參考文獻;摘要：熱電聯供型微網(CHP-MG)對實現能源可持續發展和構建綠色低碳社會具有重要的應用價值，而內部復雜的能源結構與設備耦

參考文獻;

摘要：熱電聯供型微網(CHP-MG)對實現能源可持續發展和構建綠色低碳社會具有重要的應用價值，而內部復雜的能源結構與設備耦合關系，也對其運行優化帶來了挑戰。利用供需雙側電、熱能的互動互補關系，在供給側采用儲能裝置實現聯供設備的熱電解耦，通過各能源轉換設備提升系統多能源的供應能力。在需求側對負荷類型進行分類，利用電負荷的彈性和系統供熱方式的多樣性，構建含電負荷時移、削減響應及熱負荷供能方式響應的綜合能源需求響應模型，并提出響應補償機制。在此基礎上，以系統運行成本與響應補償成本之和最小為目標，綜合考慮供需雙側設備運行和可調度負荷資源約束，建立基于多能互補的 CHP-MG 優化運行數學模型?；谒憷姆抡娼Y果和對比分析表明：考慮多能互補的供需雙側協同優化能有效提高系統供能的靈活性以及運行經濟性。

鍵詞：熱電聯供型微網；熱電解耦；綜合能源需求響應；多能互補

1 CHP-MG 系統供給側多能互補模型

本文主要研究包含熱、電、氣 3 種能源形式的CHP-MG 系統優化運行，系統微源設備主要有風力發電、微型燃氣輪機(Micro Turbine, MT)、燃氣鍋爐(Gas Boiler, GB)；儲能設備(Energy Storage system，ESS) 包含蓄電池 (Battery, BT) 和蓄熱槽 (Thermal Storage Tank, TST)；能源轉換設備包括熱交換機(Heat Exchange, HE)、電熱設備等，其結構如圖 1所示，此系統與外部大電網和儲能系統之間均存在雙向功率流動。

1.1 微型燃氣輪機

本文基于 Capstone 的 C65 型 MT 建立熱電關系數學模型，忽略外部環境及燃燒效率影響，其排氣余熱功率 QMT(t)表示為式。

式中：PMT ( )t 、 MT ( )t h 為時段 t 內 MT 的發電功率和發電效率；h L 為散熱損失系數。運行時，MT 要滿足式(2)和式(3)所示運行功率和爬坡率約束，即

1.2 熱交換機

MT 排出余熱經熱交換機滿足用戶氣熱能需求。

1.3 燃氣鍋爐

當 HE、TST 無法滿足用戶氣熱負荷需求時，可由 GB 提供不足的部分。運行時，GB 要滿足式(5)和式(6)所示運行約束和爬坡率約束。

1.4 電熱設備

電熱設備通過電能獲取熱能，例如電空調、電鍋爐等，本文采用文獻[22]中的數學模型。

1.5 儲能設備通過儲能設備解耦熱電聯系，使系統脫離“以電定熱”和“以熱定電”模式，在此基礎上，利用能源轉換設備，實現 CHP-MG 系統供給側的多能協調運行，使系統能夠在各個時段以低價能源運行，降低系統運行成本。本文 CHP-MG 中 ESS 包括 BT和 TST。在電價的引導下，BT 通過“削峰填谷”提高微網運行的經濟性，其時段 t 內 BT 的剩余電功率 EEES(t)和充 PEES.ch(t)/放 PEES.dis(t)電功率約束如式所示。

1.6 靜態投資回收期

增設能源設備還需考慮增加的投資成本對系統長期收益的影響。為了對增加能源設備的可行性進行分析，本文考慮靜態投資回收期，即投資項目經營相對收益抵償項目原始投資所需要的全部時間。

2 綜合能源需求響應模型
IDSR 中具有多種類型的負荷，依靠供給側電熱耦合設備的作用，不僅能激勵電力用戶根據電價來削減和時移電負荷，還可以實現電供熱負荷和氣供熱負荷的轉移。
2.1 用戶的選擇行為

從使用時間、功率等運行特性將電負荷分為 3類：固定、時移和可控負荷；依據用戶熱能獲取方式將熱負荷分為 2 類：氣熱負荷和電熱負荷。假定用戶在響應方式選擇時可存在以下策略：

1) 存在電供暖情況下，對于用戶 i，可通過調節電熱與氣熱負荷需求量，來進行需求響應。

2) 存在電供暖情況下，對于用戶 i，可通過調節可控負荷用電量、轉移時移負荷使用時段，來進行需求響應。

3) 存在燃氣供暖情況下，對于用戶 i，可通過調節可控負荷用電量、轉移時移負荷使用時段，來進行需求響應。

2.2 計及用戶行為響應模型2.2.1 調節用電負荷響應

1) 時移負荷

時移負荷是指負荷用電時間可以根據用戶的需求進行變化的負荷，且不同負荷類型持續時間具有差異性。設時移負荷的轉出時段為 Tout，轉入時段為 Tin，其時段 t 內時移負荷 Pmo(t)的表達式如式所示。

2) 可控負荷

可控負荷是指系統對用戶用電負荷進行部分削減的負荷，通常會對削減用戶進行價格補償。設時段 t 內削減負荷 Pfle.i(t)的表達式為

2.2.2 調節供熱方式響應

空調、電爐等負荷的峰值時段與電網供電峰時段基本可以保持一致，在 IDSR 調節中，使具有條件的用戶放棄空調、電爐等取暖方式，轉而使用集中式的供暖方式，可保持用戶熱能需求不變的情況下，緩解電網供電壓力。設時段 t 內，第 i 個用戶經 IDSR 調節后的替換響應功率為 e.i( ) DQ t ，則經過 IDSR 調節后的系統電熱負荷 e ( ) Q t 為

經過 IDSR 調節后的系統氣熱負荷 g ( ) Q t 和電負荷 Pload(t)為

2.3 IDSR 補償機制

為激勵用戶更積極地參與需求響應，對用戶采取費用補償機制，補償費用由供能系統承擔，補償成本如式(32)所示。

3 基于多能互補的 CHP-MG 優化運行模型

含 IDSR 的 CHP-MG 優化運行模型，通過 ESS解耦熱電聯系，考慮多能互補特性，從供需雙側共同制定各聯供設備的最優出力計劃。

3.1 目標函數

CHP-MG 日前計劃模型為混合整數線性規劃問題，以最小化運行費用為目標函數，即

1) 購電成本(Cgrid)

2) MT 發電成本(Cng)

3) BT 充放電老化成本(Ce)

4) GB 成本(Cb)

3.2 約束條件

1) 電功率平衡

2) 熱功率平衡

3) 交換功率約束

4 算例分析

方案 ：熱電聯產運行，利用 ESS 解耦熱電聯系，用戶側參與電負荷的削減和時移響應以及熱負荷的供能選擇響應，優化系統供給側設備出力。

5 程序運行結果

1）機組出力

2）電熱負荷曲線

3）儲能荷電狀態

4）電平衡出力圖

5）熱平衡出力圖

6 matlab程序（yalmip+cplex）

?clc;nclear ;nclose alln%10個高概率風電功率nw=2*fix([38,37,27,29,23,14,21,13,43,76,59,70,49,41,51,41,28,21,18,18,33,41,45,42;n 34,38,33,29,26,13,19,13,38,40,59,78,51,38,54,43,24,21,22,22,25,39,48,30;n 30,30,27,35,27,13,18,14,39,50,58,84,58,39,47,44,25,20,22,18,28,41,36,46;n 39,32,32,34,23,14,20,14,43,50,61,73,60,41,48,43,26,21,22,20,29,40,43,30;n 32,39,28,30,21,12,22,16,37,62,53,77,60,39,50,49,25,20,21,18,30,40,38,48;n 34,43,26,30,22,18,21,12,41,56,65,78,47,37,50,45,23,21,21,20,27,40,39,40;n 40,43,32,30,24,16,21,15,41,65,62,69,55,44,53,42,27,21,20,21,28,42,41,50;n 39,40,26,28,25,14,21,18,39,70,54,68,51,38,56,43,25,17,21,17,28,36,40,35;n 41,43,30,30,22,13,20,13,46,66,55,79,55,37,48,37,28,18,22,19,27,41,41,48;n 41,38,30,27,23,15,17,14,39,61,62,78,54,39,46,45,22,20,20,20,28,35,36,52]);nPwind=w(5,:);n% 日前計劃 預測負荷nload=[178 160 200 220 258 260 286 380 380 385 360 320 280 254 266 285 312 335 326 288 200 185 146 120];%電用戶nPhot=[360,353,342,342,331,328,287,265,240,245,244,238,233,229,232,237,249,257,266,270,301,321,341,366];nbb=[0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0]; %這個不用管n% 日前計劃 可控負荷n%可中斷量nL5=[19,24,24,19,24,29,64,49,64,59,59,59,49,59,59,39,39,64,64,19,44,19,44,19]; %可中斷n%時移nL6=[18,8,13,13,18,13,13,18,23,33,23,18,18,18,18,18,18,18,13,13,13,8,8,8];%可平移n%供熱選擇量--電熱量nL7=[17,22,22,17,22,26,58,85,88,84,84,84,65,64,74,55,35,58,58,17,40,17,40,17];n%購氣nfor i=1:24 n if i>=7&&i<=12n Cgas(i)=1.57;n elseif i>=19&&i<=22n Cgas(i)=1.57;n elseif i>=13&&i<=18n Cgas(i)=2.05;n elsen Cgas(i)=2.05;n endnendn %%一天分為24小時，時間步長取1小時/60minn%%%% 1臺MT機組,1臺nLHV=9.75; %低熱值naF=[0.5869 0.3952 ]';%機組參數nbF=[8.6204 -0.185]';naH=[1.377]';nbH=[20.38]';n%% PCCnPgrid_max=[320 320]';nPgrid_min=[0 0]';n%% Pnas 文中PessnPnas_max=[60 60]'; nPnas_min=[0 0]';n%%%%%%%%%%%%鍋爐nH_max=600;H_n=0.98;%鍋爐容量/轉換率nPeh_max=60;n_Peh=0.98;%轉換設備/轉換率nH_storage_max=800; h_n=0.98;h_charge=0.9;h_discharge=1;%熱儲能容量/自損/充熱/放熱；n%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% 儲能 相關系數n%容量 1000 初始500nSOC_max=[800]';nSOC_min=[200]';nSOC_ini=0.5;n%% 峰 平 谷 電價nbuy=[1.243 0.8934 0.47];%谷/峰 購電價n%% 賦值nMT=intvar(1,24,'full');nnPgrid=intvar(1,24,'full'); % 購 、 售nnPnas=intvar(2,24,'full'); % 充、 放nnnH=intvar(1,24,'full');%鍋爐nQ=intvar(1,24,'full');%可中斷電負荷nP=intvar(1,24,'full');%轉熱負荷nnHti=intvar(1,24,'full');%充熱nHto=intvar(1,24,'full');%放熱nxx=intvar(1,24,'full');%%%%%時平負荷量nyy=intvar(1,24,'full');nn%% 0-1賦值nI_Hti=binvar(1,24,'full');%充熱nI_Hto=binvar(1,24,'full');%放熱nI_MT=binvar(1,24,'full');nI_Pnas=binvar(2,24,'full');% 1運行 0停止nI_Q=binvar(1,24,'full');nI_P=binvar(1,24,'full');n%% 目標函數n。。。。。略

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