考虑需求响应的典型场景综合能源系统规划研究.pdf

SHANDONG ELECTRIC POWER山东电力技术第50卷（总第312期）2023年第11期DOI：10.20097/ki.issn1007-9904.2023.11.010考虑需求响应的典型场景综合能源系统规划研究盖超1，张凯1，陈佳1，迟翔文1，刘毅2（1.国家电投集团山东能源发展有限公司，山东济南250002；2.山东大学电气工程学院，山东济南250061）摘要：对区域综合能源系统（regional integrated energy system，RIES）的规划工作广泛涉及电能、热能、冷能等多类型能源耦合，面临很多挑战。实现多种能源间供给、需求协同互补并计及需求灵活性是综合能源规划过程中必须考虑的问题，因此提出一种考虑需求响应的区域综合能源规划方法。首先，分析工业园区、学校、医院和港区四类综合能源典型应用场景的能源配置和负荷需求，给出典型场景设备配置方案；其次，分别建立价格引导的电、热、冷负荷需求响应模型；最后，基于能源集线器（energy hub，EH）模型，建立以设备投资、运行成本和需求响应补偿成本之和最小为目标的综合能源规划模型，并采用线性化的方法对模型进行求解。相关算例表明所提方法能够有效开展典型场景下的综合能源系统规划，并降低规划成本。关键词：能源集线器；综合能源系统；多能源耦合；综合能源规划；需求响应中图分类号：TM715文献标识码：A文章编号：1007-9904（2023）11-0075-12Research on the Planning for Integrated Energy System Planning ofTypical Scenarios Considering Demand ResponseGAI Chao1，ZHANG Kai1，CHEN Jia1，CHI Xiangwen1，LIU Yi2（1.SPEC Shandong Energy Development Co.，Ltd.，Jinan 250002，China；2.School of Electrical Engineering，Shandong University，Jinan 250061，China）Abstract：The planning for the regional integrated energy system（RIES）extensively involves the coupling of multiple types ofenergy such as electricity，heat，and cold，and faces many challenges.A RIES planning method considering demand response wasproposed，which considers the supply and demand coordination and complementarity among multiple energy sources and takesinto account the flexibility of demand response.Firstly，the energy configuration and load demand of four typical applicationscenarios of integrated energy in industrial park，school，hospital and port area were analyzed，and the equipment configurationscheme of typical scenario was given.Secondly，the demand response models of electricity，heating and cooling loads guided byprice were established respectively.Finally，based on the energy hub（EH）model，a integrated energy planning model aiming atminimizing the sum of equipment investment，operation cost and demand response compensation cost was established，and thelinearization method was used to solve the model.Relevant examples show that the proposed method can effectively carry out theintegrated energy system planning in typical scenarios and reduce the planning cost.Keywords：energy concentrator；integrated energy system；multi-energy coupling；comprehensive energy planning；demandresponse0引言在传统的能源系统规划和建设中，人们习惯将电、热、冷系统分开考虑，忽略了不同能源间的互补和替代作用，能源利用率和转换效率低下，无法适应当前严峻的能源形势。在此背景下，为提高能源利用效率，考虑电力、天然气、热冷等多种能源耦合，建设 区 域 综 合 能 源 系 统（regional integrated energysystem，RIES），成为发展趋势。通过研究能源集线器（energy hub，EH）内部能量流动趋势和能源传输效率，提升电力系统与其他能源系统之间依赖性和共基金项目：国家电投集团山东能源发展有限公司科研项目“考虑多能互补的区域综合能源系统协同规划研究及平台开发”（KY_C_2022_ZH01）。Science and Technology Project of SPEC Shandong Energy DevelopmentCo.,Ltd.“Research on Collaborative Planning and Platform DevelopmentofRegionalIntegratedEnergySystemConsideringMulti-energyComplementarity”（KY_C_2022_ZH01）.综合能源 75山东电力技术第50卷（总第312期）2023年第11期存性1，进而实现能源效率的提高。近年来部分学者针对区域综合能源系统选址定容和长期规划开展相关研究，但仍未形成一套完整的规划体系和方案。文献 2 实现含电、热、冷、气园区综合能源系统能源协同利用，以园区综合能源系统某一重点示范项目为基础，基于负荷预测、耦合装置建模等方法，建立网损最小和经济性最优的双层规划模型，对电源进行选址定容。文献 3-4 通过双层优化架构，求解考虑运行控制策略的广义储能资源和分布式电源的联合规划问题，提出不同可调控资源选址定容的方法。上述研究虽然在规划过程中考虑了经济性和可靠性，但未涉及综合需求侧响应（integrated demand response，IDR）相关研究，为探讨IDR 在 RIES 优化规划作用，文献 5 建立以弹性价格为引导的需求响应模型，针对该模型提出面向源荷 协 同 增 效 的 综 合 能 源 系 统（integrated energysystem，IES）规划框架。文献 6 建立全调度优化的园区 RIES 双层规划模型，采用多阶段规划分析 IDR机制对 RIES 规划结构的影响。上述规划研究所描述的能源动态耦合特性都是在单一场景下进行，无法验证模型通用性。能源集线器是能源储存和能源转换环节的重要部分，是用以表征不同能源载体的输入、输出、转换、存储的多端口装置7，相比于传统综合能源系统，基于 EH 下综合能源系统考虑各耦合设备能源转换特性，能够清晰反映电、气、热、冷系统中各耦合设备的能源转换特性，实现多源耦合，促进多源互补协同规划。文献 8 利用 EH 将区域内的热电联产机组（combined heat and power，CHP）、燃气轮机等耦合元件统一建模为单一能量转化元件，实现多能源耦合与能源传输。文献 9 基于 EH 理论，考虑计及电热冷在不同场景下、不同能源类型的多能耦合规划。文献 10 设计一种基于能源集线器模型的 RIES 鲁棒规划方法，考虑负荷不确定性和多能源用能需求，实现 RIES 多能互补集成优化效益。文献 11-12 建立基于 EH 的综合能源系统优化调度模型，重点讨论热能需求侧响应即周期性启停热负荷的优化，但相关研究未涉及规划层面。文献13 基于 EH 多能耦合模型，以经济性和可靠性为目标建立 RIES 规划模型，但未考虑负荷侧需求响应的影响。将 EH 与 RIES 相结合，系统描述 EH 的能量输入端、能量输出端以及集线器内部耦合设备的拓扑关系，分析多能流之间的供能方式和耦合关系，重点分析工业园区、学校、港区、医院 4 种典型场景下 IES的设备配置和运行模式；建立了以电-热-冷价为引导的 IDR 模型，并结合 EH 理论建立 EH-RIES 多能流混合规划模型；以工业园区和港区 2 个场景为例，将各自 IES 设备配置方案代入 EH-RIES 多能流模型中，形成基于不同场景的规划模型，结合分时电价、热气冷价及负荷年增长率需求，设计出满足该场景用能需求和负荷变化的区域综合能源系统规划方案。1不同场景下的综合能源系统结构1.1区域综合能源系统整体结构区域综合能源系统通常以风光、天然气、电能为输入能源，通过能源间协同利用实现多能耦合，提高能源利用效率。基于 EH 模型的综合能源系统总体结构如图 1 所示。图1基于EH的区域综合能源系统结构Fig.1 Structure of RIES based on EH整体系统分成能源输入、能源耦合和能源输出 3部分。能源输入端通常以风能、太阳能、天然气能为主，另外包括购电、购热等与外部交互的能源；能源耦合部分利用各种多能耦合设备实现电、热、气、冷能源之间耦合转换，是整体系统的核心部分，涉及多种能量形态和能源环节；能源输出端利用能源耦合设备将输入能源转换为最终所需能源，通过能源传输网络分配给用户，满足用户各类负荷需求。本文76所考虑用户侧负荷主要包括电、热、冷 3 种。1.2典型场景下设备配置方案基于 EH 模型分析工业园区、学校、港区、医院四类综合能源系统典型应用场景，包括负荷需求、各类能源用能比例、多能耦合设备配置，给出典型场景下综合能源系统设备配置方案，根据不同配置方案，形成不同电热冷子系统，用以满足多种场景的用能需求。1.2.1工业园区配套方案设计从能源配置角度考虑，工业园区中的能量传输过程需要经过能源生产、转换、传输、储存、消费 5 个环节，涉及新能源发电、天然气供能、燃气制热、燃气发电、电转热、电制冷等多种能源转换形式14。电负荷曲线波动情况及年峰谷差要高于热、冷负荷，热、冷负荷全年波动变化不大。在节假日时工厂停产，但存在值班人员带来的热、冷负荷，此时电负荷降低；在工厂正常工作时，电负荷持续升高，在中午时达到高峰，下午各类负荷存在一定波动，但基本上维持在峰值水准，到晚上工作人员下班，电负荷明显下降，而热、冷负荷一天变化不大。从全年看，电荷年平均值要高于热、冷负荷，说明工业园区全年对电能需求更大，热、冷负荷较稳定，典型日负荷曲线如图 2所示。图2工业园区典型日负荷曲线Fig.2 Typical daily curve of industrial park工业园区中常见耦合设备包括电制冷、CHP、冷热 电 联 产（combined cooling heating and power，CCHP）、燃气轮机、电转气（power to gas，P2G）、燃气锅炉等。工业园区中综合能源系统典型配置方案如图 3 所示。1.2.2学校配套方案设计从能源配置角度考虑，学校占地面积广、人口密图3工业园区综合能源配置Fig.3 Comprehensive energy allocation of industrial park集、能源消耗大，学校区域涉及多类场所，包括教学楼、图书馆、宿舍、食堂等，不同场所负荷特性不同。从负荷需求角度考虑，某学校春季典型日负荷需求如图 4 所示。08：00 学生开始上课，电、热、冷负荷升高，20：00 后随着教学任务结束，电、热、冷负荷下降。由于春季学校用电需求相比用热、冷需求较高，因此热、冷负荷相比电负荷水平值较低；全天教学结束后，冷、热负荷处于最低值。学校在其他季节对电、热、冷负荷需求变化明显，夏季冷负荷需求最高，对电、热负荷需求较低；冬季对热负荷需求最高，对电、冷负荷需求较低；春秋对电负荷需求最高，三者在白天都会出现短暂高峰，到晚上都处于低值。图4学校典型日负荷曲线Fig.4 Typical daily load curve of school学校综合能源系统典型配置方案如图 5 所示。其中，电负荷由新能源和外部电网供应；冷负荷主要由电制冷设备供应；热负荷主要由燃气锅炉或电锅盖超，等：考虑需求响应的典型场景综合能源系统规划研究77山东电力技术第50卷（总第312期）2023年第11期炉供应。图5学校综合能源配置Fig.5 Comprehensive energy allocation in schools1.2.3港区配套方案设计从能源配置角度考虑，其能源类型涉及冷、热、电和天然气等。从负荷需求角度考虑，某港区在冬季典型日负荷需求如图 6 所示。受冬季采暖和夏季空调的影响，在冬季热负荷需求高，其冷负荷只由CCHP 和购冷提供，负荷值较低；夏季冷负荷需求高。热、冷负荷两季出现高峰，其他季节负荷变化趋势不明显。码头作业的用电负荷曲线在春秋季非常平稳，用电稳定，在夏季和冬季受空调用电的影响，负荷值随着空调用电强度的升高而升高，存在用电高峰。此外，码头经常用吊车、起重运输设备完成各种作业，其对供电可靠性要求较高。图6港区典型日负荷曲线Fig.6 Typical daily load curve of port area港区综合能源系统典型配置方案如图 7 所示。其耦合设备主要包括燃料电池、电空调、电锅炉、CCHP 等。图7港区综合能源配置Fig.7 Comprehensive energy allocation in port area1.2.4医院配套方案设计从能源配置角度考虑，医院作为医疗、保健、服务、科研为一体的大型综合机构，用电量高，存在大量的用热、用冷负荷15。从负荷需求角度考虑，医院用电主要包括空调供暖用电、基础设施用电、日常照明用电、其他用电等，医院典型日负荷需求如图 8 所示。为满足供暖需求，空调采暖占比最大，超过50%，其次为办公楼和照明用电，用电比例达到25%。在春季和秋季电热冷负荷变化趋势相似，三者在白天中会出现两个峰值，晚上处于最低水平。在夏季，电负荷和冷负荷的负荷曲线变化趋势几乎相同，热负荷相对较低，中午和下午一般会出现峰值，从 21：00 至次日早晨为明显低谷时段。在冬季，电负荷与热负荷变化趋势几乎相同，冷负荷相对较低。图8医院典型日负荷曲线Fig.8 Typical daily load curve of hospital78医院综合能源系统配置方案如图 9 所示。其常用耦合设备包括电空调、燃气锅炉、电锅炉、燃气轮机等。图9医院综合能源配置Fig.9 comprehensive energy allocation in hospital2电-热-冷IDR模型考虑激励型电热冷 IDR，响应负荷类型主要包括可转移和可消减负荷。电负荷与热冷负荷在响应机制上具有差异性，电负荷既要考虑可转移负荷也要考虑消减负荷，而热冷负荷只考虑消减负荷即可，因此需要分别建模。2.1电负荷IDR将可转移和可消减负荷作为负荷调控手段参与电负荷 IDR 的研究，具体表达式为Pdrload,t,d,h=Pload,t,d,h+Pmove,t,d,h-Pcut,t,d,h（1）式中：Pdrload,t,d,h、Pload,t,d,h分别为第 t 年第 d 个典型日第 h时段的响应前后电负荷量；Pmove,t,d,h、Pcut,t,d,h分别为第t 年第 d 个典型日第 h 时段的转移和消减的电负荷量。1）可转移负荷。可转移负荷是指通过调节用户的用能行为，在用能总量不变的情况下，将高峰时段负荷平移至低谷时段，提高系统经济效益。其约束式为t=1Td=1d0h=124Pmove,t,d,h=0,|Pmove,t,d,h Pmaxmove,t,d,h（2）式中：T 为最大时段，即 24 h；d0为典型日数量；Pmaxmove,t,d,h为第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的最大电负荷转移量。本文假设最大负荷转移量为对应时段负荷量的 5%。2）可消减负荷。可消减负荷是在不影响用户正常用能的情况下对局部负荷进行消减，并对消减的部分给予一定的经济补偿。其约束式为0 Pcut,t,d,h Pmaxcut,t,d,h（3）式中：Pmaxcut,t,d,h为系统在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的电负荷最大消减量。本文假设最大电负荷消减量为对应时段负荷量的 5%。2.2热负荷IDR将可消减负荷作为负荷调控手段参与热负荷IDR 的研究，其响应前后负荷和可消减负荷表达式为：Hdrload,t,d,h=Hload,t,d,h-Hcut,t,d,h（4）Hmincut,t,d,h Hcut,t,d,h Hmaxcut,t,d,h（5）式中：Hdrload,t,d,h、Hload,t,d,h分别为第 t 年第 d 个典型日第h 时段的响应前后热负荷量；Hcut,t,d,h为第 t 年第 d 个典型日第 h 段时的消减热负荷量；Hmincut,t,d,h、Hmaxcut,t,d,h分别为第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的最小和最大热负荷消减量。本文假设最大热负荷消减量为对应时段负荷量的 5%。2.3冷负荷IDR将可消减负荷作为负荷调控手段参与热负荷IDR 的研究，其响应前后负荷和可消减负荷表达式为：Qdrload,t,d,h=Qload,t,d,h+Qcut,t,d,h（6）Qmincut,t,d,h Qcut,t,d,h Qmaxcut,t,d,h（7）式中：Qdrload,t,d,h、Qload,t,d,h分别为第 t 年第 d 个典型日第h 时段的响应前后冷负荷量；Qcut,t,d,h为第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的消减冷负荷量；Qmincut,t,d,h、Qmaxcut,t,d,h分别为第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的最小和最大冷负荷消减量。本文假设最大冷负荷消减量为对应时段负荷量的 5%。3区域综合能源规划模型3.1目标函数规划目标为 RIES 在多阶段规划中总成本 Z 最小，即投资成本CINV(t)、运行成本COP(t)和需求响应补偿成本之和CIDR(t)最小。具体目标表达式为：minZ=t=1Tt(1-Tt)CINV(t)+COP(t)+CIDR(t)（8）CINV(t)=m GmBmUupmxm,t（9）盖超，等：考虑需求响应的典型场景综合能源系统规划研究79山东电力技术第50卷（总第312期）2023年第11期COP(t)=d=1d0dh=124(m GmOmPm,t,d,ht+(CpPbuy,t,d,h+CrHbuy,t,d,h+CgGbuy,t,d,h+CqQbuy,t,d,h)（10）t=1/(1+)t-1（11）CIDR(t)=d=1d0dh=124Opmove|Pmove,t,d,h+OpcutPcut,t,d,h+OrcutHcut,t,d,h+OqcutQcut,t,d,h)（12）式中：d为每一个典型日持续的天数；Gm为耦合设备集合，m 为对应设备，包括燃气锅炉、CHP、CCHP、燃气轮机、P2G 装置、电锅炉、冷空调、燃料电池；Bm为设备 m 单位容量成本；Uupm为设备 m 投运容量；xm,t为第 t 年设备 m 投运决策变量，当决策变量为 1 时表示投运，为 0 时表示不投运；Om为设备 m 单位运行成本；Pm,t,d,h为设备 m 在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的出力值；t为时间间隔，设为 1 h；Cp、Cr、Cg、Cq分别为购电、购热、天然气价格和购冷单位成本；Pbuy,t,d,h、Hbuy,t,d,h、Gbuy,t,d,h、Qbuy,t,d,h分别为第 t 年第 d个典型日第 h 时段的外部购电、购热、购气、购冷量；为资金回收率；t为现值系数；T为最后一年的现值系数；为资金折现率；Opmove为 IDR 单位电负荷转移成本；Opcut、Orcut、Oqcut分别为 IDR 单位电、热、冷负荷消减成本。3.2约束条件规划过程中需要考虑的约束条件包括：耦合系统扩容逻辑约束、耦合设备约束、EH 功率平衡约束。3.2.1耦合系统扩容逻辑约束在规划期内，每个设备只投运一次，在后续规划年将不改变其投运状态，由此得出tTxm,t 1（13）3.2.2耦合设备约束耦合设备约束包括各耦合设备转换模型和设备出力上下限约束。1）耦合设备转换模型。a）CHP 数学模型为Pc,t,d,h=chpgas-eleGc,t,d,hHc,t,d,h=chpgas-hearGc,t,d,h（14）式中：chpgas-ele、chpgas-hear分别为 CHP 的气-电和气-热转换效率；Pc,t,d,h、Hc,t,d,h分别为 CHP 在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的产电、产热功率；Gc,t,d,h为 CHP 在第 t年第 d 个典型日第 h 时段的耗气功率。b）CCHP 作为综合能源系统核心设备，其数学模型为：Pcc,t,d,h=cchpgas-eleGcc,t,d,h（15）Hv,t,d,h=Pcc,t,d,hcchpgas-ele(1-cchpgas-ele-cchploss)（16）Qcc,t,d,h=cchpgas-coldcchpgas-cold+cchpgas-heat Hw,t,d,h（17）Hcc,t,d,h=Hv,t,d,h-Qcc,t,d,h（18）式中：cchpgas-ele、cchpgas-heat、cchpgas-cold分别为 CCHP 气-电、气-热、气-冷转换效率；cchploss为热能耗散率；Pcc,t,d,h、Hcc,t,d,h、Qcc,t,d,h、Gcc,t,d,h分别为 CCHP 在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的产电、产热、产冷和耗气功率；Hv,t,d,h为 CCHP 余热锅炉在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的输出热功率。CCHP 制冷过程是由燃气余热经制冷机转换的过程，要求其输出冷功率不超过余热锅炉输出热功率16，即Hw,t,d,h Qcc,t,d,h（19）c）燃气轮机数学模型为Pgt,t,d,h=turbinegas-heatGgt,t,d,h（20）式中：turbinegas-heat为燃气轮机气-电效率；Pgt,t,d,h、Ggt,t,d,h分别为燃气轮机在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的产电和耗气功率。d）P2G 装置数学模型为Gp,t,d,h=ptgele-gasPp,t,d,h（21）式中：ptgele-gas为 P2G 设备电-气效率；Pp,t,d,h、Gp,t,d,h分别为 P2G 设备在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的耗电、产气功率。e）电锅炉数学模型为Hff,t,d,h=furtuneele-heatPff,t,d,h（22）式中：furtuneele-heat为电锅炉电-热功率；Pff,t,d,h、Hff,t,d,h分别为电锅炉在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的耗电和产热功率。f）冷空调数学模型为Qair,t,d,h=airele-coldPair,t,d,h（23）式中：airele-cold为冷空调电-冷功率；Qair,t,d,h、Pair,t,d,h分别为冷空调在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的产冷、耗电功率。g）燃气锅炉数学模型为Hf,t,d,h=furnacegas-heatGf,t,d,h（24）80式中：，furnacegas-heat为燃气锅炉气-热效率；Hf,t,d,h、Gf,t,d,h分别为燃气锅炉在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的产热和耗气功率。h）燃料电池可以将天然气直接转换为电能，其转换效率高，实用性强，数学模型17为Pfc,t,d,h=fuelgas-eleGfc,t,d,h（25）式中：Pfc,t,d,h、Gfc,t,d,h分别为燃料电池在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的产电和耗气功率；fuelele-cold为燃料电池气-电转换效率。2）设备出力上下限约束。所有设备都要满足上下限约束，即Uminmtxm,t Pm,t,d,h Uupmtxm,t（26）式中：Uminm为设备 m 的最小出力。3.2.3EH功率平衡约束1）集电器功率平衡约束。区域综合能源系统电负荷由风电、光伏、外网和耦合设备供应，其功率平衡关系为Pbuy,t,d,h+Pw,t,d,h+Ppv,t,d,h+Pc,t,d,h+Pcc,t,d,h+Pgt,t,d,h+Pfc,t,d,h=Pdrload,t,d,h+Pp,t,d,hPff,t,d,h+Pair,t,d,h+（27）风光出力约束为Pw,t,d,h wUmaxw（28）Ppv,t,d,h pvUmaxpv（29）式中：Pw,t,d,h、Ppv,t,d,h分别为风电、光伏在第 t 年第 d 个典型日第 h 时段的出力值；Umaxw、Umaxpv分别为风电、光伏最大容量；w、pv分别为风电、光伏预测概率。集电器与外网交互约束为0 Pbuy,t,d,h Pmaxbuy（30）式中：Pmaxbuy为最大允许购电功率。2）集热器功率平衡约束。区域综合能源系统热负荷由相应耦合设备和外部购热供应，其功率平衡关系为Hbuy,t,d,h+Hc,t,d,h+Hcc,t,d,h+Hff,t,d,h+Hf,t,d,h=Hdrload,t,d,h（31）集热器与外网交互约束为0 Hbuy,t,d,h Hmaxbuy（32）式中：Hmaxbuy为最大允许购热功率。3）集冷器功率平衡约束。区域综合能源系统冷负荷由耦合设备和外部购冷供应，其功率平衡关系为Qbuy,t,d,h+Qcc,t,d,h+Qair,t,d,h=Qdrload,t,d,h（33）集冷器与外网交互约束为0 Qbuy,t,d,h Qmaxbuy（34）式中：Qmaxbuy为最大允许购冷功率。4）天然气功率平衡约束。集线器系统与气网交互的能量仅考虑购气功率和耦合设备转换功率，不考虑气负荷需求，其功率平衡方程为Gbuy,t,d,h+Gp,t,d,h=Gc,t,d,h+Gcc,t,d,h+Gf,t,d,h+Ggt,t,d,h+Gfc,t,d,h（35）燃气消耗量要满足下列约束0 Gbuy,t,d,h Gmaxbuy（36）式中：Gmaxbuy为最大允许购气功率。3.3求解方法构建的 RIES 规划模型中目标函数式（8）和约束条件式（26）中均存在非线性部分，属于混合整数非线性规划问题。为提高计算效率，借鉴文献 18 中增量线性化的方法对目标函数和约束条件进行线性化处理，从而转换为混合整数线性规划问题，利用GAMS 软件中的 CPLEX 求解器进行求解。4算例分析4.1算例参数以工业园区、港区两类场景的综合能源系统规划为例，验证所提方法的有效性。算例的负荷数据基于文献 19-20 改进得到。由于电、热、冷负荷受季节特性的影响较大，春夏秋冬四季各选取一个典型日，规划年限为 30 年。分时电价如表 1所示，高峰时间段为 10：0014：00、17：0021：00，平谷时间 段 为 06：0010：00、14：0017：00、21：0022：00，低谷时间段为 00：0006：00、22：0024：00。外部购热、购气、购冷单位成本分别为 0.6 元/kWh、2.5 元/m3、0.6 元/kWh。电、热、冷负荷年增长率分别为 4%、3%、3%，电负荷单位负荷转移成本为 0.1 元/kWh，电、热、冷负荷单位负荷消减成本分别为 0.5 元/kWh、0.25 元/kWh、0.2 元/kWh，风电、光伏年装机增长率为 3%，资金折现率为 5%，资金回收率为 10%。各设备参数如表 2 所示。场景（工业园区）模型：工业园区根据其设备配置方案建模，包含风电、光伏、燃气锅炉、CHP、CCHP、燃气轮机、电空调和 P2G 设备，其负荷典型日曲线参考图 2。其负荷特性考虑工业园区典型日负盖超，等：考虑需求响应的典型场景综合能源系统规划研究81山东电力技术第50卷（总第312期）2023年第11期荷曲线。场景 2（港区）模型：港区根据其设备配置方案建模，包含风电、光伏、电锅炉、CCHP、燃料电池、电空调，其负荷典型日曲线参考图 6。表1分时电价Table 1 Time-sharing electricity price单位：元/kWh时段高峰平谷低谷电价0.830.490.17表2设备运行参数Table 2 Equipment operation parameters设备类型燃气锅炉燃气轮机CHPCCHP电锅炉冷空调燃料电池P2G效率0.800.850.55，0.580.45，0.48，0.44，0.050.900.900.800.70单位投资成本/（元/kW）1 0001 0004 0005 5002 0002 0003 0003 000单位运行成本/（元/kW）0.0120.0120.0600.0800.0250.0250.0280.030寿命/年20202020202020154.2规划结果分析1）需求响应前后设备配置方案对比。表 3 为工业园区和港区在响应前后耦合设备容量。由结果可知，加入需求响应后，耦合设备配置容量减少，说明加入响应后通过调节负荷可以降低设备投运容量，减少了设备出力，避免资源浪费。表 4为两种场景中各设备投运情况，其结果清晰反映了不同设备在不同规划年的投运状态。由表 4 可知，响应后部分设备延期投运，说明调节负荷可以减少当前规划年设备的投运数量，使系统在减少设备出力及投运数量的前提下满足电、热、冷负荷需求，提高系统经济效益。工业园区所包含设备较多，共 6 个耦合设备投入使用，其中气负荷通过 P2G 和外部购气来提供，因此，在工业园区中 P2G 设备配置容量较高，且第一年投运，以便通过 CHP 和 CCHP 为系统提供冷负荷。根据负荷曲线可知，工业园区电负荷全年需求量高，且负荷曲线波动幅度小，随着运行年增加，仅靠风光出力难以满足电负荷需求，需要其他供电设备大量供电，因此需要燃气轮机投运并为产电设备配套较高的容量来满足负荷需求，相应的投资成本增加。由于 CHP 和 CCHP 设备单位成本较高，为保证系统经济性，响应后的系统显著减少 CHP 和 CCHP 设备容量。港区所需耦合设备较少，其产电设备仅包括CCHP 设备和燃料电池。相比于工业园区，港区全年热负荷需求量较高，冷负荷需求较低，因此电锅炉配套较高容量以满足热负荷需求，同时冷空调配表3系统容量配置Table 3 System capacity configuration单位：kW设备名称燃气锅炉CHPCCHP燃气轮机P2G电锅炉冷空调燃料电池工业园区响应前2716320229836502920响应后265109423633102910港区设备响应前00760049856163响应后0066004635395表4设备投运情况Table 4 Operation of equipment单位：年设备名称燃气锅炉CHPCCHP燃气轮机P2G电锅炉冷空调燃料电池工业园区响应前114121010响应后111171010港区设备响应前001001117响应后00800112382套较低容量，以减少能源浪费，提高港区经济效益，同时为避免资源浪费，响应后的系统延后 CCHP 和燃料电池的投运年限，避免设备过早投入造成不必要的损耗。由于港区未配套 P2G 设备，气负荷仅靠外部购气来提供，且气负荷成本较高，故耗气设备所配套容量不宜过高，加入需求响应后更凸显出其特征。表 5 为响应前后设备投资和运行成本，其相应前后趋势与上述规划结果相同，说明加入需求响应后降低了系统各方面成本。表 6 为系统响应前后购能和需求响应成本。由结果知，工业园区和港区需求响应在优化设备成本的同时也优化了系统购能成本，减少了购能量。工业园区全年电负荷水平较高，且产电和耗电设备较多，因此为减少产电设备投运成本，应尽量减少电负荷量，因此电负荷消减成本较高。由于 CHP 和CCHP 本身转换效率较低，热负荷主要来源为燃气轮机、燃气锅炉和购热量，单位购热成本相对较低，因此需要大量购热来提高系统经济性、维持系统能源平衡。由于港区全年热负荷需求量较高，冷负荷需求较低，为减少设备投运成本，应消减系统热负荷，尽量减少冷负荷消减量，因此热负荷消减成本较高、冷负荷较低。表5设备投资和运行成本Table 5 Equipment investment and operating cost单位：万元成本类型投资成本运行成本总成本设备名称燃气锅炉CHPCCHP燃气轮机P2G电锅炉冷空调燃料电池工业园区规划成本响应前26.5124.8693.1516.71106.75056.8901 836.902 161.80响应后25.800.9550.309.8097.12056.1001 5101 823.80港区规划成本响应前0041.280097.1810.9921.241 812.101 982.80响应后0027.150090.5010.409.091 552.201 766.30表6购能和需求响应成本Table 6 Purchasing energy and demand response cost单位：万元成本类型电负荷转移成本电负荷消减成本热负荷消减成本冷负荷削减成本购电成本购热成本购冷成本购气成本工业园区规划成本响应前496.50612.70261.60319.606.9423.5920.2819.11响应后432.30595.50223.20130.50港区规划成本响应前529.30617.80389.50219.205.31631.0333.177.428响应后463.20567.20379.9088.1702）需求响应前后外部成本对比。由于现值系数作用，使得在同等购买能量下，年份越长对应总成本越低。图 10 为工业园区响应前后的年购电、购热、购冷量。由结果知，响应后的购电量一直低于响应前的购电量，二者曲线趋势逐渐重合，响应后的购热、购冷量在规划前期购能总和要低于响应前的购能总和，规划后期相反。原因在于，规划前期用户对负荷需求不大，在耦合设备正常出力情况下，通过需求响应来优化电、热、冷负荷，使负荷总体降低，减少系统与外界交互，提高系统经济效益。随着规划年份增高，负荷增长区间长度大于优化负荷区间长度，在规划后期，由于单位购电、热、冷成本远低于耦合设备单位运行成本，在保证耦合设备容量配置最优前提下，尽可能通过外部购电来满足系统负荷需求，使得响应后的负荷购电量可能出现大于响应前的情况，但系统响应前购能成本高于响应后的购能成本。图 11 为港区响应前后的年购电、购热、购冷量。变化趋势与工业园区相似，港区的供能设备主要是CCHP 和冷空调，由于优化后的设备配置容量很小，使得港区供冷主要通过外部购冷来实现，使得响应后的年购能量增长比响应前要快很多，使响应后的年购能量逐渐高于响应前的购能量，但总购冷成本依然低于响应前。盖超，等：考虑需求响应的典型场景综合能源系统规划研究83山东电力技术第50卷（总第312期）2023