高丙團(tuán) 陳 晨 李遠(yuǎn)梅 秦艷輝

(1.東南大學(xué)電氣工程學(xué)院,江蘇南京 210096;2.國網(wǎng)新疆電力有限公司電力科學(xué)研究院新疆烏魯木齊 830002)

1 引言

隨著“2030年前二氧化碳排放達(dá)到峰值,力爭2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”的能源發(fā)展目標(biāo)提出,需要在保持工業(yè)化進(jìn)程的同時積極推動能源消費(fèi)向低碳消費(fèi)轉(zhuǎn)型,進(jìn)一步提升清潔能源發(fā)電比例,提高社會整體能源利用效率[1].發(fā)展綜合能源系統(tǒng)(Integrated energy system,IES)是推動能源向低碳消費(fèi)轉(zhuǎn)型,實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰”和“碳中和”目標(biāo)的有效手段之一[2].近年來,歐洲、北美和我國等國家都對區(qū)域綜合能源系統(tǒng)開展研究和項目實(shí)踐[3],為充分利用不同類型園區(qū)之間的負(fù)荷需求差異和特性互補(bǔ),多個綜合能源系統(tǒng)互聯(lián)互通網(wǎng)絡(luò)的理念隨之產(chǎn)生[4].具有出力波動性和反調(diào)峰特性的高比例可再生能源的接入為綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行與控制帶來了新的挑戰(zhàn)[5–6].

含冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)的多區(qū)域綜合能源互聯(lián)系統(tǒng)的統(tǒng)一規(guī)劃和協(xié)同運(yùn)行不但能有效提升了系統(tǒng)供能靈活性,還可以進(jìn)一步提高能源利用效率[7].目前對區(qū)域綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化的研究主要是將多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)抽象為多個能量樞紐互聯(lián)系統(tǒng)[8–9],以提高整個系統(tǒng)的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性[10]和可再生能源的消納能力[11]為優(yōu)化目標(biāo)實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)的高效運(yùn)行.此外,文獻(xiàn)[12]還從信息不完全角度出發(fā),引入能源供應(yīng)商,建立分散調(diào)度模型.文獻(xiàn)[13]在荷側(cè)考慮多類型需求響應(yīng),建立多時間尺度調(diào)度模型.文獻(xiàn)[14]則計及需求響應(yīng)實(shí)現(xiàn)區(qū)域綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行.目前IES考慮需求響應(yīng)多是通過控制熱負(fù)荷在特定區(qū)間實(shí)現(xiàn)熱響應(yīng).針對多區(qū)域IES,少有文獻(xiàn)考慮含價格型熱響應(yīng)的綜合需求響應(yīng)(integrated demand response,IDR).隨著綜合能源系統(tǒng)的不斷發(fā)展,參與和相互作用的主體越來越復(fù)雜,充分考慮各方主體利益和綜合需求響應(yīng)策略的同時實(shí)現(xiàn)多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的高效運(yùn)行優(yōu)化是當(dāng)前亟需解決的難題.

在此背景下,電力系統(tǒng)對于供需兩端的協(xié)同優(yōu)化有了迫切的需求[15].博弈論可用于研究多個利益主體之間相互影響,相互作用的決策行為,已廣泛應(yīng)用于電力市場和需求側(cè)管理領(lǐng)域[16].博弈論在綜合能源系統(tǒng)的應(yīng)用主要是從能源供應(yīng)側(cè)、配電網(wǎng)側(cè)、需求側(cè)等博弈場景角度對綜合能源系統(tǒng)進(jìn)行運(yùn)行優(yōu)化[17].如文獻(xiàn)[18]以用能安排為博弈策略,以用戶自身能耗成本為支付函數(shù),以每一個參與者收益最大化為優(yōu)化目標(biāo),獲得定價機(jī)制.文獻(xiàn)[19]在產(chǎn)消者與社區(qū)性綜合能源系統(tǒng)合作交易的背景下提出了一種考慮了光伏出力隨機(jī)性和風(fēng)險控制的合作博弈模型.采用博弈理論解決區(qū)域綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化問題僅是關(guān)注整體運(yùn)行效率或經(jīng)濟(jì)效益,未考慮園區(qū)內(nèi)用戶個體和互聯(lián)合作關(guān)系的利潤分配層面,具有一定的局限性.

為了實(shí)現(xiàn)多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)內(nèi)用戶個體和系統(tǒng)運(yùn)營商的利益共贏,本文提出了一種基于雙層博弈的多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化方法.首先,根據(jù)參與需求響應(yīng)的用戶的消費(fèi)策略,建立了下層用戶能耗行為模型;聚合商根據(jù)區(qū)域新能源出力,用戶負(fù)荷等信息優(yōu)化區(qū)域能源系統(tǒng)運(yùn)行策略建立以降低區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行維護(hù)成本為目標(biāo)的上層聚合商運(yùn)行控制模型.然后,考慮多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的互聯(lián)運(yùn)行,建立包括下層用戶的非合作博弈模型和上層聚合商的合作博弈的雙層博弈模型.最后算例仿真表明:基于各個區(qū)域用戶的負(fù)荷的互補(bǔ)特性,各區(qū)域聚合商之間通過合作博弈形成聯(lián)盟進(jìn)行協(xié)同優(yōu)化運(yùn)行,與各園區(qū)獨(dú)立運(yùn)行的運(yùn)行維護(hù)成本相比,聚合商的運(yùn)行成本更低,最終驗(yàn)證了模型的有效性.

2 多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的系統(tǒng)描述

多區(qū)域互聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)可以如圖1所示.各區(qū)域綜合能源系統(tǒng)包含變壓器、微型燃?xì)廨啓C(jī)、熱交換器、壓縮式制冷機(jī)和吸收式制冷機(jī)[7–8].燃?xì)廨啓C(jī)和微電網(wǎng)用于滿足用戶電負(fù)荷需求,燃?xì)廨啓C(jī)余熱和區(qū)域熱網(wǎng)用戶滿足用戶熱負(fù)荷要求,壓縮式制冷機(jī)和吸收式制冷機(jī)分別將電負(fù)荷和熱負(fù)荷轉(zhuǎn)化為冷負(fù)荷滿足用戶的冷需求.各區(qū)域綜合能源系統(tǒng)間通過區(qū)域聯(lián)供微電網(wǎng)、天然氣網(wǎng)和區(qū)域熱網(wǎng)互聯(lián)運(yùn)行.負(fù)荷聚合商負(fù)責(zé)各自服務(wù)范圍內(nèi)的負(fù)荷需求響應(yīng)項目、系統(tǒng)運(yùn)行策略安排,通過信息網(wǎng)絡(luò)和區(qū)域內(nèi)用戶以及其他聚合商交換信息.用戶則根據(jù)自身能耗需求和聚合商發(fā)布的價格信息調(diào)整自身的用能安排.各區(qū)域優(yōu)先滿足區(qū)域內(nèi)用戶的能源消費(fèi)需求,再將余剩能源通過微電網(wǎng)和區(qū)域熱網(wǎng)融通至其他區(qū)域,達(dá)到充分利用本地資源和不同類型用戶間負(fù)荷需求互補(bǔ)的特點(diǎn),區(qū)域間互為緩沖,互為備用,進(jìn)一步提高能源利用率和系統(tǒng)可靠性.

圖1 多區(qū)域互聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of multi-region interconnected integrated energy system

從系統(tǒng)用戶的利益角度出發(fā),用戶在聚合商處購買能源時,首先應(yīng)保障自身的多種負(fù)荷需求,居民類型用戶還需要考慮自身生活的能耗滿意度指數(shù),在滿足以上條件的前提下,用戶的趨利性將使其追求盡量降低自身的能耗消費(fèi)成本.從聚合商的利益角度出發(fā),在高峰時刻產(chǎn)能不足的聚合商將選擇向其他渠道購買電能和熱能以填補(bǔ)供能缺口,由于短距離輸送的原因,通過園區(qū)間互聯(lián)共融渠道所購買的電能和熱能價格將降低于直接從電網(wǎng)和氣網(wǎng)渠道的購能價格,這一類接受型聚合商參與聯(lián)盟必定會降低其運(yùn)行控制成本;而產(chǎn)能足夠的聚合商將自己無法消納的電和熱輸送給其他接受型聚合商,進(jìn)入互聯(lián)共融聯(lián)盟表示聚合商將無條件地將多余能源按簽約價格售賣給聯(lián)盟內(nèi)的其他聚合商,對于這一類供應(yīng)性聚合商而言,可以通過售賣自身由于燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電無法消納的余熱或者自身電負(fù)荷較少無法消納的風(fēng)電和光電以降低成本,同樣可以在聯(lián)盟中獲取比獨(dú)立運(yùn)行時更多的利潤.

用戶的能源消費(fèi)策略的制定與聚合商的綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行策略的制定是相對獨(dú)立又相互影響的兩個環(huán)節(jié),用戶的消費(fèi)策略受聚合商發(fā)布的能源價格信號影響,聚合商的運(yùn)行策略受用戶逐時負(fù)荷需求影響.由此特點(diǎn),可考慮建立以用戶為下層,聚合商為上層的雙層優(yōu)化模型.下層用戶在進(jìn)行能源消費(fèi)時僅考慮自身利益,以自身消費(fèi)綜合成本最低為目標(biāo)優(yōu)化能耗安排并通過信息網(wǎng)上傳至聚合商;上層聚合商身處聯(lián)盟內(nèi)部,應(yīng)追求聯(lián)盟總收益最大,以聯(lián)盟內(nèi)多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)總運(yùn)行成本最小為目標(biāo),根據(jù)下層用戶所上傳的負(fù)荷需求信息優(yōu)化系統(tǒng)運(yùn)行策略.

2.1 下層用戶能耗行為模型

在本文中,聚合商向用戶發(fā)布的電能價格信號為實(shí)時電價信號,熱能價格信號為固定熱價信號或分時熱價信號.其中,區(qū)域內(nèi)部所有用戶在h時段內(nèi)的總購電成本模型為

其中:aih >0,bih >0均為固定參數(shù),是聚合商i向區(qū)域內(nèi)所有用戶發(fā)布的實(shí)時電價信號,用電高峰時段的價格信號高于其他時間段,用于調(diào)節(jié)用戶的耗電行為;Ei,h為區(qū)域綜合能源系統(tǒng)i內(nèi)所有用戶在h時間段內(nèi)的總電負(fù)荷需求

其中Ni為區(qū)域i的用戶量.

由式(1)可知,區(qū)域i內(nèi)部,所有用戶在時間段h所購買的單位電價可表示為

則用戶ji的日購電成本可表示為

其中:eij,h為區(qū)域i中用戶ji的電負(fù)荷;H為時間段總數(shù).

用戶ji的日購熱成本可表示為

其中:pit,h表示聚合商i向用戶發(fā)布的熱價信號;tij,h為區(qū)域i中用戶ji的熱負(fù)荷.

由式(4)和式(5),用戶ji的日能耗支出可表示為

此外,為考慮居民用戶對生活舒適度的需求,需要生活舒適度成本表征居民用戶在參與綜合需求響應(yīng)時自身的生活所收到的影響.首先引入用戶類型因子δ,當(dāng)且僅當(dāng)用戶為居民用戶時δ取值為1,其余類型用戶δ取值為0.居民用戶舒適度成本應(yīng)與其優(yōu)化能耗安排后調(diào)整的電負(fù)荷、熱負(fù)荷大小有關(guān)

用戶ji的一天能耗總成本可表示為

用戶在優(yōu)化自身能耗安排時,還需要考慮約束條件.將用戶ji的原始電負(fù)荷需求劃分為基礎(chǔ)電負(fù)荷和可參與轉(zhuǎn)移電負(fù)荷,其中只有可轉(zhuǎn)移電負(fù)荷可參與綜合需求響應(yīng),為簡化模型后續(xù)計算,認(rèn)為用戶的原始電負(fù)荷需求中,可參與轉(zhuǎn)移電負(fù)荷的比例是固定的

認(rèn)為所有用戶不會在用電高峰時段發(fā)生削減電負(fù)荷或中斷電負(fù)荷等導(dǎo)致電負(fù)荷需求相比于原始電負(fù)荷減少的行為,因此,用戶ji的電負(fù)荷安排調(diào)整滿足以下電守恒約束條件:

類似的,將用戶ji的原始熱負(fù)荷需求劃分為基礎(chǔ)熱負(fù)荷和可參與轉(zhuǎn)移熱負(fù)荷,認(rèn)為用戶的原始熱負(fù)荷需求中,可參與轉(zhuǎn)移熱負(fù)荷的比例是固定的

其中:αt(0<αt <1)表示了用戶ji的可參與轉(zhuǎn)移熱負(fù)荷在原始熱負(fù)荷中的占比.

所有用戶參與綜合需求響應(yīng)時,可以將熱負(fù)荷轉(zhuǎn)移至其他時間段,也可以考慮在電價較低時采用購電制熱的方式代替直接從聚合商處購熱,用戶的熱負(fù)荷安排調(diào)整滿足以下熱守恒約束條件:

2.2 上層聚合商運(yùn)行控制模型

該場景下共存在N個聚合商和其對應(yīng)的區(qū)域綜合能源系統(tǒng),在聚合商i(1 ≤i≤N)所對應(yīng)的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)i中包含有多種能源耦合設(shè)備,其中滿足用戶電負(fù)荷需求的設(shè)備包括分布式風(fēng)光發(fā)電系統(tǒng)、燃?xì)廨啓C(jī)和大電網(wǎng),區(qū)域綜合能源系統(tǒng)之間通過微電網(wǎng)和熱網(wǎng)連接,可以在有多余產(chǎn)電時向其他園區(qū)輸電,若在用電低谷期仍存在尚未消納的風(fēng)光資源,聚合商可按低價將剩余電能反售至大電網(wǎng);區(qū)域間,聚合商可以通過熱網(wǎng)向其他聚合商購熱或售熱.

該場景下,為降低污染物排放、響應(yīng)關(guān)于碳達(dá)峰和碳中和的倡議,聚合商規(guī)定區(qū)域綜合能源系統(tǒng)將無條件優(yōu)先消納區(qū)域內(nèi)的可再生能源.本文將分布式光伏和風(fēng)機(jī)發(fā)電系統(tǒng)的運(yùn)行維護(hù)成本簡化為與其發(fā)電量成正比的關(guān)系,則區(qū)域綜合能源系統(tǒng)i的分布式發(fā)電系統(tǒng)日運(yùn)行成本為

若聚合商i在h時間段內(nèi)向其他聯(lián)盟的聚合商購買的電量為向其他聚合商提供的電量為聚合商i每日的聯(lián)盟內(nèi)購電成本為

當(dāng)燃?xì)廨啓C(jī)的余熱無法滿足區(qū)域內(nèi)用戶在時間段內(nèi)的熱能需求時,聚合商可以通過燃?xì)忮仩t產(chǎn)熱或者通過熱網(wǎng)向其他聚合商購熱.若聚合商i在h時間段內(nèi)使用燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電量為使用燃?xì)忮仩t的產(chǎn)熱量為則聚合商i每日所消耗的天然氣成本為

若聚合商i在h時間段內(nèi)向其他聯(lián)盟的聚合商購買的熱能為向其他聚合商提供并被消納的熱能為聚合商i每日的聯(lián)盟內(nèi)購熱成本為

聚合商還需支付各種能量耦合設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)成本以及互聯(lián)熱網(wǎng)的維護(hù)成本為簡化計算,本文將所有能量耦合設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)成本簡化為與其出力呈正比關(guān)系

其中kGT,kGB和kinter分別為燃?xì)廨啓C(jī)、燃?xì)忮仩t和區(qū)域熱網(wǎng)的維護(hù)成本參數(shù),認(rèn)為在區(qū)域內(nèi)互相送熱的過程中,供應(yīng)方和接收方各承擔(dān)一半的管道維護(hù)費(fèi)用.

對于聚合商i而言,其所負(fù)責(zé)的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)日運(yùn)行成本如式(19)所示:

對于含有N個聚合商的互聯(lián)共融聯(lián)盟而言,多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)總?cè)者\(yùn)行成本如式(20)所示,由于聯(lián)盟內(nèi)部的能源互送成本彼此抵消,因此在考慮聯(lián)盟總成本時只需要考慮系統(tǒng)維護(hù)成本

聚合商在進(jìn)行所負(fù)責(zé)的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行優(yōu)化時,需要遵循一定的約束條件,使得系統(tǒng)運(yùn)行在安全可靠的范圍內(nèi).區(qū)域綜合能源系統(tǒng)內(nèi)所有的能量耦合設(shè)備在時段h的產(chǎn)能量都存在對應(yīng)的上下限

系統(tǒng)必須滿足園區(qū)內(nèi)部的電守恒約束

綜合能源系統(tǒng)i每時段的凈產(chǎn)熱量需至少滿足區(qū)域內(nèi)用戶的熱能需求,若存在無法消耗的多余熱能認(rèn)為通過一定途徑自然散失,由于優(yōu)化目標(biāo)的約束,廢棄熱能將控制在一個較低水平

為保證效率運(yùn)行,規(guī)定區(qū)域綜合能源系統(tǒng)i在時間段h內(nèi)不同時進(jìn)行向大電網(wǎng)的購電和反售電行為、不同時進(jìn)行向區(qū)域微電網(wǎng)的購電和送電行為,也不同時進(jìn)行向互聯(lián)熱網(wǎng)購熱和送熱的行為

區(qū)域綜合能源系統(tǒng)之間的電能互送同樣需要滿足電守恒約束和熱約束

3 多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)雙層博弈模型

綜合以上因素,本文提出一種基于多園區(qū)綜合能源系統(tǒng)互聯(lián)優(yōu)化的雙層博弈模型,其原理如圖2所示.上層為多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)聯(lián)盟內(nèi)聚合商關(guān)于綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行控制安排的合作博弈模型,下層為區(qū)域綜合能源系統(tǒng)i內(nèi)下層用戶關(guān)于自身能耗安排的非合作博弈模型.

圖2 雙層博弈模型原理圖Fig.2 Schematic diagram of two layer game model

下層博弈的參與者為區(qū)域綜合能源系統(tǒng)中不同類型的用戶,用戶與用戶之間彼此獨(dú)立,無利益關(guān)聯(lián),僅關(guān)注自身收益,其博弈形式為非合作博弈.下層用戶通過改變自身逐時能耗策略的方式響應(yīng)各自區(qū)域所對應(yīng)的聚合商所發(fā)布的實(shí)時價格信號,以自身綜合能耗成本最低為優(yōu)化目標(biāo),進(jìn)行區(qū)域內(nèi)部用戶與用戶之間的非合作博弈,并將最終的優(yōu)化結(jié)果通過信息網(wǎng)絡(luò)上傳至對應(yīng)區(qū)域的聚合商.下層用戶以式(8)最小為目標(biāo)函數(shù),下層的非合作博弈模型的具體構(gòu)建如下所示:

?參與者:區(qū)域綜合能源系統(tǒng)i內(nèi)所有用戶;

?策略:區(qū)域i內(nèi)每一個用戶ji自身的日能耗安排Aij;

?收益函數(shù):用戶ji的日能耗成本最小.

式中:A?ij=[Ai1··· Ai(j?1)Ai(j+1)··· Ain]表示區(qū)域綜合能源系統(tǒng)i內(nèi)所有除用戶ji以外的用戶的能耗安排策略,所有用戶以自身利益最大為目標(biāo)不斷調(diào)整自身各時段的能耗安排,當(dāng)所有用戶在當(dāng)前狀態(tài)下調(diào)整自身的策略都不會獲得更高收益時,該非合作博弈達(dá)到納什均衡狀態(tài),即

上層博弈的參與者為聚合商,聚合商與聚合商之間通過聯(lián)盟達(dá)成合作關(guān)系,并通過內(nèi)部互送能源的合約價格完成利潤分配,其博弈形式為合作博弈.上層聚合商通過改變所負(fù)責(zé)的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行策略和互聯(lián)共融容量,以多園區(qū)總?cè)者\(yùn)行成本最低為目標(biāo)進(jìn)行聚合商間的合作博弈,并通過制定園區(qū)間互聯(lián)共融的簽約價格以代替合作后的利潤分配,最終形成各自的綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化策略.用戶在通過區(qū)域內(nèi)部的非合作博弈完成自身的能耗安排后,將所有能耗安排通過信息網(wǎng)絡(luò)上傳至對應(yīng)的聚合商,上層聚合商以式(20)最小為目標(biāo)函數(shù),上層的合作博弈模型的具體構(gòu)建如下所示:

?參與者:多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)聯(lián)盟內(nèi)的所有聚合商;

?策略:聯(lián)盟內(nèi)每一個聚合商i的綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行控制日安排Bij;

?收益函數(shù):聯(lián)盟內(nèi)所有聚合商日運(yùn)行成本總和最小.

式中:B?i=[B1··· Bi?1Bi+1··· BN]表示多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)聯(lián)盟內(nèi)所有除聚合商i以外的聚合商的系統(tǒng)日運(yùn)行控制策略,所有聚合商以聯(lián)盟利益最大為目標(biāo)不斷調(diào)整自身各時段的系統(tǒng)運(yùn)行控制策略,當(dāng)所有聚合商在當(dāng)前狀態(tài)下調(diào)整自身的策略都不會使聯(lián)盟獲得更高收益時,該合作博弈達(dá)到納什均衡狀態(tài),即

4 算例仿真

假設(shè)在某城市存在3個片區(qū),分別為居民用戶集中居住的居民區(qū),區(qū)域內(nèi)共計生活有250戶居民用戶,其中年輕型居民用戶150戶,綜合型居民用戶100戶;1個集合15家商戶的商業(yè)中心,其中商場型用戶2個,24小時營業(yè)型用戶3個,個體型商戶10個;1個包含3家工廠及其配套設(shè)施的中型工業(yè)區(qū),其中有1個均荷型工廠,1個半自動化型工廠和1個人工型工廠,每一個區(qū)域都擁有自己獨(dú)立的綜合能源系統(tǒng),以及對應(yīng)管理系統(tǒng)和負(fù)責(zé)整合區(qū)域內(nèi)負(fù)荷資源的聚合商.3個區(qū)域內(nèi)所有用戶均滿足參與綜合需求響應(yīng)項目的所有軟硬件要求.由于同類型用戶擁有相似的負(fù)荷曲線和策略制定行為,在本文中被視為一個整體.3個區(qū)域之間已經(jīng)架設(shè)有滿足區(qū)域間互聯(lián)互送電能和熱能的微電網(wǎng)和區(qū)域熱網(wǎng),其建設(shè)成本不考慮在聚合商的日運(yùn)行成本之中.

聚合商和用戶均以1天24時段、每個時段1小時為標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行價格信號的發(fā)布和對應(yīng)能耗策略的制定,聚合商將根據(jù)時段的不同發(fā)布不同的價格信號,0時至6時、22時至24時為谷時段,11時至14時,17時至22時為峰時段,其余時間為平時段.

算例仿真的上層模型和下層模型的求解均采用內(nèi)點(diǎn)法,通過調(diào)用MATLAB工具箱進(jìn)行計算.

本文設(shè)置兩個算例,算例1為固定熱價下的雙層博弈優(yōu)化運(yùn)行,也就是熱價采用固定值模式;算例2為分時熱價下的雙層博弈優(yōu)化運(yùn)行,即熱價采用分時定價模式.

4.1 固定熱價下雙層博弈運(yùn)行優(yōu)化

聚合商向區(qū)域內(nèi)用戶所發(fā)布的電價和熱價相關(guān)參數(shù)見附錄表A1–A3,各種類型用戶的初始負(fù)荷以及分布式發(fā)電系統(tǒng)出力見附錄圖A1–A3,在該算例中,認(rèn)為聯(lián)盟內(nèi)聚合商向各自用戶所發(fā)布的價格信號是統(tǒng)一的,居民區(qū)用戶的舒適度參數(shù)sat=100.

參與園區(qū)雙層博弈優(yōu)化前后,居民區(qū)、商業(yè)區(qū)和工業(yè)區(qū)各時段電負(fù)荷和熱負(fù)荷需求變化如圖3–4所示.由圖3可知,即使聚合商不對用戶在高峰時期的用電做出限制,由于用電高峰期電價相對其他時段較高,用戶自發(fā)將該時段可參與響應(yīng)的電負(fù)荷轉(zhuǎn)移至了電價更低的谷時段,優(yōu)化后整體電負(fù)荷曲線相對原始曲線更加平滑.對于居民用戶而言,其電負(fù)荷需求量不大,且可轉(zhuǎn)移電負(fù)荷占總電負(fù)荷比例不高,其負(fù)荷調(diào)整集中于晚上18～22時的用電高峰期,對于白天的高峰期不敏感;商業(yè)用戶受營業(yè)時間限制,可參與響應(yīng)的電負(fù)荷有限,只調(diào)整了少量負(fù)荷至凌晨的用電低谷期;而擁有大量負(fù)荷且可以調(diào)整生產(chǎn)安排以降低成本的工業(yè)用戶是整個需求響應(yīng)項目的主要參與者,參與響應(yīng)后整個工業(yè)區(qū)的白天用電高峰期負(fù)荷明顯降低.

圖3 下層用戶各時段電負(fù)荷需求對比Fig.3 Comparison of the electricity load demand of lower-level users

圖4 下層用戶各時段熱負(fù)荷需求對比Fig.4 Comparison of the thermal load demand of lower-level users

該場景下,由于聚合商向用戶提供的熱價在24時段內(nèi)不發(fā)生變化,且熱價與低谷期電價相差不大,考慮電制熱效率后電制熱成本在各時段都大于直接向聚合商購買熱能,因此3個園區(qū)優(yōu)化前后的熱負(fù)荷需求總量基本沒有發(fā)生變化.其中,由于改變熱負(fù)荷需求會增加舒適度成本,當(dāng)熱價不發(fā)生改變時且電制熱無競爭力時,居民用戶不對其熱負(fù)荷安排做出改變.

圖5給出了參與雙層博弈前后下層用戶的能耗成本對比,由圖可知在進(jìn)行用戶間的非合作博弈后,所有類型的用戶的能耗成本相比于原始負(fù)荷安排下的能耗成本都出現(xiàn)了不同程度的降低,其中,年輕型用戶和綜合型用戶雖然會在參與響應(yīng)的過程中增加舒適度成本,但總體能耗成本仍比優(yōu)化前降低10%以上;3種類型的商業(yè)用戶由于兩個高峰期均分布于其營業(yè)時間可轉(zhuǎn)移負(fù)荷占比低,且熱價不隨時段改變、電制熱無競爭力時,其能參與響應(yīng)的電負(fù)荷量少,轉(zhuǎn)移的熱負(fù)荷并不能帶來能耗成本的降低,優(yōu)化后能耗成本下降不明顯,下降幅度在10%以下;而3種類型的工業(yè)用戶中,半自動化型工業(yè)用戶通過轉(zhuǎn)移大量高峰期的電負(fù)荷至低谷期,能耗成本下降達(dá)22.84%,仿真結(jié)果表明,居民區(qū)、商業(yè)區(qū)和工業(yè)區(qū)共8種類型用戶均可在參與聚合商所提供的綜合需求響應(yīng)項目過程中通過非合作博弈優(yōu)化自身能耗安排,最終以能耗成本降低的方式獲利.

圖5 下層用戶各時段能耗成本對比Fig.5 Comparison of the energy consumption cost of lower-level users

3個園區(qū)聚合商在接收下層用戶參與下層非合作博弈后優(yōu)化的能耗安排后,通過參與上層合作博弈進(jìn)行各自區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行優(yōu)化安排,優(yōu)化后居民區(qū)聚合商的設(shè)備出力情況分別見圖6,商業(yè)區(qū)和工業(yè)區(qū)聚合商的設(shè)備出力情況見附錄圖A4–A5.以居民區(qū)綜合能源系統(tǒng)出力情況為例,居民區(qū)和商業(yè)區(qū)的綜合能源系統(tǒng)所有能源耦合設(shè)備裝機(jī)容量和出力上限一致,但由于居民區(qū)的電負(fù)荷較少,綜合能源系統(tǒng)內(nèi)所安裝的分布式風(fēng)光發(fā)電系統(tǒng)和燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電基本已能滿足園區(qū)內(nèi)部負(fù)荷的需求.在10時至11時由于分布式風(fēng)光系統(tǒng)出力在滿足用戶電負(fù)荷需求后,將剩余電能通過區(qū)域間的微電網(wǎng)送至商業(yè)區(qū).由于居民區(qū)整體熱負(fù)荷需求較小,燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電后產(chǎn)生的余熱滿足居民用戶的熱負(fù)荷后將多余的熱能通過區(qū)域間熱網(wǎng)輸送至商業(yè)區(qū)和工業(yè)區(qū)的行為較為頻繁,是互聯(lián)熱網(wǎng)中主要的送熱區(qū)域,居民區(qū)聚合商通過區(qū)域熱網(wǎng)有效減少了能源浪費(fèi),提高了能源利用率.

圖6 居民區(qū)綜合能源系統(tǒng)出力Fig.6 Comprehensive energy system output in residential areas

圖7詳細(xì)展示了一天內(nèi)3個園區(qū)通過區(qū)域熱網(wǎng)進(jìn)行熱能互送的情況,由圖7可知9時至18時,區(qū)域熱網(wǎng)內(nèi)園區(qū)間的送熱和購熱達(dá)到平衡,在其余時間段內(nèi)存在小幅度的送熱高于購熱產(chǎn)生的棄熱情況.

圖7 一日內(nèi)區(qū)域熱網(wǎng)熱能互送情況Fig.7 Heat transfer between district heating networks in one day

3個園區(qū)的聚合商在園區(qū)系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行前,不使用區(qū)域間微電網(wǎng)和熱網(wǎng)進(jìn)行電能熱能互送,使用區(qū)域間微電網(wǎng)和熱網(wǎng)并使用合作博弈進(jìn)行園區(qū)內(nèi)綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行安排的綜合能源系統(tǒng)日運(yùn)行成本,區(qū)域內(nèi)用戶日能源總消費(fèi)費(fèi)用的對比如表1所示.

由表1可知,通過系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行,三園區(qū)聚合商的綜合能源日運(yùn)行成本都有顯著下降,3個園區(qū)通過園區(qū)間的微電網(wǎng)和熱網(wǎng)互聯(lián)將時段內(nèi)多余的熱能和電能進(jìn)行互送進(jìn)一步降低了成本,并通過區(qū)域間合同電價和合同熱價進(jìn)行電能和熱能交易的方式替代了合作博弈后的利益分配,降低了由于聯(lián)盟內(nèi)部利益分配不均可能造成的聯(lián)盟崩潰.通過用戶消費(fèi)總額和互聯(lián)后優(yōu)化成本的對比可知,通過區(qū)域內(nèi)部的優(yōu)化運(yùn)行,居民區(qū)聚合商和工業(yè)區(qū)的系統(tǒng)運(yùn)行成本小于了區(qū)域內(nèi)用戶的消費(fèi)總額,實(shí)現(xiàn)了盈利;商業(yè)區(qū)聚合商需要支付的系統(tǒng)運(yùn)行成本和用戶消費(fèi)總額仍有一定差距,處于虧損狀態(tài).

表1 優(yōu)化前后綜合能源系統(tǒng)日運(yùn)行成本對比(103元)Table 1 Comparison of daily operating costs of integrated energy systems(103 yuan)

4.2 分時熱價下雙層博弈運(yùn)行優(yōu)化

在本算例中,聚合商將算例一中所采用的固定熱價信號更改為分時熱價信號,其余參數(shù)不發(fā)生改變.0時至6時、22時至24時為谷時段,11時至14時,17時至22時為峰時段,其余時間為平時段,聚合商向用戶發(fā)布的谷時熱價為250元/MWh,平時熱價為285元/MWh,峰時熱價為340元/MWh.

由圖8可知,采用分時熱價后,對比算例1中的熱負(fù)荷優(yōu)化安排,3個園區(qū)的下層用戶都根據(jù)分時熱價調(diào)整了自身的用熱安排.其中,居民區(qū)由于舒適度函數(shù)限制,商業(yè)區(qū)受營業(yè)時間限制,只微量調(diào)整了高峰時段的熱負(fù)荷,工業(yè)區(qū)則將高峰期可參與調(diào)整的熱負(fù)荷全部轉(zhuǎn)移至了低谷時段有效平滑了熱負(fù)荷需求曲線.

圖8 采用分時熱價后下層用戶各時段熱負(fù)荷需求對比Fig.8 Lower-level users’heat load demand comparison after adopting time-of-use heat price

圖9展示了算例2中采用分時熱價的用戶能耗成本和算例1采用固定熱價的用戶能耗成本的對比情況.由圖9可知,分時熱價使得各類用戶通過參與非合作博弈優(yōu)化后的能耗成本相比于固定熱價時參與非合作博弈優(yōu)化后的能耗成本略有提升,這是高峰期無法轉(zhuǎn)移的熱負(fù)荷漲價導(dǎo)致的,對于商業(yè)區(qū)的商場型用戶而言,僅考慮分時熱價優(yōu)化前后,其參與優(yōu)化后的日能耗成本依然從6909元下降至了6383元.對于半自動型工業(yè)用戶,考慮分時熱價優(yōu)化后與固定熱價優(yōu)化前相比,日能耗成本從11840元下降至11770元,下降了約20%.

圖9 3種場景下用戶能耗成本對比Fig.9 Comparison of user energy consumption costs in three scenarios

圖10為分時熱價場景下一日內(nèi)三園區(qū)區(qū)域熱網(wǎng)熱能互送情況.與固定熱價相比,采用分時熱價后,由于用戶根據(jù)聚合商發(fā)布的分時熱價調(diào)整了自身的熱負(fù)荷安排使得熱能需求曲線平滑,各區(qū)域綜合能源系統(tǒng)內(nèi)部無法消納,進(jìn)入?yún)^(qū)域熱網(wǎng)進(jìn)行互送的熱能減少,區(qū)域熱網(wǎng)內(nèi)的棄熱現(xiàn)象有了明顯改善.

圖10 分時熱價場景下一日內(nèi)三園區(qū)區(qū)域熱網(wǎng)熱能互送情況Fig.10 Heat transfer between district heating networks in one day after adopting time-of-use heat price

表2展示了采用分時熱價前后綜合能源系統(tǒng)日運(yùn)行成本與區(qū)域消費(fèi)總額的對比,由于采用分時熱價后各區(qū)域用戶能耗成本略有上漲,除商業(yè)區(qū)聚合商實(shí)現(xiàn)了系統(tǒng)日運(yùn)行成本和用戶能耗消費(fèi)總額持平外,居民區(qū)聚合商和工業(yè)區(qū)聚合商均實(shí)現(xiàn)了盈利.其中,居民區(qū)聚合商由于采用分時熱價后其他兩聚合商需求的熱能缺口減少,通過區(qū)域熱網(wǎng)售賣多余熱能的收入降低,使得采用分時熱價后區(qū)域總運(yùn)行成本略有提高,商業(yè)區(qū)和工業(yè)區(qū)聚合商則通過采用分時熱價有效指導(dǎo)區(qū)域內(nèi)用戶調(diào)整了熱負(fù)荷需求曲線,降低了高峰時段的熱能缺口,使得系統(tǒng)日運(yùn)行成本相比于算例一中的優(yōu)化結(jié)果進(jìn)一步降低.

表2 優(yōu)化前后綜合能源系統(tǒng)日運(yùn)行成本對比(103元)Table 2 Comparison of daily operating costs of integrated energy systems(103 yuan)

5 總結(jié)

為提高能源利用率,實(shí)現(xiàn)用戶和聚合商利益共贏,本文提出了一種針對多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的雙層博弈運(yùn)行優(yōu)化模型.在上層的合作博弈中,聚合商通過內(nèi)部互送能源的合約價格完成利潤分配、改變所負(fù)責(zé)的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行策略和互聯(lián)共融容量,進(jìn)而建立了聚合商間的合作博弈模型;在下層的非合作博弈中,參與綜合需求響應(yīng)的用戶將根據(jù)自己所處區(qū)域內(nèi)聚合商發(fā)布的動態(tài)能源價格信號調(diào)整自己的能耗行為,以自身能耗成本最低為優(yōu)化目標(biāo)調(diào)整不同時段的用能安排,聚合商所提供的能源價格與各個用戶的用電安排相關(guān),由此建立優(yōu)化底層各區(qū)域用戶用能安排的非合作博弈模型.

算例分析表明在通過雙層博弈模型進(jìn)行優(yōu)化后,所有類型的用戶都能在底層的非合作博弈優(yōu)化中降低自身能源消費(fèi)成本,擁有可轉(zhuǎn)移負(fù)荷資源最多的半自動型工業(yè)用戶成本降低20%以上;在采用固定熱價信號時,3個園區(qū)聚合商通過合作互聯(lián)有效降低了自身運(yùn)行成本,除商業(yè)區(qū)聚合商外,居民區(qū)和工業(yè)區(qū)聚合商都達(dá)成了日盈利,在采用分時熱價信號后,商業(yè)區(qū)聚合商也達(dá)成了日盈利.

本文的研究成果對于區(qū)域綜合能源系統(tǒng)內(nèi)部和多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)之間多方利益體的互動有一定的參考意義.但本文暫未考慮多區(qū)域互聯(lián)綜合能源系統(tǒng)中負(fù)荷不確定性因素的影響,后續(xù)可在本文的基礎(chǔ)上,進(jìn)一步研究考慮不確定性的博弈優(yōu)化.

附錄

表A1 聚合商向區(qū)域內(nèi)用戶發(fā)布的電價和熱價信號(元/MWh)Table A1 Electricity and heat price signals issued by aggregators(yuan/MWh)

表A2 聚合商與電網(wǎng)和氣網(wǎng)發(fā)生交易行為的相關(guān)參數(shù)(電價:元/MWh,氣價:元/m3)Table A2 Relevant parameters of the aggregator’s transac-tion behavior with power grids and gas grids(Elec-tricity price:yuan/MWh,gas price:yuan/m3)

表A3 系統(tǒng)成本參數(shù)和設(shè)備出力上限參數(shù)Table A2 System cost parameters and equipment output upper limit parameters

圖A1 三區(qū)域用戶原始電負(fù)荷需求Fig.A1 The original electric load demand of users in the three regions

圖A2 三區(qū)域用戶原始熱負(fù)荷需求Fig.A2 The original thermal load demand of users in the three regions

圖A3 三區(qū)域24小時分布式風(fēng)光典型出力曲線Fig.A3 Typical output curve of 24-hour distributed wind and solar in three regions

圖A4 商業(yè)區(qū)綜合能源系統(tǒng)出力Fig.A4 Integrated energy system output in commercial areas

圖A5 工業(yè)區(qū)綜合能源系統(tǒng)出力Fig.A5 Integrated energy system output in industrial areas