董曉晶, 劉洪, 宮建鋒, 孫昊, 韓一鳴

(1.國網(wǎng)寧夏電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院, 銀川市 750011；2.智能電網(wǎng)教育部重點實驗室(天津大學(xué)),天津市 300072)

0 引 言

隨著未來城市配電網(wǎng)中多類型負(fù)荷的持續(xù)增長，若因為用地緊張而無法對新增負(fù)荷通過新建變電站或饋線的形式進(jìn)行供電，則配電網(wǎng)有可能出現(xiàn)尖峰負(fù)荷時不滿足N-1甚至大于線路容量的情況[1]。而另一方面，增長的用戶負(fù)荷仍需要保證高負(fù)載率情況下的可靠性水平。同時，在多能源與需求響應(yīng)技術(shù)發(fā)展的背景下，傳統(tǒng)的配電網(wǎng)將向多能耦合系統(tǒng)轉(zhuǎn)變。因此，如何通過優(yōu)化不同能源之間的轉(zhuǎn)換來進(jìn)行綜合需求響應(yīng)，保證負(fù)荷增長后耦合能源系統(tǒng)整體的可靠性與經(jīng)濟性，將是需要重點研究的問題。

負(fù)荷多類型的發(fā)展促使單一的電力需求響應(yīng)逐步演變?yōu)榫C合需求響應(yīng)(integrated demand response，IDR)[2]。IDR既包括傳統(tǒng)電負(fù)荷基于激勵以及基于電價2個方面的響應(yīng)[3]，同時結(jié)合了多能互濟的理念，可在電網(wǎng)高峰期改革供能方式，通過電熱等多類型負(fù)荷的協(xié)調(diào)響應(yīng)緩解供電壓力。此方面的研究中，文獻(xiàn)[4]以年運行費用最低為目標(biāo)，考慮電熱冷負(fù)荷的綜合需求側(cè)響應(yīng)，對居民小區(qū)的能量樞紐進(jìn)行優(yōu)化配置；文獻(xiàn)[5]提出了一種針對工業(yè)園區(qū)的IDR模型，可提升工廠整體的用能效率，降低用戶的用能成本；文獻(xiàn)[6-7]對多能源市場下IDR資源的協(xié)調(diào)運行機制和效益評估方法進(jìn)行了研究。

而在電熱耦合系統(tǒng)的需求響應(yīng)研究方面，文獻(xiàn)[8]考慮電熱的聯(lián)合響應(yīng)，建立了能量樞紐的隨機優(yōu)化模型；文獻(xiàn)[9]計及可控電熱負(fù)荷的響應(yīng)能力，建立了電熱聯(lián)合魯棒調(diào)度模型，以實現(xiàn)微網(wǎng)經(jīng)濟運行；文獻(xiàn)[10]構(gòu)建了包含儲熱、熱電聯(lián)產(chǎn)和需求響應(yīng)的電熱系統(tǒng)調(diào)度模型，提出的日前日內(nèi)兩階段調(diào)度方法，可有效提升電熱聯(lián)合系統(tǒng)的風(fēng)電消納水平；文獻(xiàn)[11]通過研究需求響應(yīng)與熱電互補機制，以虛擬電廠(virtual power plant, VPP)收益和電力公司熱電負(fù)荷補償成本為目標(biāo)建立了VPP協(xié)調(diào)優(yōu)化模型。

然而，目前對于IDR以及電熱系統(tǒng)的需求響應(yīng)研究，主要集中在運行調(diào)度的優(yōu)化方面，且研究對象大多為園區(qū)級微網(wǎng)，并未考慮未來負(fù)荷大幅增長的背景下電熱聯(lián)合需求響應(yīng)對可靠性的影響。為此，本文提出一種考慮配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及多類型綜合響應(yīng)的電熱耦合能源系統(tǒng)可靠性評估方法。首先，介紹電熱耦合能源系統(tǒng)的基本架構(gòu)以及相應(yīng)的元件模型。其次，分析基于電價與激勵2種方式下的電熱綜合需求響應(yīng)方案及其對負(fù)荷曲線的影響。然后，介紹基于蒙特卡洛模擬的考慮綜合需求響應(yīng)的可靠性評估流程。最后，結(jié)合具體的電熱耦合系統(tǒng)作為算例，進(jìn)行不同需求響應(yīng)方案下的可靠性計算與經(jīng)濟性分析。算例結(jié)果表明，本文方法可以有效評估需求響應(yīng)后的供能可靠性指標(biāo)與經(jīng)濟性成本，進(jìn)而為電網(wǎng)公司確定合理的需求響應(yīng)方案提供指導(dǎo)意義。

1 電熱耦合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及邊界條件

電熱耦合能源系統(tǒng)以電力系統(tǒng)和熱力系統(tǒng)為典型代表，通過電鍋爐等能源轉(zhuǎn)換設(shè)備實現(xiàn)不同系統(tǒng)之間的互動與耦合。本文所分析的電熱耦合系統(tǒng)包括上級電網(wǎng)、與負(fù)荷直接相連的配電網(wǎng)、用戶側(cè)的電鍋爐、分布式光伏、儲熱裝置、儲電裝置、供熱網(wǎng)以及電熱負(fù)荷等，具體的結(jié)構(gòu)及能源流動形式如圖1所示。

圖1 電熱耦合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Structure diagram of coupled electricity-heat energy system

在負(fù)荷持續(xù)增長的情況下，通過引入電熱耦合能源系統(tǒng)的綜合需求響應(yīng)，綜合考慮電負(fù)荷與熱負(fù)荷的響應(yīng)效果，可以有效提升網(wǎng)絡(luò)整體的供能可靠性水平。結(jié)合研究背景，本文所考慮的電熱耦合能源系統(tǒng)的邊界條件如下：

(1)高負(fù)載率情況，隨著負(fù)荷的增長，正常狀態(tài)下尖峰電負(fù)荷(含電鍋爐)大于線路容量。

(2)對于分布式光伏，不考慮其對電網(wǎng)的反送，僅起到供應(yīng)部分負(fù)荷以及支持孤島運行的作用。

(3)不同設(shè)備的故障相互獨立，且僅考慮單重故障的情況。

(4)設(shè)定上級電網(wǎng)容量充足，不考慮其對負(fù)荷供電的影響。

2 電熱耦合系統(tǒng)元件模型

2.1 元件出力模型

2.1.1光伏出力模型

對于分布式光伏，建立其全年8 760 h的時序出力模型。光伏的出力主要取決于光照強度，結(jié)合文獻(xiàn)[12]，得到光伏出力與光照強度的關(guān)系，如式(1)所示。

(1)

式中：Pb是光伏的實時出力；Psn表示光伏的額定功率；Gstd表示額定光照強度；Rc表示某一特定強度的光強，即光伏出力與光強的關(guān)系由非線性到線性的轉(zhuǎn)折點；Gbt表示第t個小時的實時光強，其可以通過文獻(xiàn)[13]的HDKR模型產(chǎn)生。

2.1.2電負(fù)荷模型

電負(fù)荷通過負(fù)荷的典型年-周曲線、周-日曲線以及日-小時曲線得到，其具體表達(dá)式如下：

Lt=Lp×Pw×Pd×Ph(t)

(2)

式中：Lp為年負(fù)荷峰值；Pw為與第t個小時對應(yīng)的年-周負(fù)荷百分比系數(shù)；Pd為對應(yīng)的周-日負(fù)荷百分比系數(shù)；Ph(t)為對應(yīng)的日-小時負(fù)荷百分比系數(shù)。

2.1.3熱負(fù)荷模型

通過收集實際區(qū)域的數(shù)據(jù)，得到全年8 760 h的典型時序熱負(fù)荷曲線[14]，其由供暖熱負(fù)荷和生活熱負(fù)荷2部分組成。每年供熱期的熱負(fù)荷為2部分的疊加，而非供熱期僅包括烘干、熱水等生活熱負(fù)荷。

2.1.4儲電裝置模型

儲電裝置的模型可以分為并網(wǎng)與孤島2種狀態(tài)，在并網(wǎng)狀態(tài)下其模型如下：

(3)

(4)

儲電裝置具體的充放電功率與電價有關(guān)，t時刻功率與電價C(t)的關(guān)系如式(5)所示[15]：

(5)

式中：αch與βch表示充電時刻電價與功率的關(guān)系系數(shù)；αdis與βdis表示放電時刻電價與功率的關(guān)系系數(shù)。同時，Pch(t)與Pdis(t)均不能超過該儲電設(shè)備的最大允許充放電功率，且充放電后不能超過設(shè)備容量限制。

而在孤島狀態(tài)下，需要結(jié)合光伏出力與負(fù)荷大小，確定儲能的運行狀態(tài)，當(dāng)孤島內(nèi)光伏出力大于負(fù)荷時，儲電裝置充電，表達(dá)式如下：

(6)

而當(dāng)光伏小于負(fù)荷時，儲能放電，表達(dá)式如下：

(7)

2.1.5儲熱模型

儲熱設(shè)備具體包括蓄熱罐和蓄熱槽等，其儲熱容量、輸入輸出功率以及熱損耗之間有明確的數(shù)量關(guān)系，具體表示如下：

S(t)=S(t-1)+Phs(t)Δt-η×S(t-1)

(8)

式中：S(t)與S(t-1)分別表示t時刻與(t-1)時刻的儲熱容量；Phs(t)表示儲熱系統(tǒng)在t時刻的輸出功率；η表示儲熱系統(tǒng)的儲熱效率。儲熱功率與容量的約束如下所示：

(9)

Smin≤S(t)≤Smax

(10)

2.1.6電鍋爐模型

電鍋爐是利用水作為介質(zhì)直接將電能轉(zhuǎn)化為熱能的裝置，是實現(xiàn)電熱耦合的關(guān)鍵元件，其制熱功率與消耗的電功率有關(guān)，模型可表示為

Qeb=ηebPeb

(11)

式中：Qeb表示電鍋爐的制熱功率；ηeb表示熱電功率比；Peb表示裝置的電功率。制熱功率Qeb不能超過電鍋爐設(shè)備允許的最大制熱功率。

2.2 元件狀態(tài)模型

考慮到電熱耦合系統(tǒng)中不同設(shè)備的出力以及電熱負(fù)荷的時序特性，擬采用蒙特卡洛模擬法進(jìn)行可靠性評估，以充分反映系統(tǒng)的時變特性，為此需要建立元件的狀態(tài)模型，從而進(jìn)行不同元件運行持續(xù)時間以及故障修復(fù)時間的抽樣。

對于電熱耦合能源系統(tǒng)中的光伏、儲熱、儲電、電鍋爐以及配電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)中的饋線、開關(guān)、配變等非電源元件，使用兩狀態(tài)馬爾科夫模型[16]進(jìn)行描述，設(shè)備的正常運行時間服從指數(shù)分布，表示如下：

(12)

式中：λk表示第k類元件的故障率；uk為0-1之間均勻分布的隨機數(shù)。

系統(tǒng)中的設(shè)備在故障后的修復(fù)時間如下所示：

(13)

式中μk表示第k類元件的修復(fù)率。

通過反復(fù)抽樣，可以確定不同元件的運行持續(xù)時間以及故障修復(fù)時間，從而模擬系統(tǒng)的故障狀態(tài)，進(jìn)而為可靠性評估奠定基礎(chǔ)。

3 電熱綜合需求響應(yīng)模型

3.1 基于電價的綜合需求響應(yīng)

基于電價的需求響應(yīng)，主要通過引入峰谷分時電價，對用戶形成合理的用電導(dǎo)向，從而實現(xiàn)負(fù)荷曲線的削峰填谷，改善網(wǎng)絡(luò)的負(fù)荷特性，進(jìn)而提升系統(tǒng)的可靠性水平。在峰谷分時電價下，常規(guī)電負(fù)荷(除電鍋爐外)的調(diào)整情況可用價格彈性矩陣[1]表示，其以電力價格彈性系數(shù)為基礎(chǔ)，即電力需求量的變化率與電力售價變化率的比值如式(14)所示：

(14)

式中：Q和ΔQ分別表示電力需求量及其改變量；P和ΔP分別表示電力售價及其改變量。

在峰谷分時電價下，以峰平谷不同時段對應(yīng)的電力價格彈性系數(shù)為基本單位，得到以價格彈性矩陣表示的常規(guī)電負(fù)荷的電量改變情況,如下所示：

(15)

式中：Qon，Qmid與Qoff分別表示峰、平、谷時段的用電量；ΔQon，ΔQmid與ΔQoff分別表示峰、平、谷時段的用電改變量；Pon，Pmid與Poff分別表示峰、平、谷時段的電價；而ΔPon，ΔPmid與ΔPoff分別表示3個時段的電價改變量。

由式(15)可知，用戶在某一時段的用電量會同時受到該時段以及其余時段電價水平的影響，各彈性系數(shù)的具體數(shù)值可通過統(tǒng)計歷史數(shù)據(jù)進(jìn)而進(jìn)行回歸分析得到。以電量改變?yōu)榛A(chǔ)，得到不同用戶的負(fù)荷改變量,如式(16)所示：

(16)

式中：L0(t)與L(t)分別表示實施峰谷電價前后的t時刻的負(fù)荷；Ton，Tmid與Toff分別表示用電的峰平谷時段；ΔTon，ΔTmid與ΔToff分別表示3個時段的持續(xù)時間。根據(jù)負(fù)荷改變量可以實現(xiàn)峰谷分時電價下負(fù)荷曲線的更新。

而對于儲電裝置，引入分時電價后，其可在電價低谷時段進(jìn)行充電，電價高峰時段放電，從而進(jìn)一步平緩負(fù)荷曲線。取一天的起始時刻荷電狀態(tài)為0，每日結(jié)束時荷電狀態(tài)也為0。若存在電量非0的儲能，當(dāng)距放電時段結(jié)束時間為其放空剩余電量所需最短時長時，強制對其持續(xù)放電以恢復(fù)初始荷電狀態(tài)。

進(jìn)一步考慮熱負(fù)荷的響應(yīng)，即在保證熱負(fù)荷需求的同時，通過控制電鍋爐實現(xiàn)電熱的綜合需求響應(yīng)。在谷電價時段，電鍋爐以最大功率工作，一部分熱量供給熱負(fù)荷，剩余部分送入儲熱裝置。而在峰電價時段，由儲熱裝置優(yōu)先供給熱負(fù)荷，剩余熱負(fù)荷再由電鍋爐供給。其中，在谷電價起始后，電鍋爐會始終以最大功率工作，直至儲熱裝置充滿熱量；而在峰電價階段，儲熱裝置會優(yōu)先安排在負(fù)荷較大時放熱，以最大程度實現(xiàn)整體電負(fù)荷曲線的削峰填谷。

基于電價的需求響應(yīng)雖然可改善負(fù)荷曲線，但電網(wǎng)公司也會付出相應(yīng)的經(jīng)濟性代價，主要是從平電價到實施峰谷電價以后售電收益的變化，具體如下所示：

(17)

式中：Pall表示峰谷電價實施前的平電價。根據(jù)式(17)可計算基于電價的需求響應(yīng)費用。

3.2 基于激勵的綜合需求響應(yīng)

基于激勵的響應(yīng)，主要是供電方通過制定相應(yīng)的政策并與用戶簽訂合同，在尖峰負(fù)荷時段或用戶可靠性受到影響時，提供用戶相應(yīng)的經(jīng)濟獎勵，以激勵用戶主動削減負(fù)荷，從而提升可靠性水平。其主要分為直接負(fù)荷控制(direct load control, DLC)，可中斷負(fù)荷(interruptible load, IL)和緊急需求響應(yīng)(emergency demand response, EDR)3種情況，其中DLC用戶的實際響應(yīng)情況取決于電力部門控制方，通常為具有熱儲存能力并且短期斷電對用戶正常生活影響較小的負(fù)荷，本文對電鍋爐及其供應(yīng)的熱負(fù)荷采取直接負(fù)荷控制的方法。

熱負(fù)荷分為生活型熱負(fù)荷與供暖型熱負(fù)荷2類，考慮到生活型熱負(fù)荷的必要性，其一般不參與需求響應(yīng)，因此本文重點分析供暖型負(fù)荷的激勵響應(yīng)，其與用戶的室內(nèi)溫度相關(guān)。設(shè)定在不考慮激勵響應(yīng)時，室內(nèi)溫度可維持在固定理想值，啟動激勵型熱響應(yīng)后，可通過適當(dāng)降低電鍋爐的熱功率并降低溫度，實現(xiàn)電負(fù)荷的削減。

采用建筑物一階熱力學(xué)模型[17]反映建筑物室內(nèi)溫度變化與供暖功率、環(huán)境溫度的關(guān)系，建筑物室內(nèi)溫度可表示為

Tin,t+1=Tin,te-Δt/τ+(RQ+Tout,t)(1-e-Δt/τ)

(18)

τ=R·Cair

(19)

式中：Tin,t與Tin,t+1分別表示上一時刻與下一時刻的室內(nèi)溫度；Δt為時間差，h；R表示建筑物的等效熱阻，℃/kW；Cair為室內(nèi)空氣熱容(kW·h)/℃；Tout,t為上一時刻的室外溫度；Q為電鍋爐的熱功率。

對式(18)進(jìn)行變換后，可得到由室內(nèi)溫度變化計算熱功率的關(guān)系式：

(20)

k=e-Δt/τ

(21)

為保證室內(nèi)舒適度，設(shè)定最低溫度限值Tmin。在供電方向熱負(fù)荷用戶發(fā)出削減信號后，用戶首先中止供熱，并結(jié)合式(18)計算下一時刻的溫度，若溫度仍高于最低溫度限值，則該時段內(nèi)可關(guān)停電鍋爐；若溫度低于下限，則結(jié)合式(20)計算最低允許溫度下的該時段熱功率，并結(jié)合式(11)計算相應(yīng)的電負(fù)荷削減量。以小時為單位時序模擬響應(yīng)期間的電鍋爐削減情況，得到滿足溫度要求的響應(yīng)后功率序列。

而對于常規(guī)電負(fù)荷，采用IL控制方式，供電方發(fā)出響應(yīng)信號后，用戶以自身獲利最大為目標(biāo)確定響應(yīng)比例，目標(biāo)函數(shù)如下：

maxS=R-C1-C2-F

(22)

式中：S表示用戶最終的響應(yīng)總獲利；R表示響應(yīng)收益；C1表示用戶響應(yīng)成本；C2表示用戶電費；F表示未完成電網(wǎng)公司規(guī)定響應(yīng)目標(biāo)的懲罰。具體計算形式如下：

(23)

C1=(K1ΔPa2+K2ΔPa-K2ΔPau)td

(24)

(25)

(26)

式中：ΔPn表示電網(wǎng)公司規(guī)定的削減量；ΔPa表示用戶實際的負(fù)荷削減量；td表示響應(yīng)時間；E為單位電量的中斷補償；u表示用戶停電意愿，范圍在0到1之間；K1和K2為常系數(shù)；p為實時電價；α表示負(fù)荷削減后剩余負(fù)荷的電價折扣；pf表示未完成規(guī)定削減量時，用戶單位差額用電量受到的懲罰。

同樣，基于激勵的電熱負(fù)荷響應(yīng)也需要電網(wǎng)公司支付一定的削減費用，其中電負(fù)荷的削減費用包括響應(yīng)收益、用電量減少后的電價損失以及得到的未響應(yīng)懲罰，而熱負(fù)荷的削減費用指用戶主動削減供熱量、降低室內(nèi)溫度得到的補助，總費用表示如下：

(27)

式中：i表示電負(fù)荷響應(yīng)次數(shù)；We表示模擬期間電負(fù)荷的響應(yīng)總次數(shù)；R(i)與F(i)分別表示第i次響應(yīng)時對應(yīng)的響應(yīng)收益與懲罰；Pt(i)表示第i次響應(yīng)時的實時電負(fù)荷；ΔPa(i)表示第i次響應(yīng)時的電負(fù)荷削減量；j表示熱負(fù)荷響應(yīng)次數(shù)；Wh表示模擬期間熱負(fù)荷的響應(yīng)總次數(shù)；Qd(j)表示第j次響應(yīng)削減的熱負(fù)荷量；Ch表示削減單位熱量得到的電網(wǎng)公司的補償。

計算每次負(fù)荷削減時電網(wǎng)公司付出的費用，進(jìn)行累加即可得到全年的基于激勵的需求響應(yīng)費用。

4 電熱耦合系統(tǒng)可靠性評估流程

4.1 元件故障影響分析

本文采用蒙特卡洛模擬法進(jìn)行電熱耦合能源系統(tǒng)的可靠性評估以及相應(yīng)的綜合需求響應(yīng)的費用計算。在確定元件的狀態(tài)模型、出力模型以及需求響應(yīng)模型后，需要進(jìn)行各元件的故障影響分析，具體如下。

(1)光伏故障：由于設(shè)定光伏滲透率較低，光伏故障后由其供應(yīng)的負(fù)荷將轉(zhuǎn)由上級電網(wǎng)供應(yīng)，相當(dāng)于提升了線路的負(fù)載率。

(2)配電網(wǎng)元件故障：具體包括配變、饋線段以及開關(guān)故障，根據(jù)故障元件的位置將配電網(wǎng)劃分為故障區(qū)、正常區(qū)、上游隔離區(qū)、上游無縫孤島區(qū)、下游無縫孤島區(qū)、下游隔離孤島區(qū)、下游無縫孤島聯(lián)絡(luò)區(qū)、下游隔離孤島聯(lián)絡(luò)區(qū)以及聯(lián)絡(luò)轉(zhuǎn)供區(qū)等，不同區(qū)域在不同時刻狀態(tài)不同。在故障后可支持孤島運行的區(qū)域優(yōu)先孤島運行，若故障下游區(qū)域可通過聯(lián)絡(luò)開關(guān)轉(zhuǎn)供，則優(yōu)先進(jìn)行轉(zhuǎn)供。

當(dāng)區(qū)域處于孤島狀態(tài)時，結(jié)合2.1節(jié)儲能孤島狀態(tài)下的出力模型，當(dāng)儲能以最大功率放電時仍不能滿足負(fù)荷需求，首先進(jìn)行基于激勵的負(fù)荷削減，電熱負(fù)荷主動響應(yīng)。若仍無法滿足供電需求，再根據(jù)重要程度進(jìn)行負(fù)荷的切除。當(dāng)區(qū)域處于待轉(zhuǎn)供狀態(tài)時，儲能采用并網(wǎng)狀態(tài)下的運行策略，若無法全部轉(zhuǎn)供，則結(jié)合負(fù)荷點重要程度，首先進(jìn)行基于激勵的主動負(fù)荷削減，之后進(jìn)行負(fù)荷切除，直至待轉(zhuǎn)供區(qū)域可以轉(zhuǎn)供。

(3)儲電裝置故障：儲電裝置故障后，其運行狀態(tài)將受到影響，不再參與低儲高發(fā)，維持初始荷電狀態(tài)不變，直至故障修復(fù)。

(4)儲熱裝置故障：儲熱裝置故障后，其內(nèi)部熱量會很快耗散，容量變?yōu)?，熱負(fù)荷全部通過電鍋爐供給，待故障修復(fù)后儲熱重新啟動運行。

(5)電鍋爐故障：電鍋爐故障后，熱負(fù)荷只能通過儲熱裝置放熱供給，直至故障修復(fù)，電鍋爐恢復(fù)供熱。

4.2 可靠性評估流程

綜合上述元件模型與故障影響分析過程，得到考慮多類型需求響應(yīng)的電熱耦合能源系統(tǒng)可靠性評估流程，如圖2所示。其分為正常運行狀態(tài)下的可靠性評估與故障后的可靠性評估2部分，前者主要由正常運行狀態(tài)下的線路容量以及負(fù)荷大小決定，而后者主要取決于故障元件的類型、位置以及網(wǎng)絡(luò)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。

對于可靠性指標(biāo)，分為供電可靠性指標(biāo)與供熱可靠性指標(biāo)兩大類。供電可靠性指標(biāo)本文以年缺供電量ENS、年平均停電時間SAIDIe以及平均供電可用度ASAI為代表；而供熱可靠性指標(biāo)以年缺供熱量LOEEh和年平均供熱不足時間SAIDIh為代表。其可以綜合反映能量供給的充裕度以及穩(wěn)定性。

5 算例分析與對比

5.1 算例概況

算例的配電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)以IEEE RBTS BUS6系統(tǒng)為基礎(chǔ)，并對其進(jìn)行適當(dāng)改造，同時加入電鍋爐、分布式光伏以及儲熱和儲電裝置，得到電熱耦合能源系統(tǒng)的具體結(jié)構(gòu)，如圖3所示。

算例系統(tǒng)中既包括電負(fù)荷，也包括熱負(fù)荷。根據(jù)元件模型，得到電、熱負(fù)荷的需求特性曲線，如圖4所示，其中11—次年3月為供熱期。

具體計算參數(shù)如下：

系統(tǒng)電負(fù)荷峰值為0.6 MW/戶，熱負(fù)荷峰值為0.4 MW/戶，系統(tǒng)共有34個負(fù)荷點，其中23個負(fù)荷點為純電負(fù)荷，11個為電熱混合負(fù)荷點。

圖2 電熱耦合能源系統(tǒng)的可靠性評估流程Fig.2 Reliability assessment process of coupled electricity-heat energy system

圖3 電熱耦合能源系統(tǒng)的算例結(jié)構(gòu)Fig.3 Structure of the example system

圖4 電、熱負(fù)荷需求特性曲線Fig.4 Characteristic curve of electric and thermal load demand

系統(tǒng)共有6組分布式電源，每組分布式電源包含1個光伏陣列和1個儲電裝置，其中光伏容量為 0.9 MW，其出力曲線見附錄A圖A1，儲電裝置選用蓄電池，額定容量為3 MW·h，最大充放電功率為0.225 MW，充放電效率為0.85，充放電功率受電價影響的系數(shù)αch，βch，αdis與βdis分別為-0.832 7，0.622 5，1.589 5與0。

系統(tǒng)共有3組電鍋爐，每組電鍋爐配備1組儲熱裝置，電鍋爐的最大電功率為2 MW，熱電比為0.9，儲熱裝置額定容量為4 MW·h，最大充放熱功率為0.8 MW。

饋線F1容量為9.5 MW，長度為4 km；F2容量為4.5 MW，長度3 km；F3容量為5.3 MW，長度3 km。

設(shè)定不考慮需求響應(yīng)時的電價為0.5元/(kW·h)，結(jié)合區(qū)域?qū)嶋H階梯電價方針，選取11：00—15：00，19：00—21：00為峰時電價時段，電價為0.8元/(kW·h)；00：00—07:00為谷值電價時段，電價為0.2元/(kW·h)；其余時段為平時電價，電價為0.5元/(kW·h)。不同時段的價格彈性系數(shù)見附錄A表A1。

對于基于激勵的響應(yīng)參數(shù)，熱負(fù)荷方面，在供熱期的熱負(fù)荷需求曲線下，室內(nèi)溫度可維持在21 ℃，Tmin取15 ℃，年室外氣溫變化曲線參考文獻(xiàn)[18]，建筑物熱阻R為18 ℃/kW，室內(nèi)空氣熱容Cair取0.525kW·h/℃，削減單位熱量的補償Ch為3.2元/(kW·h)[19]。

電負(fù)荷方面，設(shè)定供電方要求削減的比例為45%，用戶停電意愿為0.65，其余參數(shù)見文獻(xiàn)[20]。元件具體的可靠性參數(shù)見附錄A表A2。負(fù)荷重要程度見附錄A表A3，優(yōu)先削減或切除重要程度低的負(fù)荷，其中一級負(fù)荷不參與基于激勵的負(fù)荷削減，當(dāng)負(fù)荷重要程度相同時根據(jù)能源品位優(yōu)先切除熱負(fù)荷[14]。

5.2 可靠性評估

在分時電價和電量電價彈性矩陣的基礎(chǔ)上，可計算常規(guī)電負(fù)荷以及儲能裝置參與基于電價的響應(yīng)以后的負(fù)荷曲線，進(jìn)一步考慮電鍋爐及熱負(fù)荷的響應(yīng)，負(fù)荷曲線進(jìn)一步改善。此時若在尖峰時刻仍不滿足供電容量約束，則可啟動基于激勵的負(fù)荷削減，實現(xiàn)負(fù)荷峰值的顯著降低。以電網(wǎng)全年的尖峰負(fù)荷日為研究對象，得到不同響應(yīng)策略下的整體電負(fù)荷曲線(含常規(guī)電負(fù)荷、儲電裝置以及電鍋爐)，如圖5所示。

圖5 不同需求響應(yīng)策略下的整體電負(fù)荷曲線Fig.5 Whole electric load curve under different demand response strategies

由圖5可知，在饋線高負(fù)載率的情況下，隨著需求響應(yīng)的增強，負(fù)荷曲線的改善效果不斷加強，直至完全滿足供電容量約束。以負(fù)荷較高的14—17周為研究對象，得到4周期間每天的尖峰負(fù)荷變化情況如圖6所示。

由圖6可知，需求響應(yīng)可以顯著降低不滿足供電容量的天數(shù)，同時基于激勵的需求響應(yīng)對負(fù)荷峰值的降低更為明顯。

為定量分析綜合需求響應(yīng)對配電網(wǎng)供電可靠性與經(jīng)濟性的影響，計算以下5種方案的可靠性指標(biāo)。

圖6 不同需求響應(yīng)策略下的日最大負(fù)荷變化Fig.6 Daily maximum load change under different demand response strategies

方案1：平電價下，無需求響應(yīng)，儲電裝置僅在故障后的孤島期間可提供電能，其余時刻荷電狀態(tài)保持不變。儲熱裝置不發(fā)揮作用，熱負(fù)荷全部由電鍋爐供給。

方案2：加入基于電價的電負(fù)荷響應(yīng)，根據(jù)價格彈性矩陣確定更新后的負(fù)荷曲線，同時儲電裝置低電價儲能高電價放能。

方案3：在方案2的基礎(chǔ)上加入基于電價的熱負(fù)荷的響應(yīng)，電鍋爐在低電價時段供給熱負(fù)荷同時對儲熱裝置充電，高電價時段由儲熱裝置供給熱負(fù)荷。

方案4：僅考慮基于激勵的負(fù)荷響應(yīng)，在尖峰負(fù)荷時刻或故障后主動削減電負(fù)荷或熱負(fù)荷。

方案5：綜合考慮基于電價與激勵2種形式的需求響應(yīng)，評估可靠性指標(biāo)。

5種方案下可靠性的結(jié)果如表1所示。

表1 不同方案下的系統(tǒng)可靠性指標(biāo)Table 1 System reliability index under different schemes

由表1可知，基于電價與基于激勵的負(fù)荷響應(yīng)均可提升系統(tǒng)的供電與供熱可靠性指標(biāo)。對比方案3與方案2可以發(fā)現(xiàn)，引入電熱綜合需求響應(yīng)和單一的電負(fù)荷響應(yīng)相比，對供能可靠性指標(biāo)的提升更為明顯，而對比方案3與方案4，可以發(fā)現(xiàn)基于激勵的負(fù)荷響應(yīng)比基于電價的響應(yīng)對可靠性指標(biāo)的改善更突出。而在基于電價響應(yīng)的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步考慮基于激勵的響應(yīng)，可實現(xiàn)可靠性指標(biāo)的最優(yōu)化。

5.3 經(jīng)濟性分析

根據(jù)3.1節(jié)與3.2節(jié)的經(jīng)濟性模型分別計算5種方案下的需求側(cè)響應(yīng)費用，結(jié)合文獻(xiàn)[21]的供電可靠性價值以及文獻(xiàn)[22]的熱量損失費用，確定電能的價值為200元/(kW·h)，熱能的價值為120元/(kW·h)，并根據(jù)可靠性指標(biāo)中的缺供電量與缺供熱量，計算綜合的能量損失費用，并與需求響應(yīng)費用相加得到不同方案的綜合經(jīng)濟損失，如表2所示。

表2 不同方案下的經(jīng)濟性水平Table 2 Economic level under different schemes

由表2可知，基于激勵的需求響應(yīng)費用比基于電價的響應(yīng)費用高，但同時對于能量損失費用的降低也更為明顯；綜合比較5種方案的經(jīng)濟性水平，方案4的整體經(jīng)濟性最優(yōu)?？梢妼τ诒舅憷捎没诩畹碾姛峋C合響應(yīng)對于可靠性提升的經(jīng)濟效益更為明顯。

6 結(jié) 論

本文以未來電網(wǎng)中多類型負(fù)荷的持續(xù)增長可能導(dǎo)致尖峰負(fù)荷大于線路容量為背景，研究了考慮供電容量約束的電熱耦合能源系統(tǒng)可靠性評估。建立了基于電價與基于激勵2種情況下的電熱綜合需求響應(yīng)模型，并以此為基礎(chǔ)，采用蒙特卡洛模擬方法對電熱耦合算例進(jìn)行供能可靠性評估，通過算例分析得出如下結(jié)論：

(1)在尖峰負(fù)荷大于線路容量的情況下，實施需求響應(yīng)可以明顯改善負(fù)荷曲線，提升系統(tǒng)的供能可靠性。

(2)與單一的電負(fù)荷響應(yīng)相比，考慮電熱負(fù)荷的綜合需求響應(yīng)對于可靠性指標(biāo)的提升效果更為明顯。

(3)基于電價和基于激勵2種響應(yīng)方式均可提升系統(tǒng)供能可靠性指標(biāo)，但后者對可靠性指標(biāo)的提升更多。而同時引入2種需求響應(yīng)，在分時電價的基礎(chǔ)上考慮激勵響應(yīng)，可以獲得最優(yōu)的供能可靠性。

(4)不同的需求響應(yīng)措施所付出的經(jīng)濟代價不同，響應(yīng)費用與能量損失費用相互制約，需要綜合考慮二者的關(guān)系，從而確定使系統(tǒng)整體經(jīng)濟性最優(yōu)的最佳需求響應(yīng)方案。

未來的研究中，將會進(jìn)一步考慮燃?xì)饩W(wǎng)以及燃?xì)廨啓C、P2G等設(shè)備，分析電氣熱3種能源的綜合需求響應(yīng)對于系統(tǒng)供能可靠性指標(biāo)的影響。