考慮多類型綜合需求響應的電熱耦合能源系統可靠性評估

董曉晶, 劉洪, 宮建鋒, 孫昊, 韓一鳴

(1.國網寧夏電力公司經濟技術研究院, 銀川市 750011；2.智能電網教育部重點實驗室(天津大學),天津市 300072)

0 引 言

隨著未來城市配電網中多類型負荷的持續增長，若因為用地緊張而無法對新增負荷通過新建變電站或饋線的形式進行供電，則配電網有可能出現尖峰負荷時不滿足N-1甚至大于線路容量的情況[1]。而另一方面，增長的用戶負荷仍需要保證高負載率情況下的可靠性水平。同時，在多能源與需求響應技術發展的背景下，傳統的配電網將向多能耦合系統轉變。因此，如何通過優化不同能源之間的轉換來進行綜合需求響應，保證負荷增長后耦合能源系統整體的可靠性與經濟性，將是需要重點研究的問題。

負荷多類型的發展促使單一的電力需求響應逐步演變為綜合需求響應(integrated demand response，IDR)[2]。IDR既包括傳統電負荷基于激勵以及基于電價2個方面的響應[3]，同時結合了多能互濟的理念，可在電網高峰期改革供能方式，通過電熱等多類型負荷的協調響應緩解供電壓力。此方面的研究中，文獻[4]以年運行費用最低為目標，考慮電熱冷負荷的綜合需求側響應，對居民小區的能量樞紐進行優化配置；文獻[5]提出了一種針對工業園區的IDR模型，可提升工廠整體的用能效率，降低用戶的用能成本；文獻[6-7]對多能源市場下IDR資源的協調運行機制和效益評估方法進行了研究。

而在電熱耦合系統的需求響應研究方面，文獻[8]考慮電熱的聯合響應，建立了能量樞紐的隨機優化模型；文獻[9]計及可控電熱負荷的響應能力，建立了電熱聯合魯棒調度模型，以實現微網經濟運行；文獻[10]構建了包含儲熱、熱電聯產和需求響應的電熱系統調度模型，提出的日前日內兩階段調度方法，可有效提升電熱聯合系統的風電消納水平；文獻[11]通過研究需求響應與熱電互補機制，以虛擬電廠(virtual power plant, VPP)收益和電力公司熱電負荷補償成本為目標建立了VPP協調優化模型。

然而，目前對于IDR以及電熱系統的需求響應研究，主要集中在運行調度的優化方面，且研究對象大多為園區級微網，并未考慮未來負荷大幅增長的背景下電熱聯合需求響應對可靠性的影響。為此，本文提出一種考慮配電網結構及多類型綜合響應的電熱耦合能源系統可靠性評估方法。首先，介紹電熱耦合能源系統的基本架構以及相應的元件模型。其次，分析基于電價與激勵2種方式下的電熱綜合需求響應方案及其對負荷曲線的影響。然后，介紹基于蒙特卡洛模擬的考慮綜合需求響應的可靠性評估流程。最后，結合具體的電熱耦合系統作為算例，進行不同需求響應方案下的可靠性計算與經濟性分析。算例結果表明，本文方法可以有效評估需求響應后的供能可靠性指標與經濟性成本，進而為電網公司確定合理的需求響應方案提供指導意義。

1 電熱耦合系統結構及邊界條件

電熱耦合能源系統以電力系統和熱力系統為典型代表，通過電鍋爐等能源轉換設備實現不同系統之間的互動與耦合。本文所分析的電熱耦合系統包括上級電網、與負荷直接相連的配電網、用戶側的電鍋爐、分布式光伏、儲熱裝置、儲電裝置、供熱網以及電熱負荷等，具體的結構及能源流動形式如圖1所示。

圖1 電熱耦合能源系統結構圖Fig.1 Structure diagram of coupled electricity-heat energy system

在負荷持續增長的情況下，通過引入電熱耦合能源系統的綜合需求響應，綜合考慮電負荷與熱負荷的響應效果，可以有效提升網絡整體的供能可靠性水平。結合研究背景，本文所考慮的電熱耦合能源系統的邊界條件如下：

(1)高負載率情況，隨著負荷的增長，正常狀態下尖峰電負荷(含電鍋爐)大于線路容量。

(2)對于分布式光伏，不考慮其對電網的反送，僅起到供應部分負荷以及支持孤島運行的作用。

(3)不同設備的故障相互獨立，且僅考慮單重故障的情況。

(4)設定上級電網容量充足，不考慮其對負荷供電的影響。

2 電熱耦合系統元件模型

2.1 元件出力模型

2.1.1光伏出力模型

對于分布式光伏，建立其全年8 760 h的時序出力模型。光伏的出力主要取決于光照強度，結合文獻[12]，得到光伏出力與光照強度的關系，如式(1)所示。

(1)

式中：Pb是光伏的實時出力；Psn表示光伏的額定功率；Gstd表示額定光照強度；Rc表示某一特定強度的光強，即光伏出力與光強的關系由非線性到線性的轉折點；Gbt表示第t個小時的實時光強，其可以通過文獻[13]的HDKR模型產生。

2.1.2電負荷模型

電負荷通過負荷的典型年-周曲線、周-日曲線以及日-小時曲線得到，其具體表達式如下：

Lt=Lp×Pw×Pd×Ph(t)

(2)

式中：Lp為年負荷峰值；Pw為與第t個小時對應的年-周負荷百分比系數；Pd為對應的周-日負荷百分比系數；Ph(t)為對應的日-小時負荷百分比系數。

2.1.3熱負荷模型

通過收集實際區域的數據，得到全年8 760 h的典型時序熱負荷曲線[14]，其由供暖熱負荷和生活熱負荷2部分組成。每年供熱期的熱負荷為2部分的疊加，而非供熱期僅包括烘干、熱水等生活熱負荷。

2.1.4儲電裝置模型

儲電裝置的模型可以分為并網與孤島2種狀態，在并網狀態下其模型如下：

(3)

(4)

儲電裝置具體的充放電功率與電價有關，t時刻功率與電價C(t)的關系如式(5)所示[15]：

(5)

式中：αch與βch表示充電時刻電價與功率的關系系數；αdis與βdis表示放電時刻電價與功率的關系系數。同時，Pch(t)與Pdis(t)均不能超過該儲電設備的最大允許充放電功率，且充放電后不能超過設備容量限制。

而在孤島狀態下，需要結合光伏出力與負荷大小，確定儲能的運行狀態，當孤島內光伏出力大于負荷時，儲電裝置充電，表達式如下：

(6)

而當光伏小于負荷時，儲能放電，表達式如下：

(7)

2.1.5儲熱模型

儲熱設備具體包括蓄熱罐和蓄熱槽等，其儲熱容量、輸入輸出功率以及熱損耗之間有明確的數量關系，具體表示如下：

S(t)=S(t-1)+Phs(t)Δt-η×S(t-1)

(8)

式中：S(t)與S(t-1)分別表示t時刻與(t-1)時刻的儲熱容量；Phs(t)表示儲熱系統在t時刻的輸出功率；η表示儲熱系統的儲熱效率。儲熱功率與容量的約束如下所示：

(9)

Smin≤S(t)≤Smax

(10)

2.1.6電鍋爐模型

電鍋爐是利用水作為介質直接將電能轉化為熱能的裝置，是實現電熱耦合的關鍵元件，其制熱功率與消耗的電功率有關，模型可表示為

Qeb=ηebPeb

(11)

式中：Qeb表示電鍋爐的制熱功率；ηeb表示熱電功率比；Peb表示裝置的電功率。制熱功率Qeb不能超過電鍋爐設備允許的最大制熱功率。

2.2 元件狀態模型

考慮到電熱耦合系統中不同設備的出力以及電熱負荷的時序特性，擬采用蒙特卡洛模擬法進行可靠性評估，以充分反映系統的時變特性，為此需要建立元件的狀態模型，從而進行不同元件運行持續時間以及故障修復時間的抽樣。

對于電熱耦合能源系統中的光伏、儲熱、儲電、電鍋爐以及配電網網架結構中的饋線、開關、配變等非電源元件，使用兩狀態馬爾科夫模型[16]進行描述，設備的正常運行時間服從指數分布，表示如下：

(12)

式中：λk表示第k類元件的故障率；uk為0-1之間均勻分布的隨機數。

系統中的設備在故障后的修復時間如下所示：

(13)

式中μk表示第k類元件的修復率。

通過反復抽樣，可以確定不同元件的運行持續時間以及故障修復時間，從而模擬系統的故障狀態，進而為可靠性評估奠定基礎。

3 電熱綜合需求響應模型

3.1 基于電價的綜合需求響應

基于電價的需求響應，主要通過引入峰谷分時電價，對用戶形成合理的用電導向，從而實現負荷曲線的削峰填谷，改善網絡的負荷特性，進而提升系統的可靠性水平。在峰谷分時電價下，常規電負荷(除電鍋爐外)的調整情況可用價格彈性矩陣[1]表示，其以電力價格彈性系數為基礎，即電力需求量的變化率與電力售價變化率的比值如式(14)所示：

(14)

式中：Q和ΔQ分別表示電力需求量及其改變量；P和ΔP分別表示電力售價及其改變量。

在峰谷分時電價下，以峰平谷不同時段對應的電力價格彈性系數為基本單位，得到以價格彈性矩陣表示的常規電負荷的電量改變情況,如下所示：

(15)

式中：Qon，Qmid與Qoff分別表示峰、平、谷時段的用電量；ΔQon，ΔQmid與ΔQoff分別表示峰、平、谷時段的用電改變量；Pon，Pmid與Poff分別表示峰、平、谷時段的電價；而ΔPon，ΔPmid與ΔPoff分別表示3個時段的電價改變量。

由式(15)可知，用戶在某一時段的用電量會同時受到該時段以及其余時段電價水平的影響，各彈性系數的具體數值可通過統計歷史數據進而進行回歸分析得到。以電量改變為基礎，得到不同用戶的負荷改變量,如式(16)所示：

(16)

式中：L0(t)與L(t)分別表示實施峰谷電價前后的t時刻的負荷；Ton，Tmid與Toff分別表示用電的峰平谷時段；ΔTon，ΔTmid與ΔToff分別表示3個時段的持續時間。根據負荷改變量可以實現峰谷分時電價下負荷曲線的更新。

而對于儲電裝置，引入分時電價后，其可在電價低谷時段進行充電，電價高峰時段放電，從而進一步平緩負荷曲線。取一天的起始時刻荷電狀態為0，每日結束時荷電狀態也為0。若存在電量非0的儲能，當距放電時段結束時間為其放空剩余電量所需最短時長時，強制對其持續放電以恢復初始荷電狀態。

進一步考慮熱負荷的響應，即在保證熱負荷需求的同時，通過控制電鍋爐實現電熱的綜合需求響應。在谷電價時段，電鍋爐以最大功率工作，一部分熱量供給熱負荷，剩余部分送入儲熱裝置。而在峰電價時段，由儲熱裝置優先供給熱負荷，剩余熱負荷再由電鍋爐供給。其中，在谷電價起始后，電鍋爐會始終以最大功率工作，直至儲熱裝置充滿熱量；而在峰電價階段，儲熱裝置會優先安排在負荷較大時放熱，以最大程度實現整體電負荷曲線的削峰填谷。

基于電價的需求響應雖然可改善負荷曲線，但電網公司也會付出相應的經濟性代價，主要是從平電價到實施峰谷電價以后售電收益的變化，具體如下所示：

(17)

式中：Pall表示峰谷電價實施前的平電價。根據式(17)可計算基于電價的需求響應費用。

3.2 基于激勵的綜合需求響應

基于激勵的響應，主要是供電方通過制定相應的政策并與用戶簽訂合同，在尖峰負荷時段或用戶可靠性受到影響時，提供用戶相應的經濟獎勵，以激勵用戶主動削減負荷，從而提升可靠性水平。其主要分為直接負荷控制(direct load control, DLC)，可中斷負荷(interruptible load, IL)和緊急需求響應(emergency demand response, EDR)3種情況，其中DLC用戶的實際響應情況取決于電力部門控制方，通常為具有熱儲存能力并且短期斷電對用戶正常生活影響較小的負荷，本文對電鍋爐及其供應的熱負荷采取直接負荷控制的方法。

熱負荷分為生活型熱負荷與供暖型熱負荷2類，考慮到生活型熱負荷的必要性，其一般不參與需求響應，因此本文重點分析供暖型負荷的激勵響應，其與用戶的室內溫度相關。設定在不考慮激勵響應時，室內溫度可維持在固定理想值，啟動激勵型熱響應后，可通過適當降低電鍋爐的熱功率并降低溫度，實現電負荷的削減。

采用建筑物一階熱力學模型[17]反映建筑物室內溫度變化與供暖功率、環境溫度的關系，建筑物室內溫度可表示為

Tin,t+1=Tin,te-Δt/τ+(RQ+Tout,t)(1-e-Δt/τ)

(18)

τ=R·Cair

(19)

式中：Tin,t與Tin,t+1分別表示上一時刻與下一時刻的室內溫度；Δt為時間差，h；R表示建筑物的等效熱阻，℃/kW；Cair為室內空氣熱容(kW·h)/℃；Tout,t為上一時刻的室外溫度；Q為電鍋爐的熱功率。

對式(18)進行變換后，可得到由室內溫度變化計算熱功率的關系式：

(20)

k=e-Δt/τ

(21)

為保證室內舒適度，設定最低溫度限值Tmin。在供電方向熱負荷用戶發出削減信號后，用戶首先中止供熱，并結合式(18)計算下一時刻的溫度，若溫度仍高于最低溫度限值，則該時段內可關停電鍋爐；若溫度低于下限，則結合式(20)計算最低允許溫度下的該時段熱功率，并結合式(11)計算相應的電負荷削減量。以小時為單位時序模擬響應期間的電鍋爐削減情況，得到滿足溫度要求的響應后功率序列。

而對于常規電負荷，采用IL控制方式，供電方發出響應信號后，用戶以自身獲利最大為目標確定響應比例，目標函數如下：

maxS=R-C1-C2-F

(22)

式中：S表示用戶最終的響應總獲利；R表示響應收益；C1表示用戶響應成本；C2表示用戶電費；F表示未完成電網公司規定響應目標的懲罰。具體計算形式如下：

(23)

C1=(K1ΔPa2+K2ΔPa-K2ΔPau)td

(24)

(25)

(26)

式中：ΔPn表示電網公司規定的削減量；ΔPa表示用戶實際的負荷削減量；td表示響應時間；E為單位電量的中斷補償；u表示用戶停電意愿，范圍在0到1之間；K1和K2為常系數；p為實時電價；α表示負荷削減后剩余負荷的電價折扣；pf表示未完成規定削減量時，用戶單位差額用電量受到的懲罰。

同樣，基于激勵的電熱負荷響應也需要電網公司支付一定的削減費用，其中電負荷的削減費用包括響應收益、用電量減少后的電價損失以及得到的未響應懲罰，而熱負荷的削減費用指用戶主動削減供熱量、降低室內溫度得到的補助，總費用表示如下：

(27)

式中：i表示電負荷響應次數；We表示模擬期間電負荷的響應總次數；R(i)與F(i)分別表示第i次響應時對應的響應收益與懲罰；Pt(i)表示第i次響應時的實時電負荷；ΔPa(i)表示第i次響應時的電負荷削減量；j表示熱負荷響應次數；Wh表示模擬期間熱負荷的響應總次數；Qd(j)表示第j次響應削減的熱負荷量；Ch表示削減單位熱量得到的電網公司的補償。

計算每次負荷削減時電網公司付出的費用，進行累加即可得到全年的基于激勵的需求響應費用。

4 電熱耦合系統可靠性評估流程

4.1 元件故障影響分析

本文采用蒙特卡洛模擬法進行電熱耦合能源系統的可靠性評估以及相應的綜合需求響應的費用計算。在確定元件的狀態模型、出力模型以及需求響應模型后，需要進行各元件的故障影響分析，具體如下。

(1)光伏故障：由于設定光伏滲透率較低，光伏故障后由其供應的負荷將轉由上級電網供應，相當于提升了線路的負載率。

(2)配電網元件故障：具體包括配變、饋線段以及開關故障，根據故障元件的位置將配電網劃分為故障區、正常區、上游隔離區、上游無縫孤島區、下游無縫孤島區、下游隔離孤島區、下游無縫孤島聯絡區、下游隔離孤島聯絡區以及聯絡轉供區等，不同區域在不同時刻狀態不同。在故障后可支持孤島運行的區域優先孤島運行，若故障下游區域可通過聯絡開關轉供，則優先進行轉供。

當區域處于孤島狀態時，結合2.1節儲能孤島狀態下的出力模型，當儲能以最大功率放電時仍不能滿足負荷需求，首先進行基于激勵的負荷削減，電熱負荷主動響應。若仍無法滿足供電需求，再根據重要程度進行負荷的切除。當區域處于待轉供狀態時，儲能采用并網狀態下的運行策略，若無法全部轉供，則結合負荷點重要程度，首先進行基于激勵的主動負荷削減，之后進行負荷切除，直至待轉供區域可以轉供。

(3)儲電裝置故障：儲電裝置故障后，其運行狀態將受到影響，不再參與低儲高發，維持初始荷電狀態不變，直至故障修復。

(4)儲熱裝置故障：儲熱裝置故障后，其內部熱量會很快耗散，容量變為0，熱負荷全部通過電鍋爐供給，待故障修復后儲熱重新啟動運行。

(5)電鍋爐故障：電鍋爐故障后，熱負荷只能通過儲熱裝置放熱供給，直至故障修復，電鍋爐恢復供熱。

4.2 可靠性評估流程

綜合上述元件模型與故障影響分析過程，得到考慮多類型需求響應的電熱耦合能源系統可靠性評估流程，如圖2所示。其分為正常運行狀態下的可靠性評估與故障后的可靠性評估2部分，前者主要由正常運行狀態下的線路容量以及負荷大小決定，而后者主要取決于故障元件的類型、位置以及網絡的拓撲結構。

對于可靠性指標，分為供電可靠性指標與供熱可靠性指標兩大類。供電可靠性指標本文以年缺供電量ENS、年平均停電時間SAIDIe以及平均供電可用度ASAI為代表；而供熱可靠性指標以年缺供熱量LOEEh和年平均供熱不足時間SAIDIh為代表。其可以綜合反映能量供給的充裕度以及穩定性。

5 算例分析與對比

5.1 算例概況

算例的配電網網架結構以IEEE RBTS BUS6系統為基礎，并對其進行適當改造，同時加入電鍋爐、分布式光伏以及儲熱和儲電裝置，得到電熱耦合能源系統的具體結構，如圖3所示。

算例系統中既包括電負荷，也包括熱負荷。根據元件模型，得到電、熱負荷的需求特性曲線，如圖4所示，其中11—次年3月為供熱期。

具體計算參數如下：

系統電負荷峰值為0.6 MW/戶，熱負荷峰值為0.4 MW/戶，系統共有34個負荷點，其中23個負荷點為純電負荷，11個為電熱混合負荷點。

圖2 電熱耦合能源系統的可靠性評估流程Fig.2 Reliability assessment process of coupled electricity-heat energy system

圖3 電熱耦合能源系統的算例結構Fig.3 Structure of the example system

圖4 電、熱負荷需求特性曲線Fig.4 Characteristic curve of electric and thermal load demand

系統共有6組分布式電源，每組分布式電源包含1個光伏陣列和1個儲電裝置，其中光伏容量為 0.9 MW，其出力曲線見附錄A圖A1，儲電裝置選用蓄電池，額定容量為3 MW·h，最大充放電功率為0.225 MW，充放電效率為0.85，充放電功率受電價影響的系數αch，βch，αdis與βdis分別為-0.832 7，0.622 5，1.589 5與0。

系統共有3組電鍋爐，每組電鍋爐配備1組儲熱裝置，電鍋爐的最大電功率為2 MW，熱電比為0.9，儲熱裝置額定容量為4 MW·h，最大充放熱功率為0.8 MW。

饋線F1容量為9.5 MW，長度為4 km；F2容量為4.5 MW，長度3 km；F3容量為5.3 MW，長度3 km。

設定不考慮需求響應時的電價為0.5元/(kW·h)，結合區域實際階梯電價方針，選取11：00—15：00，19：00—21：00為峰時電價時段，電價為0.8元/(kW·h)；00：00—07:00為谷值電價時段，電價為0.2元/(kW·h)；其余時段為平時電價，電價為0.5元/(kW·h)。不同時段的價格彈性系數見附錄A表A1。

對于基于激勵的響應參數，熱負荷方面，在供熱期的熱負荷需求曲線下，室內溫度可維持在21 ℃，Tmin取15 ℃，年室外氣溫變化曲線參考文獻[18]，建筑物熱阻R為18 ℃/kW，室內空氣熱容Cair取0.525kW·h/℃，削減單位熱量的補償Ch為3.2元/(kW·h)[19]。

電負荷方面，設定供電方要求削減的比例為45%，用戶停電意愿為0.65，其余參數見文獻[20]。元件具體的可靠性參數見附錄A表A2。負荷重要程度見附錄A表A3，優先削減或切除重要程度低的負荷，其中一級負荷不參與基于激勵的負荷削減，當負荷重要程度相同時根據能源品位優先切除熱負荷[14]。

5.2 可靠性評估

在分時電價和電量電價彈性矩陣的基礎上，可計算常規電負荷以及儲能裝置參與基于電價的響應以后的負荷曲線，進一步考慮電鍋爐及熱負荷的響應，負荷曲線進一步改善。此時若在尖峰時刻仍不滿足供電容量約束，則可啟動基于激勵的負荷削減，實現負荷峰值的顯著降低。以電網全年的尖峰負荷日為研究對象，得到不同響應策略下的整體電負荷曲線(含常規電負荷、儲電裝置以及電鍋爐)，如圖5所示。

圖5 不同需求響應策略下的整體電負荷曲線Fig.5 Whole electric load curve under different demand response strategies

由圖5可知，在饋線高負載率的情況下，隨著需求響應的增強，負荷曲線的改善效果不斷加強，直至完全滿足供電容量約束。以負荷較高的14—17周為研究對象，得到4周期間每天的尖峰負荷變化情況如圖6所示。

由圖6可知，需求響應可以顯著降低不滿足供電容量的天數，同時基于激勵的需求響應對負荷峰值的降低更為明顯。

為定量分析綜合需求響應對配電網供電可靠性與經濟性的影響，計算以下5種方案的可靠性指標。

圖6 不同需求響應策略下的日最大負荷變化Fig.6 Daily maximum load change under different demand response strategies

方案1：平電價下，無需求響應，儲電裝置僅在故障后的孤島期間可提供電能，其余時刻荷電狀態保持不變。儲熱裝置不發揮作用，熱負荷全部由電鍋爐供給。

方案2：加入基于電價的電負荷響應，根據價格彈性矩陣確定更新后的負荷曲線，同時儲電裝置低電價儲能高電價放能。

方案3：在方案2的基礎上加入基于電價的熱負荷的響應，電鍋爐在低電價時段供給熱負荷同時對儲熱裝置充電，高電價時段由儲熱裝置供給熱負荷。

方案4：僅考慮基于激勵的負荷響應，在尖峰負荷時刻或故障后主動削減電負荷或熱負荷。

方案5：綜合考慮基于電價與激勵2種形式的需求響應，評估可靠性指標。

5種方案下可靠性的結果如表1所示。

表1 不同方案下的系統可靠性指標Table 1 System reliability index under different schemes

由表1可知，基于電價與基于激勵的負荷響應均可提升系統的供電與供熱可靠性指標。對比方案3與方案2可以發現，引入電熱綜合需求響應和單一的電負荷響應相比，對供能可靠性指標的提升更為明顯，而對比方案3與方案4，可以發現基于激勵的負荷響應比基于電價的響應對可靠性指標的改善更突出。而在基于電價響應的基礎上，進一步考慮基于激勵的響應，可實現可靠性指標的最優化。

5.3 經濟性分析

根據3.1節與3.2節的經濟性模型分別計算5種方案下的需求側響應費用，結合文獻[21]的供電可靠性價值以及文獻[22]的熱量損失費用，確定電能的價值為200元/(kW·h)，熱能的價值為120元/(kW·h)，并根據可靠性指標中的缺供電量與缺供熱量，計算綜合的能量損失費用，并與需求響應費用相加得到不同方案的綜合經濟損失，如表2所示。

表2 不同方案下的經濟性水平Table 2 Economic level under different schemes

由表2可知，基于激勵的需求響應費用比基于電價的響應費用高，但同時對于能量損失費用的降低也更為明顯；綜合比較5種方案的經濟性水平，方案4的整體經濟性最優。可見對于本算例，采用基于激勵的電熱綜合響應對于可靠性提升的經濟效益更為明顯。

6 結 論

本文以未來電網中多類型負荷的持續增長可能導致尖峰負荷大于線路容量為背景，研究了考慮供電容量約束的電熱耦合能源系統可靠性評估。建立了基于電價與基于激勵2種情況下的電熱綜合需求響應模型，并以此為基礎，采用蒙特卡洛模擬方法對電熱耦合算例進行供能可靠性評估，通過算例分析得出如下結論：

(1)在尖峰負荷大于線路容量的情況下，實施需求響應可以明顯改善負荷曲線，提升系統的供能可靠性。

(2)與單一的電負荷響應相比，考慮電熱負荷的綜合需求響應對于可靠性指標的提升效果更為明顯。

(3)基于電價和基于激勵2種響應方式均可提升系統供能可靠性指標，但后者對可靠性指標的提升更多。而同時引入2種需求響應，在分時電價的基礎上考慮激勵響應，可以獲得最優的供能可靠性。

(4)不同的需求響應措施所付出的經濟代價不同，響應費用與能量損失費用相互制約，需要綜合考慮二者的關系，從而確定使系統整體經濟性最優的最佳需求響應方案。

未來的研究中，將會進一步考慮燃氣網以及燃氣輪機、P2G等設備，分析電氣熱3種能源的綜合需求響應對于系統供能可靠性指標的影響。