潘霄，陳良，張明理，候依昕，王宗元

(1.國(guó)網(wǎng)遼寧省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，沈陽(yáng)110015；2.東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院，吉林 吉林132012)

0 引言

“碳中和”目標(biāo)的提出加速了新能源行業(yè)的發(fā)展，隨著新能源技術(shù)的迅速發(fā)展，新能源消納問題得到逐步緩解，“十四五”期間新能源將由規(guī)模化發(fā)展逐步進(jìn)入到高質(zhì)量發(fā)展新階段[1]。截至2020年底，我國(guó)可再生能源發(fā)電裝機(jī)總規(guī)模達(dá)到930 GW，占總裝機(jī)的比重達(dá)到了42.4%，可再生能源全年發(fā)電量達(dá)到2 200 TWh，占全社會(huì)用電量比重達(dá)到29.5%[2]。

由于新能源出力具有隨機(jī)性與不確定性，當(dāng)新能源出力不能滿足用戶需求時(shí)，需要從外部電網(wǎng)購(gòu)電或啟動(dòng)調(diào)峰機(jī)組與備用機(jī)組發(fā)電來(lái)保證用戶的用能需求，進(jìn)而降低對(duì)系統(tǒng)及用戶可能造成的經(jīng)濟(jì)損失。為保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性，當(dāng)前新能源消納問題將轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟(jì)利用問題，在規(guī)劃建設(shè)含高比例新能源的綜合能源系統(tǒng)(integrated energy system，IES)[3-4]時(shí)，如何從大規(guī)模新能源消納成本角度出發(fā)，在滿足能源供應(yīng)的同時(shí)達(dá)到經(jīng)濟(jì)效益、環(huán)境等綜合社會(huì)效益水平，是合理規(guī)劃多源荷面臨的一個(gè)主要挑戰(zhàn)。

已有大量學(xué)者對(duì)IES的規(guī)劃開展了研究。文獻(xiàn)[5]從不確定性的角度出發(fā)，量化分析了電網(wǎng)切負(fù)荷指標(biāo)與購(gòu)能價(jià)格變化對(duì)系統(tǒng)的影響，建立了雙層優(yōu)化配置模型，有效抑制了系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)收益的波動(dòng)；文獻(xiàn)[6]采用能量網(wǎng)絡(luò)分析理論對(duì)IES進(jìn)行了建模與分析，提出了建模與物理機(jī)理分析構(gòu)想，對(duì)完善多能源系統(tǒng)統(tǒng)一建模提供了思路。文獻(xiàn)[7]將設(shè)備投資成本約束方案與最優(yōu)容量規(guī)劃相結(jié)合，構(gòu)建了考慮年總成本與碳排放最小化的商業(yè)園區(qū)級(jí)容量最優(yōu)分配模型，降低了系統(tǒng)投資成本；文獻(xiàn)[8]為解決IES內(nèi)電/熱儲(chǔ)能配置問題，考慮了風(fēng)電不確定性接入的影響，構(gòu)建了電/熱儲(chǔ)能聯(lián)合優(yōu)化配置模型，該方法有效優(yōu)化配置了IES內(nèi)的儲(chǔ)能資源，并降低了系統(tǒng)的成本。

事實(shí)上，規(guī)劃含風(fēng)光等新能源的IES時(shí)，在實(shí)際規(guī)劃與運(yùn)行中還需要考慮提高系統(tǒng)新能源的發(fā)電占比、促進(jìn)新能源消納等問題。已有研究從促進(jìn)新能源消納的角度出發(fā)研究IES優(yōu)化配置問題，文獻(xiàn)[9]在規(guī)劃含電-熱-氣-冷的IES時(shí)，提出了兼顧數(shù)量與品質(zhì)效率的能量利用標(biāo)準(zhǔn)，建立了經(jīng)濟(jì)性與用能效率為目標(biāo)的多目標(biāo)規(guī)劃模型，并設(shè)計(jì)了規(guī)劃與運(yùn)行的雙層優(yōu)化結(jié)構(gòu)，提高了園區(qū)新能源的利用效率；文獻(xiàn)[10]分析了互聯(lián)形態(tài)和互動(dòng)機(jī)制對(duì)IES規(guī)劃的影響，建立了考慮互聯(lián)互動(dòng)的IES規(guī)劃基礎(chǔ)模型，驗(yàn)證了合理規(guī)劃IES可以促進(jìn)新能源消納，降低不確定性因素對(duì)系統(tǒng)產(chǎn)生的影響；文獻(xiàn)[11]考慮多能源互補(bǔ)性，探討了多場(chǎng)景規(guī)劃理念的IES規(guī)劃方法，靈活配置源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)各環(huán)節(jié)，實(shí)現(xiàn)了可再生能源的就地消納；文獻(xiàn)[12]以投資、運(yùn)行與維護(hù)的等年值成本最低為目標(biāo)，提出了一種考慮建設(shè)時(shí)序的園區(qū)級(jí)IES多階段規(guī)劃方法，促進(jìn)新能源消納的同時(shí)提升了供能經(jīng)濟(jì)性。以上文獻(xiàn)[9-12]采用分時(shí)電價(jià)考量系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，缺乏對(duì)電力市場(chǎng)主體意愿的考察。源荷側(cè)能夠以電力市場(chǎng)信號(hào)為指引，通過(guò)市場(chǎng)價(jià)值的形式激勵(lì)系統(tǒng)投資行為是電力市場(chǎng)改革體制模式下的規(guī)劃新思路。

在促進(jìn)可再生能源消納的電力市場(chǎng)機(jī)制方面，文獻(xiàn)[13]從國(guó)外成熟的市場(chǎng)機(jī)制、財(cái)政激勵(lì)、配套市場(chǎng)體系、強(qiáng)制型可再生能源發(fā)展目標(biāo)等方面促進(jìn)總結(jié)了國(guó)外電力現(xiàn)貨市場(chǎng)促進(jìn)可再生能源消納機(jī)制，并介紹了國(guó)內(nèi)試點(diǎn)省份現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)特點(diǎn)與促進(jìn)可再生能源消納的市場(chǎng)機(jī)制；文獻(xiàn)[14]提出了一種階梯性雙側(cè)等效出清機(jī)制，相較于統(tǒng)一出清機(jī)制，該方法的仿真效果更貼合市場(chǎng)實(shí)際供需情況。文獻(xiàn)[15]提出了基于曲線的適應(yīng)可再生能源配置額制的電力市場(chǎng)交易體系，并引入可再生能源中前期、日前市場(chǎng)、消納量二級(jí)交易市場(chǎng)和綠證申購(gòu)市場(chǎng)，有效地促進(jìn)了可再生能源消納。文獻(xiàn)[16]從全社會(huì)綜合用電成本角度出發(fā)，提出考慮新能源消納成本與開發(fā)成本的新能源合理?xiàng)夒娐史椒?，為含高比例新能源的IES規(guī)劃與運(yùn)行提供了參考。然而在IES規(guī)劃的研究中，少有從新能源消納成本角度考慮，關(guān)于新能源消納成本對(duì)IES的規(guī)劃與運(yùn)行的影響分析不足，部分研究在IES規(guī)劃時(shí)多采用分時(shí)電價(jià)，并未考慮實(shí)際電力市場(chǎng)主體意愿對(duì)IES規(guī)劃的影響。

為解決上述問題，本文將新能源出力不足時(shí)，安裝與啟用調(diào)峰機(jī)組所產(chǎn)生的成本視為新能源消納成本。本文研究了新能源消納成本對(duì)IES規(guī)劃與運(yùn)行的影響，同時(shí)結(jié)合源-荷-儲(chǔ)間的耦合關(guān)系與市場(chǎng)機(jī)制下的新能源消納模式，引入市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制與調(diào)峰機(jī)制兩部制電價(jià)。與現(xiàn)有上層以系統(tǒng)規(guī)劃總成本最小，下層以系統(tǒng)運(yùn)行成本最低的雙層優(yōu)化配置模型相比，本文建立的雙層優(yōu)化配置模型從電力市場(chǎng)社會(huì)福利最大化原則角度出發(fā)，上層規(guī)劃模型以年總收益最大化為目標(biāo)，下層同時(shí)考慮日前市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制與調(diào)峰兩部制電價(jià)機(jī)制，以系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)凈收益最大為目標(biāo)，將求得的收益結(jié)果再參與上層投資利潤(rùn)計(jì)算，以提高系統(tǒng)的運(yùn)營(yíng)收益，采用Cplex求解器對(duì)多源荷協(xié)同優(yōu)化配置下的規(guī)劃模型進(jìn)行求解，通過(guò)算例分析了考慮新能源消納成本、電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制和調(diào)峰兩部制電價(jià)機(jī)制對(duì)IES系統(tǒng)規(guī)劃的影響，提高了IES的供電穩(wěn)定性，為我國(guó)新能源的高效利用與傳統(tǒng)能源轉(zhuǎn)型發(fā)展提供了思路。

1 多源荷系統(tǒng)模型及市場(chǎng)機(jī)制下新能源消納模式

1.1 源-荷設(shè)備耦合特性分析及模型構(gòu)建

近年來(lái)，能源集線器(energy hub，EH)模型被證明是處理IES中多源荷耦合互補(bǔ)的有效途徑，在能源供需平衡的前提下為多源荷優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)提供了優(yōu)化空間[17]。本文構(gòu)建的IES以新能源為主體，配合儲(chǔ)能與多類型負(fù)荷，將IES分為3個(gè)單元，分別包括產(chǎn)能單元、儲(chǔ)能單元和用能單元。EH基本結(jié)構(gòu)圖如圖1所示。

圖1 EH基本結(jié)構(gòu)圖

1)產(chǎn)能單元

產(chǎn)能單元包括風(fēng)機(jī)(wind turbine，WT)、光伏(photovoltaic，PV)、燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組(gas furnace，GF)、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組(combined heat and power，CHP)、燃?xì)忮仩t(gas boiler，GB)等。

WT的輸出功率與風(fēng)機(jī)安裝位置的不同時(shí)刻的平均風(fēng)速有關(guān)[18]；為了方便研究，認(rèn)為PV的輸出功率只跟光照強(qiáng)度和溫度有關(guān)[19]；產(chǎn)能單元內(nèi)的GF主要參與負(fù)荷調(diào)峰，GB用于滿足熱負(fù)荷需求。

用能單元的輸入-輸出耦合關(guān)系為：

(1)

2)儲(chǔ)能單元

儲(chǔ)能單元包括電儲(chǔ)能(electrical energy storage，EES)、熱儲(chǔ)能(thermal energy storage，TES)、氣儲(chǔ)能(gas energy storage，GES)。儲(chǔ)能單元在t時(shí)刻的出力與該時(shí)刻的剩余電量、前一時(shí)刻的剩余電量、每小時(shí)的電量衰減量有關(guān)。

(2)

3)用能單元

用能單元包括電負(fù)荷、熱負(fù)荷、氣負(fù)荷。

D(t)=[Dele(t),Dheat(t),Dgas(t)]T

(3)

式中：D(t)為t時(shí)刻用戶單元的變化量；Dele(t)、Dheat(t)、Dgas(t)分別為t時(shí)刻的電負(fù)荷、熱負(fù)荷、氣負(fù)荷的需求量。L(t)為t時(shí)刻各類用戶的用能負(fù)荷需求量，同時(shí)為了涵蓋儲(chǔ)能單元的用能需求變化量，令L(t)=S(t)+D(t)，則3個(gè)單元間的耦合關(guān)系為：

(4)

1.2 市場(chǎng)機(jī)制下的新能源消納模式

為了更好地利用新能源運(yùn)行及互補(bǔ)特性，促進(jìn)新能源的消納，本文引入日前電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制[20]，以社會(huì)福利最大化為原則建立日前市場(chǎng)交易模型，由于本文選取典型日每個(gè)時(shí)段的負(fù)荷是確定的，以社會(huì)福利最大化的目標(biāo)函數(shù)等同于購(gòu)電成本最小，其模型為：

(5)

對(duì)EH內(nèi)CHP設(shè)備的報(bào)價(jià)方法采用隸屬度函數(shù)的方法對(duì)峰平谷時(shí)段交易價(jià)格進(jìn)行劃分[21]。首先對(duì)供能單元內(nèi)CHP設(shè)備的峰平谷出力功率進(jìn)行劃分，該類設(shè)備出力時(shí)段的隸屬度函數(shù)表達(dá)式如(6)所示。

(6)

式中：αt為t時(shí)刻CHP出力隸屬度函數(shù)；P′max、P′min分別為CHP日出力的最大功率和最小功率；P′t為設(shè)備t時(shí)刻的出力功率。

同時(shí)，對(duì)EH內(nèi)電、熱負(fù)荷曲線進(jìn)行峰平谷時(shí)段劃分，隸屬度函數(shù)表達(dá)式為：

(7)

式中：βt為t時(shí)刻EH內(nèi)負(fù)荷出力隸屬度函數(shù)；L′max、L′min分別負(fù)荷的最大值和最小值；L′t為t時(shí)刻的負(fù)荷值。

為提升EH內(nèi)產(chǎn)能單元設(shè)備出力與用能單元負(fù)荷的匹配度，采用半梯形隸屬度函數(shù)分別對(duì)產(chǎn)能設(shè)備與電熱負(fù)荷的隸屬度時(shí)段劃分成3個(gè)階段，其中產(chǎn)能設(shè)備峰、平、谷時(shí)段隸屬度函數(shù)取值區(qū)間依次為[0,0.34)、[0.34,0.67)、[0.67,1]。在日前市場(chǎng)交易過(guò)程中，將產(chǎn)能單元的成交價(jià)格按照等式(8)匹配用能單元負(fù)荷峰平谷時(shí)段的原則申報(bào)價(jià)格，具體劃分規(guī)則如表1所示。

表1 成交電價(jià)規(guī)則

(8)

式中：Cp、Cf、Cv分別為峰、平、谷的成交價(jià)格。

相較于燃煤調(diào)峰機(jī)組，本文采用的燃?xì)庹{(diào)峰機(jī)組具有啟停響應(yīng)速度快，運(yùn)行靈活，可實(shí)現(xiàn)變負(fù)荷調(diào)峰的特點(diǎn)[22]。通過(guò)調(diào)研數(shù)據(jù)分析，可以得到主流燃?xì)鈾C(jī)組變負(fù)荷技術(shù)特點(diǎn)，即燃?xì)鈾C(jī)組的負(fù)荷率與氣耗率、發(fā)電效率之間的關(guān)系，如圖2所示。

圖2 負(fù)荷率與氣耗率、發(fā)電效率關(guān)系示意圖

對(duì)于燃?xì)鈾C(jī)組調(diào)峰電價(jià)，本文采用兩部制電價(jià)模型確定調(diào)峰機(jī)組的調(diào)峰電價(jià)[23]。兩部制電價(jià)包括電量電價(jià)和容量電價(jià)。在制定電量電價(jià)時(shí)，燃?xì)鈾C(jī)組的氣耗水平取同類型機(jī)組平均水平，電量電價(jià)的計(jì)算方法如式(9)所示。

(9)

容量電價(jià)PC的確定，需遵循凈現(xiàn)金流入等于流出的原則[24]。

2 計(jì)及新能源消納成本的多源荷互補(bǔ)集成規(guī)劃模型

本文計(jì)及新能源消納成本與電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制，將EH內(nèi)的設(shè)備容量配置與運(yùn)行策略建立為雙層優(yōu)化配置模型，上下層間的優(yōu)化變量與傳遞關(guān)系如圖3所示。上層規(guī)劃模型是以計(jì)及多源荷系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行全壽命周期的年總收益最大為目標(biāo)函數(shù)，優(yōu)化變量為待規(guī)劃設(shè)備的規(guī)劃容量；下層模型是以系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)凈收益最大為目標(biāo)函數(shù)，優(yōu)化變量為各設(shè)備的運(yùn)行功率分配。上層將規(guī)劃結(jié)果傳遞給下層運(yùn)行模型，下層模型模擬EH內(nèi)設(shè)備的運(yùn)行調(diào)度情況，并將最優(yōu)運(yùn)行結(jié)果返回給上層規(guī)劃模型；然后，上層根據(jù)下層的優(yōu)化結(jié)果修正系統(tǒng)年總收益，再次優(yōu)化各設(shè)備的規(guī)劃容量；最后，通過(guò)雙層優(yōu)化迭代，獲得最優(yōu)的多源荷系統(tǒng)規(guī)劃運(yùn)行方案。

圖3 雙層優(yōu)化配置結(jié)構(gòu)圖

2.1 雙層優(yōu)化配置模型

2.1.1 上層規(guī)劃模型

上層規(guī)劃模型的目標(biāo)函數(shù)以EH年總收益最大為目標(biāo)，決策變量為EH內(nèi)設(shè)備的安裝容量?？偸找鍯tot包括EH設(shè)備投資成本Cinv與下層傳遞模型的運(yùn)營(yíng)凈收益Cope。上層規(guī)劃模型的數(shù)學(xué)模型如式(10)所示。

maxCtot=Cope-Cinv

(10)

設(shè)備投資成本采用等年值法按照設(shè)備規(guī)劃年限計(jì)算系統(tǒng)投資成本，設(shè)備投資成本函數(shù)的計(jì)算表達(dá)式可表示為：

(11)

2.1.2 下層運(yùn)行優(yōu)化模型

根據(jù)1.2節(jié)市場(chǎng)競(jìng)價(jià)規(guī)則與產(chǎn)消單元價(jià)格成交規(guī)則，以上層規(guī)劃模型確定的各設(shè)備容量為基準(zhǔn)，按電力市場(chǎng)社會(huì)福利最大化原則，下層優(yōu)化模型以運(yùn)營(yíng)凈收益最大為目標(biāo)，優(yōu)化變量為EH內(nèi)各設(shè)備的運(yùn)行功率，運(yùn)營(yíng)收益包括售能收益Csale、調(diào)峰收益Csale、新能源消納成本Cabs、系統(tǒng)運(yùn)維成本Cabs、購(gòu)能成本Cbuy、棄風(fēng)棄光懲罰成本Cab和環(huán)境成本Cab，具體表達(dá)式為：

maxCope=365∑εr(Csale+Csale-Cabs-

Cabs-Cbuy-Cab-Cab)

(12)

式中：εr為過(guò)渡季、夏季、冬季3個(gè)典型季節(jié)在全年出現(xiàn)的占比，3個(gè)典型季節(jié)的概率根據(jù)季節(jié)時(shí)長(zhǎng)分別取為0.5、0.25、0.25。

上述函數(shù)的具體計(jì)算表達(dá)式分別列出如下。

1)售能收益

(13)

2)調(diào)峰收益

(14)

3)新能源消納成本

參照文獻(xiàn)[16]，新能源消納成本主要包括存量電源靈活性改造成本、新建調(diào)峰電源成本與調(diào)峰電源的啟停與運(yùn)行成本。本文考慮新能源消納成本主要包括調(diào)峰耗氣成本、燃?xì)鈾C(jī)組啟停成本和燃?xì)庹{(diào)峰機(jī)組的環(huán)境成本[25]。新能源消納成本的表達(dá)式如式(15)所示。

(15)

新能源消納成本各部分表達(dá)式如式(16)所示。

(16)

4)運(yùn)維成本

(17)

5)購(gòu)能成本

(18)

(19)

6)棄風(fēng)、棄光懲罰成本

(20)

7)環(huán)境成本

(21)

式中Cen為CHP與GB機(jī)組的環(huán)境成本。

2.2 約束條件設(shè)置

2.2.1 上層模型約束條件

上層模型的約束條件為安裝容量約束。

(22)

在實(shí)踐中，最小和最大容量需求可以由各種方面決定，包括空間和面積可用性、成本限制、操作限制等。

2.2.2 下層模型約束條件

下層運(yùn)行優(yōu)化模型的約束條件需要滿足負(fù)荷功率平衡、設(shè)備運(yùn)行上下限約束、儲(chǔ)電、儲(chǔ)熱裝置約束、天然氣氣源功率約束及購(gòu)售電功率約束，具體表達(dá)式如下。

1)負(fù)荷功率平衡約束

L(t)=C·P(t)

(23)

2)各設(shè)備運(yùn)行上下限約束

(24)

3)蓄電池功率與SOC約束

(25)

4)熱儲(chǔ)能、氣儲(chǔ)能裝置約束

(26)

5)天然氣氣源功率約束

(27)

6)購(gòu)售電功率約束

當(dāng)EH內(nèi)電功率不足時(shí)需從電網(wǎng)購(gòu)電，同時(shí)購(gòu)電也存在購(gòu)電上限；當(dāng)EH內(nèi)電功率可以滿足電負(fù)荷需求且還有余量時(shí)，多余電量并網(wǎng)，為防止過(guò)大的倒送功率對(duì)主網(wǎng)造成影響，需要設(shè)置售電功率約束；購(gòu)售電約束表達(dá)式如式(28)所示。

(28)

3 算例分析

本文建立了一個(gè)雙層優(yōu)化求解模型，規(guī)劃模型屬于機(jī)組組合的混合整數(shù)線性規(guī)劃(mixed-integer linear programming，MILP)模型，利用MATLAB的Yalmip工具包調(diào)用Cplex商用線性求解器對(duì)上述模型進(jìn)行求解，輸出最優(yōu)配置方案。

3.1 算例參數(shù)與場(chǎng)景設(shè)置

本文以中國(guó)北方某區(qū)域電網(wǎng)的歷史預(yù)測(cè)、實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)和現(xiàn)階段電源結(jié)構(gòu)為基礎(chǔ)，對(duì)該區(qū)域各設(shè)備容量配置進(jìn)行優(yōu)化。該地區(qū)規(guī)劃期間新增電力供暖面積105 000 m2，研究時(shí)段內(nèi)最大凈負(fù)荷為9 800 kW，最小凈負(fù)荷為8 000 kW。根據(jù)文獻(xiàn)[29-30]分別給出了購(gòu)售電分時(shí)電價(jià)和分時(shí)熱價(jià)如表2所示。根據(jù)文獻(xiàn)[12,23,25-28]中EH單元內(nèi)各個(gè)裝置安裝與運(yùn)行的各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)參數(shù)如表3所示；設(shè)備貼現(xiàn)率取8%，天然氣價(jià)格為2.41元/m3，天然氣熱值取9.87 kWh/m3[25]，折合成單位熱值價(jià)格為0.244 元/kWh；根據(jù)文獻(xiàn)[26]給出各季節(jié)典型日的風(fēng)電、光伏及各類型負(fù)荷的出力曲線圖，如圖4所示。EES的初始SOC值設(shè)為0.5；碳稅值取0.22 元/kWh[31]。在CHP機(jī)組運(yùn)行方式上，考慮到系統(tǒng)運(yùn)行規(guī)律，夏季電功率較高，熱需求較低而冬季熱需求更高的情況，在夏季CHP機(jī)組采用以“電定熱”的運(yùn)行模式，冬季采用“以熱定電”的運(yùn)行模式。

表3 EH單元設(shè)備經(jīng)濟(jì)參數(shù)

圖4 3個(gè)典型日的負(fù)荷曲線與風(fēng)光預(yù)測(cè)曲線

表2 分時(shí)電/熱價(jià)格

為了說(shuō)明本文方法的有效性，算例設(shè)置3種場(chǎng)景進(jìn)行對(duì)比：

1)場(chǎng)景S1：僅考慮分時(shí)電價(jià)機(jī)制，不考慮新能源消納成本與電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制；

2)場(chǎng)景S2：在場(chǎng)景S1基礎(chǔ)上考慮新能源消納成本；

3)場(chǎng)景S3：在場(chǎng)景S2基礎(chǔ)上考慮電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制。

算例的3種場(chǎng)景設(shè)置如表4所示。

表4 場(chǎng)景設(shè)置

3.2 規(guī)劃結(jié)果及分析

分別仿真表3中的3種場(chǎng)景，可以得到EH各場(chǎng)景配置的設(shè)備容量結(jié)果如表5所示。

表5 場(chǎng)景S1-S3設(shè)備規(guī)劃容量結(jié)果

由表5可知，在設(shè)備選型上，由于場(chǎng)景S1不考慮新能源消納成本，場(chǎng)景S1沒有配置GF，而場(chǎng)景S2和S3均多配置了GF。從設(shè)備配置容量來(lái)看，場(chǎng)景S3的WT與GF較場(chǎng)景S2和場(chǎng)景S1明顯增加，EH設(shè)備總配置容量高于場(chǎng)景S2和場(chǎng)景S1。下面從各個(gè)場(chǎng)景的經(jīng)濟(jì)性、設(shè)備運(yùn)行出力、CHP運(yùn)行方式選擇與系統(tǒng)供電結(jié)構(gòu)等角度對(duì)規(guī)劃方案的對(duì)比結(jié)果進(jìn)行說(shuō)明。

3.2.1 經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

場(chǎng)景S1—S3的各設(shè)備投資成本、投資等年值成本、年運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性比較分別如圖5所示，場(chǎng)景S1—S3下的成本與效益明細(xì)如表6所示。

表6 場(chǎng)景S1—S3下的成本與效益明細(xì)

由圖5(a)并結(jié)合表5的3種場(chǎng)景規(guī)劃結(jié)果可知，由于可再生能源的規(guī)劃容量較高，風(fēng)電、光伏投資占比最大，其次是CHP、GF與GB機(jī)組。由于光伏的單位投資成本較高，場(chǎng)景S3的光伏配置容量較場(chǎng)景S1、S2有所減少，而風(fēng)機(jī)配置容量有所增加。由于CHP的單位投資成本高于GB單位投資成本，場(chǎng)景S1不考慮新能源消納成本，GF規(guī)劃容量為0，為滿足用電負(fù)荷需求，減少購(gòu)電量，CHP規(guī)劃容量最大；場(chǎng)景S2和場(chǎng)景S3均配置GF，可以滿足用電彈性需求，場(chǎng)景S2和場(chǎng)景S3的CHP規(guī)劃容量有所下降，同時(shí)為保證用熱平衡，GB的規(guī)劃容量有所提高。

圖5 場(chǎng)景經(jīng)濟(jì)性分析

由圖5(b)可以看出，場(chǎng)景S3的投資等年值成本比場(chǎng)景S1和場(chǎng)景S2分別增加了92.01萬(wàn)元、66.56萬(wàn)元，增幅分別為4.63%和3.31%。場(chǎng)景S3投資等年值成本增加的原因在于雖然場(chǎng)景S3的光伏與CHP投資成本有所降低，但是風(fēng)機(jī)、燃?xì)忮仩t與調(diào)峰燃?xì)鈾C(jī)組的投資成本增加，使得整體投資成本高于場(chǎng)景S1和場(chǎng)景S2。

通過(guò)圖5(c)與表6可以看出，在運(yùn)行成本上，購(gòu)能成本的占比最大，在3種場(chǎng)景中，場(chǎng)景S1的購(gòu)能成本最高，由于場(chǎng)景S1沒有配置GF，當(dāng)EH不能滿足電負(fù)荷時(shí)需要從電網(wǎng)購(gòu)電滿足用電需求；在新能源消納成本上，場(chǎng)景S3的GF配置容量高于場(chǎng)景S2，購(gòu)氣量較大且啟停次數(shù)多于場(chǎng)景S2，使得場(chǎng)景S3的新能源消納成本較場(chǎng)景S2增加了59.69萬(wàn)元；在系統(tǒng)收益上可以看出，當(dāng)采用電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制時(shí)可以有效提高系統(tǒng)的售能收益、調(diào)峰收益與運(yùn)營(yíng)收益，雖然場(chǎng)景S3的投資等年值成本最高，但系統(tǒng)年總收益分別較場(chǎng)景S1和場(chǎng)景S2提高了1 336.26萬(wàn)元和851.04萬(wàn)元。

3.2.2 設(shè)備出力情況

以過(guò)渡季為例，風(fēng)電、光伏的日前電力市場(chǎng)報(bào)價(jià)如圖6所示，3種場(chǎng)景設(shè)備運(yùn)行情況，如圖7所示。

圖6 風(fēng)電、光伏報(bào)價(jià)

圖7 場(chǎng)景S1-S3下過(guò)渡季典型日設(shè)備運(yùn)行對(duì)比圖

由圖6可以看出，過(guò)渡季風(fēng)電、光伏參與日前交易市場(chǎng)運(yùn)行時(shí)，風(fēng)電報(bào)價(jià)在0.13～0.27 元/kWh范圍內(nèi)波動(dòng)，光伏報(bào)價(jià)在0.28～0.36 元/kWh范圍內(nèi)波動(dòng)，相較于現(xiàn)有的陸上風(fēng)電指導(dǎo)價(jià)0.29～0.47 元/kWh，陸上光伏指導(dǎo)價(jià)0.35～0.49 元/kWh均有大幅度下降。

由圖7可以看出，當(dāng)場(chǎng)景S1沒有配置GF時(shí)，其購(gòu)電較多，而場(chǎng)景S2和場(chǎng)景S3通過(guò)GF參與系統(tǒng)調(diào)峰，減少了購(gòu)電，降低了用電峰值階段電網(wǎng)的壓力。在3種場(chǎng)景中，售電時(shí)段均分布于中午11：00時(shí)至下午15：00時(shí)和夜間23：00時(shí)，這主要與季節(jié)特性和風(fēng)光出力特性相關(guān)，EH可以在滿足自身用電需求的情況下，提升系統(tǒng)電網(wǎng)用電彈性，同時(shí)可以提升EH的整體利益。

3.2.3 CHP運(yùn)行方式的選擇

為了在系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中優(yōu)化CHP的運(yùn)行方式，分別對(duì)場(chǎng)景S3的夏季和冬季采用不同的運(yùn)行模式進(jìn)行比較。夏季典型日與冬季典型的運(yùn)行優(yōu)化圖分別如圖8—9所示。

圖8 場(chǎng)景S3下夏季典型日用能設(shè)備運(yùn)行圖

比較圖8和圖9可以看出，當(dāng)夏季CHP采用“以電定熱”方式時(shí)，優(yōu)先考慮滿足電負(fù)荷，當(dāng)夜間風(fēng)電出力較大時(shí)，可以減少CHP運(yùn)行。通過(guò)CHP機(jī)組配合GF與儲(chǔ)能系統(tǒng)，當(dāng)用電負(fù)荷較高時(shí)減少了系統(tǒng)的購(gòu)電功率；冬季采用以熱定電的模式時(shí)，優(yōu)先考慮滿足熱負(fù)荷的需求，當(dāng)夜間風(fēng)電出力較大時(shí)，可以通過(guò)向電網(wǎng)售電以補(bǔ)償日間購(gòu)電購(gòu)氣費(fèi)用，提升了系統(tǒng)的整體效益。通過(guò)以上分析可知，CHP的運(yùn)行模式可以根據(jù)季節(jié)、天氣等實(shí)際情況進(jìn)行選擇調(diào)整，以更符合系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行規(guī)律，充分滿足用能需求。

圖9 場(chǎng)景S3下冬季典型日用能設(shè)備運(yùn)行圖

3.2.4 系統(tǒng)供電結(jié)構(gòu)分析

圖10給出了3種場(chǎng)景下的供電結(jié)構(gòu)比例，可以看出3種場(chǎng)景的新能源供電比例最高，分別達(dá)到了78.8%、83.7%和84%，場(chǎng)景S3的風(fēng)光發(fā)電占比較場(chǎng)景S1、場(chǎng)景S2分別提高了5.2%和0.3%。場(chǎng)景S1的購(gòu)電比例最高，當(dāng)考慮新能源消納成本與電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制時(shí)，可以有效降低購(gòu)電比例，進(jìn)一步緩解電網(wǎng)運(yùn)行壓力。

場(chǎng)景

3.2.5 計(jì)及新能源消納成本與市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制對(duì)系統(tǒng)規(guī)劃的影響

傳統(tǒng)的IES在規(guī)劃時(shí)，尚未考慮新能源消納成本對(duì)系統(tǒng)規(guī)劃的影響，本文在考慮了新能源消納成本，在投資與運(yùn)行成本上雖然增加了燃?xì)庹{(diào)峰機(jī)組的投資成本與購(gòu)氣費(fèi)用，但很大程度地降低了系統(tǒng)向外部電網(wǎng)的購(gòu)電功率，提高了系統(tǒng)的供電可靠性。

相較于傳統(tǒng)綜合能源系統(tǒng)規(guī)劃時(shí)采用單一分時(shí)電價(jià)機(jī)制，本文綜合考慮市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制與調(diào)峰兩部制電價(jià)機(jī)制，提高了系統(tǒng)的整體收益。通過(guò)表6場(chǎng)景S2與場(chǎng)景S3的調(diào)峰收益可以看出，在引入調(diào)峰兩部制電價(jià)時(shí)，使場(chǎng)景S3的調(diào)峰收益提高了31.97%，同時(shí)3個(gè)場(chǎng)景中S3的系統(tǒng)總收益最高，能夠?qū)崿F(xiàn)在滿足系統(tǒng)供電穩(wěn)定性的同時(shí)提高系統(tǒng)的整體效益。

4 結(jié)論

本文建立了計(jì)及新能源消納成本的多源荷規(guī)劃模型，考慮了市場(chǎng)機(jī)制下的新能源消納模式，并引入電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制與調(diào)峰兩部制電價(jià)機(jī)制，建立了以年總收益最大與運(yùn)營(yíng)收益最大的混合整數(shù)線性規(guī)劃模型，使得EH內(nèi)各種設(shè)備的優(yōu)化配置結(jié)果更具合理性。通過(guò)算例分析驗(yàn)證了方法的可行性與有效性，并得出如下結(jié)論。

1)計(jì)及新能源消納成本的規(guī)劃方法通過(guò)配置燃?xì)庹{(diào)峰機(jī)組有效地減少了系統(tǒng)購(gòu)電功率，降低了電網(wǎng)的運(yùn)行壓力。

2)通過(guò)引入電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制與調(diào)峰兩部制電價(jià)機(jī)制的多源荷規(guī)劃技術(shù)可有助于分布式電源的合理配置，協(xié)調(diào)源荷儲(chǔ)間的耦合關(guān)系，提高系統(tǒng)整體運(yùn)行效益。通過(guò)對(duì)比現(xiàn)有固有分時(shí)電價(jià)方案，在計(jì)及新能源消納成本的基礎(chǔ)上，本文所提方法調(diào)峰收益提升了1.32倍，售能收益提升了1.24倍，年總收益提升了2.22倍。

3)本文所提方法使得新能源供電比提高了5.2%，且CHP的運(yùn)行模式可以根據(jù)季節(jié)、天氣等實(shí)際情況進(jìn)行選擇調(diào)整，以充分利用能源，符合系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行規(guī)律，滿足用能需求。

此外，本文建立的IES協(xié)同規(guī)劃模型是以燃?xì)庹{(diào)峰機(jī)組作為新能源消納成本的重要組成部分，在后續(xù)工作中還可以考慮抽水蓄能調(diào)峰與燃?xì)鈾C(jī)組調(diào)峰等更多調(diào)峰設(shè)備的組合方案協(xié)同調(diào)峰，同時(shí)可以考慮新能源出力不確定性對(duì)IES規(guī)劃與運(yùn)行的影響。