綜合能源系統(tǒng)分層分布式協(xié)調(diào)控制方法

趙曰浩，彭 克，徐丙垠，趙學(xué)深，張 聰

（山東理工大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，山東 淄博 255000）

0 引言

能源是國民經(jīng)濟發(fā)展的重要物質(zhì)基礎(chǔ)，在國民經(jīng)濟中處于極其重要的戰(zhàn)略地位。隨著經(jīng)濟和社會的發(fā)展，能源短缺問題越來越嚴峻，常規(guī)的化石能源日益供應(yīng)不足，同時過度使用化石能源所帶來的一系列環(huán)境污染問題嚴重威脅著人類的生存和發(fā)展［1-2］。

在傳統(tǒng)的能源系統(tǒng)中，冷／熱／電／氣往往相互獨立設(shè)計、規(guī)劃、運行和控制，不同的供能、用能系統(tǒng)主體不能進行整體上的協(xié)調(diào)、配合和優(yōu)化，導(dǎo)致能源整體利用率不高。面對日益嚴重的資源和環(huán)境問題，許多國家將綜合能源系統(tǒng)IES（Integrated Energy System）［3-8］作為未來的發(fā)展戰(zhàn)略。

目前，針對綜合能源系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制的研究較少。文獻［9］對冷熱電聯(lián)供（CCHP）系統(tǒng)提出一種通用五母線結(jié)構(gòu)的建模方法，對各設(shè)備的運行方式進行優(yōu)化，實現(xiàn)了經(jīng)濟運行，但針對的只是單用戶冷、熱、氣的優(yōu)化調(diào)度，沒有涉及多用戶聯(lián)合協(xié)調(diào)優(yōu)化。文獻［10］提出一種綜合能源微網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度方法，以系統(tǒng)綜合費用最低為目標，采用統(tǒng)一建模的方法，建立綜合能源微網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度模型，但不涉及冷負荷與多用戶聯(lián)合優(yōu)化。文獻［11］對智慧工業(yè)園區(qū)進行雙層調(diào)度，以電網(wǎng)側(cè)在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定的前提下，實現(xiàn)運行費用最小，兼顧用戶側(cè)利益，以最大化消納可再生能源為目標，但更側(cè)重于電網(wǎng)側(cè)的優(yōu)化運行控制。文獻［12］考慮放電深度、充放電次數(shù)以及峰谷電價、補償電價等電力需求響應(yīng)機制對儲能進行評估，并研究了蓄電池的充放電控制策略，但沒有提及對冷、熱的優(yōu)化調(diào)度。文獻［13］對并網(wǎng)微電網(wǎng)提出了一種多Agent能量管理模型。文獻［14］對智能配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度及其關(guān)鍵技術(shù)進行了研究，但更多地是面向傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)，沒有涉及冷、熱的優(yōu)化控制。

本文針對綜合能源系統(tǒng)，提出一種分層分布式協(xié)調(diào)控制方法。該控制方法分為上、下2層。下層的決策者為各用戶控制系統(tǒng)，以用戶收益最大化作為優(yōu)化目標，對各設(shè)備的運行方式和工作狀況進行合理控制，達到用戶購能費用最小的自趨優(yōu)控制效果。上層的決策者為園區(qū)控制系統(tǒng)，當(dāng)系統(tǒng)正常運行時，對所轄直調(diào)設(shè)備進行優(yōu)化控制，以利潤最大化為目標保證設(shè)備經(jīng)濟運行；當(dāng)負荷出現(xiàn)較大波動時，以園區(qū)削峰需求下的關(guān)口功率限值作為約束條件，以補償費用最小為目標，通過控制上層直調(diào)資源和下層互動用戶的可調(diào)控資源進行削峰，實現(xiàn)與電網(wǎng)的友好互動。

1 綜合能源系統(tǒng)的概念和特點

綜合能源系統(tǒng)集冷／熱／電／氣多種能源的生產(chǎn)、輸送、分配、轉(zhuǎn)換、存儲等環(huán)節(jié)于一體，一方面實現(xiàn)了能源的梯級利用，提高能源的綜合利用水平［15］；另一方面利用各個能源系統(tǒng)之間在時空上的耦合機制，實現(xiàn)對多種能源的綜合管理與協(xié)調(diào)互補，對冷／熱／電負荷進行轉(zhuǎn)供，實現(xiàn)削峰填谷，提高能源綜合利用效率，同時實現(xiàn)與電網(wǎng)的友好互動。

綜合能源系統(tǒng)是一個冷／熱／電／氣等多種能流相互耦合的復(fù)雜系統(tǒng)，系統(tǒng)內(nèi)可再生能源和負荷的波動性、系統(tǒng)內(nèi)可能存在的多利益主體使得能量供需平衡的調(diào)控變得相當(dāng)復(fù)雜［16］。傳統(tǒng)集中式的能量管理系統(tǒng)（EMS）難以滿足綜合能源系統(tǒng)協(xié)同互補與多利益主體的要求，因而需要研究“分布自治”和“集中協(xié)調(diào)”的分層分布式的協(xié)調(diào)控制方法。圖1為一種典型綜合能源系統(tǒng)分層分布式協(xié)調(diào)控制的示意圖。

下層用戶控制系統(tǒng)通過對自身用能情況、分布式電源出力、儲能狀態(tài)等信息進行采集處理，對廠區(qū)內(nèi)的資源進行自趨優(yōu)控制。上層園區(qū)控制系統(tǒng)通過對園區(qū)所轄設(shè)備、關(guān)口功率等數(shù)據(jù)信息進行采集處理，并利用冷／熱／電／氣等負荷歷史數(shù)據(jù)進行負荷預(yù)測，進行上層的優(yōu)化調(diào)度，當(dāng)園區(qū)關(guān)口功率越限時，向園區(qū)設(shè)備以及可互動的用戶下發(fā)指令進行削峰。

圖1 綜合能源系統(tǒng)分層分布式協(xié)調(diào)控制示意圖Fig.1 Schematic diagram of hierarchical and distributed coordination control of IES

2 雙層協(xié)調(diào)控制方法

2.1 下層分布自治控制方法

下層控制系統(tǒng)內(nèi)的各個廠區(qū)用戶，其控制目標是通過對自身可控資源的合理調(diào)度，減少購能費用，提高經(jīng)濟效益，達到自趨優(yōu)運行的目的。

圖2給出了典型用戶配置示意圖，具體的下層控制模型將在下文給出。

圖2 典型用戶配置示意圖Fig.2 Schematic diagram of typical user configuration

2.1.1 目標函數(shù)

以用戶總購能費用最小為目標：

其中，f1為各用戶總的購能費用；Cgrid為各用戶總的購電費用；Cgas為需消耗燃氣的用戶購買天然氣的費用。購電費用、購氣費用的計算公式為：

其中，H 為調(diào)度周期時段數(shù)為用戶在調(diào)度時段t從配電網(wǎng)的購電量為時段t的分時電價為購買燃氣的單位熱值價格分別為時段t微燃機的發(fā)電功率和燃氣鍋爐的產(chǎn)熱功率；ηMT、ηGFB分別為微燃機、燃氣鍋爐的效率。

2.1.2 約束條件

（1）電功率平衡約束。

（2）煙氣平衡約束［9］。

（3）蒸汽功率平衡約束［9］。

（4）熱功率平衡約束。

（5）冷功率平衡約束。

（6）各設(shè)備運行的電、熱功率約束。

（7）熱電聯(lián)產(chǎn)（CHP）機組可分為定熱電比（如背壓式機組）和變熱電比（如抽凝式機組）2種類型。

a.定熱電比的CHP機組的電出力和熱出力的關(guān)系為：

b.變熱電比的CHP機組的熱電比是可變的，滿足以下關(guān)系［17］：

（8）蓄電池應(yīng)同時滿足充放電功率約束、儲能量約束以及充放電前后儲能量的等式約束［9］。

a.蓄電池的充電約束：

b.蓄電池的放電約束：

c.蓄電池電量約束：

d.蓄電池充放電前后的儲電量約束：

其中為時段t光伏發(fā)電功率為時段t風(fēng)機發(fā)電功率為時段t電負荷功率為時段t基載主機的電功率為時段 t熱泵的電功率分別為時段 t電儲能的充、放電功率分別為時段t雙工況主機制冰、制冷的電功率為時段 t CHP 機組回收的煙氣熱功率分別為時段t余熱鍋爐回收裝置、煙氣換熱器吸收煙氣的熱功率；ηHRSG，smoke為余熱鍋爐吸收煙氣的效率；為時段 t燃氣鍋爐產(chǎn)蒸汽的熱功率為時段t余熱鍋爐輸出的熱功率分別為時段t蒸汽負荷、熱負荷為時段t蒸汽換熱器的熱功率分別為時段 t蓄熱裝置輸出和輸入的熱功率分別為時段 t雙工況主機工作在制冷、制冰工況輸出的冷功率為時段t基載主機的制冷功率為時段t融冰制冷功率為時段 t冷負荷分別為基載主機制冷能效比、雙工況主機制冷工況能效比、雙工況主機制冰工況能效比；αCHP為定熱電比的CHP機組的熱電比分別為時段t CHP機組的電、熱出力為時段t變熱電比的CHP機組在純冷凝方式下的電出力；Z為一常數(shù)，是熱出力與因抽汽減少的電出力的比值；CapBS為蓄電池的容量；γBS，C、γBS，D分別為蓄電池的最大充電倍率、最大放電倍率；WBS，min、WBS，max分別為蓄電池的最小、最大儲電量分別為時段t、時段t+1蓄電池的電量；σBS為自放電率；ηBS，C、ηBS，D分別為蓄電池的充、放電效率；Δt為單位調(diào)度時段時長。

蓄熱裝置、冰蓄冷裝置等儲能裝置的約束條件與蓄電池類似，在此不再贅述。

2.2 上層集中協(xié)調(diào)控制策略

上層園區(qū)控制系統(tǒng)在正常運行狀態(tài)下的控制目標為保證園區(qū)內(nèi)冷／熱／電供需平衡，在保證削峰需求下園區(qū)關(guān)口負荷峰值不越限的前提下，實現(xiàn)所轄直調(diào)設(shè)備的經(jīng)濟運行。當(dāng)削峰需求下園區(qū)關(guān)口負荷峰值越限時，通過園區(qū)直調(diào)設(shè)備與下層需求響應(yīng)DR（Demand Response）進行削峰，分析參加響應(yīng)的不同互動用戶的電價補貼，以補償費用最小為目標（也即園區(qū)綜合能源提供商凈利潤最大），合理選擇可調(diào)控資源進行削峰。

DR能改善電網(wǎng)的負荷曲線，參加響應(yīng)的用戶能獲得一定的電價補償［18-19］。如用戶側(cè)某些柔性負荷可通過功率調(diào)整、有序用電、降壓節(jié)能CVR（Conservation Voltage Reduction）等措施獲得一定的可調(diào)節(jié)能力［20］。在緊急情況下也可中斷部分用戶實現(xiàn)削峰。通過事先簽訂協(xié)議，用戶參與DR會獲得調(diào)節(jié)補償和中斷補償，對第i個用戶的實施成本可表示為：

其中，T為第i個用戶參與互動的時段數(shù)；αDR，i為第i個用戶削減負荷所獲得的單位削減量電價補償為第i個用戶在時段t參與互動減少的峰荷。

2.2.1 目標函數(shù)

以園區(qū)綜合能源提供商凈利潤最大為優(yōu)化目標：

其中，f2為園區(qū)綜合能源提供商凈利潤；Eselling為園區(qū)綜合能源提供商向用戶供冷、供熱、供電所獲得的收入；Csouce為綜合能源提供商的購能成本；CDR，i為綜合能源提供商向第i個用戶支付的電價補償；m為園區(qū)內(nèi)參與互動的用戶總數(shù)；Eelc為綜合能源提供商獲得的售電收入；Eheat為綜合能源提供商獲得的售熱收入；Ecooling為綜合能源提供商獲得的售冷收入；園區(qū)綜合能源提供商的購能成本Csouce的計算方法與用戶購能成本計算方法類似，在此不再贅述。

2.2.2 約束條件

為了實現(xiàn)與電網(wǎng)的友好互動，園區(qū)綜合能源提供商須保證園區(qū)關(guān)口功率不越限。削峰需求下的園區(qū)關(guān)口負荷功率約束為：

其中，Pg為園區(qū)關(guān)口負荷功率為削峰需求下園區(qū)關(guān)口功率上限值。

除此之外，上層所轄直調(diào)設(shè)備還需滿足園區(qū)內(nèi)電平衡、熱平衡、煙氣平衡等約束，模型與2.1.2節(jié)類似，在此不再贅述。

2.3 求解方法

本文上、下層模型均為0-1混合整數(shù)線性規(guī)劃模型。下層模型由式（1）—（14）組成，上層模型由式（15）—（19）組成。為了處理上、下層模型的約束條件中含有的耦合變量，如微燃機的啟動與否，冰蓄冷裝置的蓄、釋冷等狀態(tài)，引入0-1變量，采用線性規(guī)劃軟件Lingo進行求解。

3 算例分析

算例以廣州某工業(yè)園區(qū)綜合能源系統(tǒng)示范工程試點現(xiàn)場情況為基礎(chǔ)構(gòu)建，該園區(qū)內(nèi)共有13個下層用戶廠區(qū)和1個上層綜合能源提供商（1組無蓄熱裝置的背壓式CHP機組和電儲能），結(jié)構(gòu)示意圖如圖3所示。選取園區(qū)內(nèi)3個重要用戶進行計算分析。3個重要用戶和綜合能源提供商的配置情況如下：用戶廠區(qū)1，光伏峰值容量為500 kW，電儲能容量為6 MW·h，僅有電負荷需求；用戶廠區(qū)2，光伏峰值容量為500 kW，冰蓄冷容量為20 MW·h，有電負荷、冷負荷需求；用戶廠區(qū)3，微燃機最大功率為100 kW，蒸汽換熱換水裝置最大功率為120 kW，余熱鍋爐最大功率為120kW，燃氣鍋爐最大功率為100kW，有電負荷、熱負荷需求；綜合能源提供商，燃氣輪機最大功率為25 MW，余熱鍋爐最大功率為50 MW，蒸汽換熱換水裝置最大功率為50 MW，電儲能容量為10 MW·h，能提供電能、熱能。用戶廠區(qū)1—3的日負荷和光伏出力預(yù)測曲線分別如圖4—6所示。圖7為本文所采用的分時電價曲線。天然氣價格按照當(dāng)?shù)氐膶嶋H價格取3.45元／m3，可折合單位熱值價格0.349 元／（kW·h）。

圖3 廣州某工業(yè)園區(qū)示意圖Fig.3 Schematic diagram of an industrial park in Guangzhou

圖4 用戶廠區(qū)1的電負荷和光伏出力預(yù)測曲線Fig.4 Predicted power load and PV output of User 1

圖5 用戶廠區(qū)2的電、冷負荷和光伏出力預(yù)測曲線Fig.5 Predicted power load，cooling load and PV output of User 2

圖6 用戶廠區(qū)3的電、熱負荷預(yù)測曲線Fig.6 Predicted power load and heating load of User 3

圖7 分時電價Fig.7 Time-of-use tariffs of electricity

3.1 下層分布自治控制

利用本文提出的下層優(yōu)化控制方法對上述3個重要用戶廠區(qū)進行計算。算例相關(guān)參數(shù)如下：微燃機效率 ηMT＝0.3，用戶側(cè)余熱鍋爐效率 ηGFB＝0.73，燃氣輪機效率ηGT＝0.348，綜合能源提供商的余熱鍋爐效率 η′GFB＝0.808，CHP 機組的熱電比 αCHP＝1.8，蒸汽換熱器的換水效率ηHX，steam＝0.9，蓄電池的最大充電率γBS，C＝0.2，蓄電池的最大放電率 γBS，D＝0.4，蓄電池的充電效率 ηBS，C＝0.95，蓄電池的放電效率 ηBS，D＝0.95，蓄電池的自放電率σBS＝0.02，蓄電池的最大儲能量WBS，max＝0.9CapBS，蓄電池的最小儲能量 WBS，min＝0.1CapBS，冰蓄冷裝置最大制冰率冰蓄冷的最大融冰制冷率 γIS，D＝0.5，冰蓄冷的自放熱率 σIS＝0.03，冰蓄冷的最大儲冷量WIS，max＝0.9CapIS，冰蓄冷的最小儲冷量WIS，min＝0.1CapIS，基載制冷機制冷能效比 γA／C＝4，雙工況主機制冷工況能效比雙工況主機制冰工況能效比調(diào)度周期為1 d，單位時段調(diào)度時長1 h。廠區(qū)1—3的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果分別如圖8—10所示。各廠區(qū)在各自優(yōu)化調(diào)度下進行生產(chǎn)達到運行費用最少的目標。廠區(qū)1的總運行成本為13 884.72元，廠區(qū)2的總運行成本為22928.57元，廠區(qū)3的總運行成本為3791.938元。

圖8 用戶廠區(qū)1的優(yōu)化控制結(jié)果Fig.8 Results of optimal control for User 1

圖9 用戶廠區(qū)2的優(yōu)化控制結(jié)果Fig.9 Results of optimal control for User 2

圖10 用戶廠區(qū)3的優(yōu)化控制結(jié)果Fig.10 Results of optimal control for User 3

由圖8—10可得結(jié)論如下。

a.蓄電池在低谷電價時進行充電，在高峰電價時進行放電，用戶在節(jié)省自身運行電費的同時，對電網(wǎng)峰值進行削減，達到用戶與電網(wǎng)的雙贏。

b.冷負荷由基載主機和冰蓄冷系統(tǒng)供應(yīng)。冰蓄冷系統(tǒng)具有與蓄電池類似的削峰填谷的效果。在電價低谷時期，雙工況主機工作在制冰模式進行蓄冰，冷負荷由基載主機進行供應(yīng)；在電價高峰時期，雙工況主機進行單融冰制冷，為用戶節(jié)約電費。冰蓄冷系統(tǒng)實現(xiàn)了電-冷的能量轉(zhuǎn)化與互補。

c.熱負荷由微燃機和燃氣鍋爐共同供應(yīng)。受電價、燃氣價格的限制，微燃機僅在電價平時段與峰時段開啟，為用戶供熱并發(fā)電，電量不足部分由園區(qū)綜合能源提供商供應(yīng)。在電價低谷時期，由燃氣鍋爐為用戶提供全部的熱負荷。此種運行方式下，微燃機實現(xiàn)了氣-電、氣-熱的能量轉(zhuǎn)化與互補。

3.2 上層集中協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度

綜合能源提供商由于使用燃氣的數(shù)量比較大，在購氣時將會獲得一定的優(yōu)惠，購氣價格為2.66元 ／m3，可折合單位熱值價格為 0.269 元 ／（kW·h）。 整個園區(qū)的日電負荷、熱負荷曲線如圖11所示。

圖11 園區(qū)的電、熱負荷預(yù)測曲線Fig.11 Predicted power load and heating load of industrial park

園區(qū)綜合能源提供商對可調(diào)節(jié)用戶制定相應(yīng)的補償價格，對可中斷用戶參考財政部、國家發(fā)展改革委《電力需求側(cè)管理城市綜合試點工作中央財政獎勵資金管理暫行辦法》的通知制定相應(yīng)的補償價格，具體的電價補貼如表1所示?；佑脩粼诓煌瑫r刻的響應(yīng)能力如圖12所示。假定該削峰需求下工業(yè)園區(qū)關(guān)口負荷峰值功率上限為9 MW，不同場景下的結(jié)果分析如下。

表1 補償電價Table 1 Compensation rates

圖12 互動用戶的響應(yīng)能力預(yù)測曲線Fig.12 Predicted response capacities of interactive users

（1）情形1：綜合能源提供商設(shè)備經(jīng)濟運行。

圖13 綜合能源提供商的優(yōu)化控制結(jié)果（情形1）Fig.13 Results of optimal control for multi-energy supplier（Case 1）

通過園區(qū)管理系統(tǒng)的優(yōu)化控制策略計算分析，得到的優(yōu)化調(diào)度策略如圖13所示。此時綜合能源提供商只需對自身CHP機組和電儲能進行協(xié)同控制，無需通過與下層用戶廠區(qū)的DR，就可達到園區(qū)內(nèi)各種功率平衡。此種情形下綜合能源提供商的總運行成本為452 474.8元，綜合能源提供商的凈利潤為180848.7元。

（2）情形2：可調(diào)節(jié)用戶參與響應(yīng)。

若根據(jù)日前預(yù)測第二日時段13用戶需要增加350 kW的電負荷，其余時段用電量、用熱量保持不變。通過園區(qū)管理系統(tǒng)的優(yōu)化控制策略計算分析得到優(yōu)化調(diào)度策略如圖14所示。對互動用戶資源的控制結(jié)果如圖15所示。此情形下需要CHP機組、電儲能、用戶的可調(diào)節(jié)負荷進行協(xié)同控制以達到園區(qū)內(nèi)各種功率平衡。此種情形下綜合能源提供商的總運行成本為453107.9元，對參與互動的可調(diào)節(jié)用戶的總補償實施成本為338.53366元，綜合能源提供商的凈利潤為180529.9996元。

圖14 綜合能源提供商的優(yōu)化控制結(jié)果（情形2）Fig.14 Results of optimal control for multi-energy supplier（Case 2）

圖15 綜合能源提供商對互動用戶的控制結(jié)果（情形2）Fig.15 Results of optimal interactive user control for multi-energy supplier（Case 2）

（3）情形3：可中斷用戶參與響應(yīng)。

若根據(jù)日前預(yù)測第二日時段13用戶需要增加700 kW的電負荷，其余時段用電量、用熱量保持不變。通過園區(qū)管理系統(tǒng)的優(yōu)化控制策略計算分析得到優(yōu)化調(diào)度策略如圖16所示。對互動用戶資源的控制結(jié)果如圖17所示。此情形下需要CHP機組、電儲能、用戶的可調(diào)節(jié)負荷和可中斷負荷進行協(xié)同控制，才能達到園區(qū)內(nèi)各種功率平衡。此種情形下綜合能源提供商的總運行費用為474916.1元，對參與互動的可調(diào)節(jié)用戶的總補償實施成本為720.5元，對可中斷用戶的總補償實施成本為21426.26225元，綜合能源提供商的凈利潤為159036.2046元。

圖16 綜合能源提供商的優(yōu)化控制結(jié)果（情形3）Fig.16 Results of optimal control for multi-energy supplier（Case 3）

圖17 綜合能源提供商對互動用戶的控制結(jié)果（情形3）Fig.17 Results of optimal interactive user control for multi-energy supplier（Case 3）

通過對上層集中協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度的各情景分析，可得如下結(jié)論。

a.熱負荷完全由CHP機組供應(yīng)。CHP機組采取以熱定電的工作方式，為園區(qū)同時供熱、供電，電量不足部分由園區(qū)綜合能源提供商通過聯(lián)絡(luò)線從外電網(wǎng)獲取。

b.由于受到園區(qū)關(guān)口負荷功率上限約束，園區(qū)直調(diào)電儲能不完全遵循“谷儲峰發(fā)”的原則。電儲能在削峰需求下園區(qū)關(guān)口功率超過最大允許值時進行放電削峰，保證滿足聯(lián)絡(luò)線的功率約束。在某些高峰電價時段、關(guān)口功率不越限時，若電儲能內(nèi)有剩余電量，電儲能將對外放電，達到減少能源提供商向外電網(wǎng)購電費用的效果。

c.由于補償電價相對較高，上層控制系統(tǒng)在用戶負荷增大導(dǎo)致削峰需求下關(guān)口功率越限時才要求用戶互動進行負荷調(diào)整和中斷，而在正常運行時不對用戶的用電行為做出限制。

通過3種不同情形下的控制策略分析可知，相較于傳統(tǒng)的以電網(wǎng)側(cè)目標為核心的集中式調(diào)度方法，本文提出的分層分布式的協(xié)調(diào)控制方法能更好地保障下層用戶的利益，提高用戶參與互動的積極性，并在保證園區(qū)安全穩(wěn)定運行的前提下，最大限度地保障園區(qū)能源提供商的利益，減輕上層園區(qū)能源提供商對園區(qū)內(nèi)各類資源協(xié)調(diào)控制的難度。

4 結(jié)論

本文提出了一種綜合能源系統(tǒng)分層分布式的協(xié)調(diào)控制方法，通過對不同情形控制策略的計算分析，得到如下結(jié)論：

a.通過下層“分布自治”的控制方法，能夠?qū)ο聦佑脩舻睦?、熱、電資源進行合理控制，達到用戶側(cè)優(yōu)化運行的效果；

b.通過上層“集中協(xié)調(diào)”的控制方法，能夠?qū)@區(qū)進行整體削峰，在保證園區(qū)安全穩(wěn)定運行的前提下，達到上層綜合能源提供商的利益最大化；

c.分層分布式的協(xié)調(diào)控制方法能夠?qū)崿F(xiàn)綜合能源系統(tǒng)的源-網(wǎng)-荷-儲協(xié)同，減少上層調(diào)度的難度，實現(xiàn)整個園區(qū)能源系統(tǒng)的分層協(xié)同和優(yōu)化，保障區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的安全經(jīng)濟運行。

本文的研究主要基于日前的負荷預(yù)測結(jié)果對園區(qū)內(nèi)上、下層的資源進行協(xié)調(diào)控制，尚未涉及實時優(yōu)化控制，后續(xù)將針對多種能源不同時間尺度的動態(tài)響應(yīng)特性，研究分層分布式的緊急控制策略。

參考文獻：

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