計及綜合需求響應(yīng)的電熱氣互聯(lián)能源系統(tǒng)環(huán)保經(jīng)濟優(yōu)化調(diào)度

田壁源，何 峰，常喜強，劉博文，，張新燕

（1. 國網(wǎng)新疆電力有限公司 烏魯木齊供電公司，烏魯木齊 830011；2. 國網(wǎng)新疆電力有限公司，烏魯木齊 830018；3. 新疆大學(xué) 電氣工程學(xué)院，烏魯木齊 830047）

0 引言

隨著能源需求和環(huán)境壓力的不斷增加，熱電聯(lián)產(chǎn)（combined heat and power，CHP）、電轉(zhuǎn)氣（power to gas，P2G）等技術(shù)的快速發(fā)展，如何提高能源的利用率、增強相互之間的耦合能力成為近年來國內(nèi)外學(xué)者研究的熱點［1］。作為能源互聯(lián)網(wǎng)的基礎(chǔ)，綜合能源系統(tǒng)通過利用各供、用能系統(tǒng)在生產(chǎn)、輸配、轉(zhuǎn)換、存儲、消費等環(huán)節(jié)之間的時空耦合機制和互補替代性，打破了不同能源子系統(tǒng)間的壁壘［2］，已成為適應(yīng)社會能源領(lǐng)域變革、促進能源轉(zhuǎn)型的必由之路。隨著能源需求呈現(xiàn)出多樣化和分布化趨勢，以及環(huán)境壓力的不斷增加，具有雙向協(xié)同互補互濟特性的電-熱-氣互聯(lián)能源系統(tǒng)（electricity?heat?gas integrated energy system，EHG?IES）成為解決單一能源系統(tǒng)運行經(jīng)濟成本高、污染排放大等問題的有效方案。

當(dāng)前關(guān)于能源互聯(lián)網(wǎng)中多種能源子系統(tǒng)的耦合與協(xié)同優(yōu)化調(diào)度的研究，主要集中在對IES 進行建模分析能量流特性及相關(guān)耦合設(shè)備優(yōu)化運行等方面。文獻［2］建立了涵蓋氣、電、熱、冷等多種形式儲能的用戶側(cè)綜合能源系統(tǒng)，提出一種適用于多種綜合能源系統(tǒng)架構(gòu)的儲能優(yōu)化配置模型；文獻［3］研究了考慮熱電解耦熱電聯(lián)產(chǎn)機組的EHG?IES調(diào)度模型；文獻［4］提出了計及電力、熱力、天然氣異構(gòu)能源系統(tǒng)的統(tǒng)一穩(wěn)態(tài)潮流模型，發(fā)揮多能協(xié)調(diào)互補效益潛力，提高了資源優(yōu)化配置的能力。然而，上述文獻仍缺乏針對EHG?IES 全面的、系統(tǒng)化、多角度靈活性協(xié)同調(diào)度分析。

多種能源間相互耦合與互補替代的特點為需求側(cè)提供了在不同能流間改變用能方法的能力，也為綜合需求響應(yīng)（integrated demand response，IDR）提供了研究背景［5］。考慮IES中電、熱/冷、氣負(fù)荷具有較好的柔性可調(diào)特征，可將需求響應(yīng)技術(shù)通過經(jīng)濟激勵去引導(dǎo)部分用戶主動改變用電行為，在多種類能源互聯(lián)基礎(chǔ)上實現(xiàn)具有較大時間尺度和容量尺度的可調(diào)節(jié)特性IDR能力，提升多能源系統(tǒng)協(xié)調(diào)調(diào)度能力和運行經(jīng)濟性。因此，考慮IES中子能源網(wǎng)絡(luò)慣性與時間尺度差異而產(chǎn)生的價格差異，可在EHG-IES中引入激勵型IDR的定價策略，以市場化定價機制與經(jīng)濟激勵手段引導(dǎo)負(fù)荷用戶對其多能源消費特性進行調(diào)整。

目前，求解多目標(biāo)的智能方法如非支配排序遺傳算法（NSGA?Ⅱ）、多目標(biāo)粒子群算法、強化帕累托進化算法等均較為成熟。其中，NSGA?Ⅱ因其采用擁擠距離法以及精英策略進行排序，能有效保證種群多樣性，快速求解Pareto最優(yōu)解，是目前常用的多目標(biāo)問題求解算法，但存在計算效率低，易陷入局部最優(yōu)等問題，協(xié)同進化方法為解決以上問題提供了新的思路。協(xié)同進化理論［6］是一種參考生物界內(nèi)各生物種群間相互合作、競爭時提出的迭代優(yōu)化算法，結(jié)合至NSGA?Ⅱ可極大程度地提高原算法對最優(yōu)解的全局搜索能力以及收斂性能。

綜上所述，本文提出一種考慮IDR的EHG?IES多目標(biāo)優(yōu)化策略。在EHG?IES內(nèi)以經(jīng)濟、環(huán)境和清潔能源棄電為優(yōu)化目標(biāo)，構(gòu)建了環(huán)保經(jīng)濟協(xié)同的靈活性調(diào)度模型，并通過引入激勵型IDR提升系統(tǒng)總體性能，采用基于協(xié)同進化思想的NSGA?Ⅱ?qū)δＰ瓦M行求解。最后，以IEEE?13節(jié)點配電網(wǎng)、6節(jié)點配氣網(wǎng)和5節(jié)點熱網(wǎng)耦合而成的EHG?IES為算例，驗證本文所提IDR模型和調(diào)度運行策略對EHG?IES環(huán)保經(jīng)濟性能的影響。

1 電熱氣互聯(lián)能源系統(tǒng)模型

1.1 考慮IDR的EHG?IES能量轉(zhuǎn)化模型

多能協(xié)同系統(tǒng)最基本的特點是由多類異質(zhì)能源系統(tǒng)組成，由于不同能源結(jié)構(gòu)各異、動態(tài)差異較大，多能系統(tǒng)會表現(xiàn)出復(fù)雜的多動態(tài)特性。電能、熱能、天然氣等不同能源的不同慣性時間尺度使多能系統(tǒng)的動態(tài)過程相互影響，這種多動態(tài)變化過程提供了不同能流的互補性與靈活性。

圖1 含IDR的EHG?IES結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Structural diagram of EHG?IES with IDR

本文構(gòu)建的綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要包括EHG?IES和IDR兩部分。EHG?IES負(fù)責(zé)給用戶提供電、熱、氣等能源，可從配電網(wǎng)、配氣網(wǎng)購買能源，系統(tǒng)內(nèi)電源包括風(fēng)電場和光伏電站；能量轉(zhuǎn)換設(shè)備有CHP 機組、P2G 和燃氣鍋爐（gas boiler，GB）、電鍋爐（electric boiler，EB），能夠?qū)崿F(xiàn)電力、熱力及天然氣網(wǎng)絡(luò)間的雙向能量流動；此外，為提高經(jīng)濟性和運行靈活性，系統(tǒng)中還配備了電儲能（electricity energy storage，EES）、熱儲能（thermal energy storage，TES）設(shè)備，對多種能源進行綜合調(diào)度和協(xié)調(diào)優(yōu)化。同時在EHG?IES運行中引入IDR機制，能夠充分發(fā)揮電-熱-氣之間的交互耦合優(yōu)點，在縱向?qū)崿F(xiàn)電、熱、氣不同能源間的協(xié)同優(yōu)化，在橫向?qū)崿F(xiàn)每一類能源在生產(chǎn)、輸配、轉(zhuǎn)換、存儲、消費環(huán)節(jié)的協(xié)調(diào)優(yōu)化，對提升EHG?IES運行效率、促進棄電消納、平抑需求曲線具有重要意義。

1.2 EHG?IES能量轉(zhuǎn)化能力的數(shù)學(xué)描述

在能源耦合環(huán)節(jié)輸入能量流和輸出能量流并不是相互獨立的，而是相互耦合的。圖1 中EHG?IES能量轉(zhuǎn)換部分由電氣、電熱、氣熱及電儲、熱儲5個轉(zhuǎn)換單元組成，輸入為電能與天然氣能，輸出為電、熱、天然氣負(fù)荷及電儲能、熱儲能，本文提出的多能系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化模型可用耦合矩陣［7］描述為

式中:Pe,t、Pg,t分別為t時刻輸入系統(tǒng)的電功率與天然氣功率；Le,t、Lh,t、Lg,t分別為t時刻系統(tǒng)輸出的電能、熱能和天然氣能；矩陣J為不同能源間的轉(zhuǎn)化系數(shù)矩陣，又稱作耦合矩陣，表示不同能源之間的耦合關(guān)系，其中e 表示電能，h 表示熱能，g 表示氣能；Jee、Jgg分別為電、氣系統(tǒng)自身能量流與自身狀態(tài)量之間的關(guān)系矩陣。

式（1）中輸入的電功率、天然氣功率與輸出的電能、熱能和天然氣能分別為

其中，為滿足新能源的消納要求，將實際的風(fēng)光出力單獨進行計算，優(yōu)先調(diào)用新能源的電力來滿足用戶電力需求。寫成矩陣形式為

各種輸入能源的相關(guān)調(diào)度系數(shù)滿足的關(guān)系為

式中:λ、β分別為電能與天然氣的調(diào)度因子；η為能量轉(zhuǎn)化效率；Pe、Pg分別為系統(tǒng)中可直接參與使用和進行能量轉(zhuǎn)化的電能與氣能；Pe,grid、PESS分別為儲能與電網(wǎng)交互功率與儲能充放電功率；EWT、EPV分別為風(fēng)機和光伏輸入能量；fWT、fPV分別為風(fēng)機和光伏的輸出函數(shù)。

2 綜合需求響應(yīng)模型

在電力系統(tǒng)中，需求響應(yīng)（demand response，DR）是指用戶通過響應(yīng)電網(wǎng)的激勵調(diào)整自身用電需求，IDR則是電力DR在能源互聯(lián)網(wǎng)綜合能源市場中的拓展與延伸［8］。IDR將橫向的負(fù)荷轉(zhuǎn)移/削減與縱向的用能替代相結(jié)合，通過差異化用能補貼機制引導(dǎo)用戶調(diào)整用能習(xí)慣或轉(zhuǎn)換能量來源的方式，實現(xiàn)負(fù)荷需求跨時間、跨能源類型的轉(zhuǎn)移與優(yōu)化。

2.1 綜合需求響應(yīng)數(shù)學(xué)模型

文中僅考慮分時能源價格下熱負(fù)荷由電負(fù)荷或氣負(fù)荷替代和電負(fù)荷的削減與轉(zhuǎn)移，通過引入隨能源價格變化的需求響應(yīng)系數(shù)κ，提高能源的靈活調(diào)用與分配，為

式中:Pcut,t、Ptran,t、Prep,t分別為t時刻的削減負(fù)荷、轉(zhuǎn)移負(fù)荷、替代負(fù)荷的功率；分別為t時刻可參與IDR的負(fù)荷總量。

2.2 激勵型綜合需求響應(yīng)數(shù)學(xué)模型

綜合需求響應(yīng)通過經(jīng)濟激勵手段改變用戶用電行為。參與IDR的用戶可通過簽約響應(yīng)合同的方式進行負(fù)荷轉(zhuǎn)移/削減，或者根據(jù)差異化用能補貼調(diào)整自身用能方式。具體經(jīng)濟激勵模型為

3 電熱氣互聯(lián)能源系統(tǒng)多目標(biāo)優(yōu)化模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

（1）優(yōu)化目標(biāo)1是系統(tǒng)總用能成本最低。由向外網(wǎng)購買能源成本、設(shè)備運行成本、儲能充放電成本及需求響應(yīng)成本組成，其具體表達式為

式中:Ce為EHG?IES與大電網(wǎng)交互成本；Cg為天然氣購買成本；Cp為設(shè)備運行成本；CES儲能充放電成本；CIDR對用戶參與IDR的補償支出。

EHG?IES與大電網(wǎng)交互的凈成本為購電成本與售電收益的差值，為

天然氣購買成本為從氣網(wǎng)購買的天然氣支出，為

設(shè)備運行成本包括CHP、EB、GB、P2P 和儲能ESS、TES的運行成本，為

式中:N為運行設(shè)備總數(shù)；Ci為設(shè)備i的單位運行成本系數(shù)；Pi,t為t時段設(shè)備i的出力；CESS、CTES分別為電儲能和熱儲能的成本系數(shù)；PESS,t、PTES,t分別為t時段儲電和儲熱的儲放氫、熱功率，正值表示充能，負(fù)值表示放能。

（2）優(yōu)化目標(biāo)2是系統(tǒng)環(huán)境處理成本最低。由系統(tǒng)使用從配電網(wǎng)處購得的電能所產(chǎn)生的污染物治理成本和使用天然氣進行能量轉(zhuǎn)換所產(chǎn)生的污染物處理成本2個部分構(gòu)成，其具體表達式為

式中:ξ為污染物單位處理成本，本文取0.02元/kg；τec和τgc分別為使用電能和天然氣時污染物的排放系數(shù)，取0.9 kg/kWh和0.22 kg/kWh。

（3）優(yōu)化目標(biāo)3 是系統(tǒng)棄風(fēng)、棄光電量最小。由調(diào)度周期內(nèi)風(fēng)電、光伏預(yù)測功率與其并網(wǎng)功率之差表示，其具體表達式為

3.2 約束條件

（1）系統(tǒng)能量平衡約束

式中:PRE,t為t時段新能源發(fā)電功率；分別為t時段電儲能、熱儲能設(shè)備充放電功率；為t時段儲能與配電網(wǎng)交互電量；分別為t時段參與IDR后的電負(fù)荷、氣負(fù)荷、熱負(fù)荷。

（2）能源耦合設(shè)備交互功率約束

式中:Pi,min、Pi,max分別為耦合設(shè)備i的出力上、下限值；Pe,min、Pe,max與Pg,min、Pg,max分別為 IES 與電網(wǎng)和天然氣網(wǎng)功率交換的上、下限值。

（3）儲能設(shè)備協(xié)調(diào)運行約束

（4）綜合需求響應(yīng)約束

式中:ukDR,t為第k類負(fù)荷在t時刻需求響應(yīng)的狀態(tài)，為0-1變量；分別為第k類負(fù)荷在t時刻需求響應(yīng)前后的負(fù)荷需求；分別為第k類負(fù)荷在t時刻負(fù)荷變動上限和調(diào)度周期內(nèi)負(fù)荷累計變動量上限。

4 多目標(biāo)優(yōu)化運行求解

NSGA?Ⅱ基于非支配快速排序法和擁擠距離進行選擇操作，是目前最優(yōu)秀的多目標(biāo)優(yōu)化算法之一，在兼顧多目標(biāo)計算復(fù)雜度降低的前提下采用精英保留策略延續(xù)了優(yōu)良解，加快了算法的收斂速度，且具有計算效率高、保證種群多樣性和增強最優(yōu)個體的進化潛力等優(yōu)點，能夠較好解決多目標(biāo)Pareto 尋優(yōu)問題。按照目前的非支配排序遺傳算法，不同被支配度的種群之間由于無法進行進一步對比，有可能導(dǎo)致具有優(yōu)質(zhì)潛力但目前表現(xiàn)欠佳的種群被排除，因此全局搜索能力存在提升空間。為充分考慮EHG?IES 在消納新能源棄電和電負(fù)荷轉(zhuǎn)移/削減場景下的協(xié)同關(guān)系，本文引入合作型協(xié)同進化算法框架，利用協(xié)同進化理論將原本較長的染色體編碼分為多個短的染色體編碼，即將復(fù)雜的多決策變量問題進行分組求解，每一個短編碼為一個子種群，子種群獨立進化，需要評價時再相互合作。Co?NSGA?Ⅱ的算法流程框圖如圖2所示。

圖2 Co?NSGA?Ⅱ流程圖Fig.2 Flowchart of Co?NSGA?Ⅱ

5 算例分析

5.1 參數(shù)設(shè)置

本文以冬季為仿真場景，通過IEEE?13節(jié)點配電網(wǎng)、6節(jié)點配氣網(wǎng)和5節(jié)點熱網(wǎng)耦合而成的EHG?IES為算例進行分析。該算例的結(jié)構(gòu)如圖3所示，系統(tǒng)內(nèi)上級電網(wǎng)與氣網(wǎng)接入點分別為E1、G1，光伏電站、風(fēng)電場的接入點分別為E6、E12，可參與綜合需求響應(yīng)的負(fù)荷分布區(qū)域為E2&G6&H4、E4&E9&G5&H3、E11&G2&G3&H1，電儲能采用蓄電池，熱儲能采用儲熱水罐，相關(guān)設(shè)備裝機容量與信息參數(shù)見文獻［4］。其中調(diào)度周期為24 h，單位調(diào)度時間為1 h，假設(shè)單位時間內(nèi)各裝置出力及交互功率恒定，且交互電價跟隨分時電價，峰、谷、平時段從上級能源供應(yīng)商處購買的電力和天然氣分時價格如表1所示。冬季典型日電負(fù)荷、熱負(fù)荷、風(fēng)/光電預(yù)測數(shù)據(jù)如圖4所示，其中電負(fù)荷基準(zhǔn)值取10 MW，熱負(fù)荷基準(zhǔn)值取4 MW，氣負(fù)荷基準(zhǔn)值取1 200 m3，風(fēng)電與光伏的基準(zhǔn)值分別取10 MW、8 MW。Co?NSGA?Ⅱ的參數(shù)為:種群數(shù)量100，最大迭代次數(shù)50，交叉率0.8，變異率0.2。

圖3 EHG?IES算例系統(tǒng)Fig.3 EHG?IES example system

表1 分時能源價格Table 1 Time sharing energy price

5.2 優(yōu)化運行特性分析

文中采用EHG?IES 動態(tài)協(xié)同環(huán)保經(jīng)濟調(diào)度策略同時兼顧、平衡經(jīng)濟、環(huán)境和棄風(fēng)、棄光目標(biāo)之間的利益，根據(jù)第4 節(jié)的多目標(biāo)求解流程對環(huán)保經(jīng)濟調(diào)度問題進行求解，得到最優(yōu)折中解:用能成本為106 309.2元，環(huán)境成本為16 810.3元，棄風(fēng)棄光功率為15 378.4 kW。在多目標(biāo)最優(yōu)調(diào)度策略下，EHG?IES優(yōu)化結(jié)果如圖5所示，包括系統(tǒng)從外網(wǎng)購買能源具體值、電功率與熱功率的優(yōu)化結(jié)果。

圖4 冬季典型日電熱氣負(fù)荷與風(fēng)/光出力預(yù)測曲線Fig.4 Electricity?heat?gas load and WT/PV output power prediction curve of typical day in winter

圖5 EHG?IES優(yōu)化調(diào)度結(jié)果Fig.5 EHG?IES optimization scheduling results

由圖4可知，算例中“風(fēng)電+光伏”存在反調(diào)峰特性，在電負(fù)荷低谷1:00—5:00、22:00—24:00時段系統(tǒng)中有大量風(fēng)電等待消納，而在14:00—16:00時段則有大量“風(fēng)電+光伏”出力需要消納。由圖5（a）可以看出，在分時能源價格機制下，EHG?IES向外網(wǎng)購電的時段主要集中在電價峰時段和平時段，向外網(wǎng)購氣則主要集中在氣價的谷時段和晚間熱負(fù)荷與氣負(fù)荷需求的高峰時段。由圖5（b）可以看出，在負(fù)荷低谷期，當(dāng)系統(tǒng)中有大量風(fēng)電等待消納時，EHG?IES將優(yōu)先對多余的電能進行存儲，由于儲能電池的運行限制，過剩的風(fēng)電將通過電鍋爐轉(zhuǎn)換為熱能，再儲存在儲熱罐中，同時也會引導(dǎo)剩余電能通過P2G裝置轉(zhuǎn)化為天然氣輸送到天然氣網(wǎng)中，用于滿足氣負(fù)荷需求或燃氣供熱，增大棄風(fēng)量消納的同時減少天然氣的購買量，提升系統(tǒng)經(jīng)濟性。在負(fù)荷高峰期，系統(tǒng)將從儲能裝置釋放能量，以滿足終端用戶的能源需求，同時在CHP機組在7:00—12:00、17:00—22:00時段將利用P2G裝置輸出的天然氣進行發(fā)電，以發(fā)電來替代EHG?IES與公共電網(wǎng)的交互功率，提升CHP機組的調(diào)峰能力，從而降低外購能源成本。由圖5（c）可以看出，系統(tǒng)熱負(fù)荷由燃氣鍋爐、電鍋爐與CHP機組聯(lián)合供給燃氣鍋爐的存在能有效提升CHP機組的供能靈活性。在天然氣價格谷時段，可在滿足用氣負(fù)荷的前提下增加天然氣購入量，通過燃氣鍋爐將天然氣轉(zhuǎn)化為熱能并進行存儲，使夜間燃氣輪機承擔(dān)白天部分的熱負(fù)荷，降低系統(tǒng)的熱負(fù)荷成本；同時在有大量可再生能源待消納時段，采用電鍋爐將電能轉(zhuǎn)化為熱能并進行存儲，可進一步提高等效熱負(fù)荷低水平時間段與風(fēng)電、光伏高發(fā)時間段和用電低谷時間段的重合度，促進風(fēng)電、光伏消納。文中CHP機組的出力主要跟隨電負(fù)荷需求，即以電定熱，剩余的熱負(fù)荷將主要由燃氣鍋爐和熱儲能來填補。可以看出，在峰值電價時段，CHP機組基本上處于最大出力狀態(tài)，電儲能與熱儲能開始放能，CHP機組產(chǎn)生的電能與熱能向系統(tǒng)供應(yīng)。

電能與熱儲能的互補協(xié)調(diào)運行策略增加了EHG?IES的能量存儲能力，緩解了風(fēng)電、光伏出力與負(fù)荷需求的供需矛盾，而熱網(wǎng)管道的輸送延時特性使原本處于的高熱負(fù)荷時段的等效前移，進一步降低系統(tǒng)消納風(fēng)電、光伏的難度；同時由于各類儲能充放能時段不同，使系統(tǒng)各時段均具有一定能量儲備，有利于提高系統(tǒng)運行的靈活性與可靠性。

5.3 考慮IDR的優(yōu)化運行結(jié)果

本文通過差異化的用能補貼機制和負(fù)荷響應(yīng)合同機制，引導(dǎo)用戶調(diào)整用能習(xí)慣或轉(zhuǎn)換能量來源進行IDR 響應(yīng)。用戶可通過提前簽約可中斷（削減）、轉(zhuǎn)移負(fù)荷響應(yīng)合同，來響應(yīng)負(fù)荷高峰時段的高電價，并獲得響應(yīng)補貼；也可以根據(jù)差異化用能補貼調(diào)整用能途徑，降低用能成本。表2—表3分別為可中斷、轉(zhuǎn)移負(fù)荷響應(yīng)合同，用戶電/氣用能補貼價格如圖6所示。

表2 可中斷負(fù)荷響應(yīng)合同Table 2 Interruptible load response contract元/kW

表3 可轉(zhuǎn)移負(fù)荷響應(yīng)合同Table 3 Transferable load response contract元/kW

圖6 綜合需求響應(yīng)下的用能補貼價格Fig.6 Energy subsidy price under IDR

EHG?IES 中IDR 實施的詳細運行情況如圖7所示，可以看出，用戶在經(jīng)濟激勵下主動參與IDR，使得EHG?IES調(diào)度多項性能得到提升。從圖7（a）可以看出，在中午和夜間的峰值電價時段9:00—12:00、18:00—21:00，用戶通過簽約模式將用電高峰時段負(fù)荷轉(zhuǎn)移到負(fù)荷低谷或多風(fēng)電、光伏的時段2:00—5:00、13:00—15:00、22:00—24:00，使得谷時段和平時段的負(fù)荷增加，峰時段負(fù)荷明顯減少，獲得顯著的削峰填谷作用，同時降低了下網(wǎng)負(fù)荷，提高了棄電消納能力。除轉(zhuǎn)移負(fù)荷以外削減負(fù)荷也是保證EHG?IES安全性和經(jīng)濟性的重要途徑，削減負(fù)荷主要集中在峰荷時段8:00—13:00、16:00—22:00，用戶通過簽約可中斷負(fù)荷響應(yīng)合同參與削減負(fù)荷，進一步降低了用電高峰時段的調(diào)度壓力，提高用能的穩(wěn)定性。

圖7 考慮綜合需求響應(yīng)的優(yōu)化運行結(jié)果Fig.7 The optimal operation results considering IDR

可替代負(fù)荷可以根據(jù)電價和氣價的實時情況進行靈活調(diào)整。圖7（b）為電負(fù)荷、氣負(fù)荷與熱負(fù)荷的替代和電-氣負(fù)荷相互替代情況，可以看出，多風(fēng)/光時段，通過用電補貼的激勵，部分熱負(fù)荷與氣負(fù)荷由電能進行替代，從而增加了風(fēng)電、光伏電量的吸收；對于下網(wǎng)電負(fù)荷較大時段，通過增加用氣補貼額，減少電氣相對價格，以提高替代負(fù)荷的用氣量，降低外購電能的成本。綜上所述，通過實施綜合需求響應(yīng)充分發(fā)揮了電-熱-氣之間的交互耦合優(yōu)點，有效地消納了棄風(fēng)棄光電量，降低了EHG?IES 運行的經(jīng)濟成本。其中，棄風(fēng)棄光電量下降了50.14%，下網(wǎng)電量降低了28.65%，下網(wǎng)最大電負(fù)荷降低了21.86%，負(fù)荷峰谷差得到有效平抑并增強了源荷匹配。

5.4 IDR對EHG?IES運行經(jīng)濟性的影響

為分析IDR 對多目標(biāo)優(yōu)化結(jié)果的影響，綜合考慮了EHG?IES 在經(jīng)濟、環(huán)境和棄電消納等多個方面的調(diào)度需求，設(shè)立了“未考慮IDR”和“考慮IDR”2個場景，不同場景下的調(diào)度結(jié)果如表4所示。

表4 IDR對優(yōu)化結(jié)果的影響Table 4 Influence of IDR on optimum results

由表4可知，引入IDR后，相比于場景1，綜合成本降低了3.33%，環(huán)境成本降低了26.68%，能源利用率由86.32%提升至91.88%，棄風(fēng)/光率由9.36%降至4.67%。由于IDR的實施需要向用戶提供補貼，對EHG?IES的運行經(jīng)濟成本帶來一定負(fù)擔(dān)，而隨著下網(wǎng)電量與棄風(fēng)棄光電量的減少，降低外購電能的成本及環(huán)境成本，因此IDR的實施對系統(tǒng)綜合成本影響不大。綜上所述，在EHG?IES中考慮需求側(cè)電熱氣負(fù)荷響應(yīng)可實現(xiàn)負(fù)荷需求跨時間、跨能源類型的轉(zhuǎn)移與優(yōu)化。

6 結(jié)束語

在EHG?IES 框架下提出了多目標(biāo)協(xié)同優(yōu)化的綜合需求響應(yīng)模型及運行策略求解算法，根據(jù)算例分析的計算結(jié)果，得到的主要結(jié)論歸納如下:

（1）在多種類能源互聯(lián)基礎(chǔ)上，采用能量耦合矩陣對多能協(xié)同轉(zhuǎn)化關(guān)系進行描述，使可調(diào)節(jié)性負(fù)荷獲得較大時間尺度和容量尺度的時序轉(zhuǎn)移能力，有助于提高能源子系統(tǒng)間的能量協(xié)調(diào)能力與能源利用效率。

（2）提出的Co?NSGA?Ⅱ方法能有效在EHG?IES的多個調(diào)度目標(biāo)間做出權(quán)衡，可實現(xiàn)兼顧、平衡低碳和經(jīng)濟目標(biāo)的靈活性協(xié)同優(yōu)化調(diào)度。

（3）通過引入激勵型IDR 機制，能夠充分發(fā)揮電-熱-氣之間的交互耦合優(yōu)點，降低用戶用能成本，提高用戶參與IDR的積極性，對促進新能源棄電消納、平抑需求曲線具有重要的理論和現(xiàn)實意義。

在后續(xù)研究中，將建立多能流多形態(tài)多響應(yīng)類型的負(fù)荷側(cè)模型，研究深度耦合下的不同能流定價機制和外界需求的響應(yīng)速度對EHG?IES優(yōu)化調(diào)度結(jié)果的影響。D