一种考虑综合需求响应的多区域综合能源系统调度方法与流程

1.本发明涉及综合能源系统研究领域，具体涉及一种考虑综合需求响应的多区域综合能源系统调度方法。


背景技术：

2.随着传统化石能源的日益枯竭和能源互联网相关技术的快速发展，多种能源的耦合互补和集成优化技术已成为国内外综合能源系统领域的研究热点问题之一。综合能源系统特指通过发挥各类能源的多能互补特性，对能源的产生、传输与分配、转换、存储、消费等环节进行有机协调、科学调度和梯级利用所形成的能源产供销一体化系统。当多个区域级综合能源系统存在于同一配电区域时，构成多区域综合能源系统或称多区域电气冷热联供系统。
3.为了减少能源浪费和实现能源的最优配置，近年将传统的能源系统升级转型，形成能够满足多种能源互补运行的区域综合能源系统集群的呼声越来越大。公开号为cn105183991a的发明专利提出了一种区域综合能源系统规划和设计方法，建立了某区域电负荷、热负荷和冷负荷的时序模型，但其时序模型未考虑灵活多变的电冷热负荷可调节模型，难以适应现实情况；公开号为cn110266004a的发明专利提出了一种综合能源系统能量枢纽模型的标准化构建方法，通过在综合能源系统的能量枢纽模型中增加一个限定方程的方式考虑了能量环流的情况，并通过增加虚拟能量转化设备的方式避免了不同简单综合能源系统能量枢纽模型的耦合矩阵不匹配的情况；公开号为cn111313429b的发明专利提出了一种用于综合能源系统的可靠性评估方法及系统，考虑了网络拓扑、传输延时、终端热惯性以及用户可靠性需求的差异性，对该综合能源系统进行潮流计算，利用潮流计算结果并结合序贯蒙特卡洛方法来确定综合能源系统的可靠性指标，提高了综合能源系统可靠性评估的精度。
4.现有技术对多区域综合能源系统的研究大多处于起步阶段，且需求响应考虑的负荷种类单一，覆盖区域的范围小，难以体现电、气、冷、热在时空上的互补特性，无论在时间尺度还是容量尺度方面都有局限性。在能源互联技术快速发展的大背景下，亟需采取新的技术手段，以实现多个区域级综合能源系统协同提供综合需求响应并进行多能耦合优化，以增强互联系统的耦合特性，提升互联系统的整体响应能力，提高互联系统的经济性、灵活性和可靠性。因此，现有技术还有待于改进和发展。


技术实现要素：

5.本发明的目的是克服现有技术上的不足，提出一种考虑综合需求响应的多区域综合能源系统调度方法。所提方法不仅降低了系统日运行成本，减少了外部购能量和网侧购电量，加之通过参与需求响应市场交易获得削峰响应补偿收入，显著降低了多区域综合能源系统总调度成本，提高了系统整体经济性；还通过多能可调负荷参与综合需求响应，实现了削峰填谷，缓解了总体用能压力；充分利用不同区域间和各区域内的负荷互补特性，提高
了多区域综合能源系统的电能互济能力和多能耦合转化能力，使得各区域供需平衡，从而实现了资源的合理配置，提高了系统整体灵活性和可靠性，具有很好应用价值。
6.本发明的目的至少通过如下技术方案之一实现。
7.一种考虑综合需求响应的多区域综合能源系统调度方法，所述方法包括以下步骤：
8.s1：根据地理位置将待研究的地区划分多个区域，获取各区域的风光出力数据和冷热电气负荷数据；
9.s2：建立综合需求响应负荷模型和成本及收入模型；
10.s3：构建多区域综合能源系统能流拓扑及其能源耦合矩阵；
11.s4：以系统总调度成本最小为优化目标，建立考虑区域间电能交互的多区域综合能源系统协同优化调度模型。
12.进一步地，步骤s1中，根据行政区域位置划分法或自然地理位置划分法，将整个待研究的地区划分为多个区域，每个区域中均有对应的区域级综合能源系统；
13.分别获取各区域按时间序列排列的典型日风光出力有功功率统计数据和冷热电气负荷数据，最小相邻数据时间间隔为1小时。
14.进一步地，步骤s2中，建立考虑多种可调负荷的综合需求响应负荷模型和成本及收入模型；
15.为适应系统总体运行要求，所述综合需求响应负荷模型根据用户类型的不同加以区分，其中，对于纯电力用户，综合需求响应负荷模型包括可转移负荷模型和可削减负荷模型，对于综合能源用户，综合需求响应负荷模型包括可转移负荷模型、可削减负荷模型和灵活负荷模型；
16.所述可转移负荷模型和可削减负荷模型具体如下：
[0017][0018]
其中，表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的负荷y的功率调整量，x∈{e g h c}，e、g、h和c分别为电能、气能、热能和冷能，y∈{mov cut}，mov和cut分别为可转移负荷和可削减负荷；表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的负荷y的最大功率调整比例系数；表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的负荷需求量；
[0019]
所述灵活负荷模型具体如下：
[0020][0021]
其中，和分别表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的灵活功率调整量和灵活功率调整上下限；a
x,flex
表示能源x的固定相关量，其
大小为一定值，由不同能源的特性决定；和分别表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的变化相关量，其大小为不定值，由不同能源的特性决定。
[0022]
进一步地，所述成本模型具体如下：
[0023][0024]
其中，i为区域级综合能源系统总数，
△
t为一个优化调度周期时长；f
com
为综合需求响应的用户侧补偿成本；c
e,cut
、c
e,mov
、c
h,flex
和c
c,flex
分别为可削减电负荷、可转移电负荷、灵活热负荷和灵活冷负荷的单位功率补偿成本系数；成本模型表示，当多区域综合能源系统实施综合需求响应时，参与综合需求响应的用户对系统运行做出了贡献，则运营商应根据负荷的调整量对参与综合需求响应的用户给予一定经济补偿；
[0025]
所述收入模型具体如下：
[0026][0027]
其中，f
idr
为综合需求响应的削峰响应补偿收入；为t时段的响应状态量，其值为1时表示该时段为响应时段，为0时表示该时段非响应时段；δ
e,idr,cp
为电力削峰需求响应的补偿价格系数；收入模型表示，当多区域综合能源系统实施综合需求响应时，运营商代理各区域零散电力用户，参与电力削峰需求响应，从而获得一定响应补偿。
[0028]
进一步地，，步骤s3中，构建能源流向为
‘
源侧出力—输入端能源节点—能源集线器—输出端能源节点—终端负荷’的多区域综合能源系统能流拓扑及其能源耦合矩阵；
[0029]
所述多区域综合能源系统能流拓扑，包括区域间综合能源系统连接方式拓扑和区域级综合能源系统连接方式拓扑；
[0030]
所述区域间综合能源系统连接方式拓扑中，区域级综合能源系统间通过电力联络线两两相连，且各区域级综合能源系统均与外界电网存在电能交互；各区域级综合能源系统内部均配置有一定容量的风机光伏装机以满足基础电负荷需求，并将余量风光按当地风光上网价格出售给外界电网；同时，各区域级综合能源系统可向外界天然气源和热源购买能源进行以满足多能负荷需求，购能价格均为统一定价；
[0031]
所述区域级综合能源系统连接方式拓扑中，按照
‘
源侧出力—输入端能源节点—能源集线器—输出端能源节点—终端负荷’的能源流向，构建区域级综合能源系统的能流拓扑；各区域级综合能源系统从源侧获得的电能、气能和热能首先在输入端能源节点进行一次集中汇总，再通过能源集线器进行多能耦合转换，经由输出端能源节点进行二次集中汇总后，输送给终端负荷，以满足负荷侧能源需求多样性。
[0032]
所述能源耦合矩阵c
mn
的通用形式具体如下：
[0033][0034]
能源耦合矩阵c
mn
概括性地描述了各区域级综合能源系统能源集线器中电、气、冷、热四种能源形式间的转化关系；其中，和为别为第i个区域级综合能源系统在t时段供给其终端负荷的电能功率、冷能功率、热能功率和天然气功率；和分别为第i个区域级综合能源系统在t时段从其源侧获得的电能功率、天然气功率和热能功率；c
mn
为能源耦合矩阵c
mn
中的耦合因子，描述了第i个区域级综合能源系统内部m能量转化为n能量的转换关系，m、n∈{e g h c}；
[0035]
其中，终端负荷矩阵源侧出力矩阵p
out
＝c
mn
p
in
。
[0036]
进一步地，步骤s4中，以系统总调度成本最小为优化目标，建立考虑区域间电能交互的多区域综合能源系统协同优化调度模型；
[0037]
其中，多区域综合能源系统表示多个区域级综合能源系统的组合；多区域综合能源系统协同优化调度模型的优化目标为多区域综合能源系统的总调度成本最小，多区域综合能源系统协同优化调度模型的约束条件包括功率平衡约束、机组运行约束、联络线交互功率约束和源侧产能约束；
[0038]
多区域综合能源系统协同优化调度模型的目标函数具体如下：
[0039][0040]
其中，f
mries
为多区域综合能源系统的总调度成本，f
ope
为多区域综合能源系统的日运行成本；f
pro
为外部购能成本；f
pur
为网侧购售电成本；f
pun
为弃负荷惩罚成本。
[0041]
进一步地，功率平衡约束包括源侧功率平衡约束、荷侧功率平衡约束和能量耦合环节功率平衡约束；
[0042]
源侧功率平衡约束考虑了源侧出力端，包括风光发电、网侧购售电、其他区域供用电、热源产热和气源产气，具体如下：
[0043][0044]
其中，和分别表示第i个区域级综合能源系统在t时段消纳的风电和光电；为第i个区域在t时段的网侧净购电功率，表示从电网购电，表示向电网售电；
[0045]
由于用户参与综合需求侧响应idr，终端负荷不仅考虑了电气冷热基础负荷，还考虑了包括可削减、可转移电负荷及灵活冷、热负荷在内的可调负荷；由此，将式(5)中的终端负荷矩阵p
out
表示为荷侧功率平衡约束，具体如下：
[0046][0047]
其中，和分别为第i个区域级综合能源系统在t时段的基础冷负荷、基础热负荷和基础气负荷；和分别为第i个区域级综合能源系统在t时段的灵活冷负荷和灵活热负荷；
[0048]
能量耦合环节功率平衡约束包括能量耦合环节电能平衡约束、能量耦合环节热能平衡约束、能量耦合环节冷能平衡约束和能量耦合环节气能平衡约束；
[0049]
能量耦合环节电能平衡约束具体如下：
[0050][0051]
能量耦合环节热能平衡约束具体如下：
[0052][0053]
能量耦合环节冷能平衡约束具体如下：
[0054][0055]
能量耦合环节气能平衡约束具体如下：
[0056][0057]
其中，lhv为天然气低热值，也称净热值，表示不计算汽化热时单位体积天然气完全燃烧释放的热量，其值为9.7*10-3mwh/nm3。
[0058]
进一步地，机组运行约束包括燃气轮机运行约束和燃气锅炉运行约束；
[0059]
燃气轮机运行约束具体如下：
[0060][0061]
其中，和分别表示第i个区域级综合能源系统的燃气轮机发电功率上下限；表示第i个区域级综合能源系统在t时段的燃气轮机启停变量，其值为1时表示处于开机状态，为0时表示处于停机状态；r
mt,u
和r
mt,d
为燃气轮机向上爬坡和向下爬坡系数；为第i个区域级综合能源系统的燃气轮机额定功率；
[0062]
燃气锅炉运行约束具体如下：
[0063][0064]
其中，分别表示第i个区域级综合能源系统的燃气锅炉产热功率上下限；表示第i个区域级综合能源系统在t时段的燃气轮机启停变量，其值为1时表示处于开机状态，为0时表示处于停机状态；r
gb,u
和r
gb,d
为燃气轮机向上爬坡和向下爬坡系数；为第i个区域级综合能源系统的燃气轮机额定功率。
[0065]
进一步地，联络线交互功率约束具体如下：
[0066][0067]
其中，和分别表示第i个区域级综合能源系统在t时段的与大电网的联络线交互功率上下限；和分别表示第i个区域级综合能源系统在t时段的与其他区域的联络线交互功率上下限。
[0068]
进一步地，源侧产能约束具体如下：
[0069][0070]
其中，和分别表示第i区域级综合能源系统在t时段的热源产热功率上下限；和分别表示第i个区域在t时段的气源产气量上下限。
[0071]
相比于现有技术，本发明的优点在于：
[0072]
本发明考虑了需求响应的多种负荷种类，覆盖区域的范围大，能够有效体现电、气、冷、热在时空上的互补特性，无论在时间尺度还是容量尺度方面都打破了传统方法的局
限性，增强了互联系统的耦合特性，提升了互联系统的整体响应能力，提高了互联系统的经济性、灵活性和可靠性。
附图说明
[0073]
图1为本发明实施例中一种考虑综合需求响应的多区域综合能源系统调度方法的流程示意图；
[0074]
图2为本发明实施例中区域间综合能源系统连接方式拓扑图；
[0075]
图3为本发明实施例中区域级综合能源系统连接方式拓扑图。
具体实施方式
[0076]
下面结合说明书附图，通过具体实施例对本技术的技术方案作进一步详细说明。
[0077]
实施例1：
[0078]
一种考虑综合需求响应的多区域综合能源系统调度方法，如图1所示，包括以下步骤：
[0079]
s1：根据地理位置将待研究的地区划分多个区域，获取各区域的风光出力数据和冷热电气负荷数据；
[0080]
根据行政区域位置划分法或自然地理位置划分法，将整个待研究的地区划分为多个区域，每个区域中均有对应的区域级综合能源系统；
[0081]
分别获取各区域按时间序列排列的典型日风光出力有功功率统计数据和冷热电气负荷数据，最小相邻数据时间间隔为1小时。
[0082]
s2：建立综合需求响应负荷模型和成本及收入模型；
[0083]
建立考虑多种可调负荷的综合需求响应负荷模型和成本及收入模型；
[0084]
为适应系统总体运行要求，所述综合需求响应负荷模型根据用户类型的不同加以区分，其中，对于纯电力用户，综合需求响应负荷模型包括可转移负荷模型和可削减负荷模型，对于综合能源用户，综合需求响应负荷模型包括可转移负荷模型、可削减负荷模型和灵活负荷模型；
[0085]
所述可转移负荷模型和可削减负荷模型具体如下：
[0086][0087]
其中，表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的负荷y的功率调整量，x∈{e g h c}，e、g、h和c分别为电能、气能、热能和冷能，y∈{mov cut}，mov和cut分别为可转移负荷和可削减负荷；表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的负荷y的最大功率调整比例系数；表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的负荷需求量；
[0088]
所述灵活负荷模型具体如下：
[0089][0090]
其中，和分别表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的灵活功率调整量和灵活功率调整上下限；a
x,flex
表示能源x的固定相关量，其大小为一定值，由不同能源的特性决定，如热水负荷的固定相关量是水的比热容和密度，空调负荷的固定相关量是房屋热阻；和分别表示第i个区域级综合能源系统，在t时段，对能源x的变化相关量，其大小为不定值，由不同能源的特性决定，如热水负荷的变化相关量是不同区域不同时段所需加热的热水体积，空调负荷的变化相关量是不同区域不同时段的供冷房间数和室外温度。
[0091]
所述成本模型具体如下：
[0092][0093]
其中，i为区域级综合能源系统总数，
△
t为一个优化调度周期时长；f
com
为综合需求响应的用户侧补偿成本；c
e,cut
、c
e,mov
、c
h,flex
和c
c,flex
分别为可削减电负荷、可转移电负荷、灵活热负荷和灵活冷负荷的单位功率补偿成本系数；成本模型表示，当多区域综合能源系统实施综合需求响应时，参与综合需求响应的用户对系统运行做出了贡献，则运营商应根据负荷的调整量对参与综合需求响应的用户给予一定经济补偿；
[0094]
所述收入模型具体如下：
[0095][0096]
其中，f
idr
为综合需求响应的削峰响应补偿收入；为t时段的响应状态量，其值为1时表示该时段为响应时段，为0时表示该时段非响应时段；δ
e,idr,cp
为电力削峰需求响应的补偿价格系数；收入模型表示，当多区域综合能源系统实施综合需求响应时，运营商代理各区域零散电力用户，参与电力削峰需求响应，从而获得一定响应补偿。
[0097]
s3：构建多区域综合能源系统能流拓扑及其能源耦合矩阵；
[0098]
构建能源流向为
‘
源侧出力—输入端能源节点—能源集线器—输出端能源节点—终端负荷’的多区域综合能源系统能流拓扑及其能源耦合矩阵；
[0099]
所述多区域综合能源系统能流拓扑，包括区域间综合能源系统连接方式拓扑和区域级综合能源系统连接方式拓扑；
[0100]
如图2所示，所述区域间综合能源系统连接方式拓扑中，区域级综合能源系统间通过电力联络线两两相连，且各区域级综合能源系统均与外界电网存在电能交互；各区域级综合能源系统内部均配置有一定容量的风机光伏装机以满足基础电负荷需求，并将余量风
光按当地风光上网价格出售给外界电网；同时，各区域级综合能源系统可向外界天然气源和热源购买能源进行以满足多能负荷需求，购能价格均为统一定价；
[0101]
如图3所示，所述区域级综合能源系统连接方式拓扑中，按照
‘
源侧出力—输入端能源节点—能源集线器—输出端能源节点—终端负荷’的能源流向，构建区域级综合能源系统的能流拓扑；各区域级综合能源系统从源侧获得的电能、气能和热能首先在输入端能源节点进行一次集中汇总，再通过能源集线器进行多能耦合转换，经由输出端能源节点进行二次集中汇总后，输送给终端负荷，以满足负荷侧能源需求多样性；图3中，和分别为第i个区域级综合能源系统在t时段不经能量耦合环节直接供给终端负荷的电能和气能；为第i个区域级综合能源系统在t时段不经能量耦合环节直接供给终端负荷的电能和气能；和分别为第i个区域级综合能源系统在t时段的电制热机制热功率、电制冷机制冷功率、电转气设备制气功率、燃气轮机制电功率、燃气锅炉制热功率和吸热制冷机制冷功率。
[0102]
所述能源耦合矩阵c
mn
的通用形式具体如下：
[0103][0104]
能源耦合矩阵c
mn
概括性地描述了各区域级综合能源系统能源集线器中电、气、冷、热四种能源形式间的转化关系；其中，和为别为第i个区域级综合能源系统在t时段供给其终端负荷的电能功率、冷能功率、热能功率和天然气功率；和分别为第i个区域级综合能源系统在t时段从其源侧获得的电能功率、天然气功率和热能功率；c
mn
为能源耦合矩阵c
mn
中的耦合因子，描述了第i个区域级综合能源系统内部m能量转化为n能量的转换关系，m、n∈{e g h c}；
[0105]
其中，终端负荷矩阵源侧出力矩阵p
out
＝c
mn
p
in
。
[0106]
本实施例中，能源耦合矩阵的特异形式具体如下：
[0107][0108]
能源耦合矩阵c
mn
的特异形式基于其通用形式，配合图3所示的区域级综合能源系
统连接方式拓扑而建立；针对各区域级综合能源系统能源集线器中不同能源形式间的转换问题，引入8个随时间变化的能源分配系数：第一电能分配系数a1、第二电能分配系数a2、第三电能分配系数a3和第四电能分配系数a4，第一天然气分配系数b1和第二天然气分配系数b2、第一热能分配系数c1和第二热能分配系数c2，各能源分配系数之和为1；其中，电制热机、电制冷机和电转气设备分别可将输入端电能节点的部分电能转换为热能、冷能和气能；微型燃气轮机和燃气锅炉分别可将输入端热能节点的部分气能转换为电能和热能；吸热制冷机可将经由余热锅炉汇总的富余热能转换为冷能；其中，式(6)中的μ
eh
、μ
ec
、μ
p2g
、μ
mt
、μ
gb
和μ
ar
分别为电制热机制热效率、电制冷机制冷效率、电转气设备制气效率、燃气轮机制电效率、燃气锅炉制热效率和吸热制冷机制冷效率。
[0109]
s4：以系统总调度成本最小为优化目标，建立考虑区域间电能交互的多区域综合能源系统协同优化调度模型；
[0110]
以系统总调度成本最小为优化目标，建立考虑区域间电能交互的多区域综合能源系统协同优化调度模型；
[0111]
其中，多区域综合能源系统表示多个区域级综合能源系统的组合；多区域综合能源系统协同优化调度模型的优化目标为多区域综合能源系统的总调度成本最小，多区域综合能源系统协同优化调度模型的约束条件包括功率平衡约束、机组运行约束、联络线交互功率约束和源侧产能约束；
[0112]
多区域综合能源系统协同优化调度模型的目标函数具体如下：
[0113][0114]
其中，f
mries
为多区域综合能源系统的总调度成本，f
ope
为多区域综合能源系统的日运行成本；f
pro
为外部购能成本；f
pur
为网侧购售电成本；f
pun
为弃负荷惩罚成本。
[0115]
进一步地，功率平衡约束包括源侧功率平衡约束、荷侧功率平衡约束和能量耦合环节功率平衡约束；
[0116]
源侧功率平衡约束考虑了源侧出力端，包括风光发电、网侧购售电、其他区域供用电、热源产热和气源产气，具体如下：
[0117][0118]
其中，和分别表示第i个区域级综合能源系统在t时段消纳的风电和光电；为第i个区域在t时段的网侧净购电功率，表示从电网购电，表示向电网售电；
[0119]
由于用户参与综合需求侧响应idr，图2中的终端负荷不仅考虑了电气冷热基础负
荷，还考虑了包括可削减、可转移电负荷及灵活冷、热负荷在内的可调负荷；由此，将式(5)中的终端负荷矩阵p
out
表示为荷侧功率平衡约束，具体如下：
[0120][0121]
其中，和分别为第i个区域级综合能源系统在t时段的基础冷负荷、基础热负荷和基础气负荷；和分别为第i个区域级综合能源系统在t时段的灵活冷负荷和灵活热负荷；
[0122]
能量耦合环节功率平衡约束包括能量耦合环节电能平衡约束、能量耦合环节热能平衡约束、能量耦合环节冷能平衡约束和能量耦合环节气能平衡约束；
[0123]
能量耦合环节电能平衡约束具体如下：
[0124][0125]
能量耦合环节热能平衡约束具体如下：
[0126][0127]
能量耦合环节冷能平衡约束具体如下：
[0128][0129]
能量耦合环节气能平衡约束具体如下：
[0130][0131]
其中，lhv为天然气低热值，也称净热值，表示不计算汽化热时单位体积天然气完全燃烧释放的热量，其值为9.7*10-3mwh/nm3。
[0132]
机组运行约束包括燃气轮机运行约束和燃气锅炉运行约束；
[0133]
燃气轮机运行约束具体如下：
[0134][0135]
其中，和分别表示第i个区域级综合能源系统的燃气轮机发电功率上下限；表示第i个区域级综合能源系统在t时段的燃气轮机启停变量，其值为1时表示处于开机状态，为0时表示处于停机状态；r
mt,u
和r
mt,d
为燃气轮机向上爬坡和向下爬坡系数；为第i个区域级综合能源系统的燃气轮机额定功率；
[0136]
燃气锅炉运行约束具体如下：
[0137][0138]
其中，分别表示第i个区域级综合能源系统的燃气锅炉产热功率上下限；表示第i个区域级综合能源系统在t时段的燃气轮机启停变量，其值为1时表示处于开机状态，为0时表示处于停机状态；r
gb,u
和r
gb,d
为燃气轮机向上爬坡和向下爬坡系数；为第i个区域级综合能源系统的燃气轮机额定功率。
[0139]
联络线交互功率约束具体如下：
[0140][0141]
其中，和分别表示第i个区域级综合能源系统在t时段的与大电网的联络线交互功率上下限；和分别表示第i个区域级综合能源系统在t时段的与其他区域的联络线交互功率上下限；
[0142]
源侧产能约束具体如下：
[0143][0144]
其中，和分别表示第i区域级综合能源系统在t时段的热源产热功率上下限；和分别表示第i个区域在t时段的气源产气量上下限。
[0145]
本实施例中，为验证上述多区域综合能源系统协同优化调度模型，将山西某地区3个隶属于同一配电区域的区域级综合能源系统通过电力联络线相接，构成多区域综合能源系统以作为研究对象。
[0146]
设置三个区域，第一区域1、第二区域2、第三区域3彼此两两互联，可通过电力联络线进行区域间电能协同互济。各区域内均配置能源集线器，当各区域内部源荷两侧供需不匹配时，可通过能源集线器进行多能耦合协同优化。为使算例结果具有普适性，针对山西省的全年冷暖供应安排(当年3月15日～次年11月15日为夏季供冷期，当年11月15日～次年3月15日为和冬季供热期)，文章规划选取2类负荷典型日，分别为夏季供冷日和冬季供暖日。选取优化优化调度周期t为1天，一个优化调度周期运行时段
△
t为1h。采用matlabr2016b软件结合yalmip插件调用cplex求解器进行求解。
[0147]
本实施例中，为分别衡量多区域综合能源系统各区域用户参与综合需求响应、各区域内多能耦合转化以及区域间电能协调互济对总调度成本的影响，设置实施例1如表1所示。
[0148]
表1
[0149][0150]
采用表1的实施例1，分别在冬夏典型日下对多区域综合能源系统进行优化调度，其结果如表2所示。
[0151]
表2实施例1的优化结果
[0152][0153]
注：表2中的所有数据均为3个区域的优化结果之和。
[0154]
实施例1通过鼓励各区域用户参与综合需求响应、各区域内多能耦合转化以及区域间电能协调互济的方式重新配置资源，使得各区域电、气、冷、热源荷两侧供需匹配。从优化结果上看，实施例1总体上降低了系统日运行成本和弃负荷惩罚成本，同时减少了外部购能量和网侧购电量，此外，通过参与需求响应市场获得了一定削峰响应补偿收入，从而显著降低了多区域综合能源系统的总调度成本，有效提高了系统整体经济性。此外，还通过多能可调负荷参与综合需求响应，实现了削峰填谷，缓解了总体用能压力；充分利用不同区域间和各区域内的负荷互补特性，提高了多区域综合能源系统的电能互济能力和多能耦合转化能力，使得各区域供需平衡，从而实现了资源的合理配置，提高了系统整体灵活性和可靠性。
[0155]
实施例2：
[0156]
本实施例与实施例1的不同之处在于，各区域用户未参与综合需求响应，如表3所示。
[0157]
表3
[0158][0159]
采用表3的实施例2，分别在冬夏典型日下对多区域综合能源系统进行优化调度，其结果如表4所示。
[0160]
表4实施例2的优化结果
[0161][0162]
注：表2中的所有数据均为3个区域的优化结果之和。
[0163]
对比表2和表4中冬夏典型日下的实施例1和实施例2可得，各区域用户是否参与综合需求响应对成本的影响。实施例1较于实施例2，通过鼓励用户参与idr，运营商代理可转移电负荷和可削减电负荷参与外部电力削峰需求响应，引导灵活冷热负荷在用户舒适调整范围内重新分配，不仅减少了外部购电量，显著降低了网侧购售电成本(夏季减少了136.1万元，冬季减少了137.3万元)；还通过参与需求响应市场获得大量响应补偿收入；同时，实现了0弃负荷率，有效降低了弃负荷惩罚成本(夏季减少了68.3万元，冬季减少了20.4万元)；虽然需要支付额外的用户侧补偿成本，但从总调度成本上看，夏季下降了1434.8万元，冬季下降了1236.4万元，实施例1显著优于实施例2。
[0164]
实施例3：
[0165]
本实施例与实施例1的不同之处在于，多区域综合能源系统未实现各区域间电能协调互济，实质各区域间电力联络线断开，如表5所示。
[0166]
表5
[0167][0168]
采用表5的实施例3，分别在冬夏典型日下对多区域综合能源系统进行优化调度，其结果如表6所示。
[0169]
表6实施例3的优化结果
[0170][0171]
注：表2中的所有数据均为3个区域的优化结果之和。
[0172]
对比表2和表6中冬夏典型日下的实施例1和实施例3，可得区域间是否能进行电能协调互济对成本的影响。实施例1较于实施例3，当某区域某时段源荷两侧电功率供需不匹配时，优先从其他区域调用富余电能进行支援，使得供需两侧平衡，不仅减少了弃负荷量，
显著降低了弃负荷惩罚成本(夏季减少了321.6万元，冬季减少了120.1万元)；还减少了可调负荷的调整量，降低了用户侧补偿成本(夏季减少了6.4万元，冬季减少了54.6万元)；虽然在网侧购售电成本上有所增加(夏季增加了70.3万元，冬季增加了9.6万元)，但从总调度成本上看，夏季下降了287.7万元，冬季下降了68.1万元，实施例1明显优于实施例3。