王穎杰， 詹紅霞， 楊孝華， 王博

(1. 西華大學(xué)電氣與電子信息學(xué)院，四川 成都 610039； 2. 國(guó)網(wǎng)重慶市電力公司云陽(yáng)供電分公司，重慶 404500)

0 引言

開源節(jié)流是降低運(yùn)行成本、減少棄風(fēng)的有效途徑?！伴_源”即尋找更加清潔的能源，“節(jié)流”即提高能源利用效率。在此背景下，大力使用分布式能源、提高綜合能源利用效率已成為研究熱點(diǎn)[1]。熱電聯(lián)產(chǎn)(combined heat and power,CHP)、電鍋爐和燃?xì)忮仩t為電、熱、氣等多種能源建立了耦合轉(zhuǎn)換的橋梁，彌補(bǔ)了多能聯(lián)供的不足[2]。由于熱、電沖突，“以熱定電”模式導(dǎo)致風(fēng)電上網(wǎng)能力有限，棄風(fēng)現(xiàn)象嚴(yán)重。綜合需求響應(yīng)和CHP加裝電鍋爐、儲(chǔ)熱是促進(jìn)可再生能源消納的有效方式。文獻(xiàn)[3]利用儲(chǔ)能技術(shù)的時(shí)空平移特性消納可再生能源。文獻(xiàn)[4]協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)和區(qū)域供熱系統(tǒng)，建立考慮熱網(wǎng)特性的電熱聯(lián)合調(diào)度模型，研究熱網(wǎng)特性對(duì)風(fēng)電消納的影響。文獻(xiàn)[5]以CHP聯(lián)供為研究對(duì)象，考慮電鍋爐的作用，解決了棄風(fēng)問題。上述文獻(xiàn)考慮了綜合能源協(xié)同優(yōu)化，針對(duì)CHP熱電耦合導(dǎo)致的棄風(fēng)問題進(jìn)行研究，但實(shí)際運(yùn)行費(fèi)用較高、效率較低，且儲(chǔ)能容量小，對(duì)可再生能源波動(dòng)的平抑效果欠佳。

需求響應(yīng)分為價(jià)格型和激勵(lì)型，價(jià)格型是通過電價(jià)引導(dǎo)用戶進(jìn)行用電自主調(diào)整，激勵(lì)型是通過經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償激勵(lì)用戶進(jìn)行負(fù)荷中斷[6]。文獻(xiàn)[7]指出，用戶側(cè)儲(chǔ)能響應(yīng)是需求側(cè)的重要組成部分，把儲(chǔ)能融入需求響應(yīng)，可求解儲(chǔ)能的充放電過程，計(jì)算儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量。需求響應(yīng)已拓展至電、熱、氣、冷的綜合需求響應(yīng)[8]，文獻(xiàn)[9]以上級(jí)調(diào)峰需求為優(yōu)化目標(biāo)，提高高峰負(fù)荷的電價(jià)，增加CHP出力，減少向大電網(wǎng)購(gòu)電的功率。文獻(xiàn)[10]以光熱電站解決太陽(yáng)能發(fā)電的消納問題，對(duì)電、熱負(fù)荷設(shè)定分時(shí)電價(jià)，降低高峰電、熱需求。上述文獻(xiàn)鮮有針對(duì)考慮綜合需求響應(yīng)的可再生能源消納問題的研究。

為此，文中提出計(jì)及綜合需求響應(yīng)的源荷優(yōu)化方法，分析綜合需求響應(yīng)和電鍋爐、儲(chǔ)熱對(duì)風(fēng)電消納的作用。首先，在電力側(cè)構(gòu)建價(jià)格需求響應(yīng)，在熱力側(cè)以熱網(wǎng)的延遲性、模糊性供熱舒適度建立電、熱綜合需求響應(yīng)模型；然后，在源側(cè)建立電鍋爐和儲(chǔ)熱，增加CHP的靈活性；最后，建立包含CHP、風(fēng)電和燃?xì)忮仩t多種能源耦合設(shè)備的能源模型，以系統(tǒng)的日運(yùn)行費(fèi)用及棄風(fēng)成本最小為目標(biāo)，在Matlab中調(diào)用CPLEX對(duì)模型進(jìn)行求解。

1 綜合需求響應(yīng)

1.1 價(jià)格型需求響應(yīng)

價(jià)格型需求響應(yīng)可以引導(dǎo)用戶合理用能，平衡能量供應(yīng)和用戶側(cè)需求，在削峰填谷中起著重要作用[11]。實(shí)時(shí)電價(jià)較分時(shí)電價(jià)更能反映不同時(shí)段價(jià)格和用電需求的關(guān)系，實(shí)時(shí)電價(jià)模型為[12]:

(1)

式中：Wp為一天的總電負(fù)荷；P0(t)為t時(shí)刻的電負(fù)荷；T為一天24個(gè)時(shí)段；Pav為平均電負(fù)荷；γ為電價(jià)浮動(dòng)因子；D0為基準(zhǔn)電價(jià)，文中取分時(shí)電價(jià)；D(t)為需求響應(yīng)后的實(shí)時(shí)電價(jià)；Dmin，Dmax分別為電價(jià)的最小和最大值。

價(jià)格型需求響應(yīng)采用價(jià)格彈性矩陣描述可控電力負(fù)荷。

(2)

式中：E(i,i)為自彈性系數(shù)；E(i,j)為交叉彈性系數(shù)；P0i為初始電負(fù)荷；D0i為需求響應(yīng)前的分時(shí)電價(jià)；ΔPi，ΔDi分別為用能需求和電價(jià)的改變量。

價(jià)格需求響應(yīng)模型為：

Pde,t=P0+P0E(Dt-D0)/D0

(3)

式中：Pde,t為需求響應(yīng)后的電量；P0為初始電負(fù)荷需求；E為價(jià)格彈性矩陣；Dt為需求響應(yīng)后的實(shí)時(shí)電價(jià)；D0為初始時(shí)刻的分時(shí)電價(jià)。

為了防止用戶響應(yīng)過度，將用電滿意度引入需求響應(yīng)中，用電改變量越大，滿意度越低。用電滿意度rse為：

(4)

式中：ΔP(t)為用電改變量。

1.2 熱負(fù)荷響應(yīng)

可調(diào)熱負(fù)荷以溫度作為調(diào)節(jié)尺度，保證用戶室內(nèi)溫度在適合的區(qū)間內(nèi)進(jìn)行調(diào)控，從而調(diào)度熱負(fù)荷需求，達(dá)到節(jié)能減排的作用[13]。熱負(fù)荷采用一階熱力學(xué)模型，描述功率與溫度變化關(guān)系的計(jì)算模型為：

(5)

式中：Qload,t為t時(shí)刻的熱負(fù)荷；N為用戶數(shù)量；R為建筑物熱阻；Tin,t+1，Tin,t分別為t+1時(shí)刻和t時(shí)刻的室內(nèi)溫度；Tout,t為t時(shí)刻的室外溫度；τ為熱慣性常數(shù)，τ=RC，其中C為建筑物比熱容；Δt為單位調(diào)度時(shí)間。

供熱舒適度有一定的模糊性，故可在一定范圍內(nèi)調(diào)節(jié)溫度，用戶對(duì)此范圍內(nèi)的溫度不敏感，其約束為：

(6)

式中：T0,t為原始室內(nèi)溫度；ΔTs,t為改變的溫度；ΔTmax為溫度改變量最大值。

另一方面，考慮到熱負(fù)荷有一定的延續(xù)性，受熱物體總是在時(shí)間上滯后供熱物體，建立供熱系統(tǒng)溫度自回歸滑動(dòng)平均(auto regression moving a-ve-ra-ge,ARMA)模型[14]：

(7)

式中:Tg,t為t時(shí)刻的供水溫度;Th,t為t時(shí)刻的回水溫度;J為系統(tǒng)熱慣性階數(shù)大小;α,β,γ,θ,φ,ω均為供熱系統(tǒng)參數(shù)。

1.3 需求響應(yīng)約束條件

需求響應(yīng)需要綜合考慮負(fù)荷調(diào)整、用電滿意度及用戶的自身利益，故有如下約束。

(1) 負(fù)荷調(diào)整的上限約束。

|ΔP(t)|≤αmax(t)P0(t)

(8)

式中：αmax為負(fù)荷的最大變化率。

(2) 為保證用戶在可接受范圍內(nèi)調(diào)整用電習(xí)慣，采用用電滿意度來(lái)約束電負(fù)荷調(diào)節(jié)量。

rse,min≤rse

(9)

式中：rse,min為用戶用電滿意度的下限。

(3) 用戶只有購(gòu)電成本更小才會(huì)參加需求響應(yīng)，故需求響應(yīng)后的購(gòu)電成本應(yīng)小于或等于需求響應(yīng)前的購(gòu)電成本。

(10)

1.4 電、熱綜合需求響應(yīng)的風(fēng)電上網(wǎng)空間

電、熱綜合需求響應(yīng)的風(fēng)電上網(wǎng)空間見圖1。

圖1 電、熱綜合需求響應(yīng)的風(fēng)電上網(wǎng)空間Fig.1 Wind accommodation improvement space of electro-thermal integrated demand response

圖1中，ΔP1為電價(jià)需求響應(yīng)后用電負(fù)荷在低谷時(shí)期的抬升負(fù)荷，如式(11)所示；ΔP2為熱負(fù)荷需求響應(yīng)，如式(12)所示，其在用戶不敏感溫度范圍內(nèi)進(jìn)行調(diào)節(jié)，降低夜間熱負(fù)荷的需求，減少CHP“以熱定電”的電功率，增加風(fēng)電上網(wǎng)。ΔP1與ΔP2構(gòu)成了電、熱綜合響應(yīng)，促進(jìn)風(fēng)電消納。

(11)

(12)

式中：Qh(t)為需求響應(yīng)前的熱負(fù)荷；Qdh(t)為需求響應(yīng)后的熱負(fù)荷；λgt為燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電效率；λloss為散熱損失系數(shù)；εrec為余熱回收率；μlb,h為溴冷機(jī)制熱效率。

2 運(yùn)行優(yōu)化模型

文中研究的綜合能源系統(tǒng)，主網(wǎng)主要包括風(fēng)力發(fā)電機(jī)、CHP、電鍋爐、電儲(chǔ)能和熱儲(chǔ)能、燃?xì)忮仩t。文中研究的為并網(wǎng)運(yùn)行模式，通過風(fēng)機(jī)、CHP、儲(chǔ)電、微網(wǎng)與大電網(wǎng)的交互功率共同滿足電力負(fù)荷平衡。CHP、電鍋爐、燃?xì)忮仩t和儲(chǔ)熱配合滿足熱負(fù)荷需求，運(yùn)行模型如圖2所示。

圖2 系統(tǒng)運(yùn)行模型Fig.2 System operation model

2.1 微能源網(wǎng)的主要設(shè)備模型

2.1.1 風(fēng)電機(jī)組模型

風(fēng)電機(jī)組的輸出功率為：

(13)

式中：Pw,t為風(fēng)電出力；v為實(shí)際風(fēng)速；vci，vco分別為切入和切出風(fēng)速；PWe為風(fēng)電裝機(jī)容量；vr為額定風(fēng)速。

2.1.2 光伏模型

光伏陣列輸出功率為[15]：

Ppv,t=PSTCG(t){1-k[T(t)-TSTC]}/GSTC

(14)

式中：Ppv,t為光伏輸出功率；PSTC為標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試環(huán)境下最大輸出功率；G(t)，GSTC分別為t時(shí)刻的光照強(qiáng)度和標(biāo)準(zhǔn)光照強(qiáng)度；k為溫度系數(shù)，文中取-0.5；T(t)為光伏表面溫度；TSTC為標(biāo)準(zhǔn)條件下的光伏表面溫度。

2.1.3 CHP模型

CHP是集線器中最重要的設(shè)備，實(shí)現(xiàn)了天然氣與電、熱力的連接，通過余熱回收裝置對(duì)余熱進(jìn)行回收，實(shí)現(xiàn)能源的梯級(jí)利用[16]，其模型為：

Qgt,t=Pgt,t(1-λgt-λloss)/λgt
Qlb,h,t=Qgt,tεrecμlb,h

(15)

式中：Pgt,t為燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電功率；Qgt,t為微燃機(jī)的余熱量；Qlb,h,t為溴冷機(jī)制熱功率。

2.1.4 儲(chǔ)能模型

儲(chǔ)能裝置是能源網(wǎng)重要的設(shè)備之一，實(shí)現(xiàn)能量在不同時(shí)間尺度的轉(zhuǎn)移，儲(chǔ)能裝置在能源過?；蛘邇r(jià)格低廉時(shí)進(jìn)行能源存儲(chǔ)，在需求高峰時(shí)刻或價(jià)格高昂時(shí)進(jìn)行放能。儲(chǔ)電和儲(chǔ)熱的充放過程類似，故采用廣義儲(chǔ)能模型為[17]：

(16)

式中：x為能量類型，x為e表示電，x為h表示熱；Ex,t+1為充或放能后的能量；Ex,t為充或放能前的能量；δx為儲(chǔ)能系統(tǒng)能量損失率；Px,c,t，Px,d,t分別為充、放能功率；μx為0-1變量，μx為0表示放能，μx為1表示充能；Ex,min，Ex,max分別為最小和最大儲(chǔ)能量；Δt為1 h；調(diào)度周期取24 h。

2.2 電鍋爐與儲(chǔ)熱配合供熱系統(tǒng)的風(fēng)電提升空間

儲(chǔ)熱與電鍋爐配合供熱系統(tǒng)的風(fēng)電提升空間如圖3所示。

圖3 儲(chǔ)熱與電鍋爐配合供熱系統(tǒng)的風(fēng)電提升空間Fig.3 Wind accommodation improvement space of heat storage and electric boiler

圖3中,風(fēng)電消納提升空間包括兩部分：電鍋爐用電消納的風(fēng)電為ΔP3，如式(17)所示；電鍋爐產(chǎn)熱和儲(chǔ)能放熱使CHP“以熱定電”減少的電量為ΔP4，如式(18)所示；ΔP3與ΔP4共同構(gòu)成了風(fēng)電上網(wǎng)的空間。

(17)

(18)

式中：PEB,t為電鍋爐的用電量；QEB,t為電鍋爐消納風(fēng)電量的產(chǎn)熱量；ηEB為電鍋爐的效率；Ph,d,t為儲(chǔ)熱的放熱量。

3 電、熱綜合系統(tǒng)的優(yōu)化模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

電、熱綜合系統(tǒng)中，考慮一天的經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保成本最優(yōu)，即以購(gòu)電成本、購(gòu)氣成本、碳排放成本、棄風(fēng)成本和運(yùn)行維護(hù)成本最小為優(yōu)化目標(biāo)。具體表達(dá)式為：

minF=F1(X)+F2(X)+
F3(X)+F4(X)+F5(X)

(19)

其中，電、熱綜合系統(tǒng)與電網(wǎng)的交互成本為：

(20)

式中：Cb,t，Pb,t分別為購(gòu)電電價(jià)和購(gòu)電電量；Cs,t，Ps,t分別為售電電價(jià)和售電電量。

購(gòu)買天然氣的成本可表示為：

(21)

式中：cg為天然氣單價(jià)；Pgt,t，Hgb,t分別為CHP和燃?xì)忮仩t的功率；ηge，ηgh,gb分別為CHP的產(chǎn)電效率和產(chǎn)熱效率。

碳排放成本為：

(22)

式中：ε為二氧化碳的單位排放費(fèi)用；βe，βg分別為購(gòu)電和用氣的等效碳排放系數(shù)。

棄風(fēng)成本為：

(23)

式中:ω為棄風(fēng)懲罰成本;Pw,f為預(yù)測(cè)的風(fēng)電功率;Pw為風(fēng)電上網(wǎng)功率。

CHP、燃?xì)忮仩t、電鍋爐、風(fēng)電和光伏的運(yùn)行維護(hù)成本為：

(24)

式中：Ci為機(jī)組i的運(yùn)行維護(hù)成本；Pt,i為機(jī)組i出力值；N為機(jī)組總數(shù)。

3.2 系統(tǒng)運(yùn)行的約束條件

(1) 功率平衡約束。

電功率的平衡關(guān)系為：

Pb,t+Ppv,t+Pw,t+PCHP,t=
Ps,t+Pdee,t+PEB,t+PES,t

(25)

式中：Pw,t為風(fēng)電功率；PCHP,t為CHP產(chǎn)電功率；Pdee,t為需求響應(yīng)后的電負(fù)荷功率；PEB,t為電鍋爐消耗電功率；PES,t為儲(chǔ)能充放電功率，充電為正，放電為負(fù)。

熱力子系統(tǒng)的功率平衡關(guān)系為：

QGB,t+QLB,h,t+QEB,t=Qdh,t+QHS,t

(26)

式中：QGB,t，QLB,h,t，QEB,t分別為燃?xì)忮仩t、CHP和電鍋爐產(chǎn)熱功率；Qdh,t為需求響應(yīng)后熱負(fù)荷；QHS,t為儲(chǔ)熱的充放熱功率，充熱為正，放熱為負(fù)。

(2) CHP、燃?xì)忮仩t和電鍋爐機(jī)組的出力約束。

(27)

式中：Pi,min，Pi,max分別為機(jī)組i的最小、最大出力；γi,down，γi,up分別為機(jī)組i的向下、向上爬坡率。

(3) 大電網(wǎng)交互功率約束。

(28)

式中：Pmin，Pmax分別為大電網(wǎng)交互的最小和最大功率。

4 算例分析

4.1 場(chǎng)景描述

模型中CHP、風(fēng)電、大電網(wǎng)交互、儲(chǔ)能和電鍋爐配合滿足電負(fù)荷的需求，CHP產(chǎn)熱、燃?xì)忮仩t和儲(chǔ)熱配合滿足熱負(fù)荷的需求。文中建立的調(diào)度模型為混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，在Matlab中調(diào)用CPLEX求解器進(jìn)行求解。為驗(yàn)證模型的通用性，分4個(gè)情景對(duì)模型進(jìn)行對(duì)比分析。

情景一：系統(tǒng)為CHP+儲(chǔ)熱，且不考慮綜合需求響應(yīng)；情景二：系統(tǒng)為CHP+儲(chǔ)熱+電鍋爐，且不考慮綜合需求響應(yīng)；情景三：系統(tǒng)為CHP+儲(chǔ)熱+電鍋爐，僅考慮電力需求響應(yīng)；情景四：系統(tǒng)為CHP+儲(chǔ)熱+電鍋爐，考慮綜合需求響應(yīng)。

天然氣流量與功率的轉(zhuǎn)換系數(shù)aLHV為9.7 kW·h/m3；調(diào)度周期為24 h；供暖用戶數(shù)M為400；R為16；C為0.525；最舒適的溫度θcom為21；不敏感溫度區(qū)域的上、下限θup，θlo分別為22,20；rse,min為0.85；αmax為0.1；熱網(wǎng)階次J為2；風(fēng)機(jī)的額定功率為600 kW；光伏最大輸出功率為250 kW。暫不考慮電、熱功率和風(fēng)電、光伏功率的預(yù)測(cè)誤差，日出力曲線見圖4。微網(wǎng)各機(jī)組參數(shù)見表1，儲(chǔ)能參數(shù)見表2，分時(shí)電價(jià)見表3。

圖4 電、熱負(fù)荷和風(fēng)電、光伏的日功率曲線Fig.4 Daily power curve of electricity,heat load and wind power,photovoltaic

表1 微網(wǎng)機(jī)組參數(shù)Table 1 Unit parameters of micro grid

表2 儲(chǔ)能參數(shù)Table 2 Parameters of energy storage

表3 分時(shí)電價(jià)Table 3 Time of use price

4.2 優(yōu)化結(jié)果

情景一優(yōu)化結(jié)果如圖5所示。系統(tǒng)內(nèi)的電負(fù)荷由CHP、風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)電池和大電網(wǎng)交互功率共同滿足，熱負(fù)荷由CHP、燃?xì)忮仩t和儲(chǔ)熱配合共同滿足。CHP受“以熱定電”剛性需求、儲(chǔ)熱罐容量限制，使其調(diào)節(jié)裕度、風(fēng)電上網(wǎng)空間有限。在01:00—07:00和23:00—24:00，儲(chǔ)電和大電網(wǎng)交互達(dá)到上限，多余的風(fēng)電被迫棄用。在06:00—07:00雖有棄電，但儲(chǔ)電池達(dá)到容量最大值，繼而在07:00被迫進(jìn)行放電，使儲(chǔ)電池有一定的容量，在08:00再次進(jìn)行充電，避免棄風(fēng)。

圖5 情景一調(diào)度結(jié)果Fig.5 Scheduling results of scenario one

情景二優(yōu)化結(jié)果如圖6所示。加入電鍋爐后，增加了CHP的調(diào)節(jié)裕度，在消納風(fēng)電的同時(shí)進(jìn)行供熱。在00:00—01:00和01：00—06：00，處于電價(jià)低谷時(shí)期，相比于燃?xì)忮仩t，電鍋爐的供熱成本更低，優(yōu)先使用電鍋爐進(jìn)行供熱，其不足的熱量再由燃?xì)忮仩t補(bǔ)充。在07:00—08:00，處于電價(jià)平時(shí)段，但為避免棄風(fēng)，電鍋爐保持出力。在09:00—19:00，電價(jià)在平、峰時(shí)段，CHP的發(fā)電成本更低，熱負(fù)荷優(yōu)先由CHP提供，電鍋爐停機(jī)。

圖6 情景二調(diào)度結(jié)果Fig.6 Scheduling results of scenario two

情景三優(yōu)化結(jié)果見圖7。實(shí)時(shí)電價(jià)需求響應(yīng)后，其對(duì)電負(fù)荷的削峰填谷能力更強(qiáng)，電負(fù)荷在實(shí)時(shí)電價(jià)引導(dǎo)下進(jìn)行調(diào)整。在01:00—07:00電價(jià)較低時(shí)，增加用電量。在11:00—14:00和18:00—21:00購(gòu)售電價(jià)較高時(shí)，減少電負(fù)荷使用，增加11:00—14:00的售電收益，減少18:00—21:00的購(gòu)電成本，提升風(fēng)電的上網(wǎng)空間，降低系統(tǒng)運(yùn)行成本。

圖7 情景三調(diào)度結(jié)果Fig.7 Scheduling results of scenario three

情景四優(yōu)化結(jié)果如圖8和圖9所示?？紤]熱負(fù)荷需求響應(yīng)后熱負(fù)荷受供熱舒適度和熱慣性兩方面的影響，其溫度在20～22 ℃之間變化。在不影響用戶舒適度的前提下，使01:00—07:00和23:00—24:00的熱負(fù)荷減少，故CHP“以熱定電”的發(fā)電功率減少。15:00—21:00提高熱負(fù)荷需求，CHP“以熱定電”減少電價(jià)較高時(shí)段的購(gòu)電成本。將熱負(fù)荷作為柔性負(fù)荷參與微網(wǎng)調(diào)度，一定程度上彌補(bǔ)了儲(chǔ)電、儲(chǔ)熱充放功率和儲(chǔ)能容量有限的缺點(diǎn)。

圖8 情景四電調(diào)度結(jié)果Fig.8 Scheduling results of scenario four

圖9 情景四熱調(diào)度結(jié)果Fig.9 Thermal scheduling results of scenario four

情景一至情景四的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對(duì)比如表4所示。由表4可知，相比于情景一，情景二加裝電鍋爐的棄風(fēng)消納量顯著提升，因?yàn)槠湎{一定棄風(fēng)的同時(shí)，轉(zhuǎn)換成熱，解耦了CHP“以熱定電”的剛性需求，加大了風(fēng)電的上網(wǎng)空間。情景一至情景四的風(fēng)電消納率分別為86.42%，91.29%，94.81%，96.83%，證明該模型可提高風(fēng)電消納能力。相比于情景一，情景四的購(gòu)電成本減少了271.5元，碳排放處理成本減少了4.36元，總的經(jīng)濟(jì)成本減少了2 633.2元，系統(tǒng)運(yùn)行更加環(huán)保。

4.3 電、氣和碳價(jià)的分析

情景四中，分別將購(gòu)電價(jià)格和售電價(jià)格提高和降低，對(duì)比電價(jià)對(duì)系統(tǒng)的影響，氣價(jià)和碳價(jià)不變，同理對(duì)氣價(jià)和碳價(jià)采用相同的措施，進(jìn)行算例分析。分析結(jié)果如表5—表7所示。

表5 電價(jià)變動(dòng)對(duì)優(yōu)化結(jié)果的影響Table 5 Impact of electricity price changeon optimization results 元

由表5可知，電價(jià)變化對(duì)購(gòu)電成本和售電收益的影響較大，電價(jià)降低使得棄風(fēng)成本增加。由表6可知，當(dāng)氣價(jià)變化時(shí)，購(gòu)電價(jià)格不變，但售電價(jià)格有所變動(dòng)，購(gòu)氣成本增加，其余成本基本不變。由表7可知，碳價(jià)變化時(shí)，只對(duì)碳排放成本有影響，而對(duì)其他成本影響較小。綜上，系統(tǒng)的運(yùn)行成本主要受電價(jià)和氣價(jià)的影響，且電價(jià)的變化會(huì)影響多個(gè)成本的變化，氣價(jià)只對(duì)購(gòu)氣成本產(chǎn)生影響。

表6 氣價(jià)變動(dòng)對(duì)優(yōu)化結(jié)果的影響Table 6 Impact of gas price changeon optimization results 元

表7 碳價(jià)變動(dòng)對(duì)優(yōu)化結(jié)果的影響Table 7 Impact of carbon dioxide price changeon optimization results 元

5 結(jié)語(yǔ)

文中建立了考慮綜合需求響應(yīng)的多能互補(bǔ)微網(wǎng)模型，以經(jīng)濟(jì)成本最小為目標(biāo)，優(yōu)化了供能側(cè)和負(fù)荷側(cè)的平衡關(guān)系。得到如下結(jié)論：

(1) 在負(fù)荷側(cè)，隨著電、熱負(fù)荷的耦合加深，文中在建立價(jià)格型需求響應(yīng)的基礎(chǔ)上，考慮熱網(wǎng)的溫度模糊性和熱負(fù)荷的熱慣性，將柔性熱負(fù)荷參與調(diào)度，建立熱網(wǎng)的需求響應(yīng)，減少購(gòu)電和購(gòu)氣成本。

(2) 在電源側(cè)，加裝電鍋爐，相比于CHP+儲(chǔ)熱，電鍋爐的消納風(fēng)電能力更強(qiáng)。在消納風(fēng)電的同時(shí)，解耦CHP“以熱定電”的需求，促進(jìn)風(fēng)電上網(wǎng)。

(3) 文中考慮了微能源網(wǎng)電、熱系統(tǒng)間的協(xié)調(diào)調(diào)度，分析了發(fā)電機(jī)組和產(chǎn)熱機(jī)組的協(xié)調(diào)優(yōu)化，提高了能源利用效率，降低了系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行成本。