綜合能源系統優化調度下的需求響應研究與應用

曹 彬，呂干云，王 楠，賈德香

（1.南京工程學院 電力工程學院，南京 211167；2.國網綜合能源服務集團有限公司，北京 100032；3.國網能源研究院有限公司，北京 102209）

0 引言

隨著傳統化石能源的枯竭、環境污染問題的加重，如何有效利用能源成為目前研究的熱點。綜合能源系統（integrated energy system，IES）對于整合多品類能源、提高能源的利用率有著重要的意義［1］。

目前針對綜合能源系統的優化運行已有較多的研究。文獻［2］在IES中引入電轉氣和電轉熱設備，通過算例驗證了該方法可增加系統調節的靈活性和運行經濟性。文獻［3］提出通過多能源站間的協同優化運行可大幅降低IES的運行成本。文獻［4］建立了含電轉氣的IES調度模型，通過算例驗證了該模型對于提高綜合能源利用率和運行經濟性的優勢。

需求側的自主行為對于綜合能源系統的優化運行同樣有著不容忽視的重要意義。文獻［5］考慮熱電耦合需求響應，對電、熱負荷在一定程度上進行削減，調整系統負荷曲線。文獻［6］建立了電負荷的可削減、可平移和可轉移需求響應，同時建立用戶對溫度感知模糊的熱負荷需求響應，提出利用需求響應可以優化儲能配置和運行經濟性。文獻［7］提出考慮電熱氣負荷響應的調度模型，建立電/氣負荷基于價格彈性系數的負荷轉移模型和基于人體熱感模糊性的熱負荷響應模型。

綜上所述，針對綜合能源系統中考慮需求響應的現有研究主要集中在負荷的可轉移和可削減特性，對負荷可替代特性進行的研究較少，同時較少將冷、熱負荷的響應模型分開考慮。因此本文建立考慮綜合需求響應的精細化模型，構建考慮綜合需求響應下的系統運行成本最優模型。本文提出的需求響應模型可以更好地實現對負荷的曲線的優化調整，提高對綜合能源系統運行的經濟性。

1 綜合能源系統結構

IES 的能量流模型如圖1 所示，IES 利用冷熱電聯產機組（CCHP）、風電機組（WT）、光伏機組（PV）、燃氣鍋爐（GB）、電鍋爐（EB）、電制冷（EC）、電轉氣（P2G）等裝置實現能源的耦合，負荷包含電、熱、冷、氣負荷及各能源的儲能設備。

圖1 綜合能源系統能量流動結構Fig.1 The energy flow structure of integrated energy system

2 綜合需求響應

2.1 可削減負荷

可削減負荷為運行的時段不變，但功率在滿足用戶需求的情況下可進行部分削減，如照明設備的使用數量等。建立的可削減負荷的數學模型如式（1）、式（2）所示

式中:Lcut,p(t)和Lcut,g(t)分別為t時段負荷削減的電、氣負荷的功率；μcut,p(t)和μcut,g(t)分別為電、氣負荷是否削減的0-1 狀態變量，為1 時表示削減；αcut,p和αcut,g分別為電、氣負荷的削減系數；Lp(t)和Lg(t)分別為電、氣負荷在t時段的負荷功率。

可削減負荷進行需求響應后，給予用戶的補償成本如式（3）、式（4）所示

式中:Ccut,p和Ccut,g分別為用戶削減電、氣負荷的補償成本；ccut,p和ccut,g分別為單位功率電、氣負荷削減的補償價格；T為調度周期，取24 h。

2.2 可平移負荷

可平移負荷為用電時段連續不可中斷的負荷，如洗碗機、洗衣機等，此類負荷可以挑選在電價相對較低的時段進行工作。假設可平移負荷的平移區間為［ta，ts］，負荷的持續時間為tb，負荷平移到以tc為開始的時間，則建立可平移負荷模型如式（5）所示

式中:Lshfit*(t)為t時段負荷平移后的可平移負荷功率；Lshfit(t)為t時段的可平移負荷功率。本文調度分辨率為1 h，設置工作時長為3 h的可平移負荷。

當可平移負荷進行需求響應后，給予用戶的補償成本如式（6）所示

式中:cshfit為可平移負荷單位功率價格。

2.3 可轉移負荷

2.3.1 可轉移電、氣負荷

可轉移負荷沒有連續性的約束，使用的時段可以調整，但需保持整個調度時段內的總負荷量保持不變，如冶鐵爐、造紙機等，類比電、氣負荷相同的商品屬性，建立可轉移負荷的數學模型如式（7）所示

式中:Lout,tr(t)為t時段參與綜合需求響應后的可轉移負荷功率；αtr為可轉移負荷功率關聯系數；βtr為可轉移負荷功率占比系數；γtr為可轉移負荷和可替代負荷的重合率；Lout.su(t)為t時段參與需求響應后的可替代負荷功率；L(t)∈{Lp(t),Lg(t)} 。

建立負荷轉移價格彈性系數如式（8）所示

式中:Ltr和ΔLtr分別為可轉移負荷總量和實際轉移負荷量；Dtr和ΔDtr分別為轉移前能源單價和轉移前后能源單價變化量；Ltr=βtrL(t)+γtrLout,su(t)；ΔLtr=Lout,tr(t)。

將式（8）帶入式（7）可得電氣可轉移負荷數學模型如式（9）所示

可轉移負荷進行需求響應后，給與用戶的補償成本如式（10）所示

式中:Ctr為可平移負荷補償成本；ctr為可平移負荷單位補償價格。

2.3.2 可轉移熱負荷

熱負荷具備一定的彈性，供熱溫度在合適范圍內進行削減，可以建立供熱的數學模型如式（11）所示

式中:H(t)為t時段熱水的負荷功率；Cw為水的比熱容；ρw為水的密度；Vw為回水的體積；Tg為供水的溫度，Tg∈[Tg,min,Tg,max]；Th為回水的溫度。

2.3.3 可轉移冷負荷

冷負荷類似于熱負荷，考慮用戶對周圍溫度的接受范圍，供冷溫度在一定范圍內進行削減，得到供冷的數學模型如式（12）所示

式中:C(t)為t時段建筑物的制冷負荷；Tin(t+1)、Tin(t)分別為（t+1）和t時段的建筑物室內溫度；Rs為建筑物熱阻；Tout(t)為t時段室外溫度；K=e-Δt/τ，τ=RsCair；Cair為室內比熱容；Qc(t)為建筑物新風系統的散熱量。

2.4 可替代負荷

居民區對于熱水、廚具、取暖設備等用能需求，通過對供電價格和供氣價格進行對比，用戶可以利用電熱水器進行供熱或者利用電磁爐進行替代，此部分負荷稱為可替代負荷，對于2 種形式的替代模型如式（13）所示

式中:Lout,su(t)為t時段參與綜合需求響應后的可替代負荷功率；αsu為可替代負荷功率關聯系數；βsu為可替代負荷功率占比系數；其中電熱、電冷替代系數采用恒定的替代系數進行計算，分別取0.9和3.5。

類比于負荷轉移價格彈性系數，負荷替代價格彈性系數為

式中:εsu為電氣之間的價格彈性系數；Lsu和ΔLsu分別為替代前可替代負荷量和實際替代負荷量；Dsu和ΔDsu分別為替代前能源單價和替代前后能源單價變化量；Lsu=βsuL(t)+γtrLout,tr(t)；ΔLsu=Lout,su(t)。

式（14）中的能源單價變化量為

式中:ΔDi,su、Di,su、Dj,su分別為替代前后被替代能源的單價變化量、替代前被替代能源的單價和替代前替代能源的單價。

將式（15）代入式（13）中可得到電氣可替代負荷的數學模型為

用戶通過替代負荷實現同等的用戶需求，不考慮替代需求響應的補償成本。

3 綜合能源系統經濟調度模型

3.1 目標函數

IES 系統的總成本F包括系統購能成本Fb、售電收益Fs、運行維護成本Fw、用戶補償成本Fc、環保成本Fp。目標函數為

購能成本如式（18）所示

式中:cp(t)、cg(t)分別為t時段的購電、購氣單價；Pbuy(t)、Gbuy(t)分別為t時段購電、購氣量。

售電收益如式（19）所示

式中:cs(t)為t時段售電單價；Psell(t)為t時段售電量。

運行維護成本如式（20）所示

式中:cw,j為第j個設備的運維單價；Pj(t)為t時段第j個設備的功率；M為運維設備的數量。

用戶補償成本如式（21）所示

環保成本如式（22）所示

式中:cd為CO2的單位處理單價；為t時段CO2的排放量；D為產生CO2的設備數量。

3.2 約束條件

3.2.1 主網交互約束

式中:Pbuy,max、Gbuy,max、Psell,max分別為系統向上級網絡購電、購氣和售電的上限。

3.2.2 機組出力上下限約束

式中:Pj,min、Pj,max分別為機組j的出力最小值和最大值。

3.2.3 儲能約束

式中:Eε(t)為t時段的儲能容量；σ為能量損失系數；Pε,cha(t)、Pε,dis(t)分別為儲能的充能和供能功率；ηε,cha、ηε,dis分別為儲能的充能、供能效率；Eε,min、Eε,max分別為儲能的最小、最大容量；με,cha(t)、με,dis(t)分別為t時段儲能的充放能標志，為0-1 變量；Pε,cha,max、Pε,dis,max分別為儲能最大的充能和供能功率；其中，ε∈{e,h,c,g}，e、h、c、g 分別對應電、熱、冷、氣4種能源。

4 算例分析

4.1 仿真基礎數據

本文以天津某園區［8］為算例，在其基礎上進行改進，系統拓撲結構如圖1所示。系統與電網交互電價見表1，與上級天然氣網交互天然氣價格見表2。系統典型的日負荷曲線、風電、光電預測出力曲線見圖2。

表1 峰谷分時電價Table 1 Peak and valley time?of?use electricity prices元/kWh

表2 峰谷分時氣價Table 2 Peak and valley time?of?use gas prices元/m3

圖2 負荷及WT、PV預測值Fig.2 Forecasts of load and the output of WT and PV

其他參數設置為電價自彈性系數和互彈性系數分別為-0.2和0.03；天然氣價格自彈性系數和互彈性系數分別為-0.58和0.15；負荷替代價格彈性系數取0.4；可轉移負荷和可替代負荷的重復率取0.12；熱水水溫區間取［65 ℃，75 ℃］；供冷環境溫度利用人體PMV指標選取區間為［23 ℃，27 ℃］。文章所建立的模型利用Matlab+Yalmip+Cplex的經典組合進行求解。

響應前電負荷曲線和氣負荷曲線如圖3 所示。其中，可削減電負荷為照明設備；可平移電負荷為洗衣機和洗碗機等設備；可轉移電負荷為電冶鐵、電熱鍋爐等；可替代電負荷為電熱水器、空調，工業電氣兩用設備等。可削減氣負荷為工業燃氣削減；可轉移氣負荷為金屬鍛造設備；可替代氣負荷為家用炊具、工業氣電兩用設備等。

圖3 需求響應前電負荷和氣負荷構成Fig.3 Power load and gas load composition before IDR

本文為驗證所示方法的經濟合理性，設置2 種場景，對比負荷的優化結果及系統運行的經濟成本。場景1:不考慮電熱冷氣綜合需求響應；場景2:考慮電熱冷氣綜合需求響應。

4.2 負荷需求響應結果分析

圖4為考慮需求響應后的電負荷優化結果，和場景1相比，可削減負荷在整個調度時段均出現了削減，有效降低了供電壓力。可平移負荷由用電高峰時段17:00—19:00平移到用電低谷時段24:00—2:00，有效緩解了晚間的用電高峰。可轉移負荷利用峰谷分時電價實現從價格峰時段向價格谷時段和平時段的轉移，可以有效降低系統的運行成本。可替代負荷利用電和天然氣的替代作用，分析比較電價和天然氣價格的經濟性，在時段1:00—7:00及24:00實現電替氣的作用，在8:00—23:00實現天然氣替代電能的作用，減少天然氣在夜間的使用。考慮到部分負荷兼具可轉移和可替代的特性，利用峰谷分時電價繼續進行用電時段的轉移和替代，進一步降低系統的運行成本并緩解了系統的供電壓力。

圖4 場景2下的優化電負荷Fig.4 Optimized power load in case 2

圖5為熱負荷和冷負荷的優化曲線。本文將熱負荷和冷負荷的需求響應分開考慮，和場景1相比，熱水負荷和冷負荷分別利用其柔性特征在適當的溫度內進行調整，在夜間電負荷較低時，減少熱負荷的功率，使熱負荷和電負荷的曲線趨近，使其更符合冷熱電聯產機組的定熱電比。同時利用電熱、電冷負荷的替代作用，實現負荷特性的替換，利用夜間電價較低，增加電出力，減少對天然氣的使用，降低系統的成本。

圖5 不同場景下熱負荷和冷負荷的優化曲線Fig.5 Optimized curves of heat and cold load in different cases

圖6為天然氣負荷的優化曲線，和場景1相比，可削減氣負荷在整個調度周期內均實現了不同程度的削減，有效降低了系統的供氣壓力。可轉移氣負荷利用峰谷分時氣價實現了氣負荷由價格峰時段向谷時段和平時段的轉移，減少了系統在價格高峰時的用能功率，有效降低了系統的成本。可替代氣負荷利用電氣的替代作用，在夜間利用電替氣的作用，減少夜間的的氣負荷量，提高對夜間風電的消納能力。在8:00—23:00利用氣替電的作用，減少系統的用電負荷，降低系統供電壓力，日間天然氣的單位成本低于電價的單位成本，提高系統運行的經濟性。部分氣負荷具備二維特性，在負荷可替代可轉移的基礎上進一步實現對重合部分的需求響應，使系統的運行成本達到進一步的減少。圖7 為系統的電熱冷氣功率平衡圖。

圖6 場景2下的優化氣負荷Fig.6 Optimized gas load in case 2

圖7 電/熱/冷/氣功率平衡Fig.7 The balance of electricity,heating,cooling,gas

當電價和燃氣價均處于谷時段時，電能單位價格低于天然氣價，系統利用P2G、電制冷機和電鍋爐將電能轉換為天然氣、熱能和冷能優先出力，同時系統利用蓄電池和儲氣罐進行充能。在價格峰時段，天然氣單位價格低于電價，系統利用燃氣鍋爐、CCHP 機組將天然氣轉化為電能、熱能和冷能優先出力，同時蓄電池和儲氣罐進行供能，有效緩解系統的供能壓力。不同場景下的系統運行成本如表3所示。

表3 不同場景下的系統運行成本Table 3 Operation cost in different cases元

分析表3可得，與場景1相比，考慮綜合需求響應下，系統的購能成本降低了1.3%，售電的收益增加了69%，增加了對用戶的補償成本，但環保成本和運維成本都在不同程度上實現了降低，系統總成本降低了10.07%，結果表明利用綜合需求響應可以有效系統運行的經濟性。

5 結束語

本文考慮需求側電/熱/冷/氣負荷的靈活性，利用不同負荷的柔性特征考慮可轉移負荷和可替代負荷的重復率，建立需求響應的精細化模型。以系統運行成本最低為目標構建考慮綜合需求響應下的綜合能源系統日前優化調度模型。通過算例驗證了本文所提出的調度策略可以有效減少系統的購能成本，提高售電收益。