CN106786793A - 一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法 - Google Patents

一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法 Download PDF

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CN106786793A CN201611149137.9A CN201611149137A CN106786793A CN 106786793 A CN106786793 A CN 106786793A CN 201611149137 A CN201611149137 A CN 201611149137A CN 106786793 A CN106786793 A CN 106786793A
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Abstract

本发明公开了基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，该运行方法包括以下步骤：步骤10）建立冷热电联供型微网经济运行的目标函数；步骤20）建立冷热电联供型微网运行约束中的确定性约束；步骤30）建立冷热电联供型微网运行约束中的不确定性约束；步骤40）求解优化模型，得到***运行控制量，并向***中各个设备发出相应指令；所述优化模型包括步骤10）建立的目标函数、步骤20）建立的确定性约束和步骤30）建立的不确定性约束。该运行方法消除了可再生能源和负荷不确定性带来的不利影响。

Description

一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法
技术领域
本发明属于冷热电三联供***领域，具体来说，涉及一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法。
背景技术
随着石油、煤炭等不可再生能源的日益枯竭，如何充分开发利用可再生能源、同时进一步提高能源利用率成为迫在眉睫的问题。冷热电联供***利用天然气能源进行冷、热、电的联产，一方面大大提高了能源利用效率，另一方面为充分利用风电、光伏等分布式可再生能源提供了可能，因此成为未来能源***发展的重要方向。
当前冷热电联供型微网在运行中根据可再生能源出力预测值和负荷预测值进行调度，由于可再生能源出力和用户负荷具有一定的随机特性，因此在实时运行中有很大可能会偏离预测值，导致冷热电联供微网实际上无法以最佳的经济性进行运行，甚至给微网***的安全构成巨大的威胁。
发明内容
技术问题：本发明所要解决的技术问题是：提供一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，通过建立可再生能源出力和负荷功率的不确定约束，使***在可再生能源实际出力或负荷实际值与预测值之间存在较大偏差情况下，仍能安全运行，消除了可再生能源和负荷不确定性带来的不利影响。
技术方案：为解决上述技术问题，本发明实施例提出的一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，该运行方法包括以下步骤：
步骤10)建立冷热电联供型微网经济运行的目标函数；
步骤20)建立冷热电联供型微网运行约束中的确定性约束；
步骤30)建立冷热电联供型微网运行约束中的不确定性约束；
步骤40)求解优化模型，得到***运行控制量，并向***中各个设备发出相应指令；所述优化模型包括步骤10)建立的目标函数、步骤20)建立的确定性约束和步骤30)建立的不确定性约束。
作为优选例，所述的步骤10)中，建立的冷热电联供型微网经济运行目标函数如式(1)所示：
式中，C表示***运行成本；t表示当前时刻；T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***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***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***向电网购电电价，单位：元/kWh；表示第t时段***向电网购电功率，单位：kW；表示第t时段***向电网售电电价，单位：元/kWh；表示第t时段***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***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；Hng表示天然气热值，单位：kWh/m3；
式中，Rbt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；表示第t时段蓄电池充电状态；
式中，表示微型燃气轮机第t时段的电功率，单位：kW；Rmt,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；Rb,rm表示燃气锅炉运行维护费用，单位：元/kWh；表示第t时段***的热负荷功率，单位：kW；ηhe表示热交换器效率；Rhe,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；Rac,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；Rec,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；Rpv,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；Rbt,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；Rtst,rm表示蓄热槽运行维护费用系数，单位：元/kWh。
作为优选例，所述的步骤20)具体包括：
步骤201)建立微型燃气轮机的热电功率约束和爬坡约束：
确定微型燃气轮机的热电功率约束，如式(6)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；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第1段对应的电功率下限，单位：kW；Lmt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；表示微型燃气轮分段线性化热电效率曲线的第j段二进制编码变量；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第k+1段对应的电功率上限，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段对应的电功率下限，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；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第1段对应的热功率下限；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；
确定微型燃气轮机启停爬坡约束和连续运行爬坡约束，如式(7)所示：
式中，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；
步骤202)建立冷热电联供型微网与电网交互功率约束，如式(8)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***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；
步骤203)建立蓄电池运行的约束条件，如式(9)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；σbt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；
步骤204)建立蓄热槽运行的约束条件，如式(10)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；σtst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；
步骤205)建立辅助设备的运行约束，如式(11)至式(14)所示：
建立如式(11)所示的燃气锅炉运行约束条件：
式中，表示燃气锅炉出力功率的下限，单位：kW；表示燃气锅炉第t时段的功率，单位：kW；表示燃气锅炉出力功率的上限，单位：kW；
建立如式(12)所示的电制冷装置运行约束条件：
式中，表示电制冷装置输入功率下限，单位：kW；表示电制冷装置第t时段的输入电功率，单位：kW；表示电制冷装置输入功率上限，单位：kW；
建立如式(13)所示的吸收式制冷设备运行约束条件：
式中，表示吸收式制冷设备输入功率下限，单位：kW；表示吸收式制冷设备第t时段的输入电功率，单位：kW；表示吸收式制冷设备输入功率上限，单位：kW；
建立如式(14)所示的换热装置运行约束条件：
式中，表示换热装置输入功率下限，单位：kW；表示换热装置第t时段的输入电功率，单位：kW；表示换热装置输入功率上限，单位：kW。
作为优选例，所述的步骤30)具体包括：
步骤301)建立如式(15)所示冷功率平衡的不确定约束：
式中，COPac表示吸收式制冷设备能效比；表示吸收式制冷设备在第t时段输入的热功率，单位：kW；COPec表示电制冷设备能效比；表示电制冷设备在第t时段输入的电功率，单位：kW；表示冷负荷在第t时段的可能值，单位：kW；表示第t时段冷负荷功率预测值，单位：kW；表示冷负荷预测值的下限偏差比例；表示冷负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示冷负荷预测值的上限偏差比例；表示冷负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示用来调整冷负荷不确定范围的基准值，满足式(16)：
步骤302)建立如式(17)所示的热功率平衡的不确定约束：
式中，表示余热回收装置在第t时段的输出功率，单位：kW；表示燃气锅炉在第t时段的输出功率，单位：kW；表示吸收式制冷设备在第t时段的输入功率，单位：kW；表示蓄热装置在第t时段的放热功率，单位：kW；表示蓄热装置在第t时段的储热功率，单位：kW；表示热负荷在第t时段的可能值，单位：kW；ηhe表示换热装置效率；表示第t时热负荷功率预测值，单位：kW；表示热负荷预测值的下限偏差比例；表示热负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示热负荷预测值的上限偏差比例；表示热负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示用来调整热负荷不确定范围的基准值；满足式(18)：
步骤303)建立如式(19)所示的电功率平衡的不确定约束：
式中，表示微型燃气轮机在第t时段的输出功率，单位：kW；表示第t时段微网从电网购买的电功率，单位：kW；表示第t时段微网向电网出售的电功率，单位：kW；表示电制冷机输入功率，单位：kW；表示第t时段蓄电池的放电功率，单位：kW；表示第t时段蓄电池的充电功率，单位：kW；表示第t时段电负荷功率的可能值，单位：kW；表示第t时段光伏功率的可能值，单位：kW；Pl t表示第t时段电负荷功率预测值，单位：kW；表示第t时段光伏功率预测值，单位：kW；表示电负荷预测值的下限偏差比例；Pl ld表示电负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示电负荷预测值的上限偏差比例；Pl ud表示电负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示光伏功率预测值的下限偏差比例；表示光伏功率预测值的下限偏差，单位：kW；表示光伏功率预测值的上限偏差比例；表示光伏功率预测值的上限偏差，单位：kW；表示电不确定度度量值；
和满足式(20)：
有益效果：与现有技术相比，本发明实施例具有以下优点：本发明提出的基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，首先建立冷热电联供型微网经济运行目标函数，该目标函数考虑了微网从电网购电成本、微网向电网售电收益、微网购买天然气成本、蓄电池成本和微网维护成本；接着建立冷热电联供型微网运行约束中的确定性约束，包括微网燃气轮机的热电功率约束、爬坡约束，微网与电网交互功率约束，蓄电池和蓄热槽的运行约束等；最后建立冷热电联供型微网运行约束中的不确定性约束，包括冷功率平衡约束、热功率平衡约束和电功率平衡约束等。通过求解上述优化模型得到冷热电联供型微网中各设备的运行控制量，依据此结果进行相应的控制与运行。本方法能够克服可再生能源和冷热电负荷波动给冷热电联供型微网运行带来的不利影响，提高***运行稳定性，保证***运行的经济性。
附图说明
图1是本发明中冷热电联供型微电网结构示意图；
图2是微型燃气轮机的热电效率曲线分段线性化示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施案例对本发明进行深入地详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施案例仅仅用以解释本发明，并不用于限定发明。
本发明实施例的一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，属于冷热电联供***领域。如图1所示是冷热电联供型微网结构示意图，该***由微型燃气轮机、热回收装置、锅炉、电制冷设备、吸收式制冷设备、换热器、蓄电池和储热罐等组成，该***同时接入风电或光伏等可再生能源。该***中，微型燃气轮机、锅炉、可再生能源为能源生产单位，大电网用以补充***不足的电能需求或吸收多余的电能。***同时向负荷提供电、热、冷三种能量需求。图2所示是冷热电联供型微网中微网燃气轮机的热电效率曲线分段线性化示意图，图2中用一定数量的线段对微型燃气轮机热电效率曲线进行线性插值，实现对非线性效率曲线的线性化。
本发明实施例的一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，该运行方法包括以下步骤：
步骤10)建立冷热电联供型微网经济运行的目标函数。其中，所述的步骤10)中，建立的冷热电联供型微网经济运行目标函数如式(1)所示：
式中，C表示***运行成本；t表示当前时刻；T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***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***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***向电网购电电价，单位：元/kWh；表示第t时段***向电网购电功率，单位：kW；表示第t时段***向电网售电电价，单位：元/kWh；表示第t时段***向电网售电功率，单位：kW；Δt表示时间间隔。作为优选方案，所述的Δt＝1h。
式中，表示第t时段***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；Hng表示天然气热值，单位：kWh/m3；
式中，Rbt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；表示第t时段蓄电池充电状态；
式中，表示微型燃气轮机第t时段的电功率，单位：kW；Rmt,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；Rb,rm表示燃气锅炉运行维护费用，单位：元/kWh；表示第t时段***的热负荷功率，单位：kW；ηhe表示热交换器效率；Rhe,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；Rac,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；Rec,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；Rpv,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；Rbt,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；Rtst,rm表示蓄热槽运行维护费用系数，单位：元/kWh。
步骤20)建立冷热电联供型微网运行约束中的确定性约束。其中，所述的步骤20)具体包括：
步骤201)建立微型燃气轮机的热电功率约束和爬坡约束：
确定微型燃气轮机的热电功率约束，如式(6)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；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第1段对应的电功率下限，单位：kW；Lmt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分段上的量，单位：kW；表示微型燃气轮分段线性化热电效率曲线第k分段的二进制编码变量；表示微型燃气轮分段线性化热电效率曲线第j分段的二进制编码变量；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第k+1段对应的电功率上限，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段对应的电功率下限，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；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第1段对应的热功率下限；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。
确定微型燃气轮机启停爬坡约束和连续运行爬坡约束，如式(7)所示：
式中，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。
步骤202)建立冷热电联供型微网与电网交互功率约束，如式(8)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***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。
步骤203)建立蓄电池运行的约束条件，如式(9)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；σbt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。
步骤204)建立蓄热槽运行的约束条件，如式(10)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；σtst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。
步骤205)建立辅助设备的运行约束，如式(11)至式(14)所示：
建立如式(11)所示的燃气锅炉运行约束条件：
式中，表示燃气锅炉出力功率的下限，单位：kW；表示燃气锅炉第t时段的功率，单位：kW；表示燃气锅炉出力功率的上限，单位：kW。
建立如式(12)所示的电制冷装置运行约束条件：
式中，表示电制冷装置输入功率下限，单位：kW；表示电制冷装置第t时段的输入电功率，单位：kW；表示电制冷装置输入功率上限，单位：kW。
建立如式(13)所示的吸收式制冷设备运行约束条件：
式中，表示吸收式制冷设备输入功率下限，单位：kW；表示吸收式制冷设备第t时段的输入电功率，单位：kW；表示吸收式制冷设备输入功率上限，单位：kW。
建立如式(14)所示的换热装置运行约束条件：
式中，表示换热装置输入功率下限，单位：kW；表示换热装置第t时段的输入电功率，单位：kW；表示换热装置输入功率上限，单位：kW。
步骤30)建立冷热电联供型微网运行约束中的不确定性约束。其中，所述的步骤30)具体包括：
步骤301)建立如式(15)所示冷功率平衡的不确定约束：
式中，COPac表示吸收式制冷设备能效比；表示吸收式制冷设备在第t时段输入的热功率，单位：kW；COPec表示电制冷设备能效比；表示电制冷设备在第t时段输入的电功率，单位：kW；表示冷负荷在第t时段的可能值，单位：kW；表示第t时段冷负荷功率预测值，单位：kW；表示冷负荷预测值的下限偏差比例；表示冷负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示冷负荷预测值的上限偏差比例；表示冷负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示用来调整冷负荷不确定范围的基准值。值的选取需要在问题的鲁棒性和解决方法的保守性之间进行折中。满足式(16)：
步骤302)建立如式(17)所示的热功率平衡的不确定约束：
式中，表示余热回收装置在第t时段的输出功率，单位：kW；表示燃气锅炉在第t时段的输出功率，单位：kW；表示吸收式制冷设备在第t时段的输入功率，单位：kW；表示蓄热装置在第t时段的放热功率，单位：kW；表示蓄热装置在第t时段的储热功率，单位：kW；表示热负荷在第t时段的可能值，单位：kW；ηhe表示换热装置效率；表示第t时热负荷功率预测值，单位：kW；表示热负荷预测值的下限偏差比例；表示热负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示热负荷预测值的上限偏差比例；表示热负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示用来调整热负荷不确定范围的基准值；值的选取需要在问题的鲁棒性和解决方法的保守性之间进行折中。满足式(18)：
步骤303)建立如式(19)所示的电功率平衡的不确定约束：
式中，表示微型燃气轮机在第t时段的输出功率，单位：kW；表示第t时段微网从电网购买的电功率，单位：kW；表示第t时段微网向电网出售的电功率，单位：kW；表示电制冷机输入功率，单位：kW；表示第t时段蓄电池的放电功率，单位：kW；表示第t时段蓄电池的充电功率，单位：kW；表示第t时段电负荷功率的可能值，单位：kW；表示第t时段光伏功率的可能值，单位：kW；Pl t表示第t时段电负荷功率预测值，单位：kW；表示第t时段光伏功率预测值，单位：kW；表示电负荷预测值的下限偏差比例；Pl ld表示电负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示电负荷预测值的上限偏差比例；Pl ud表示电负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示光伏功率预测值的下限偏差比例；表示光伏功率预测值的下限偏差，单位：kW；表示光伏功率预测值的上限偏差比例；表示光伏功率预测值的上限偏差，单位：kW；表示电不确定度度量值；
和满足式(20)
步骤40)求解优化模型，得到***运行控制量，并向***中各个设备发出相应指令；所述优化模型包括步骤10)建立的目标函数、步骤20)建立的确定性约束和步骤30)建立的不确定性约束。
现有的冷热电联供型微网在运行中，根据可再生能源出力预测值和负荷预测值进行调度，由于可再生能源出力和用户负荷具有一定的随机特性，因此在实时运行中有很大可能会偏离预测值，导致冷热电联供微网实际上无法最佳的经济性进行运行，甚至给微网***的安全构成巨大的威胁。本发明实施例通过建立可再生能源出力和负荷功率的不确定约束，构成冷热电联供型微网鲁棒优化模型。由于鲁棒优化模型考虑了***运行中可能出现的最坏情况，因此该方法可以消除可再生能源和负荷不确定性给***经济运行带来的不利影响，同时保证***在可再生能源和负荷存在不确定性时仍然能够安全稳定的运行。
本实施例的一种基于鲁棒优化的冷热电联供型微网经济调度方法，首先建立冷热电联供型微网经济运行目标函数，该目标函数考虑了微网从电网购电成本、微网向电网售电收益、微网购买天然气成本、蓄电池成本和微网维护成本；接着建立冷热电联供型微网运行约束中的确定性约束，包括微网燃气轮机的热电功率约束、爬坡约束，微网与电网交互功率约束，蓄电池和蓄热槽的运行约束等；最后建立冷热电联供型微网运行约束中的不确定性约束，包括冷功率平衡约束、热功率平衡约束和电功率平衡约束等。通过求解上述优化模型得到冷热电联供型微网中各设备的运行控制量，依据此结果进行相应的控制与运行。本方法能够克服可再生能源和冷热电负荷波动给冷热电联供型微网运行带来的不利影响，提高***运行稳定性，保证***运行的经济性。

Claims (5)

1.一种基于鲁棒优化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)建立冷热电联供型微网经济运行的目标函数；
步骤20)建立冷热电联供型微网运行约束中的确定性约束；
步骤30)建立冷热电联供型微网运行约束中的不确定性约束；
步骤40)求解优化模型，得到***运行控制量，并向***中各个设备发出相应指令；所述优化模型包括步骤10)建立的目标函数、步骤20)建立的确定性约束和步骤30)建立的不确定性约束。
2.按照权利要求1所述的基于鲁棒优化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，建立的冷热电联供型微网经济运行目标函数如式(1)所示：
式中，C表示***运行成本；t表示当前时刻；T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***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***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***向电网购电电价，单位：元/kWh；表示第t时段***向电网购电功率，单位：kW；表示第t时段***向电网售电电价，单位：元/kWh；表示第t时段***向电网售电功率，单位：kW；Dt表示时间间隔；
式中，表示第t时段***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；Hng表示天然气热值，单位：kWh/m3；
式中，Rbt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；表示第t时段蓄电池充电状态；
式中，表示微型燃气轮机第t时段的电功率，单位：kW；Rmt,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；Rb,rm表示燃气锅炉运行维护费用，单位：元/kWh；表示第t时段***的热负荷功率，单位：kW；ηhe表示热交换器效率；Rhe,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；Rac,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；Rec,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；Rpv,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；Rbt,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；Rtst,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1所述的基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于，所述的步骤20)具体包括：
步骤201)建立微型燃气轮机的热电功率约束和爬坡约束：
确定微型燃气轮机的热电功率约束，如式(6)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；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第1段对应的电功率下限，单位：kW；Lmt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；表示微型燃气轮分段线性化热电效率曲线的第j段二进制编码变量；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第k+1段对应的电功率上限，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段对应的电功率下限，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；表示微型燃气轮机热电效率曲线分段线性化后第1段对应的热功率下限；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；
确定微型燃气轮机启停爬坡约束和连续运行爬坡约束，如式(7)所示：
式中，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；
步骤202)建立冷热电联供型微网与电网交互功率约束，如式(8)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***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；
步骤203)建立蓄电池运行的约束条件，如式(9)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；σbt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；Dt表示时间间隔；
步骤204)建立蓄热槽运行的约束条件，如式(10)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；σtst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；
步骤205)建立辅助设备的运行约束，如式(11)至式(14)所示：
建立如式(11)所示的燃气锅炉运行约束条件：
式中，表示燃气锅炉出力功率的下限，单位：kW；表示燃气锅炉第t时段的功率，单位：kW；表示燃气锅炉出力功率的上限，单位：kW；
建立如式(12)所示的电制冷装置运行约束条件：
式中，表示电制冷装置输入功率下限，单位：kW；表示电制冷装置第t时段的输入电功率，单位：kW；表示电制冷装置输入功率上限，单位：kW；
建立如式(13)所示的吸收式制冷设备运行约束条件：
式中，表示吸收式制冷设备输入功率下限，单位：kW；表示吸收式制冷设备第t时段的输入电功率，单位：kW；表示吸收式制冷设备输入功率上限，单位：kW；
建立如式(14)所示的换热装置运行约束条件：
式中，表示换热装置输入功率下限，单位：kW；表示换热装置第t时段的输入电功率，单位：kW；表示换热装置输入功率上限，单位：kW。
4.按照权利要求1所述的基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于，所述的步骤30)具体包括：
步骤301)建立如式(15)所示冷功率平衡的不确定约束：
式中，COPac表示吸收式制冷设备能效比；表示吸收式制冷设备在第t时段输入的热功率，单位：kW；COPec表示电制冷设备能效比；表示电制冷设备在第t时段输入的电功率，单位：kW；表示冷负荷在第t时段的可能值，单位：kW；表示第t时段冷负荷功率预测值，单位：kW；表示冷负荷预测值的下限偏差比例；表示冷负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示冷负荷预测值的上限偏差比例；表示冷负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示用来调整冷负荷不确定范围的基准值；满足式(16)：
步骤302)建立如式(17)所示的热功率平衡的不确定约束：
式中，表示余热回收装置在第t时段的输出功率，单位：kW；表示燃气锅炉在第t时段的输出功率，单位：kW；表示吸收式制冷设备在第t时段的输入功率，单位：kW；表示蓄热装置在第t时段的放热功率，单位：kW；表示蓄热装置在第t时段的储热功率，单位：kW；表示热负荷在第t时段的可能值，单位：kW；ηhe表示换热装置效率；表示第t时热负荷功率预测值，单位：kW；表示热负荷预测值的下限偏差比例；表示热负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示热负荷预测值的上限偏差比例；表示热负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示用来调整热负荷不确定范围的基准值；满足式(18)：
步骤303)建立如式(19)所示的电功率平衡的不确定约束：
式中，表示微型燃气轮机在第t时段的输出功率，单位：kW；表示第t时段微网从电网购买的电功率，单位：kW；表示第t时段微网向电网出售的电功率，单位：kW；表示电制冷机输入功率，单位：kW；表示第t时段蓄电池的放电功率，单位：kW；表示第t时段蓄电池的充电功率，单位：kW；表示第t时段电负荷功率的可能值，单位：kW；表示第t时段光伏功率的可能值，单位：kW；表示第t时段电负荷功率预测值，单位：kW；表示第t时段光伏功率预测值，单位：kW；表示电负荷预测值的下 限偏差比例；表示电负荷预测值的下限偏差，单位：kW；表示电负荷预测值的上限偏差比例；表示电负荷预测值的上限偏差，单位：kW；表示光伏功率预测值的下限偏差比例；表示光伏功率预测值的下限偏差，单位：kW；表示光伏功率预测值的上限偏差比例；表示光伏功率预测值的上限偏差，单位：kW；表示电不确定度度量值；
和满足式(20)
5.按照权利要求2所述的基于鲁棒优化的冷热电联供型微网运行方法，其特征在于，所述的Δt＝1h。
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