本發明涉及共享儲能的雙層優化配置領域，特別涉及面向多cchp型微網的電-熱共享儲能的雙層優化配置方法。
背景技術：
1、隨著全球化石燃料的日益枯竭和環境污染的加劇，提高能源利用效率和減少溫室氣體排放受到了廣泛關注。為了減少二氧化碳過量排放《巴黎協定》提出了全球溫度控制目標。中國也在全球氣候峰會承諾要完成“雙碳”目標。以天然氣為基礎的冷熱電聯供型微網(combined?cooling?heating?and?power?microgrid，cchpm)為提高能源效率和實現碳中和提供了一種有前景的方法。基于能量梯級利用準則，cchpm可以同時為用戶提供制冷、制熱和電能等服務，從而提高能源利用效率減少二氧化碳排放。
2、然而，用戶負荷需求的多樣性和無序性以及與可再生能源相關的不確定性對cchpm的規劃和運行產生了重大挑戰。為解決這一系列問題，儲能系統(energy?storagesystem，ess)的出現為其提供了有效的思路和方法。目前許多研究從儲能選型、儲能容量優化和儲能盈利策略等不同方面對儲能裝置和cchpm的性能進行分析。但有關ess的研究中主要針對的是各cchpm單獨配備儲能的情景，這樣將會限制ess能量的充分利用。為了降低儲能站的投資成本并提高能源利用率，建設共享儲能(shared?energy?storage，ses)站是解決這一問題的有效途徑。多個用戶可以根據各自負荷情況進行充放能，可很好解決上述問題。目前主要以電共享為主。而忽略了熱能共享。此外，對多個cchpm性能的研究表明，它們的交互運行可以利用負荷的時空互補性來提高區域綜合能源系統的性能。因此，在包含多個cchpm的能源系統中，需要同時考慮共享儲電和共享儲熱。
3、針對cchpm和電熱混合共享儲能系統優化配置研究中，其關鍵在于提高多能源集成與轉換效率、準確預測負荷需求并設計有效的需求響應策略，以及選擇合適的儲能技術并優化其充放電管理。難點在于實現多目標優化、處理能源價格和用戶需求等不確定性因素，以及確保系統內多種技術和設備的兼容性與協同工作。
技術實現思路
1、為解決上述問題，提出了一種面向多冷熱電聯供型微網的電-熱共享儲能的雙層優化配置方法。首先，提出了電-熱共享儲能站這種新的商業模式，分析電-熱共享儲能站的服務模式、運營策略和盈利機制；其次，建立了以電-熱共享儲能站運營成本最低和多冷熱電聯供型微網的經濟性最優的多目標雙層規劃模型；再次利用karush-kuhn-tucker法對模型進行轉化求解；最后，通過算例驗證表明所提出的電-熱共享儲能運營模式在降低成本和提高經濟性方面表現出顯著的優勢，驗證了所提方法在實際應用中的有效性。
2、結果表明，本發明專利所提出方法提高了儲能資源的利用效率，減少了冗余投資，尤其是在電力和熱能需求時段不一致的情況下，實現了不同能量形式之間的靈活轉換和高效調度。
3、由如下步驟構成：
4、s1?et-ses站的服務模式
5、現荷側儲能投資成本大、成本回收周期長等問題限制了其儲能的廣泛使用。基于此提出et-ses服務模式，如圖1所示。該服務模式為et-ses運營商在冷熱電聯供型微網(combined?cooling?heating?and?power?microgrid，cchpm)1用戶中選址投資建設大型儲能站，為用戶提供更加經濟的共享能源服務，負責儲能站的運營與管理，并向用戶收取一定的服務費。該服務費定義為(以電共享為例)：用戶使用et-ses站進行充電和放電單位功率的電能所需繳納的費用，熱共享同理。
6、cchpm內部包含了冷負荷、熱負荷和電負荷這3種類型的負荷，其內部主要的設備有：微型燃氣輪機(mt)、燃氣鍋爐(gb)、電鍋爐(eb)、電制冷機(ec)、吸收式制冷機(ac)、熱交換裝置(her)、余熱回收鍋爐(wb)和新能源電站。微型燃氣輪機出力和新能源電站購入電能可以滿足大部分用戶的電負荷，若用戶的電負荷大于供電時，可以從et-ses站購入電能；若是用戶的電負荷小于供電時，可以先將電能用于驅動電鍋爐提供用戶的部分熱負荷，剩余的電能出售到et-ses站。電鍋爐、燃氣鍋爐和余熱回收鍋爐可以滿足大部分用戶的熱負荷，微型燃氣輪機排放的熱量通過余熱回收鍋爐回收，可提供給吸收式制冷機的熱源。若用戶的熱負荷大于供熱時，可以從et-ses站購入熱能；若是用戶的熱負荷小于供熱時，可以將多余的熱能售出到et-ses站。
7、s2?et-ses站運營策略和盈利模式
8、et-ses站內設有調度中心。其可根據用戶的歷史數據，例如冷、熱和電負荷曲線和可再生能源出力曲線等信息，運用合理的優化調度模型來計算出cchpm各個用戶需要的儲能容量和最大充放電功率。如圖2所示。根據計算結果各cchpm用戶與運營商簽訂服務協議，明確約定最大充放電功率、儲能容量、充放電功率計劃等，并向用戶收取相應的服務費。
9、調度中心根據所簽訂的服務協議，將對et-ses站所服務的用戶通過共享儲能的方式將能源(電、熱)輸送到需要的用戶。對于et-ses站來說，若在多cchp型微網(multi-combined?cooling?heating?and?power?microgrid，mu-cchpm)用能高峰期時，調度中心使et-ses站輸出能量來補足用戶的用能需求；若在mu-cchpm用能低谷期時，調度中心使et-ses站輸入能量來存儲用戶剩余的能源。
10、s3雙層優化配置模型
11、s3.1上層模型
12、上層目標函數為：
13、式中：c1為et-ses站的總運營成本；cinv為et-ses站的日均投資和維護成本；和為從et-ses站建設熱力管道到各cchpm的投資和運營成本；cs為et-ses站向mu-cchpm收取的存儲服務費；和為et-ses站向電網購/售電成本；ccchp,g和ccchp,s為et-ses站向mu-cchpm購/售能源(電、熱)的成本。
14、1)et-ses站的日均投資和維護成本為：
15、
16、
17、
18、式中：和分別為sees和stes的日均投資和維護成本；μs和βs為sees的充放功率和裝機容量成本系數；μt和βt為stes的充放功率和裝機容量成本系數；和為sees的最大充放功率和裝機容量；和為stes的最大充放功率和裝機容量；tday為et-ses站的服務天數；ms和mt分別為sees和stes的維護成本。
19、2)熱力管道運營和投資成本為：
20、
21、
22、式中：cben為熱力管道單位(m)長度建設成本，取1941元/m；r為基準貼現率；g為et-ses站的運營周期，取10；n為cchpm的個數；mi為et-ses站到第i個cchpm的熱力管道建設長度(m)；er為熱力管道的耗電傳熱比；δst,t為當前電網售電的電價；和為在t時間段內第i個cchpm向et-ses站購/售的熱量。
23、3)et-ses站向mu-cchpm收取的存儲服務費用為：
24、
25、
26、
27、式中：和分別為et-ses站向mu-cchpm收取的共享電/熱服務費；nt為日調度時間段，取24(h)；和為et-ses站的電/熱服務單價；和為在t時間段內第i個cchpm向et-ses站購/售的電量。
28、4)et-ses站與電網交互電能的成本為：
29、
30、
31、式中：δad,t為et-ses站向電網售電電價；和為et-ses站從電網購入/售出的電量。
32、5)et-ses站從mu-cchpm購入的能源(電、熱)成本為：
33、
34、
35、
36、式中：和分別為et-ses站從mu-cchpm購入電/熱成本；和分別為其購入時電/熱的單價。
37、6)et-ses站向mu-cchpm售出的能源(電、熱)成本為：
38、
39、
40、
41、式中：和分別為et-ses站向mu-cchpm售出電/熱成本；和分別為其售出時電/熱的價格。
42、上層模型約束有：
43、1)共享儲電(shared?electrical?energy?storage，sees)約束為：
44、
45、式中：為sees在t時刻存儲能量；和分別為儲能裝置充放電效率；和分別為sees初始和終止時存儲的能量；和分別為sees的充放電功率；和為sees充放電狀態位，取0-1變量。
46、2)共享儲熱(shared?thermal?energy?storage，stes)約束為：
47、
48、式中：為stes在t時刻存儲能量；和分別為儲能裝置充放電效率；和分別為stes初始和終止時存儲的能量；和分別為stes的充放熱功率；和為stes充放熱狀態位，取0-1變量。
49、s3.2下層模型
50、下層目標函數為：
51、
52、式中：c2為mu-cchpm的總運行成本；cxin為mu-cchpm向新能源電站(wt、pv)購入的電能成本；cqi為mu-cchpm所消耗的燃氣成本；為mu-cchpm的設備投資成本。
53、1)mu-cchpm向新能源電站購電成本為：
54、
55、式中：αxin,t為t時段新能源電站的售電價格；為在t時段內第i個cchpm從其新能源電站所購電量。
56、2)從微型燃氣輪機回收到余熱鍋爐的熱能為：
57、
58、
59、
60、式中：為在t時段內第i個cchpm的微型燃氣輪機的電功率輸出；為在t時段內第i個cchpm的從微型燃氣輪機回收到余熱鍋爐的熱功率輸出；為在t時段內第i個cchpm的燃氣鍋爐的熱功率輸出；rmt表示微型燃氣輪機的輸出熱功率比；和分別為在t時段內第i個cchpm的微型微型燃氣輪機和燃氣鍋爐所消耗的燃氣量；ηmt和ηwb分別為微型燃氣輪機和燃氣鍋爐的效率；lqi為天然氣的低熱值。ηwb為余熱鍋爐的效率。
61、3)mu-cchpm所消耗的燃氣成本為
62、
63、式中：pqi為天然氣價格。
64、4)mu-cchpm的設備投資成本為：
65、
66、式中：為mu-cchpm中每臺設備的容量；其中表示每臺設備的初始投資成本；m為基準貼現率；j為設備的數量；n表示全生命周期；假定mu-cchpm中的所有設備具有相同的年利率和生命周期。
67、5)電鍋爐、電制冷機、吸收式制冷機和熱交換裝置輸出功率為：
68、
69、
70、
71、
72、式為：和分別為電鍋爐和熱交換裝置的輸出熱功率；為電鍋爐消耗的電功率；為輸入熱交換裝置的熱功率；ηeb和ηhe分別為電鍋爐和熱交換裝置的效率；和分別為電制冷機和吸收式制冷機產出的冷功率；為電制冷機所消耗的電功率；為吸收式制冷機所消耗的熱功率；ηec和coac分別為電制冷機和吸收式制冷機的性能系數。
73、下層模型約束有：
74、1)電功率平衡約束為：
75、
76、式中：和分別新能源電站中風電和光伏的發電功率；為在t時段內第i個cchpm的電負荷功率。
77、2)熱功率平衡約束為：
78、
79、式中：為在t時段內第i個cchpm的熱負荷功率。
80、3)余熱功率平衡約束為：
81、
82、4)冷功率平衡約束為：
83、
84、式中：為在t時段內第i個cchpm的冷負荷功率。
85、5)et-ses站的充放功率平衡為：
86、
87、
88、式中：(37)和(38)分別為sees和stes的充放電/熱功率平衡。
89、6)各個設備出力上下限約束為：
90、
91、式中：和為微型燃氣輪機的最小和最大輸出電功率；和為燃氣鍋爐的最小和最大輸出熱功率；和為電鍋爐的最小和最大輸出熱功率；和為吸收式制冷機的最小和最大輸出冷功率；和為電制冷機的最小和最大輸出冷功率；和為熱交換裝置的最小和最大熱功率。
92、7)et-ses站和mu-cchpm能量交互平衡：
93、
94、
95、式中：(40)和(41)分別為et-ses站與mu-cchpm能量交互的電/熱約束平衡式；為sees與mu-cchpm交互最大電功率；為stes與mu-cchpm交互最大熱功率；和為輔助位，取0-1變量。
96、s4求解方法
97、如圖3所示。對具有凸目標函數和非空可行解集的下層優化問題可通過構建下層模型的拉格朗日函數，并基于下層模型的kkt互補松弛條件，將下層模型轉化為上層模型的約束條件，得到均衡約束數學規劃問題(mpec)。利用big-m法將轉化后的單層非線性模型中的非線性項進行線性化處理，從而單層的混合整數線性規劃問題(milp)。如圖4所示。國際上對于單層混合整數線性規劃問題速度快且準確的求解器為gurobi，本文是利用matlab2020b調用yalmip工具箱和商業求解器gurobi?10.0.3進行求解。
98、s5算例分析
99、s5.1算例介紹
100、本算例選取我國西部三個典型cchpm為例，分析其在運用et-ses時的最優配置和性能。其中cchpm1為風電和光伏出力多電型、cchpm2為光伏出力多電型、cchpm3為風電和光伏出力貧電型。假設同一個地區存在一個et-ses站連接上述三個cchpm，各個cchpm之間相互獨立，et-ses站與各個cchpm相互連接。本研究考慮西北地區季節特性，選取三個cchpm冬季的典型日負荷數據如圖5所示。分時能源價格見表1。
101、表1分時能源價格
102、
103、s5.2不同儲能模式下的系統性能
104、探討了mu-cchpm在獨立建立儲能模式和et-ses模式下的儲能容量及充放電功率的最優化問題，并分析了et-ses運行模式在降低儲能需求方面的優勢。在獨立儲能運行模式下，cchpm的優化目標是系統總成本最小化，包括投資成本和運營成本。表2顯示了各cchpm獨立建立儲能模式和et-ses模式下的優化儲能容量和最大充放功率。在各自獨立建立儲能之下，三個cchpm總電容量和總熱容量分別為44440.93kwh和39750.85kwh，而et-ses的電容量和熱容量分別為20297.83kwh和11526.38kwh。相對于各個cchpm獨立建立儲能來說，在et-ses下電儲和熱儲容量分別減少了54.33％和71.00％，這種很大程度的容量減少可歸功于共享儲能的特性
105、表2?cchpm獨立建立儲能和et-ses優化結果
106、
107、圖6展示了et-ses站的最佳運行功率和儲能水平。可以看出，et-ses站的儲電和儲熱水平呈現出先儲后放再儲的變化規律，這一規律受儲能站電價、儲能設備特性以及用戶負荷需求的影響。如圖6(a)所示，et-ses站在低谷時段(0:00-8:00和15:00-20:00)儲存冗余電力，并在高峰時段(9:00-15:00)將這些儲存的電力釋放回mu-cchpm。類似地，圖6(b)顯示，et-ses站在0:00-8:00和14:00-16:00儲存熱能，并在需求高峰期間釋放熱能，從而減少能源浪費，提高能源利用率。與獨立儲能模式下的異步充放電操作不同，共享儲能的充放電可以實現同步進行。
108、圖7展示了et-ses站如何向mu-cchpm同步充電和放電。正值指示mu-cchpm將能源售給到et-ses站，而負值指示mu-cchpm從et-ses站購買能源。對于圖7(a)所示，cchpm1由于是富風電、高負荷微網，所以在用電高峰期向et-ses站購買電能，而在風電量較高的某些時段向et-ses站售出電能。相比之下，由于cchpm2是富光伏、高負荷微網在中午(9:00-15:00)的電力是冗余的，并且可以在這些時間可以將這部分電能出售給et-ses站。但在其他時間段要向et-ses站購電以維持微網的用戶正常的設備運行。而對于cchpm3這種貧電、高負荷型微網的話，需要在一天之內大多數時間向et-ses站購電，很少時間向sees站售電。這樣的話可以形成各cchpm之間的電能形成互補，減小了各個單位之間的能源浪費以及成本的損失。特別的是，在圖7(b)中，et-ses站中熱能共享也具有類似的情況。由于不同的用戶的負荷需求在時間和空間上都是有所差異，mu-cchpm和et-ses站之間可實現同步充放能，因此使得共享儲能的配置容量可以大大減少，如表1所示。
109、s5.3不同儲能模式下的系統性能
110、在了解et-ses模式在降低儲能容量方面的優勢后，本節通過比較設立的以下三種場景：
111、場景一：建設共享儲能電站；
112、場景二：建設共享儲能熱站；
113、場景三：建設電-熱共享儲能站。
114、分析建立不同類型的ses站對容量和效益的影響。
115、表3展示了建立不同類型的ses站對容量和效益的優化結果。從數據中可以明顯看出，場景一的最優容量為39063.36kwh，超過了場景三中的最優儲電容量(20297.83kwh)；并且場景二的最優容量為23124.86kwh，超過了場景三中的最優儲熱容量(11526.38kwh)。在初始投資成本方面，雖然場景三的初始投資成本高于場景一，其投資成本最高(1730.77萬元)，其次是場景一投資成本(1597.41萬元)，最后是場景二投資成本最低(1498.81萬元)。但在收益方面，場景三產生的收益最大(321.42萬元)，其次是場景一(271.79萬元)，最后是場景二的收益最小(175.67萬元)。并且這三種場景下的投資回報周期分別為6.98年、8.53年和5.38年。因此，綜合考慮投資成本、收益和投資回報周期，et-ses模式相較于sees模式和stes模式，展現出了更優的經濟效益。
116、表2不同場景下的容量和效益優化結果
117、
118、s6結論
119、建立了考慮et-ses的mu-cchpm的雙層優化模型，以考察et-ses站和mu-cchpm綜合的性能。在此基礎上，分析了共享儲能運行模式在降低容量和節約成本方面的優勢。隨后，研究了儲能能力對能源系統經濟性能的影響。主要結論如下：
120、1)et-ses有助于不同的cchpm同時充電和放電。與獨立建立儲能運行模式相比，共享儲能運行模式下的電能存儲和熱能存儲容量分別減少了31.76％和44.79％。
121、2)通過et-ses站服務用戶無需自行建設儲能系統，從而節省投資成本，并且可以顯著減少整體配置容量和功率要求，有效降低儲能投資開支，提高儲能資源的利用效率。
122、3)比較共享電儲、共享熱儲和電-熱共享儲能這三種場景，與前兩種場景相比，et-ses在同樣負荷情況下收益最高，并且投資回報周期為5.57年，也是三者場景中投資回報周期最短的一種。綜合分析來看et-ses運行模式展現出更優的經濟效益。