程孟增，侯依昕，楊朔，陳良，李金起

（國(guó)網(wǎng)遼寧省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，遼寧 沈陽(yáng) 110015）

0 引言

電-氣-熱耦合構(gòu)成的多源荷系統(tǒng)（Multi-Source Load System，MSLS），可以實(shí)現(xiàn)多能源在集成能源系統(tǒng)中的梯級(jí)利用[1]，通過(guò)MSLS可以實(shí)現(xiàn)不同能源間的相互耦合與優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)，提升能源效率，減少碳排放[2]。

現(xiàn)有的綜合能源規(guī)劃主要集中在能量樞紐與微電網(wǎng)，著重從供電可靠性與博弈論角度出發(fā)，對(duì)微電網(wǎng)設(shè)備選型與容量配置上進(jìn)行了優(yōu)化求解，但是對(duì)負(fù)荷側(cè)電/熱配網(wǎng)布局規(guī)劃考慮不足[3]～[6]。文獻(xiàn)[7]～[9]從用戶用電行為層面進(jìn)行了研究，未計(jì)及電、熱等綜合用能行為，無(wú)法全面地評(píng)估MSLS的用戶用能行為。需求響應(yīng)（Demand response，DR）指消費(fèi)者根據(jù)基于時(shí)間的電價(jià)信息或基于激勵(lì)機(jī)制做出的響應(yīng)，將用電方式由高峰時(shí)段轉(zhuǎn)移或減少到非峰值時(shí)段的響應(yīng)行為[10]。在規(guī)劃層面，文獻(xiàn)[11]，[12]表明，DR可以降低系統(tǒng)負(fù)荷峰谷差、延緩電網(wǎng)建設(shè)投資與運(yùn)行成本，然而傳統(tǒng)的DR不能充分利用需求側(cè)資源的交互能力，限制了電力系統(tǒng)中能源用戶的使用。隨著可再生能源在電網(wǎng)的比例逐漸提高，綜合需求響應(yīng)（Integrated Demand Response，IDR）通過(guò)將電力、熱能、天然氣、冷能等多種形式的能源整合在一起，可以推動(dòng)MSLS網(wǎng)絡(luò)中供需雙方進(jìn)行互動(dòng)，靈活地切換能耗來(lái)源，同時(shí)在保證用戶滿足舒適度的條件下積極參與IDR，可以實(shí)現(xiàn)削峰填谷，提升系統(tǒng)安全性，促進(jìn)消費(fèi)者向產(chǎn)消者轉(zhuǎn)換[13]～[16]。

為了推動(dòng)需求響應(yīng)實(shí)施，促進(jìn)MSLS的規(guī)劃滿足用戶用能行為需求，本文首先根據(jù)智能用能設(shè)備采集到的用能數(shù)據(jù)，采用主/從架構(gòu)與并行k-means聚類方法，對(duì)用戶側(cè)用能數(shù)據(jù)進(jìn)行用戶用能行為分析，并根據(jù)用戶用能行為搭建電熱綜合需求響應(yīng)模型。在此基礎(chǔ)上，以系統(tǒng)年最小規(guī)劃成本為目標(biāo)，綜合考慮IDR約束與棄風(fēng)、棄光約束，建立基于用戶實(shí)際需求的多源荷互補(bǔ)集成規(guī)劃模型；通過(guò)Yalmip軟件包中的Cplex商業(yè)求解器進(jìn)行求解。最后，通過(guò)算例分析驗(yàn)證了所提方法具有良好的經(jīng)濟(jì)性，可以有效促進(jìn)新能源消納，提升了可再生能源的發(fā)電占比。

1 MSLS用戶用能行為與需求響應(yīng)潛力分析

1.1 MSLS用戶用能行為分析

用戶側(cè)用能數(shù)據(jù)具備多源異構(gòu)性、復(fù)雜關(guān)聯(lián)性、實(shí)時(shí)交互性、數(shù)據(jù)量巨大、數(shù)據(jù)維度多等特征，其在電力市場(chǎng)化進(jìn)程中發(fā)揮重要的作用[17]，[18]。本文對(duì)采集到的區(qū)域多元用戶用能數(shù)據(jù)，采用主/從架構(gòu)[19]與并行k-means聚類挖掘方法，對(duì)用戶用能數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，以獲取用戶的用能行為模式與可調(diào)節(jié)負(fù)荷的類型及比例。圖1為用戶用能行為分析架構(gòu)。

圖1 用戶用能行為分析架構(gòu)Fig.1 The user-use behavior analysis schema

由圖1可知，主控服務(wù)用于接收智能信息采集設(shè)備、行業(yè)服務(wù)數(shù)據(jù)等外部系統(tǒng)采集到的用戶用能數(shù)據(jù)，并通過(guò)用電信息采集系統(tǒng)、智能用熱管理系統(tǒng)等管理系統(tǒng)進(jìn)行數(shù)據(jù)聚合，將提取到的用能數(shù)據(jù)特征輸出到數(shù)據(jù)管理模塊。數(shù)據(jù)管理模塊將用能數(shù)據(jù)分別傳輸至數(shù)據(jù)存儲(chǔ)模塊與任務(wù)管理模塊，從控服務(wù)用于記錄數(shù)據(jù)存儲(chǔ)模塊的用戶類型與分布時(shí)段信息。主控服務(wù)通過(guò)k-means聚類分析對(duì)用戶群體數(shù)據(jù)進(jìn)行關(guān)聯(lián)性分析，確定用戶用能行為模型，并傳遞至任務(wù)管理模塊，任務(wù)管理模塊通過(guò)從控服務(wù)執(zhí)行任務(wù)，確定需求響應(yīng)類別與可調(diào)節(jié)負(fù)荷的響應(yīng)量。通過(guò)主/從架構(gòu)與聚類并行分析方法執(zhí)行用戶用能數(shù)據(jù)挖掘，實(shí)現(xiàn)用戶數(shù)據(jù)的分析，從而促進(jìn)用戶參與需求響應(yīng)。

根據(jù)用戶用能響應(yīng)特性可以將參與需求互動(dòng)的需求側(cè)資源分為基本用電負(fù)荷、可削減負(fù)荷、可轉(zhuǎn)移負(fù)荷、可調(diào)節(jié)熱負(fù)荷4類。

①基本用電負(fù)荷

基本用電負(fù)荷主要指滿足用戶最基本用能需求，不具備參與用戶互動(dòng)的響應(yīng)潛力。

②削減負(fù)荷

可削減負(fù)荷指負(fù)荷供應(yīng)商通過(guò)與用戶簽訂相關(guān)協(xié)議，在某時(shí)段t內(nèi)可以削減對(duì)供電可靠性要求不高的負(fù)荷，根據(jù)負(fù)荷實(shí)際運(yùn)行情況對(duì)用戶發(fā)出削減負(fù)荷的指令。可削減負(fù)荷模型為

④可調(diào)節(jié)熱負(fù)荷

由于熱負(fù)荷具有熱慣性，因此可以根據(jù)建筑物內(nèi)外溫度的變化情況進(jìn)行適當(dāng)調(diào)節(jié)。白天有輻照的情況下，可以適當(dāng)降低供暖輸出，并在夜間進(jìn)行適當(dāng)提升，提升用戶滿意度。可調(diào)節(jié)熱負(fù)荷模型為

1.2 需求響應(yīng)潛力在MSLS規(guī)劃中的考慮

根據(jù)前文用能分析，對(duì)于負(fù)荷峰谷差較大，以及可再生能源接入電網(wǎng)帶來(lái)的波動(dòng)性，須要采取需求響應(yīng)措施才能降低機(jī)組運(yùn)行壓力，提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。本文考慮到用能側(cè)電熱負(fù)荷間的靈活調(diào)節(jié)關(guān)系[20]，將需求響應(yīng)措施分為價(jià)格型綜合需求響應(yīng)（Price-based integrated demand response，PBIDR）和激勵(lì)型綜合需求響應(yīng)（Incentive-based integrated demand response，IBIDR）。

①價(jià)格型綜合需求響應(yīng)

價(jià)格型綜合需求響應(yīng)模型為

式中：Lt，Pr，t分別為PBIDR負(fù)荷需求、電價(jià)；φ為需求響應(yīng)負(fù)荷變動(dòng)率；est為電能價(jià)格彈性系數(shù)，s=t時(shí)，ett為自彈性系數(shù)，一般為負(fù)數(shù)；s≠t時(shí)，est為交叉彈性系數(shù)，一般為正數(shù)；Qe為電熱鍋爐消耗Lt電功率輸出的熱功率值；η為電熱鍋爐的電熱轉(zhuǎn)換效率。

②激勵(lì)型綜合需求響應(yīng)

電、熱負(fù)荷側(cè)，IBIDR在用戶耗能量過(guò)高時(shí)，通過(guò)激勵(lì)補(bǔ)償政策，對(duì)參與需求響應(yīng)的用戶給予經(jīng)濟(jì)補(bǔ)貼，鼓勵(lì)用戶在負(fù)荷高峰時(shí)自主的降低用能需求，其模型為

1.3 MSLS結(jié)構(gòu)

圖2為考慮IDR的MSLS結(jié)構(gòu)圖。

圖2 MSLS結(jié)構(gòu)Fig.2 Multi-source load system structure

圖中，能源供應(yīng)與輸出設(shè)備有光伏（Photovoltaic，PV）、風(fēng)機(jī)（Wind Turbine，WT）、燃?xì)忮仩t（Gas Bolier，GB）、電鍋爐（Electrical Bolier，EB）、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組（Combined heat and power，CHP）、電儲(chǔ)能（Electrical Energy Storage，EES）、熱儲(chǔ)能（Thermal Energy Storage，TES）。電負(fù)荷由PV，WT，EES，CHP及從電網(wǎng)的外購(gòu)電滿足；熱負(fù)荷由CHP，GB，EB及TES滿足。

2 基于用戶實(shí)際需求的多源-荷互補(bǔ)集成規(guī)劃技術(shù)

MSLS規(guī)劃模型考慮用戶的需求響應(yīng)潛力，以系統(tǒng)年總規(guī)劃成本最小為目標(biāo)函數(shù)，綜合考慮經(jīng)濟(jì)成本和環(huán)境成本。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

模型的目標(biāo)函數(shù)為滿足用能需求的年總規(guī)劃成本最小，其中包括經(jīng)濟(jì)成本和環(huán)境成本。經(jīng)濟(jì)性體現(xiàn)在投資成本項(xiàng)和運(yùn)行成本項(xiàng)；環(huán)保性以CO2碳排放稅來(lái)衡量，環(huán)境成本主要包括來(lái)自從電網(wǎng)購(gòu)電、CHP和GB機(jī)組的燃?xì)馕廴疚锱欧?。本文考慮的排放氣體主要為CO2，目標(biāo)函數(shù)為

式中：Fto為年總規(guī)劃成本；F1為經(jīng)濟(jì)成本；F2為環(huán)境成本；Canninv為設(shè)備投資成本；Coc為運(yùn)行成本；ρCO2為碳稅值；Ptbuy，PtCHP，PtGB分別為購(gòu)電功率、CHP機(jī)組用能功率和GB機(jī)組輸出功率；Δt為時(shí)長(zhǎng)，本文取1 h。

①設(shè)備投資成本

本文設(shè)備采購(gòu)成本為全生命周期下的購(gòu)置成本，不計(jì)項(xiàng)目工程周期結(jié)束時(shí)的設(shè)備殘值，即：

式中：Ciinv為各設(shè)備的單位投資成本；Capi為各設(shè)備的建設(shè)容量；u為等年值成本系數(shù)；r為基準(zhǔn)折現(xiàn)率；D為規(guī)劃期年限。

②運(yùn)行成本

運(yùn)行成本主要包括購(gòu)電成本、售電收益、設(shè)備運(yùn)行與維護(hù)成本、購(gòu)氣成本、IDR補(bǔ)償成本、棄風(fēng)、棄光懲罰成本6部分。

運(yùn)行成本表達(dá)式為

式中：Cgridbuy，Cgridsale，Cope，Cgasbuy，CIDR，Cab分別為購(gòu)電成本、售電收益、設(shè)備運(yùn)行與維護(hù)成本、購(gòu)氣成本和IDR補(bǔ)償成本、棄風(fēng)棄光懲罰成本；Ctbuy，Ctsale，Cgas分別為購(gòu)、售電分時(shí)電價(jià)、燃?xì)鈫蝺r(jià)；Ptsale，Ptwc，Ptpc分別為售電功率、棄風(fēng)功率和棄光功率；Ciom，Capi分別為各設(shè)備單位運(yùn)行維護(hù)系數(shù)和各設(shè)備的建設(shè)容量；ri，αi，Pi（t）分別為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷、可削減負(fù)荷、可調(diào)節(jié)熱負(fù)荷的分配比例、單位補(bǔ)償費(fèi)用和對(duì)應(yīng)的需求響應(yīng)功率；κwc，κpc分別為單位棄風(fēng)棄光懲罰成本。

2.2 約束條件

3 算例求解及分析

本文以中國(guó)北方某小型區(qū)域?yàn)槔M(jìn)行優(yōu)化配置分析，3種典型日的風(fēng)、光出力曲線與電、熱負(fù)荷熱性曲線參考文獻(xiàn)[24]，其中天然氣價(jià)格為0.242 3元/（kW·h）[24]，碳稅率取0.22元/（kW·h）[26]，燃?xì)庠O(shè)備碳排放強(qiáng)度取0.184 kg/（kW·h），購(gòu)電碳排放強(qiáng)度取0.55 kg/（kW·h）。市場(chǎng)電價(jià)如表1所示[27]。主要設(shè)備的參數(shù)分別如表2，3所示。CHP采用“以熱定電”的方式運(yùn)行，設(shè)定夏、冬、過(guò)渡季3種典型季節(jié)。設(shè)定該地區(qū)規(guī)劃年限為10 a，基準(zhǔn)折現(xiàn)率取8%，初始電、熱負(fù)荷峰值分別為800，600 kW，電、熱負(fù)荷的年增長(zhǎng)率均取5%，MSLS向電網(wǎng)最大的售電功率為400 kW。

表1 電價(jià)信息Table 1 Electricity Tariff Information

表2 供能設(shè)備參數(shù)Table 2 Equipment parameters

表3 儲(chǔ)能設(shè)備參數(shù)Table 3 Energy storage devices parameters

本文將建立3種IDR場(chǎng)景進(jìn)行對(duì)比分析，探討不同IDR場(chǎng)景對(duì)規(guī)劃結(jié)果產(chǎn)生的影響。3種IDR場(chǎng)景主要包括：場(chǎng)景S1，規(guī)劃中不考慮系統(tǒng)IDR，為基礎(chǔ)場(chǎng)景；場(chǎng)景S2，在場(chǎng)景1基礎(chǔ)上考慮PBIDR；場(chǎng)景S3，在場(chǎng)景2的基礎(chǔ)上考慮IBIDR。本文提出的用能需求總規(guī)劃成本模型為混合整數(shù)線性規(guī)劃模型（Mixed integer linear programming，MILP），采用Yalmip軟件中的Cplex求解器進(jìn)行求解。

3.1 規(guī)劃結(jié)果分析

3種模式的配置結(jié)果如表4所示。

表4 場(chǎng)景S1-S3容量配置與經(jīng)濟(jì)成本比較Table 4 Scenario S1-S3 capacity configuration compared to economic cost

由表4可知，從成本角度來(lái)看，與場(chǎng)景S1相比，S2的經(jīng)濟(jì)成本降低了110.988萬(wàn)元，環(huán)境成本下降了2.003萬(wàn)元，總規(guī)劃成本降低了112.991萬(wàn)元，降低幅度分別為13.32%，23.17%，13.42%。PBIDR的效果更多體現(xiàn)在環(huán)境保護(hù)方面。從各個(gè)設(shè)備的配置容量來(lái)看，WT，PV和EB分別增加了100，90，120 kW，可再生能源總裝機(jī)增加了190 kW，GB機(jī)組的容量沒(méi)有變化。CHP機(jī)組減少了100 kW、電儲(chǔ)能和熱儲(chǔ)能分別減少200，100 kW。場(chǎng)景S2的總規(guī)劃成本較S1減少了112.991 kW，較S1降低了13.42%?？偟膩?lái)說(shuō)，場(chǎng)景S2的總體的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益均低于S1。同時(shí)，在成本上，與場(chǎng)景S1相比，S3的經(jīng)濟(jì)成本的降低了176.496萬(wàn)元，環(huán)境成本下降了2.009萬(wàn)元，總規(guī)劃成本降低了178.505萬(wàn)元，降低幅度分別為21.18%，23.24%和21.19%。從各個(gè)設(shè)備的配置容量來(lái)看，場(chǎng)景S3中WT，PV容量分別增加了100，160 kW，可再生能源總裝機(jī)增加了260 kW，EB容量增加了240 kW。此外，GB，CHP機(jī)組容量分別減少了120，100 kW，電儲(chǔ)能、熱儲(chǔ)能容量均減少了200 kW。IBIDR有助于增加可再生能源機(jī)組裝機(jī)容量，降低儲(chǔ)能設(shè)備的安裝容量，同時(shí)在經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益方面，均有良好的效果。

3.2 投資成本及運(yùn)營(yíng)成本分解分析

為了更好地比較IDR對(duì)規(guī)劃的影響，表5，6為3種場(chǎng)景的各個(gè)設(shè)備投資成本比較和運(yùn)營(yíng)成本比較。

表5 場(chǎng)景S1～S3各設(shè)備投資成本比較Table 5 Scenario S1～S3 comparison of the investment costs of each equipment

由表5可以看出，由于風(fēng)電、光伏的使用壽命在規(guī)劃周期內(nèi)，與場(chǎng)景S1相比，場(chǎng)景S2，S3的風(fēng)光清潔能源的投資比例均有提高，進(jìn)一步提升了清潔能源的發(fā)電占比。在3種場(chǎng)景中，WT和PV的投資占比最大，清潔能源在3種場(chǎng)景初始投資成本中所占的比例分別為51.69%，57.19%，60.24%，其次為CHP機(jī)組，電鍋爐的投資成本占比最小。由于CHP機(jī)組的單位投資成本最高，EB機(jī)組的單位投資成本最低，與場(chǎng)景S1相比，場(chǎng)景S2、S3下的CHP機(jī)組成本均有所下降，EB機(jī)組成本均有所提升。系統(tǒng)在滿足電負(fù)荷的同時(shí)，EB可以利用剩余電量?jī)?yōu)先發(fā)熱，進(jìn)而降低CHP與GB機(jī)組的供熱量，減少了溫室氣體的排放。由表6可以看出，3種場(chǎng)景的運(yùn)維成本相差不大。在運(yùn)行成本中，購(gòu)氣成本的占比最高，3種場(chǎng)景購(gòu)氣成本占運(yùn)行總成本的比例分別為68.52%，61.99%，67.08%。與場(chǎng)景S1相比，場(chǎng)景S2，S3的購(gòu)氣成本分別下降了25.29%，28.95%，環(huán)境成本分別下降了23.17%，23.24%。這主要在于場(chǎng)景S2，S3減少了CHP與GB機(jī)組的容量，并增加EB機(jī)組容量，通過(guò)EB機(jī)組優(yōu)先滿足熱負(fù)荷的需求，進(jìn)而減少GB機(jī)組出力，降低對(duì)燃?xì)獾南呐cCO2等氣體的排放。在售電收益方面，由于場(chǎng)景S3增加了EB機(jī)組容量，在滿足電負(fù)荷的條件下，EB利用更多的剩余電量滿足熱出力，使得S3整體售電收益低于場(chǎng)景S1，S2。在棄風(fēng)棄光懲罰成本上，場(chǎng)景S1，S2的棄風(fēng)棄光比例分別為1.75%，1.18%。與場(chǎng)景S1相比，在考慮PBIDR后，場(chǎng)景S2的棄風(fēng)棄光懲罰成本下降了26.65%。在考慮IBIDR后，場(chǎng)景S3的棄風(fēng)棄光懲罰成本為0。在總運(yùn)行成本上，相比于場(chǎng)景S1，在考慮PBIDR后，總運(yùn)行成本減少了107.25萬(wàn)元，同比下降17.42%；在同時(shí)考慮PBIDR和IBIDR后，總運(yùn)行成本減少了190.648萬(wàn)元，同比下降了30.96%。可以看出，在考慮綜合電熱需求響應(yīng)時(shí)，可以降低棄風(fēng)棄光。并減少燃?xì)庀?，降低環(huán)境污染。

表6 場(chǎng)景S1～S3運(yùn)營(yíng)成本比較Table 6 Comparison of operating costs for scenarios S1～S3

3.3 可再生能源消納與供能結(jié)構(gòu)分析

表7 為場(chǎng)景S1～S3下的可再生能源消納情況對(duì)比結(jié)果。

表7 場(chǎng)景S1～S3可再生能源消納對(duì)比Table 7 Comparison of renewable energy consumption in scenarios S1～S3

由表7可知，與場(chǎng)景S1相比，場(chǎng)景S2、S3的風(fēng)電利用率同比分別提高了0.57%和1.75%，場(chǎng)景S2，S3的光伏利用率同比分別提高了0.49%和1.58%?？梢钥闯?，當(dāng)同時(shí)考慮價(jià)格型與激勵(lì)型需求響應(yīng)時(shí)，可以最大程度消納可再生能源。

為體現(xiàn)含高比例可再生能源的系統(tǒng)供能情況，圖3，4顯示了場(chǎng)景S1～S3下的全年供能結(jié)構(gòu)。

圖3 設(shè)備年供電量結(jié)構(gòu)圖Fig.3 A graph of the annual power supply structure of the equipment

由圖3可知，在供電方面，3種場(chǎng)景中，風(fēng)電幾乎占電能供應(yīng)約2/3的電量。與場(chǎng)景S1相比，場(chǎng)景S2，S3中風(fēng)電和光伏雖然增加了投資成本，但二者所發(fā)電量可以滿足多數(shù)負(fù)荷使用，同時(shí)可以降低CHP機(jī)組的投資成本，使得CHP機(jī)組減少天然氣的消耗。由圖4可知，在供熱方面，3種場(chǎng)景中，CHP的供熱量均超過(guò)了1/3，與場(chǎng)景S1相比，場(chǎng)景S2，S3的EB供熱量同比提高了13.38%，16.53%，同時(shí)場(chǎng)景S2，S3的CHP機(jī)組和GB機(jī)組熱出力相較于S1均有所下降。當(dāng)CHP，GB和熱儲(chǔ)能出力不能滿足用戶需求時(shí)，由GB機(jī)組提供熱需求。

圖4 設(shè)備年供熱量結(jié)構(gòu)圖Fig.4 Annual heat supply structure diagram of the equipment

3.4 IDR對(duì)負(fù)荷曲線的影響

由于該地區(qū)春秋季氣候變化不明顯，圖5，6為分別采用夏季和冬季的典型日負(fù)荷曲線來(lái)說(shuō)明PBIDR和IBIDR對(duì)負(fù)荷曲線的影響。

圖5 電負(fù)荷考慮IDR的實(shí)施效果Fig.5 Electric load consideration IDR implementation effect

由圖5可以看出，夏季當(dāng)風(fēng)電和光伏輸出功率充足時(shí)，夜間部分峰值負(fù)荷可以轉(zhuǎn)移到白天電價(jià)較低的時(shí)段，實(shí)現(xiàn)了電負(fù)荷“削峰填谷”。由圖6可知，由于熱負(fù)荷主要考慮用戶的舒適度，整體負(fù)荷曲線變化幅度較小，白天時(shí)受輻照與用戶熱需求較小的影響，可以適當(dāng)降低熱負(fù)荷輸出，并在夜間適當(dāng)抬高熱負(fù)荷輸出，滿足用戶熱需求。根據(jù)圖5，6可以看出，相比于場(chǎng)景S2，綜合考慮PRIDR和IBIDR時(shí)可以明顯改善電、熱負(fù)荷曲線，降低負(fù)荷峰值壓力。

圖6 熱負(fù)荷考慮IDR的實(shí)施效果Fig.6 Heat load consideration IDR implementation effect

4 結(jié)論

本文提出了一種基于用能行為分析的多源-荷互補(bǔ)集成規(guī)劃方法。首先通過(guò)對(duì)用戶用能行為進(jìn)行了聚類分析，將綜合需求響應(yīng)模型融入到多源荷規(guī)劃模型中；兼顧經(jīng)濟(jì)成本與環(huán)境成本，以年規(guī)劃成本最小為目標(biāo)，考慮綜合需求響應(yīng)等約束條件，得到如下結(jié)論。

①在規(guī)劃結(jié)果方面，與基礎(chǔ)場(chǎng)景相比，考慮IDR可以在增加可再生能源裝機(jī)容量的同時(shí)降低經(jīng)濟(jì)成本與環(huán)境成本。

②在運(yùn)行方面，考慮IDR的規(guī)劃場(chǎng)景在滿足電熱負(fù)荷需求的同時(shí)，通過(guò)提高電鍋爐消納清潔能源，降低了燃?xì)鈾C(jī)組的供熱量，進(jìn)一步減少了溫室氣體的排放。

③在節(jié)能減排方面，考慮IDR的規(guī)劃場(chǎng)景有效降低了系統(tǒng)購(gòu)氣成本，進(jìn)一步降低了環(huán)境成本與碳排放量，同時(shí)考慮IDR提高了清潔能源的供電占比，減少了棄風(fēng)棄光量，可以最大程度消納可再生能源。