一种综合能源系统优化控制方法技术方案

本发明专利技术公开了一种综合能源系统优化控制方法，包括以下步骤：S1：求解混合整数线性规划模型得出系统内设备的预先设定值的初始估算值；S2：将获取的综合能源系统变量传递给网络优化运行模型，利用随机混合整数线性规划估算出综合成本；S3：判定此时设备预先设定值是否收敛，是则输出优化模型运行的具体预先设定值组合及能源网络数据，否则，继续回到优化模型，执行线性逼近计算，直到获得综合能源系统优化运行状态参数。本发明专利技术可以在考虑综合能源网络中不同能源设备的不确定性及电力网、热力网及然气网模型同时，实现综合能源网络的优化控制，精准性高，安全有效。安全有效。安全有效。

【技术实现步骤摘要】
一种综合能源系统优化控制方法


[0001]本专利技术涉及综合能源优化控制领域，尤其涉及一种综合能源系统优化控制方法。

技术介绍

[0002]产业园或居民集中居住区内电、热、气综合能源应用技术越来越广泛。电、热、气能源技术囊括电热泵(Electric Heat Pumps，EHP)、热电联产(Combined Heat and Power，CHP)、然气锅炉、电储能(Electrical Energy Storage，EES)、热储能(Thermal Energy Storage，TES)、太阳能光伏(Solar Photovoltaic systems，PV)系统。优化控制综合能源网络内部能源输出设备的优化组合，可以实现综合能源网络最大化的节约成本，以便为更加广泛的区域提供能源服务。多能源综合优化控制可以通过管理CHP、EHP、储能和其他分布式发电设备的预先设定值(Unit Commitment，UC)来实现，涉及到区域内配电、供热、然气和其他网络的耦合问题。需要完成区域内多能设备的优化建模研究，涉及到电、热、气不同能源网络及空间、多矢量相互作用的复杂耦合。

技术实现思路

[0003]本专利技术的目的是通过分析综合能源网络内部优化运行的实际工况，并考虑到电、热、气网络设备运行的不确定性及局限性，提出一种混合整数线性规划框架模型，在考虑综合能源网络中不同能源设备的不确定性及电力网、热力网及然气网模型同时，实现综合能源网络的优化控制。
[0004]为了实现上述目的，本专利技术采用了如下技术方案：<br/>[0005]一种综合能源系统优化控制，包括以下步骤：
[0006]S1：根据当前区域能源价格、区内能源需求、设备特性参数及能源网络运行参数，忽略网络参数，求解混合整数线性规划模型得出系统内设备的预先设定值的初始估算值；
[0007]S2：将获取的综合能源系统变量传递给网络优化运行模型，利用随机混合整数线性规划，引入综合约束模型评估优化网络的运行状态，并在满足能源优化网络约束规则的前提下，估算出综合成本；
[0008]S3：判定此时设备预先设定值是否收敛，是则输出优化模型运行的具体预先设定值组合及能源网络数据，否则，继续回到优化模型，执行线性逼近计算，直到获得综合能源系统优化运行状态参数。
附图说明
[0009]图1为本专利技术所提出方法的步骤流程图；
[0010]图2为本专利技术实施例能源网络示意图；
[0011]图3为本专利技术动态价格时能源优化调度示意图；
[0012]图4为本专利技术为能源拥堵时功率趋势。
具体实施方式
[0013]下面将结合本专利技术实施例中的附图，对本专利技术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专利技术一部分实施例，而不是全部的实施例。
[0014]一种综合能源系统优化控制方法，包括以下步骤：
[0015]S1：根据当前区域能源价格、区内能源需求、设备特性参数及能源网络运行参数，忽略网络参数，求解混合整数线性规划模型得出系统内设备的预先设定值的初始估算值
[0016]S2：将获取的综合能源系统变量传递给网络优化运行模型，利用随机混合整数线性规划，引入综合约束模型评估优化网络的运行状态，并在满足能源优化网络约束规则的前提下，估算出综合成本
[0017]S3：判定此时设备预先设定值是否收敛，是则输出优化模型运行的具体预先设定值组合及能源网络数据，否则，继续回到优化模型，执行线性逼近计算，直到获得综合能源系统优化运行状态参数
[0018]进一步的，步骤S1中的混合整数线性规划模型以综合能源内能源成本最小化为优化目标，所述优化目标函数具体形式为：
[0019][0020]式中，C表示能源总成本；ω
s
表示s场景的权重系数；πEi
s
代表从外部电网购入电力价格；πEo
s
代表从综合能源网络输出电力价格；表示购入电力功率；表示输出电力功率；πGi
s
表示燃气单价；表示燃气功率；PF表示惩罚成本；表示热电联产机组电功率；表示热电联产成本系数；表示电热泵热功率；表示电热泵成本系数；表示光伏发电成本；表示燃气锅炉热功率；表示燃气锅炉成本系数；表示电储能成本；表示热储能成本；
[0021]进一步的，步骤S1中的混合整数线性规划模型引入储能、额外周期约束、作业不确定性，具体形式为：
[0022]燃气锅炉的热功率输出，表示为锅炉入口燃气量和锅炉转换效率之间的函数，如(2)所示，燃气锅炉的热功率输出被限制在(3)式范围内：
[0023][0024][0025]式中，表示燃气锅炉进气功率；表示燃气锅炉转换效率；表示燃气锅炉的最大热功率。
[0026]CHP装置的电功率采用典型非线性电效率和热效率函数表示，如(4)和(5)，式(6)为功率输出限制，(7)式表示等效机组爬坡约束：
[0027][0028][0029][0030][0031]式中，为整形变量，取值0.5；为热电联供机组的进气功率；线性化系数；表示机组爬坡率；表示热电联产机组的最小电功率；表示热电联产机组的最大电功率。
[0032]EHP装置的热功率输出模型、输出范围限制和机组爬坡约束分别为(8)、(9)和(10)：
[0033][0034][0035][0036]式中，表示EHP输入功率；表示EHP机组转换效率；表示电热泵的最大热功率；表示电热泵爬坡率。
[0037]光伏发电输出取决于区域太阳能及转换效率，如(11)所示：
[0038][0039]式中，为光伏输出电功率；表示光伏转化功率；表示光伏发电转换效率。
[0040]式(12)和(13)分别为EES和TES的时变功率输出和输入模型，其与各自的电量SOC相关，SOC的范围如(14)和(15)所示，储能充放电受爬坡约束如(16)和(17)所示，此处储能设备不考虑同时充放电：
[0041][0042][0043][0044][0045][0046][0047]式中，为电储能输出电功率；为电储能输入电功率；为热储能输出热功率；为热储能输入热功率；表示b位置s状态的EES功率；表示b位置s
‑
1状态的EES功率；SOC min
EES
、SOC max
EES
分别表示电储能的最小功率值和最大功率值；表示b位置s状态的TES功率；表示b位置s
‑
1状态的TES功率；分别表示热储能的最小功率值和最大功率值；表示电储能爬坡率；表示热储能爬坡率。
[0048]功率平衡建模从建筑层面、区域内综合能源网络和地区级能源网络层面分别进行建模，其中，在建筑层面，所有电热气功率均由所处区域内综合能源网络进行平衡，如(18)、(19)和(20)所示：
[0049][0050][0051][0052]式中，表示建筑物的电功率需求；表示建筑物的电功率输出量；表示建筑物的电功率输入量；表示E本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种综合能源系统优化控制方法，包括以下步骤：S1、根据当前区域能源价格、区内能源需求、设备特性参数及能源网络运行参数，忽略网络参数，求解混合整数线性规划模型得出系统内设备的预先设定值的初始估算值；S2、将获取的综合能源系统变量传递给网络优化运行模型，利用随机混合整数线性规划，引入综合约束模型评估优化网络的运行状态，并在满足能源优化网络约束规则的前提下，估算出综合成本；S3、判定此时设备预先设定值是否收敛，是则输出优化模型运行的具体预先设定值组合及能源网络数据，否则，继续回到优化模型，执行线性逼近计算，直到获得综合能源系统优化运行状态参数。2.根据权利要求1所述的一种综合能源系统优化控制方法，其特征在于所述步骤S1中的混合整数线性规划模型以综合能源内能源成本最小化为优化目标，所述优化目标函数具体形式为：式中，C表示能源总成本；ω
s
表示s场景的权重系数；πEi
s
代表从外部电网购入电力价格；πEo
s
代表从综合能源网络输出电力价格；表示购入电力功率；表示输出电力功率；πGi
s
表示燃气单价；表示燃气功率；PF表示惩罚成本；表示热电联产机组电功率；表示热电联产成本系数；表示电热泵热功率；表示电热泵成本系数；表示光伏发电成本；表示燃气锅炉热功率；表示燃气锅炉成本系数；表示电储能成本；表示热储能成本。3.根据权利要求1所述的一种综合能源系统优化控制方法，其特征在于，所述步骤S1中的混合整数线性规划模型引入储能、额外周期约束、作业不确定性，具体形式为：燃气锅炉的热功率输出，表示为锅炉入口燃气量和锅炉转换效率之间的函数，如(2)所示，燃气锅炉的热功率输出被限制在(3)式范围内：示，燃气锅炉的热功率输出被限制在(3)式范围内：式中，表示燃气锅炉进气功率；表示燃气锅炉转换效率；表示燃气锅炉的最大热功率。CHP装置的电功率采用典型非线性电效率和热效率函数表示，如(4)和(5)，式(6)为功率输出限制，(7)式表示等效机组爬坡约束:
式中，为整形变量，取值0.5；为热电联供机组的进气功率；为热电联供机组的进气功率；线性化系数；表示机组爬坡率；表示热电联产机组的最小电功率；表示热电联产机组的最大电功率；EHP装置的热功率输出模型、输出范围限制和机组爬坡约束分别为(8)、(9)和(10)：HP装置的热功率输出模型、输出范围限制和机组爬坡约束分别为(8)、(9)和(10)：HP装置的热功率输出模型、输出范围限制和机组爬坡约束分别为(8)、(9)和(10)：式中，表示EHP输入功率；表示EHP机组转换效率；表示电热泵的最大热功率；表示电热泵爬坡率；光伏发电输出取决于区域太阳能及转换效率，如(11)所示：式中，为光伏输出电功率；表示光伏转化功率；表示光伏发电转换效率；式(12)和(13)分别为EES和TES的时变功率输出和输入模型，其与各自的电量SOC相关，SOC的范围如(14)和(15)所示，储能充放电受爬坡约束如(16)和(17)所示，此处储能设备不考虑同时充放电：考虑同时充放电：考虑同时充放电：考虑同时充放电：考虑同时充放电：考虑同时充放电：式中，为电储能输出电功率；为电储能输入电功率；为热储能输出热功率；为热储能输入热功率；表示b位置s状态的EES功率；表示b位置s
‑
1状态的EES功率；SOC min
EES
、SOC max
EES
分别表示电储能的最小功率值和最大功率值；
表示b位置s状态的TES功率；表示b位置s
‑
1状态的TES功率；分别表示热储能的最小功率值和最大功率值；表示电储能爬坡率；表示热储能爬坡率。功率平衡建模从建筑层面、区域内综合能源网络和地区级能源网络层面分别进行建模，其中，在建筑层面，所有电热气功率均由所处区域内综合能源网络进行平衡，如(18)、(19)和(20)所示；(19)和(20)所示；(19)和(20)所示；式中，种表示建筑物的电功率需求；表示建筑物的电功率输出量；表示建筑物的电功率输入量；表示EES输出效率；表示EES输入效率；表示建筑物的热功率需求；表示建筑物的热功率输出；表示建筑物的热功率输入；表示TES输出效率；表示TES输入效率；表示建筑物的燃气功率输入量；GD
b,s
表示建筑物的燃气功率需求；同时考虑到一个地区可以由多个综合能源网络组成，功率可以借助于公共连接点或者变电站完成能源网络级别的平衡，式(21)、(22)是地区内电力和热力能源网络模型：变电站完成能源网络级别的平衡，式(21)、(22)是地区内电力和热力能源网络模型：式中，表示网络内的电功率输入量；表示网络内的电功率输出量；BEN(ne)表示网络内的电负荷建筑物集合；表示网络内的热功率输入量；BHN(nh)表示网络内的热负荷建筑物集合；表示对应的网络内电、热功率损失；同时，在地区层面，不同能源网络的净能量由上级能源系统进行平衡，该层面的电力和燃气平衡...

【专利技术属性】
技术研发人员：周苏洋，裴锐，顾伟，陈晓刚，
申请(专利权)人：国网浙江省电力有限公司，
类型：发明
国别省市：