CN115619438A - 基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法及系统 - Google Patents

基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法及系统 Download PDF

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CN115619438A CN202211609142.9A CN202211609142A CN115619438A CN 115619438 A CN115619438 A CN 115619438A CN 202211609142 A CN202211609142 A CN 202211609142A CN 115619438 A CN115619438 A CN 115619438A
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丁一
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赵晨阳
王庆彪
王蒙
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于建成
刘涛
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Abstract

本发明属于区域热电综合能源调度技术领域，特别涉及一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法及系统。所述方法包括：获取预测数据；根据预测数据调度形成购电计划和购热计划；根据购电计划和购热计划形成售电计划和售热计划；确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件。所述系统包括：数据获取模块、购能计划生成模块、售能计划生成模块和确定模块。本发明适用于区域供电网络、供热网络和能源站分属不同利益主体的应用场景，基于分析目标级联法通过能源站与区域供电网络，能源站与区域供热网络间交换功率的协同，实现整个区域热电综合能源系统的经济运行。

Description

基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法及系统
技术领域
本发明属于区域热电综合能源调度技术领域，特别涉及一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法及系统。
背景技术
随着经济的快速发展，能源、环境问题日益突出，如何实现对能源的清洁高效利用成为近年来人们研究的重点。区域综合能源系统可依据其用能环节的互补特性以提高能源利用效率，通过能源环节协调调度降低用能成本，且由于系统内用户相对集中，易于系统建设与运行维护，为实现区域级供能提供了一种重要解决方案。
区域综合能源系统的经济调度问题作为综合能源系统研究重点之一，被国内外学者给予了高度关注。通过调节区域内的储能系统和热电联产机组等可控部分进行经济优化调度，实现光伏的最大化利用。
但随着能源市场的逐步开放，区域供电系统（电力公司）、供热公司（区域管委会）和能源站（综合能源供应商）将分别成为综合能源市场内的利益主体。各利益主体之间的隐私保护将使得现有的统一经济调度模型不再适用。
基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，可以通过三者之间的有限信息交互，实现整个区域热电综合能源系统的优化调度，为此，设计出了一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法及系统。
发明内容
针对上述问题，本发明提供一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，所述方法包括：
获取预测数据；
根据预测数据调度形成总购电计划和总购热计划；
根据总购电计划和总购热计划形成售电计划和售热计划；
确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件；
根据满足收敛条件的购售电计划和购售热计划分别执行电能和热能的调度工作。
优选地，所述获取预测数据，包括：
读取管辖的区域内部各电力负荷t时刻的预测数据和分布式发电设备出力预测数据；
读取管辖的区域内部各热力负荷t时刻的预测数据。
优选地，所述根据预测数据形成总购电计划和总购热计划；总购电计划为不同时刻总购电功率的集合，t时刻的总购电功率为管辖区域内部t时刻各电力负荷功率预测数据之和减去各分布式发电设备出力功率预测数据之和，总购热计划为不同时刻总购热功率的集合，t时刻的总购热功率为管辖区域内部t时刻的各热力负荷预测数据之和；
t时刻电力和热力经济调度包括：
设定迭代轮数X，X的初始值为1；
进行第X轮电力经济调度，形成t时刻从上级电网购电计划和从能源站购电计划，上级电网购电功率和从能源站购电功率之和等于t时刻总购电功率，并将从能源站购电计划传递至能源站；
进行第X轮热力经济调度，形成t时刻供热系统供热计划和从能源站购热计划，供热系统供热功率和从能源站购热功率之和应等于t时刻总购热功率，并将从能源站购热计划传递至能源站。
优选地，所述电力经济调度依据供电系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行；
所述热力经济调度依据供热系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行。
优选地，所述供电系统经济调度模型的生成方法包括：
获取供电系统调度优化目标：
Figure 182164DEST_PATH_IMAGE001
，
其中，
Figure 322158DEST_PATH_IMAGE002
为供电系统从上级电网的购电费用，
Figure 292388DEST_PATH_IMAGE003
为供电系统从能源站的购电费用，
Figure 99807DEST_PATH_IMAGE004
为供电系统向用户售电的收入，
Figure 130080DEST_PATH_IMAGE005
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 22950DEST_PATH_IMAGE006
为
Figure 133DEST_PATH_IMAGE007
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 927638DEST_PATH_IMAGE008
为
Figure 128812DEST_PATH_IMAGE009
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 508977DEST_PATH_IMAGE010
，
其中，
Figure 289852DEST_PATH_IMAGE011
和
Figure 71863DEST_PATH_IMAGE012
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电价格，
Figure 912780DEST_PATH_IMAGE013
和
Figure 780242DEST_PATH_IMAGE014
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电功率，
Figure 364807DEST_PATH_IMAGE015
为时间变化量；
计算供电系统向用户售电的收益，计算公式为：
Figure 1325DEST_PATH_IMAGE016
，
其中，
Figure 13143DEST_PATH_IMAGE017
为供电系统向用户售电的价格；
Figure 102322DEST_PATH_IMAGE018
为用户实际电负荷；
所述供电系统售电计划=
Figure 756157DEST_PATH_IMAGE018
。
优选地，所述供热系统经济调度模型的生成方法包括：
获取供热系统调度优化目标：
Figure 981602DEST_PATH_IMAGE019
，
其中，
Figure 429901DEST_PATH_IMAGE020
为供热系统从燃气系统的购气费用，
Figure 271955DEST_PATH_IMAGE021
为供热系统从能源站购热费用，
Figure 463902DEST_PATH_IMAGE022
为供热系统向用户售热收入，
Figure 543853DEST_PATH_IMAGE023
为能源站向供热系统售热收入，
Figure 428633DEST_PATH_IMAGE024
为
Figure 757983DEST_PATH_IMAGE025
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 222462DEST_PATH_IMAGE026
为
Figure 688079DEST_PATH_IMAGE027
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 478180DEST_PATH_IMAGE028
，
其中，
Figure 763668DEST_PATH_IMAGE029
、
Figure 562997DEST_PATH_IMAGE030
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热价格，
Figure 883120DEST_PATH_IMAGE031
、
Figure 578543DEST_PATH_IMAGE032
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热功率，
Figure 351327DEST_PATH_IMAGE033
为时间变化量；
其中，
Figure 688767DEST_PATH_IMAGE034
,
Figure 863397DEST_PATH_IMAGE035
为供热系统供热功率，
Figure 995301DEST_PATH_IMAGE036
为燃气锅炉气热转换效率；
计算供热系统向用户售热的收益，计算公式为：
Figure 255381DEST_PATH_IMAGE037
，
其中，
Figure 130933DEST_PATH_IMAGE038
为向用户售热的价格，
Figure 160069DEST_PATH_IMAGE039
为在t时段用户实际热负荷；
所述售热计划=
Figure 728454DEST_PATH_IMAGE039
。
优选地，所述能源站经济调度模型的生成方法包括：
获取能源站调度优化目标：
Figure 475830DEST_PATH_IMAGE040
，
其中，
Figure 155073DEST_PATH_IMAGE041
为t时刻能源站从燃气系统的购气费用，
Figure 38715DEST_PATH_IMAGE042
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 512422DEST_PATH_IMAGE043
为能源站向供热系统售热收入；
计算从燃气系统购气的费用，计算公式为：
Figure 481515DEST_PATH_IMAGE044
。
优选地，确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件包括：
判断总购电计划、售电计划、总购热计划和售热计划是否同时满足收敛条件，若同时满足收敛条件，则结束计算，若不同时满足收敛条件，则令X=X+1，继续根据预测数据重新调度形成总购电计划和总购热计划。
优选地，当能源站向供热系统的售热收入与供热系统从能源站的购热费用的差值的绝对值不超过购售热收敛阈值时，则售热计划和总购热计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
当能源站向供电系统的售电收入与供电系统从能源站的购电费用的差值的绝对值不超过购售电收敛阈值时，则售电计划和总购电计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
所述收敛条件的公式包括：
Figure 964449DEST_PATH_IMAGE045
；
Figure 702598DEST_PATH_IMAGE046
；
其中，
Figure 347206DEST_PATH_IMAGE047
为第k次迭代能源站向供热系统售热收入；
Figure 334753DEST_PATH_IMAGE048
为第k次迭代供热系统从能源站购热费用；
Figure 90219DEST_PATH_IMAGE049
为第k次迭代能源站向供电系统售电收入；
Figure 214033DEST_PATH_IMAGE050
为第k次迭代供电系统从能源站购电费用；
Figure 29543DEST_PATH_IMAGE051
为购售热收敛阈值；
Figure 973228DEST_PATH_IMAGE052
为购售电收敛阈值。
本发明还提供一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，所述系统包括：数据获取模块、购能计划生成模块、售能计划生成模块、确定模块和执行模块；
所述数据获取模块用于获取预测数据；
所述购能计划生成模块用于根据预测数据调度形成总购电计划和总购热计划；
所述售能计划生成模块用于根据总购电计划和总购热计划形成售电计划和售热计划；
所述确定模块用于确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件；
所述执行模块用于根据满足收敛条件的购售电计划和购售热计划分别执行电能和热能的调度工作。
优选地，所述数据获取模块用于获取预测数据，包括：
数据获取模块用于读取管辖的区域内部各电力负荷t时刻的预测数据和分布式发电设备出力预测数据；
读取管辖的区域内部各热力负荷t时刻的预测数据。
优选地，所述购能计划生成模块用于根据预测数据形成总购电计划和总购热计划；总购电计划为不同时刻总购电功率的集合，t时刻的总购电功率为管辖区域内部t时刻各电力负荷功率预测数据之和减去各分布式发电设备出力功率预测数据之和，总购热计划为不同时刻总购热功率的集合，t时刻的总购热功率为管辖区域内部t时刻的各热力负荷预测数据之和；
t时刻电力和热力经济调度包括：
购能计划生成模块用于设定迭代轮数X，X的初始值为1；
进行第X轮电力经济调度，形成t时刻从上级电网购电计划和从能源站购电计划，上级电网购电功率和从能源站购电功率之和等于t时刻总购电计划，并从能源站将购电计划传递至能源站；
进行第X轮热力经济调度，形成供热系统供热计划和从能源站购热计划，供热系统供热功率和从能源站购热功率之和应等于t时刻总购热功率，并将从能源站购热计划传递至能源站。
优选地，所述电力经济调度依据供电系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行；
所述热力经济调度依据供热系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行。
优选地，所述供电系统经济调度模型基于供电系统调度优化目标和向用户售电的收益搭建而成；
其中，所述供电系统调度优化目标为：
Figure 797964DEST_PATH_IMAGE001
，
其中，
Figure 510705DEST_PATH_IMAGE002
为供电系统从上级电网的购电费用，
Figure 28274DEST_PATH_IMAGE003
为供电系统从能源站的购电费用，
Figure 459256DEST_PATH_IMAGE004
为供电系统向用户售电的收入，
Figure 822104DEST_PATH_IMAGE005
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 389352DEST_PATH_IMAGE006
为
Figure 546663DEST_PATH_IMAGE007
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 199362DEST_PATH_IMAGE008
为
Figure 631480DEST_PATH_IMAGE009
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 318813DEST_PATH_IMAGE010
，
其中，
Figure 178185DEST_PATH_IMAGE011
和
Figure 318179DEST_PATH_IMAGE012
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电价格，
Figure 288409DEST_PATH_IMAGE013
和
Figure 95828DEST_PATH_IMAGE014
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电功率，
Figure 860522DEST_PATH_IMAGE015
为时间变化量；
计算供电系统向用户售电的收益，计算公式为：
Figure 753392DEST_PATH_IMAGE016
，
其中，
Figure 324050DEST_PATH_IMAGE017
为供电系统向用户售电的价格；
Figure 274992DEST_PATH_IMAGE018
为用户实际电负荷；
所述供电系统售电计划=
Figure 210587DEST_PATH_IMAGE018
。
优选地，所述供热系统经济调度模型基于供热系统调度优化目标和向用户售热的收益搭建而成；
其中，所述供热系统调度优化目标为：
Figure 59595DEST_PATH_IMAGE019
，
其中，
Figure 371627DEST_PATH_IMAGE020
为供热系统从燃气系统的购气费用，
Figure 888059DEST_PATH_IMAGE021
为供热系统从能源站购热费用，
Figure 728976DEST_PATH_IMAGE022
为供热系统向用户售热收入，
Figure 330859DEST_PATH_IMAGE023
为能源站向供热系统售热收入，
Figure 915424DEST_PATH_IMAGE024
为
Figure 551942DEST_PATH_IMAGE025
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 563760DEST_PATH_IMAGE026
为
Figure 652939DEST_PATH_IMAGE025
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 41195DEST_PATH_IMAGE028
，
其中，
Figure 797798DEST_PATH_IMAGE029
、
Figure 246097DEST_PATH_IMAGE030
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热价格，
Figure 822572DEST_PATH_IMAGE031
、
Figure 14519DEST_PATH_IMAGE032
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热功率，
Figure 625629DEST_PATH_IMAGE033
为时间变化量；
其中，
Figure 244829DEST_PATH_IMAGE034
,
Figure 308600DEST_PATH_IMAGE035
为供热系统供热功率，
Figure 38659DEST_PATH_IMAGE036
为燃气锅炉气热转换效率；
计算供热系统向用户售热的收益，计算公式为：
Figure 769854DEST_PATH_IMAGE037
，
其中，
Figure 559956DEST_PATH_IMAGE038
为向用户售热的价格，
Figure 111023DEST_PATH_IMAGE039
为在t时段用户实际热负荷；
所述售热计划=
Figure 644772DEST_PATH_IMAGE039
。
优选地，所述能源站经济调度模型基于能源站调度优化目标和从燃气系统购气的费用搭建而成；
其中，所述能源站调度优化目标：
Figure 964895DEST_PATH_IMAGE040
，
其中，
Figure 925898DEST_PATH_IMAGE041
为
Figure 698682DEST_PATH_IMAGE025
时刻能源站从燃气系统的购气费用，
Figure 36122DEST_PATH_IMAGE042
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 210752DEST_PATH_IMAGE043
为能源站向供热系统售热收入；
计算能源站从燃气系统购气的费用，计算公式为：
Figure 342656DEST_PATH_IMAGE044
。
优选地，所述确定模块用于确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件，包括：
确定模块用于判断总购电计划、售电计划、总购热计划和售热计划是否同时满足收敛条件，若同时满足收敛条件，则结束计算，若不同时满足收敛条件，则令X=X+1，继续根据预测数据重新调度形成总购电计划和总购热计划。
优选地，当能源站向供热系统的售热收入与供热系统从能源站的购热费用的差值的绝对值不超过购售热收敛阈值时，则售热计划和总购热计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
当能源站向供电系统的售电收入与供电系统从能源站的购电费用的差值的绝对值不超过购售电收敛阈值时，则售电计划和总购电计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
所述收敛条件的公式包括：
Figure 754134DEST_PATH_IMAGE045
；
Figure 629686DEST_PATH_IMAGE046
；
其中，
Figure 658822DEST_PATH_IMAGE047
为第k次迭代能源站向供热系统售热收入；
Figure 227206DEST_PATH_IMAGE048
为第k次迭代供热系统从能源站购热费用；
Figure 709003DEST_PATH_IMAGE049
为第k次迭代能源站向供电系统售电收入；
Figure 122667DEST_PATH_IMAGE050
为第k次迭代供电系统从能源站购电费用；
Figure 537468DEST_PATH_IMAGE051
为购售热收敛阈值；
Figure 276754DEST_PATH_IMAGE052
为购售电收敛阈值。
本发明具有以下有益效果：
（1）本发明通过对各区域的电力负荷数据与热力负荷数据进行预测，并根据预测数据形成不同的购置计划，再根据购置计划形成售卖计划，最后判断购置售卖计划是否满足收敛条件，上述方式适用于区域供电网络、供热网络和能源站分属不同利益主体的应用场景，基于分析目标级联法通过能源站与区域供电网络，能源站与区域供热网络间交换功率的协同，实现整个区域热电综合能源系统的经济运行；
（2）本发明考虑了电力系统、热力系统和能源站分属不同利益主体在隐私保护条件下的经济调度，具有良好的适用性。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书以及附图中所指出的结构来实现和获得。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，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示出本发明实施例中一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法图；
图2示出本发明实施例中一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法的详细流程图图；
图3示出本发明实施例中一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度系统图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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、完整地说明，显然，所描述的实施例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，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，本发明提出一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，所述方法包括：
（1）获取预测数据
所述获取预测数据，包括：读取管辖的区域内部各电力负荷t时刻的预测数据和分布式发电设备出力预测数据；读取管辖的区域内部各热力负荷t时刻的预测数据。
（2）根据预测数据调度形成总购电计划和总购热计划
所述根据预测数据形成总购电计划和总购热计划，总购电计划为不同时刻总购电功率的集合，t时刻的总购电功率为管辖区域内部t时刻各电力负荷功率预测数据之和减去各分布式发电设备出力功率预测数据之和，总购热计划为不同时刻总购热功率的集合，t时刻的总购热功率为管辖区域内部t时刻的各热力负荷预测数据之和；t时刻电力和热力经济调度包括：设定迭代轮数X，X的初始值为1；进行第X轮电力经济调度，形成t时刻从上级电网购电计划和从能源站购电计划，上级电网购电功率和从能源站购电功率之和等于t时刻总购电功率，并将从能源站购电计划传递至能源站；进行第X轮热力经济调度，形成供热系统供热计划和从能源站购热计划，供热系统供热功率和从能源站购热功率之和应等于t时刻总购热功率，并将从能源站购热计划传递至能源站。
所述电力经济调度依据供电系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行；所述热力经济调度依据供热系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行。
所述供电系统经济调度模型的生成方法包括：
获取供电系统调度优化目标：
Figure 511426DEST_PATH_IMAGE001
，
其中，
Figure 994360DEST_PATH_IMAGE002
为供电系统从上级电网的购电费用，此处的购电费用指调度周期内上级电网购电总费用，
Figure 732509DEST_PATH_IMAGE003
为供电系统从能源站的购电费用，此处的购电费用指调度周期内能源站购电总费用，
Figure 377117DEST_PATH_IMAGE004
为供电系统向用户售电的收入，
Figure 833506DEST_PATH_IMAGE005
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 588972DEST_PATH_IMAGE006
为
Figure 712786DEST_PATH_IMAGE007
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 528295DEST_PATH_IMAGE008
为
Figure 737560DEST_PATH_IMAGE009
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 562296DEST_PATH_IMAGE010
，
其中，
Figure 540616DEST_PATH_IMAGE011
和
Figure 792606DEST_PATH_IMAGE012
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电价格，此处的购电价格指上级电网和能源站的电能单价，
Figure 223588DEST_PATH_IMAGE013
和
Figure 586436DEST_PATH_IMAGE014
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电功率，
Figure 419263DEST_PATH_IMAGE015
为时间变化量；
计算供电系统向用户售电的收益，计算公式为：
Figure 107733DEST_PATH_IMAGE016
，
其中，
Figure 26010DEST_PATH_IMAGE017
为供电系统向用户售电的价格；
Figure 215987DEST_PATH_IMAGE018
为用户实际电负荷；
所述供电系统售电计划=
Figure 903320DEST_PATH_IMAGE018
。
供电系统经济调度模型需要满足的约束条件如下：
在区域综合能源系统中，区域电力系统亦即传统的配电系统，通常呈辐射状运行。本文采用Distflow二阶锥模型对区域电力系统进行建模。
对于任意时刻，对于区域电力系统中任意节点j，有以下功率平衡关系：
Figure 497113DEST_PATH_IMAGE053
（1）
其中，
Figure 902686DEST_PATH_IMAGE054
表示以
Figure 607337DEST_PATH_IMAGE055
为末端节点的支路首端节点集合；
Figure 149177DEST_PATH_IMAGE056
表示以
Figure 648291DEST_PATH_IMAGE055
为首端节点的支路末端节点集合；
Figure 275582DEST_PATH_IMAGE057
和
Figure 783923DEST_PATH_IMAGE058
分别为节点
Figure 180270DEST_PATH_IMAGE059
流向节点
Figure 850285DEST_PATH_IMAGE055
的有功和无功功率；
Figure 964872DEST_PATH_IMAGE060
和
Figure 11325DEST_PATH_IMAGE061
分别为节点
Figure 527757DEST_PATH_IMAGE055
流向节点
Figure 899833DEST_PATH_IMAGE062
的有功和无功功率；
Figure 767295DEST_PATH_IMAGE063
和
Figure 351860DEST_PATH_IMAGE064
分别是节点
Figure 253957DEST_PATH_IMAGE055
的有功和无功注入功率；
Figure 639676DEST_PATH_IMAGE065
和
Figure 728855DEST_PATH_IMAGE066
分别为线路
Figure 117111DEST_PATH_IMAGE067
的电阻和电抗；
Figure 608135DEST_PATH_IMAGE068
为线路
Figure 56434DEST_PATH_IMAGE067
上的电流幅值；
Figure 632909DEST_PATH_IMAGE069
和
Figure 559277DEST_PATH_IMAGE070
表示节点
Figure 904808DEST_PATH_IMAGE055
处大电网注入的有功、无功功率；
Figure 524008DEST_PATH_IMAGE071
和
Figure 322199DEST_PATH_IMAGE072
表示负荷节点
Figure 317837DEST_PATH_IMAGE055
处的有功负荷和无功负荷；
Figure 783454DEST_PATH_IMAGE073
和
Figure 307976DEST_PATH_IMAGE074
分别为节点
Figure 593464DEST_PATH_IMAGE055
处热电联产机组的有功、无功出力；
Figure 127213DEST_PATH_IMAGE075
为节点
Figure 447336DEST_PATH_IMAGE055
处光伏的有功出力；
Figure 673918DEST_PATH_IMAGE076
为节点
Figure 446702DEST_PATH_IMAGE055
处电热锅炉消耗的有功功率。
对于任意时刻，对于区域电力系统中任意支路
Figure 518563DEST_PATH_IMAGE067
，有以下关系成立：
Figure 958772DEST_PATH_IMAGE077
；（2）
Figure 90676DEST_PATH_IMAGE078
；（3）
Figure 350756DEST_PATH_IMAGE079
；（4）
其中，
Figure 226308DEST_PATH_IMAGE080
和
Figure 521023DEST_PATH_IMAGE081
分别为节点
Figure 89408DEST_PATH_IMAGE059
流向节点
Figure 571205DEST_PATH_IMAGE055
的有功和无功功率；
Figure 516027DEST_PATH_IMAGE082
和
Figure 399669DEST_PATH_IMAGE083
分别为线路
Figure 138955DEST_PATH_IMAGE084
的电阻和电抗；
Figure 108048DEST_PATH_IMAGE085
为线路
Figure 590982DEST_PATH_IMAGE084
上的电流幅值；
Figure 594710DEST_PATH_IMAGE086
和
Figure 504897DEST_PATH_IMAGE087
是节点
Figure 226866DEST_PATH_IMAGE059
和节点
Figure 247911DEST_PATH_IMAGE055
的电压幅值；
Figure 840567DEST_PATH_IMAGE088
、
Figure 921655DEST_PATH_IMAGE089
分别为节点
Figure 865341DEST_PATH_IMAGE059
允许的电压上限和下限；
Figure 690077DEST_PATH_IMAGE090
为线路允许的最大电流。
令
Figure 469331DEST_PATH_IMAGE091
，
Figure 455742DEST_PATH_IMAGE092
，将上式所示的支路视在功率二次约束松弛为锥形约束：
Figure 886723DEST_PATH_IMAGE093
；（5）
式(5)通过等价变换可以表示为标准二阶锥形式：
Figure 983992DEST_PATH_IMAGE094
；（6）
节点电压和支路电流的约束可以表示为：
Figure 82398DEST_PATH_IMAGE095
；（7）
式(1)、(2)、(5)-(7)为Distflow二阶锥模型。
所述供热系统经济调度模型的生成方法包括：
获取供热系统调度优化目标：
Figure 239710DEST_PATH_IMAGE019
，
其中，
Figure 423567DEST_PATH_IMAGE020
为供热系统从燃气系统的购气费用，此处的购气费用指调度周期内燃气系统的购气总费用，
Figure 324527DEST_PATH_IMAGE021
为供热系统从能源站购热费用，此处的购热费用指调度周期内能源站的购热总费用，
Figure 277439DEST_PATH_IMAGE022
为供热系统向用户售热收入，
Figure 605652DEST_PATH_IMAGE023
为能源站向供热系统售热收入，
Figure 11226DEST_PATH_IMAGE024
为
Figure 715877DEST_PATH_IMAGE025
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 788875DEST_PATH_IMAGE026
为
Figure 287989DEST_PATH_IMAGE027
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 180859DEST_PATH_IMAGE028
，
其中，
Figure 423621DEST_PATH_IMAGE029
、
Figure 351126DEST_PATH_IMAGE030
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热价格，此处的购气价格指燃气系统的燃气单价，此处的购热价格指能源站的热能单价，
Figure 21142DEST_PATH_IMAGE031
、
Figure 401308DEST_PATH_IMAGE032
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热功率，
Figure 447761DEST_PATH_IMAGE033
为时间变化量；
其中，
Figure 964193DEST_PATH_IMAGE034
,
Figure 805110DEST_PATH_IMAGE035
为供热系统供热功率，
Figure 406993DEST_PATH_IMAGE096
为燃气锅炉气热转换效率；
计算供热系统向用户售热的收益，计算公式为：
Figure 257137DEST_PATH_IMAGE037
，
其中，
Figure 893655DEST_PATH_IMAGE038
为向用户售热的价格，
Figure 171052DEST_PATH_IMAGE039
为在
Figure 260231DEST_PATH_IMAGE097
时段用户实际热负荷；
所述售热计划=
Figure 648487DEST_PATH_IMAGE039
。
供热系统经济调度模型需要满足的约束条件如下：
对于区域供热系统，本文采用线性热网能量流模型。
对于任意时刻，对于任意节点
Figure 405091DEST_PATH_IMAGE098
，有以下功率平衡关系：
Figure 853389DEST_PATH_IMAGE099
；
其中，
Figure 695443DEST_PATH_IMAGE100
为注入节点
Figure 621811DEST_PATH_IMAGE101
的热功率；
Figure 216609DEST_PATH_IMAGE102
、
Figure 835810DEST_PATH_IMAGE103
、
Figure 899581DEST_PATH_IMAGE104
分别为节点
Figure 629639DEST_PATH_IMAGE101
处热电联产机组、燃气锅炉和电热锅炉的热输出功率；
Figure 829676DEST_PATH_IMAGE105
为节点
Figure 150936DEST_PATH_IMAGE101
处热负荷功率；
Figure 702003DEST_PATH_IMAGE106
为供水管道
Figure 360387DEST_PATH_IMAGE107
流入节点
Figure 414930DEST_PATH_IMAGE101
的热媒所包含的可利用热功率，热媒从
Figure 641512DEST_PATH_IMAGE101
流出时，
Figure 273351DEST_PATH_IMAGE108
为负，反之为正；
Figure 345212DEST_PATH_IMAGE109
、
Figure 785421DEST_PATH_IMAGE110
分别为管段可传输的最大、最小热功率，可由公式(8)计算：
Figure 651745DEST_PATH_IMAGE111
（8）；
其中，
Figure 177405DEST_PATH_IMAGE112
为热媒到周围介质每千米管道的热阻；
Figure 787378DEST_PATH_IMAGE113
为管段
Figure 82093DEST_PATH_IMAGE114
所允许的最大流速；
Figure 384898DEST_PATH_IMAGE115
为管段
Figure 397853DEST_PATH_IMAGE114
横截面积；
Figure 811517DEST_PATH_IMAGE116
为供水温度；
Figure 960739DEST_PATH_IMAGE117
为回水温度；
Figure 434446DEST_PATH_IMAGE118
为环境温度；
Figure 934697DEST_PATH_IMAGE119
为管道
Figure 886472DEST_PATH_IMAGE114
长度；
Figure 155780DEST_PATH_IMAGE120
为流体比热容；
Figure 800388DEST_PATH_IMAGE121
为流体密度。
对于任意时刻，对于区域供热系统中任意管道
Figure 522356DEST_PATH_IMAGE114
，有以下关系成立：
Figure 277822DEST_PATH_IMAGE122
；
其中，
Figure 401636DEST_PATH_IMAGE123
为管道
Figure 482725DEST_PATH_IMAGE114
中的热功率损失，
Figure 426410DEST_PATH_IMAGE124
。
所述能源站经济调度模型的生成方法包括：
获取能源站调度优化目标：
Figure 985567DEST_PATH_IMAGE040
，
其中，
Figure 963888DEST_PATH_IMAGE041
为
Figure 215877DEST_PATH_IMAGE025
时刻能源站从燃气系统的购气费用，
Figure 646859DEST_PATH_IMAGE042
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 275286DEST_PATH_IMAGE043
为能源站向供热系统售热收入；
计算能源站从燃气系统购气的费用，计算公式为：
Figure 108113DEST_PATH_IMAGE044
。
能源站经济调度模型需要满足的约束条件如下：
a.热电联产机组模型
热电联产机组包括背压式机组和抽凝式机组等类型。本实施例中采用背压式热电联产机组模型：
Figure 265425DEST_PATH_IMAGE125
；
式中，
Figure 183702DEST_PATH_IMAGE126
、
Figure 350241DEST_PATH_IMAGE127
分别为热电联产机组的热输出功率和电输出功率；
Figure 37575DEST_PATH_IMAGE128
、
Figure 631367DEST_PATH_IMAGE129
分别为热电联产机组的电输出功率的下限和上限；
Figure 36941DEST_PATH_IMAGE130
、
Figure 272750DEST_PATH_IMAGE131
分别为热电联产机组的热电比和电转换效率；
Figure 80169DEST_PATH_IMAGE132
为热电联产机组消耗的天然气流量；
Figure 844863DEST_PATH_IMAGE133
为天然气热值。
光伏模型
光伏发电的一般模型如下：
Figure 472153DEST_PATH_IMAGE134
；
其中，
Figure 714916DEST_PATH_IMAGE135
表示节点
Figure 376841DEST_PATH_IMAGE136
处光伏发电系统的实际输出功率；
Figure 312436DEST_PATH_IMAGE137
表示节点
Figure 716039DEST_PATH_IMAGE136
的光伏发电系统的安装面积；
Figure 762493DEST_PATH_IMAGE138
表示节点
Figure 278925DEST_PATH_IMAGE136
处系统实际运行时的光照强度；
Figure 821639DEST_PATH_IMAGE139
表示光伏发电系统的光电转化效率；
Figure 328582DEST_PATH_IMAGE140
表示节点
Figure 178726DEST_PATH_IMAGE136
处安装的光伏容量，其值等于标准光照强度下的光伏出力。
Figure 815244DEST_PATH_IMAGE141
表示标准条件（工作温度为25℃、大气质量为AM1.5）下的光照强度，取值为1×10-3 MW/m2。
燃气锅炉模型
燃气锅炉的一般模型如下：
Figure 92641DEST_PATH_IMAGE142
；
其中，
Figure 181820DEST_PATH_IMAGE143
为节点
Figure 835655DEST_PATH_IMAGE144
燃气锅炉的热输出功率；
Figure 61100DEST_PATH_IMAGE145
为燃气锅炉消耗的天然气流量；
Figure 509399DEST_PATH_IMAGE146
为燃气锅炉的热转换效率；
Figure 351453DEST_PATH_IMAGE147
、
Figure 277821DEST_PATH_IMAGE148
分别为燃气锅炉热输出功率的下限、上限值。
电热锅炉模型
电热锅炉的一般模型如下：
Figure 623352DEST_PATH_IMAGE149
；
其中，
Figure 773710DEST_PATH_IMAGE150
为节点
Figure 571902DEST_PATH_IMAGE151
电热锅炉的热输出功率；
Figure 36381DEST_PATH_IMAGE152
为电热锅炉的电输入功率；
Figure 501998DEST_PATH_IMAGE153
为电热锅炉的热转换效率；
Figure 557678DEST_PATH_IMAGE154
、
Figure 843166DEST_PATH_IMAGE155
分别为电热锅炉热输出功率的下限、上限值。
空气源热泵模型
空气源热泵的一般模型如下：
Figure 376916DEST_PATH_IMAGE156
；
其中，
Figure 962618DEST_PATH_IMAGE157
为节点
Figure 658041DEST_PATH_IMAGE158
空气源热泵的热输出功率；
Figure 961984DEST_PATH_IMAGE159
为空气源热泵电输入功率；
Figure 33845DEST_PATH_IMAGE160
、
Figure 208474DEST_PATH_IMAGE161
分别为空气源热泵热输出功率的下限、上限值；
Figure 871537DEST_PATH_IMAGE162
为空气源热泵的热转换效率。
（3）根据总购电计划和总购热计划形成售电计划和售热计划
确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件包括：判断总购电计划、售电计划、总购热计划和售热计划是否同时满足收敛条件，若同时满足收敛条件，则结束计算，若不同时满足收敛条件，则令X=X+1，继续根据预测数据重新调度形成总购电计划和总购热计划。
（4）确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件
当能源站向供热系统的售热收入与供热系统从能源站的购热费用的差值的绝对值不超过购售热收敛阈值时，则售热计划和总购热计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
当能源站向供电系统的售电收入与供电系统从能源站的购电费用的差值的绝对值不超过购售电收敛阈值时，则售电计划和总购电计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
所述收敛条件的公式包括：
Figure 866038DEST_PATH_IMAGE045
；
Figure 7169DEST_PATH_IMAGE046
；
其中，
Figure 301884DEST_PATH_IMAGE047
为第k次迭代能源站向供热系统售热收入；
Figure 604689DEST_PATH_IMAGE048
为第k次迭代供热系统从能源站购热费用；
Figure 617645DEST_PATH_IMAGE049
为第k次迭代能源站向供电系统售电收入；
Figure 31309DEST_PATH_IMAGE050
为第k次迭代供电系统从能源站购电费用；
Figure 446109DEST_PATH_IMAGE051
为购售热收敛阈值；
Figure 919816DEST_PATH_IMAGE052
为购售电收敛阈值。
（5）根据满足收敛条件的购售电计划和购售热计划分别执行电能和热能的调度工作。
如图2所示，步骤1：设定调度时刻(t)的初始值为1；
步骤2：区域供电系统调度员读取所管辖的区域内部各电力负荷t时刻的预测数据和分布式发电设备出力预测数据；区域供热系统调度员读取所管辖的区域内部各热力负荷t时刻的预测数据；
步骤3：设定区域综合能源交易迭代轮数(X)的初始值为1；
步骤4：供电系统调度员进行第X轮电力经济调度，并将形成的能源站购电计划传递给能源站；
步骤5：供热系统调度员进行第X轮热力经济调度，并将形成的能源站购热计划传递给能源站；
步骤6：能源站接收到购电计划和购热计划后，形成自身的售电计划和售热计划；
步骤7：判断能源站与区域供电系统间的购售电计划，能源站与区域供热系统间的购售热计划是否同时满足收敛条件。若是，跳到步骤10；
步骤8：能源站将自身的售电计划和售热计划分别传递给供电系统调度员和供热系统调度员；
步骤9：X=X+1，并跳转到步骤4；
步骤10：是否完成所有时刻的经济调度，若是，则计算结束，否则，t=t+1，并跳转到步骤2。
如图3所示，本发明还提出一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，所述系统包括：数据获取模块、购能计划生成模块、售能计划生成模块、确定模块和执行模块；
所述数据获取模块用于获取预测数据，包括：数据获取模块用于读取管辖的区域内部各电力负荷t时刻的预测数据和分布式发电设备出力预测数据；读取管辖的区域内部各热力负荷t时刻的预测数据。
所述购能计划生成模块用于根据预测数据调度形成总购电计划和总购热计划，总购电计划为不同时刻总购电功率的集合，t时刻的总购电功率为管辖区域内部t时刻各电力负荷功率预测数据之和减去各分布式发电设备出力功率预测数据之和，总购热计划为不同时刻总购热功率的集合，t时刻的总购热功率为管辖区域内部t时刻的各热力负荷预测数据之和；t时刻电力和热力经济调度包括：购能计划生成模块用于设定迭代轮数X，X的初始值为1；进行第X轮电力经济调度，形成t时刻从上级电网购电计划和从能源站购电计划，上级电网购电功率和从能源站购电功率之和等于t时刻总购电功率，并将从能源站购电计划传递至能源站；进行第X轮热力经济调度，形成供热系统供热计划和从能源站购热计划，供热系统供热功率和从能源站购热功率之和应等于t时刻总购热功率，并将从能源站购热计划传递至能源站。所述电力经济调度依据供电系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行；所述热力经济调度依据供热系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行。
所述供电系统经济调度模型基于供电系统调度优化目标和向用户售电的收益搭建而成；其中，所述供电系统调度优化目标为：
Figure 888909DEST_PATH_IMAGE001
，
其中，
Figure 106264DEST_PATH_IMAGE002
为供电系统从上级电网的购电费用，此处的购电费用指调度周期内上级电网购电总费用，
Figure 375571DEST_PATH_IMAGE003
为供电系统从能源站的购电费用，此处的购电费用指调度周期内能源站购电总费用，
Figure 20179DEST_PATH_IMAGE004
为供电系统向用户售电的收入，
Figure 7727DEST_PATH_IMAGE005
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 763193DEST_PATH_IMAGE006
为
Figure 887007DEST_PATH_IMAGE007
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 702516DEST_PATH_IMAGE008
为
Figure 646201DEST_PATH_IMAGE009
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 205359DEST_PATH_IMAGE010
，
其中，
Figure 449258DEST_PATH_IMAGE011
和
Figure 435669DEST_PATH_IMAGE012
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电价格，此处的购电价格指上级电网和能源站的电能单价，
Figure 132229DEST_PATH_IMAGE013
和
Figure 495078DEST_PATH_IMAGE014
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电功率，
Figure 327904DEST_PATH_IMAGE015
为时间变化量；
计算供电系统向用户售电的收益的计算公式为：
Figure 485216DEST_PATH_IMAGE016
，
其中，
Figure 403494DEST_PATH_IMAGE017
为供电系统向用户售电的价格；
Figure 570033DEST_PATH_IMAGE018
为用户实际电负荷；
所述供电系统售电计划=
Figure 257366DEST_PATH_IMAGE018
。
所述供热系统经济调度模型基于供热系统调度优化目标和向用户售热的收益搭建而成；其中，所述供热系统调度优化目标为：
Figure 851158DEST_PATH_IMAGE019
，
其中，
Figure 991153DEST_PATH_IMAGE020
为供热系统从燃气系统的购气费用，此处的购气费用指调度周期内燃气系统的购气总费用，
Figure 961383DEST_PATH_IMAGE021
为供热系统从能源站购热费用，此处的购热费用指调度周期内能源站的购热总费用，
Figure 503223DEST_PATH_IMAGE022
为供热系统向用户售热收入，
Figure 533496DEST_PATH_IMAGE023
为能源站向供热系统售热收入，
Figure 426365DEST_PATH_IMAGE024
为
Figure 934707DEST_PATH_IMAGE025
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 596632DEST_PATH_IMAGE026
为
Figure 532227DEST_PATH_IMAGE025
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 381235DEST_PATH_IMAGE028
，
其中，
Figure 693267DEST_PATH_IMAGE029
、
Figure 475279DEST_PATH_IMAGE030
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热价格，此处的购气价格指燃气系统的燃气单价，此处的购热价格指能源站的热能单价，
Figure 316196DEST_PATH_IMAGE031
、
Figure 918078DEST_PATH_IMAGE032
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热功率，
Figure 502643DEST_PATH_IMAGE033
为时间变化量；
其中，
Figure 139161DEST_PATH_IMAGE034
,
Figure 150979DEST_PATH_IMAGE163
为供热系统供热功率，
Figure 505737DEST_PATH_IMAGE036
为燃气锅炉气热转换效率；
计算供热系统向用户售热的收益，计算公式为：
Figure 183010DEST_PATH_IMAGE164
，
其中，
Figure 674034DEST_PATH_IMAGE165
为向用户售热的价格，
Figure 856754DEST_PATH_IMAGE166
为在t时段用户实际热负荷；
所述售热计划=
Figure 433229DEST_PATH_IMAGE166
。
所述能源站经济调度模型基于能源站调度优化目标和从燃气系统购气的费用搭建而成；其中，所述能源站调度优化目标：
Figure 625176DEST_PATH_IMAGE040
，
其中，
Figure 236286DEST_PATH_IMAGE041
为t时刻能源站从燃气系统的购气费用，
Figure 589907DEST_PATH_IMAGE042
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 919257DEST_PATH_IMAGE043
为能源站向供热系统售热收入；
计算能源站从燃气系统购气的费用，计算公式为：
Figure 914895DEST_PATH_IMAGE044
。
所述售能计划生成模块用于根据总购电计划和总购热计划形成售电计划和售热计划，包括：
确定模块用于判断总购电计划、售电计划、总购热计划和售热计划是否同时满足收敛条件，若同时满足收敛条件，则结束计算，若不同时满足收敛条件，则令X=X+1，继续根据预测数据重新调度形成总购电计划和总购热计划。
所述确定模块用于确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件，当能源站向供热系统的售热收入与供热系统从能源站的购热费用的差值的绝对值不超过购售热收敛阈值时，则售热计划和总购热计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
当能源站向供电系统的售电收入与供电系统从能源站的购电费用的差值的绝对值不超过购售电收敛阈值时，则售电计划和总购电计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；所述收敛条件的公式包括：
Figure 380511DEST_PATH_IMAGE045
；
Figure 905033DEST_PATH_IMAGE046
；
其中，
Figure 721680DEST_PATH_IMAGE047
为第k次迭代能源站向供热系统售热收入；
Figure 521008DEST_PATH_IMAGE048
为第k次迭代供热系统从能源站购热费用；
Figure 841131DEST_PATH_IMAGE049
为第k次迭代能源站向供电系统售电收入；
Figure 536555DEST_PATH_IMAGE050
为第k次迭代供电系统从能源站购电费用；
Figure 574918DEST_PATH_IMAGE051
为购售热收敛阈值；
Figure 912358DEST_PATH_IMAGE052
为购售电收敛阈值；
拉格朗日乘子
Figure 86988DEST_PATH_IMAGE167
和
Figure 484471DEST_PATH_IMAGE168
更新公式如下：
Figure 744551DEST_PATH_IMAGE169
;
其中，
Figure 885682DEST_PATH_IMAGE170
为第k次迭代拉格朗日罚函数一次项乘子；
Figure 649239DEST_PATH_IMAGE171
为第k-1次迭代拉格朗日罚函数一次项乘子；
Figure 217624DEST_PATH_IMAGE172
为第k次迭代拉格朗日罚函数二次项乘子；
Figure 965000DEST_PATH_IMAGE173
为第k-1次迭代拉格朗日罚函数二次项乘子。
所述执行模块用于根据满足收敛条件的购售电计划和购售热计划分别执行电能和热能的调度工作。
本领域的普通技术人员应当理解：尽管参考前述实施例对本发明进行的详细说明，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (18)

1.一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，所述方法包括：
获取预测数据；
根据预测数据调度形成总购电计划和总购热计划；
根据总购电计划和总购热计划形成售电计划和售热计划；
确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件；
根据满足收敛条件的购售电计划和购售热计划分别执行电能和热能的调度工作。
2.根据权利要求1所述的一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，
所述获取预测数据，包括：
读取管辖的区域内部各电力负荷t时刻的预测数据和分布式发电设备出力预测数据；
读取管辖的区域内部各热力负荷t时刻的预测数据。
3.根据权利要求1所述的一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，
所述根据预测数据形成总购电计划和总购热计划；总购电计划为不同时刻总购电功率的集合，t时刻的总购电功率为管辖区域内部t时刻各电力负荷功率预测数据之和减去各分布式发电设备出力功率预测数据之和，总购热计划为不同时刻总购热功率的集合，t时刻的总购热功率为管辖区域内部t时刻的各热力负荷预测数据之和；
t时刻电力和热力经济调度包括：
设定迭代轮数X，X的初始值为1；
进行第X轮电力经济调度，形成t时刻从上级电网购电计划和从能源站购电计划，上级电网购电功率和从能源站购电功率之和等于t时刻总购电功率，并将从能源站购电计划传递至能源站；
进行第X轮热力经济调度，形成t时刻供热系统供热计划和从能源站购热计划，供热系统供热功率和从能源站购热功率之和应等于t时刻总购热功率，并将从能源站购热计划传递至能源站。
4.根据权利要求3所述的一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，
所述电力经济调度依据供电系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行；
所述热力经济调度依据供热系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行。
5.根据权利要求4所述的一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，
所述供电系统经济调度模型的生成方法包括：
获取供电系统调度优化目标：
Figure 507061DEST_PATH_IMAGE001
，
其中，
Figure 96305DEST_PATH_IMAGE002
为供电系统从上级电网的购电费用，
Figure 282567DEST_PATH_IMAGE003
为供电系统从能源站的购电费用，
Figure 615460DEST_PATH_IMAGE004
为供电系统向用户售电的收入，
Figure 367515DEST_PATH_IMAGE005
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 862081DEST_PATH_IMAGE006
为
Figure 801219DEST_PATH_IMAGE007
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 937802DEST_PATH_IMAGE008
为
Figure 278784DEST_PATH_IMAGE009
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 209831DEST_PATH_IMAGE010
，
其中，
Figure 901844DEST_PATH_IMAGE011
和
Figure 310960DEST_PATH_IMAGE012
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电价格，
Figure 506449DEST_PATH_IMAGE013
和
Figure 873976DEST_PATH_IMAGE014
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电功率，
Figure 53285DEST_PATH_IMAGE015
为时间变化量；
计算供电系统向用户售电的收益，计算公式为：
Figure 512DEST_PATH_IMAGE016
，
其中，
Figure 316087DEST_PATH_IMAGE017
为供电系统向用户售电的价格；
Figure 323357DEST_PATH_IMAGE018
为用户实际电负荷；
所述供电系统售电计划=
Figure 989962DEST_PATH_IMAGE018
。
6.根据权利要求5所述的一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，
所述供热系统经济调度模型的生成方法包括：
获取供热系统调度优化目标：
Figure 740880DEST_PATH_IMAGE019
，
其中，
Figure 910962DEST_PATH_IMAGE020
为供热系统从燃气系统的购气费用，
Figure 620292DEST_PATH_IMAGE021
为供热系统从能源站购热费用，
Figure 243034DEST_PATH_IMAGE022
为供热系统向用户售热收入，
Figure 63222DEST_PATH_IMAGE023
为能源站向供热系统售热收入，
Figure 87810DEST_PATH_IMAGE024
为
Figure 702462DEST_PATH_IMAGE025
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 812501DEST_PATH_IMAGE026
为
Figure 170801DEST_PATH_IMAGE027
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 315474DEST_PATH_IMAGE028
，
其中，
Figure 101028DEST_PATH_IMAGE029
、
Figure 963942DEST_PATH_IMAGE030
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热价格，
Figure 860353DEST_PATH_IMAGE031
、
Figure 859533DEST_PATH_IMAGE032
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热功率，
Figure 815988DEST_PATH_IMAGE033
为时间变化量；
其中，
Figure 900619DEST_PATH_IMAGE034
,
Figure 866301DEST_PATH_IMAGE035
为供热系统供热功率，
Figure 985567DEST_PATH_IMAGE036
为燃气锅炉气热转换效率；
计算供热系统向用户售热的收益，计算公式为：
Figure 112923DEST_PATH_IMAGE037
，
其中，
Figure 684849DEST_PATH_IMAGE038
为向用户售热的价格，
Figure 923064DEST_PATH_IMAGE039
为在t时段用户实际热负荷；
所述售热计划=
Figure 162415DEST_PATH_IMAGE039
。
7.根据权利要求6所述的一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，
所述能源站经济调度模型的生成方法包括：
获取能源站调度优化目标：
Figure 195093DEST_PATH_IMAGE040
，
其中，
Figure 519895DEST_PATH_IMAGE041
为
Figure 561801DEST_PATH_IMAGE042
时刻能源站从燃气系统的购气费用，
Figure 124500DEST_PATH_IMAGE043
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 859238DEST_PATH_IMAGE044
为能源站向供热系统售热收入；
计算能源站从燃气系统购气的费用，计算公式为：
Figure 140178DEST_PATH_IMAGE045
。
8.根据权利要求3所述的一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，
确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件包括：
判断总购电计划、售电计划、总购热计划和售热计划是否同时满足收敛条件，若同时满足收敛条件，则结束计算，若不同时满足收敛条件，则令X=X+1，继续根据预测数据重新调度形成总购电计划和总购热计划。
9.根据权利要求1所述的一种基于分析目标级联法的区域热电综合能源调度方法，其特征在于，
当能源站向供热系统的售热收入与供热系统从能源站的购热费用的差值的绝对值不超过购售热收敛阈值时，则售热计划和总购热计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
当能源站向供电系统的售电收入与供电系统从能源站的购电费用的差值的绝对值不超过购售电收敛阈值时，则售电计划和总购电计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
所述收敛条件的公式包括：
Figure 251353DEST_PATH_IMAGE046
；
Figure 934138DEST_PATH_IMAGE047
；
其中，
Figure 574198DEST_PATH_IMAGE048
为第k次迭代能源站向供热系统售热收入；
Figure 342434DEST_PATH_IMAGE049
为第k次迭代供热系统从能源站购热费用；
Figure 991721DEST_PATH_IMAGE050
为第k次迭代能源站向供电系统售电收入；
Figure 794592DEST_PATH_IMAGE051
为第k次迭代供电系统从能源站购电费用；
Figure 628991DEST_PATH_IMAGE052
为购售热收敛阈值；
Figure 884523DEST_PATH_IMAGE053
为购售电收敛阈值。
10.一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，所述系统包括：数据获取模块、购能计划生成模块、售能计划生成模块、确定模块和执行模块；
所述数据获取模块用于获取预测数据；
所述购能计划生成模块用于根据预测数据调度形成总购电计划和总购热计划；
所述售能计划生成模块用于根据总购电计划和总购热计划形成售电计划和售热计划；
所述确定模块用于确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件；
所述执行模块用于根据满足收敛条件的购售电计划和购售热计划分别执行电能和热能的调度工作。
11.根据权利要求10所述的一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，
所述数据获取模块用于获取预测数据，包括：
数据获取模块用于读取管辖的区域内部各电力负荷t时刻的预测数据和分布式发电设备出力预测数据；
读取管辖的区域内部各热力负荷t时刻的预测数据。
12.根据权利要求10所述的一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，
所述购能计划生成模块用于根据预测数据形成总购电计划和总购热计划；总购电计划为不同时刻总购电功率的集合，t时刻的总购电功率为管辖区域内部t时刻各电力负荷功率预测数据之和减去各分布式发电设备出力功率预测数据之和，总购热计划为不同时刻总购热功率的集合，t时刻的总购热功率为管辖区域内部t时刻的各热力负荷预测数据之和；
t时刻电力和热力经济调度包括：
购能计划生成模块用于设定迭代轮数X，X的初始值为1；
进行第X轮电力经济调度，形成t时刻从上级电网购电计划和从能源站购电计划，上级电网购电功率和从能源站购电功率之和等于t时刻总购电功率，并将从能源站购电计划传递至能源站；
进行第X轮热力经济调度，形成供热系统供热计划和从能源站购热计划，供热系统供热功率和从能源站购热功率之和应等于t时刻总购热功率，并将从能源站购热计划传递至能源站。
13.根据权利要求12所述的一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，
所述电力经济调度依据供电系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行；
所述热力经济调度依据供热系统经济调度模型和能源站经济调度模型进行。
14.根据权利要求13所述的一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，
所述供电系统经济调度模型基于供电系统调度优化目标和向用户售电的收益搭建而成；
其中，所述供电系统调度优化目标为：
Figure 71922DEST_PATH_IMAGE054
，
其中，
Figure 729299DEST_PATH_IMAGE055
为供电系统从上级电网的购电费用，
Figure 711162DEST_PATH_IMAGE056
为供电系统从能源站的购电费用，
Figure 453990DEST_PATH_IMAGE057
为供电系统向用户售电的收入，
Figure 179500DEST_PATH_IMAGE058
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 956963DEST_PATH_IMAGE059
为
Figure 109727DEST_PATH_IMAGE060
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 74272DEST_PATH_IMAGE061
为
Figure 869053DEST_PATH_IMAGE062
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 501023DEST_PATH_IMAGE063
，
其中，
Figure 824688DEST_PATH_IMAGE064
和
Figure 807687DEST_PATH_IMAGE065
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电价格，
Figure 875000DEST_PATH_IMAGE066
和
Figure 361476DEST_PATH_IMAGE067
分别为供电系统从上级电网和能源站的购电功率，
Figure 121622DEST_PATH_IMAGE068
为时间变化量；
计算供电系统向用户售电的收益的计算公式为：
供电系统售电收益
Figure 326338DEST_PATH_IMAGE069
，
其中，
Figure 931763DEST_PATH_IMAGE070
为供电系统向用户售电的价格；
Figure 272746DEST_PATH_IMAGE071
为用户实际电负荷；
所述供电系统售电计划=
Figure 203793DEST_PATH_IMAGE071
。
15.根据权利要求14所述的一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，
所述供热系统经济调度模型基于供热系统调度优化目标和向用户售热的收益搭建而成；
其中，所述供热系统调度优化目标为：
Figure 895805DEST_PATH_IMAGE072
，
其中，
Figure 570500DEST_PATH_IMAGE073
为供热系统从燃气系统的购气费用，
Figure 500410DEST_PATH_IMAGE074
为供热系统从能源站购热费用，
Figure 602358DEST_PATH_IMAGE075
为供热系统向用户售热收入，
Figure 516088DEST_PATH_IMAGE076
为能源站向供热系统售热收入，
Figure 994473DEST_PATH_IMAGE077
为
Figure 310048DEST_PATH_IMAGE078
时刻拉格朗日罚函数一次项乘子，
Figure 317319DEST_PATH_IMAGE079
为
Figure 718344DEST_PATH_IMAGE078
时刻拉格朗日罚函数二次项乘子，并且
Figure 734842DEST_PATH_IMAGE080
，
其中，
Figure 717972DEST_PATH_IMAGE081
、
Figure 161723DEST_PATH_IMAGE082
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热价格，
Figure 315624DEST_PATH_IMAGE083
、
Figure 870233DEST_PATH_IMAGE084
分别为供热系统从燃气系统和能源站的购气和购热功率，
Figure 894821DEST_PATH_IMAGE085
为时间变化量；
其中，
Figure 775052DEST_PATH_IMAGE086
,
Figure 150670DEST_PATH_IMAGE087
为供热系统供热功率，
Figure 243391DEST_PATH_IMAGE036
为燃气锅炉气热转换效率；
计算供热系统向用户售热的收益，计算公式为：
Figure 653644DEST_PATH_IMAGE037
，
其中，
Figure 173618DEST_PATH_IMAGE038
为向用户售热的价格，
Figure 770952DEST_PATH_IMAGE039
为在t时段用户实际热负荷；
所述售热计划=
Figure 932943DEST_PATH_IMAGE039
。
16.根据权利要求15所述的一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，
所述能源站经济调度模型基于能源站调度优化目标和从燃气系统购气的费用搭建而成；
其中，所述能源站调度优化目标：
Figure 902430DEST_PATH_IMAGE040
，
其中，
Figure 858884DEST_PATH_IMAGE041
为t时刻能源站从燃气系统的购气费用，
Figure 920078DEST_PATH_IMAGE043
为能源站向供电系统售电收入，
Figure 620180DEST_PATH_IMAGE044
为能源站向供热系统售热收入；
计算能源站从燃气系统购气的费用，计算公式为：
Figure 473867DEST_PATH_IMAGE045
。
17.根据权利要求15所述的一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，
所述确定模块用于确定购售电计划和购售热计划满足收敛条件，包括：
确定模块用于判断总购电计划、售电计划、总购热计划和售热计划是否同时满足收敛条件，若同时满足收敛条件，则结束计算，若不同时满足收敛条件，则令X=X+1，继续根据预测数据重新调度形成总购电计划和总购热计划。
18.根据权利要求15所述的一种基于分析目标级联法的区域热点综合能源调度系统，其特征在于，
当能源站向供热系统的售热收入与供热系统从能源站的购热费用的差值的绝对值不超过购售热收敛阈值时，则售热计划和总购热计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
当能源站向供电系统的售电收入与供电系统从能源站的购电费用的差值的绝对值不超过购售电收敛阈值时，则售电计划和总购电计划满足收敛条件，否则不满足收敛条件；
所述收敛条件的公式包括：
Figure 866802DEST_PATH_IMAGE046
；
Figure 438729DEST_PATH_IMAGE047
；
其中，
Figure 676943DEST_PATH_IMAGE048
为第k次迭代能源站向供热系统售热收入；
Figure 650716DEST_PATH_IMAGE049
为第k次迭代供热系统从能源站购热费用；
Figure 214552DEST_PATH_IMAGE050
为第k次迭代能源站向供电系统售电收入；
Figure 539354DEST_PATH_IMAGE051
为第k次迭代供电系统从能源站购电费用；
Figure 315680DEST_PATH_IMAGE052
为购售热收敛阈值；
Figure 143959DEST_PATH_IMAGE053
为购售电收敛阈值。
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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CN117096874A (zh) * 2023-09-27 2023-11-21 华中科技大学 一种电力系统调度模型的建模方法及应用
CN117096874B (zh) * 2023-09-27 2024-01-05 华中科技大学 一种电力系统调度模型的建模方法及应用

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