本发明涉及电-热综合能源系统优化调度领域，尤其是一种考虑供热网储热特性的电-热综合能源系统优化调度方法。
背景技术：
：目前我国风电、光伏发电的装机容量已位居世界第一，但横亘在可再生能源发展面前的弃风、弃光等痼疾一直没能得到很好解决。国家能源局统计数据显示，2016年全国弃风电量达497亿kwh，部分地区弃风率超过40％，西部地区是我国光伏电站发展的重要区域，其装机容量仍在快速增长，但平均弃光率已达到20％。为了提高可再生能源消纳率，国内外学者提出多种方法，包括配置储能、需求侧响应、虚拟电厂等。这些措施有效解决了可再生能源发电的随机性、波动性和间歇性，但目前很多可再生能源富集地区弃风、弃光严重，主要与调峰能力不足、以热定电、当地可再生能源装机容量与用电需求不匹配、电源建设与电网建设不同步、外送输电通道限制等因素有关。一个地区可再生能源消纳能力在没有承接外来转移产业的前提下，短期内难以有明显变化，国家能源局提出应拓展能源终端消费，增加电能替代，充分挖掘可再生能源富集地区电能消纳潜力，例如利用冬季夜间风电替代燃煤锅炉进行清洁供暖等。解决可再生能源消纳问题需要源、网、荷三方协同：在源侧，电制热设备可在一定程度上解耦以热定电；在荷侧，热负荷增加了可再生能源消纳空间，同时由于用户对室温要求的模糊性，在一定范围内波动的室温并不会影响舒适度，热负荷比电负荷更具柔性；在网侧，热网为受输电容量限制的可再生能源发电提供了输送通道，另一方面电力系统具有易传输、难储存的特点，热力系统具有易储存、难传输的特点，从热源到用户供热的时延使得供热网具备天然储热特性，电力、热力系统互补特性较强。因此利用电-热综合能源系统中电与热的互补是挖掘可再生能源消纳能力的重要途径，但是在目前热电联供的研究大多没有充分考虑两者的互补特性。另一方面，在目前电-热综合能源系统的研究中对热网的建模方式比较简单，大部分研究仅考虑了热网稳态运行工况下的热量传输过程，并未考虑供热延时的影响，供热管道的蓄热能力没有得到体现。因此，非常有必要对供热管道热动态特性进行建模，利用供热网储热特性及电-热综合能源系统中源、网、荷的相互协调解耦以热定电促进可再生能源消纳的问题值得关注。技术实现要素：为解决上述现有技术存在的问题，本发明提供一种考虑供热网储热特性的电-热综合能源系统调度方法，以有效减少热-电间的刚性耦合关系，增大可再生能源的消纳。本发明采用的技术方案为：考虑供热网储热特性的电-热综合能源系统优化调度方法，其包括:1)热力系统动态建模，包括对热源与热交换站节点、供热管道节点质量流量连续性、节点温度混合和供热管道水温动态特性建模；2)通过电-热综合能源系统中源、网、荷的相互协调，建立考虑供热网储热特性的电-热综合能源系统优化调度模型；在源侧，通过电制热设备解耦以热定电；在荷侧，利用热负荷柔性增强需求侧响应能力；在网侧，利用电力系统和热力系统的互补特性提高可再生能源消纳水平，增强系统调节灵活性。作为上述方法的补充，所述的步骤1)中，热源与热交换站节点建模如下：热源节点：热交换站节点，即热负荷节点：同时供水温度和回水温度受管道温度允许值tg,min、tg,max限制：式中：分别为热源节点提供热量和热负荷节点消耗热量；c为水的比热容；分别为热源节点和热负荷节点处的热水质量流量；分别为节点处供水温度和回水温度；由于用户对温度舒适程度感知具有一定模糊性。为保证用户的舒适度，假设热负荷的柔性调节能力满足：①时段t负荷节点i吸收的热量在内；②t'个时段内，热交换站消耗的总热量与用户最理想供热需求总量相等，即：t'越大，说明可以在一个越大的时间尺度上调整供热需求，t'＝1即意味着严格按照用户最理想需求供热；作为上述方法的补充，所述的步骤1)中，供热管道节点质量流量连续性建模如下：节点质量流量连续性，即每个节点热水流入质量流量等于流出；式中：分别为与节点i相连并从节点i起始/结束管道的集合；为时段t管道j中的热水质量流量，为时段t管道k中的热水质量流量。作为上述方法的补充，所述的步骤1)中，节点温度混合建模如下：节点温度混合是指不同温度的热水从不同管道流向相同节点后进行混合，混合后从同一节点流入不同管道的热水温度相同，理想混合温度如下：式中：为时段t管道j中热水出口温度；为时段t管道k中热水入口温度。作为上述方法的补充，所述的步骤1)中，供热管道水温动态特性建模如下：供热管道水温动态特性指的是同一管道中热水入口温度与出口温度及其时间耦合关系，是描述供热网络储热特性的关键；在管道中，入口处水温变化将缓慢扩展到出口，温度传输时延与热水流过管道的时间基本一致；此外，由于管道中热水温度与环境温度存在差异，在流动期间将产生热量损失导致水温下降；式中，为时段t-τj，t管道j中热水入口温度；上式可近似为：式中：τj,t为延时时间；ta,t为管道所处的环境温度；λ为管道材料的导热系数；lj为管道j长度。通常情况下，因此可以忽略式中的情况。作为上述方法的补充，所述的步骤2)中，电-热综合能源系统优化调度模型以运行成本最低为优化目标，以场景法处理可再生能源出力不确定性，为促进可再生能源发电的消纳，将弃风、弃光成本加入系统运行总成本中，其目标函数如下：式中：分别为热电联产机组i和常规机组i计划出力；为热电联产机组i在场景s下时段t的实际电出力、热出力；为常规机组i的实际出力；为热泵用电功率；为弃风弃光功率；ρpen为在实际运行时，临时调整机组出力的惩罚性价格，反映了常规机组和热电联产机组倾向于按计划出力的程度；chp为热泵运行成本系数；α为弃风、弃光成本系数；为热电联产机组运行成本；为常规机组运行成本；ps为场景概率，t为调度时段，nchp为热电联产机组的台数，ng为常规机组的台数；pi,t为机组i在时段t的电功率，hi,t为热电联产机组i在时段t的热功率，a0,i、a1,i、a2,i、a3,i、a4,i、a5,i、b0,i、b1,i、b2,i均为参数。作为上述方法的补充，所述的步骤2)中，电-热综合能源系统优化调度模型约束条件包括热力系统约束和电力系统约束，电力系统与热力系统之间通过热电联产机组与热泵发生耦合，假设热电联产机组运行在定热电比模式，其约束条件如下：式中，khp,i为热电比值；分别为机组出力上、下限；分别为机组的单位时间δt内最大上调和下调功率；热泵消耗电转热功率热出力满足：式中，分别为与风电、光伏相连的热泵用电功率；η为热泵电热转换系数；为热泵出力上限；nw、npv分别为风电场和光伏电站数量；系统弃风弃光功率为：式中，分别为在场景s下的风电、光伏可发功率；分别为风电、光伏接入电网功率；常规机组出力上下限约束和爬坡约束为：电力系统功率平衡约束：式中：pl,t为时段t系统电负荷；电力系统潮流约束：式中：为时段t支路j的潮流；pline,j、分别为支路j潮流的下限和上限。本发明具有的有益效果是：本发明可以通过电-热综合能源系统中源、网、荷的相互协调，突破“以热定电”运行模式限制，实现电、热供需曲线的时间平移和优化匹配，显著提高可再生能源消纳水平。本发明利用集中供热拓展能源终端消费，以缓解可再生能源发电渗透率不断提高引起电网运行压力的有效性，为解决大规模集中并网带来的新能源消纳问题提供了一种新方法，适合于在可再生能源富集地区推广。附图说明图1为本发明方法的实施步骤中热力系统基本结构图。图2为本发明方法的实施步骤中热力系统热源与负荷节点模型图。图3为本发明方法的实施步骤中供热管道截面图。图4为本发明方法的实施步骤中电-热综合能源系统基本结构图。图5为本发明方法的应用例中ieee39节点电力系统和26节点热力系统构成的电-热综合能源系统图。图6为本发明方法的应用例中电-热综合能源系统优化调度结果图。图7为本发明方法的应用例中两个风电场消纳情况对比图。图8为本发明方法的应用例中不同热泵容量下系统风电消纳情况对比图。图9为本发明方法的应用例中尖山地区日净负荷图。图10为本发明方法的应用例中海宁尖山地区电-热综合能源系统拓扑图。图11为本发明方法的应用例中尖山地区电-热综合能源系统优化调度结果图。图12为本发明方法的流程图。具体实施方式下面结合附图及具体实施例对本发明作进一步详细说明。本发明方法，如图12所示，包括以下步骤：1)供热网储热特性分析与热力系统动态建模，包括对热源与热交换站节点、供热管道建模；2)建立考虑供热网储热特性的电-热综合能源系统优化调度模型。步骤1)供热网储热特性分析与热力系统动态建模。典型的热力系统包括热源、热网、热交换站和热负荷四部分。与电力系统类似，热力系统可以分为传输系统(一次管网)和分配系统(二次管网)，如图1所示。一次管网和二次管网的物理网络并不连通，而是通过热交换站进行热量交换。热交换站在传输系统作为热负荷，在分配系统是热源。本文主要考虑传输系统。传输系统中，传热介质经过供水管网将热量从各个热源输送到各个热交换站，再通过回水管网回到热源，在热网中不断循环流动。热力系统与电力系统结构上存在一定相似性，因此可以将每一个热源、热交换站和管道连接点看作一个节点，每条管道作为一条支路，管道内水的流动方向定义为该支路方向，借鉴电力系统方法对热力系统进行建模。a.热源与热交换站节点模型热力系统中的热源节点包括热电联产机组、以及热泵、电锅炉等电转热装置，热交换站作为负荷节点，其供应/吸收的热量与水温变换间的关系如图2所示。水的比热容c＝4.2kj/(kg·℃)，假设热源节点i在时段t供应热量为则流经热源质量为的水由回水温度升至供水温度假设负荷节点(热交换站)i在时段t消耗热量为则流经热交换站质量为的水由供水温度降至回水温度用户对温度舒适程度感知具有一定模糊性。为保证用户的舒适度，假设热负荷的柔性调节能力满足：①时段t负荷节点i吸收的热量在一定范围内；②t'个时段内，热交换站消耗的总热量与用户最理想供热需求总量相等，即：t'越大，说明可以在一个越大的时间尺度上调整供热需求，t'＝1即意味着严格按照用户最理想需求供热。供水温度和回水温度受管道温度允许值限制：b.供热管道模型供热管道的运行工况可通过节点质量流量连续性方程、节点温度混合方程和供热管道水温动态特性方程描述。①节点质量流量连续性：即每个节点热水流入质量流量等于流出。式中：分别为与节点i相连并从节点i起始/结束管道的集合；为时段t管道j中的热水质量流量。②节点温度混合：不同温度的热水从不同管道流向相同节点后进行混合，混合后从同一节点流入不同管道的热水温度相同。理想混合温度如下：式中：为时段t管道j中热水出口温度；为时段t管道k中热水入口温度。③供热管道水温动态特性：指的是同一管道中热水入口温度与出口温度及其时间耦合关系，是描述供热网络储热特性的关键。在管道中，入口处水温变化将缓慢扩展到出口，温度传输时延与热水流过管道的时间基本一致。此外，由于管道中热水温度与环境温度存在差异，在流动期间将产生热量损失导致水温下降。供热管道截面如图3所示，图中δt为调度时段长度。分两步计算时间延迟和热损耗：第一步：假设管道j中热水从入口到出口所需时间为τj,t，且中间没有热量损耗，则：式(9)表明不考虑管道热损耗时，管道j在t时刻的出水温度与入口t-τj,t时刻的进水温度相等；式(10)中管道j的特征量fj由管道长度、截面积等参数决定。第二步：计算传输过程中热损耗的影响。上式可近似为：式中：ta,t为管道所处的环境温度；λ为管道材料的导热系数；lj为管道j长度。通常情况下，因此可以忽略式(12)中的情况。步骤2)建立考虑供热网储热特性的电-热综合能源系统优化调度模型a.电-热综合能源系统的基本架构电-热综合能源系统的基本结构如图4所示，主要包括常规机组、风机、光伏、chp机组、电制热设备等单元，电力、热力系统之间通过热电联产、电制热等发生耦合。源侧电制热设备可在一定程度上解耦以热定电；负荷侧，热负荷增加了可再生能源消纳空间；在网侧，热网为受输电容量限制的可再生能源发电提供了输送通道，另一方面电力系统具有易传输、难储存的特点，热力系统具有易储存、难传输的特点，从热源到用户供热的时延使得供热网具备天然储热特性，电力、热力系统互补特性较强。b.考虑供热网储热特性的电-热综合能源系统优化调度模型风、光等可再生能源发电具有不确定性，场景分析法能明确描述不确定量的概率特征，并且优化模型计算方便，因而得到广泛的使用。假设风光出力场景s个，其中场景s的概率为ps，调度时段t个。模型以运行成本最低为优化目标，为促进可再生能源发电的消纳，将弃风、弃光成本加入系统运行总成本中，其目标函数如下：这里系统运行总成本式(13)包括热电联产机组、常规机组发电成本和临时调整惩罚性费用、电制热设备运行成本和弃风、弃光成本，其中：分别为热电联产机组i和常规机组i计划出力；为热电联产机组i在场景s下时段t的实际电出力、热出力；为常规机组i的实际出力；为热泵用电功率；为弃风弃光功率；ρpen为在实际运行时，临时调整机组出力的惩罚性价格，反映了常规机组和热电联产机组倾向于按计划出力的程度；chp为热泵运行成本系数；α为弃风、弃光成本系数；式(14)为热电联产机组运行成本式(15)为常规机组运行成本电力系统与热力系统之间通过热电联产机组与热泵发生耦合。热电联产机组可处于多个工作状态，本文假设热电联产机组运行在定热电比模式，其约束条件如下：式(16)为热电联产机组i热电比约束，其中khp,i为热电比值；式(17)为机组出力上下限约束；式(18)为机组爬坡约束，其中分别为机组的单位时间内最大上调和下调功率。热泵消耗电转热功率热出力满足：式中：分别为与风电、光伏相连的热泵用电功率；η为热泵电热转换系数；为热泵出力上限。系统弃风弃光功率为：式中：分别为在场景s下的风电、光伏可发功率；分别为风电、光伏接入电网功率。常规机组出力上下限约束和爬坡约束为：电力系统功率平衡约束：式中：pl,t为时段t系统电负荷。电力系统潮流约束：式中：为时段t支路j的潮流；pline,j、分别为支路j潮流的下限和上限。热力系统约束详见式(1)-(12)。本发明的应用例如下：本发明的应用例数据基于ieee39节点电网和26节点热网耦合系统和海宁尖山地区电网。a.ieee39节点电网和26节点热网耦合系统仿真验证ieee39节点电网和26节点热网耦合系统如图5所示，其中电热耦合设备包括：位于电网节点34/热网节点1的chp1，位于电网节点36/热网节点15的chp2，以及位于电网节点32、节点35的两个200mw热泵。系统常规机组参数、负荷曲线、风电场预测出力等其他参数见表1-表3。耦合系统优化调度结果如图6所示。由图6可见，热力系统的热源供热量和热交换站热负荷是非同步的。例如，20:00后系统电负荷下降、热负荷上升，1:00-6:00为全天电负荷最低谷、热负荷最高峰。20:00后常规机组出力逐步下调，chp机组出力基本平稳，而富余的风电则通过热泵转化为热能，存储于热网中，1:00-6:00期间，进入热网热能明显小于供热需求，释放提前存储在供热网中的热能弥补了供热不足，减少了热力系统对chp机组的依赖，在此期间的少量弃风，是由于输电线路容量限制与热泵容量限制；7:00进入热网热能多于供热需求，多余的热能被存储于热网，8:00后系统电负荷增加，除了常规机组出力开始爬坡外，更多风电用于供电，由前期存储于热管道的热能弥补热负荷供需间的差额。由于热源产生的热能经过不同长度热网到达各个热交换站，即时延不同，经过电-热综合能源系统的源、网、荷的协调，实现了富余风电的就地消纳，避免了chp机组“以热定电”。此外，图6(b)中热源供热总量与热负荷总需求间存在的差值，是热网本身的热损耗，本系统中约占热负荷2.5％。图7为系统中两个风电场消纳情况对比。图中可见，电网仍是消纳风电的主要渠道，特别在9:00-16:00期间，系统电负荷水平较高、热负荷较低，日间可用风电较少，因此电网可充分消纳风电；20:00后，热泵将富余风电转换为热能，提前存储在热网，用于夜间供热。17:00热泵电转热功率突然增多，分析基础数据发现这是由于可用风电功率在该时段出现了一个尖峰，热泵通过电转热，吸收了风电大部分波动量，避免了频繁调度常规机组和chp机组偏离计划出力导致的惩罚性成本。由图7(a)可见，风电场1并网电量比例大于风电场2，分析发现是由于风电场2受到输电容量限制比风电场1严重，由图7(b)可见，在相应时段，风电场2有更多电能通过热泵转换为热能，显然在风电场并网电量受到输电容量限制时，热网为能量输送提供了另一通道。电力系统潮流约束、风电场接入位置和热泵容量均会对风电消纳情况造成影响，图8显示了风电场配置热泵容量对系统消纳风电能力的影响。热泵容量增加，系统消纳风电能力不断提高，但提高效果减缓，热泵达到300mw时，风电被完全消纳，若考虑热泵的初始投资成本，系统将存在一个最优的热泵配置容量。b.海宁尖山新区仿真验证尖山新区总面积42平方公里，经人工围垦而成，是一个正在崛起的工业新城区，该新区正在致力于建成国际先进制造业中心，有海宁汽车新能源项目、万向光伏产业园、晶科能源、桑乐太阳能、万宝新能源等众多大型企业。由于可再生能源发电补贴政策、当地光伏电板产能、示范区效应等众多因素，尖山新区新能源发电装机容量增长迅猛，截止到2017年8月，尖山地区已并网光伏电站装机总容量173mw，风机总装机容量50mw，并将持续增长。高渗透率可再生能源发电增加了该区域配电网运行压力，可再生能源发电出力已面临无法就地消纳问题，负荷低谷时出现向主网倒送功率现象。以2017年1月28日该区域内日负荷曲线和光伏出力数据为基础，对不同渗透率光伏接入后系统净负荷变化情况进行分析，如图9所示。由图9可见，光伏只有目前装机容量80％时，系统就已出现净负荷小于0情况，即功率倒送。针对这种情况，目前尖山地区拟采取措施包括通过完善配网网架联络向安江变转移、建设柔性互联技术应用示范工程和智能交直流混合微电网技术应用示范工程来改善电网结构和利用配网转移电源出力。这些措施一定程度上可以解决尖山地区可再生能源装机容量与用电需求不匹配问题，而引入柔性可靠负荷和各类不同类型负荷，可以增加参与需求侧响应能力；通过协调多种能源的源-网-荷-储运行，则有利于从根本上解决当地可再生能源消纳问题。为保证区域内电网安全稳定运行，亟需加强可再生能源发电就地消纳水平。2016年浙江省发展规划研究院发布《海宁市集中供热规划》，建议在海宁市实行集中供热。在此背景下，本文应用所提模型对尖山新区电-热综合能源系统进行仿真分析。系统拓扑结构如附图10所示，区域内热电厂装机方案为1座20mw热电联产机组。考虑电-热综合能源系统结构后，该区域优化调度结果如图11所示。由于尖山地区以工业负荷为主，9:00-17:00时间段为热负荷需求高峰期，与光伏出力曲线较为匹配，从图11中可以看到，通过电-热综合能源系统协调调度，该时段大部分光伏出力转化为热能用于热网供热，有效降低了可再生能源发电功率倒送的风险，缓解了可再生能源发电渗透率不断提高对电网运行带来的压力，同时充分利用可再生能源发电剩余出力供热，还减少了chp机组容量需求和机组出力，有利于新区的节能减排。表1仿真验证中ieee39节点电力系统发电机组参数节点最大发电功率/(mw)最小发电功率/(mw)爬坡(滑坡)速率/(mw/min)机组类型302505035常规机组312505035常规机组3345010080常规机组34540150110热电联产机组136540150110热电联产机组2372505035常规机组3845010080常规机组3945010080常规机组表2仿真验证中电、热负荷，风电功率与室外温度数据表3仿真验证中ieee39节点电力系统和26节点热力系统构成的电-热综合能源系统基础参数a0,1/(元)a1,1/(元/(kw·h))a2,1/(元/(kw·h))a3,1/(元/(kw·h)2)a4,1/(元/(kw·h)2)a5,1/((元/(kw·h)2)165014.54.20.03450.030.031a0,2/(元)a1,2/(元/(kw·h))a2,2/(元/(kw·h))a3,2/(元/(kw·h)2)a4,2/(元/(kw·h)2)a5,2/(元/(kw·h)2)1250360.60.04350.0270.011khpb0/(元)b1/(元/(kw·h))b2/(元/(kw·h)2)tgmin/(℃)tgmax/(℃)2.62200011.6690.053355100thmin/(℃)thmax/(℃)ηwhα/(元/(kw·h))crb/(元/(kw·h))ρpen/(元/(kw·h))4070110080300上述具体实施方式用来解释说明本发明，而不是对本发明进行限制，在本发明的精神和权利要求的保护范围内，对本发明做出的任何修改和改变，都落入本发明的保护范围。当前第1页12