0003238810430000078
为热电联产设备输入到用户的热能，
Figure BDA0003238810430000079
为t时刻向用户侧的供热总量。
Figure BDA00032388104300000710
为t时刻热泵的产热量，Pt HP为t时刻热泵的供电量,ηHP为热泵的效率，
Figure BDA00032388104300000711
为用户t时刻上报给运营商的总热负荷。
同样的，气功率节点处要保证输入节点功率之和等于输出节点功率之和，因此，应通过气功率平衡约束条件对收益模型进行气功率平衡约束。气功率平衡约束条件表示为：
Figure BDA00032388104300000712
Figure BDA0003238810430000081
其中，
Figure BDA0003238810430000082
为t时刻储气罐的放气量，
Figure BDA0003238810430000083
为用户t时刻上报给运营商的总气负荷。
首先设置电储能的荷电状态约束，通过计算储能的荷电状态可以得知每时刻储能剩余的能量，并在运行中设置上下限，提高储能系统的安全性。电储能的荷电状态表示如下：
Figure BDA0003238810430000084
s.t.Pt ES.c＝Pt M.c+Pt DERs.c+Pt CHP.c
其中，
Figure BDA0003238810430000089
为t时刻电储能的荷电状态，ηp.c为电储能的充电效率，ηp.d为电储能的放电效率，CESp为电储能的容量，Pt ES.c为t时刻电储能系统的总充电量，Pt DERs.c为t时刻园区运营商直辖的分布式新能源发电向储电系统的充电量。
在此基础上，电储能的正常运行还需要限制储能荷电状态与充放电功率的上下限，同时还要避免储能同时充放电。因此，电储能运行约束条件如下：
Figure BDA0003238810430000085
其中，
Figure BDA0003238810430000086
分别为电储能荷电状态的上下限，
Figure BDA0003238810430000087
分别为储能充电功率的上下限，
Figure BDA0003238810430000088
分别为储能放电功率的上下限，用0-1变量来限制电储能不能同时充放电，B为0-1变量。
而与电储能运行约束条件相同，热储能的荷电状态表示如下：
Figure BDA0003238810430000091
Figure BDA0003238810430000092
其中，
Figure BDA0003238810430000093
为t时刻热储能的荷电状态，ηh.c为热储能的充热效率，ηh.d为热储能的放热效率，CESh为热储能的容量，
Figure BDA0003238810430000094
为t时刻热储能系统的总充热量，
Figure BDA0003238810430000095
为t时刻热电联产设备向热储能充热量，
Figure BDA0003238810430000096
为t时刻太阳能集热器向热储能充热量。
除此之外，热储能的正常运行还需要限制储能荷电状态与充放热功率的上下限，同时还要避免储能同时充放热。因此，热储能运行约束条件如下：
Figure BDA0003238810430000097
其中，
Figure BDA0003238810430000098
分别为热储能荷电状态的上下限，
Figure BDA0003238810430000099
分别为储能充热功率的上下限，
Figure BDA00032388104300000910
分别为储能放热功率的上下限。用0-1变量来限制热储能不能同时充放电，A为0-1变量。
与电、热储能相同，气储能的荷电状态表示如下：
Figure BDA00032388104300000911
Figure BDA00032388104300000912
其中，
Figure BDA0003238810430000101
为t时刻气储能的荷电状态，ηg.c为气储能的充热效率，ηg.d为气储能的放气效率，CESg为气储能的容量，
Figure BDA0003238810430000102
为t时刻气储能系统的总充气量。
除此之外，气储能的正常运行还需要限制储能荷电状态与充放气功率的上下限，同时还要避免储能同时充放气。因此，气储能运行约束条件如下：
Figure BDA0003238810430000103
其中，
Figure BDA0003238810430000104
分别为气储能荷电状态的上下限，
Figure BDA0003238810430000105
分别为储能充气功率的上下限，
Figure BDA0003238810430000106
分别为储能放气功率的上下限。用0-1变量来限制气储能不能同时充放电，A为0-1变量。
与储能设备相同，蓄热式电锅炉的荷电状态表示如下：
Figure BDA0003238810430000107
其中，
Figure BDA0003238810430000108
为t时刻蓄热式电锅炉的荷电状态，CESEB为蓄热式电锅炉的容量，Pt EB为t时刻蓄热式电锅炉的供电量，
Figure BDA0003238810430000109
为t时刻蓄热式电锅炉的产热量，ηEB.c为蓄热式电锅炉的热能转换效率，ηEB.d为蓄热式电锅炉的放热效率。
除此之外，蓄热式电锅炉的正常运行还需要限制储能荷电状态与充放功率的上下限，同时还要避免储能同时充放能。因此，蓄热式电锅炉运行约束条件如下：
Figure BDA0003238810430000111
其中，
Figure BDA0003238810430000112
分别为蓄热式电锅炉荷电状态的上下限，
Figure BDA0003238810430000113
分别为储能充电功率的上下限，
Figure BDA0003238810430000114
分别为蓄热式电锅炉放热功率的上下限。用0-1变量来限制蓄热式电锅炉不能同时充放能，A为0-1变量。
在热电联产技术运用中，热电联产设备的输出增大速率要小于该设备的最大向上爬坡速率，输出减小速率要小于最大向下爬坡速率，并且还具有功率上下限约束。因此，热电联产设备运行约束条件为：
Figure BDA0003238810430000115
Figure BDA0003238810430000116
其中
Figure BDA0003238810430000117
分别为热电联产设备输出电功率的最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率，
Figure BDA0003238810430000118
分别为热电联产设备输出热功率的最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率，
Figure BDA0003238810430000119
分别为热电联产设备输出电功率的上下限，
Figure BDA00032388104300001110
Figure BDA00032388104300001111
分别为热电联产设备输出热功率的上下限。
在一个实施例中，多能耦合约束条件组还包括供能设备约束条件以及价格约束条件。
其中，供能设备约束条件包括用于对微燃机的最大供气量进行约束的微燃机运行约束条件，具体为：
Figure BDA0003238810430000121
式中，
Figure BDA0003238810430000122
为微燃机供气量的上下限。
其中，供能设备约束条件包括用于对电转气设备的最大供电量进行约束的电转气设备运行约束条件，具体为：
Figure BDA0003238810430000123
式中，
Figure BDA0003238810430000124
为电转气设备供电量的上下限。
其中，供能设备约束条件包括用于对热泵的最大供电量进行约束的热泵运行约束条件，具体为：
Figure BDA0003238810430000125
式中，
Figure BDA0003238810430000126
为热泵供电量的上下限。
而价格约束条件则是要求制定的电价和热价均要低于外界购买电和热的价格，具体表示为下式：
Figure BDA0003238810430000127
在上述收益模型和约束条件组的基础上，为进一步描述收益模型，此处对收益模型中的管理收益和管理成本进行进一步描述。由于管理收益由售能收益与需求响应收益构成，管理成本由购电成本、购热成本以及购气成本构成，因此，此处将进一步对各个成本和收益项进行描述。
具体地，售能收益表达式为：
Figure BDA0003238810430000128
其中，
Figure BDA0003238810430000131
为t时刻由运营商制定的分时电价，Pt PL为t时刻运营商向用户提供的电能，
Figure BDA0003238810430000132
为t时刻由运营商制定的分时热价，
Figure BDA0003238810430000133
为t时刻运营商向用户提供的热能,
Figure BDA0003238810430000134
为t时刻由运营商制定的分时天然气价格，
Figure BDA0003238810430000135
为t时刻运营商向用户提供的天然气。
当园区供应商响应系统的需求时，运营商根据调度指令，通过减少自身用电量来减少运营商及其储能向主网的购电，以需求响应获取收益。因此，需求响应收益具体表达式如下：
Figure BDA0003238810430000136
其中，IDR为运营商响应需求响应后减少用电热量所获得补偿，
Figure BDA0003238810430000137
为不同需求响应类型的补偿电价，PDR为响应调度指令而减小的电量，
Figure BDA0003238810430000138
为不同需求响应类型的补偿电价，HDR为响应调度指令而减小的热量，
Figure BDA0003238810430000139
为不同需求响应类型的补偿气价，GDR为响应调度指令而减小的气量。
相对应的，购电成本具体为：
Figure BDA00032388104300001310
其中，
Figure BDA00032388104300001311
为t时刻主网的分时电价，Pt M.c为储电在t时刻向主网的购电量，Pt L为t时刻运营商向电网直接购电供给负荷的购电量。
购气成本具体为：
Figure BDA00032388104300001312
其中，
Figure BDA00032388104300001313
为t时刻热网的热价，
Figure BDA00032388104300001314
为t时刻运营商从热网直接购热量。
园区运营商向气网直接购买天然气，满足自身天然气负荷或进行存储，以及供给CHP系统。购气成本具体为：
Figure BDA0003238810430000141
其中，
Figure BDA0003238810430000142
为t时刻气网天然气价格，
Figure BDA0003238810430000143
为t时刻运营商的CHP购气量，
Figure BDA0003238810430000144
为t时刻向储气供气量，
Figure BDA0003238810430000145
为t时刻运营商直接向用户供气量。
S3:根据所述最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理。
在一个实施例中，本步骤具体为：根据所述最优能源调度管理方案确定购电量、购热量以及购气量，从而向主网购买相应的电能、热能和气能，并利用各种供能设备生产以进行补足。
本发明提供了一种综合能源系统的能源调度管理方法，在充分考虑多能耦合供应的情况下，通过预设的收益模型，计算获得能源调度管理模块的多能源耦合的最优能源调度管理方案并执行该方案，该能源调度管理方法提升了多能源调度管理的整体经济性。
具体实施例二
更进一步地，本发明实施例还描述了一种综合能源系统的能源调度管理方法。图2示出了根据本发明的一种综合能源系统的能源调度管理方法的另一实施例的流程图。如图2所示，该方法包括如下步骤：
A1:根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格并将所述多能源分时价格发送给用户侧。
为了激励用户侧削峰填谷，从而使得多种能源网负荷更加均衡，通过控制其直辖的设备来响应系统指令、满足用户需求，并通过制定园区能源价格、响应系统需求赚取一定的收益。
A2:接收所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令。
A3:根据预设的用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户的多能负荷调整情况，计算获得多能负荷优化需求数据组。
具体地，用户的成本模型是指用户的总成本模型，即用户的用能成本、负荷转移成本与负荷削减成本的总和，在本发明中，以用户总成本最小为目标，建模如下：
Figure BDA0003238810430000151
式中，
Figure BDA0003238810430000152
为用户i在t时刻的用能成本，
Figure BDA0003238810430000153
为用户i在t时刻的负荷转移成本与负荷削减成本。
其中，用能成本表达式如下：
Figure BDA0003238810430000154
式中，
Figure BDA0003238810430000155
为用户i在t时刻向园区运营商缴纳的电力费用；
Figure BDA0003238810430000156
为运营商制定的分时电价，
Figure BDA0003238810430000157
为用户i在t时刻的电负荷；
Figure BDA0003238810430000158
为用户i在t时刻向园区运营商缴纳的热力费用；
Figure BDA0003238810430000159
为运营商制定的分时热价，
Figure BDA00032388104300001510
为用户i在t时刻的热负荷，
Figure BDA00032388104300001511
为用户i在t时刻向园区运营商缴纳的天然气费用；
Figure BDA00032388104300001512
为运营商制定的分时天然气价格，
Figure BDA00032388104300001513
为用户i在t时刻的天然气负荷。
其中，负荷转移成本与负荷削减成本表达式如下：
Figure BDA00032388104300001514
其中，用户用于响应系统需求的总负荷应为平移负荷与削减负荷的综合，表示为：
Figure BDA00032388104300001515
Figure BDA00032388104300001516
Figure BDA0003238810430000161
其中，
Figure BDA0003238810430000162
分别表示t时刻转移电负荷、削减电负荷、转移热负荷、削减热负荷、转移气负荷、削减气负荷所需单位成本。
在一个实施例中，预设的多能负荷模型组包括电负荷模型、热负荷模型以及气负荷模型。
其中，将用户群作为一个整体，那么其在t时刻的系统净负荷为所有用户的净负荷之和的表达式如下：
Figure BDA0003238810430000163
Figure BDA0003238810430000164
其中，Pi.t是用户i在时段t的负荷；deri.t是第i户的分布式新能源出力供给用户自身预测值；n为用户总数；
Figure BDA0003238810430000165
为用户i在时段t的净负荷；Pt LOAD为用户t时刻上报给运营商的总净电负荷。
用户本身的负荷包括固定负荷、可削减负荷与可平移负荷，用户i在时刻t的电负荷模型定义如下：
Figure BDA0003238810430000166
其中，
Figure BDA0003238810430000167
是用户在时段t的固定负荷；
Figure BDA0003238810430000168
为用户在时段t的可平移负荷增加量；
Figure BDA0003238810430000169
为用户在t时刻的可削减负荷减少量。
固定负荷对可靠性要求很高，要求实时保证供电量，第i个用户固定负荷表达式如下：
Figure BDA00032388104300001610
可平移负荷无需实时保证供电，可以根据需要调整用电时间，只需保证一定时间内的连续供电即可。第i个用户可平移负荷表达式如下：
Figure BDA0003238810430000171
每个时刻的可平移负荷
Figure BDA0003238810430000172
需满足：
Figure BDA0003238810430000173
Figure BDA0003238810430000174
其中，
Figure BDA0003238810430000175
分别为
Figure BDA0003238810430000176
的取值上下限。
可削减负荷根据和实际情况选择进行全部削减或部分削减。第i个用户可削减负荷表达式如下：
Figure BDA0003238810430000177
Figure BDA0003238810430000178
Figure BDA0003238810430000179
其中，
Figure BDA00032388104300001710
为
Figure BDA00032388104300001711
的取值上下限。Ci为i用户允许为可削减电负荷的总量，需保证削减负荷至多不能超过预定的可削减负荷总量。
分布式能源出力供给用户自身表达式如下：
deri∈[deri,1,…deri,T]i∈{1,2,…,n}
与此同时，用户的热负荷与电负荷一样也包括固定负荷、可平移负荷与可削减负荷，用户i在t时刻的总体热负荷表达式如下：
Figure BDA00032388104300001712
Figure BDA00032388104300001713
Figure BDA00032388104300001714
Figure BDA0003238810430000181
Figure BDA00032388104300001815
Figure BDA0003238810430000182
其中，
Figure BDA0003238810430000183
为i用户t时刻的固定热负荷；
Figure BDA0003238810430000184
为i用户t时刻可转移热负荷；
Figure BDA0003238810430000185
为i用户t时刻可削减热负荷，Li为i用户允许为可削减热负荷的总量。
用户的天然气负荷同理，用户i在t时刻的总体热负荷表达式如下：
Figure BDA0003238810430000186
Figure BDA0003238810430000187
Figure BDA0003238810430000188
Figure BDA0003238810430000189
Figure BDA00032388104300001810
Figure BDA00032388104300001811
其中，
Figure BDA00032388104300001812
为i用户t时刻的固定气负荷；
Figure BDA00032388104300001813
为i用户t时刻可转移气负荷；
Figure BDA00032388104300001814
为i用户t时刻可削减气负荷，Zi为i用户允许为可削减气负荷的总量。
A4:接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组。
该多能负荷优化需求数据组包括电能需求量、热能需求量以及天然气需求量。
A5:根据预设的多能源分时价格、所述多能负荷优化需求数据组、预设的收益模型以及预设的多能耦合约束条件组，计算获得最优能源调度管理方案。
由于园区内热电联产设备、蓄热式电锅炉、电转气设备、微燃机、热泵等能源设备的存在，园区可以通过能源转换等方式，以相对主网较低的价格向用户售能，通过剩能源的相互耦合转化，实现园区能源充分利用，而当运营商无法满足用户电/热/气负荷需求时必须高价从主网购能来满足负荷。在这种供能思路基础上，可通过预设收益模型，在多能耦合约束条件组的约束下，计算得出使得供能收益最高的方案，即，最优能源调度管理方案。
在一个实施例中，预设的收益模型具体为：
maxBrM＝max(IM-CM)
式中，IM为管理收益，CM为管理成本。
由于可以通过直接从主网购能、热电联产设备、储能以及能源转换设备等，向用户供给电能、热能、天然气，并且针对用户制定分时能源价格，同时满足系统的需求响应，达到赚取收益的目的，因此，管理收益IM可具体分为售能收益与需求响应收益，管理收益IM表达式具体为：
IM＝ISELL+IDR
式中，ISELL为售能收益，即直接向用户侧销售电、气、热所得收入，IDR为需求响应收益，即响应系统需求所得收入。
而管理成本则主要来自直接从主网购电的购电成本、储电向主网购热的购热成本以及热电联产设备向外部气网购气的购气成本，可以表示为下式：
CM＝CP+CH+CG
式中，CP为运营商的购电成本，CH为运营商的购热成本，CG为运营商的购气成本。
由于管理方案最后需要投入实际应用，因此，以收益最大化为导向的收益模型还应受到实际情况的约束，即，在求解收益模型时，应通过多能耦合约束条件组对该收益模型进行约束，从而使得求解出来的最优能源调度管理方案符合实际情况。
在一个实施例中，多能耦合约束条件组包括电功率平衡约束条件、热功率平衡约束条件、电储能运行约束条件、热储能运行约束条件、蓄热式电锅炉运行约束条件以及设备运行约束条件，具体如下所述：
由于在能量流动示意图中的电功率节点处要保证输入节点功率之和等于输出节点功率之和，因此，应通过电功率平衡约束条件对收益模型进行电功率平衡约束。电功率平衡约束条件表示为：
Pt CHP＝Pt EB+Pt CHP.c+Pt CHP.PL
Pt L+Pt ES.d+Pt CHP.PL+Pt MT＝Pt P2G+Pt HP+Pt PL
Pt PL＝Pt LOAD
Figure BDA0003238810430000201
式中，Pt CHP.PL为热电联产设备输入到用户的电能，Pt CHP为t时刻热电联产设备发电量，Pt EB为t时刻蓄热式电锅炉的供电量，Pt CHP.c为t时刻热电联产设备向储电充电的功率，Pt PL为t时刻运营商向用户供电量，Pt MT为t时刻微燃机组发电量，Pt P2G为t时刻的供电量，Pt HP为t时刻热泵设备的供电量。Qt为燃气轮机排气余热量，
Figure BDA0003238810430000202
为t时刻P向用户群供热量，
Figure BDA0003238810430000203
为t时刻运营商的热电联产设备购气量，ηp为热电联产设备燃气轮机的产电效率，ηHB为余热锅炉的效率，
Figure BDA0003238810430000211
为t时刻微燃机的供气量，ηMT为微燃机的产电效率，Pt LOAD为t时刻用户向运营商上报电量。
除电功率应当平衡之外，热功率节点处也要保证输入节点功率之和等于输出节点功率之和，因此，应通过热功率平衡约束条件对收益模型进行热功率平衡约束。热功率平衡约束条件表示为：
Figure BDA0003238810430000212
Figure BDA0003238810430000213
Figure BDA0003238810430000214
Figure BDA0003238810430000215
式中，
Figure BDA0003238810430000216
为热电联产设备输入到用户的热能，
Figure BDA0003238810430000217
为t时刻向用户侧的供热总量。
Figure BDA0003238810430000218
为t时刻热泵的产热量，Pt HP为t时刻热泵的供电量,ηHP为热泵的效率，
Figure BDA0003238810430000219
为用户t时刻上报给运营商的总热负荷。
同样的，气功率节点处要保证输入节点功率之和等于输出节点功率之和，因此，应通过气功率平衡约束条件对收益模型进行气功率平衡约束。气功率平衡约束条件表示为：
Figure BDA00032388104300002110
Figure BDA00032388104300002111
其中，
Figure BDA00032388104300002112
为t时刻储气罐的放气量，
Figure BDA00032388104300002113
为用户t时刻上报给运营商的总气负荷。
首先设置电储能的荷电状态约束，通过计算储能的荷电状态可以得知每时刻储能剩余的能量，并在运行中设置上下限，提高储能系统的安全性。电储能的荷电状态表示如下：
Figure BDA0003238810430000221
s.t.Pt ES.c＝Pt M.c+Pt DERs.c+Pt CHP.c
其中，
Figure BDA0003238810430000222
为t时刻电储能的荷电状态，ηp.c为电储能的充电效率，ηp.d为电储能的放电效率，CESp为电储能的容量，Pt ES.c为t时刻电储能系统的总充电量，Pt DERs.c为t时刻园区运营商直辖的分布式新能源发电向储电系统的充电量。
在此基础上，电储能的正常运行还需要限制储能荷电状态与充放电功率的上下限，同时还要避免储能同时充放电。因此，电储能运行约束条件如下：
Figure BDA0003238810430000223
其中，
Figure BDA0003238810430000224
分别为电储能荷电状态的上下限，
Figure BDA0003238810430000225
分别为储能充电功率的上下限，
Figure BDA0003238810430000226
分别为储能放电功率的上下限，用0-1变量来限制电储能不能同时充放电，B为0-1变量。
而与电储能运行约束条件相同，热储能的荷电状态表示如下：
Figure BDA0003238810430000227
Figure BDA0003238810430000228
其中，
Figure BDA0003238810430000229
为t时刻热储能的荷电状态，ηh.c为热储能的充热效率，ηh.d为热储能的放热效率，CESh为热储能的容量，
Figure BDA00032388104300002210
为t时刻热储能系统的总充热量，
Figure BDA0003238810430000231
为t时刻热电联产设备向热储能充热量，
Figure BDA0003238810430000232
为t时刻太阳能集热器向热储能充热量。
除此之外，热储能的正常运行还需要限制储能荷电状态与充放热功率的上下限，同时还要避免储能同时充放热。因此，热储能运行约束条件如下：
Figure BDA0003238810430000233
其中，
Figure BDA0003238810430000234
分别为热储能荷电状态的上下限，
Figure BDA0003238810430000235
分别为储能充热功率的上下限，
Figure BDA0003238810430000236
分别为储能放热功率的上下限。用0-1变量来限制热储能不能同时充放电，A为0-1变量。
与电、热储能相同，气储能的荷电状态表示如下：
Figure BDA0003238810430000237
Figure BDA0003238810430000238
其中，
Figure BDA0003238810430000239
为t时刻气储能的荷电状态，ηg.c为气储能的充热效率，ηg.d为气储能的放气效率，CESg为气储能的容量，
Figure BDA00032388104300002310
为t时刻气储能系统的总充气量。
除此之外，气储能的正常运行还需要限制储能荷电状态与充放气功率的上下限，同时还要避免储能同时充放气。因此，气储能运行约束条件如下：
Figure BDA0003238810430000241
其中，
Figure BDA0003238810430000242
分别为气储能荷电状态的上下限，
Figure BDA0003238810430000243
分别为储能充气功率的上下限，
Figure BDA0003238810430000244
分别为储能放气功率的上下限。用0-1变量来限制气储能不能同时充放电，A为0-1变量。
与储能设备相同，蓄热式电锅炉的荷电状态表示如下：
Figure BDA0003238810430000245
其中，
Figure BDA0003238810430000246
为t时刻蓄热式电锅炉的荷电状态，CESEB为蓄热式电锅炉的容量，Pt EB为t时刻蓄热式电锅炉的供电量，
Figure BDA0003238810430000247
为t时刻蓄热式电锅炉的产热量，ηEB.c为蓄热式电锅炉的热能转换效率，ηEB.d为蓄热式电锅炉的放热效率。
除此之外，蓄热式电锅炉的正常运行还需要限制储能荷电状态与充放功率的上下限，同时还要避免储能同时充放能。因此，蓄热式电锅炉运行约束条件如下：
Figure BDA0003238810430000251
其中，
Figure BDA0003238810430000252
分别为蓄热式电锅炉荷电状态的上下限，
Figure BDA0003238810430000253
分别为储能充电功率的上下限，
Figure BDA0003238810430000254
分别为蓄热式电锅炉放热功率的上下限。用0-1变量来限制蓄热式电锅炉不能同时充放能，A为0-1变量。
在热电联产技术运用中，热电联产设备的输出增大速率要小于该设备的最大向上爬坡速率，输出减小速率要小于最大向下爬坡速率，并且还具有功率上下限约束。因此，热电联产设备运行约束条件为：
Figure BDA0003238810430000255
Figure BDA0003238810430000256
其中
Figure BDA0003238810430000257
分别为热电联产设备输出电功率的最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率，
Figure BDA0003238810430000258
分别为热电联产设备输出热功率的最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率，
Figure BDA0003238810430000259
分别为热电联产设备输出电功率的上下限，
Figure BDA00032388104300002510
Figure BDA00032388104300002511
分别为热电联产设备输出热功率的上下限。
在一个实施例中，多能耦合约束条件组还包括供能设备约束条件以及价格约束条件。
其中，供能设备约束条件包括用于对微燃机的最大供气量进行约束的微燃机运行约束条件，具体为：
Figure BDA0003238810430000261
式中，
Figure BDA0003238810430000262
为微燃机供气量的上下限。
其中，供能设备约束条件包括用于对电转气设备的最大供电量进行约束的电转气设备运行约束条件，具体为：
Figure BDA0003238810430000263
式中，
Figure BDA0003238810430000264
为电转气设备供电量的上下限。
其中，供能设备约束条件包括用于对热泵的最大供电量进行约束的热泵运行约束条件，具体为：
Figure BDA0003238810430000265
式中，
Figure BDA0003238810430000266
为热泵供电量的上下限。
而价格约束条件则是要求制定的电价和热价均要低于外界购买电和热的价格，具体表示为下式：
Figure BDA0003238810430000267
在上述收益模型和约束条件组的基础上，为进一步描述收益模型，此处对收益模型中的管理收益和管理成本进行进一步描述。由于管理收益由售能收益与需求响应收益构成，管理成本由购电成本、购热成本以及购气成本构成，因此，此处将进一步对各个成本和收益项进行描述。
具体地，售能收益表达式为：
Figure BDA0003238810430000268
其中，
Figure BDA0003238810430000271
为t时刻由运营商制定的分时电价，Pt PL为t时刻运营商向用户提供的电能，
Figure BDA0003238810430000272
为t时刻由运营商制定的分时热价，
Figure BDA0003238810430000273
为t时刻运营商向用户提供的热能,
Figure BDA0003238810430000274
为t时刻由运营商制定的分时天然气价格，
Figure BDA0003238810430000275
为t时刻运营商向用户提供的天然气。
当园区供应商响应系统的需求时，运营商根据调度指令，通过减少自身用电量来减少运营商及其储能向主网的购电，以需求响应获取收益。因此，需求响应收益具体表达式如下：
Figure BDA0003238810430000276
其中，IDR为运营商响应需求响应后减少用电热量所获得补偿，
Figure BDA0003238810430000277
为不同需求响应类型的补偿电价，PDR为响应调度指令而减小的电量，
Figure BDA0003238810430000278
为不同需求响应类型的补偿电价，HDR为响应调度指令而减小的热量，
Figure BDA0003238810430000279
为不同需求响应类型的补偿气价，GDR为响应调度指令而减小的气量。
相对应的，购电成本具体为：
Figure BDA00032388104300002710
其中，
Figure BDA00032388104300002711
为t时刻主网的分时电价，Pt M.c为储电在t时刻向主网的购电量，Pt L为t时刻运营商向电网直接购电供给负荷的购电量。
购气成本具体为：
Figure BDA00032388104300002712
其中，
Figure BDA00032388104300002713
为t时刻热网的热价，
Figure BDA00032388104300002714
为t时刻运营商从热网直接购热量。
园区运营商向气网直接购买天然气，满足自身天然气负荷或进行存储，以及供给CHP系统。购气成本具体为：
Figure BDA0003238810430000281
其中，
Figure BDA0003238810430000282
为t时刻气网天然气价格，
Figure BDA0003238810430000283
为t时刻运营商的CHP购气量，
Figure BDA0003238810430000284
为t时刻向储气供气量，
Figure BDA0003238810430000285
为t时刻运营商直接向用户供气量。
A6：根据所述最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理。
在一个实施例中，本步骤具体为：根据所述最优能源调度管理方案确定购电量、购热量以及购气量，从而向主网购买相应的电能、热能和气能，并利用各种供能设备生产以进行补足。
本发明提供了一种综合能源系统的能源调度管理方法，在充分考虑多能耦合供应的情况下，通过预设的收益模型，计算获得能源调度管理模块的多能源耦合的最优能源调度管理方案并执行该方案，该能源调度管理方法提升了多能源调度管理的整体经济性；进一步地，本发明提供的一种综合能源系统的能源调度管理方法还通过根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格，并根据用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组，从而通过设定分时电价，充分引导用户调整负荷，从而增强了综合能源系统的能源调度管理的互动性。
具体实施例三
除上述方法外，本发明实施例还描述了一种综合能源系统的能源调度管理装置。图3示出了根据本发明的一种综合能源系统的能源调度管理装置的一个实施例的结构图。
如图3所示，该能源管理装置包括数据接收单元11、方案计算单元12以及执行管理单元13。
数据接收单元11用于接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组。
方案计算单元12用于根据预设的多能源分时价格、所述多能负荷优化需求数据组、预设的收益模型以及预设的多能耦合约束条件组，计算获得最优能源调度管理方案。所述多能耦合约束条件组包括电功率平衡约束条件组以及热功率平衡约束条件组。
执行管理单元13用于根据所述最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理。
在一个实施例中，所述能源调度管理装置还包括能源定价单元，所述能源定价单元用于根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格并将所述多能源分时价格发送给用户侧。
在一个实施例中，所述能源调度管理装置还包括需求调整单元，所述需求调整单元用于：接收所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令；根据预设的用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组。
本发明提供了一种综合能源系统的能源调度管理装置，在充分考虑多能耦合供应的情况下，通过预设的收益模型，计算获得能源调度管理模块的多能源耦合的最优能源调度管理方案并执行该方案，该能源调度管理装置提升了多能源调度管理的整体经济性；进一步地，本发明提供的一种综合能源系统的能源调度管理装置还通过根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格，并根据用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组，从而通过设定分时电价，充分引导用户调整负荷，从而增强了综合能源系统的能源调度管理的互动性。
具体实施例四
除上述方法和装置外，本发明实施例还描述了一种综合能源系统的能源调度管理系统。图4示出了根据本发明的一种综合能源系统的能源调度管理系统的一个实施例的结构图。
如图4所示，该能源调度管理系统包括能源调度管理模块1、用户侧2以及供应侧3，所述用户侧2、所述能源调度管理模块1以及所述供应侧3依次通信连接。
用户侧2用于接收用户发送的多能负荷计划需求数据组，并将所述多能负荷计划需求数据组发送给所述能源调度管理模块；接收所述能源调度管理模块发送的多能源分时价格，并将所述多能源分时价格发送给所述用户；以及接收所述用户根据所述多能源分时价格发送的多能负荷调整指令，并将所述多能负荷调整指令发送给所述能源调度管理模块。
能源调度管理模块1用于根据所述多能负荷计划需求数据组、所述多能负荷调整指令、所述供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，执行如前所述的综合能源系统的能源调度管理方法，从而根据最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理。在一个实施例中，所述能源调度管理模块1还包括多能源存储装置以及多能源产生装置，所述多能源存储装置与多能源产生装置机械连接。在一个实施例中，所述多能源产生装置包括微燃机组、电转气设备、热泵、蓄热式电锅炉以及太阳能集热器中的一种或多种的组合。
供应侧3用于向所述能源调度管理模块1发送多能价格数据组以及需求响应调度指令；以及，根据所述最优能源调度管理方案，向所述能源调度管理模块相应进行能源供应。
本发明提供了一种综合能源系统的能源调度管理系统，在充分考虑多能耦合供应的情况下，通过预设的收益模型，计算获得能源调度管理模块的多能源耦合的最优能源调度管理方案并执行该方案，该能源调度管理系统提升了多能源调度管理的整体经济性；进一步地，本发明提供的一种综合能源系统的能源调度管理系统还通过根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格，并根据用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组，从而通过设定分时电价，充分引导用户调整负荷，从而增强了综合能源系统的能源调度管理的互动性。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的详细说明，应当理解，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围。特别指出，对于本领域技术人员来说，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种综合能源系统的能源调度管理方法，其特征在于，所述能源调度管理方法包括：
接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组；
根据预设的多能源分时价格、所述多能负荷优化需求数据组、预设的收益模型以及预设的多能耦合约束条件组，计算获得最优能源调度管理方案；所述多能耦合约束条件组包括电功率平衡约束条件组以及热功率平衡约束条件组；
根据所述最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理。
2.根据权利要求1所述的综合能源系统的能源调度管理方法，其特征在于，在所述接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组之前，所述能源调度管理方法还包括：
根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格并将所述多能源分时价格发送给用户侧。
3.根据权利要求2所述的综合能源系统的能源调度管理方法，其特征在于，在根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格并将所述多能源分时价格发送给用户侧之后，所述能源调度管理方法还包括：
接收所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令；
根据预设的用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组。
4.一种综合能源系统的能源调度管理装置，其特征在于，所述能源管理装置包括数据接收单元、方案计算单元以及执行管理单元，其中，
所述数据接收单元用于接收用户侧发送的多能负荷优化需求数据组；
所述方案计算单元用于根据预设的多能源分时价格、所述多能负荷优化需求数据组、预设的收益模型以及预设的多能耦合约束条件组，计算获得最优能源调度管理方案；所述多能耦合约束条件组包括电功率平衡约束条件组以及热功率平衡约束条件组；
所述执行管理单元用于根据所述最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理。
5.根据权利要求4所述的综合能源系统的能源调度管理装置，其特征在于，所述能源调度管理装置还包括能源定价单元，所述能源定价单元用于根据用户侧发送的多能负荷计划需求数据组、供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，设定多能源分时价格并将所述多能源分时价格发送给用户侧。
6.根据权利要求5所述的综合能源系统的能源调度管理装置，其特征在于，所述能源调度管理装置还包括需求调整单元，所述需求调整单元用于：
接收所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令；
根据预设的用户成本模型、预设的多能负荷模型组、所述多能源分时价格以及用户发送的多能负荷调整指令，计算获得多能负荷优化需求数据组。
7.一种综合能源系统的能源调度管理系统，其特征在于，所述能源调度管理系统包括能源调度管理模块、用户侧以及供应侧，所述用户侧、所述能源调度管理模块以及所述供应侧依次通信连接，其中，
所述用户侧用于接收用户发送的多能负荷计划需求数据组，并将所述多能负荷计划需求数据组发送给所述能源调度管理模块；接收所述能源调度管理模块发送的多能源分时价格，并将所述多能源分时价格发送给所述用户；以及接收所述用户根据所述多能源分时价格发送的多能负荷调整指令，并将所述多能负荷调整指令发送给所述能源调度管理模块；
所述能源调度管理模块用于根据所述多能负荷计划需求数据组、所述多能负荷调整指令、所述供应侧发送的多能价格数据组以及需求响应调度指令，执行如权利要求1-3中任一项所述的综合能源系统的能源调度管理方法，从而根据最优能源调度管理方案，对多种能源分别进行调度管理；
所述供应侧用于向所述能源调度管理模块发送多能价格数据组以及需求响应调度指令；以及，根据所述最优能源调度管理方案，向所述能源调度管理模块相应进行能源供应。
8.根据权利要求7所述的综合能源系统的能源调度管理系统，其特征在于，所述能源调度管理模块还包括多能源存储装置以及多能源产生装置，所述多能源存储装置与多能源产生装置机械连接。
9.根据权利要求7或8所述的综合能源系统的能源调度管理系统，其特征在于，所述多能源产生装置包括微燃机组、电转气设备、热泵、蓄热式电锅炉以及太阳能集热器中的一种或多种的组合。
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