CN116308881A - 利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法 - Google Patents

利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法 Download PDF

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CN116308881A CN202310193946.3A CN202310193946A CN116308881A CN 116308881 A CN116308881 A CN 116308881A CN 202310193946 A CN202310193946 A CN 202310193946A CN 116308881 A CN116308881 A CN 116308881A
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万亚恒
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郝思鹏
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张东东
董亮
张小莲
刘海涛
陈光宇
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Abstract

本发明公开了一种利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，获取目标供热管网热动态模型、目标供热管网的热能网络模型，建立热力系统潮流模型；根据日前调度中热力系统的源荷约束和热力系统潮流模型构建日前调度中热力系统调度模型；根据日内上层调度中热力系统的源荷约束和热力系统潮流模型构建日内上层调度中热力系统调度模型；构建电力系统及冷能系统多时间尺度调度模型；基于供热管网的储热特性以及热力系统潮流模型、日前及日内上层调度中热力系统调度模型、电力系统及冷能系统多时间尺度调度模型构建综合能源系统多时间尺度调度模型，进行分级求解，得到优化调度结果。优点：提高运行经济性、消除供热延时效应对系统调度的影响。

Description

利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法
技术领域
本发明涉及一种利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，属于能源配置优化利用技术领域。
背景技术
随着社会经济的快速发展，能源的大量消耗也导致了环境的恶化，提高能源利用率有利于减少污染物的排放及碳排放。综合能源系统是多种异质能源组成的复杂网络，可以实现不同形式能源的经济利用与互补运行，有利于提高能源利用率与降低碳排放。
目前，多时间尺度调度是降低系统新能源出力预测偏差与负荷预测偏差影响，实现系统稳定运行的有效手段。综合能源系统中，由于供热系统具有较长时间的延时，供热管网则具备一定的储热能力，此储热特性可作为一种灵活性资源在系统多时间尺度调度上产生一定的积极作用。然而，目前鲜有研究关注热网动态特性在综合能源系统多时间尺度调度上的作用。因此，综合能源系统亟需一种充分利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，以提高系统的运行经济性及能源利用率。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是克服现有技术的缺陷，提供一种利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法。
为解决上述技术问题，本发明提供一种利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，包括：
获取目标供热管网中每根管道的管内横截面积、热媒质量流量、管外环境温度和从管内到周围环境的总传热热阻，构建供热管道一维热动态模型，基于二阶迎风隐式方程对供热管道一维热动态模型差分化处理并整理得到供热管网热动态模型；
获取目标供热管网的每根管道长度及管道连接结构，构建目标供热管网的热能网络模型；
根据供热管网热动态模型以及热能网络模型建立热力系统潮流模型；
获取日前调度中热力系统的调度方式，根据日前调度中热力系统的调度方式确定日前调度中热力系统的源荷约束，根据日前调度中热力系统的源荷约束和热力系统潮流模型构建日前调度中热力系统调度模型；
获取日内上层调度中热力系统的调度方式，根据日内上层调度中热力系统的调度方式确定日内上层调度中热力系统的源荷约束，根据日内上层调度中热力系统的源荷约束和热力系统潮流模型构建日内上层调度中热力系统调度模型；
获取电力系统及冷能系统设备参数、系统结构及调度方式，构建电力系统及冷能系统多时间尺度调度模型；
基于供热管网的储热特性以及热力系统潮流模型、日前调度中热力系统调度模型、日内上层调度中热力系统调度模型、电力系统及冷能系统多时间尺度调度模型构建综合能源系统多时间尺度调度模型；
对所述综合能源系统多时间尺度调度模型进行分级求解，得到利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度结果。
进一步的，所述获取预先构建的目标供热管道的供热管道一维热动态模型，基于二阶迎风隐式方程对供热管道一维热动态模型进行整理得到供热管网热动态模型，包括：
构建所述供热管道一维热动态模型，表示为：
Figure BDA0004106519150000021
式中：ρ为水的密度；S为目标供热管道的内横截面积；cp为水的定压比热容；T为管道内水温；m为质量流量；Ta为管道外环境温度；Rj为从管内到周围环境的总传热热阻；t和x分别为时间变量与空间变量；
运用式(2)和式(3)的二阶迎风隐式格式对式(1)进行差分化并整理为供热管网热动态模型，表示为式(4)：
Figure BDA0004106519150000022
Figure BDA0004106519150000023
Figure BDA0004106519150000031
式中：
Figure BDA0004106519150000037
为管道在时间步长编号为i，空间步长编号为n处的管道温度，i＝0,1,2,…,M，n＝0,1,2,…,N，M为最大时间步长编号，N为最大空间步长编号；Δt为时间步长；Δx为空间步长。
进一步的，所述获取预先构建的目标供热管道的热能网络模型，包括：
控制供热系统运行时满足节点质量流量连续性方程，表示为式(5)：
Abmb＝0 (5)
式中：Ab为不考虑端点的供水网络节点-支路关联矩阵，设定从节点流出为正，回水网络关联矩阵为-Ab；mb为供热网络的质量流量向量；
不同管网中不同温度的热水流向相同的节点进行温度混合，并以相同温度从该节点流向不同管网，温度混合满足式(6)：
Abdiag(mb)T0,N＝0 (6)
式中：T0,N为当前节点处，温度混合前流入管道的末端处或温度混合后流出管道的首端处温度，具体表示为：
Figure BDA0004106519150000032
式中：T0,j为节点处编号为j的流出管网首端处温度；TN,j为节点处编号为j的流入管网末端处温度；
换热首站将管网回水加热并送入供水管网，根据能量守恒定律，换热首站的换热功率为：
Figure BDA0004106519150000033
式中：
Figure BDA0004106519150000034
为t时刻换热首站的换热功率；ms为换热首站质量流量；/>
Figure BDA0004106519150000035
为t时刻连接换热首站的供水管网入口处水温；/>
Figure BDA0004106519150000036
为t时刻连接换热首站的回水管网出口处水温；
热交换站将一次管网传输的热能传递给二次管网，由二次管网分配给热用户，热交换站的换热功率表示为式(9)：
Figure BDA0004106519150000041
式中：
Figure BDA0004106519150000042
为t时刻w个热交换站的总换热功率；mq为第q个热交换站质量流量。
进一步的，所述根据供热管网热动态模型以及热能网络模型建立热力系统潮流模型，包括：
式(4)-式(9)组合为所述热力系统潮流模型。
进一步的，所述日前调度中热力系统调度模型，包括：热源处热功率平衡、热负荷处热功率平衡和所述热力系统潮流模型；
所述热源处热功率平衡表示为：
Figure BDA0004106519150000043
式中：
Figure BDA0004106519150000044
Ht,daEB和/>
Figure BDA0004106519150000045
分别为日前调度阶段t时段燃气轮机热功率、燃气锅炉出力功率、电锅炉出力功率和换热首站换热功率。
所述热负荷处热功率平衡表示为：
Figure BDA0004106519150000046
式中：
Figure BDA0004106519150000047
和/>
Figure BDA0004106519150000048
分别为日前调度阶段t时段热交换站总换热功率、热负荷预测功率和吸收式制冷机消耗热功率。
进一步的，所述日内上层调度中热力系统调度模型包括：所述热源处热功率平衡、所述热负荷处热功率平衡、所述热力系统潮流模型及波动的热功率平衡；
所述波动的热功率平衡表示为：
Figure BDA0004106519150000049
式中：
Figure BDA0004106519150000051
Ht,uEB、/>
Figure BDA0004106519150000052
和/>
Figure BDA0004106519150000053
分别为日内上层调度阶段t时段燃气轮机热功率、燃气锅炉出力功率、电锅炉出力功率、热负荷预测功率和吸收式制冷机消耗热功率。
进一步的，所述综合能源系统多时间尺度调度模型包括目标函数和约束条件；
所述目标函数包括：日前调度阶段系统运行成本最低对应的目标函数、考虑管网储热的日内上层调度目标函数以及针对电力系统的日内下层调度目标函数；
所述约束条件包括：日前调度的约束条件、日内上层调度的约束条件以及日内下层调度的约束条件。
进一步的，所述日前调度阶段系统运行成本最低对应的目标函数表示为：
Figure BDA0004106519150000054
Figure BDA0004106519150000055
Figure BDA0004106519150000056
式中：f1为系统日前调度模型的总成本；Cdagrid为系统从外部电网购电的成本；Cdagas为系统购买天然气的成本；
Figure BDA0004106519150000057
为系统维护成本；/>
Figure BDA0004106519150000058
为t时段电价；βgas为天然气单价；
Figure BDA0004106519150000059
为t时段购电电功率；Vt,daGT、Vt,daGB和Vt,daFC为t时段燃气轮机、燃气锅炉和燃料电池消耗天然气流量。
所述考虑管网储热的日内上层调度目标函数表示为：
Figure BDA00041065191500000510
式中：f2为系统日内上层调度模型的成本；T2为日内上层调度阶段调度时域；
Figure BDA00041065191500000511
Vt,uGT和Vt,uGB为日内上层调度中t时段购电电功率、燃气轮机和燃气锅炉消耗天然气流量；
Figure BDA00041065191500000512
为日内上层调度中系统维护成本。
所述针对电力系统的日内下层调度目标函数表示为：
Figure BDA0004106519150000061
式中：f3为系统日内下层调度模型的成本；T3为日内下层调度阶段调度时域；
Figure BDA0004106519150000062
和Vt,lFC为日内下层调度中t时段购电电功率和燃料电池消耗天然气流量；/>
Figure BDA0004106519150000063
为日内下层调度中系统维护成本。
进一步的，所述日前调度的约束条件包括：
1)电功率平衡：
Figure BDA0004106519150000064
式中：
Figure BDA0004106519150000065
和/>
Figure BDA0004106519150000066
分别为日前调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃气轮机电功率、燃料电池出力功率、电负荷预测功率、电锅炉消耗功率、电制冷机消耗功率、蓄电池放电和充电功率；
2)热力系统约束：
包括热源处功率约束，如式(8)和式(12)所述；热负荷处功率约束，如式(9)和式(13)所述；供热管网约束，如式(1)-(7)所述；
3)冷功率平衡：
Figure BDA0004106519150000067
式中：
Figure BDA0004106519150000068
和/>
Figure BDA0004106519150000069
分别为日前调度阶段t时段吸收式制冷机输出冷功率、电制冷机输出冷功率和冷负荷预测功率；
4)燃料电池出力约束：
燃料电池仅用于在日内下层调度中平抑电力系统源荷波动，日前调度中设置为固定值：
Figure BDA00041065191500000610
式中：
Figure BDA0004106519150000071
日前调度阶段t时段燃料电池出力功率，ωFC和/>
Figure BDA0004106519150000072
分别为燃料电池备用系数和最大出力；
5)设备出力与爬坡约束：
Figure BDA0004106519150000073
Figure BDA0004106519150000074
式中：
Figure BDA0004106519150000075
为设备X在t时段出力，/>
Figure BDA0004106519150000076
和/>
Figure BDA0004106519150000077
为设备X的出力下限与上限；/>
Figure BDA0004106519150000078
和
Figure BDA0004106519150000079
为设备X的向下与向上爬坡上限，式(23)约束电网联络线、燃气轮机、燃料电池、燃气锅炉、电锅炉、吸收式制冷机、电制冷机、蓄电池、/>
Figure BDA00041065191500000710
和/>
Figure BDA00041065191500000711
式(24)约束燃气轮机、燃气锅炉、
Figure BDA00041065191500000712
和/>
Figure BDA00041065191500000713
Figure BDA00041065191500000714
为连接换热首站的供水管网入口处水温；/>
Figure BDA00041065191500000715
为连接热交换站的回水管网入口处水温。
6)蓄电池约束：
Figure BDA00041065191500000716
Figure BDA00041065191500000717
Figure BDA00041065191500000718
式中：
Figure BDA00041065191500000719
为蓄电池在t时段时的储电量；σES为蓄电池自放电率；/>
Figure BDA00041065191500000720
和/>
Figure BDA00041065191500000721
为蓄电池在t时段的充电和放电状态；ηc和ηd为蓄电池充电和放电效率；ΔT为调度时间间隔；
Figure BDA00041065191500000722
为一天调度开始及结束时蓄电池的储电量；/>
Figure BDA00041065191500000723
表示t时段蓄电池充电、放电功率；
所述日内上层调度的约束条件为：
1)电功率平衡：
Figure BDA00041065191500000724
式中：
Figure BDA0004106519150000081
和/>
Figure BDA0004106519150000082
分别为日内上层调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃气轮机电功率、电锅炉消耗功率、电制冷机消耗功率和电负荷预测功率；
2)热力系统约束：
在日前热力系统约束条件上增加源荷热功率变化平衡约束，如式(14)所述；
3)设备出力偏差约束：
对设备出力偏差约束对电网联络线、燃气轮机和燃气锅炉的出力进行约束：
Figure BDA0004106519150000083
式中：ζ为设备出力偏差约束因子；
Figure BDA0004106519150000084
表示日内上层调度阶段设备X在t时段的出力；/>
Figure BDA0004106519150000085
表示日前调度阶段设备X在t时段的出力；/>
Figure BDA0004106519150000086
表示设备X的出力上限；
4)其他约束：
日内上层调度阶段中，燃气轮机和燃气锅炉的启停与日前调度阶段保持一致，冷功率平衡约束、设备出力与爬坡约束与日前调度阶段保持一致；
日内下层调度的约束条件为：
1)电功率平衡：
Figure BDA0004106519150000087
式中：
Figure BDA0004106519150000088
和/>
Figure BDA0004106519150000089
分别为日内下层调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃料电池出力功率和电负荷预测功率；
2)电网联络线上功率偏差约束：
Figure BDA00041065191500000810
式中：ξ为电网日内下层与上层调度偏差约束因子；
Figure BDA0004106519150000091
表示日内下层调度阶段t时段从外部电网的购电功率；/>
Figure BDA0004106519150000092
表示日内上层调度阶段t时段的购电功率；/>
Figure BDA0004106519150000093
表示购电功率上限；
3)
Figure BDA0004106519150000094
和/>
Figure BDA0004106519150000095
受式(23)约束。
进一步的，所述对所述综合能源系统多时间尺度调度模型进行分级求解，得到利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度结果，包括：
采用混合整数线性规划算法对日前、日内上层、日内下层三阶段调度进行逐层求解，上一时间尺度的调度结果为下一时间尺度的调度提供依据，并由此获得最终利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度结果。
本发明所达到的有益效果：
多种异质能源组成的综合能源系统，有利于提高能源利用率与降低碳排放。基于二阶迎风隐式方程建立供热管网热动态模型，基于图论理论建立热力系统潮流模型，该模型精度高，计算适用度高。提出等效平均温度量化供热管网的储热量有利于对管网储热进行主动调控。基于供热管网的储热特性及不同子系统惯性时间的差异构建不同时间尺度的调度模型，日前调度中主动调控管网的储热量有利于提高系统运行的经济性，日内上层调度中利用管网储热特性可以最大限度消除供热延时效应对系统调度的影响。
附图说明
附图1为本发明的流程示意图；
附图2为综合能源系统结构图；
附图3为多时间尺度调度框架图；
附图4为不考虑管网储热时日前调度电平衡图；
附图5为不考虑管网储热时日前调度热平衡图；
附图6为不考虑管网储热时日前调度冷平衡图；
附图7为利用管网储热时日前调度电平衡图；
附图8为利用管网储热时日前调度热平衡图；
附图9为利用管网储热时日前调度冷平衡图；
附图10为日前调度中供热管网储热量与回水等效平均温度图；
附图11为回水允许的最高温度与系统运行费用图；
附图12为日内调度中管网储热量与回水等效平均温度变化情况图；
附图13为设备多时间尺度下优化调度结果图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
如图1所示，一种利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，包括：
获取目标供热管网中每根管道的管内横截面积、热媒质量流量、管外环境温度和从管内到周围环境的总传热热阻，构建供热管道一维热动态模型，基于二阶迎风隐式方程对供热管道一维热动态模型差分化处理并整理得到供热管网热动态模型；
获取目标供热管网的每根管道长度及管道连接结构，构建目标供热管网的热能网络模型；
根据供热管网热动态模型以及热能网络模型建立热力系统潮流模型；
获取日前调度中热力系统的调度方式，根据日前调度中热力系统的调度方式确定日前调度中热力系统的源荷约束，根据日前调度中热力系统的源荷约束和热力系统潮流模型构建日前调度中热力系统调度模型；
获取日内上层调度中热力系统的调度方式，根据日内上层调度中热力系统的调度方式确定日内上层调度中热力系统的源荷约束，根据日内上层调度中热力系统的源荷约束和热力系统潮流模型构建日内上层调度中热力系统调度模型；
获取电力系统及冷能系统设备参数、系统结构及调度方式，构建电力系统及冷能系统多时间尺度调度模型；
基于供热管网的储热特性以及热力系统潮流模型、日前调度中热力系统调度模型、日内上层调度中热力系统调度模型、电力系统及冷能系统多时间尺度调度模型构建综合能源系统多时间尺度调度模型；
对所述综合能源系统多时间尺度调度模型进行分级求解，得到利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度结果
具体内容包括：
(1)构建综合能源系统架构与设备模型，基于二阶迎风隐式方程建立供热管网热动态模型，基于图论理论建立热力系统潮流模型。
综合能源系统通常包含源、网、荷、储及能量转换设备五部分。典型的综合能源模型如附图2所示，源侧有天然气源站、外部电网、风电机组、光伏机组；能量转换设备有燃气轮机、燃料电池、燃气锅炉、电锅炉、吸收式制冷机、电制冷机；设置储电设备。目前区域集中供冷技术价格较高且供冷最远距离限制在1km以内，故冷能系统为分布式供能。
根据能量守恒定律且1)管道中的热水视为不可压缩流体；2)仅考虑管道沿管长方向上的温度分布；3)由于沿管长方向导热作用远小于对流传热，不考虑该方向上的导热，建立供热管道一维热动态模型：
Figure BDA0004106519150000111
式中：ρ为水的密度；S为管道的内横截面积；cp为水的定压比热容；T为管道内水温；m为质量流量；Ta为管道外环境温度；Rj为从管内到周围环境的总传热热阻；t和x分别为时间变量与空间变量。
运用式(64)和式(65)所述的二阶迎风隐式格式对式(32)进行差分化并整理为式(66)：
Figure BDA0004106519150000112
Figure BDA0004106519150000113
Figure BDA0004106519150000114
式中：
Figure BDA0004106519150000115
为管道在时间步长编号为i，空间步长编号为n处的管道温度，i＝0,1,2,…,M，n＝0,1,2,…,N；Δt为时间步长；Δx为空间步长。
所述步骤(1)中的基于图论理论建立热力系统潮流模型，其特征在于：
供热系统运行时需要满足节点质量流量连续性方程：
Abmb＝0 (67)
式中：Ab为不考虑端点的供水网络节点-支路关联矩阵，设定从节点流出为正，回水网络关联矩阵为-Ab；mb为供热网络的质量流量向量。
不同管网中不同温度的热水流向相同的节点进行温度混合，并以相同温度从该节点流向不同管网，温度混合满足方程：
Abdiag(mb)T0,N＝0 (68)
式中：T0,N为当前节点处，温度混合前流入管道的末端处或温度混合后流出管道的首端处温度，具体表示为：
Figure BDA0004106519150000121
式中：T0,j为节点处编号为j的流出管网首端处温度；TN,j为节点处编号为j的流入管网末端处温度。
换热首站将管网回水加热并送入供水管网，根据能量守恒定律，换热首站的换热功率为：
Figure BDA0004106519150000122
式中：
Figure BDA0004106519150000124
为t时刻换热首站的换热功率；ms为换热首站质量流量；/>
Figure BDA0004106519150000123
为t时刻连接换热首站的供水管网入口处水温；Tt,outr为t时刻连接换热首站的回水管网出口处水温。
热交换站将一次管网传输的热能传递给二次管网，由二次管网分配给热用户，热交换站的换热功率为：
Figure BDA0004106519150000131
式中：
Figure BDA0004106519150000134
为t时刻w个热交换站的总换热功率；mq为第q个热交换站质量流量。
热力系统传输延时效应的存在，使得供热管网天然具备一定的储热能力，同时，在供回水温度可以调节的情况下，这一能力被进一步放大。供热系统的储热体现在回水温度的提高，若在某一时段热源出力大于对应时段负荷需求，经管网传输及热交换站换热后，回水管网温度便会提高，体现为管网储热；反之，回水温度下降，体现为管网放热。由于管网温度存在波动，单一位置管网温度无法准确衡量当前时刻管网的储热能力，定义等效平均温度：
Figure BDA0004106519150000132
式中：Tteq为t时刻供水或回水管网的等效平均温度；Ttn,j为t时刻编号为j的管道在空间位置n处的温度；Sj为编号为j的管道管内横截面积；K和N分别为总管网数和编号为j的管道总空间步长数。
供热管网的储热量可以表示为：
Figure BDA0004106519150000133
式中：
Figure BDA0004106519150000135
为t时刻供热管网储热量；mΣ为回水管道的热媒总质量；Ttreq为t时刻回水管网平均等效温度；Tt,minreq为回水管网允许的最小等效平均温度。
(2)构建考虑系统特性的多时间尺度调度框架。
新能源出力预测及负荷预测的误差会随着调度时间尺度的减小而减小，因此本发明从三个时间尺度上对综合能源系统进行调度，本发明提出的利用管网储热的多时间尺度调度框架如附图3所示，具体方法如下：
1)日前调度的时间尺度为1h，提前24h预测新能源出力及负荷需求并制定调度计划。日前调度中充分考虑供热系统的延时效应与供热管网的储热能力并进行主动调控，在此基础上确定各个设备的启停与出力数据并计算供热管网温度与管网储热量。
2)日内上层调度采用滚动优化，调度的时间尺度为1h，提前4h预测新能源出力及负荷需求，即调度时域为4h。在日前调度计划的基础上确定日内上层调度计划。由于供热管网储热的存在，日内上层调度中不考虑供热延时效应，认为热力系统源荷波动同步，因此需计算管网温度变化与储热量变化并进行调控，保证系统的稳定运行。
3)日内下层调度的时间尺度为15min，提前1h预测新能源出力及电负荷需求，并制定调度计划以平抑电力系统源荷波动。
(3)基于供热管网的储热特性及不同子系统惯性时间的差异构建不同时间尺度的调度模型，日前调度中主动调控管网的储热量以提高系统运行的经济性，日内上层调度中利用管网储热特性消除供热延时效应对系统调度的影响。
在日前调度阶段，以系统运行成本最低为目标函数：
Figure BDA0004106519150000141
Figure BDA0004106519150000142
Figure BDA0004106519150000143
式中：f1为系统日前调度模型的总成本；Cdagrid为系统从外部电网购电的成本；Cdagas为系统购买天然气的成本；
Figure BDA0004106519150000144
为系统维护成本；/>
Figure BDA0004106519150000145
为t时段电价；βgas为天然气单价；
Figure BDA0004106519150000146
为t时段购电电功率；Vt,daGT、Vt,daGB和Vt,daFC为t时段燃气轮机、燃气锅炉和燃料电池消耗天然气流量。
日前调度的约束条件为：
1)电功率平衡
Figure BDA0004106519150000151
式中：
Figure BDA0004106519150000152
Pt,daES,d和Pt,daES,c分别为日前调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃气轮机电功率、燃料电池出力功率、电负荷预测功率、电锅炉消耗功率、电制冷机消耗功率、蓄电池放电和充电功率。
2)热力系统约束
充分考虑供热管网的延时效应，热源处与热负荷处的功率各自平衡，同时受热网动态特性约束，热源处热功率平衡为：
Figure BDA0004106519150000153
式中：
Figure BDA0004106519150000154
Ht,daEB和/>
Figure BDA0004106519150000155
分别为日前调度阶段t时段燃气轮机热功率、燃气锅炉出力功率、电锅炉出力功率和换热首站换热功率。
热负荷处热功率平衡为：
Figure BDA0004106519150000156
式中：
Figure BDA0004106519150000157
和/>
Figure BDA0004106519150000158
分别为日前调度阶段t时段热交换站总换热功率、热负荷预测功率和吸收式制冷机消耗热功率。
同时包括约束式(63)-(71)。
3)冷功率平衡
Figure BDA0004106519150000159
式中：Rt,daAR、Rt,daER和Rt,daload分别为日前调度阶段t时段吸收式制冷机输出冷功率、电制冷机输出冷功率和冷负荷预测功率。
4)燃料电池出力约束
燃料电池在本发明中仅用于在日内下层调度中平抑电力系统源荷波动，日前调度中设置为固定值：
Figure BDA0004106519150000161
式中：ωFC和
Figure BDA0004106519150000162
分别为燃料电池备用系数和最大出力。
5)设备出力与爬坡约束
Figure BDA0004106519150000163
Figure BDA0004106519150000164
式中：
Figure BDA0004106519150000165
为设备X在t时段出力，/>
Figure BDA0004106519150000166
和/>
Figure BDA00041065191500001620
为设备X的出力下限与上限；/>
Figure BDA0004106519150000167
和/>
Figure BDA0004106519150000168
为设备X的向下与向上爬坡上限。式(82)约束电网联络线、燃气轮机、燃料电池、燃气锅炉、电锅炉、吸收式制冷机、电制冷机、蓄电池、/>
Figure BDA0004106519150000169
和/>
Figure BDA00041065191500001610
式(83)约束燃气轮机、燃气锅炉、
Figure BDA00041065191500001611
和/>
Figure BDA00041065191500001612
6)蓄电池约束
Figure BDA00041065191500001613
Figure BDA00041065191500001614
Figure BDA00041065191500001615
式中：
Figure BDA00041065191500001616
为蓄电池在t时段时的储电量；σES为蓄电池自放电率；/>
Figure BDA00041065191500001617
和/>
Figure BDA00041065191500001618
为蓄电池在t时段的充电和放电状态；ηc和ηd为蓄电池充电和放电效率；ΔT为调度时间间隔；/>
Figure BDA00041065191500001619
为一天调度开始及结束时蓄电池的储电量。为避免过高循环频率、深度放电与过度充电及低荷电状态下充放电对蓄电池寿命的降低，同时仅日前调度可以统筹全天的储能配置，因此本发明仅在日前调度中改变蓄电池的充放电状态。
考虑管网储热的日内上层调度目标函数为：
Figure BDA0004106519150000171
式中：f2为系统日内上层调度模型的成本；T2为日内上层调度阶段调度时域；
Figure BDA0004106519150000172
Vt,uGT和Vt,uGB为日内上层调度中t时段购电电功率、燃气轮机和燃气锅炉消耗天然气流量；
Figure BDA0004106519150000173
为日内上层调度中系统维护成本。
日内上层调度的约束条件为：
1)电功率平衡
Figure BDA0004106519150000174
式中：
Figure BDA0004106519150000175
和/>
Figure BDA0004106519150000176
分别为日内上层调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃气轮机电功率、电锅炉消耗功率、电制冷机消耗功率和电负荷预测功率。
2)热力系统约束
在日前热力系统约束条件上增加源荷热功率变化平衡约束。
日内上层调度中，由于供热管网储热特性的存在，负荷侧热功率波动可以由供热管网中存储的热能平抑，可以不考虑供热系统的传输延时，热力系统源荷功率变化部分可以实时平衡调度，实现供热系统的源荷解耦运行，功率平衡表现为：
Figure BDA0004106519150000177
式中：
Figure BDA0004106519150000178
Ht,uEB、/>
Figure BDA0004106519150000179
和/>
Figure BDA00041065191500001710
分别为日内上层调度阶段t时段燃气轮机热功率、燃气锅炉出力功率、电锅炉出力功率、热负荷预测功率和吸收式制冷机消耗热功率。
3)设备出力偏差约束
为了保证外部电网及天然气网络的稳定运行，使日内调度与日前调度更好地衔接，需设置设备出力偏差约束对电网联络线、燃气轮机和燃气锅炉的出力进行约束：
Figure BDA0004106519150000181
式中：ζ为设备出力偏差约束因子。
4)其他约束
日内上层调度阶段中，燃气轮机和燃气锅炉的启停与日前调度阶段保持一致。其他约束条件与日前调度阶段保持类似，如冷功率平衡约束、设备出力与爬坡约束等。
针对电力系统的日内下层调度目标函数为：
Figure BDA0004106519150000182
式中：f3为系统日内下层调度模型的成本；T3为日内下层调度阶段调度时域；
Figure BDA0004106519150000183
和Vt,lFC为日内下层调度中t时段购电电功率和燃料电池消耗天然气流量；/>
Figure BDA0004106519150000184
为日内下层调度中系统维护成本。
日内下层调度的约束条件为：
1)电功率平衡
Figure BDA0004106519150000185
式中：
Figure BDA0004106519150000186
和/>
Figure BDA0004106519150000187
分别为日内下层调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃料电池出力功率和电负荷预测功率。
2)电网联络线上功率偏差约束
Figure BDA0004106519150000188
式中：ξ为电网日内下层与上层调度偏差约束因子。
3)其他约束
Figure BDA0004106519150000191
和/>
Figure BDA0004106519150000192
受式(82)约束。
(4)采用混合整数线性规划算法对多时间尺度模型分级求解，获得利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度方法。
采用混合整数线性规划算法对日前、日内上层、日内下层三阶段调度进行逐层求解，上一时间尺度的调度结果为下一时间尺度的调度提供依据，并由此获得最终利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度结果。
为了详细分析本专利所提一种利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，采用一个智慧综合能源园区的综合能源系统作为实例场景，运用本专利所提方法进行调度，其系统架构如附图2所示，其多时间尺度调度架构如附图3所示。
1.日前调度结果分析
系统的日前调度以系统的日运行成本最低为优化目标，不考虑储热时，系统的日前电热冷调度结果如附图4-6所示。由附图4可知，在0:00-6:00和22:00-24:00谷时电价时段，电力系统主要由外部电网供能；在7:00-10:00和17:00-21:00峰时电价时段，电力系统主要由燃气轮机供能，但是仍有部分外部电网供能，原因是受热力系统负荷需求的约束，燃气轮机无法再增大出力。由附图5可知，在热平衡图中，系统热负荷最低时段为9:00-10:00，但热源出力最低时段为8:00-9:00，表明本实例所计算的热力系统具有明显的延时效应，同时，热平衡图表明热力系统的传输具有明显的能量损耗。
考虑管网储热时，系统的日前调度结果如附图7-9所示。由附图7可知，峰时电价时段，燃气轮机出力相较于不考虑管网储热时明显增加，而谷时电价时段则相反。此时，电热系统实现解耦，峰时电价时段燃气轮机多发出的热能存储在管网中，在谷时电价时释放。由于谷时电价时段，电力系统的主要供能为外部电网，此时，热力系统中应增加电锅炉出力，冷负荷主要由电制冷机供能。
在系统运行时考虑供热管网储热并进行主动调控可以提高系统运行的经济性。附图10为对管网储热能力进行主动调控的结果，在峰时电价时段，为减少从外部电网购电，需增大燃气轮机出力，但此时热力系统负荷需求低于热源出力，管网回水温度相应升高，供热管网呈现储热特性；相反，在谷时电价时段，燃气轮机出力减少所产生的热缺额由管网储热提供，管网回水温度随之下降。
一定的管网储热可以提高系统的经济性，由附图11可知，当回水管网始端设定的最高温度从71℃升高到77℃的过程中，系统的经济性有明显的提高。但是储热量并不是越大越好，一方面，过高的温度会对热力系统的安全运行产生不利的影响；另一方面，提高温度会增加热力系统的传输损耗，在本实例中，回水管网始端设定的最高温度的最优值为79.56℃，超过此温度，系统的经济性开始下降。
2.日前调度结果分析
日内调度结果如附图13所示，根据新能源出力预测及负荷预测的变化，统筹系统经济性与稳定性，改变设备出力，对系统源荷波动进行有效平抑。
在0:00-6:00谷时电价时段，冷负荷需求增加，此时，电制冷机的经济性更高，其出力增加。由于调度时域的存在及设备爬坡功率的约束，在3:00-6:00，电力系统源荷净波动变化不大的情况下，选择增加燃气轮机的出力并适当减小电网购电，以实现电力系统在7：00-9:00峰时电价时段有较高的经济性。与此同时，由于燃气轮机出力的增加，在4:00-6:00时，燃气锅炉与电锅炉的出力有明显的减小。
在日内下层调度阶段，为减小对配电网稳定性的影响，对联络线上的功率波动进行限制，此时，电力系统源荷波动主要由燃料电池平抑。
由于供热管网储热的存在，在日内调度中，不考虑供热系统的传输延时效应也可以实现热用户的用能需求及系统的稳定运行。在热力系统负荷需求增加时，虽然同时增加了热源出力，但是由于传输延时的存在，热用户无法及时接收到热源增加的出力，此时，缺额的热需求由管网储热提供，热源增加的出力用于补偿管网储热量的减少，如附图12中1:00-3:00、5:00-8:00及11:00-15:00等时段所示。热力系统负荷需求减小时的情况与之相反。由于可能出现日内热负荷需求相较于日前热负荷需求，在多个连续时段内均有增加的现象，为保证系统的安全运行，日前调度中，需保证供热管网的温度设置具有一定的安全裕度，本实例设置为1℃，由附图12可知，满足系统安全运行需求。
结合上述分析可知，利用供热管网的储热能力，针对综合能源系统建立了一种多时间尺度调度模型可以有效实现系统经济安全运行。在日前调度阶段，主动调控管网的储热能力可以提高系统运行的经济性，将峰时电价时段燃气轮机多发出的热能通过管网储热在谷时电价时段释放，可以提高系统运行的经济性约1.89％，同时可以实现系统热电解耦运行。在日内调度阶段，利用管网储热能力消除供热延时效应对系统运行的影响，可以不考虑供热系统的传输延时，实现供热系统的源荷解耦运行。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，包括：
获取目标供热管网中每根管道的管内横截面积、热媒质量流量、管外环境温度和从管内到周围环境的总传热热阻，构建供热管道一维热动态模型，基于二阶迎风隐式方程对供热管道一维热动态模型差分化处理并整理得到供热管网热动态模型；
获取目标供热管网的每根管道长度及管道连接结构，构建目标供热管网的热能网络模型；
根据供热管网热动态模型以及热能网络模型建立热力系统潮流模型；
获取日前调度中热力系统的调度方式，根据日前调度中热力系统的调度方式确定日前调度中热力系统的源荷约束，根据日前调度中热力系统的源荷约束和热力系统潮流模型构建日前调度中热力系统调度模型；
获取日内上层调度中热力系统的调度方式，根据日内上层调度中热力系统的调度方式确定日内上层调度中热力系统的源荷约束，根据日内上层调度中热力系统的源荷约束和热力系统潮流模型构建日内上层调度中热力系统调度模型；
获取电力系统及冷能系统设备参数、系统结构及调度方式，构建电力系统及冷能系统多时间尺度调度模型；
基于供热管网的储热特性以及热力系统潮流模型、日前调度中热力系统调度模型、日内上层调度中热力系统调度模型、电力系统及冷能系统多时间尺度调度模型构建综合能源系统多时间尺度调度模型；
对所述综合能源系统多时间尺度调度模型进行分级求解，得到利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度结果。
2.根据权利要求1所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，所述获取预先构建的目标供热管道的供热管道一维热动态模型，基于二阶迎风隐式方程对供热管道一维热动态模型进行整理得到供热管网热动态模型，包括：
构建所述供热管道一维热动态模型，表示为：
Figure FDA0004106519140000021
式中：ρ为水的密度；S为目标供热管道的内横截面积；cp为水的定压比热容；T为管道内水温；m为质量流量；Ta为管道外环境温度；Rj为从管内到周围环境的总传热热阻；t和x分别为时间变量与空间变量；
运用式(2)和式(3)的二阶迎风隐式格式对式(1)进行差分化并整理为供热管网热动态模型，表示为式(4)：
Figure FDA0004106519140000022
Figure FDA0004106519140000023
Figure FDA0004106519140000024
式中：
Figure FDA0004106519140000025
为管道在时间步长编号为i，空间步长编号为n处的管道温度，i＝0,1,2,…,M，n＝0,1,2,…,N，M为最大时间步长编号，N为最大空间步长编号；Δt为时间步长；Δx为空间步长。
3.根据权利要求2所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，所述获取预先构建的目标供热管道的热能网络模型，包括：
控制供热系统运行时满足节点质量流量连续性方程，表示为式(5)：
Abmb＝0 (5)
式中：Ab为不考虑端点的供水网络节点-支路关联矩阵，设定从节点流出为正，回水网络关联矩阵为-Ab；mb为供热网络的质量流量向量；
不同管网中不同温度的热水流向相同的节点进行温度混合，并以相同温度从该节点流向不同管网，温度混合满足式(6)：
Abdiag(mb)T0,N＝0 (6)
式中：T0,N为当前节点处，温度混合前流入管道的末端处或温度混合后流出管道的首端处温度，具体表示为：
Figure FDA0004106519140000031
式中：T0,j为节点处编号为j的流出管网首端处温度；TN,j为节点处编号为j的流入管网末端处温度；
换热首站将管网回水加热并送入供水管网，根据能量守恒定律，换热首站的换热功率为：
Figure FDA0004106519140000032
式中：
Figure FDA0004106519140000033
为t时刻换热首站的换热功率；ms为换热首站质量流量；/>
Figure FDA0004106519140000034
为t时刻连接换热首站的供水管网入口处水温；/>
Figure FDA0004106519140000035
为t时刻连接换热首站的回水管网出口处水温；
热交换站将一次管网传输的热能传递给二次管网，由二次管网分配给热用户，热交换站的换热功率表示为式(9)：
Figure FDA0004106519140000036
式中：
Figure FDA0004106519140000037
为t时刻w个热交换站的总换热功率；mq为第q个热交换站质量流量。
4.根据权利要求3所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，所述根据供热管网热动态模型以及热能网络模型建立热力系统潮流模型，包括：
式(4)-式(9)组合为所述热力系统潮流模型。
5.根据权利要求4所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，所述日前调度中热力系统调度模型，包括：热源处热功率平衡、热负荷处热功率平衡和所述热力系统潮流模型；
所述热源处热功率平衡表示为：
Figure FDA0004106519140000041
式中：
Figure FDA0004106519140000042
Ht,daEB和/>
Figure FDA0004106519140000043
分别为日前调度阶段t时段燃气轮机热功率、燃气锅炉出力功率、电锅炉出力功率和换热首站换热功率。
所述热负荷处热功率平衡表示为：
Figure FDA0004106519140000044
式中：
Figure FDA0004106519140000045
和/>
Figure FDA0004106519140000046
分别为日前调度阶段t时段热交换站总换热功率、热负荷预测功率和吸收式制冷机消耗热功率。
6.根据权利要求5所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，所述日内上层调度中热力系统调度模型包括：所述热源处热功率平衡、所述热负荷处热功率平衡、所述热力系统潮流模型及波动的热功率平衡；
所述波动的热功率平衡表示为：
Figure FDA0004106519140000047
式中：
Figure FDA0004106519140000048
Ht,uEB、/>
Figure FDA0004106519140000049
和/>
Figure FDA00041065191400000410
分别为日内上层调度阶段t时段燃气轮机热功率、燃气锅炉出力功率、电锅炉出力功率、热负荷预测功率和吸收式制冷机消耗热功率。
7.根据权利要求6所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，所述综合能源系统多时间尺度调度模型包括目标函数和约束条件；
所述目标函数包括：日前调度阶段系统运行成本最低对应的目标函数、考虑管网储热的日内上层调度目标函数以及针对电力系统的日内下层调度目标函数；
所述约束条件包括：日前调度的约束条件、日内上层调度的约束条件以及日内下层调度的约束条件。
8.根据权利要求7所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，
所述日前调度阶段系统运行成本最低对应的目标函数表示为：
Figure FDA0004106519140000051
Figure FDA0004106519140000052
Figure FDA0004106519140000053
式中：f1为系统日前调度模型的总成本；Cdagrid为系统从外部电网购电的成本；Cdagas为系统购买天然气的成本；
Figure FDA0004106519140000054
为系统维护成本；/>
Figure FDA0004106519140000055
为t时段电价；βgas为天然气单价；/>
Figure FDA0004106519140000056
为t时段购电电功率；Vt,daGT、Vt,daGB和Vt,daFC为t时段燃气轮机、燃气锅炉和燃料电池消耗天然气流量。
所述考虑管网储热的日内上层调度目标函数表示为：
Figure FDA0004106519140000057
式中：f2为系统日内上层调度模型的成本；T2为日内上层调度阶段调度时域；
Figure FDA0004106519140000058
Vt,uGT和Vt,uGB为日内上层调度中t时段购电电功率、燃气轮机和燃气锅炉消耗天然气流量；/>
Figure FDA0004106519140000059
为日内上层调度中系统维护成本。
所述针对电力系统的日内下层调度目标函数表示为：
Figure FDA00041065191400000510
式中：f3为系统日内下层调度模型的成本；T3为日内下层调度阶段调度时域；
Figure FDA00041065191400000511
和Vt,lFC为日内下层调度中t时段购电电功率和燃料电池消耗天然气流量；/>
Figure FDA00041065191400000512
为日内下层调度中系统维护成本。
9.根据权利要求7所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，
所述日前调度的约束条件包括：
1)电功率平衡：
Figure FDA0004106519140000061
式中：
Figure FDA0004106519140000062
和/>
Figure FDA0004106519140000063
分别为日前调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃气轮机电功率、燃料电池出力功率、电负荷预测功率、电锅炉消耗功率、电制冷机消耗功率、蓄电池放电和充电功率；
2)热力系统约束：
包括热源处功率约束，如式(8)和式(12)所述；热负荷处功率约束，如式(9)和式(13)所述；供热管网约束，如式(1)-(7)所述；
3)冷功率平衡：
Figure FDA0004106519140000064
式中：
Figure FDA0004106519140000065
和/>
Figure FDA0004106519140000066
分别为日前调度阶段t时段吸收式制冷机输出冷功率、电制冷机输出冷功率和冷负荷预测功率；
4)燃料电池出力约束：
燃料电池仅用于在日内下层调度中平抑电力系统源荷波动，日前调度中设置为固定值：
Figure FDA0004106519140000067
式中：
Figure FDA0004106519140000068
日前调度阶段t时段燃料电池出力功率，ωFC和/>
Figure FDA0004106519140000069
分别为燃料电池备用系数和最大出力；
5)设备出力与爬坡约束：
Figure FDA00041065191400000610
Figure FDA00041065191400000611
式中：
Figure FDA0004106519140000071
为设备X在t时段出力，/>
Figure FDA0004106519140000072
和/>
Figure FDA0004106519140000073
为设备X的出力下限与上限；/>
Figure FDA0004106519140000074
和
Figure FDA0004106519140000075
为设备X的向下与向上爬坡上限，式(23)约束电网联络线、燃气轮机、燃料电池、燃气锅炉、电锅炉、吸收式制冷机、电制冷机、蓄电池、/>
Figure FDA0004106519140000076
和/>
Figure FDA0004106519140000077
式(24)约束燃气轮机、燃气锅炉、
Figure FDA0004106519140000078
和/>
Figure FDA0004106519140000079
Figure FDA00041065191400000710
为连接换热首站的供水管网入口处水温；/>
Figure FDA00041065191400000711
为连接热交换站的回水管网入口处水温。
6)蓄电池约束：
Figure FDA00041065191400000712
Figure FDA00041065191400000713
Figure FDA00041065191400000714
式中：
Figure FDA00041065191400000715
为蓄电池在t时段时的储电量；σES为蓄电池自放电率；/>
Figure FDA00041065191400000716
和/>
Figure FDA00041065191400000717
为蓄电池在t时段的充电和放电状态；ηc和ηd为蓄电池充电和放电效率；ΔT为调度时间间隔；/>
Figure FDA00041065191400000718
为一天调度开始及结束时蓄电池的储电量；/>
Figure FDA00041065191400000719
表示t时段蓄电池充电、放电功率；
所述日内上层调度的约束条件为：
1)电功率平衡：
Figure FDA00041065191400000720
式中：
Figure FDA00041065191400000721
和/>
Figure FDA00041065191400000722
分别为日内上层调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃气轮机电功率、电锅炉消耗功率、电制冷机消耗功率和电负荷预测功率；
2)热力系统约束：
在日前热力系统约束条件上增加源荷热功率变化平衡约束，如式(14)所述；
3)设备出力偏差约束：
对设备出力偏差约束对电网联络线、燃气轮机和燃气锅炉的出力进行约束：
Figure FDA0004106519140000081
式中：ζ为设备出力偏差约束因子；
Figure FDA00041065191400000813
表示日内上层调度阶段设备X在t时段的出力；
Figure FDA0004106519140000082
表示日前调度阶段设备X在t时段的出力；/>
Figure FDA0004106519140000083
表示设备X的出力上限；
4)其他约束：
日内上层调度阶段中，燃气轮机和燃气锅炉的启停与日前调度阶段保持一致，冷功率平衡约束、设备出力与爬坡约束与日前调度阶段保持一致；
日内下层调度的约束条件为：
1)电功率平衡：
Figure FDA0004106519140000084
式中：
Figure FDA0004106519140000085
和/>
Figure FDA0004106519140000086
分别为日内下层调度阶段t时段电网联络线功率、风电出力预测功率、光伏出力预测功率、燃料电池出力功率和电负荷预测功率；
2)电网联络线上功率偏差约束：
Figure FDA0004106519140000087
式中：ξ为电网日内下层与上层调度偏差约束因子；
Figure FDA0004106519140000088
表示日内下层调度阶段t时段从外部电网的购电功率；/>
Figure FDA0004106519140000089
表示日内上层调度阶段t时段的购电功率；/>
Figure FDA00041065191400000810
表示购电功率上限；
3)
Figure FDA00041065191400000811
和/>
Figure FDA00041065191400000812
受式(23)约束。
10.根据权利要求9所述的利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度调度方法，其特征在于，所述对所述综合能源系统多时间尺度调度模型进行分级求解，得到利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度结果，包括：
采用混合整数线性规划算法对日前、日内上层、日内下层三阶段调度进行逐层求解，上一时间尺度的调度结果为下一时间尺度的调度提供依据，并由此获得最终利用供热管网储热的综合能源系统多时间尺度优化调度结果。
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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CN116663870A (zh) * 2023-08-02 2023-08-29 北京世纪黄龙技术有限公司 基于云计算的供热系统调度方法及系统
CN117649102A (zh) * 2024-01-30 2024-03-05 大连理工大学 一种基于最大熵强化学习的钢铁工业多能流系统最优调度方法
CN117649102B (zh) * 2024-01-30 2024-05-17 大连理工大学 一种基于最大熵强化学习的钢铁工业多能流系统最优调度方法

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