CN114066056A - 考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法及系统 - Google Patents

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CN114066056A CN202111355782.7A CN202111355782A CN114066056A CN 114066056 A CN114066056 A CN 114066056A CN 202111355782 A CN202111355782 A CN 202111355782A CN 114066056 A CN114066056 A CN 114066056A
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Abstract

本发明涉及一种考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，包括以下步骤：步骤S1:基于热电协同综合能源系统模型，构建电力系统模型、考虑供热管网储热特性的热力系统模型，并进一步基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型；步骤S2:基于步骤S1构建的模型，并考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统热力约束，构建基于考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型；步骤S3:基于考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型，并以热电协同综合能源系统运行成本最低为目标，获取实际热电协同综合能源系统优化调度方案，实现对热电协同综合能源系统的合理调度。本发明能够有效节省系统运行成本提高运行效率，能够促进对可再生能源的消纳。

Description

考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法及系统
技术领域
本发明涉及综合能源系统的优化调度领域，具体涉及一种考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法及系统。
背景技术
能源是人类赖以生存和发展的基础，是国民经济的命脉。近年来，由于社会对能源需求量剧增且化石能源不可再生，如何确保能源持续且安全可靠的供应成为了社会关心的热点话题。综合能源系统(Integrated Energy System,IES)改变了各能源供用系统单独运行、独立规划的传统模式，对电、气、热各供用能环节进行协调优化，显著提升了系统供用能效率和可靠性。
能源是人类赖以生存和发展的基础，是国民经济的命脉。近年来，由于社会对能源需求量剧增且化石能源不可再生，如何确保能源持续且安全可靠的供应成为了社会关心的热点话题。综合能源系统(Integrated Energy System,IES)改变了各能源供用系统单独运行、独立规划的传统模式，对电、气、热各供用能环节进行协调优化，显著提升了系统供用能效率和可靠性。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法及系统，能够有效节省系统运行成本提高运行效率，并能够促进对可再生能源的消纳。
为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，包括以下步骤：
步骤S1:基于热电协同综合能源系统模型，构建电力系统模型、考虑供热管网储热特性的热力系统模型，并进一步基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型；
步骤S2:基于步骤S1构建的模型，并考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统热力约束，构建基于考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型；
步骤S3:基于考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型，并以热电协同综合能源系统运行成本最低为目标，获取实际热电协同综合能源系统优化调度方案，实现对热电协同综合能源系统的合理调度。
进一步的，所述电力系统数学模型具体为：基于电力系统组成，对电力传输网络运用节点电压法进行数学描述
Figure BDA0003356945750000021
式中：
Figure BDA0003356945750000022
为节点i的电压，
Figure BDA0003356945750000023
为节点j的电压，
Figure BDA0003356945750000024
为流过节点i的电流，Yii称为节点i的自导纳，Yij称为节点i和节点j之间的互导纳。
进一步的，所述考虑供热管网储热特性的热力系统模型，具体如下：
基于热力系统组成，分别构建了电力系统的水力模型和热力模型
水力模型即对供热管网中任意节点，与该节点相连管道流向该节点的流量之和与流出该节点的流量之和一定相等
∑qt,j＝∑qt,k (2)
式中：qt,j和qt,k分别为t时段管道j和k中工质的质量流量，kg/s。
热力模型由热功率方程、节点温度混合方程构成
Figure BDA0003356945750000031
Figure BDA0003356945750000032
Figure BDA0003356945750000033
式中：
Figure BDA0003356945750000034
和
Figure BDA0003356945750000035
分别为与节点n相连并向节点n注入流量的管道集合和从节点n流出流量的管道集合；Ht,i为t时段换热站i与热负荷的换热量，kJ；mt,i为t时段流经换热站i的工质质量，kg；
Figure BDA0003356945750000036
和
Figure BDA0003356945750000037
分别为t时段流经换热站i的供水温度、回水温度，℃；
Figure BDA0003356945750000038
为t时段换热站i处的热负荷，kW；
Figure BDA0003356945750000039
为t时段流出管道j的热水的出口温度，℃；
Figure BDA00033569457500000310
为t时段流出管道k的热水的出口温度，℃；
Figure BDA00033569457500000311
表示出口n与节点相连的管道，
Figure BDA00033569457500000312
表示入口与节点n相连的管道。
进一步的，所述基于广义等效热储能模型，具体为：
Figure BDA00033569457500000313
式中，
Figure BDA00033569457500000314
为供水网络中热水在管道p中在时刻t的入口温度；
Figure BDA00033569457500000315
为回水网络中热水在管道p中在时刻t的入口温度；
Figure BDA00033569457500000316
为在时刻τ热源向供热网络输入的热量；
Figure BDA00033569457500000317
为在时刻τ供热网络向热负荷输出的热量。
进一步的，所述基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型，具体如下：
基于供热管网储热特性建立热网灵活性评估模型，定义热力系统的运行灵活性为在系统运行约束条件下，热输入功率偏离基准热输入功率的范围；
首先构建热输入功率模型
Figure BDA0003356945750000041
式中：
Figure BDA0003356945750000042
和
Figure BDA0003356945750000043
分别指最大和最小热储能容量偏差；
Figure BDA0003356945750000044
和
Figure BDA0003356945750000045
分别指最大和最小热输入功率偏差；
Figure BDA0003356945750000046
和
Figure BDA0003356945750000047
分别指最大和最小热输入功率爬坡速率；
Figure BDA0003356945750000048
指基准情况下供热管网的储能容量；
Figure BDA0003356945750000049
指基准情况下的热输入功率；
热输入功率偏差的上限
Figure BDA00033569457500000410
和下限
Figure BDA00033569457500000411
可以由下式计算得到：
变流量定温度
Figure BDA00033569457500000412
定流量变温度
Figure BDA00033569457500000413
变流量变温度
Figure BDA00033569457500000414
进一步的，所述步骤S2具体为：
构建考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统电力约束；
Figure BDA0003356945750000051
Figure BDA0003356945750000052
式中：Pin,i和Pout,i表示热力系统向电力系统于节点i处注入和电力系统于节点i向热力系统输出的有功功率；Qin,i和Qout,i表示热力系统向电力系统于节点i处注入和电力系统于节点i向热力系统输出的无功功率；ΔPi和ΔQi分别表示节点i的有功功率和无功功率的偏差量；εi表示节点i处的灵活性指数；
构建考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统热力约束；
Figure BDA0003356945750000053
Figure BDA0003356945750000054
Figure BDA0003356945750000055
Figure BDA0003356945750000056
式中，
Figure BDA0003356945750000057
为t时刻热力系统与电力系统耦合以及热力系统内部储能装置产生的热能在节点n处热功率出力；
Figure BDA0003356945750000058
为t时刻节点n处其他能源系统向热力系统的热能输入量，
Figure BDA0003356945750000059
为节点n处热力系统向其他能源系统热能输出量；ΔΦn,t表示节点n的热能的偏差量；δn,t表示节点n处的灵活性指数；
考虑了热网储能性能的热功率平衡约束为：
Figure BDA0003356945750000061
同时考虑到一天的调度阶段内，稳定运行的热力管网应处于能量平衡的状态，故还应满足热网平衡约束：
Figure BDA0003356945750000062
进一步的，所述以热电协同综合能源系统运行成本最低为优化调度目标，考虑系统运行灵活性以及热电协同综合能源系统中各个环节的运行约束，基于MATLAB-YALMIP平台，通过CPLEX求解器对考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型进行求解。
进一步的，所述考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型，具体如下：
Figure BDA0003356945750000063
约束如下：
Pt unit+Pt CHP+Pt WT+Pt PV-Pt EB＝Pt load
(19)
Figure BDA0003356945750000064
Figure BDA0003356945750000065
Figure BDA0003356945750000066
Figure BDA0003356945750000067
Figure BDA0003356945750000068
Figure BDA0003356945750000069
Figure BDA00033569457500000610
Figure BDA0003356945750000071
Figure BDA0003356945750000072
Figure BDA0003356945750000073
Figure BDA0003356945750000074
0≤Pt WT≤Pt WT,pre (31)
Pt WT+Pt WT,loss＝Pt WT,pre (32)
0≤Pt PV≤Pt PV,pre (33)
Pt PV+Pt PV,loss＝Pt PV,pre (34)
Figure BDA0003356945750000075
Figure BDA0003356945750000076
Figure BDA0003356945750000077
Pt,i＝-B'θt,i (38)
Figure BDA0003356945750000078
Pl,min＜Pl＜Pl,max (40)
式中，Pt unit为t时段火力发电机机组发出的电功率，kW；Pt CHP为t时段CHP发出的电功率，kW；Pt WT为t时段的风机发出的电功率，kW；Pt PV为t时段的光伏发出的电功率，kW；Pt EB为t时段电锅炉消耗的电功率，kW；Pt load为t时段的电负荷，kW；
Figure BDA0003356945750000079
为t时段CHP产生的热功率，kW；
Figure BDA00033569457500000710
为t时段电锅炉产生的热功率，
Figure BDA00033569457500000711
为t时段系统的热负荷，kW；
Figure BDA00033569457500000712
和
Figure BDA00033569457500000713
分别指最大和最小热输入功率偏差；ε为CHP热电比；η为CHP气-热转换效率；ηCHP为CHP效率；bv为天然气燃烧热值
Figure BDA00033569457500000714
和
Figure BDA00033569457500000715
分别表示CHP的出力上限和下限，kW；
Figure BDA0003356945750000081
与
Figure BDA0003356945750000082
分别表示向上、向下的最大爬坡率，kW；ηEB为电锅炉的电-热转换效率；
Figure BDA0003356945750000083
和
Figure BDA0003356945750000084
分别表示EB出力的上限和下限，kW；
Figure BDA0003356945750000085
与
Figure BDA0003356945750000086
分别表示向上、向下的最大爬坡率，kW；Pt WT,pre和Pt PV,pre分别表示t时段的风机的预测出力值和光伏预测出力值，kW；Pt WT,loss、Pt PV,loss分别表示t时段的弃风功率和弃光功率，kW；B'为电网支路的电纳矩阵；Pt,i为t时刻节点i注入系统的有功功率，kW；θt,i为t时刻节点i的电压相角；Pl为输电线路l的输电功率容量大小，Pl,min、Pl,max分别是输电线路l输电功率容量的下限和上限。
一种考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度系统，包括数据采集处理模块，用于采集处理供水网络中温度参数；
模型建立模块，用于进行考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型构建，包括构建电力系统模型、考虑供热管网储热特性的热力系统模型，进而基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型；构造考虑热电协同综合能源系统灵活性的系统运行模型；以热电协同综合能源系统运行成本最低为目标，构建热电协同综合能源系统优化调度模型；
评估模块，用于获取热电协同综合能源系统灵活性评价指标值，并对热电协同综合能源系统优化调度方式进行评估确定合理优化调度方式。
本发明与现有技术相比具有以下有益效果：
本发明能够通过对热电协同综合能源系统的优化调度有效利用供热管网的灵活性，一方面提升系统的经济性，且降低系统的总运行成本；另一方面可以促进系统对可再生能源的消纳能力，进一步降低系统的弃风弃光量，从而提高能源利用效率。
附图说明
图1为本发明实施例的方法流程图；
图2为本发明实施例的热电协同综合能源系统结构；
图3为本发明实施例的系统负荷及风、光预测出力示意图；
图4为本发明实施例的场景1情况下电、热功率平衡示意图；
图5为本发明实施例的场景2情况下电、热功率平衡示意图；
图6为本发明实施例的灵活性评估示意图；
图7为本发明实施例的场景3情况下电、热功率平衡示意图；
图8为本发明实施例的场景4情况下电、热功率平衡示意图；
图9为本发明实施例场景3、场景4弃风功率示意图；
图10为本发明实施例场景3、场景4弃光功率示意图。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明做进一步说明。
请参照图1，本发明提供一种考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，包括以下步骤：
步骤S1:基于热电协同综合能源系统模型，构建电力系统模型、考虑供热管网储热特性的热力系统模型，并进一步基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型；
步骤S2:基于步骤S1构建的模型，并考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统热力约束，构建基于考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型；
步骤S3:基于考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型，并以热电协同综合能源系统运行成本最低为目标，获取实际热电协同综合能源系统优化调度方案，实现对热电协同综合能源系统的合理调度。
在本实施例中，电力系统数学模型具体为：基于电力系统组成，对电力传输网络运用节点电压法进行数学描述
Figure BDA0003356945750000101
式中：
Figure BDA0003356945750000102
为节点i的电压，
Figure BDA0003356945750000103
为节点j的电压，
Figure BDA0003356945750000104
为流过节点i的电流，Yii称为节点i的自导纳，Yij称为节点i和节点j之间的互导纳。
在本实施例中，考虑供热管网储热特性的热力系统模型，具体如下：
基于热力系统组成，分别构建了电力系统的水力模型和热力模型
水力模型即对供热管网中任意节点，与该节点相连管道流向该节点的流量之和与流出该节点的流量之和一定相等
∑qt,j＝∑qt,k (2)
式中：qt,j和qt,k分别为t时段管道j和k中工质的质量流量，kg/s。
热力模型由热功率方程、节点温度混合方程构成
Figure BDA0003356945750000105
Figure BDA0003356945750000111
Figure BDA0003356945750000112
式中：
Figure BDA0003356945750000113
和
Figure BDA0003356945750000114
分别为与节点n相连并向节点n注入流量的管道集合和从节点n流出流量的管道集合；Ht,i为t时段换热站i与热负荷的换热量，kJ；mt,i为t时段流经换热站i的工质质量，kg；
Figure BDA0003356945750000115
和
Figure BDA0003356945750000116
分别为t时段流经换热站i的供水温度、回水温度，℃；
Figure BDA0003356945750000117
为t时段换热站i处的热负荷，kW；
Figure BDA0003356945750000118
为t时段流出管道j的热水的出口温度，℃；
Figure BDA0003356945750000119
为t时段流出管道k的热水的出口温度，℃；
Figure BDA00033569457500001110
表示出口n与节点相连的管道，
Figure BDA00033569457500001111
表示入口与节点n相连的管道。
在本实施例中，基于广义等效热储能模型，具体为：
Figure BDA00033569457500001112
式中，
Figure BDA00033569457500001113
为供水网络中热水在管道p中在时刻t的入口温度；
Figure BDA00033569457500001114
为回水网络中热水在管道p中在时刻t的入口温度；
Figure BDA00033569457500001115
为在时刻τ热源向供热网络输入的热量；
Figure BDA00033569457500001116
为在时刻τ供热网络向热负荷输出的热量。
在本实施例中，基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型，具体如下：
基于供热管网储热特性建立热网灵活性评估模型，定义热力系统的运行灵活性为在系统运行约束条件下，热输入功率偏离基准热输入功率的范围；
首先构建热输入功率模型
Figure BDA0003356945750000121
式中：
Figure BDA0003356945750000122
和
Figure BDA0003356945750000123
分别指最大和最小热储能容量偏差；
Figure BDA0003356945750000124
和
Figure BDA0003356945750000125
分别指最大和最小热输入功率偏差；
Figure BDA0003356945750000126
和
Figure BDA0003356945750000127
分别指最大和最小热输入功率爬坡速率；
Figure BDA0003356945750000128
指基准情况下供热管网的储能容量；
Figure BDA0003356945750000129
指基准情况下的热输入功率；
热输入功率偏差的上限
Figure BDA00033569457500001210
和下限
Figure BDA00033569457500001211
可以由下式计算得到：
变流量定温度
Figure BDA00033569457500001212
定流量变温度
Figure BDA00033569457500001213
变流量变温度
Figure BDA00033569457500001214
在本实施例中，步骤S2具体为：
构建考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统电力约束；
Figure BDA00033569457500001215
Figure BDA0003356945750000131
式中：Pin,i和Pout,i表示热力系统向电力系统于节点i处注入和电力系统于节点i向热力系统输出的有功功率；Qin,i和Qout,i表示热力系统向电力系统于节点i处注入和电力系统于节点i向热力系统输出的无功功率；ΔPi和ΔQi分别表示节点i的有功功率和无功功率的偏差量；εi表示节点i处的灵活性指数；
构建考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统热力约束；
Figure BDA0003356945750000132
Figure BDA0003356945750000133
Figure BDA0003356945750000134
Figure BDA0003356945750000135
式中，
Figure BDA0003356945750000136
为t时刻热力系统与电力系统耦合以及热力系统内部储能装置产生的热能在节点n处热功率出力；
Figure BDA0003356945750000137
为t时刻节点n处其他能源系统向热力系统的热能输入量，
Figure BDA0003356945750000138
为节点n处热力系统向其他能源系统热能输出量；ΔΦn,t表示节点n的热能的偏差量；δn,t表示节点n处的灵活性指数；
考虑了热网储能性能的热功率平衡约束为：
Figure BDA0003356945750000139
同时考虑到一天的调度阶段内，稳定运行的热力管网应处于能量平衡的状态，故还应满足热网平衡约束：
Figure BDA00033569457500001310
在本实施例中，考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型，具体如下：
Figure BDA0003356945750000141
(一)功率平衡约束
(1)电功率平衡约束
忽略网损，系统电功率的生产和使用应实时平衡：
Pt unit+Pt CHP+Pt WT+Pt PV-Pt EB＝Pt load
(21)
式中：Pt unit为t时段火力发电机机组发出的电功率，kW；Pt CHP为t时段CHP发出的电功率，kW；Pt WT为t时段的风机发出的电功率，kW；Pt PV为t时段的光伏发出的电功率，kW；Pt EB为t时段电锅炉消耗的电功率，kW；Pt load为t时段的电负荷，kW。
(2)热功率平衡约束
忽略热网损耗，系统发热量应始终与热负荷相等：
Figure BDA0003356945750000142
式中：
Figure BDA0003356945750000143
为t时段CHP产生的热功率，kW；
Figure BDA0003356945750000144
为t时段电锅炉产生的热功率，
Figure BDA0003356945750000145
为t时段系统的热负荷，kW。
考虑热网储能特性的热-电耦合IES的热功率平衡约束为(18)-(19)。
(二)能源设备约束
(1)CHP约束
CHP的约束包括热电比约束、能量转换约束：
Figure BDA0003356945750000151
Figure BDA0003356945750000152
Figure BDA0003356945750000153
式中：ε为CHP热电比；η为CHP气-热转换效率；ηCHP为CHP效率；bv为天然气燃烧热值。
CHP的出力上下限约束为：
Figure BDA0003356945750000154
式中：
Figure BDA0003356945750000155
和
Figure BDA0003356945750000156
分别表示CHP的出力上限和下限，kW。
CHP机组在相邻两个调度时段内出力变化量的爬坡约束为：
Figure BDA0003356945750000157
式中：
Figure BDA0003356945750000158
与
Figure BDA0003356945750000159
分别表示向上、向下的最大爬坡率，kW。
(2)电锅炉约束
电锅炉的运行约束包括电-热转换效率的约束，电-热转换效率为电锅炉制热量与耗电量之比：
Figure BDA00033569457500001510
式中：ηEB为电锅炉的电-热转换效率。
电锅炉的出力上下限约束为：
Figure BDA0003356945750000161
式中：
Figure BDA0003356945750000162
和
Figure BDA0003356945750000163
分别表示EB出力的上限和下限，kW。
电锅炉在相邻两个调度时段内出力的变化量的爬坡约束为：
Figure BDA0003356945750000164
式中：
Figure BDA0003356945750000165
与
Figure BDA0003356945750000166
分别表示向上、向下的最大爬坡率，kW。
(3)可再生能源出力约束
可再生能源的出力受到可再生能源预测值的限制，若系统中可再生能源消纳能力不足，就会产生弃风弃光现象，约束为：
0≤Pt WT≤Pt WT,pre (31)
Pt WT+Pt WT,loss＝Pt WT,pre (32)
0≤Pt PV≤Pt PV,pre (33)
Pt PV+Pt PV,loss＝Pt PV,pre (34)
式中：Pt WT,pre和Pt PV,pre分别表示t时段的风机的预测出力值和光伏预测出力值，kW；Pt WT,loss、Pt PV,loss分别表示t时段的弃风功率和弃光功率，kW。
(三)供热网络约束
供热网络约束包括换热约束(3)-(4)、节点温度混合约束(5)。
(四)电网约束
为了简化计算，只考虑电网中的有功潮流分布，约束为：
Pt,i＝-B'θt,i (35)
B'ij＝1/xij,
Figure BDA0003356945750000171
式中：B'为电网支路的电纳矩阵；Pt,i为t时刻节点i注入系统的有功功率，kW；θt,i为t时刻节点i的电压相角。
输电线路的容量约束为：
Pl,min＜Pl＜Pl,max (37)
式中：Pl为输电线路l的输电功率容量大小，Pl,min、Pl,max分别是输电线路l输电功率容量的下限和上限。
基于MATLAB-YALMIP平台，通过CPLEX求解器对上述线性规划模型进行求解。
实施例：
本实施例选取IEEE14节点配电系统和改进32节点集中供热网络(附图2)，系统中包含的能源设备有火力发电机组、热电联产机组、电锅炉、风机、光伏，它们的详细运行参数见表1，供热系统管道参数表2。
表1能源设备运行参数
Figure BDA0003356945750000181
表2供热系统管道参数
Figure BDA0003356945750000182
Figure BDA0003356945750000191
在本实施例中，为分析热电协同综合能源系统的运行灵活性提升对系统经济性、可再生能源消纳能力等性能的提升，构建了四个调度场景。
1)场景1：不考虑热网储能提供的灵活性。在此场景下系统的热出力等于热负荷。该场景是热电协同综合能源系统基础运行场景；
2)场景2：考虑热网储能提供的灵活性。在考虑热力系统供需平衡时，将热网的储能特性考虑进去，场景2与场景1做对比，分析系统运行灵活性对系统经济性的影响；
3)场景3：不考虑热网储能提供的灵活性，但考虑高比例可再生能源接入系统。场景3中风机和光伏的预测出力提高为原来的1.5倍，系统开始出现弃风弃光现象；
4)场景4：考虑热网储能提供的灵活性，同时考虑高比例可再生能源接入系统。在考虑系统供需平衡时，将热网的储能特性考虑进去，场景4与场景3做对比，分析系统运行灵活性对系统可再生能源消纳能力的影响。
先对场景1、场景2进行优化调度，分析系统运行灵活性对系统经济性的提升作用，两种场景中系统的总运行成本以及各项费用如下表所示。
表3场景1和场景2运行费用对比
Figure BDA0003356945750000201
场景2一天之内IES运行总费用为400.65万元，比场景1的402.00万元节省了约0.34％。其中，场景2的火力发电费用比场景1少约7％，CHP运行费用比场景1增加了约1.8％。场景2的调度方案使系统的总运行费用降低，其中，火力发电费用明显下降，而CHP运行费用稍有提高。场景1和场景2中系统的能源生产设备发出的电功率都等于系统的电负荷，场景1中系统的能源生产设备发出的热功率等于系统的热负荷，而场景2中考虑了热网储能特性的热电协同综合能源系统则打破了以热定电的约束，系统的供热功率不必实时跟随热负荷的变化，实现了热能在时空上的平移。
对场景3、场景4进行优化调度，分析系统灵活性对系统可再生能源消纳能力的提升作用，两种场景中系统的总运行成本以及各项费用如下表所示。
表4场景1和场景2运行费用对比
Figure BDA0003356945750000211
场景3、场景4中风机与光伏的预测出力都提高到原来的1.5倍，在两种场景下均发生弃风、弃光现象。场景4一天之内IES产生的运行总费用为318.20万元，比场景3的334.73万元节省了约4.9％。其中，场景4的弃风弃光惩罚费用比场景3减少了大约53.1％，对可再生能源的消纳能力大大提升。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，凡依本发明申请专利范围所做的均等变化与修饰，皆应属本发明的涵盖范围。

Claims (9)

1.一种考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1:基于热电协同综合能源系统模型，构建电力系统模型、考虑供热管网储热特性的热力系统模型，并进一步基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型；
步骤S2:基于步骤S1构建的模型，并考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统热力约束，构建基于考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型；
步骤S3:基于考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型，并以热电协同综合能源系统运行成本最低为目标，获取实际热电协同综合能源系统优化调度方案，实现对热电协同综合能源系统的合理调度。
2.根据权利要求1所述的考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，其特征在于，所述电力系统数学模型具体为：基于电力系统组成，对电力传输网络运用节点电压法进行数学描述
Figure FDA0003356945740000011
式中：
Figure FDA0003356945740000012
为节点i的电压，
Figure FDA0003356945740000013
为节点j的电压，
Figure FDA0003356945740000014
为流过节点i的电流，Yii称为节点i的自导纳，Yij称为节点i和节点j之间的互导纳。
3.根据权利要求1所述的考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，其特征在于，所述考虑供热管网储热特性的热力系统模型，具体如下：
基于热力系统组成，分别构建了电力系统的水力模型和热力模型水力模型即对供热管网中任意节点，与该节点相连管道流向该节点的流量之和与流出该节点的流量之和一定相等
∑qt,j＝∑qt,k (2)
式中：qt,j和qt,k分别为t时段管道j和k中工质的质量流量，kg/s。
热力模型由热功率方程、节点温度混合方程构成
Figure FDA0003356945740000021
Figure FDA0003356945740000022
Figure FDA0003356945740000023
式中：
Figure FDA0003356945740000024
和
Figure FDA0003356945740000025
分别为与节点n相连并向节点n注入流量的管道集合和从节点n流出流量的管道集合；Ht,i为t时段换热站i与热负荷的换热量，kJ；mt,i为t时段流经换热站i的工质质量，kg；
Figure FDA0003356945740000026
和
Figure FDA0003356945740000027
分别为t时段流经换热站i的供水温度、回水温度，℃；
Figure FDA0003356945740000028
为t时段换热站i处的热负荷，kW；
Figure FDA0003356945740000029
为t时段流出管道j的热水的出口温度，℃；
Figure FDA00033569457400000210
为t时段流出管道k的热水的出口温度，℃；
Figure FDA00033569457400000211
表示出口n与节点相连的管道，
Figure FDA00033569457400000212
表示入口与节点n相连的管道。
4.根据权利要求1所述的考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，其特征在于，所述基于广义等效热储能模型，具体为：
Figure FDA00033569457400000213
式中，
Figure FDA0003356945740000031
为供水网络中热水在管道p中在时刻t的入口温度；
Figure FDA0003356945740000032
为回水网络中热水在管道p中在时刻t的入口温度；
Figure FDA0003356945740000033
为在时刻τ热源向供热网络输入的热量；
Figure FDA0003356945740000034
为在时刻τ供热网络向热负荷输出的热量。
5.根据权利要求1所述的考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，其特征在于，所述基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型，具体如下：
基于供热管网储热特性建立热网灵活性评估模型，定义热力系统的运行灵活性为在系统运行约束条件下，热输入功率偏离基准热输入功率的范围；
首先构建热输入功率模型
Figure FDA0003356945740000035
式中：
Figure FDA0003356945740000036
和
Figure FDA0003356945740000037
分别指最大和最小热储能容量偏差；
Figure FDA0003356945740000038
和
Figure FDA0003356945740000039
分别指最大和最小热输入功率偏差；
Figure FDA00033569457400000310
和
Figure FDA00033569457400000311
分别指最大和最小热输入功率爬坡速率；
Figure FDA00033569457400000312
指基准情况下供热管网的储能容量；
Figure FDA00033569457400000313
指基准情况下的热输入功率；
热输入功率偏差的上限
Figure FDA00033569457400000314
和下限
Figure FDA00033569457400000315
可以由下式计算得到：
变流量定温度
Figure FDA00033569457400000316
定流量变温度
Figure FDA0003356945740000041
变流量变温度
Figure FDA0003356945740000042
6.根据权利要求1所述的考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，其特征在于，所述步骤S2具体为：
构建考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统电力约束；
Figure FDA0003356945740000043
Figure FDA0003356945740000044
式中：Pin,i和Pout,i表示热力系统向电力系统于节点i处注入和电力系统于节点i向热力系统输出的有功功率；Qin,i和Qout,i表示热力系统向电力系统于节点i处注入和电力系统于节点i向热力系统输出的无功功率；ΔPi和ΔQi分别表示节点i的有功功率和无功功率的偏差量；εi表示节点i处的灵活性指数；
构建考虑运行灵活性的热电协同综合能源系统热力约束；
Figure FDA0003356945740000045
Figure FDA0003356945740000046
Figure FDA0003356945740000047
Figure FDA0003356945740000051
式中，
Figure FDA0003356945740000052
为t时刻热力系统与电力系统耦合以及热力系统内部储能装置产生的热能在节点n处热功率出力；
Figure FDA0003356945740000053
为t时刻节点n处其他能源系统向热力系统的热能输入量，
Figure FDA0003356945740000054
为节点n处热力系统向其他能源系统热能输出量；ΔΦn,t表示节点n的热能的偏差量；δn,t表示节点n处的灵活性指数；
考虑了热网储能性能的热功率平衡约束为：
Figure FDA0003356945740000055
同时考虑到一天的调度阶段内，稳定运行的热力管网应处于能量平衡的状态，故还应满足热网平衡约束：
Figure FDA0003356945740000056
7.根据权利要求1所述的考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，其特征在于，所述以热电协同综合能源系统运行成本最低为优化调度目标，考虑系统运行灵活性以及热电协同综合能源系统中各个环节的运行约束，基于MATLAB-YALMIP平台，通过CPLEX求解器对考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型进行求解。
8.根据权利要求1所述的考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度方法，其特征在于，所述考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型，具体如下：
Figure FDA0003356945740000057
约束如下：
Figure FDA0003356945740000061
Figure FDA0003356945740000062
Figure FDA0003356945740000063
Figure FDA0003356945740000064
Figure FDA0003356945740000065
Figure FDA0003356945740000066
Figure FDA0003356945740000067
Figure FDA0003356945740000068
Figure FDA0003356945740000069
Figure FDA00033569457400000610
Figure FDA00033569457400000611
Figure FDA00033569457400000612
Figure FDA00033569457400000613
Figure FDA00033569457400000614
Figure FDA00033569457400000615
Figure FDA00033569457400000616
Figure FDA00033569457400000617
Figure FDA00033569457400000618
Figure FDA00033569457400000619
Pt,i＝-B'θt,i (38)
Figure FDA0003356945740000071
Pl,min＜Pl＜Pl,max (40)
式中，
Figure FDA0003356945740000072
为t时段火力发电机机组发出的电功率，kW；
Figure FDA0003356945740000073
为t时段CHP发出的电功率，kW；
Figure FDA0003356945740000074
为t时段的风机发出的电功率，kW；
Figure FDA0003356945740000075
为t时段的光伏发出的电功率，kW；
Figure FDA0003356945740000076
为t时段电锅炉消耗的电功率，kW；
Figure FDA0003356945740000077
为t时段的电负荷，kW；
Figure FDA0003356945740000078
为t时段CHP产生的热功率，kW；
Figure FDA0003356945740000079
为t时段电锅炉产生的热功率，
Figure FDA00033569457400000710
为t时段系统的热负荷，kW；
Figure FDA00033569457400000711
和
Figure FDA00033569457400000712
分别指最大和最小热输入功率偏差；ε为CHP热电比；η为CHP气-热转换效率；ηCHP为CHP效率；bv为天然气燃烧热值
Figure FDA00033569457400000713
和
Figure FDA00033569457400000714
分别表示CHP的出力上限和下限，kW；
Figure FDA00033569457400000715
与
Figure FDA00033569457400000716
分别表示向上、向下的最大爬坡率，kW；ηEB为电锅炉的电-热转换效率；
Figure FDA00033569457400000717
和
Figure FDA00033569457400000718
分别表示EB出力的上限和下限，kW；
Figure FDA00033569457400000719
与
Figure FDA00033569457400000720
分别表示向上、向下的最大爬坡率，kW；
Figure FDA00033569457400000721
和
Figure FDA00033569457400000722
分别表示t时段的风机的预测出力值和光伏预测出力值，kW；
Figure FDA00033569457400000723
分别表示t时段的弃风功率和弃光功率，kW；B'为电网支路的电纳矩阵；Pt,i为t时刻节点i注入系统的有功功率，kW；θt,i为t时刻节点i的电压相角；Pl为输电线路l的输电功率容量大小，Pl,min、Pl,max分别是输电线路l输电功率容量的下限和上限。
9.一种考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度系统，其特征在于，包括
数据采集处理模块，用于采集处理供水网络中温度参数；
模型建立模块，用于进行考虑热电协同综合能源系统灵活性的优化调度模型构建，包括构建电力系统模型、考虑供热管网储热特性的热力系统模型，进而基于广义等效热储能模型建立热网灵活性评估模型；构造考虑热电协同综合能源系统灵活性的系统运行模型；以热电协同综合能源系统运行成本最低为目标，构建热电协同综合能源系统优化调度模型；
评估模块，用于获取热电协同综合能源系统灵活性评价指标值，并对热电协同综合能源系统优化调度方式进行评估确定合理优化调度方式。
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