基于多能互补的热电联供型微网优化运行matlab程序

参考文献;摘要：热电联供型微网(CHP-MG)对实现能源可持续发展和构建绿色低碳社会具有重要的应用价值，而内部复杂的能源结构与设备耦

参考文献;

摘要：热电联供型微网(CHP-MG)对实现能源可持续发展和构建绿色低碳社会具有重要的应用价值，而内部复杂的能源结构与设备耦合关系，也对其运行优化带来了挑战。利用供需双侧电、热能的互动互补关系，在供给侧采用储能装置实现联供设备的热电解耦，通过各能源转换设备提升系统多能源的供应能力。在需求侧对负荷类型进行分类，利用电负荷的弹性和系统供热方式的多样性，构建含电负荷时移、削减响应及热负荷供能方式响应的综合能源需求响应模型，并提出响应补偿机制。在此基础上，以系统运行成本与响应补偿成本之和最小为目标，综合考虑供需双侧设备运行和可调度负荷资源约束，建立基于多能互补的 CHP-MG 优化运行数学模型。基于算例的仿真结果和对比分析表明：考虑多能互补的供需双侧协同优化能有效提高系统供能的灵活性以及运行经济性。

键词：热电联供型微网；热电解耦；综合能源需求响应；多能互补

1 CHP-MG 系统供给侧多能互补模型

本文主要研究包含热、电、气 3 种能源形式的CHP-MG 系统优化运行，系统微源设备主要有风力发电、微型燃气轮机(Micro Turbine, MT)、燃气锅炉(Gas Boiler, GB)；储能设备(Energy Storage system，ESS) 包含蓄电池 (Battery, BT) 和蓄热槽 (Thermal Storage Tank, TST)；能源转换设备包括热交换机(Heat Exchange, HE)、电热设备等，其结构如图 1所示，此系统与外部大电网和储能系统之间均存在双向功率流动。

1.1 微型燃气轮机

本文基于 Capstone 的 C65 型 MT 建立热电关系数学模型，忽略外部环境及燃烧效率影响，其排气余热功率 QMT(t)表示为式。

式中：PMT ( )t 、 MT ( )t h 为时段 t 内 MT 的发电功率和发电效率；h L 为散热损失系数。运行时，MT 要满足式(2)和式(3)所示运行功率和爬坡率约束，即

1.2 热交换机

MT 排出余热经热交换机满足用户气热能需求。

1.3 燃气锅炉

当 HE、TST 无法满足用户气热负荷需求时，可由 GB 提供不足的部分。运行时，GB 要满足式(5)和式(6)所示运行约束和爬坡率约束。

1.4 电热设备

电热设备通过电能获取热能，例如电空调、电锅炉等，本文采用文献[22]中的数学模型。

1.5 储能设备通过储能设备解耦热电联系，使系统脱离“以电定热”和“以热定电”模式，在此基础上，利用能源转换设备，实现 CHP-MG 系统供给侧的多能协调运行，使系统能够在各个时段以低价能源运行，降低系统运行成本。本文 CHP-MG 中 ESS 包括 BT和 TST。在电价的引导下，BT 通过“削峰填谷”提高微网运行的经济性，其时段 t 内 BT 的剩余电功率 EEES(t)和充 PEES.ch(t)/放 PEES.dis(t)电功率约束如式所示。

1.6 静态投资回收期

增设能源设备还需考虑增加的投资成本对系统长期收益的影响。为了对增加能源设备的可行性进行分析，本文考虑静态投资回收期，即投资项目经营相对收益抵偿项目原始投资所需要的全部时间。

2 综合能源需求响应模型
IDSR 中具有多种类型的负荷，依靠供给侧电热耦合设备的作用，不仅能激励电力用户根据电价来削减和时移电负荷，还可以实现电供热负荷和气供热负荷的转移。
2.1 用户的选择行为

从使用时间、功率等运行特性将电负荷分为 3类：固定、时移和可控负荷；依据用户热能获取方式将热负荷分为 2 类：气热负荷和电热负荷。假定用户在响应方式选择时可存在以下策略：

1) 存在电供暖情况下，对于用户 i，可通过调节电热与气热负荷需求量，来进行需求响应。

2) 存在电供暖情况下，对于用户 i，可通过调节可控负荷用电量、转移时移负荷使用时段，来进行需求响应。

3) 存在燃气供暖情况下，对于用户 i，可通过调节可控负荷用电量、转移时移负荷使用时段，来进行需求响应。

2.2 计及用户行为响应模型2.2.1 调节用电负荷响应

1) 时移负荷

时移负荷是指负荷用电时间可以根据用户的需求进行变化的负荷，且不同负荷类型持续时间具有差异性。设时移负荷的转出时段为 Tout，转入时段为 Tin，其时段 t 内时移负荷 Pmo(t)的表达式如式所示。

2) 可控负荷

可控负荷是指系统对用户用电负荷进行部分削减的负荷，通常会对削减用户进行价格补偿。设时段 t 内削减负荷 Pfle.i(t)的表达式为

2.2.2 调节供热方式响应

空调、电炉等负荷的峰值时段与电网供电峰时段基本可以保持一致，在 IDSR 调节中，使具有条件的用户放弃空调、电炉等取暖方式，转而使用集中式的供暖方式，可保持用户热能需求不变的情况下，缓解电网供电压力。设时段 t 内，第 i 个用户经 IDSR 调节后的替换响应功率为 e.i( ) DQ t ，则经过 IDSR 调节后的系统电热负荷 e ( ) Q t 为

经过 IDSR 调节后的系统气热负荷 g ( ) Q t 和电负荷 Pload(t)为

2.3 IDSR 补偿机制

为激励用户更积极地参与需求响应，对用户采取费用补偿机制，补偿费用由供能系统承担，补偿成本如式(32)所示。

3 基于多能互补的 CHP-MG 优化运行模型

含 IDSR 的 CHP-MG 优化运行模型，通过 ESS解耦热电联系，考虑多能互补特性，从供需双侧共同制定各联供设备的最优出力计划。

3.1 目标函数

CHP-MG 日前计划模型为混合整数线性规划问题，以最小化运行费用为目标函数，即

1) 购电成本(Cgrid)

2) MT 发电成本(Cng)

3) BT 充放电老化成本(Ce)

4) GB 成本(Cb)

3.2 约束条件

1) 电功率平衡

2) 热功率平衡

3) 交换功率约束

4 算例分析

方案 ：热电联产运行，利用 ESS 解耦热电联系，用户侧参与电负荷的削减和时移响应以及热负荷的供能选择响应，优化系统供给侧设备出力。

5 程序运行结果

1）机组出力

2）电热负荷曲线

3）储能荷电状态

4）电平衡出力图

5）热平衡出力图

6 matlab程序（yalmip+cplex）

​clc;nclear ;nclose alln%10个高概率风电功率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% 日前计划 预测负荷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];%电用户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]; %这个不用管n% 日前计划 可控负荷n%可中断量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]; %可中断n%时移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%供热选择量--电热量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%购气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 %%一天分为24小时，时间步长取1小时/60minn%%%% 1台MT机组,1台nLHV=9.75; %低热值naF=[0.5869 0.3952 ]';%机组参数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%%%%%%%%%%%%锅炉nH_max=600;H_n=0.98;%锅炉容量/转换率nPeh_max=60;n_Peh=0.98;%转换设备/转换率nH_storage_max=800; h_n=0.98;h_charge=0.9;h_discharge=1;%热储能容量/自损/充热/放热；n%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% 储能 相关系数n%容量 1000 初始500nSOC_max=[800]';nSOC_min=[200]';nSOC_ini=0.5;n%% 峰 平 谷 电价nbuy=[1.243 0.8934 0.47];%谷/峰 购电价n%% 赋值nMT=intvar(1,24,'full');nnPgrid=intvar(1,24,'full'); % 购 、 售nnPnas=intvar(2,24,'full'); % 充、 放nnnH=intvar(1,24,'full');%锅炉nQ=intvar(1,24,'full');%可中断电负荷nP=intvar(1,24,'full');%转热负荷nnHti=intvar(1,24,'full');%充热nHto=intvar(1,24,'full');%放热nxx=intvar(1,24,'full');%%%%%时平负荷量nyy=intvar(1,24,'full');nn%% 0-1赋值nI_Hti=binvar(1,24,'full');%充热nI_Hto=binvar(1,24,'full');%放热nI_MT=binvar(1,24,'full');nI_Pnas=binvar(2,24,'full');% 1运行 0停止nI_Q=binvar(1,24,'full');nI_P=binvar(1,24,'full');n%% 目标函数n。。。。。略

详细程序转链接：