基于能源中心的电-气-热系统协同调度方法和系统技术领域
本发明涉及电力系统协调调度技术领域，特别是涉及一种基于能源中心的电-气-
热系统协同调度方法和系统。
背景技术
随着能源需求的增加和环境压力的加大，而以能源互联网为核心的第三次工业革
命正在兴起。国内外学者在研究的基础上，提出了能源互联网是以电力系统为核心，以可再
生能源为一次能源，与天然气网络、交通网络等其他系统紧密耦合而成的复杂多网络系统。
能源互联网框架下，可再生能源将逐步替代煤炭等传统化石燃料，成为主要一次
能源。然而可再生能源发电出力的波动性和间歇性直接制约了可再生能源的应用场景和利
用效率，导致了风电场弃风等现象的发生。近年来逐渐成熟的电转气(Power to Gas，PtG)
技术则为可再生能源的大范围存储和利用提供了新的思路：通过PtG设备将富余的电能转
化成人造天然气，注入到现有的天然气网络中进行存储和传输，通过协调电力系统与天然
气网络之间的运行，可以极大地提高系统接纳可再生能源的能力。
在能源互联网的框架下，考虑到在源-网-荷架构下多能源系统的耦合特点，如何
有效地实现多能源系统的协同调度成为了一个亟待解决的问题，
发明内容
本发明的目的在于提供一种基于能源中心的电-气-热系统协同调度方法和系统，
可以有效地实现多能源系统的协同调度。
本发明的目的通过如下技术方案实现：
一种基于能源中心的电-气-热系统协同调度方法，包括：
获取电-气-热系统的各能源中心上报的目标时段的电力负荷预测值、天然气负荷
预测值和热负荷预测值；
获取所述电-气-热系统的调度目标以及约束条件，根据所述调度目标、所述约束
条件以及所获取的电力负荷预测值、天然气负荷预测值和热负荷预测值确定各所述能源中
心的调度计划；
分别将各所述能源中心的调度计划发送给对应的能源中心，其中，各所述能源中
心内部的能源转化器和储能设备分别根据所接收到的调度计划运行。
一种基于能源中心的电-气-热系统协同调度系统，包括：
获取单元，用于获取电-气-热系统的各能源中心上报的目标时段的电力负荷预测
值、天然气负荷预测值和热负荷预测值；
处理单元，用于获取所述电-气-热系统的调度目标以及约束条件，根据所述调度
目标、所述约束条件以及所获取的电力负荷预测值、天然气负荷预测值和热负荷预测值确
定各所述能源中心的调度计划；
调度单元，用于分别将各所述能源中心的调度计划发送给对应的能源中心，其中，
各所述能源中心内部的能源转化器和储能设备分别根据所接收到的调度计划运行。
根据上述本发明的技术方案，其是获取电-气-热系统的各能源中心上报的目标时
段的电力负荷预测值、天然气负荷预测值和热负荷预测值，获取所述电-气-热系统的调度
目标以及约束条件，根据所述调度目标、所述约束条件以及所获取的电力负荷预测值、天然
气负荷预测值和热负荷预测值确定各所述能源中心的调度计划，分别将各所述能源中心的
调度计划发送给对应的能源中心，其中，各所述能源中心内部的能源转化器和储能设备分
别根据所接收到的调度计划运行，采用本发明方案，可以有效地实现多能源系统的协同调
度。
附图说明
图1为多能源系统的协调调度架构示意图；
图2为本发明实施例一的基于能源中心的电-气-热系统协同调度方法的实现流程
示意图；
图3为典型能源中心的组成结构示意图；
图4为天然气传输线路模型示意图；
图5为4节点的多能源系统的组成结构示意图；
图6为场景1和场景3的发电出力对比图；
图7为场景1和场景3的供热出力图；
图8为场景1中储气设备的工作状态图；
图9为不同PtG设备容量下系统风电出力对比图；
图10为本发明实施例二的基于能源中心的电-气-热系统协同调度系统的组成结
构示意图一；
图11为本发明实施例二的基于能源中心的电-气-热系统协同调度系统的组成结
构示意图二。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本
发明进行进一步的详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施方式仅仅用以解释本发明，
并不限定本发明的保护范围。
在能源互联网的框架下，针对特定能源系统的运行研究也将拓展到多能源系统之
间的协调运行。在源-网-荷的能源系统架构下，电力、天然气、热力等多能源之间的耦合主
要存在于“源”和“荷”两方面，因此不同能源传输网络的建模互相没有影响，可以按照传统
的方法进行建模。而不同能源系统的耦合部分，可以按照能源中心(energy hub)的建模方
法对其进行建模。
参见图1所示，为为多能源系统的协调调度架构示意图，本发明是利用能源中心的
建模方式，将电-气-热多能源网络系统根据结构和地域分解为众多能源中心和连接能源中
心的传输网络。在协同调度模型中，各能源中心收集次日的电力、天然气和热力等负荷情
况，将信息呈报给多能源系统的调度机构，由调度机构对发电机、气源、PtG设备等进行联合
调度，能源中心主要功能是收集中心内部不同能源在次日的负荷情况，呈报给调度机构，而
能源中心内部的调度计划由统一的调度机构根据某种目标制定。以下通过实施例对本发明
方案进行详细阐述。
实施例一
本发明实施例一提供一种基于能源中心的电-气-热系统协同调度方法，该实施例
中的基于能源中心的电-气-热系统协同调度方法是以系统调度机构的处理过程为例进行
说明。图2为本发明实施例一的基于能源中心的电-气-热系统协同调度方法的实现流程示
意图，如图2所示，该实施例一中的基于能源中心的电-气-热系统协同调度方法包括：
步骤S101：获取电-气-热系统的各能源中心上报的目标时段的电力负荷预测值、
天然气负荷预测值和热负荷预测值；
这里，目标时段可以根据实际需要选定，一般选次日作为目标时段较佳；
这里，能源中心可以看作是一种集成了能源的生产、传输和消费功能的建模单元，
能源中心可以用来描述不同规模的实体，例如钢铁厂、造纸厂等工业设施，机场、商场等大
型建筑，甚至是城镇、乡村等区域。从系统的角度看，能源中心为多输入多输出的能源传输、
转化和存储中心，所述输入和所述输出均包括多种能源载体，如电能、天然气、热能等；所述
能源中心的内部包含三种元素，所述三种元素指直接传输设备、转换器和储能设备；所述直
接传输设备指将对应的能源载体从输入直接输送到输出，能源载体的种类不发生变化，，能
源载体的功率一般会发生改变，例如，电力线缆和天然气管道；所述转换器指进行能源载体
形式的转换，即将能源载体从一种形式转化为另一种形式，如PtG设备、热电联产机组
(Combined Heat and Power Unit，CHP)、燃气锅炉和热泵等；储能设备，如电池和储气罐
等。为了便于理解能源中心，图3示出了一个典型能源中心的组成结构。
能源中心多能源载体的平衡方程可用式(1)描述。
式中：L为能源中心的负荷向量，P为能源中心的能源输入向量，[α，β，…，ω]对应
电能、天然气、热能等能源载体种类，C表示耦合矩阵，其中的耦合系数cα，β描述当前调度模
式下能源中心输入端α能源经由能源中心内各转换器后对β能源的稳态综合转换系数，由能
源中心内部接线方式、各能源转换器效率和调度系数共同确定。在能源中心的负荷一定的
情况下，通过优化能源中心内部的分配因数和能源输入，可以对能源中心的运行方式进行
优化调度。能源中心具有一定程度的运行灵活性和响应特性。
在其中一个实施例中，在步骤S101之间，还包括步骤：根据系统结构和地域将所述
电-气-热系统分解为各能源中心和连接各能源中心的传输网络。
在其中一个实施例中，所述能源中心可以根据电力负荷历史值、天然气负荷历史
值和热负荷历史值分别对所述目标时段的电力负荷、天然气负荷、热负荷进行预测，获得所
述电力负荷预测值、所述天然气负荷预测值和所述热负荷预测值，并将所获得的所述电力
负荷预测值、所述天然气负荷预测值和所述热负荷预测值上报给系统调度机构。
具体地，可以对所述目标时段(以次日为例)之前的多日的电力负荷值求取平均
值，所求取的平均值作为所述目标时段的电力负荷预测值，也可以根据所述目标时段之前
的多日的电力负荷值确定电力负荷的变化趋势，结合该变化趋势以及所述目标时段之前的
多日的电力负荷值确定电力负荷预测值，例如，变化趋势为电力负荷平均每日递增0.5％，
则可以在今日的电力负荷值的基础上增加0.5％作为电力负荷预测值，也可以根据历史同
期的电力负荷值确定，实现方式也不限于此。所述天然气负荷预测值和所述热负荷预测值
的确定方式，与电力负荷预测值的确定方式，在此不予赘述。
各能源中心可以分别根据上述方式获得各自的电力负荷预测值、所述天然气负荷
预测值和所述热负荷预测值，并将所获得各自的所述电力负荷预测值、所述天然气负荷预
测值和所述热负荷预测值上报给系统调度机构，以实现后续的对发电机、气源、PtG设备等
进行联合调度。
步骤S102：获取所述电-气-热系统的调度目标以及约束条件，根据所述调度目标、
所述约束条件以及所获取的电力负荷预测值、天然气负荷预测值和热负荷预测值确定各所
述能源中心的调度计划；
这里，所述调度目标可以根据实际需要选取，所述约束条件可以根据实际情况确
定，在其中一个实施例，所述调度目标为所述电-气-热系统的运行成本最小，所述约束条件
包括：多能源的供给-需求平衡、能源中心内部的运行约束和能源传输网络的潮流约束，也
就是说，在一个调度周期内，在满足每个能源中心的供给-需求平衡、能源中心内部的运行
约束和能源传输网络的潮流约束的条件下，最小化电-气-热系统的运行成本。
具体地，以入下的公式(2)为目标优化函数：
式中：F表示多能源系统运行的成本函数，T表示一个调度周期内(例如一天)的调
度时段数，NP表示电力系统的发电机集合，ai、bi、ci表示第i台发电机组的成本系数，表示
第i台发电机组在时段t的发电出力，NG表示网络内的气源集合，gj表示第j个天然气源成本
系数，表示第j个天然气源在t时间段的天然气出力。
在一个调度周期内，应满足多能源的供给-需求平衡、能源中心内部不同能源之间
的转化和储能装置的运行约束。在忽略电力和天然气的损耗时，能源中心内部多能源的供
给-需求平衡可以表述为：
式中：为第m个能源中心在第t时段内的输入的电力功率和天然气功率，
约定能源中心是净能量输入时，和为正，能源中心是净能量输出时和为负；
分别表示第m个能源中心在第t时段内的PtG设备的电功率，热泵功
率，能源中心的电力负荷和热电联产机组的发电功率；
分别表示第m个能源中心在第t时段内PtG设备转换的气功率，储气装置的放气功率、充气功
率，热电联产机组的耗气功率，燃气锅炉耗气功率和天然气负荷。分
别表示第m个能源中心的热负荷，热泵产热功率，燃气锅炉产热功率，热电联产机组产热功
率；用效率因数来代表热能供热网路中损失。式(3)-(5)中的各种能源变量通过各种能
源转换器联系在一起，多能源载体之间的相互转化可以表述为：
式中：分别表示电转气设备，燃气锅炉，热泵和
热电联产机组热、电的效率因数。
对于能源中心内部的储气设备，它在第t个调度时段内的储气量与该时段的充气/
放气功率和前一时段的储气量有关，并且应满足规定的储气量上下限约束，如式(11)和式
(12)。
Smin，k≤Sk，t≤Smax，k (12)
式中：ηch，ηdch为储气设备充气效率和放气效率，Δt为一个调度时段(本文假定为1
小时)，Smin，k，Smax，k分别表示第k个储气设备储气状态的上限和下限，Sk，t表示第k个储气设
备t时段的储气状态；βk表示第k个储气设备的额定储气容量。同时考虑到储气设备在一个
特定的调度时段不能同时储气和放气，需要引入式(13)对应的约束。考虑的调度周期较短，
为了使调度可持续性，假设调度周期内储气和放气达到平衡，即在一个调度周期内储气设
备的充气量和放气量相等，如式(14)所示。若考虑较长的调度时段，为了增加调度的灵活
性，可以不加入式(14)的约束。
能源传输网络约束主要包括电力系统网络约束和天然气系统网络约束。电力系统
网络约束包括节点潮流约束、发电机上下限约束、节点电压约束和线路传输功率约束。
多时段节点潮流平衡如(15)式所示：
式中：NB为所有的电力节点集合；别表示在t时段节点i的有功发电功率和
无功发电功率；分别为在t时段节点i的有功负荷功率和无功负荷功率，也是节点i
所连接的能源中心输入的电力功率；Ui，t，θij，t分别为在t时段节点i的电压幅值和节点i与
节点j的相角差；Gij，Bij分别为节点导纳矩阵的实部与虚部。
发电机出力上下限约束：
式中：PG min，i，PG max，i分别为机组i的有功出力的上限和下限，表示机组i在t时
段的有功出力；QG min，i，QG max，i分别为机组i的无功出力的上限和下限，表示机组i在t时
段的有功出力。
节点电压约束：
Umin，i≤Ui，t≤Umax，i (17)
式中：Umin，i，Umax，i分别为节点i的电压的上限和下限，Ui，t表示节点i在t时段的电
压。
线路传输功率约束：
式中：Pl，max为线路l允许的传输功率上限，Ui，t，θij，t分别为在t时段节点i的电压幅
值和节点i与节点j的相角差，Uj，t为在t时段节点j的电压幅值。
天然气网络建模的对象包括天然气管道，加压气站，储气罐等。对于任意天然气气
节点i，其节点潮流平衡可以表述为：
式中：NGB为所有的天然气节点集合，Gsi，t表示在t时段节点i的气源功率，为在t
时段节点i的天然气负荷，也是节点i相连的能源中心的输入的天然气功率，Gij，t表示在t时
段从节点i到节点j的天然气潮流，由于天然气在输送过程中会因为管壁摩擦等原因造成压
力损失，因此通常需要通过加压气站对管道内的气体进行增压。如图4所示。
线路的潮流Gij，t是从加压站出口n到管道节点j的天然气潮流Gnj，t与加压站消耗的
天然气潮流之和，可以表示为：
经天然气管道传输的气潮流，与管道两端的电压和管道的传输系数有关，可以表
示为式(21)-(24)。
Gmin，l≤Gij，t≤Gmax，l (23)
pmin，i≤pi≤pmax，i (24)
式中：Gnj，t表示在t时段从节点n到节点j的天然气潮流；Kij表示节点i与节点j之间
的传输线路的传输系数，由气温、管道的直径、长度和摩擦系数等有关；pn，t，pn，t分别表示在
t时段n节点的气压和j节点的气压；Gmin，l，Gmax，l表示天然气线路l的气潮流的下限和上限；
Pmin，i，Pmax，i分别表示天然气节点i的气压的上限和下限，pi表示表示天然气节点i的气压。
与通过加压站的气潮流和加压站的加压比相关：
式中：是与节点i与节点j之间的线路上的加压站的相关的常系数，λh，λu分别
为加压站的加压比的上限和下限。
在根据所述调度目标、所述约束条件以及所获取的电力负荷预测值、天然气负荷
预测值和热负荷预测值确定各所述能源中心的调度计划时，对于这种大规模高维非线性优
化模型，可以采用AMPL/IPOPT进行求解，在此不予赘述。
步骤S103：分别将各所述能源中心的调度计划发送给对应的能源中心，其中，各所
述能源中心内部的能源转化器和储能设备分别根据所接收到的调度计划运行。
据此，根据上述实施例的方案，其是获取电-气-热系统的各能源中心上报的目标
时段的电力负荷预测值、天然气负荷预测值和热负荷预测值，获取所述电-气-热系统的调
度目标以及约束条件，根据所述调度目标、所述约束条件以及所获取的电力负荷预测值、天
然气负荷预测值和热负荷预测值确定各所述能源中心的调度计划，分别将各所述能源中心
的调度计划发送给对应的能源中心，其中，各所述能源中心内部的能源转化器和储能设备
分别根据所接收到的调度计划运行，实现了电-气-热的多能源系统的之间的协同调度。
为了说明本发明方案的可行性和有效性，以下以4节点能源中心测试系统为例进
行说明，该4节点能源中心测试系统网络的结构如图5所示。图5所示系统包括4个能源中心
以及连接它们的电力网络和天然气网络。节点1(能源中心1)与节点2(能源中心2)各有一个
火电厂，节点4(能源中心4)有一个风电场。1号节点为平衡节点。天然气网络在节点1接入上
级天然气系统，即1号节点为该系统的气源节点，用N表示。能源中心4内部的结构图如图3；
其他能源中心内无储气设备和电转气设备。算例中电力、天然气、热量的能量单位用标幺值
p.u.表示，成本单位用标幺值m.u.表示，网络参数无特别说明也用标幺值表示。
考虑设置以下场景：场景1：含PtG设备的冬季典型日(高热负荷)的系统优化调度；
场景2：不含PtG设备的冬季典型日系统优化调度；场景3：含PtG设备的夏季典型日(低热负
荷)的系统优化调度；场景4：不含PtG设备的夏季典型日的系统优化调度。
表1不同场景下的系统运行成本
对比以上四种场景，系统优化运行成本如表1所示。可见，在冬季和夏季，，引入电
转气设备对系统运行费用分别节约1.87％和1.7％，使系统运行更加经济，下面我们详细地
阐述多能源系统优化调度模型的基本特征。
场景1和场景3中电-气-热联合系统的发电和供热出力如图6和图7所示，两种场景
下的CHP机组皆工作在一天内电力负荷较高的时间，且场景1相较于场景3火电机组出力比
例较低，CHP机组出力较高。主要原因是冬季热负荷较高，供热由燃气锅炉和CHP机组联合提
供，CHP机组承担了调峰的功能，CHP机组的出力主要是由电力负荷决定；夏季热负荷较低，
供热仅由CHP机组提供，CHP机组的工作状态受热负荷所限，导致场景3中的CHP机组发电出
力也较低。
图8为场景1中在一个调度周期内储气设备的工作状态，由图6-图9可以描绘出场
景1中电-气-热联合系统的工作状态。在夜间，天然气负荷和电负荷都较低时，运行PtG设备
将富余的电力转化为天然气储存在储气设备中，白天7时至9时，天然气负荷到达一天内第
一个峰值，储气设备将内部储存的气体释放出来，保持系统气负荷供需平衡，10时至13时，
天然气负荷下降，储气设备再次充气；16至20时，电力负荷和天然气负荷达到同时达到峰
值，此时发电成本较高，储气设备释放天然气，能源中心内部的CHP启动提供电力。
当假定PtG设备容量足够大时，利用PtG可以实现系统风电全部消纳。考虑到实际
PtG容量有限，PtG设备的容量对系统消纳风电的影响也较大，如图9所示。PtG容量越高，系
统消纳风电的能力越强。另外，PtG设备也会降低电-气-热联合系统的化石能源(燃煤、天然
气)消耗和整体损耗，降低系统碳排放，如表2所示。通过引入PtG设备，冬季的化石能源消耗
降低2.4％，输电损耗由0.269％减少至0.243％，加压站的气损耗由17.5％下降为16.8％；
夏季的化石能源消耗降低2.87％，输电损耗由0.276％减少为0.254％，加压站的气损耗由
5.43％下降为5.19％，化石能源能耗降低的主要原因是PtG设备将多余的风电转换为天然
气，被系统储存或利用，减少了能源中心从节点1连接的天然气源中获得的天然气量。冬季
输电损耗要低于夏季损耗，主要原因是夏季热负荷较低，限制了CHP的出力，能源中心需要
从电力网络中获得更多的电力，从而增加了输电损耗；冬季和夏季在引入PtG设备后损耗都
有所降低，主要原因是PtG设备将风电转化为天然气，减少了能源中心从网络中获取的天然
气，从而降低了损耗。
表2不同场景下风电发电量及能源消耗对比
实施例二
基于上述的实施例一，本发明实施例二提供一种基于能源中心的电-气-热系统协
同调度系统，参见图10所示，为本发明实施例二的基于能源中心的电-气-热系统协同调度
系统的组成结构示意图一；如图10所示，该实施例中的基于能源中心的电-气-热系统协同
调度系统包括获取单元201、处理单元202和调度单元203，其中：
获取单元201，用于获取电-气-热系统的各能源中心上报的目标时段的电力负荷
预测值、天然气负荷预测值和热负荷预测值；
处理单元202，用于获取所述电-气-热系统的调度目标以及约束条件，根据所述调
度目标、所述约束条件以及所获取的电力负荷预测值、天然气负荷预测值和热负荷预测值
确定各所述能源中心的调度计划；
调度单元203，用于分别将各所述能源中心的调度计划发送给对应的能源中心，其
中，各所述能源中心内部的能源转化器和储能设备分别根据所接收到的调度计划运行。
在其中一个实施例中，基于能源中心的电-气-热系统协同调度系统，如图11所示，
还包括：
分解单元204，用于根据系统结构和地域将所述电-气-热系统分解为各能源中心
和连接各能源中心的传输网络，其中，所述能源中心为多输入多输出的能源传输、转化和存
储中心，所述输入和所述输出均包括多种能源载体；所述能源中心的内部包含三种元素，所
述三种元素指直接传输设备、转换器和储能设备，所述直接传输设备指将对应的能源载体
从输入直接输送到输出，能源载体的种类不发生变化，所述转换器指进行能源载体形式的
转换。
在其中一个实施例中，所述能源中心根据电力负荷历史值、天然气负荷历史值和
热负荷历史值分别对所述目标时段的电力负荷、天然气负荷、热负荷进行预测，获得所述电
力负荷预测值、所述天然气负荷预测值和所述热负荷预测值。
在其中一个实施例中，所述调度目标为所述电-气-热系统的运行成本最小。
在其中一个实施例中，所述约束条件包括：多能源的供给-需求平衡、能源中心内
部的运行约束和能源传输网络的潮流约束。
本实施例提供的基于能源中心的电-气-热系统协同调度系统，需要指出的是：以
上对于基于能源中心的电-气-热系统协同调度系统的描述，与上述基于能源中心的电-气-
热系统协同调度方法的描述是类似的，并且具有上述基于能源中心的电-气-热系统协同调
度方法的有益效果，为节约篇幅，不再赘述；因此，以上对本发明实施例提供的基于能源中
心的电-气-热系统协同调度系统中未披露的技术细节，请参照上述提供的基于能源中心的
电-气-热系统协同调度方法的描述。
以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实
施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存
在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。
以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并
不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来
说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护
范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。