基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法与流程

技术特征：

1.一种基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于，该运行方法包括以下步骤：

步骤10)：冷热电联供型微网日内滚动调度：根据历史数据，以冷热电联供型微网运行成本最小为优化目标，根据系统运行约束条件，结合预测的可再生能源发电功率、负荷需求进行优化调度，确定冷热电联供型微网中各设备的滚动出力、向电网购电或售电量；

步骤20)：建立冷热电联供型微网实时调度模型，以基于调度波动惩罚的冷热电联供型微网实时运行成本最小为优化目标，根据实时运行约束条件，结合可再生能源发电功率、负荷需求的实时值，对步骤10得到的日内滚动调度的优化结果进行修正，确定冷热电联供型微网中各设备的实时出力，向电网购电或售电量实时值。

2.按照权利要求1所述的基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于：所述的步骤10)中，冷热电联供型微网运行成本目标函数，如式(1)所示：

式中，C表示系统运行成本；k表示当前时刻；M表示控制时域；表示第t时段冷热电联供型微网与电网交互的成本，表达式如式(2)所示；表示系统第t时段的燃料成本，表达式如式(3)所示；表示第t时段的蓄电池老化成本，表达式如式(4)所示；表示系统第t时段的运行维护成本，表达式如式(5)所示；

式中，表示第t时段系统向电网购电电价，单位：元/kWh；表示第t时段系统向电网购电功率，单位：kW；表示第t时段系统向电网售电电价，单位：元/kWh；表示第t时段系统向电网售电功率，单位：kW；Δt表示时间间隔；

式中，表示第t时段系统购买天然气价格，单位：元/m³；表示第t时段微型燃气轮机所消耗燃料功率，单位：kW；表示第t时段燃气锅炉所消耗燃料功率，单位：kW；H_ng表示天然气热值，单位：kWh/m³；

式中，R_bt表示电池的单位时间老化成本，单位：元/h；表示第t时段蓄电池放电状态，表示蓄电池放电，表示蓄电池充电；表示第t时段蓄电池充电状态，表示蓄电池放电；表示蓄电池充电；

式中，表示微型燃气轮机第t时段的电功率，单位：kW；R_mt,rm表示微型燃气轮机运行维护费用，单位：元/kWh；表示燃气锅炉第t时段的功率，单位：kW；R_b,rm表示燃气锅炉运行维护费用，单位：元/kWh；表示第t时段系统的热负荷功率，单位：kW；η_he表示热交换器效率；R_he,rm表示热交换器运行维护费用，单位：元/kWh；表示吸附式制冷机第t时段的输入功率，单位：kW；R_ac,rm表示吸附式制冷机运行维护费用，单位：元/kWh；表示电制冷机第t时段的输入功率，单位：kW；R_ec,rm表示电制冷机运行维护费用，单位：元/kWh；表示光伏第t时段的预测值；R_pv,rm表示光伏电池维护费用单位：元/kWh；表示蓄电池第t时段的充电功率，单位：kW；表示蓄电池第t时段放电功率，单位：kW；R_bt,rm表示蓄电池运行维护费用系数，单位：元/kWh；表示蓄热槽第t时段的蓄热功率，单位：kWh；表示蓄热槽第t时段的放热功率，单位：kW；R_tst,rm表示蓄热槽运行维护费用系数，单位：元/kWh。

3.按照权利要求2所述的基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于：所述的步骤10)中，系统运行约束条件具体包括系统冷功率平衡约束、系统热功率平衡约束、系统电功率平衡约束、燃气轮机运行约束和储能设备约束，其中，

确定系统冷功率平衡约束，如式(6)所示：

式中，COP_ac表示吸附式制冷机的制冷系数；表示吸附式制冷机第t时段的输入功率，单位：kW；COP_ec表示电制冷机的制冷系数；表示电制冷机第t时段的输入功率，单位：kW；表示第t时刻系统冷负荷功率，单位：kW；

确定系统热功率平衡约束，如式(7)所示：

式中，表示微型燃气轮机第t时段的热功率，单位：kW；η_re表示余热回收器效率；表示燃气锅炉第t时段的功率，单位：kW；表示吸附式制冷机第t时段的输入功率，单位：kW；表示蓄热槽第t时段的放热功率，单位：kWh；表示蓄热槽第t时段的蓄热功率，单位：kW；表示第t时段系统的热负荷功率，单位：kW；η_he表示热交换器效率；

确定系统电功率平衡约束，如式(8)所示：

式中，表示微型燃气轮机第t时段的电功率，单位：kW；表示系统第t时段从电网的购电功率，单位：kW；表示电制冷机第t时段的输入功率，单位：kW；表示蓄电池第t时段的放电功率，单位：kW；表示蓄电池第t时段充电功率，单位：kW；表示系统第t时段向电网出售电功率，单位：kW；表示第t时段系统电负荷功率，单位：kW；表示光伏第t时段的预测值，单位：kW；表示风电第t时段的预测值，单位：kW；

建立如式(9)～式(10)所示的微型燃气轮机运行约束：

确定微型燃气轮机启停爬坡约束和连续运行爬坡约束，如式(9)所示：

式中，表示微型燃气轮机第t时段运行状态变量，表示微型燃气轮机运行，表示微型燃气轮机停机；表示微型燃气轮机出力的下限，单位：kW；表示微型燃气轮机出力的上限，单位：kW；表示微型燃气轮机第t时段的电功率，单位：kW；表示微型燃气轮机组在连续运行状态时的最大降功率，单位：kW；表示微型燃气轮机第t-1时段的电功率，单位：kW；表示微型燃气轮机组启动时的最大增功率，单位：kW；

确定微型燃气轮机的热、电功率约束，如式(10)所示：

式中，表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线第1段的电功率下限，单位：kW；L_mt表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线索引集合；表示第t时段微型燃气轮机产生的电功率落在热电效率曲线第k段上的量，单位：kW；表示微型燃气轮热电效率曲线分段线性化的第k段二进制编码变量；表示微型燃气轮热电效率曲线分段线性化的第j段二进制编码变量；表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线第k段的电功率下限，单位：kW；表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线第k+1段的电功率下限，单位：kW；

表示微型燃气轮机在第t时段运行产生的热功率，单位：kW；表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线第1段的热功率下限，单位：kW；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第k段的斜率；

确定燃气锅炉功率约束，如式(11)所示：

式中，表示燃气锅炉出力的下限，单位：kW；表示燃气锅炉第t时段的功率，单位：kW；表示燃气锅炉出力的上限，单位：kW；

确定冷热电联供型微网与电网交互功率约束，如式(12)所示：

式中，表示第t时段冷热电微网从电网购电功率，单位：kW；表示第t时段冷热电微网从电网购电状态，表示第t时段从电网购电，表示第t时段不从电网购电；表示系统与主网功率交互的上限，单位kW；表示第t时段冷热电微网向电网售电功率，单位：kW；表示第t时段冷热电微网向电网售电状态，表示第t时段向电网售电，表示第t时段不从电网售电；

确定蓄电池运行的约束条件，如式(13)所示：

式中，表示蓄电池第t时段的充电状态，表示蓄电池充电；表示蓄电池不充电；表示蓄电池的充电功率最小值，单位：kW；表示第t时段蓄电池的充电功率，单位：kW；表示蓄电池的充电功率最大值，单位：kW；表示蓄电池第t时段的放电状态，表示蓄电池放电；表示蓄电池不放电；表示蓄电池的放电功率最小值，单位：kW；表示第t时段蓄电池的放电功率，单位：kW；表示蓄电池的放电功率最大值，单位：kW；表示蓄电池内第t时段的能量，单位：kWh；表示蓄电池内第t-1时段的能量，单位：kWh；σ_bt表示蓄电池的自身能量损耗率；表示蓄电池的充电效率；表示蓄电池放电效率；表示蓄电池储存能量的下限，单位：kWh；表示蓄电池储存能量的上限，单位：kWh；Δt表示时间间隔；

确定蓄热槽运行的约束条件，如式(14)所示：

式中，表示蓄热槽第t时段的放热状态，表示蓄热槽放热，表示蓄热槽不放热；表示蓄热槽的蓄热功率下限，单位kW；表示蓄热槽第t时段的放热功率，单位：kW；表示蓄热槽的蓄热功率上限，单位kW；表示蓄热槽第t时段的蓄热状态，表示蓄热槽蓄热，表示蓄热槽不蓄热；表示蓄热槽的放热功率下限，单位：kW；表示蓄热槽第t时段的蓄热功率，单位：kWh；表示蓄热槽的放热功率上限，单位：kW；表示蓄热槽内第t时段的能量，单位：kWh；表示蓄热槽内第t-1时段的能量，单位：kWh；σ_tst表示蓄热槽的自身能量损耗率；表示蓄热槽的蓄热效率；表示蓄热槽释放热量的效率；表示蓄热槽储存能量的上限，单位：kWh；表示蓄热槽储存能量的下限，单位：kWh；

结合冷、热、电负荷预测值和冷热电联供微网中各设备的运行状态，利用CPLEX优化工具求解优化模型，获得微型燃气轮机、燃气锅炉、吸附式制冷机、电制冷机和储能设备在后续M个时段的出力。

4.按照权利要求2或3所述的基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于，所述的步骤10)中，Δt＝15min，H_ng＝9.78kWh/m³。

5.按照权利要求1所述的基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于：所述步骤20)包括：

步骤201)建立冷热电联供型微网实时调度模型，具体包括：

确定冷热电联供型微网实时调度阶段的系统运行目标函数，如式(15)所示：

式中，Δt′表示实时调度的时间间隔，且N*Δt′＝Δt，N为正整数；C^t+Δt′表示第t+Δt′时段的系统运行成本；表示第t+Δt′时段冷热电联供型微网与电网交互的成本，表达式如式(16)所示；表示系统第t+Δt′时段的燃料成本，表达式如式(17)所示；表示第t+Δt′时段的电池老化成本，表达式如式(18)所示；表示系统第t+Δt′时段的运行维护成本；

式中，表示第t时段系统向电网购电电价，单位：元/kWh；表示第t+Δt′时段系统向电网购电功率，单位：kW；表示第t时段系统向电网售电电价，单位：元/kWh；表示第t+Δt′时段系统向电网售电功率，单位：kW；μ_grid表示微网与电网功率交互波动惩罚因子，单位：元/(kW²·h)；表示第t时段根据步骤10)的日内调度模型得到的微网从电网购买电功率优化值，单位：kW；表示第t时段根据步骤10)的日内调度模型得到的微网向电网售电功率优化值，单位：kW；

式中，表示第t时段系统购买天然气价格，单位：元/m³；表示第t+Δt′时段微型燃气轮机所消耗燃料功率，单位：kW；表示第t+Δt′时段燃气锅炉所消耗燃料功率，单位：kW；μ_mt表示微型燃气轮机电功率波动惩罚因子，单位：元/(kW²·h)；表示第t+Δt′时段微型燃气轮机输出电功率，单位：kW；表示第t时段根据步骤10)的日内调度模型得到的微型燃气轮机电功率优化值，单位：kW；μ_b表示微型燃气轮机热功率波动惩罚因子，单位：元/(kW²·h)；表示第t+Δt′时段微型燃气轮机输出热功率，单位：kW；表示第t时段根据步骤10)的日内调度模型得到的微型燃气轮机热功率优化值，单位：kW；

式中，μ_bt表示蓄电池充放电波动惩罚因子，单位：元/(kW²·h)；表示第t+Δt′时段蓄电池放电功率，单位：kW；表示第t时段根据步骤10)的日内调度模型得到的蓄电池放电功率优化值，单位：kW；表示第t+Δt′时段蓄电池充电功率，单位：kW；表示第t时段根据步骤10)的日内调度模型得到的蓄电池充电功率优化值，单位：kW；

确定实时调度阶段的系统运行约束条件，包括系统冷功率平衡约束、系统热功率平衡约束、系统电功率平衡约束、燃气轮机运行约束和储能设备约束；其中，

系统冷功率平衡约束如式(19)所示：

式中，COP_ac表示吸附式制冷机的制冷系数；表示吸附式制冷机第t+Δt′时段的输入功率，单位：kW；COP_ec表示电制冷机的制冷系数；表示电制冷机第t+Δt′时段的输入功率，单位：kW；表示第t+Δt′时刻系统冷负荷功率，单位：kW；

系统热功率平衡约束如式(20)所示：

式中，表示微型燃气轮机第t+Δt′时段的热功率，单位：kW；η_re表示余热回收器效率；表示燃气锅炉第t+Δt′时段的功率，单位：kW；表示吸附式制冷机第t+Δt′时段的输入功率，单位：kW；表示蓄热槽第t+Δt′时段的放热功率，单位：kWh；表示蓄热槽第t+Δt′时段的蓄热功率，单位：kW；表示第t+Δt′时段系统的热负荷功率，单位：kW；η_he表示热交换器效率；

确定实时调度阶段系统电功率平衡约束，如式(21)所示：

式中，表示光伏第t+Δt′时段的预测值，单位：kW；表示风电第t+Δt′时段的预测值，单位：kW；表示微型燃气轮机第t+Δt′时段的电功率，单位：kW；表示电制冷机第t+Δt′时段的输入功率，单位：kW；表示系统第t+Δt′时段与主网交互功率，单位：kW；表示蓄电池第t+Δt′时段的放电功率，单位：kW；表示第t+Δt′时段系统电负荷功率，单位：kW；表示蓄电池第t+Δt′时段充电功率，单位：kW；表示系统第t+Δt′时段向电网出售电功率，单位：kW；

建立如式(22)～式(23)所示的微型燃气轮机运行约束：

确定微型燃气轮机启停爬坡约束和连续运行爬坡约束，如式(22)所示：

式中，表示微型燃气轮机第t+Δt′时段运行状态变量，表示微型燃气轮机运行，表示微型燃气轮机停机；表示微型燃气轮机出力的下限，单位：kW；表示微型燃气轮机出力的上限，单位：kW；表示微型燃气轮机第t+Δt′时段的电功率，单位：kW；表示微型燃气轮机组在连续运行状态时的最大降功率，单位：kW；表示微型燃气轮机组启动时的最大增功率，单位：kW；表示微型燃气轮机第t时段的电功率，单位：kW；

确定实时调度阶段微型燃气轮机的热、电功率约束，如式(23)所示：

式中，表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线第1段的电功率下限，单位：kW；L_mt表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线索引集合；表示第t+Δt′时段微型燃气轮机产生的电功率落在热电效率曲线第k分段上的量，单位：kW；表示微型燃气轮热电效率曲线分段线性化的第k段二进制编码变量；表示微型燃气轮热电效率曲线分段线性化的第j段二进制编码变量；

表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线第k段的电功率下限，单位：kW；表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线第k+1段的电功率下限，单位：kW；表示微型燃气轮机在第t+Δt′时段运行产生的热功率，单位：kW；表示微型燃气轮机分段线性化的热电效率曲线第1段的热功率下限，单位：kW；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第k段的斜率；

确定实时调度阶段燃气锅炉功率约束，如式(24)所示：

式中，表示燃气锅炉出力的下限，单位：kW；表示燃气锅炉第t+Δt′时段的功率，单位：kW；表示燃气锅炉出力的上限，单位：kW；

确定实时调度阶段冷热电联供型微网与电网交互功率约束，如式(25)所示：

式中，表示第t+Δt′时段冷热电微网从电网购电功率，单位：kW；表示第t+Δt′时段冷热电微网从电网购电状态，表示第t+Δt′时段从电网购电，表示第t+Δt′时段不从电网购电；表示系统与主网功率交互的上限，单位kW；表示第t+Δt′时段冷热电微网向电网售电功率，单位：kW；表示第t+Δt′时段冷热电微网向电网售电状态，表示第t+Δt′时段向电网售电，表示第t+Δt′时段不从电网售电；

确定实时调度阶段蓄电池运行的约束条件如式(26)所示：

式中，表示蓄电池第t-1时段的充电状态，表示蓄电池充电，表示蓄电池不充电；表示蓄电池的充电功率最小值，单位：kW；表示第t+Δt′时段蓄电池的充电功率，单位：kW；表示蓄电池的充电功率最大值，单位：kW；表示蓄电池第t-1时段的放电状态，表示蓄电池放电，表示蓄电池不放电；表示蓄电池的放电功率最小值，单位：kW；表示第t+Δt′时段蓄电池的放电功率，单位：kW；表示蓄电池的放电功率最大值，单位：kW；表示蓄电池内第t时段的能量，单位：kWh；表示蓄电池内第t+Δt′的能量，单位：kWh；σ_bt表示蓄电池的自身能量损耗率；表示蓄电池的充电效率；表示蓄电池放电效率；表示蓄电池储存能量的下限，单位：kWh；表示蓄电池储存能量的上限，单位：kWh；

步骤202)中，对实时调度模型进行求解，得到微型燃气轮机出力、燃气锅炉出力、吸附式制冷机输入功率、电制冷机输入功率、蓄电池充放电功率、蓄热槽蓄放热功率、系统与电网交互的功率的调整量，将这些调整量分别下发到微型燃气轮机、燃气锅炉、吸附式制冷机、电制冷机、蓄电池、蓄热槽设备，微型燃气轮机、燃气锅炉、吸附式制冷机、电制冷机、蓄电池、蓄热槽设备按照调整后的量运行。

6.按照权利要求5所述的基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于：所述的步骤20)还包括步骤203)：每隔Δt′时间，返回步骤201)，直到控制周期Δt内执行完毕，进入步骤30)。

7.按照权利要求6所述的基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于，所述的步骤30)包括：执行下一个周期Δt，并返回步骤10)，同时将上一周期Δt获取的新能源和负荷数据更新到最新的历史数据中；直至所有的周期执行完毕。

8.按照权利要求6所述的基于两阶段协调优化与控制的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于，所述的步骤20)中，Δt′＝5min，H_ng＝9.78kWh/m³。