趙曰浩，彭 克，徐丙垠，趙學(xué)深，張 聰

（山東理工大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，山東 淄博 255000）

0 引言

能源是國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重要物質(zhì)基礎(chǔ)，在國民經(jīng)濟(jì)中處于極其重要的戰(zhàn)略地位。隨著經(jīng)濟(jì)和社會(huì)的發(fā)展，能源短缺問題越來越嚴(yán)峻，常規(guī)的化石能源日益供應(yīng)不足，同時(shí)過度使用化石能源所帶來的一系列環(huán)境污染問題嚴(yán)重威脅著人類的生存和發(fā)展［1-2］。

在傳統(tǒng)的能源系統(tǒng)中，冷／熱／電／氣往往相互獨(dú)立設(shè)計(jì)、規(guī)劃、運(yùn)行和控制，不同的供能、用能系統(tǒng)主體不能進(jìn)行整體上的協(xié)調(diào)、配合和優(yōu)化，導(dǎo)致能源整體利用率不高。面對(duì)日益嚴(yán)重的資源和環(huán)境問題，許多國家將綜合能源系統(tǒng)IES（Integrated Energy System）［3-8］作為未來的發(fā)展戰(zhàn)略。

目前，針對(duì)綜合能源系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制的研究較少。文獻(xiàn)［9］對(duì)冷熱電聯(lián)供（CCHP）系統(tǒng)提出一種通用五母線結(jié)構(gòu)的建模方法，對(duì)各設(shè)備的運(yùn)行方式進(jìn)行優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，但針對(duì)的只是單用戶冷、熱、氣的優(yōu)化調(diào)度，沒有涉及多用戶聯(lián)合協(xié)調(diào)優(yōu)化。文獻(xiàn)［10］提出一種綜合能源微網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度方法，以系統(tǒng)綜合費(fèi)用最低為目標(biāo)，采用統(tǒng)一建模的方法，建立綜合能源微網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度模型，但不涉及冷負(fù)荷與多用戶聯(lián)合優(yōu)化。文獻(xiàn)［11］對(duì)智慧工業(yè)園區(qū)進(jìn)行雙層調(diào)度，以電網(wǎng)側(cè)在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定的前提下，實(shí)現(xiàn)運(yùn)行費(fèi)用最小，兼顧用戶側(cè)利益，以最大化消納可再生能源為目標(biāo)，但更側(cè)重于電網(wǎng)側(cè)的優(yōu)化運(yùn)行控制。文獻(xiàn)［12］考慮放電深度、充放電次數(shù)以及峰谷電價(jià)、補(bǔ)償電價(jià)等電力需求響應(yīng)機(jī)制對(duì)儲(chǔ)能進(jìn)行評(píng)估，并研究了蓄電池的充放電控制策略，但沒有提及對(duì)冷、熱的優(yōu)化調(diào)度。文獻(xiàn)［13］對(duì)并網(wǎng)微電網(wǎng)提出了一種多Agent能量管理模型。文獻(xiàn)［14］對(duì)智能配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度及其關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)行了研究，但更多地是面向傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)，沒有涉及冷、熱的優(yōu)化控制。

本文針對(duì)綜合能源系統(tǒng)，提出一種分層分布式協(xié)調(diào)控制方法。該控制方法分為上、下2層。下層的決策者為各用戶控制系統(tǒng)，以用戶收益最大化作為優(yōu)化目標(biāo)，對(duì)各設(shè)備的運(yùn)行方式和工作狀況進(jìn)行合理控制，達(dá)到用戶購能費(fèi)用最小的自趨優(yōu)控制效果。上層的決策者為園區(qū)控制系統(tǒng)，當(dāng)系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)，對(duì)所轄直調(diào)設(shè)備進(jìn)行優(yōu)化控制，以利潤最大化為目標(biāo)保證設(shè)備經(jīng)濟(jì)運(yùn)行；當(dāng)負(fù)荷出現(xiàn)較大波動(dòng)時(shí)，以園區(qū)削峰需求下的關(guān)口功率限值作為約束條件，以補(bǔ)償費(fèi)用最小為目標(biāo)，通過控制上層直調(diào)資源和下層互動(dòng)用戶的可調(diào)控資源進(jìn)行削峰，實(shí)現(xiàn)與電網(wǎng)的友好互動(dòng)。

1 綜合能源系統(tǒng)的概念和特點(diǎn)

綜合能源系統(tǒng)集冷／熱／電／氣多種能源的生產(chǎn)、輸送、分配、轉(zhuǎn)換、存儲(chǔ)等環(huán)節(jié)于一體，一方面實(shí)現(xiàn)了能源的梯級(jí)利用，提高能源的綜合利用水平［15］；另一方面利用各個(gè)能源系統(tǒng)之間在時(shí)空上的耦合機(jī)制，實(shí)現(xiàn)對(duì)多種能源的綜合管理與協(xié)調(diào)互補(bǔ)，對(duì)冷／熱／電負(fù)荷進(jìn)行轉(zhuǎn)供，實(shí)現(xiàn)削峰填谷，提高能源綜合利用效率，同時(shí)實(shí)現(xiàn)與電網(wǎng)的友好互動(dòng)。

綜合能源系統(tǒng)是一個(gè)冷／熱／電／氣等多種能流相互耦合的復(fù)雜系統(tǒng)，系統(tǒng)內(nèi)可再生能源和負(fù)荷的波動(dòng)性、系統(tǒng)內(nèi)可能存在的多利益主體使得能量供需平衡的調(diào)控變得相當(dāng)復(fù)雜［16］。傳統(tǒng)集中式的能量管理系統(tǒng)（EMS）難以滿足綜合能源系統(tǒng)協(xié)同互補(bǔ)與多利益主體的要求，因而需要研究“分布自治”和“集中協(xié)調(diào)”的分層分布式的協(xié)調(diào)控制方法。圖1為一種典型綜合能源系統(tǒng)分層分布式協(xié)調(diào)控制的示意圖。

下層用戶控制系統(tǒng)通過對(duì)自身用能情況、分布式電源出力、儲(chǔ)能狀態(tài)等信息進(jìn)行采集處理，對(duì)廠區(qū)內(nèi)的資源進(jìn)行自趨優(yōu)控制。上層園區(qū)控制系統(tǒng)通過對(duì)園區(qū)所轄設(shè)備、關(guān)口功率等數(shù)據(jù)信息進(jìn)行采集處理，并利用冷／熱／電／氣等負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行負(fù)荷預(yù)測，進(jìn)行上層的優(yōu)化調(diào)度，當(dāng)園區(qū)關(guān)口功率越限時(shí)，向園區(qū)設(shè)備以及可互動(dòng)的用戶下發(fā)指令進(jìn)行削峰。

圖1 綜合能源系統(tǒng)分層分布式協(xié)調(diào)控制示意圖Fig.1 Schematic diagram of hierarchical and distributed coordination control of IES

2 雙層協(xié)調(diào)控制方法

2.1 下層分布自治控制方法

下層控制系統(tǒng)內(nèi)的各個(gè)廠區(qū)用戶，其控制目標(biāo)是通過對(duì)自身可控資源的合理調(diào)度，減少購能費(fèi)用，提高經(jīng)濟(jì)效益，達(dá)到自趨優(yōu)運(yùn)行的目的。

圖2給出了典型用戶配置示意圖，具體的下層控制模型將在下文給出。

圖2 典型用戶配置示意圖Fig.2 Schematic diagram of typical user configuration

2.1.1 目標(biāo)函數(shù)

以用戶總購能費(fèi)用最小為目標(biāo)：

其中，f1為各用戶總的購能費(fèi)用；Cgrid為各用戶總的購電費(fèi)用；Cgas為需消耗燃?xì)獾挠脩糍徺I天然氣的費(fèi)用。購電費(fèi)用、購氣費(fèi)用的計(jì)算公式為：

其中，H 為調(diào)度周期時(shí)段數(shù)為用戶在調(diào)度時(shí)段t從配電網(wǎng)的購電量為時(shí)段t的分時(shí)電價(jià)為購買燃?xì)獾膯挝粺嶂祪r(jià)格分別為時(shí)段t微燃機(jī)的發(fā)電功率和燃?xì)忮仩t的產(chǎn)熱功率；ηMT、ηGFB分別為微燃機(jī)、燃?xì)忮仩t的效率。

2.1.2 約束條件

（1）電功率平衡約束。

（2）煙氣平衡約束［9］。

（3）蒸汽功率平衡約束［9］。

（4）熱功率平衡約束。

（5）冷功率平衡約束。

（6）各設(shè)備運(yùn)行的電、熱功率約束。

（7）熱電聯(lián)產(chǎn)（CHP）機(jī)組可分為定熱電比（如背壓式機(jī)組）和變熱電比（如抽凝式機(jī)組）2種類型。

a.定熱電比的CHP機(jī)組的電出力和熱出力的關(guān)系為：

b.變熱電比的CHP機(jī)組的熱電比是可變的，滿足以下關(guān)系［17］：

（8）蓄電池應(yīng)同時(shí)滿足充放電功率約束、儲(chǔ)能量約束以及充放電前后儲(chǔ)能量的等式約束［9］。

a.蓄電池的充電約束：

b.蓄電池的放電約束：

c.蓄電池電量約束：

d.蓄電池充放電前后的儲(chǔ)電量約束：

其中為時(shí)段t光伏發(fā)電功率為時(shí)段t風(fēng)機(jī)發(fā)電功率為時(shí)段t電負(fù)荷功率為時(shí)段t基載主機(jī)的電功率為時(shí)段 t熱泵的電功率分別為時(shí)段 t電儲(chǔ)能的充、放電功率分別為時(shí)段t雙工況主機(jī)制冰、制冷的電功率為時(shí)段 t CHP 機(jī)組回收的煙氣熱功率分別為時(shí)段t余熱鍋爐回收裝置、煙氣換熱器吸收煙氣的熱功率；ηHRSG，smoke為余熱鍋爐吸收煙氣的效率；為時(shí)段 t燃?xì)忮仩t產(chǎn)蒸汽的熱功率為時(shí)段t余熱鍋爐輸出的熱功率分別為時(shí)段t蒸汽負(fù)荷、熱負(fù)荷為時(shí)段t蒸汽換熱器的熱功率分別為時(shí)段 t蓄熱裝置輸出和輸入的熱功率分別為時(shí)段 t雙工況主機(jī)工作在制冷、制冰工況輸出的冷功率為時(shí)段t基載主機(jī)的制冷功率為時(shí)段t融冰制冷功率為時(shí)段 t冷負(fù)荷分別為基載主機(jī)制冷能效比、雙工況主機(jī)制冷工況能效比、雙工況主機(jī)制冰工況能效比；αCHP為定熱電比的CHP機(jī)組的熱電比分別為時(shí)段t CHP機(jī)組的電、熱出力為時(shí)段t變熱電比的CHP機(jī)組在純冷凝方式下的電出力；Z為一常數(shù)，是熱出力與因抽汽減少的電出力的比值；CapBS為蓄電池的容量；γBS，C、γBS，D分別為蓄電池的最大充電倍率、最大放電倍率；WBS，min、WBS，max分別為蓄電池的最小、最大儲(chǔ)電量分別為時(shí)段t、時(shí)段t+1蓄電池的電量；σBS為自放電率；ηBS，C、ηBS，D分別為蓄電池的充、放電效率；Δt為單位調(diào)度時(shí)段時(shí)長。

蓄熱裝置、冰蓄冷裝置等儲(chǔ)能裝置的約束條件與蓄電池類似，在此不再贅述。

2.2 上層集中協(xié)調(diào)控制策略

上層園區(qū)控制系統(tǒng)在正常運(yùn)行狀態(tài)下的控制目標(biāo)為保證園區(qū)內(nèi)冷／熱／電供需平衡，在保證削峰需求下園區(qū)關(guān)口負(fù)荷峰值不越限的前提下，實(shí)現(xiàn)所轄直調(diào)設(shè)備的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。當(dāng)削峰需求下園區(qū)關(guān)口負(fù)荷峰值越限時(shí)，通過園區(qū)直調(diào)設(shè)備與下層需求響應(yīng)DR（Demand Response）進(jìn)行削峰，分析參加響應(yīng)的不同互動(dòng)用戶的電價(jià)補(bǔ)貼，以補(bǔ)償費(fèi)用最小為目標(biāo)（也即園區(qū)綜合能源提供商凈利潤最大），合理選擇可調(diào)控資源進(jìn)行削峰。

DR能改善電網(wǎng)的負(fù)荷曲線，參加響應(yīng)的用戶能獲得一定的電價(jià)補(bǔ)償［18-19］。如用戶側(cè)某些柔性負(fù)荷可通過功率調(diào)整、有序用電、降壓節(jié)能CVR（Conservation Voltage Reduction）等措施獲得一定的可調(diào)節(jié)能力［20］。在緊急情況下也可中斷部分用戶實(shí)現(xiàn)削峰。通過事先簽訂協(xié)議，用戶參與DR會(huì)獲得調(diào)節(jié)補(bǔ)償和中斷補(bǔ)償，對(duì)第i個(gè)用戶的實(shí)施成本可表示為：

其中，T為第i個(gè)用戶參與互動(dòng)的時(shí)段數(shù)；αDR，i為第i個(gè)用戶削減負(fù)荷所獲得的單位削減量電價(jià)補(bǔ)償為第i個(gè)用戶在時(shí)段t參與互動(dòng)減少的峰荷。

2.2.1 目標(biāo)函數(shù)

以園區(qū)綜合能源提供商凈利潤最大為優(yōu)化目標(biāo)：

其中，f2為園區(qū)綜合能源提供商凈利潤；Eselling為園區(qū)綜合能源提供商向用戶供冷、供熱、供電所獲得的收入；Csouce為綜合能源提供商的購能成本；CDR，i為綜合能源提供商向第i個(gè)用戶支付的電價(jià)補(bǔ)償；m為園區(qū)內(nèi)參與互動(dòng)的用戶總數(shù)；Eelc為綜合能源提供商獲得的售電收入；Eheat為綜合能源提供商獲得的售熱收入；Ecooling為綜合能源提供商獲得的售冷收入；園區(qū)綜合能源提供商的購能成本Csouce的計(jì)算方法與用戶購能成本計(jì)算方法類似，在此不再贅述。

2.2.2 約束條件

為了實(shí)現(xiàn)與電網(wǎng)的友好互動(dòng)，園區(qū)綜合能源提供商須保證園區(qū)關(guān)口功率不越限。削峰需求下的園區(qū)關(guān)口負(fù)荷功率約束為：

其中，Pg為園區(qū)關(guān)口負(fù)荷功率為削峰需求下園區(qū)關(guān)口功率上限值。

除此之外，上層所轄直調(diào)設(shè)備還需滿足園區(qū)內(nèi)電平衡、熱平衡、煙氣平衡等約束，模型與2.1.2節(jié)類似，在此不再贅述。

2.3 求解方法

本文上、下層模型均為0-1混合整數(shù)線性規(guī)劃模型。下層模型由式（1）—（14）組成，上層模型由式（15）—（19）組成。為了處理上、下層模型的約束條件中含有的耦合變量，如微燃機(jī)的啟動(dòng)與否，冰蓄冷裝置的蓄、釋冷等狀態(tài)，引入0-1變量，采用線性規(guī)劃軟件Lingo進(jìn)行求解。

3 算例分析

算例以廣州某工業(yè)園區(qū)綜合能源系統(tǒng)示范工程試點(diǎn)現(xiàn)場情況為基礎(chǔ)構(gòu)建，該園區(qū)內(nèi)共有13個(gè)下層用戶廠區(qū)和1個(gè)上層綜合能源提供商（1組無蓄熱裝置的背壓式CHP機(jī)組和電儲(chǔ)能），結(jié)構(gòu)示意圖如圖3所示。選取園區(qū)內(nèi)3個(gè)重要用戶進(jìn)行計(jì)算分析。3個(gè)重要用戶和綜合能源提供商的配置情況如下：用戶廠區(qū)1，光伏峰值容量為500 kW，電儲(chǔ)能容量為6 MW·h，僅有電負(fù)荷需求；用戶廠區(qū)2，光伏峰值容量為500 kW，冰蓄冷容量為20 MW·h，有電負(fù)荷、冷負(fù)荷需求；用戶廠區(qū)3，微燃機(jī)最大功率為100 kW，蒸汽換熱換水裝置最大功率為120 kW，余熱鍋爐最大功率為120kW，燃?xì)忮仩t最大功率為100kW，有電負(fù)荷、熱負(fù)荷需求；綜合能源提供商，燃?xì)廨啓C(jī)最大功率為25 MW，余熱鍋爐最大功率為50 MW，蒸汽換熱換水裝置最大功率為50 MW，電儲(chǔ)能容量為10 MW·h，能提供電能、熱能。用戶廠區(qū)1—3的日負(fù)荷和光伏出力預(yù)測曲線分別如圖4—6所示。圖7為本文所采用的分時(shí)電價(jià)曲線。天然氣價(jià)格按照當(dāng)?shù)氐膶?shí)際價(jià)格取3.45元／m3，可折合單位熱值價(jià)格0.349 元／（kW·h）。

圖3 廣州某工業(yè)園區(qū)示意圖Fig.3 Schematic diagram of an industrial park in Guangzhou

圖4 用戶廠區(qū)1的電負(fù)荷和光伏出力預(yù)測曲線Fig.4 Predicted power load and PV output of User 1

圖5 用戶廠區(qū)2的電、冷負(fù)荷和光伏出力預(yù)測曲線Fig.5 Predicted power load，cooling load and PV output of User 2

圖6 用戶廠區(qū)3的電、熱負(fù)荷預(yù)測曲線Fig.6 Predicted power load and heating load of User 3

圖7 分時(shí)電價(jià)Fig.7 Time-of-use tariffs of electricity

3.1 下層分布自治控制

利用本文提出的下層優(yōu)化控制方法對(duì)上述3個(gè)重要用戶廠區(qū)進(jìn)行計(jì)算。算例相關(guān)參數(shù)如下：微燃機(jī)效率 ηMT＝0.3，用戶側(cè)余熱鍋爐效率 ηGFB＝0.73，燃?xì)廨啓C(jī)效率ηGT＝0.348，綜合能源提供商的余熱鍋爐效率 η′GFB＝0.808，CHP 機(jī)組的熱電比 αCHP＝1.8，蒸汽換熱器的換水效率ηHX，steam＝0.9，蓄電池的最大充電率γBS，C＝0.2，蓄電池的最大放電率 γBS，D＝0.4，蓄電池的充電效率 ηBS，C＝0.95，蓄電池的放電效率 ηBS，D＝0.95，蓄電池的自放電率σBS＝0.02，蓄電池的最大儲(chǔ)能量WBS，max＝0.9CapBS，蓄電池的最小儲(chǔ)能量 WBS，min＝0.1CapBS，冰蓄冷裝置最大制冰率冰蓄冷的最大融冰制冷率 γIS，D＝0.5，冰蓄冷的自放熱率 σIS＝0.03，冰蓄冷的最大儲(chǔ)冷量WIS，max＝0.9CapIS，冰蓄冷的最小儲(chǔ)冷量WIS，min＝0.1CapIS，基載制冷機(jī)制冷能效比 γA／C＝4，雙工況主機(jī)制冷工況能效比雙工況主機(jī)制冰工況能效比調(diào)度周期為1 d，單位時(shí)段調(diào)度時(shí)長1 h。廠區(qū)1—3的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果分別如圖8—10所示。各廠區(qū)在各自優(yōu)化調(diào)度下進(jìn)行生產(chǎn)達(dá)到運(yùn)行費(fèi)用最少的目標(biāo)。廠區(qū)1的總運(yùn)行成本為13 884.72元，廠區(qū)2的總運(yùn)行成本為22928.57元，廠區(qū)3的總運(yùn)行成本為3791.938元。

圖8 用戶廠區(qū)1的優(yōu)化控制結(jié)果Fig.8 Results of optimal control for User 1

圖9 用戶廠區(qū)2的優(yōu)化控制結(jié)果Fig.9 Results of optimal control for User 2

圖10 用戶廠區(qū)3的優(yōu)化控制結(jié)果Fig.10 Results of optimal control for User 3

由圖8—10可得結(jié)論如下。

a.蓄電池在低谷電價(jià)時(shí)進(jìn)行充電，在高峰電價(jià)時(shí)進(jìn)行放電，用戶在節(jié)省自身運(yùn)行電費(fèi)的同時(shí)，對(duì)電網(wǎng)峰值進(jìn)行削減，達(dá)到用戶與電網(wǎng)的雙贏。

b.冷負(fù)荷由基載主機(jī)和冰蓄冷系統(tǒng)供應(yīng)。冰蓄冷系統(tǒng)具有與蓄電池類似的削峰填谷的效果。在電價(jià)低谷時(shí)期，雙工況主機(jī)工作在制冰模式進(jìn)行蓄冰，冷負(fù)荷由基載主機(jī)進(jìn)行供應(yīng)；在電價(jià)高峰時(shí)期，雙工況主機(jī)進(jìn)行單融冰制冷，為用戶節(jié)約電費(fèi)。冰蓄冷系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了電-冷的能量轉(zhuǎn)化與互補(bǔ)。

c.熱負(fù)荷由微燃機(jī)和燃?xì)忮仩t共同供應(yīng)。受電價(jià)、燃?xì)鈨r(jià)格的限制，微燃機(jī)僅在電價(jià)平時(shí)段與峰時(shí)段開啟，為用戶供熱并發(fā)電，電量不足部分由園區(qū)綜合能源提供商供應(yīng)。在電價(jià)低谷時(shí)期，由燃?xì)忮仩t為用戶提供全部的熱負(fù)荷。此種運(yùn)行方式下，微燃機(jī)實(shí)現(xiàn)了氣-電、氣-熱的能量轉(zhuǎn)化與互補(bǔ)。

3.2 上層集中協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度

綜合能源提供商由于使用燃?xì)獾臄?shù)量比較大，在購氣時(shí)將會(huì)獲得一定的優(yōu)惠，購氣價(jià)格為2.66元 ／m3，可折合單位熱值價(jià)格為 0.269 元 ／（kW·h）。 整個(gè)園區(qū)的日電負(fù)荷、熱負(fù)荷曲線如圖11所示。

圖11 園區(qū)的電、熱負(fù)荷預(yù)測曲線Fig.11 Predicted power load and heating load of industrial park

園區(qū)綜合能源提供商對(duì)可調(diào)節(jié)用戶制定相應(yīng)的補(bǔ)償價(jià)格，對(duì)可中斷用戶參考財(cái)政部、國家發(fā)展改革委《電力需求側(cè)管理城市綜合試點(diǎn)工作中央財(cái)政獎(jiǎng)勵(lì)資金管理暫行辦法》的通知制定相應(yīng)的補(bǔ)償價(jià)格，具體的電價(jià)補(bǔ)貼如表1所示?；?dòng)用戶在不同時(shí)刻的響應(yīng)能力如圖12所示。假定該削峰需求下工業(yè)園區(qū)關(guān)口負(fù)荷峰值功率上限為9 MW，不同場景下的結(jié)果分析如下。

表1 補(bǔ)償電價(jià)Table 1 Compensation rates

圖12 互動(dòng)用戶的響應(yīng)能力預(yù)測曲線Fig.12 Predicted response capacities of interactive users

（1）情形1：綜合能源提供商設(shè)備經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

圖13 綜合能源提供商的優(yōu)化控制結(jié)果（情形1）Fig.13 Results of optimal control for multi-energy supplier（Case 1）

通過園區(qū)管理系統(tǒng)的優(yōu)化控制策略計(jì)算分析，得到的優(yōu)化調(diào)度策略如圖13所示。此時(shí)綜合能源提供商只需對(duì)自身CHP機(jī)組和電儲(chǔ)能進(jìn)行協(xié)同控制，無需通過與下層用戶廠區(qū)的DR，就可達(dá)到園區(qū)內(nèi)各種功率平衡。此種情形下綜合能源提供商的總運(yùn)行成本為452 474.8元，綜合能源提供商的凈利潤為180848.7元。

（2）情形2：可調(diào)節(jié)用戶參與響應(yīng)。

若根據(jù)日前預(yù)測第二日時(shí)段13用戶需要增加350 kW的電負(fù)荷，其余時(shí)段用電量、用熱量保持不變。通過園區(qū)管理系統(tǒng)的優(yōu)化控制策略計(jì)算分析得到優(yōu)化調(diào)度策略如圖14所示。對(duì)互動(dòng)用戶資源的控制結(jié)果如圖15所示。此情形下需要CHP機(jī)組、電儲(chǔ)能、用戶的可調(diào)節(jié)負(fù)荷進(jìn)行協(xié)同控制以達(dá)到園區(qū)內(nèi)各種功率平衡。此種情形下綜合能源提供商的總運(yùn)行成本為453107.9元，對(duì)參與互動(dòng)的可調(diào)節(jié)用戶的總補(bǔ)償實(shí)施成本為338.53366元，綜合能源提供商的凈利潤為180529.9996元。

圖14 綜合能源提供商的優(yōu)化控制結(jié)果（情形2）Fig.14 Results of optimal control for multi-energy supplier（Case 2）

圖15 綜合能源提供商對(duì)互動(dòng)用戶的控制結(jié)果（情形2）Fig.15 Results of optimal interactive user control for multi-energy supplier（Case 2）

（3）情形3：可中斷用戶參與響應(yīng)。

若根據(jù)日前預(yù)測第二日時(shí)段13用戶需要增加700 kW的電負(fù)荷，其余時(shí)段用電量、用熱量保持不變。通過園區(qū)管理系統(tǒng)的優(yōu)化控制策略計(jì)算分析得到優(yōu)化調(diào)度策略如圖16所示。對(duì)互動(dòng)用戶資源的控制結(jié)果如圖17所示。此情形下需要CHP機(jī)組、電儲(chǔ)能、用戶的可調(diào)節(jié)負(fù)荷和可中斷負(fù)荷進(jìn)行協(xié)同控制，才能達(dá)到園區(qū)內(nèi)各種功率平衡。此種情形下綜合能源提供商的總運(yùn)行費(fèi)用為474916.1元，對(duì)參與互動(dòng)的可調(diào)節(jié)用戶的總補(bǔ)償實(shí)施成本為720.5元，對(duì)可中斷用戶的總補(bǔ)償實(shí)施成本為21426.26225元，綜合能源提供商的凈利潤為159036.2046元。

圖16 綜合能源提供商的優(yōu)化控制結(jié)果（情形3）Fig.16 Results of optimal control for multi-energy supplier（Case 3）

圖17 綜合能源提供商對(duì)互動(dòng)用戶的控制結(jié)果（情形3）Fig.17 Results of optimal interactive user control for multi-energy supplier（Case 3）

通過對(duì)上層集中協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度的各情景分析，可得如下結(jié)論。

a.熱負(fù)荷完全由CHP機(jī)組供應(yīng)。CHP機(jī)組采取以熱定電的工作方式，為園區(qū)同時(shí)供熱、供電，電量不足部分由園區(qū)綜合能源提供商通過聯(lián)絡(luò)線從外電網(wǎng)獲取。

b.由于受到園區(qū)關(guān)口負(fù)荷功率上限約束，園區(qū)直調(diào)電儲(chǔ)能不完全遵循“谷儲(chǔ)峰發(fā)”的原則。電儲(chǔ)能在削峰需求下園區(qū)關(guān)口功率超過最大允許值時(shí)進(jìn)行放電削峰，保證滿足聯(lián)絡(luò)線的功率約束。在某些高峰電價(jià)時(shí)段、關(guān)口功率不越限時(shí)，若電儲(chǔ)能內(nèi)有剩余電量，電儲(chǔ)能將對(duì)外放電，達(dá)到減少能源提供商向外電網(wǎng)購電費(fèi)用的效果。

c.由于補(bǔ)償電價(jià)相對(duì)較高，上層控制系統(tǒng)在用戶負(fù)荷增大導(dǎo)致削峰需求下關(guān)口功率越限時(shí)才要求用戶互動(dòng)進(jìn)行負(fù)荷調(diào)整和中斷，而在正常運(yùn)行時(shí)不對(duì)用戶的用電行為做出限制。

通過3種不同情形下的控制策略分析可知，相較于傳統(tǒng)的以電網(wǎng)側(cè)目標(biāo)為核心的集中式調(diào)度方法，本文提出的分層分布式的協(xié)調(diào)控制方法能更好地保障下層用戶的利益，提高用戶參與互動(dòng)的積極性，并在保證園區(qū)安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，最大限度地保障園區(qū)能源提供商的利益，減輕上層園區(qū)能源提供商對(duì)園區(qū)內(nèi)各類資源協(xié)調(diào)控制的難度。

4 結(jié)論

本文提出了一種綜合能源系統(tǒng)分層分布式的協(xié)調(diào)控制方法，通過對(duì)不同情形控制策略的計(jì)算分析，得到如下結(jié)論：

a.通過下層“分布自治”的控制方法，能夠?qū)ο聦佑脩舻睦洹?、電資源進(jìn)行合理控制，達(dá)到用戶側(cè)優(yōu)化運(yùn)行的效果；

b.通過上層“集中協(xié)調(diào)”的控制方法，能夠?qū)@區(qū)進(jìn)行整體削峰，在保證園區(qū)安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，達(dá)到上層綜合能源提供商的利益最大化；

c.分層分布式的協(xié)調(diào)控制方法能夠?qū)崿F(xiàn)綜合能源系統(tǒng)的源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)協(xié)同，減少上層調(diào)度的難度，實(shí)現(xiàn)整個(gè)園區(qū)能源系統(tǒng)的分層協(xié)同和優(yōu)化，保障區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

本文的研究主要基于日前的負(fù)荷預(yù)測結(jié)果對(duì)園區(qū)內(nèi)上、下層的資源進(jìn)行協(xié)調(diào)控制，尚未涉及實(shí)時(shí)優(yōu)化控制，后續(xù)將針對(duì)多種能源不同時(shí)間尺度的動(dòng)態(tài)響應(yīng)特性，研究分層分布式的緊急控制策略。

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