基准，对设备的运行状态进行调整，应对可再生能源及负荷 小时间尺度的不确定性变化。分析结果表明，该文调度方法 可协调供能、蓄热装置的运行，发挥多种设备互补运行的优 越性，有效降低运行成本，减少主机启停次数；动态调整阶 段的引入可快速响应可再生能源和系统负荷小时间尺度变 化，经济可靠地满足系统用能需求。 关键词：园区型综合能源系统；蓄热装置；启停罚金；模型 预测控制；多时间尺度；优化调度 0 引言 随着化石燃料的枯竭和全球环境污染问题的 调多种设备的运行。 目前，对 CIES 优化运行的研究主要聚焦于灵 活调动各种能源形式及蓄能装置，提升系统新能源 消纳能力、灵活性和运行经济性。文献[12-13]对包 含 CHP 设备、风机、电锅炉和蓄热装置的热/电能 源系统，以能源消耗和弃风费用最小为目标进行多 能耦合整体的优化调度，增强系统运行灵活性和经 济性。文献[14]研究基于电转气(power to gas，P2G) 技术的电/热/气耦合系统，通过建立其日前经济调 实现电、热、冷能的优化调度运行。文献[16]在分 时电价机制下，以调度周期内收益最大为目标，协 调电热泵、CHP 设备、辅助锅炉和蓄热、蓄电装置 的运行，满足建筑系统冷、热、电需求，获得了较 高供能效率。文献[17]在动态电价机制下基于楼宇 的蓄热特性，构建了 1 种虚拟储能系统模型，进而 进行融合需求侧的冷/热/电能源系统的优化调度， 降低系统运行成本。 上述优化控制均是基于负荷、可再生能源预测

户最优用电效益。 3.2 蓄热系统建设 由于电储能设备前期投资较大，且园区玻璃温 室大棚以及部分景区存在一定的用热需求，为提高 园区储能系统经济性和最大化利用光伏发电，同时 满足园区生产车间的用热需求，拟采用固体电蓄能 机组进行蓄热，利用峰、谷、平电价差，在低谷电 时段直接蓄热 [12]，利用电加热将蓄热体加热到 750 °C 储存起来，并以热能形式储存在蓄热体器内供白天 峰或平电时段使用，满足供暖需热量，以达到完全 峰或平电时段使用，满足供暖需热量，以达到完全 避峰、平电时段的用电量，削峰填谷，大大减少运 行费用的目的。 蓄热系统采用 PLC 控制系统 [13]，可提供本地和 异地监控，具有手动、自动、远程控制功能，具有 良好的人机界面，输出报表内容全面。控制系统智 能化管理，可分时段运行模式，每天可设定多个时 段，依次定时自动运行，每个时段可分别设置不同 的运行温度，并可实现气候补偿控制，实现分时段 5.2.2 蓄热收益 蓄热设备采用谷电进行蓄热，完全蓄热需 8 h （可边蓄热边使用），设备输入功率按 60 kW，输 出功率 42 kW，蓄热系统用电量 480 kWh。 在实际使用中，蓄热系统的耗电功率通常在多 时段低于 60 kW，其耗电量与原电烤箱用电量基本 相同。由于电烤箱使用时间不固定，因此按平均电 价进行计算，平均电价为 0.7073 元/kW，蓄热系统 采用低谷电价进行蓄热，低谷电价为

风光储多能互补能源系统结构与能 量模型 1.1 系统结构 本文针对北方地区供暖供电需求提出了风光储 多能互补能源系统，如图1所示。该系统包含光伏 发电机组、风力发电机组、燃气轮机、储电单元、 槽式太阳能集热系统、蓄热单元、电加热器、余热 锅炉、燃气锅炉以及集成控制系统。系统运行时， 采用以热定电的运行模式，在全方位保障供电和热 量供应的前提下充分利用风光等可再生能源。 系统供电时，以光伏发电和风力发电为主电 源，余热锅炉、电加热器为辅助热源，燃气锅炉为 备用热源。用热低谷时，可再生能源产生的热量直 接供用户使用，槽式太阳能集热系统、余热锅炉、 电加热器产生的多余热量储存于蓄热单元；用热高 峰时，槽式太阳能集热系统、余热锅炉、电加热 器、蓄热单元产生的热量供给不足时，由燃气锅炉 补充。 1.2 能量模型 为了开展能源系统容量配置优化研究，本文建 立了风光储多能互补能源系统的能量模型，主要包 括以下部分。 为燃气锅炉的额定效率，一般取 80%；ηGB 为锅炉 效率，%；FGB 为燃气锅炉的燃料热值，kW；αGB 为燃气锅炉的部分负荷率，%。 1.2.7 蓄热单元模型 蓄热单元主要储存富余的槽式太阳能集热器集 热量、余热锅炉的热量和电加热器的热量，在用热 高峰时释放热量进行供热。蓄热模型供热的计算方 法见式(18) [24]。 R(h + 1) = R(h)(1 - φ) + ΔhψQhs - Δh ψ Qhr

（试行）》（鲁监能市场规〔2024〕24号），明确虚 拟电厂等新型市场主体可作为独立市场主体参与市场 交易。 ü 虚拟电厂运营商可通过聚合分布式光伏、分散式风电、 储能、电动汽车（充电桩）、蓄冷蓄热空调、电热水 器、高载能工业负荷、居民农业侧可调节负荷等可调 节资源聚合为一个整体，实现资源的聚合、协调、优 化，独立参与市场交易。 （三）山东虚拟电厂市场政策支撑 7 1.虚拟电厂发展背景 的聚合、优化和控制的组织或系统。 虚拟电厂运营商是指开展虚拟电厂资源聚合业务，并参与电力系统运行或电力市场的主体。虚拟电厂运营商可通过聚合分布 式光伏、分散式风电、储能、电动汽车（充电桩）、蓄冷蓄热空调、电热水器、高载能工业负荷、居民农业侧可调节负荷等可调 节资源聚合为一个整体，实现资源的聚合、协调、优化，独立参与市场交易。 ü 随着新型电力系统建设的持续推进，虚拟电厂（负荷聚合商） 按

（试行）》（鲁监能市场规〔2024〕24号），明确虚 拟电厂等新型市场主体可作为独立市场主体参与市场 交易。 ü 虚拟电厂运营商可通过聚合分布式光伏、分散式风电、 储能、电动汽车（充电桩）、蓄冷蓄热空调、电热水 器、高载能工业负荷、居民农业侧可调节负荷等可调 节资源聚合为一个整体，实现资源的聚合、协调、优 化，独立参与市场交易。 （三）山东虚拟电厂市场政策支撑 7 1.虚拟电厂发展背景 的聚合、优化和控制的组织或系统。 虚拟电厂运营商是指开展虚拟电厂资源聚合业务，并参与电力系统运行或电力市场的主体。虚拟电厂运营商可通过聚合分布 式光伏、分散式风电、储能、电动汽车（充电桩）、蓄冷蓄热空调、电热水器、高载能工业负荷、居民农业侧可调节负荷等可调 节资源聚合为一个整体，实现资源的聚合、协调、优化，独立参与市场交易。 ü 随着新型电力系统建设的持续推进，虚拟电厂（负荷聚合商） 按

规范》GB/T 33592的相关规定，电能质量应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技 术规定》GB/T 29319 的相关规定； 5 当利用分布式能源供热/冷时，可采用地热源、储能蓄热、太阳能热水、 余热利用等方式供热供暖；可结合冰蓄冷、水蓄冷、空气源等方式进行供冷。 供冷站的供冷半径不宜大于 1.5km； 6 园区内宜合理利用分布式能源和储能系统，结合互联网及先进信息通信 最大供冷供热负荷需求及同时 使用系数确定，避免装机容量过大。分布式能源规划应包括储能系统，并根据 能源类型确定储能形式，可考虑电化学蓄能（如锂电子电池、铅酸电池等）、 压缩空气储能、抽水储能、蓄热蓄冷等方式； 3 本款对分布式能源的设备和材料作出规定。园区内能源系统应选用技术 48 先进、能效高﹑耗损低﹑经济合理的节能产品。用能设备应优先选用节能设 备。终端用能设备改造应满足相关能效标准 IPV）和 附着在建筑物上的光伏发电系统（BAPV），其设计参数符合现行国家标准 《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368 的规定； 2 太阳能供热采暖系统应由太阳能集热系统、蓄热系统、末端供热采暖系 统、自动控制系统和其他能源辅助加热或换热设备集合构成。太阳能热利用系 统设计参数应符合现行国家标准《建筑节能与可再生能源利用通用规范》GB 55015 与《太阳能供热采暖工程技术标准》GB

万千 瓦以上，约占工业用电负荷的 10%。 工业生产过程中需要消耗大量热能，利用“电制热 + 蓄热蓄冷”等形式可以实现在供 能稳定的同时提供更低成本的电力灵活性资源，有力支撑分布式光伏就地平衡和友好并网。 以常州某工业园区为例，将热泵与蓄热技术相结合，通过余热回收、蒸汽存储等方式，利 用谷电蓄热储电、日间光伏动态补热，可实现低碳、低成本制取蒸汽，同时压缩机增温增 压满足不同温度需求，每吨蒸汽耗电量由

线路断面限额约束 主变、线路载流约束 直流功率约束 功率约束、需求响应约束 储能效率约束 功率范围约束 容量（库容）约束 电力电量平衡约束 系统备用约束 运行约束 省间联络线功率约束 出力约束、蓄热罐约束 爬坡约束 功率约束 启停、利用小时数约束 机组检修计划约束 本地 电源 设定目标 8760求解 电力平衡、电量平衡统计结果 新能源运行、消纳情况 各类型设备利用小时数情况统计

研究两个方面进行研究和技术突破。本项目关键技术主要有高效浅层地热二氧化碳大温 差蓄散结合开发技术、多源二氧化碳冷热一体化高效综合应用技术两项。本着零碳约束 的边界条件，在技术路线上首先分析浅层地源蓄热蓄冷技术方案，构建地源蓄冷蓄热与 二氧化碳冷热一体化、风光发电之间耦合的数学模型，整合机场零碳系统运行数据，最 后优化装置流程。打造全国第一个“零碳机场”示范项目。如图 6-1 所示。 67 鄂尔多斯低碳转型及案例研究 系统，实现机场 100% 绿电供应。该系统通过储能技术的应用解决了风光发电的间歇性 问题。 （3）地源埋管蓄采技术 通过模拟季节变化进行蓄热采热试验，为浅层地热二氧化碳大温差蓄散技术的研发 提供有力支撑。将原先机场使用的火电通过风、电、光伏和储能改进为绿电，通过季节 性的蓄热采热系统，将夏季多余的热能储存在地下，冬季用于供暖，显著提高了能源利 用效率，减少了传统电网的负荷。 （4）零碳分布式供能系统 鼓励不在现有关停淘汰政策范围内的煤电机组有序提前退役。 在增效方面，严格控制新增煤电机组供电煤耗；重点对服役年限较短、具备改造价 值的 30 万千瓦等级以上存量机组进行系统性节能改造，并试点推广耦合热泵、电锅炉、 蓄热罐等成熟的热电解耦技术和可再生能源供热技术。 在机制创新方面，将燃煤自备电厂纳入电力辅助服务市场，在服役年限较长的自备 电厂所属企业试点“新能源 + 储能 + 燃煤自备电厂调节”模式，研究新能源