孫波，吳旭東，謝敬東，孫欣

（上海電力大學(xué)經(jīng)濟(jì)與管理學(xué)院，上海市 楊浦區(qū) 200082）

0 引言

隨著用戶的用能需求逐漸多元化，能源耦合技術(shù)逐步成熟，電能、熱能、天然氣之間的相互轉(zhuǎn)化程度也越來(lái)越緊密[1]。在綜合能源系統(tǒng)(integrated energy system，IES)發(fā)展的背景下，單一的負(fù)荷聚合商(load aggregator，LA)向綜合負(fù)荷聚合商(integrated load aggregator，ILA)轉(zhuǎn)變的過(guò)程中面臨著如何在電力和天然氣市場(chǎng)中進(jìn)行購(gòu)能決策優(yōu)化，滿足用戶的電/氣/熱等不同類型的用能需求[2]。儲(chǔ)能是多能源進(jìn)行靈活轉(zhuǎn)換、綜合利用的關(guān)鍵設(shè)備，能夠解決能源生產(chǎn)和消費(fèi)在時(shí)間上的不匹配問(wèn)題[3]。在ILA 側(cè)進(jìn)行儲(chǔ)能配置，依靠?jī)?chǔ)能裝置的充放電行為，可以降低ILA 參與電-氣市場(chǎng)的購(gòu)能風(fēng)險(xiǎn)，提高ILA 的經(jīng)濟(jì)效益。因此，研究ILA 側(cè)的儲(chǔ)能優(yōu)化配置，對(duì)優(yōu)化ILA能源購(gòu)置策略，促進(jìn)ILA 未來(lái)發(fā)展，響應(yīng)國(guó)家政策，推廣儲(chǔ)能商業(yè)化起到堅(jiān)實(shí)作用。

目前，針對(duì)IES 的儲(chǔ)能優(yōu)化配置問(wèn)題已有較多學(xué)者進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[4-5]考慮用戶側(cè)的電熱柔性負(fù)荷，以系統(tǒng)成本最小為目標(biāo)，建立區(qū)域IES 儲(chǔ)電、儲(chǔ)熱設(shè)備優(yōu)化配置模型，但未考慮儲(chǔ)氣設(shè)備在IES 系統(tǒng)中的作用。文獻(xiàn)[6]提出了云儲(chǔ)能的概念，建立基于雙層規(guī)劃模型的區(qū)域IES電/熱云儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型，但未涉及到具體的成本建模。文獻(xiàn)[7]建立非直供電模式下的儲(chǔ)熱電混合儲(chǔ)能系統(tǒng)的就地供熱結(jié)構(gòu)，建立了混合儲(chǔ)能系統(tǒng)經(jīng)效益和功率優(yōu)化分配的雙層優(yōu)化模型，但未對(duì)儲(chǔ)能優(yōu)化配置和運(yùn)行控制進(jìn)行分析。同時(shí)，上述文獻(xiàn)涉及的主體都為電網(wǎng)企業(yè)和用戶社區(qū)，鮮有考慮ILA 側(cè)的儲(chǔ)能優(yōu)化配置研究。

ILA 通過(guò)整合中小型負(fù)荷，參與電-氣現(xiàn)貨市場(chǎng)交易時(shí)，會(huì)受到能源市場(chǎng)價(jià)格的不確定性而產(chǎn)生風(fēng)險(xiǎn)。目前常采用魯棒規(guī)劃方法和場(chǎng)景分析法處理能源市場(chǎng)價(jià)格的不確定性。文獻(xiàn)[8]采用魯棒規(guī)劃方法處理電價(jià)的不確定性，建立考慮DG與需求響應(yīng)的LA 從日前市場(chǎng)獲取電能的魯棒雙層優(yōu)化模型；文獻(xiàn)[9]采用隨機(jī)場(chǎng)景模擬電價(jià)的不確定性，建立LA 參與日前市場(chǎng)的隨機(jī)-魯棒聯(lián)合投標(biāo)決策模型。然而，魯棒優(yōu)化在提高可靠性的同時(shí)會(huì)導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)性的降低，使得決策方案往往過(guò)于保守。場(chǎng)景分析法常常因?yàn)閿?shù)據(jù)量過(guò)大而導(dǎo)致模型求解效率低下，且缺乏對(duì)優(yōu)化結(jié)果風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估。由于市場(chǎng)價(jià)格概率分布和波動(dòng)范圍難以獲得，而信息間隙決策理論(information gap decision theory，IGDT)可以在概率分布和波動(dòng)范圍均未知的情況下量化不確定性，具有適用性強(qiáng)、使用方便、計(jì)算效率高等優(yōu)點(diǎn)，在處理市場(chǎng)價(jià)格不確定性方面具有優(yōu)越性[10-11]，因此本文采用IGDT 同時(shí)處理實(shí)時(shí)電力市場(chǎng)價(jià)格和實(shí)時(shí)天然氣市場(chǎng)價(jià)格的不確定性，構(gòu)建基于IGDT 的ILA 儲(chǔ)能配置模型，得到不同風(fēng)險(xiǎn)態(tài)度下ILA 的儲(chǔ)能配置及購(gòu)售電/氣策略，為ILA 提供不同的決策選擇。

1 ILA 運(yùn)營(yíng)機(jī)制與設(shè)備模型

1.1 ILA 參與的IES 框架

圖1 ILA 參與的IES 框架Fig. 1 IES framework with participation of ILA

本文以圖1 所示的具有電/熱/氣3 種負(fù)荷需求的典型IES 作為研究對(duì)象，設(shè)備包括IES 已安裝的和新增的，已安裝的有電轉(zhuǎn)氣(power to gas，P2G)、燃?xì)忮仩t(gas boiler，GB)、電鍋爐(electric boiler，EB)、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組(combined heat and power，CHP)、風(fēng)機(jī)(wind turbine，WT)、光伏(photovoltaic，PV)，新投資建設(shè)為電儲(chǔ)能(electrical storage，ES)、熱儲(chǔ)能(heatstorage，HS)、氣儲(chǔ)能(gas storage，GS)。從圖1 中可以看出，ILA 是電-氣市場(chǎng)與電/氣/熱這3 種負(fù)荷之間的橋梁，通過(guò)IES 中的能源耦合設(shè)備進(jìn)行合理配置，實(shí)現(xiàn)天然氣和電能的相互替代。通過(guò)投資建設(shè)儲(chǔ)能設(shè)備，實(shí)現(xiàn)多種能源在時(shí)序上的轉(zhuǎn)移，提高ILA 運(yùn)行過(guò)程中的平穩(wěn)性與可控性。

1.2 電-氣聯(lián)合市場(chǎng)運(yùn)行機(jī)制

天然氣被認(rèn)為是一種高效清潔的能源，在IES 發(fā)展中發(fā)揮著關(guān)鍵作用?；鹆Πl(fā)電廠的逐漸退役，燃?xì)怆姀S漸漸興起，天然氣在電力行業(yè)中的比重逐漸加深，電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)之間的耦合也越來(lái)越緊密。而2 個(gè)系統(tǒng)間的耦合不僅體現(xiàn)在2 個(gè)系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)的物理性耦合，也體現(xiàn)在電力市場(chǎng)與天然氣市場(chǎng)的經(jīng)濟(jì)性耦合。

傳統(tǒng)的LA 整合用戶需求響應(yīng)并參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)進(jìn)行購(gòu)售電，不考慮參與中長(zhǎng)期電力市場(chǎng)[12]。因此根據(jù)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)，天然氣現(xiàn)貨市場(chǎng)由日前以及實(shí)時(shí)天然氣市場(chǎng)組成，并且假設(shè)系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商協(xié)同電力市場(chǎng)和天然氣市場(chǎng)同步出清，同時(shí)ILA 作為價(jià)格接受者，參與市場(chǎng)交易和聚合中小型多能用戶，參與系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商需求響應(yīng)，削減用戶負(fù)荷，促進(jìn)用能平衡，緩解系統(tǒng)運(yùn)行壓力。ILA 參與的電-氣聯(lián)合市場(chǎng)運(yùn)行機(jī)制如圖2 所示。

1.3 設(shè)備模型

1.3.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組模型

CHP 機(jī)組一般由微型燃?xì)廨啓C(jī)和溴冷機(jī)構(gòu)成，在天然氣燃燒時(shí)，產(chǎn)生的高品位熱能做功驅(qū)動(dòng)微型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電，所排出的高溫余熱煙氣經(jīng)溴冷機(jī)用于取暖以及供應(yīng)生活熱水[13]。選取Capstone公司的C65 型微燃機(jī)，忽略外界環(huán)境變化對(duì)發(fā)電、燃料燃燒效率的影響，其熱電關(guān)系數(shù)學(xué)模型為

CHP 機(jī)組的耗氣功率為

根據(jù)文獻(xiàn)[14]中C65 型燃?xì)廨啓C(jī)的凈發(fā)電效率與凈輸出功率的關(guān)系曲線，對(duì)C65 型燃?xì)廨啓C(jī)的耗氣量與發(fā)電功率進(jìn)行一次擬合，可得：

1.3.2 電轉(zhuǎn)氣模型

P2G 技術(shù)，即以水和二氧化碳為原料，利用電能通過(guò)電化學(xué)反應(yīng)生成合成天然氣的主要成分—?dú)錃夂图淄椋诳稍偕茉催^(guò)剩的情況下，P2G 能夠迅速利用多余的電能制氣，增加可再生能源的消納，具有良好的發(fā)展前景[15]，其模型為

1.3.3 電/燃?xì)忮仩t模型

鍋爐安裝簡(jiǎn)單、控制靈活且維修更換方便，被廣泛應(yīng)用于IES 中[16]。電/燃?xì)忮仩t可分別在電價(jià)/氣價(jià)的引導(dǎo)下配合CHP 滿足熱負(fù)荷需求并增加谷時(shí)段用電/氣量，因此引入電、燃?xì)忮仩t可實(shí)現(xiàn)電/氣/熱轉(zhuǎn)換并對(duì)電/氣/熱負(fù)荷進(jìn)行峰谷協(xié)調(diào)。其出力模型分別為：

1.3.4 儲(chǔ)能設(shè)備模型

儲(chǔ)能設(shè)備可以有效平抑負(fù)荷的波動(dòng)，減少棄風(fēng)、棄光，并提高系統(tǒng)的靈活性[17]，同時(shí)ILA 投資建設(shè)儲(chǔ)能設(shè)備，可以減少因市場(chǎng)、負(fù)荷預(yù)測(cè)等因素產(chǎn)生的風(fēng)險(xiǎn)。本文考慮儲(chǔ)電、儲(chǔ)熱、儲(chǔ)氣3種儲(chǔ)能設(shè)備，因?yàn)? 種儲(chǔ)能特性類似，可由相同的動(dòng)態(tài)數(shù)學(xué)模型表示為

式中：Ek,t為第k種儲(chǔ)能設(shè)備在時(shí)段t的儲(chǔ)存能量；σk為第k種儲(chǔ)能設(shè)備的自耗率；分別為第k種儲(chǔ)能設(shè)備在時(shí)段t的充放能功率；分別為第k種儲(chǔ)能設(shè)備的充放能效率； Δt為時(shí)段間隔，取1 h 為1 個(gè)時(shí)間段。

對(duì)于儲(chǔ)能設(shè)備，要求經(jīng)過(guò)1 個(gè)調(diào)度周期T，儲(chǔ)能系統(tǒng)的存儲(chǔ)能量回到初始值：

2 儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

從實(shí)現(xiàn)ILA 經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的角度進(jìn)行儲(chǔ)電、儲(chǔ)熱和儲(chǔ)氣的容量配置。以ILA 的年運(yùn)行成本費(fèi)用最小化為目標(biāo)函數(shù)，其年運(yùn)行成本費(fèi)用包括購(gòu)能成本Cfuel、 運(yùn)行維護(hù)成本Com、儲(chǔ)能設(shè)備投資成本Cinv和 用戶補(bǔ)償成本Ccom，其表達(dá)式為

1）購(gòu)能成本：

2）設(shè)備投資成本。

儲(chǔ)能設(shè)備的投資成本由儲(chǔ)能系統(tǒng)的功率部分和容量部分共同決定[18]，可表示為：

3）運(yùn)行維護(hù)成本。

運(yùn)行維護(hù)成本是指為保障設(shè)備在壽命期內(nèi)正常運(yùn)行而動(dòng)態(tài)投入的資金，本文在運(yùn)行過(guò)程中需要維護(hù)包括IES 已安裝的設(shè)備和新投資建設(shè)的3種儲(chǔ)能設(shè)備在內(nèi)的9 種設(shè)備，可表示為

4）用戶補(bǔ)償成本。

ILA 參與傳統(tǒng)電力需求響應(yīng)時(shí)，一般與用戶簽訂負(fù)荷削減合同，獲得一定數(shù)量負(fù)荷的管轄權(quán)，擁有合同中規(guī)定負(fù)荷的完全控制能力，可統(tǒng)一控制有相似需求響應(yīng)策略和補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的用戶[19]。Aras Sheikhi 和Shahab Bahrami 于2015 年提出了綜合需求響應(yīng)(integrated demand respose，IDR)的概念[20]，對(duì)氣/熱負(fù)荷進(jìn)行類似的電負(fù)荷削減，則3 種負(fù)荷在t時(shí)刻削減后的負(fù)荷可表示為

削減后給予用戶的補(bǔ)償費(fèi)用為

式中： υb,t為第b種 可削減負(fù)荷在時(shí)段t的0-1 狀態(tài)變量， υb,t=1表 示該可削減負(fù)荷在時(shí)段t被削減，υb,t=0則 不發(fā)生削減； ζ為負(fù)荷削減系數(shù)，一般取5%；分 別為第b種 可 削 減 負(fù) 荷 調(diào) 度 前、后在時(shí)段t的用能負(fù)荷；為第b種可削減負(fù)荷的單位補(bǔ)償價(jià)。

2.2 約束條件

1）P2G、CHP、電鍋爐、燃?xì)忮仩t的出力約束：

2）市場(chǎng)交易約束：

3）儲(chǔ)能設(shè)備運(yùn)行約束。

3 種儲(chǔ)能設(shè)備運(yùn)行特性類似，可由類似的約束表達(dá)，以儲(chǔ)電設(shè)備為例：

式中：Et、Pct、Pdt為分別儲(chǔ)電設(shè)備在時(shí)段t的儲(chǔ)存電量、充電功率和放電功率；Emin、Emax分別為儲(chǔ)電設(shè)備的最小、最大儲(chǔ)存電量；Pcmax為 儲(chǔ)電設(shè)備的最大充電功率限制；Pdmax為 儲(chǔ)電設(shè)備的最大放 電功率 限 制； ?ct、 ?dt為0-1 變 量，表 示 充放 電狀態(tài)； ?ct+?dt≤1表示同一時(shí)刻，儲(chǔ)能設(shè)備不能同時(shí)充放電。

4）可削減負(fù)荷約束：

ILA 與用戶簽訂的合同內(nèi)容，包括削減補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)、削減量認(rèn)定方法、削減用能負(fù)荷最小/最大持續(xù)時(shí)間、每日最大削減次數(shù)等。

最大削減次數(shù)約束：

最大削減持續(xù)時(shí)間約束：

最小削減持續(xù)時(shí)間約束：

式中：Nb,max為第b種可削減負(fù)荷在一個(gè)調(diào)度周期中最大削減次數(shù)；為第b種可削減負(fù)荷最大削減可持續(xù)時(shí)間；為第b種可削減負(fù)荷最小削減可持續(xù)時(shí)間。

5）功率平衡約束。

a）電能平衡約束：

b）熱能平衡約束：

式中：Htc、Htd分別為儲(chǔ)熱設(shè)備在時(shí)段t的充、放熱功率；HtL為在時(shí)段t的 用戶總熱負(fù)荷需求；Hte為用戶的固定熱負(fù)荷需求，不參與負(fù)荷削減合同；Htcut為在時(shí)段t用戶削減的熱負(fù)荷。

c）氣能平衡約束：

式中：Gct、Gdt分別為儲(chǔ)氣設(shè)備在時(shí)段t的充、放氣功率；GLt為在時(shí)段t的 用戶總氣負(fù)荷需求；Get為Gctut為在時(shí)段t的用戶削減的氣負(fù)荷。用戶的固定氣負(fù)荷需求，不參與負(fù)荷削減合同；

3 基于IGDT 的儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型

IGDT 是一種處理不確定性的非概率且非模糊方法，可在概率分布和波動(dòng)范圍均未知的情況下量化不確定性，因此克服了基于概率方法的缺點(diǎn)[21]。該方法在保證目標(biāo)值處于可接受范圍內(nèi)的同時(shí)，最大化不確定變量的波動(dòng)區(qū)間，從而使得達(dá)到目標(biāo)值的可能性最大。

在上述儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型中，認(rèn)為實(shí)時(shí)市場(chǎng)電/氣價(jià)格的預(yù)測(cè)是準(zhǔn)確的，并按照預(yù)測(cè)結(jié)果進(jìn)行協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行。但是在新的不確定性環(huán)境下，實(shí)時(shí)市場(chǎng)電/氣價(jià)格在實(shí)際中具有嚴(yán)重不確定性。根據(jù)IGDT 方法，采用限制模型構(gòu)建兩者的不確定集模型，其數(shù)學(xué)表達(dá)式如下：

當(dāng)不考慮兩者的不確定性時(shí)，即 α=0 ，β=0。則此時(shí)的儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型為確定型模型，所得目標(biāo)函數(shù)的最優(yōu)值設(shè)為基準(zhǔn)值C0。

本文同時(shí)考慮實(shí)時(shí)市場(chǎng)電/氣價(jià)格的不確定性，通過(guò)加權(quán)和的形式將二者統(tǒng)一起來(lái)，并假設(shè)二者的權(quán)重系數(shù)相等且和為1，記此時(shí)的不確定性為綜合不確定性并有：

因?yàn)椴淮_定性變量的變化可能會(huì)影響系統(tǒng)的整體利益，而隨之產(chǎn)生風(fēng)險(xiǎn)，不同的決策者對(duì)風(fēng)險(xiǎn)有不同的態(tài)度。根據(jù)決策者對(duì)風(fēng)險(xiǎn)的偏好程度，本文將ILA 分為風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避型ILA 和風(fēng)險(xiǎn)追求型ILA，前者偏向保守，后者偏向投機(jī)。針對(duì)風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避型ILA，在保證決策運(yùn)行成本不超過(guò)期望值的前提下，以最大化不確定性變量的波動(dòng)幅度為目標(biāo)，求解魯棒模型，得到的決策解在波動(dòng)幅度內(nèi)始終滿足期望成本，體現(xiàn)了IGDT 的魯棒性。針對(duì)風(fēng)險(xiǎn)追求型ILA，在保證最小決策運(yùn)行成本不超過(guò)期望值的前提下，最小化不確定性變量的波動(dòng)幅度，求解機(jī)會(huì)函數(shù)，體現(xiàn)了IGDT 的機(jī)會(huì)性。其數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

式(44)和(45)分別表示風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避型ILA 的魯棒模型和風(fēng)險(xiǎn)追求型ILA 的機(jī)會(huì)模型，C1、C2分別為式(44)和式(44)的期望成本，且C1≥C2。

3.1 基于風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避的IGDT 儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型

在同時(shí)考慮實(shí)時(shí)市場(chǎng)電/氣價(jià)格不確定性的情況下，ILA 做出風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避策略的目的在于盡量保證在波動(dòng)幅度內(nèi)的運(yùn)行成本小于期望成本和規(guī)避不確定性帶來(lái)的風(fēng)險(xiǎn)。因此建立的基于風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避的儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型為

3.2 基于風(fēng)險(xiǎn)追求的IGDT 儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型

在同時(shí)考慮實(shí)時(shí)市場(chǎng)電/氣價(jià)格不確定性的情況下，ILA 做出風(fēng)險(xiǎn)追求策略的目的在于盡量保證在波動(dòng)幅度內(nèi)的運(yùn)行成本小于期望成本和追求不確定性帶來(lái)的風(fēng)險(xiǎn)，從而獲得更小的運(yùn)行成本。因此建立的基于風(fēng)險(xiǎn)追求的儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型為

式中： ε表示風(fēng)險(xiǎn)追求偏差系數(shù)，即期望成本與基準(zhǔn)值之間的偏差程度。為保證決策方案的機(jī)會(huì)性，期望成本大于基準(zhǔn)值，因此 ε的取值范圍為[0,1)。 ε值越大表示決策解對(duì)風(fēng)險(xiǎn)的追求程度越大。對(duì)于風(fēng)險(xiǎn)追求型ILA 來(lái)說(shuō)，當(dāng)實(shí)際實(shí)時(shí)市場(chǎng)電價(jià)為、實(shí) 際 實(shí) 時(shí)市 場(chǎng) 氣 價(jià)時(shí)，運(yùn)行成本最小。同理，可將式(48)轉(zhuǎn)化為

4 算例分析

4.1 基本數(shù)據(jù)

本文考慮某區(qū)域用戶電/熱/氣負(fù)荷需求，系統(tǒng)中已安裝的設(shè)備包含風(fēng)光機(jī)組、CHP 機(jī)組、電/燃?xì)忮仩t、P2G，相關(guān)參數(shù)見(jiàn)表1。ILA側(cè)配置的儲(chǔ)電、儲(chǔ)氣、儲(chǔ)熱設(shè)備參數(shù)見(jiàn)表2。ILA 與用戶簽訂的負(fù)荷削減合同參數(shù)見(jiàn)表3。將全年分為3個(gè)典型季節(jié)，分別為春秋季（3 月～5 月，9 月～11 月）、夏季（6 月～8 月）以及冬季（12 月～2 月），取各個(gè)季節(jié)的典型日進(jìn)行分析，預(yù)測(cè)的用戶電/熱/氣負(fù)荷和風(fēng)光出力見(jiàn)附錄A 附圖A1—A3。電力日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)電價(jià)見(jiàn)附錄A 附圖A4，天然氣日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)氣價(jià)見(jiàn)附錄A 附圖A5。ILA 與電力市場(chǎng)和天然氣市場(chǎng)交易最大限度分別為1500 kW 和15000 kW，調(diào)度周期T取24 h，單位調(diào)度時(shí)間 Δt取1 h，基準(zhǔn)貼現(xiàn)率r取6.7%。

表1 CHP 等系統(tǒng)已安裝設(shè)備參數(shù)Table 1 Parameters of installed equipments in CHP system and so on

表2 儲(chǔ)能設(shè)備參數(shù)Table 2 Parameters of energy storage equipments

表3 用戶負(fù)荷削減合同Table 3 Contract of user’s load reduction

4.2 結(jié)果分析

在不考慮實(shí)時(shí)電力市場(chǎng)價(jià)格和實(shí)時(shí)天然氣市場(chǎng)價(jià)格不確定時(shí)，將所得的預(yù)測(cè)市場(chǎng)價(jià)格作為準(zhǔn)確值，得到此刻的儲(chǔ)能優(yōu)化配置模型最優(yōu)解C0=1334.21 萬(wàn)元，其電儲(chǔ)能、熱儲(chǔ)能、氣儲(chǔ)能容量分別為3569.78 kW·h、493.01 kW·h、45376.01 kW·h（該情況下的冬季典型日分析見(jiàn)附錄B）。

為了更好地說(shuō)明電/熱/氣3 種儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)，分別計(jì)算無(wú)儲(chǔ)能、僅電儲(chǔ)能、僅電/熱儲(chǔ)能及電/熱/氣綜合儲(chǔ)能這4 種方案下的儲(chǔ)能與優(yōu)化配置結(jié)果和ILA 年運(yùn)行成本，其結(jié)果如表4 所示。

從表4 中可以看到，4 種方案下的用戶補(bǔ)償成本沒(méi)有明顯的差別，表明在聚合商模式下，能夠積極參與需求響應(yīng)，保證供需平衡。對(duì)于無(wú)儲(chǔ)能方案，其購(gòu)能成本大，但運(yùn)行維護(hù)成本相較于其他3 種沒(méi)有明顯的減少，這是因?yàn)閷?duì)于高電價(jià)和高氣價(jià)時(shí)段的負(fù)荷，ILA 無(wú)法轉(zhuǎn)移到低電價(jià)和低氣價(jià)時(shí)段，所以ILA 只能通過(guò)購(gòu)買電/氣和增加CHP 等機(jī)組的出力來(lái)滿足用戶負(fù)荷需求。對(duì)于僅電儲(chǔ)能方案，雖然可以轉(zhuǎn)移高電價(jià)時(shí)段的電負(fù)荷，但是無(wú)法轉(zhuǎn)移用戶的熱/氣負(fù)荷，導(dǎo)致此方案的總成本下降幅度不大，且電儲(chǔ)能自身容量與有儲(chǔ)能方案的電儲(chǔ)能容量基本一致。對(duì)于僅電/熱儲(chǔ)能方案，雖然使得總成本比僅電儲(chǔ)能方案的總成本略小，但是因?yàn)闆](méi)有氣儲(chǔ)能，對(duì)氣負(fù)荷的轉(zhuǎn)移不大，所以購(gòu)能成本沒(méi)有明顯降低。而當(dāng)ILA 配置電/熱/氣3 種儲(chǔ)能時(shí)具有最好的經(jīng)濟(jì)性，雖然增加了儲(chǔ)能的投資建設(shè)成本，但是電儲(chǔ)能、熱儲(chǔ)能以及氣儲(chǔ)通過(guò)轉(zhuǎn)移高電價(jià)和高氣價(jià)時(shí)段的電/熱/氣負(fù)荷，減少ILA 購(gòu)買電/氣的成本。并且因?yàn)闅鈨?chǔ)能的存在，能提高CHP 機(jī)組的運(yùn)行效率，滿足用戶熱負(fù)荷需求，且氣儲(chǔ)能安裝與維護(hù)的價(jià)格比熱儲(chǔ)能低，使得該方案比僅電/熱儲(chǔ)能方案的熱儲(chǔ)能容量降低。因此相比較無(wú)儲(chǔ)能等3 種方案，其總成本分別降低14.79%、13.84%、13.29%。

表4 不同方案下的儲(chǔ)能配置及成本Table 4 Energy storage configurations and costs under different schemes

不同方案下的購(gòu)能成本分類如圖3 所示。從圖3 可以看出，無(wú)儲(chǔ)能方案因?yàn)闆](méi)有儲(chǔ)能進(jìn)行負(fù)荷的轉(zhuǎn)移，所以在實(shí)時(shí)電價(jià)與日前電價(jià)之間有價(jià)格差和在實(shí)時(shí)氣價(jià)與日前氣價(jià)之間有價(jià)格差時(shí)，ILA 會(huì)在實(shí)時(shí)電/氣市場(chǎng)進(jìn)行交易，產(chǎn)生一部分實(shí)時(shí)購(gòu)能成本。電儲(chǔ)能方案因?yàn)榕渲昧穗妰?chǔ)能，使該方案的購(gòu)電成本降低，但因?yàn)闇p少了購(gòu)買電能，為了滿足熱負(fù)荷，購(gòu)氣成本增加。僅電/熱儲(chǔ)能方案在電儲(chǔ)能增加了熱儲(chǔ)能，在熱負(fù)荷高峰時(shí)放熱，熱負(fù)荷較低時(shí)充熱，影響EB 運(yùn)行，因此比僅電儲(chǔ)能方案的購(gòu)電成本有所增加，但購(gòu)氣成本下降幅度更大，從而使得整個(gè)購(gòu)能成本降低。而電/熱/氣3 種儲(chǔ)能方案通過(guò)增加氣儲(chǔ)能，有效地對(duì)氣負(fù)荷進(jìn)行了時(shí)間上的轉(zhuǎn)移，從而影響CHP、GB設(shè)備的運(yùn)行，使得購(gòu)電成本和購(gòu)氣成本均減少。

圖3 不同方案下的購(gòu)能成本Fig. 3 Energy purchase costs under different schemes

4.2.1 基于IGDT 的儲(chǔ)能優(yōu)化配置結(jié)果分析

同時(shí)考慮實(shí)時(shí)電力市場(chǎng)價(jià)格和實(shí)時(shí)天然氣市場(chǎng)價(jià)格2 種不確定性，將2 種價(jià)格的波動(dòng)幅度定義為不確定度，通過(guò)設(shè)立偏差系數(shù)范圍，表5 給出了風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避和風(fēng)險(xiǎn)追求2 種策略下的ILA 總成本、電/氣價(jià)格不確定度和儲(chǔ)能配置容量。

表5 綜合不確定性下的總成本、不確定度和儲(chǔ)能配置Table 5 Total cost, uncertainty and energy storage configuration under synthetical indeterminacy

由表5 可知，以偏差系數(shù) δ=ε=0.03為例，當(dāng)ILA 偏向保守，選擇風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避策略時(shí)，對(duì)應(yīng)的不確定度為0.76，儲(chǔ)能容量分別為3569.78 kW·h、336.00 kW·h、45542.80 kW·h，總成本1374.23 萬(wàn)元，即實(shí)時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)氣價(jià)在0.76 及以下范圍內(nèi)波動(dòng)時(shí)，基于IGDT 模型的總成本最大不超過(guò)1374.23萬(wàn)元，儲(chǔ)能容量最大分別不超過(guò)3569.78 kW·h、336.00 kW·h、45542.80 kW·h。當(dāng)ILA 偏向投機(jī)，選擇風(fēng)險(xiǎn)追求策略時(shí)，對(duì)應(yīng)不確定度為0.8，儲(chǔ) 能 容 量 分 別 為3569.78 kW·h、633.67 kW·h、45413.28 kW·h，總成本為1374.23 萬(wàn)元，即實(shí)時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)氣價(jià)在0.80 及以上范圍內(nèi)波動(dòng)時(shí)，基于IGDT 模型的總成本最大不超過(guò)1294.18 萬(wàn)元，儲(chǔ)能容量最大分別不超過(guò)3569.78 kW·h、633.67 kW·h、45413.28 kW·h。此時(shí)的購(gòu)能成本如圖4 所示。

圖4 不同風(fēng)險(xiǎn)態(tài)度ILA 的購(gòu)能成本Fig. 4 Energy purchasing cost of ILA under different risk attitudes

結(jié)合表5 和圖4 可知，對(duì)于選擇風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避的保守型ILA 而言，為了規(guī)避實(shí)時(shí)市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)，ILA 趨于在日前市場(chǎng)進(jìn)行購(gòu)電/氣，減少實(shí)時(shí)市場(chǎng)購(gòu)電/氣量，增加實(shí)時(shí)市場(chǎng)售電/氣量，影響耦合設(shè)備運(yùn)行效率，從而影響熱/氣負(fù)荷的供能，使得熱儲(chǔ)能和氣儲(chǔ)能容量有所增加，直到穩(wěn)定。但對(duì)電負(fù)荷供能沒(méi)有影響，因此電儲(chǔ)能容量不發(fā)生變化；對(duì)選擇風(fēng)險(xiǎn)追求的投機(jī)型ILA，為了尋求更大的利益化，ILA 趨于在實(shí)時(shí)市場(chǎng)購(gòu)電/氣，減少在日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)的購(gòu)電/氣量，使得耦合設(shè)備效率增加，使得熱/氣負(fù)荷供能得到保障，相應(yīng)的熱/氣儲(chǔ)能容量下降，直到穩(wěn)定。同樣對(duì)電負(fù)荷供能沒(méi)有影響，因此電儲(chǔ)能容量不發(fā)生變化。

以冬季典型日為例，進(jìn)一步分析ILA 同時(shí)考慮實(shí)時(shí)電力市場(chǎng)價(jià)格和實(shí)時(shí)天然氣市場(chǎng)價(jià)格2 種不確定性下的日前購(gòu)電/氣策略。如圖5 和圖6 所示，風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避型ILA 在日前的購(gòu)電/氣量大于風(fēng)險(xiǎn)追求型ILA 在日前的購(gòu)電/氣量。因此，基于IGDT方法，ILA 可以根據(jù)對(duì)風(fēng)險(xiǎn)態(tài)度的不同，選擇不同的儲(chǔ)能配置容量及對(duì)應(yīng)的購(gòu)電/氣策略。

圖5 不同風(fēng)險(xiǎn)態(tài)度ILA 的日前購(gòu)電量Fig. 5 Day-ahead purchased electricity quantity of ILA under different risk attitudes

圖6 不同風(fēng)險(xiǎn)態(tài)度ILA 的日前購(gòu)氣量Fig. 6 Day-ahead purchased gas quantity of ILA under different risk attitudes

附錄B 中的附圖B4 和附圖B5 為不同風(fēng)險(xiǎn)態(tài)度下不確定度與成本偏差系數(shù)的關(guān)系曲線圖。可以看出，不確定度與成本偏差系數(shù)成正比，并且在不同風(fēng)險(xiǎn)策略下，實(shí)時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)氣價(jià)的不確定性對(duì)綜合不確定性的影響程度不同。在風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避策略下，綜合不確定性主要受實(shí)時(shí)電價(jià)不確定性的影響，而在風(fēng)險(xiǎn)追求策略下，則主要受實(shí)時(shí)氣價(jià)的影響。

4.2.2 日前市場(chǎng)電價(jià)對(duì)儲(chǔ)能容量配置的影響

在4.2.1 節(jié)中，實(shí)時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)氣價(jià)的波動(dòng)對(duì)電儲(chǔ)能的容量配置不產(chǎn)生影響，因此本文增加日前市場(chǎng)電價(jià)對(duì)儲(chǔ)能容量配置的影響分析。圖7 給出了不考慮實(shí)時(shí)電/氣價(jià)波動(dòng)時(shí)，日前電價(jià)在0.7～1.3倍之間的儲(chǔ)能容量配置情況。

圖7 不同日前電價(jià)下的儲(chǔ)能容量配置Fig. 7 Configuration of energy storage capacities under different day-ahead electricity prices

由圖7 可以看出，日前電價(jià)的變化，主要影響電儲(chǔ)能和熱儲(chǔ)能的容量，對(duì)氣儲(chǔ)能的影響較小。隨著日前電價(jià)的升高，為滿足用戶電負(fù)荷，ILA購(gòu)電成本增加，因此需要增加電儲(chǔ)能容量，緩解ILA 供電壓力。同時(shí)ILA 會(huì)因電價(jià)升高，導(dǎo)致天然氣市場(chǎng)購(gòu)氣量增加，由于CHP 機(jī)組的產(chǎn)熱有一定限制，因此需要增加熱儲(chǔ)能容量滿足熱負(fù)荷需求。日前電價(jià)在0.7～0.9 倍之間變化時(shí)，電儲(chǔ)能容量變化幅度大，這是因?yàn)槿涨半妰r(jià)普遍小于日前氣價(jià)，使得ILA 增加在日前購(gòu)電量的比例，減少在日前天然氣市場(chǎng)的購(gòu)氣量，電儲(chǔ)能的作用減少，容量就會(huì)減少。

4.2.3 天然氣價(jià)格對(duì)儲(chǔ)能容量配置及成本的影響

天然氣的價(jià)格關(guān)乎到CHP 機(jī)組等系統(tǒng)的生產(chǎn)成本和購(gòu)電/氣量，影響ILA 的總成本以及儲(chǔ)能配置。在上文的算例中，采用天然氣實(shí)時(shí)價(jià)格進(jìn)行求解，而在國(guó)內(nèi)，沒(méi)有建立天然氣的現(xiàn)貨市場(chǎng)，目前常采用分時(shí)氣價(jià)和固定氣價(jià)進(jìn)行天然氣交易?；诖?，本文分別采用實(shí)時(shí)氣價(jià)、分時(shí)氣價(jià)和固定氣價(jià)，分析天然氣價(jià)格對(duì)儲(chǔ)能容量配置及成本的影響，分時(shí)氣價(jià)采用文獻(xiàn)[22]中的數(shù)據(jù)，固定氣價(jià)為3.15 元/m3。其結(jié)果見(jiàn)表6 所示。

從表6 中可以看出，天然氣價(jià)格對(duì)儲(chǔ)能配置和ILA 運(yùn)行成本有著明顯的影響，采用算例氣價(jià)時(shí)能夠顯著降低運(yùn)行成本，分時(shí)氣價(jià)次之。當(dāng)采用固定氣價(jià)時(shí)，無(wú)法通過(guò)引導(dǎo)氣儲(chǔ)能通過(guò)氣價(jià)的大小進(jìn)行充放氣，因此氣儲(chǔ)能容量為0。熱負(fù)荷的主要供能由CHP 機(jī)組和GB 完成，當(dāng)增加熱儲(chǔ)能時(shí)，會(huì)增加儲(chǔ)能投資成本與維護(hù)成本，因此熱儲(chǔ)能容量為0。當(dāng)采用分時(shí)氣價(jià)時(shí)，氣儲(chǔ)能在低氣價(jià)時(shí)大量充氣，在高氣價(jià)時(shí)大量放氣，因此氣儲(chǔ)能容量大幅度增加，雖然增加儲(chǔ)能投資成本，但能大幅度降低ILA 購(gòu)氣成本，且氣儲(chǔ)能安裝成本和維護(hù)成本比熱儲(chǔ)能低，熱儲(chǔ)能容量為0。

表6 不同氣價(jià)下的儲(chǔ)能配置及成本Table 6 Energy storage configurations and costs under different gas prices

5 結(jié)論

1）比較在ILA 側(cè)配置電/熱/氣儲(chǔ)能設(shè)備，分別與無(wú)儲(chǔ)能、僅電儲(chǔ)能和僅電/熱儲(chǔ)能做對(duì)比分析，發(fā)現(xiàn)ILA 側(cè)配置電/熱/氣儲(chǔ)能設(shè)備能有效降低ILA 運(yùn)行成本，提升自身經(jīng)濟(jì)效益；

2）采用IGDT 方法對(duì)模型中的實(shí)時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)氣價(jià)的不確定性進(jìn)行處理，得到風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避型和風(fēng)險(xiǎn)追求型2 種不同風(fēng)險(xiǎn)態(tài)度ILA 的儲(chǔ)能配置及對(duì)應(yīng)的購(gòu)能策略，為研究ILA 的運(yùn)行決策及風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估提供了支撐；

3）研究結(jié)果表明不同的電價(jià)和氣價(jià)對(duì)儲(chǔ)能容量配置存在一定的影響。電價(jià)主要對(duì)電儲(chǔ)能和熱儲(chǔ)能產(chǎn)生影響，氣價(jià)主要影響氣儲(chǔ)能，制定合理的電/氣價(jià)，能夠得到經(jīng)濟(jì)合理的儲(chǔ)能配置方案。

（本刊附錄請(qǐng)見(jiàn)網(wǎng)絡(luò)版，印刷版略）

附錄 A

附圖 A1 過(guò)渡季典型日電/氣/熱負(fù)荷和風(fēng)光預(yù)測(cè)出力Fig. A1 Electric load, gas load, thermal load and predicted output of wind power and PV power of typical day in transition season

附圖 A2 夏季季典型日電/氣/熱負(fù)荷和風(fēng)光預(yù)測(cè)出力Fig. A2 Electric load, gas load, thermal load and predicted output of wind power and PV power of typical day in summer

附圖 A3 冬季典型日電/氣/熱負(fù)荷和風(fēng)光預(yù)測(cè)出力Fig. A3 Electric load, gas load, thermal load and predicted output of wind power and PV power of typical day in winter

附圖 A4 電力日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)預(yù)測(cè)電價(jià)Fig. A4 Forecasted electricity prices in day-ahead market and real-time market

附圖 A5 天然氣日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)預(yù)測(cè)氣價(jià)Fig. A5 Forecasted prices of natural gas in day-ahead market and real-time market

附錄B

以冬季典型日為例，分析配置電/熱/氣3 種儲(chǔ)能時(shí)各時(shí)段的電/熱/氣出力，如圖B1—B3 所示。

從圖B1 中可以看出，在01:00～05:00 和14:00～16:00 的電價(jià)低谷期，EB 正常工作，電儲(chǔ)能進(jìn)行充電，其充電來(lái)源于CHP 機(jī)組產(chǎn)出的電能、ILA從日前電力市場(chǎng)購(gòu)電以及風(fēng)電出力。在04:00～05:00時(shí)，因?yàn)閷?shí)時(shí)電價(jià)大于日前電價(jià)，所以ILA 在實(shí)時(shí)電力市場(chǎng)進(jìn)行售電，而在14:00～16:00 時(shí)，因?yàn)閷?shí)時(shí)電價(jià)小于日前電價(jià)，所以ILA 在實(shí)時(shí)電力市場(chǎng)進(jìn)行購(gòu)電，可適當(dāng)降低ILA 購(gòu)電費(fèi)用。在10:00～13:00 和18:00～21:00 的電價(jià)高峰期，電儲(chǔ)能進(jìn)行放電，同時(shí)ILA 執(zhí)行可削減負(fù)荷合同，降低用戶在此時(shí)刻的用電負(fù)荷，有效降低了ILA 購(gòu)電費(fèi)用。因?yàn)橄噍^于電價(jià)，天然氣價(jià)格大多數(shù)時(shí)段較低，因此一天之內(nèi)CHP 機(jī)組均在運(yùn)行工作。

圖 B1 冬季典型日電能供需平衡圖Fig. B1 Histogram of supply and demand balance of electric energy of typical day in winter

圖 B2 冬季典型日熱能供需平衡圖Fig. B2 Histogram of supply and demand balance of thermal energy of typical day in winter

圖 B3 冬季典型日氣能供需平衡圖Fig. B3 Histogram of supply and demand balance of gas energy of typical day in winter

在圖B2 中，在06:00～09:00 和14:00～17:00 內(nèi)，熱負(fù)荷需求較低，熱儲(chǔ)能進(jìn)行儲(chǔ)熱，在19:00～21:00 內(nèi)熱負(fù)荷需求較高，熱儲(chǔ)能進(jìn)行放熱。在01:00～07:00 和21:00～24:00 內(nèi)，天然氣價(jià)格低，GB產(chǎn)熱，在02:00～03:00 內(nèi)，電價(jià)低，EB 產(chǎn)熱，同時(shí)由于01:00～03:00 的熱負(fù)荷需求大，因此ILA執(zhí)行熱負(fù)荷削減合同，緩解ILA 供熱壓力，降低了ILA 的購(gòu)電/氣成本。

對(duì)于圖B3 的氣能供需平衡，氣儲(chǔ)能主要在04:00～06:00 和16:00～18:00 的氣價(jià)低谷期進(jìn)行儲(chǔ)氣，在11:00～13:00 和18:00～22:00 的氣價(jià)高峰期進(jìn)行放氣。并且ILA 在11:00～13:00 和18:00～22:00執(zhí)行氣負(fù)荷削減合同，緩解供氣壓力。因?yàn)?4:00～06:00 的實(shí)時(shí)氣價(jià)大于該時(shí)段的日前氣價(jià)，01:00～03:00、14:00～17:00 以 及23:00～24:00 的 實(shí)時(shí)氣價(jià)小于日前氣價(jià)，所以ILA 在04:00～06:00售氣，在01:00～03:00、14:00～17:00 以及23:00～24:00購(gòu)氣，可以降低購(gòu)氣費(fèi)用。

綜上所述，配置電/熱/氣3 種儲(chǔ)能，能夠提升ILA 經(jīng)濟(jì)效益，主要原因如下：一是儲(chǔ)能設(shè)備在低價(jià)進(jìn)行儲(chǔ)能，在高價(jià)進(jìn)行放能，通過(guò)價(jià)格差，降低ILA 購(gòu)能成本；二是促進(jìn)CHP 等耦合設(shè)備工作效率，提高產(chǎn)能效率，一定程度上減少設(shè)備運(yùn)行成本和購(gòu)能成本。

圖 B4 風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避策略下不確定度與成本偏差系數(shù)的關(guān)系Fig. B4 Relation between uncertainty and cost deviation factor under risk aversion strategy

圖 B5 風(fēng)險(xiǎn)追求策略下不確定度與成本偏差系數(shù)的關(guān)系Fig. B5 Relationship between uncertainty and cost deviation factor under risk pursuit strategy