一种基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化方法

技术领域

本发明涉及综合能源系统能源调度技术领域，具体涉及一种基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化方法。

背景技术

综合能源系统是指一定区域内的新型一体化能源互联网络，利用发达的信息处理技术和新颖的管理协调模式，集成该区域内的燃煤、石油、水能及天然气等一次能源并转换成电力、热能等二次能源，使多种能源系统间可以协调互通、协同规划、优化调配、交互响应，同时可以满足用户日渐丰富的能源需求，有效提升能源利用效率、促进能源可持续发展。综合能源系统存在大规模清洁能源消纳和发电输送、区域性的综合能源系统可靠高效和经济地运行、能源市场交易机动灵活等需求，运用于综合能源系统的储能技术应运而生。对于电网而言，储能具有安装灵活、与系统耦合紧密的优势，可以为电网提供优质的功率服务。不仅如此，其在克服清洁能源发电的随机性和间歇性、电网调频、局域能源互联网的能量稳定性管理等方面都表现出色；对于用户而言，储能能够快速存储或者释放电能，为用户存储过剩的电能，同时利用电网的峰谷差电价降低用户用电成本。与此同时，共享经济的崛起使共享储能这种服务模式热度倍增，可以预料到，未来共享储能将成为综合能源系统中用户侧用能的常态。目前，国内外学者对于储能共享模式的研究已有初步成果。国外学者首先提出了一种新型的共享储能模式，即：云储能，阐述了云储能的运行方式和原理，同时考虑系统储能运营商和用户的经济性，制定更合理的运营策略，并通过爱尔兰电力系统的算例证明了云储能对电网经济效益的提高。国内学者则关注共享储能电站的服务模式，研究将储能电站运用到多个微电网中的方法，优化各微网的储能配置和储能电站的充放电功率，使微网系统的运行成本减小。之后还有一些学者提出了“容量租借”的共享储能模式，考虑单位临界租用成本，将一些微网闲置的储能容量租赁给其他储能容量紧张的微网。然而，现有的研究大多数都是从电网经济性角度出发对共享储能的服务模式进行设计，储能电站的应用场景还是主要集中在微网、配电网、新能源场站和智能电网等，鲜有研究考虑共享储能技术在园区级综合能源系统中的应用，故而亟需一种协同优化方法来解决综合能源系统与共享储能电站间能源的调配问题。

发明内容

本发明目的在于提供一种基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化方法，能够有效的解决综合能源系统与共享储能电站间能源的调配问题，并且能够提供一种以日运行成本最小的能源调度策略，以此策略对综合能源系统与共享储能电站间能源调配进行指导，能够实现多种能源间的互通互联，促进系统中能源的最优利用，并且提高整个系统的经济性、稳定性和可靠性。

本发明通过下述技术方案实现：

一种基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化方法，具体包括如下步骤：

步骤S1：设立园区共享储能电站，并建立起包括综合能源系统、园区共享储能电站、用户负荷及大电网的园区共享能源耦合网络；

步骤S2：建立以园区运营商为核心的综合能源系统运行机制来控制能源耦合网络中的能源流动；

步骤S3：建立综合能源系统中各设备的数学模型，并以日运行成本最小为目标函数建立综合能源系统的调度模型；

步骤S4：求解调度模型，获取使得综合能源系统日运行成本最低的最优运行策略，并以此优化策略对园区共享能源耦合网络中的能量进行调度。为了解决上述技术问题，并实现相应技术效果，本发明，以日运行成本最低求解得到的调度模型来指导运行机制对综合能源系统中能量的流动及转化，从而实现综合能源系统中能量的最优利用，并提高真个系统的经济性、稳定性和可靠性。

进一步的技术方案：

在园区共享能源耦合网络中，以大电网和综合能源系统内的产能设备为供能单元为用户提供能量；

利用综合能源系统内的各设备进行电能、热能、冷能及化学能之间的转化；

园区共享储能电站用于储存产能设备产出的富余能量，且园区共享储能电站也能将储存的能量供应给用户。

进一步的：所述步骤S2中，园区运营商配备的产能设备有燃气轮机、燃气锅炉、发电机、制冷设备，利用燃气轮机、燃气锅炉、发电机、制冷设备进行能量的转化；

用户能直接从园区运营商处购买电能、热能或冷能，且用户也能从大电网购买电能，并通过综合能源系统内的产能设备转化成所需的能量。

进一步的：所述步骤S3中，日运行成本包括燃气轮机产能成本、燃气锅炉产能成本、发电机产能成本、从大电网购电成本、从园区共享储能电站购电成本和向园区共享储能电站售电收益，即日运行成本计算公式如下：

minC＝C

其中，C

进一步的：燃气轮机数学模型建立方法如下：

燃气轮机的电功率计算公式如下：

P

其中，P

燃气轮机在输出电能的同时会产生热能，故燃气轮机向外输出热能的计算公式如下：

Q

其中，Q

建立燃气轮机的能耗数学模型如下：

其中，F

燃气轮机的产能成本计算公式如下：

其中，P

进一步的：燃气锅炉数学模型建立方法如下：

燃气锅炉向外输出热能的计算公式如下：

Q

其中，P′

建立燃气锅炉的能耗数学模型如下：

其中，F

燃气锅炉的产能成本计算公式如下：

其中，P

进一步的：发电机数学模型建立方法如下：

发电机的产能成本计算公式如下：

其中，a、b、c为发电机发电费用系数，P

进一步的：从大电网购电成本计算公式如下：

C

其中，τ(t)为t时段系统从大电网购电的电价，P

从园区共享储能电站购电成本计算公式如下：

C

其中，λ(t)为t时段系统从储能电站购电的电价，P

向园区共享储能电站售电收益计算公式如下：

C

其中，δ(t)为t时段系统向储能电站售电的电价，P

进一步的：所述步骤S4中，进行综合能源系统的调度模型求解时需考虑的约束条件包括电功率约束、热功率约束、冷功率约束、系统与园区共享储能电站之间交换功率平衡约束、各设备处理上下限约束、各设备爬坡速率约束、各设备启停时约束、园区共享储能电站储能设备工作约束、系统从大电网购电功率约束及系统与园区共享储能电站之间交换功率约束。

进一步的：所述步骤S4中，调用MATLAB中的CPLEX和YALMIP工具以日运行成本最低为目标求解综合能源系统的调度模型，具体的求解方法如下：

S41：建立各决策变量；

S42：添加约束条件；

S43：设定日运行成本最低为目标函数：

S44：配置求解器及各设备参数；

S45：输入电价数据和各负荷数据：

S46：求解，获取使综合能源系统日运行成本最低的最优运行策略。

本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：

1、本发明一种基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化方法，以日运行成本最低求解得到的调度模型来指导运行机制对综合能源系统中能量的流动及转化，从而实现综合能源系统中能量的最优利用，并提高真个系统的经济性、稳定性和可靠性。

2、本发明一种基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化方法，园区运营商能够有效通过共享储能电站的充放电服务有效改善园区负荷曲线，实现削峰填谷，降低系统总成本。

附图说明

为了更清楚地说明本发明示例性实施方式的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。在附图中：

图1为本发明方法流程图；

图2为系统及园区共享能源耦合网络结构示意图；

图3为综合能源系统能源转化结构示意图；

图4为综合能源系统运行机制示意图；

图5为调度模型求解流程图；

图6为实施例5中冷、热、电负荷曲线图；

图7为实施例5中场景1的电能图；

图8为实施例5中场景2的电能图；

图9为实施例5中场景3的电能图；

图10为实施例5中场景1的热能图；

图11为实施例5中场景2和场景3的热能图；

图12为为实施例5中场景1的冷能图；

图13为实施例5中场景2和场景3的冷能图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。

在以下描述中，为了提供对本发明的透彻理解阐述了大量特定细节。然而，对于本领域普通技术人员显而易见的是：不必采用这些特定细节来实行本发明。在其他实施例中，为了避免混淆本发明，未具体描述公知的结构、电路、材料或方法。

在整个说明书中，对“一个实施例”、“实施例”、“一个示例”或“示例”的提及意味着：结合该实施例或示例描述的特定特征、结构或特性被包含在本发明至少一个实施例中。因此，在整个说明书的各个地方出现的短语“一个实施例”、“实施例”、“一个示例”或“示例”不一定都指同一实施例或示例。此外，可以以任何适当的组合和、或子组合将特定的特征、结构或特性组合在一个或多个实施例或示例中。此外，本领域普通技术人员应当理解，在此提供的示图都是为了说明的目的，并且示图不一定是按比例绘制的。这里使用的术语“和/或”包括一个或多个相关列出的项目的任何和所有组合。

在本发明的描述中，术语“前”、“后”、“左”、“右”、“上”、“下”、“竖直”、“水平”、“高”、“低”“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明保护范围的限制。

实施例1

如图1～图5所示，本发明一种基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化方法，具体包括如下步骤：

步骤S1：设立园区共享储能电站，并建立起包括综合能源系统、园区共享储能电站、用户负荷及大电网的园区共享能源耦合网络；

步骤S2：建立以园区运营商为核心的综合能源系统运行机制来控制能源耦合网络中的能源流动；

步骤S3：建立综合能源系统中各设备的数学模型，并以日运行成本最小为目标函数建立综合能源系统的调度模型；

步骤S4：求解调度模型，获取使综合能源系统日运行成本最低的最优运行策略，并以此优化策略对共享能源耦合网络中的能量进行调度。在园区共享能源耦合网络中，以大电网和综合能源系统内的产能设备为供能单元为用户提供能量；利用综合能源系统内的各设备进行电能、热能、冷能及化学能之间的转化；园区共享储能电站用于储存产能设备产出的富余能量，且园区共享储能电站也能将储存的能量供应给用户。本实施例中，提出以园区运营商为核心的园区级综合能源系统运行机制，阐明综合能源系统及用户与电网在园区能源调度中的互动关系。园区运营商拥有多种产能设备和共享储能电站，其不仅能够为用户提供所需能源，同时还是用户与外部供能系统连接的“纽带”；同时，建立了园区运营商所拥有设备的数学模型，包括燃气轮机、燃气锅炉、发电机、电制冷机和共享储能电站，并在共享储能新型运行模式下，考虑冷功率平衡、热功率平衡、电功率平衡等约束条件，建立了以系统日运行成本最小为目标函数的综合能源系统的优化调度模型。通过优化前后的成本、各机组出力、园区综合能源系统与大电网、储能电站的功率交换来体现优化结果，说明各种能源间的耦合性与互补性，实现系统的资源最优配置和设备的最优运行状态，并以此求解出的调度模型来指导共享能源耦合网络中能量的调度，具体的，优化调度模型转化为0-1混合整数线性规划问题，用MATLAB的CPLEX求解器求解上述模型。通过一个园区夏季典型日场景用能的算例来直观体现能源协调优化的效率，系统的日运行成本包括购电费用、燃气费用、发电费用和储电费用，约束条件包含各个设备的出力限制和爬坡约束、电能、热能和冷能的功率平衡，针对园区各个装置设备的出力情况和购电储电情况提出一种优化调度的方案，最后对算例展示的用能行为和优化结果进行分析并指导共享能源耦合网络中能量的调度。

本实施例中，综合能源系统运行机制中，园区运营商配备的产能设备有燃气轮机、燃气锅炉、发电机、制冷设备，利用燃气轮机、燃气锅炉、发电机、制冷设备进行能量的转化，以此来满足用户对电、冷和热三种能源的需求；在日常工作中，根据自身对能源的需求，用户能直接从园区运营商处购买电能、热能或冷能，且用户也能从大电网购买电能，并通过综合能源系统内的产能设备转化成所需的能量。具体的，用户在电能需求方面：用户可从运营商处供电电能同时也能直接从大电网购买电能，且在用户处于用电低谷时段时，可将剩余的电能储存进园区共享储能电站；用户在热能和冷能需求方面：用户同样可以直接从运营商处购买，也可通过购买电能或天然气等其他形式的能源并将其转化为所需的能源。

本实施例中，构建了一个园区运营商配有燃气轮机、燃气锅炉、发电机、电制冷机和共享储能电站的系统场景，用户的负荷分为电负荷、冷负荷和热负荷，园区综合能源系统的能源耦合网络分为电力线路、热力线路、冷能线路和燃气线路，其中燃气轮机和发电机输出电能以满足用户的电负荷需求，共享储能电站与电力线路之间可以进行功率交换，在产生的电能富余时，可通过储能电站储存多余的电能；当用户的电能需求大于系统可以生产的电能时，可以通过从大电网购电或者通过储能电站放电来弥补电能的缺额。故而所述步骤S3中，日运行成本包括燃气轮机产能成本、燃气锅炉产能成本、发电机产能成本、从大电网购电成本、从园区共享储能电站购电成本和向园区共享储能电站售电收益，即日运行成本计算公式如下：

minC＝C

其中，C

燃气轮机数学模型建立方法如下：

燃气轮机的电功率计算公式如下：

P

其中，P

燃气轮机在输出电能的同时会产生热能，故燃气轮机向外输出热能的计算公式如下：

Q

其中，Q

建立燃气轮机的能耗数学模型如下：

其中，F

燃气轮机的产能成本计算公式如下：

其中，P

燃气锅炉数学模型建立方法如下：

燃气锅炉向外输出热能的计算公式如下：

Q

其中，P′

建立燃气锅炉的能耗数学模型如下：

其中，F

燃气锅炉的产能成本计算公式如下：

其中，P

发电机数学模型建立方法如下：

发电机的产能成本计算公式如下：

其中，a、b、c为发电机发电费用系数，P

除上述燃气轮机、燃气锅炉和发电机的数学模型，本实施例中，为更好的帮助调度模型的建立，还需建立电制冷机和共享储能设备的数学模型，其中，电制冷机的数学模型如下，

Q

其中，Q

共享储能设备的数学模型如下：

其中，S

从大电网购电成本计算公式如下：

C

其中，τ(t)为t时段系统从大电网购电的电价，P

从园区共享储能电站购电成本计算公式如下：

C

其中，λ(t)为t时段系统从储能电站购电的电价，P

向园区共享储能电站售电收益计算公式如下：

C

其中，δ(t)为t时段系统向储能电站售电的电价，P

本实施例中，综合能源系统的安全运行需要每时每刻都满足各种约束条件，故而所述步骤S4中，建立综合能源系统的调度模型时需考虑的约束条件包括电功率约束、热功率约束、冷功率约束、系统与园区共享储能电站之间交换功率平衡约束、各设备处理上下限约束、各设备爬坡速率约束、各设备启停时约束、园区共享储能电站储能设备工作约束、系统从大电网购电功率约束及系统与园区共享储能电站之间交换功率约束。整个综合能源系统只有在满足了上述各类约束条件的前提下，才能够有效稳定且安全的运行。

所述步骤S4中，调用MATLAB中的CPLEX和YALMIP工具以日运行成本最低为目标求解综合能源系统的调度模型，具体的求解方法如下：

S41：建立各决策变量；

S42：添加约束条件；

S43：设定日运行成本最低为目标函数：

S44：配置求解器及各设备参数；

S45：输入电价数据和各负荷数据：

S46：求解，获取使综合能源系统日运行成本最低的最优运行策略。本实施例中，园区运营商根据各机组出力、用户负荷数据、储能电站容量和功率交换性质等信息建立综合能源系统协同优化的模型，通过求解模型来制定具体的优化策略，交给调度中心和用户管理中心负责具体的策略实施，最后实现整个园区综合能源系统的协同优化，减少日运行费用，优化机组出力，梯级利用各种能源并最优分配，保证系统可靠稳定经济地运行。

实施例2

本实施例在实施例1的基础上，对各类约束条件进行具体的说明。具体约束条件如下：

电功率约束：

P

其中Pd(t)为t时段综合能源系统的电负荷功率。

冷功率约束：

Q

其中，Q

热功率约束：

Q

其中，Q

综合能源系统和园区共享储能电站之间交换功率的平衡约束：

P

除上述等式约束外，还包括如下的一些不等式约束：

燃气轮机出力上下线约束

其中，

燃气轮机的爬坡速率约束

其中，P

燃气轮机启停时间约束

其中，U

燃气锅炉、电制冷机和发电机设备出力上下限约束

其中，Q

燃气锅炉、电制冷机和发电机设备爬坡速率约束

其中，Q

共享储能设备约束

蓄电池的SOC是一个衡量储能电站充放电能力的重要指标，它可以表示为储能电站剩余容量与额定容量的比值。在蓄电池运行时需要设定SOC的上下限值来约束它的运行状态，使其尽量运行在一个合理、安全的运行范围内，约束不等式如下：

其中，

还需要注意，蓄电池的运行存在周期性，应该保证一个周期结束后，蓄电池的储能状态可以回到周期刚开始时的存储状态，即蓄电池的初试存储容量应和最终存储能量相等，满足如下等式：

其中，S

因为蓄电池充放电不能同时进行，所以充放电状态是互斥的。约束不等式如下：

其中，U

对蓄电池的充放电功率也有限制，蓄电池的充放电功率不应超过上下限值，约束不等式如下：

其中，

系统从园区共享储能电站购电功率约束

实施例3

本实施例提供一种共享储能运行模式，具体运行模式如下：在综合能源系统中，园区共享储能电站运营商首先根据该系统的具体情况(当地能源分布、用户用能行为特征等)选址投资建设共享储能电站，共享储能电站建设完成后，运营商负责向用户提供充放电服务、电能的调度、储能电站的维护和管理，并向用户收取充放电的服务费。一般只要用户使用了共享储能电站的充放电服务，就要按每单位千瓦时的电能所需的服务费向运营商缴纳费用，单位是元/千瓦时。一个综合能源系统包含三种类型的负荷，分别是冷负荷、热负荷和电负荷，主要设备和装置有产能设备、能源耦合设备，还有共享储能电站。在这些设备中，吸收式制冷机和电制冷机为用户提供冷气，燃气锅炉和余热锅炉向用户提供热能。园区优先用光伏发电设备、风力发电设备和燃气轮机为用户供给电能，但是如果产能侧设备产生的电能不能满足用户的电负荷需求，则系统通过向大电网购买电能或共享储能电站放电补足电能的缺额。由于相关政策规定综合能源系统的用户不能向大电网倒送电能，所以用户有多余的电能时，只能向共享储能电站输送电能并储存起来，否则将直接弃电，这将影响整个系统的经济性。在实际的共享储能服务应用中，只有共享储能电站较多地被考虑接入综合能源系统参与多能源的协同优化，但是储能技术还包括储热、储冷、储氢等，在能源互联网的相关研究中，储能技术发展的重点是实现多种能源的双向储存，例如电能与热能等。

电化学储能、储氢、储热、储冷这些储能技术都围绕着电网实现各自的功能，并紧密地连接了天然气管网、交通网、电网、热网和冷网。在这其中，电动汽车(BEV)和电化学储能装置和电网形成了双向的电能交换，故用双框矩形表示，其余装置和电网、热网、冷网和气网是单向的能量传递，用单框矩形表示，并且箭头表示能量流的方向，新能源发电是将风能、光能、潮汐及地热等一次能源转换成电能，图中还展现了如何利用储能技术缓解新能源发电的消纳问题，可以看出一部分新能源发出的电能用于制氢、制热，在输送给天然气管网和热网，另一部分新能源发出的电能通过电化学储能装置储存，再在合适的时候反馈给电网。像这样一个由储能设备和能源转化设备组成的多能源耦合网络是一个非常理想的模型，在实际的应用中，研究人员在努力实现储能设备和能源转化设备的一体化设计。

实施例4

本实施例提供一种共享储能盈利模式，具体盈利模式如下：在共享储能电站内设有调度中心，调度中心会根据已有的数据和信息(比如大电网的电价、用户用能行为特征、可再生能源发电曲线、燃煤机组出力曲线)计算出符合用户需求的储能电站容量和最大充/放电功率，用户可根据自身的情况与储能电站运营商签订使用储能电站的充放电服务协议，协议内约定了共享储能电站的最大充放电功率、储能电站容量、充放电功率计划等条目，用户按照协议内容向储能电站缴纳服务费。协议签订完成后，储能电站调度中心根据协议执行每个时段的充放电功率，并将储能电站储存的电能输入给需要充电服务的用户。在一个时间段内，若系统内接入同一储能电站的用户总需求为充电，那么调度中心就会通过储能电站放电来满足用户的充电需求；若系统内接入同一储能电站的用户总需求为放电，调度中心就会将用户剩余的电能储存在储能装置中。通过用户缴纳服务费以购买共享储能电站的充放电服务的方式，不但可以满足用户的用电需求，还无需考虑储能电站的安装和维护费，节省一笔巨额的投资费用。用户是以年为周期结算服务费的，储能电站调度中心检测用户每年使用储能电站进行充电和放电的总电量，最后按照充放电量数值之和收取服务费。一般用户与共享储能电站之间以购售电的方式进行充放电功率结算，如果用户通过储能电站放电来获取电能，相当于购电；如果用户通过储能电站充电来储存电能，相当于售电。由于每个用户在同一时刻、一个用户在不同时刻的负荷都存在差异性，储能电站会通过数据建模分析，计算出该园区所需要的共享储能电站的最小投资费用。另外，储能电站运营商获得的规模化公共储能电站的经济效益良好，对规模化储能电站的投资成本远低于用户投资分布式储能电站的单位储能投资成本，故可降低储能电站的总投资成本，缩短储能电站的投资回本时间。基于上述分析，共享储能电站运营商的盈利主要来源于两个部分：(1)用户通过从储能电站充电与向储能电站放电的总结算金额之差。(2)用户为使用储能电站的充放电服务而必须向运营商缴纳的服务费 (以元/度为单位)。

实施例5

本实施例提供一种具体算例，并利用一种基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化方法进行计算分析。

如图6所示，单日最大电负荷为2644kw，最小电负荷为1621kw，平均电负荷为2136；最大冷负荷为2245kw，最小冷负荷为1312kw，平均冷负荷为1940kw；最大热负荷为1203kw，最小热负荷为753kw，平均热负荷为966kw。并提供如下三种具体场景，场景1：该园区运营商只配备燃气锅炉和电制冷机，用户的电负荷需求通过园区运营商从大电网购电来满足，用户的热负荷需求通过园区的燃气锅炉输出热功率来满足，用户的冷负荷需求通过电制冷机消耗电能输出冷气来满足；场景2：该园区运营商配备有燃气轮机、燃气过滤、发电机和电制冷机，但不配置共享储能电站，当系统发电设备的电能输出不满足电负荷需求时，园区运营商直接从大电网购电弥补缺额；场景3：该园区运营商配备有燃气轮机、燃气锅炉、发电机、电制冷机和共享储能电站，园区综合能源系统的结构和模型如前文所述，系统可从大电网购电，也可与共享储能电站进行电功率交换。电价按照峰谷平时段划分三种电价，其中峰时段8:00～12:00，18:00～21:00，从大电网购电电价1.36元/kW·h，从共享储能电站供电电价 1.15元/kW·h，向共享储能电站售电电价0.95元/kW·h；谷时段1:00～7:00，从大电网购电电价为0.37元/kW·h，从共享储能电站供电电价0.40元/kW·h，向共享储能电站售电电价0.20元 /kW·h；平时段13:00～17:00，22:00～24:00，从大电网购电电价0.82元/kW·h，从共享储能电站供电电价0.75元/kW·h，向共享储能电站售电电价0.55元/kW·h,。设备的各项参数值包括如下：燃气轮机额定发电效率0.4、最大出力值3000kw、下爬坡速率1200kW·h、上爬坡速率1200kW·h，热电比1.1；燃气锅炉产热效率0.9、最大出力值3000kw、下爬坡速率1800kW·h、上爬坡速率1200kW·h；电制冷机最大出力值4000kw、下爬坡速率1000kW·h、上爬坡速率 1000kW·h；发电机最大出力值1800kw、下爬坡速率700kW·h、上爬坡速率12700kW·h；共享储能电站容量2000kw、初存储电量400kw、末存储电量400kw、最小储存电量200kw、最大储存电量1800kw、充电效率0.95、最大充电功率400kw、最大放电功率400kw、放电效率 0.95；发电机参数a为40，参数b为0.25，参数c为0.0004，从电网购电最大功率6000kw。

通过MATLAB里编程并进行运行求解，模型优化结果如下：场景1的电能图如图7所示，场景2的电能优化结果如图8所示，场景3的电能优化结果如图9，从图8和图9中都能看到，在从大电网购电的电价谷时段，系统从大电网购电较多，系统的发电装置发电较少；而在从电网购电的电价峰时段，系统用户的电负荷需求也较大，这时候系统选择用发电装置发电来弥补电能的缺额，而不是从大电网购电弥补，这样的调度也帮助降低了运行成本，使系统整体的经济性最优。场景3中园区综合能源系统与共享储能电站直接相连，故可以与共享储能电站进行电能交互，一天24小时中共享储能电站工作了8个小时，分别在1：00-3：00和7：00蓄电，在8：00-10：00和20：00放电，即在电价谷时段蓄电，在电价峰时段放电，从用电策略上来讲，由于园区与共享储能电站的购售电电价总体低于园区从大电网购电电价，所以在共享储能电站的充放电功率约束之内积极利用其充放电的服务有利于减少系统的日运行成本，实现系统电能的优化调度。

场景1的热能图如图10所示，场景2和场景3的热能优化结果如图11所示。由于算例选取的是我国某地区的园区综合能源系统夏日负荷情况，故热负荷较少。从图11可以看出，经过优化后，燃气轮机在输出电能的同时，其输出的热能已经足够满足该园区内所有用户的热负荷需求了，因此系统不需要启动燃气锅炉制热。燃气轮机消耗燃气，可以同时输出电能和热能，而燃气锅炉消耗燃气却只能输出热能，从能源利用的角度分析，燃气轮机的能源利用率高于燃气锅炉。在这样一个夏季典型日，系统可以不用启动燃气锅炉，降低了日运行成本；延拓至整个夏季分析，系统启用燃气锅炉的天数几乎可以忽略不记，除了省去了一部分燃气成本，还可以在实际应用中省去燃气锅炉的启停成本。从经济成本和能源利用两个方面看，综合能源系统都做到了协同优化。

场景1的冷能图如图12所示，场景2和场景3的冷能优化结果如图13所示。算例中3个场景配置的制冷设备都只有电制冷机，因此只有电制冷机可以满足用户的冷负荷需求。电制冷机消耗电能制冷，系统用户的冷负荷需求峰谷也和用户用电需求峰谷基本相吻合，在能源优化调度方面，对冷能的优化可以体现在电能上，上面已经做了分析。

计算所得场景1总成本为64083.7287元，场景2总成本为43181.1737元，场景3总成本为43016.8438元，场景1的系统日运行总成本比场景2的系统日运行总成本高21066.8849元，可以看出通过使综合能源系统的多能源耦合，利用能源转换装置使各种能源灵活转化，实现能源梯级利用，可以减少资源的浪费，减少一大笔系统运行费用，综合能源系统对能源整合利用、优化调度的能力都非常好。场景2的系统日运行成本比系统3的系统日运行成本高 164.3299元，场景1的系统日运行成本比系统3的系统日运行成本高21231.2148元，这是因为场景3在场景2的基础上引入了共享储能电站，利用共享储能电站的充放电服务可以避免由于在用户用电高峰时从大电网购电的电价也较高造成的系统成本大幅增加，园区运营商还可以在用户用电低谷时向共享储能电站售电而盈利。当以年为单位时，园区运营商通过共享储能电站的充放电服务收取的费用大于共享储能电站的投资费用和维护成本就可以盈利。所以基于共享储能的园区综合能源系统相比于园区各种能源单独供应且多种能源间无耦合网络可以节省系统运行成本，实现能源的梯级利用和最优分配，从最大程度上减少资源的污染和浪费，优化系统运行时所有成员的经济性。

结论：1、本方法构建了综合能源系统多主体模型，以各主体效益均衡为目标，采用协调式能量管理策略，通过YALMIP与CPLEX结合的算法成功求解出各主体的调度策略。有如下结论：

(1)本方法提出了IEA、ESA和UA三大主体，并建立了相应的综合能源系统多主体模型，迎合了未来售电侧市场不断开放的趋势，具有相当的实际意义。

(2)综合能源系统具有多能耦合多能互补的特点，相较于传统的分供系统具有更好的经济性。可以极大地减少用户的用能成本以及系统整体的运行成本。

(3)储电、储热以及需求侧响应等技术的引入，通过对能量进行时序上的平移，实现了负荷的削峰填谷，进一步减少系统的运行成本，也为用户提供了福利。

(4)在全局最优与各方均衡的矛盾无法完全消除的情况下，协调式策略通过牺牲少量的系统运行成本，大幅降低了系统效益不均衡度，在整体与个体之间成功找到了均衡点。实现了各主体在追求自身最大效益的同时兼顾各方效益的均衡，有利于促进综合能源系统内各主体良性发展，为综合能源系统未来的市场化进程做好铺垫。

2、本方法构建了基于共享储能的园区级综合能源系统协同优化策略，以园区系统日运行成本最低为目标，采用园区运营商集中式能量管理策略，通过CPLEX成功求解出园区一日内的最优调度策略，具有如下结论：

(1)本方法将共享储能引入了园区级综合能源系统的优化调度策略中，并详细分析了共享储能的运行模式和盈利模式，迎合了未来用户侧储能安装比例不断升高的确实，具有相当的现实意义。

(2)综合能源系统具有多能耦合多能互补的特点，相较于传统的分供系统具有更好的经济性。可以极大地减少用户的用能成本以及系统整体的运行成本。

(3)共享储能电站的引入，通过对能量进行时序上的平移，实现了负荷的削峰填谷，可以减少能源的浪费提高利用效率，减少园区运营商从大电网的购电费用和购气费用，进而降低系统的日运行成本，也为用户提供了福利，实现园区系统内用户的用能行为互补。

以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。