技术领域
[0001] 本发明涉及一种能源互补优化调度运行方法，具体是一种资源动态演化下的煤矿多能源站架构及优化运行方法，属于能源低碳生产技术领域。
相关背景技术
[0002] 我国煤炭资源丰富，煤炭是我国主要能源之一，据中国2021年国民经济和社会发展统计公报显示，我国煤炭消费量占能源消费总量的56％。煤炭开采包括采掘、运输、排水、通风等多个环节，行业具有高能耗、高能耗成本和化石能源强依赖性等特征，如何实现煤矿节能经济生产是业内关注的问题。
[0003] 煤矿开采是用能与产能的结合体，煤矿开采过程中存在电‑热‑冷多能源需求，虽然排水泵、通风机及其他能源转换设备的运行会带来煤矿涌水、乏风和设备余热等伴生能源的产生，可通过发电、热泵等技术“变废为宝”，但随着井下工作面开采的延伸与地质环境的变化，伴生能源涌出量难以预测，伴生能源的利用效果并不理想。另外，我国主要产煤省份包括山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州、安徽、宁夏等，以西北部地区为主，虽然西北部地区所处的地理位置光照资源丰富，为加快实现煤矿绿色低碳经济循环发展的目标，考虑到光伏发电由于其无污染、无碳排放等特点，光伏早已发展众多矿区新能源建设的首选，但是光伏发电受光照强度、温度等因素的影响，出力具有很大的随机性与波动性，矿区光伏发电的利用效果也并不理想。此外，煤矿开采各个矿区的开采方式及所处的开采阶段不同，用能及能源产出的水平也各不相同，给煤矿综合能源系统整体调度带了巨大挑战。
具体实施方式
[0125] 下面结合附图对本发明做进一步说明。
[0126] 考虑矿区自然资源、伴生能源、土地资源以及地下空间资源的动态演化，以及演化过程中不同阶段的矿区源荷需求不同，区域资源的构成及产出特征会出现的动态变化，因此如图1所示，构建包括针对初期开采阶段煤矿的中小负荷产消型能源站、针对持续开采阶段煤矿的大负荷产消型能源站、针对废弃阶段煤矿的能源生产型能源站以及各能源站间互联电力线路的基于资源动态演化下的煤矿多能源站架构。初期开采阶段煤矿的产能较低，矿区能源需求量低于完全投产阶段，伴生能源产出相对较低，自然资源与土地资源利用率低，能源自我供应比例低；持续开采阶段煤矿的产能达到预计水平，处于开采周期性稳定的用能阶段，能源需求量大，伴生能源产出量大，矿区自然资源、伴生资源及土地资源利用率提高，能实现局部能源自我平衡；废弃阶段煤矿可利用废弃煤矿的地上土地资源建设光伏电站、地下空间资源建设抽水蓄能电站，形成区域主要的可再生能源电站。
[0127] 针对初期开采阶段煤矿的中小负荷产消型能源站和针对持续开采阶段煤矿的大负荷产消型能源站均包括供电网络和供热/冷网络。供电网络包括外电网补给部分、矿区用电负荷部分、生产保障用电负荷部分等部分，生产保障用电负荷部分包括采‑掘‑输用电负荷、矿井通风用电负荷、矿井排水用电负荷、矿井供热/冷用电负荷等。供热/冷网络包括可用于制热或制冷的电制热/冷机以及矿区热/冷负荷部分，还可以包括用于制热的水源热泵、乏风源热泵等，还可以包括用于制冷的吸收式制冷机等。
[0128] 针对持续开采阶段煤矿的大负荷产消型能源站的供电网络还可以包括乏风蓄热氧化发电部分、地面光伏发电部分、利用瓦斯的燃气轮机发电部分等发电部分，大负荷产消型能源站的供热/冷网络还可以包括用于制热的燃气锅炉。
[0129] 针对废弃阶段煤矿的能源生产型能源站包括地面光伏发电部分、外电网补给部分、井下抽水蓄能电站、运维用电负荷等部分。
[0130] 本资源动态演化下的煤矿多能源站架构优化运行方法的流程图如图6所示，具体包括以下步骤：
[0131] Step1.基于资源动态演化下的煤矿多能源站架构，分别建立中小负荷产消型能源站、大负荷产消型能源站和能源生产型能源站的站内运行负荷模型。
[0132] 针对初期开采阶段煤矿的中小负荷产消型能源站和针对持续开采阶段煤矿的大负荷产消型能源站的站内运行负荷模型可以包括采煤设备负荷模型、掘进设备负荷模型、输送机负荷模型、排水泵负荷模型、地面水仓负荷模型、通风机负荷模型、冬季井口防冻负荷模型、空调机组负荷模型、吸收式制冷机负荷模型、水源热泵机组负荷模型、乏风源热泵负荷模型，具体如下：
[0133] ①采煤设备负荷模型表示如下：
[0134] Ps,t＝BHVs,tγs
[0135] 式中：Ps,t为采煤设备在t时刻的运行功率，单位kW；B为采煤机截深，单位m，一般取0.8m；H为采煤机切割高度，单位m，一般取5m；Vs,t为采煤机在t时刻的切割速度，单位m/h，考虑煤层结构等因素，一般取值范围为110～150m/h；γs为采煤机能耗转换系数，取值0.98。
[0136] ②掘进设备负荷模型表示如下：
[0137]
[0138] 式中：Pj,t为掘进机在t时刻的截割功率，单位kW；ICR为掘进机纯截割能力，单位3 3
m/h；SEopt为最优截割比能耗，单位kWh/m ；ρ1为能量传递效率，单位％；ρ2为实际工效，单位％。
[0139] ③输送机负荷模型表示如下：
[0140]
[0141] 式中：Ptr,t为输送机的机械功率，单位kW；Vtr为皮带的传输速度，为定值，单位m/s；Ttr为带式运输机的进煤速率，单位吨/h；θ1、θ2、θ3、θ4分别为常量参数，由输送机的结构以及组成决定(依据标准ISO5048)。
[0142] ④排水泵负荷模型表示如下：
[0143]
[0144] 式中：Pz,t为t时刻z类型泵的运行功率，单位kW；p为介质比重，水取1000kg/m3；g为3
重力加速度，单位N/kg，取值为9.8；Wz,t为t时刻z类型水泵的运行流量，单位m/h；Hz为z类型水泵是扬程，单位m；ηz为z类型水泵的运行效率，取值0.6。
[0145] ⑤地面水仓负荷模型表示如下：
[0146]
[0147] 式中：Cws,t为t时刻水仓中的储水量，单位m3；Wout,t为t时刻水仓流出的水量，单位3
m/h；1表示为1小时。
[0148] ⑥通风机负荷模型表示如下：
[0149]
[0150] 式中：Pf,t为在t时刻通风机的运行功率，单位kW；Qf,t为在t时刻通风机的进风量，3
单位m/h；pf为风机的全风压，单位Pa；ηf通风机运行效率，取值为0.9。
[0151] ⑦冬季井口防冻负荷模型表示如下：
[0152] Hfd＝Qf×ρair×Cp×(Th‑Tw)
[0153] 式中：Hfd为井口防冻热负荷功率，单位kW；Qf为井口进风量，单位m3/s；ρair为空气3
密度，单位kg/m，取值为1.28；Cp为空气定压比热容，单位kJ/(kg·℃)，取值为1.01；Th为冷热空气混合后温度，单位℃；Tw为冬季最低环境温度，单位℃。
[0154] ⑧空调机组负荷模型表示如下：
[0155] CLEC,t＝ηEC×PEC,t
[0156] HEC,t＝ηH×PH,t
[0157] 式中：CLEC,t、HEC,t分别为t时刻制冷、制热功率，单位kW；ηEC、ηH分别为制冷、制热能效系数；PEC,t、PH,t分别为t时刻制冷、制热消耗的电功率，单位kW。
[0158] ⑨吸收式制冷机负荷模型表示如下：
[0159] CLAC,t＝ηAC×HAC,t
[0160] 式中：CLAC,t为t时刻吸收式制冷机的制冷功率，单位kW；ηAC为在t时刻吸收式制冷机的能效系数；HAC,t在t时刻吸收式制冷机吸收的热功率，单位kW。
[0161] ⑩水源热泵机组负荷模型表示如下：
[0162]
[0163] 式中：Php,t为水源热泵机组在t时段内消耗的电功率，单位kW；HP,t为水源热泵机组在t时段内的电制热量，单位kW；COP为水源热泵机组的制热性能系数；Hh,t为水源热泵机组在t时段内从热源侧吸收的热量，单位kW；c为循环工质的比热容，单位J/(kg·℃)；q为循环工质的质量流量，单位kg/s；Thp,in、Thp,out分别为水源热泵蒸发器侧入口和出口温度，单位℃。
[0164] 乏风源热泵负荷模型表示如下：
[0165] Hvshp,t＝Δhvam×Vvam,tεvam/(1‑1/COPvshp)
[0166] Pvshp,t＝Hvshp,t/COPvshp
[0167] 式中：Hvshp,t为t时刻乏风源热泵制热功率，单位kW；Δhvam为换热前后乏风的焓值3 3
差，单位kJ/kg；Vvam,t为矿井乏风流速，单位m/s；εvam为乏风的密度，单位kg/m；COPvshp为乏风源热泵的能效比；Pvshp,t为乏风源热泵运行电功率，单位kW。
[0168] 大负荷产消型能源站的站内运行模型还可以包括乏风蓄热氧化发电和余热回收机组负荷模型、燃气轮机和余热利用机组负荷模型、燃气锅炉负荷模型、地面光伏电站负荷模型，具体如下：
[0169] 乏风蓄热氧化发电和余热回收机组负荷模型表示如下：
[0170] Prto,t＝ηrto×Cgas×nvam×Vvam,t×(1‑ηploss)
[0171] Hrto,t＝γrec×ηrtoT×Prto,t
[0172] 式中：Prto,t为在t时刻蓄热氧化机组发电功率，单位kW；ηrto为蓄热氧化机组发电效3
率；Cgas为煤层气热值，单位kJ/m；nvam为乏风中煤层气浓度，单位％；Vvam,t为在t时刻乏风的
3
流量，单位为m/h；ηploss为蓄热氧化机组自损耗系数，单位％；Hrto,t为在t时刻蓄热氧化机组余热回收的热功率，单位kW；γrec为蓄热氧化机组余热回收效率，单位％；ηrtoT为蓄热氧化机组制热效率，单位％。
[0173] 燃气轮机和余热利用机组负荷模型表示如下：
[0174]
[0175]
[0176] Hrec,t＝λrecHgt,t
[0177] 式中：Pgt,t为在t时刻燃气轮机发电功率，单位kW；ηgt为燃气轮机发电效率，单3
位％；Cgas为瓦斯热值，单位kJ/m；ngas为抽采瓦斯浓度，单位％；Vgas,t为在t时刻抽采瓦斯流
3
量，单位m/h；Hgt,t为在t时刻燃机轮机产热功率，单位kW；ηgt,loss为燃气轮机热损失系数，取值为0.02；Hrec,t为在t时刻余热回收的热功率，单位kW；λrec为余热回收的效率，取值为0.8。
[0178] 燃气锅炉负荷模型表示如下：
[0179] HGB,t＝VGB,tηngqGB
[0180] 式中：HGB,t为燃气锅炉在t时段内产热功率，单位kW；VGB,t为燃气锅炉在t时段内输3 3
入的天然气的体积，单位m ；ηng为天然气热值转换系数，单位kW/m ；qGB为燃气锅炉转换效率，取值0.9。
[0181] 地面光伏电站负荷模型表示如下：
[0182]
[0183] 式中：Ppv,t为在t时刻光伏的发电功率，单位kW；Ppv,cap为光伏的装机容量，单位kW；2
Gpv,t为在t时刻的光照强度，单位kW/m；κpv为光伏温度系数，单位/℃；Tborad,t为t时刻光伏板
2
温度，单位℃；Tstp为光伏板工况温度，单位℃；Gstp为工况下光照强度，单位kW/m；Tenv,t为在t时刻环境温度，单位℃；Venv,t为在t时刻环境风速，单位m/s；Tmax、Tmin分别为日内最高、最低气温，单位℃；tave为日平均温度时刻，例如，10:00am，则tave为10。
[0184] 针对废弃阶段煤矿的能源生产型能源站可以包括井下抽水蓄能机组负荷模型以及同 所述的地面光伏电站负荷模型，具体如下：
[0185] 井下抽水蓄能机组负荷模型表示如下：
[0186] EPH,t＝EPH,t‑1+(χcPc,t‑χdiscPdisc,t)
[0187] 式中：EPH,t、EPH,t‑1分别为t时刻与t‑1时刻涌水蓄能机组储存的电量，单位kWh；Pc,t、Pdisc,t分别为t时刻涌水蓄能机组的充放电功率，单位kW；χc、χdisc分别为涌水蓄能机组的充放电效率，取值为0.75。
[0188] Step2.基于站内运行负荷模型，确定已知参数和决策变量，构建约束关系。约束关系具体如下：
[0189] ①发电部分的约束表示如下：
[0190] 0≤Pi,t≤Pi,max
[0191] 式中：Pi,t为在t时刻第i类发电设备的发电功率，单位kW；Pi,max为第i类发电设备的最大发电功率，单位kW。
[0192] ②制热和制冷部分的约束表示如下：
[0193] 0≤Hi,t≤Hi,max
[0194] 0≤Ci,t≤Ci,max
[0195] 式中：Hi,t为在t时刻第i类制热设备的制热功率，单位kW；Hi,max为第i类制热设备的最大制热功率，单位kW；Ci,t为在t时刻第i类制冷设备的制冷功率，单位kW；Ci,max为第i类制冷设备的最大制冷功率，单位kW。
[0196] ③设备运行功率约束表示如下：
[0197] 0≤Pk,t≤Pk,max
[0198] 式中：Pk,t为在t时刻第k类设备的运行功率，单位kW；Pk,max为第k类设备的最大运行功率，单位kW。
[0199] ④排水系统约束表示如下：
[0200] Vc＝8Q,Q≤1000
[0201] Vc＝2(Q+3000)，Q＞1000
[0202] VK≥0.5V
[0203] 式中：Vc为水仓容量，单位m3；VK为水仓空仓容量，单位m3；Q为煤矿平均涌水量，单3
位m/h；8和2分别表示8小时和2小时。
[0204] ⑤排水泵排水流量约束表示如下：
[0205]
[0206] 式中：Q为煤矿平均涌水量，单位m3/h；WG、WB、WJ分别为工作水泵、备用水泵和检修3
水泵的流量，单位为m/h。
[0207] 当处于检修期时，只启动检修水泵，约束表示为：
[0208] Uz+1,t(Pz,max‑Pz,t)＝0
[0209] 式中：Uz+1,t为t时刻后一类型水泵的运行状态，为0‑1变量；Pz,max为前一类型水泵最大运行功率，单位kW；Pz,t为前一类型水泵在t时刻的运行功率，单位kW。
[0210] ⑥检修期的状态约束表示如下：
[0211]
[0212] 式中：UG,t、UB,t、UJ,t分别为工作水泵、备用水泵和检修水泵的运行状态，为0‑1变量。
[0213] ⑦通风系统约束表示如下：
[0214] Qf,min≤Qf,t≤Qf,max
[0215] 式中：Qf,min、Qf,max分别为最小、最大通风量，单位m3/h；Qf,t为在t时刻通风机的进风3
量，单位m/h。
[0216] ⑧地面水仓约束表示如下：
[0217] 0≤Vdm,t≤Vdm,max
[0218] 式中：Vdm,t为t时刻地面水仓储水量，单位m3；Vdm,max为水仓最大储水量，单位m3。
[0219] ⑨地下抽水蓄能机组约束表示如下：
[0220]
[0221] 式中：Pc,max、Pdisc,max分别为涌水蓄能机组充电最大功率和放电最大功率，单位kW；EPH,max为涌水蓄能机组最大储电量，单位kWh；EPH,t为机组t时刻的储电量，单位kWh。
[0222] ⑩站内热冷功率平衡约束表示如下：
[0223]
[0224]
[0225] 式中： 为t时刻第i个能源站内k类制热设备的制热功率，单位kW； 为t时刻第i个能源站内部z类热负荷功率，单位kW； 为t时刻第i个能源站内k类制冷设备的制冷功率，单位kW； 为t时刻第i个能源站内部z类冷负荷功率，单位kW。
[0226] 能源站联合运行电功率平衡约束表示如下：
[0227]
[0228] 式中： 为t时刻第i个能源站与外电网交互的电功率，单位kW； 为t时刻第i个能源站内k类发电设备的发电功率单位kW；Pi‑j,t为t时刻能源站i与能源站j交互的电功率，单位kW； 为t时刻第i个能源站内部z类用能负荷电功率，单位kW。
[0229] Step3.构建煤矿多能源站互联优化运行目标函数，并利用Gurobi求解器进行计算求解。
[0230] 煤矿多能源站互联优化运行目标函数表示如下：
[0231] minF＝F1+F2+F3
[0232]
[0233]
[0234]
[0235] 式中：F为总运行成本，单位元；F1、F2、F3分别为系统外购能成本、系统能源交互运维成本和可再生能源电站弃光惩罚成本，单位元；Cgrid,t为t时刻电网电价，单位元/kWh；3
Pgrid,t为t时段内外购电量，单位kWh；Cntrgas为外购天然气价格，单位元/m ；Vntrgas,t为t时段
3
内外购天然气量，单位为m；Cline为能源交互线路单位运维成本，单位元/m；Li为第i条能源交互线路长度，单位m；Pi,t为第i条能源交互线路传输功率，单位kW；Cl为弃光单位惩罚成本，单位元/kWh；Pl,t为t时段内总弃光电量，单位kWh。
[0236] 以下以山西某煤矿运行数据为参照进行仿真，正常涌水量设定为1000m3/h，水源热泵取热温差为5℃，利用MATLAB_R2021b调用Gurobi10.0.1求解器进行仿真求解，系统中各能源站购电、发电、弃光及电负荷功率如图2所示，大负荷产消型能源站内井口防冻、常规热负荷功率曲线与购热、水源热泵产热、瓦斯余热、蓄热氧化余热功率如图3所示，针对冬夏两季能源产需差异及排水检修安排等场景进行进一步的仿真分析，夏季大负荷产消型能源站内冷负荷功率曲线、水源热泵制冷功率、吸收式制冷机功率、空调机组功率如图4所示，涌水量曲线、排水检修后水泵运行功率、水仓储水量如图5所示。通过仿真分析，多能源站互联运行与能源站独立运行的系统经济性对比结果如表1所示，多能源站互联运行较之能源站独立运行的购能成本可减少6.2525万元，弃光惩罚减少3.153万元(折合电量超12MWh)。
[0237] 表1系统经济性对比结果
[0238]
[0239] 可见，本资源动态演化下的煤矿多能源站架构及优化运行方法能够实现多个煤矿开采矿区之间煤矿能源资源梯级化利用和协同供给，能够降低系统运行成本、减少伴生能源和自然资源浪费，提高煤矿能源多场景运行的经济性和可再生能源的消纳水平，可为不同场景下煤矿多能源站互联高效、经济生产运行提供理论依据和数据支持。
