在能源互聯(lián)網(wǎng)的背景下,該文對負荷側用能特性進行了研究,建立綜合負荷聚合商配置模型。對于分布式設備選取,提出一種含儲氣和電轉氣的綜合負荷聚合商最優(yōu)化配置和運行方案,建立總成本最小和碳排放量最小的多目標優(yōu)化模型。最后,采用改進的非支配排序遺傳算法（non-dominated sorting genetic algorithm,NSGAⅡ）對模型進行求解,并結合山西某地區(qū)實例,對不同的能源系統(tǒng)方案進行比較,驗證文章所提模型的合理性。 

【文章來源】：自動化與儀表. 2020,35(11)

【文章頁數(shù)】：6 頁

【部分圖文】：

用戶典型日負荷數(shù)據(jù)

圖3 用戶典型日負荷數(shù)據(jù)本文對比了3種不同的綜合負荷聚合商方案，方案1是傳統(tǒng)的供能方式，用戶電能由電網(wǎng)提供，電用戶熱能由熱泵提供，天然氣負荷由天然氣網(wǎng)滿足。因此僅包含變壓器和電熱泵2種類型的能量轉換裝置。方案2僅有熱電聯(lián)產(chǎn)裝置不包含P2G，含變壓器、燃氣內(nèi)燃機和燃氣鍋爐3種類型的能量轉換裝置，內(nèi)燃機和電網(wǎng)提供電能，天然氣負荷由天然氣網(wǎng)提供，內(nèi)燃機和燃氣鍋爐提供熱能。方案3是由各種分布式設備構成的綜合負荷聚合商模型。各設備的參數(shù)如表2所示，各儲能元件參數(shù)如表3所示。P2G運行成本中，P2G運行參數(shù)參考文獻[17-18]，生成單位天然氣所需CO2系數(shù)α=0.2 t/（MW·h),CO2價格系數(shù)CCO2=90美元/t，額定容量0.5 MW，日均投資成本1400美元。

從圖5(c）中可以看出在氣價低谷時段01:00—07:00和23:00—24:00，用戶需求由向上級氣網(wǎng)購氣來滿足。時段07:00—16:00光伏發(fā)電，電轉氣將剩余的電能轉換為天然氣供用戶使用，并且進行天然氣存儲。在氣價峰時段19:00—22:00，儲氣設備放氣，用戶消耗的天然氣由上級氣網(wǎng)和儲氣設備放氣共同滿足。5 結語

【參考文獻】：
期刊論文
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本文編號：3113259