基于信息間隙決策理論的綜合負荷聚合商儲能優(yōu)化配置模型

孫波，吳旭東，謝敬東，孫欣

（上海電力大學(xué)經(jīng)濟與管理學(xué)院，上海市 楊浦區(qū) 200082）

0 引言

隨著用戶的用能需求逐漸多元化，能源耦合技術(shù)逐步成熟，電能、熱能、天然氣之間的相互轉(zhuǎn)化程度也越來越緊密[1]。在綜合能源系統(tǒng)(integrated energy system，IES)發(fā)展的背景下，單一的負荷聚合商(load aggregator，LA)向綜合負荷聚合商(integrated load aggregator，ILA)轉(zhuǎn)變的過程中面臨著如何在電力和天然氣市場中進行購能決策優(yōu)化，滿足用戶的電/氣/熱等不同類型的用能需求[2]。儲能是多能源進行靈活轉(zhuǎn)換、綜合利用的關(guān)鍵設(shè)備，能夠解決能源生產(chǎn)和消費在時間上的不匹配問題[3]。在ILA 側(cè)進行儲能配置，依靠儲能裝置的充放電行為，可以降低ILA 參與電-氣市場的購能風險，提高ILA 的經(jīng)濟效益。因此，研究ILA 側(cè)的儲能優(yōu)化配置，對優(yōu)化ILA能源購置策略，促進ILA 未來發(fā)展，響應(yīng)國家政策，推廣儲能商業(yè)化起到堅實作用。

目前，針對IES 的儲能優(yōu)化配置問題已有較多學(xué)者進行了研究。文獻[4-5]考慮用戶側(cè)的電熱柔性負荷，以系統(tǒng)成本最小為目標，建立區(qū)域IES 儲電、儲熱設(shè)備優(yōu)化配置模型，但未考慮儲氣設(shè)備在IES 系統(tǒng)中的作用。文獻[6]提出了云儲能的概念，建立基于雙層規(guī)劃模型的區(qū)域IES電/熱云儲能優(yōu)化配置模型，但未涉及到具體的成本建模。文獻[7]建立非直供電模式下的儲熱電混合儲能系統(tǒng)的就地供熱結(jié)構(gòu)，建立了混合儲能系統(tǒng)經(jīng)效益和功率優(yōu)化分配的雙層優(yōu)化模型，但未對儲能優(yōu)化配置和運行控制進行分析。同時，上述文獻涉及的主體都為電網(wǎng)企業(yè)和用戶社區(qū)，鮮有考慮ILA 側(cè)的儲能優(yōu)化配置研究。

ILA 通過整合中小型負荷，參與電-氣現(xiàn)貨市場交易時，會受到能源市場價格的不確定性而產(chǎn)生風險。目前常采用魯棒規(guī)劃方法和場景分析法處理能源市場價格的不確定性。文獻[8]采用魯棒規(guī)劃方法處理電價的不確定性，建立考慮DG與需求響應(yīng)的LA 從日前市場獲取電能的魯棒雙層優(yōu)化模型；文獻[9]采用隨機場景模擬電價的不確定性，建立LA 參與日前市場的隨機-魯棒聯(lián)合投標決策模型。然而，魯棒優(yōu)化在提高可靠性的同時會導(dǎo)致經(jīng)濟性的降低，使得決策方案往往過于保守。場景分析法常常因為數(shù)據(jù)量過大而導(dǎo)致模型求解效率低下，且缺乏對優(yōu)化結(jié)果風險評估。由于市場價格概率分布和波動范圍難以獲得，而信息間隙決策理論(information gap decision theory，IGDT)可以在概率分布和波動范圍均未知的情況下量化不確定性，具有適用性強、使用方便、計算效率高等優(yōu)點，在處理市場價格不確定性方面具有優(yōu)越性[10-11]，因此本文采用IGDT 同時處理實時電力市場價格和實時天然氣市場價格的不確定性，構(gòu)建基于IGDT 的ILA 儲能配置模型，得到不同風險態(tài)度下ILA 的儲能配置及購售電/氣策略，為ILA 提供不同的決策選擇。

1 ILA 運營機制與設(shè)備模型

1.1 ILA 參與的IES 框架

圖1 ILA 參與的IES 框架Fig. 1 IES framework with participation of ILA

本文以圖1 所示的具有電/熱/氣3 種負荷需求的典型IES 作為研究對象，設(shè)備包括IES 已安裝的和新增的，已安裝的有電轉(zhuǎn)氣(power to gas，P2G)、燃氣鍋爐(gas boiler，GB)、電鍋爐(electric boiler，EB)、熱電聯(lián)產(chǎn)機組(combined heat and power，CHP)、風機(wind turbine，WT)、光伏(photovoltaic，PV)，新投資建設(shè)為電儲能(electrical storage，ES)、熱儲能(heatstorage，HS)、氣儲能(gas storage，GS)。從圖1 中可以看出，ILA 是電-氣市場與電/氣/熱這3 種負荷之間的橋梁，通過IES 中的能源耦合設(shè)備進行合理配置，實現(xiàn)天然氣和電能的相互替代。通過投資建設(shè)儲能設(shè)備，實現(xiàn)多種能源在時序上的轉(zhuǎn)移，提高ILA 運行過程中的平穩(wěn)性與可控性。

1.2 電-氣聯(lián)合市場運行機制

天然氣被認為是一種高效清潔的能源，在IES 發(fā)展中發(fā)揮著關(guān)鍵作用?；鹆Πl(fā)電廠的逐漸退役，燃氣電廠漸漸興起，天然氣在電力行業(yè)中的比重逐漸加深，電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)之間的耦合也越來越緊密。而2 個系統(tǒng)間的耦合不僅體現(xiàn)在2 個系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)的物理性耦合，也體現(xiàn)在電力市場與天然氣市場的經(jīng)濟性耦合。

傳統(tǒng)的LA 整合用戶需求響應(yīng)并參與電力現(xiàn)貨市場進行購售電，不考慮參與中長期電力市場[12]。因此根據(jù)電力現(xiàn)貨市場設(shè)計結(jié)構(gòu)，天然氣現(xiàn)貨市場由日前以及實時天然氣市場組成，并且假設(shè)系統(tǒng)運營商協(xié)同電力市場和天然氣市場同步出清，同時ILA 作為價格接受者，參與市場交易和聚合中小型多能用戶，參與系統(tǒng)運營商需求響應(yīng)，削減用戶負荷，促進用能平衡，緩解系統(tǒng)運行壓力。ILA 參與的電-氣聯(lián)合市場運行機制如圖2 所示。

1.3 設(shè)備模型

1.3.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機組模型

CHP 機組一般由微型燃氣輪機和溴冷機構(gòu)成，在天然氣燃燒時，產(chǎn)生的高品位熱能做功驅(qū)動微型燃氣輪機發(fā)電，所排出的高溫余熱煙氣經(jīng)溴冷機用于取暖以及供應(yīng)生活熱水[13]。選取Capstone公司的C65 型微燃機，忽略外界環(huán)境變化對發(fā)電、燃料燃燒效率的影響，其熱電關(guān)系數(shù)學(xué)模型為

CHP 機組的耗氣功率為

根據(jù)文獻[14]中C65 型燃氣輪機的凈發(fā)電效率與凈輸出功率的關(guān)系曲線，對C65 型燃氣輪機的耗氣量與發(fā)電功率進行一次擬合，可得：

1.3.2 電轉(zhuǎn)氣模型

P2G 技術(shù)，即以水和二氧化碳為原料，利用電能通過電化學(xué)反應(yīng)生成合成天然氣的主要成分—氫氣和甲烷，在可再生能源過剩的情況下，P2G 能夠迅速利用多余的電能制氣，增加可再生能源的消納，具有良好的發(fā)展前景[15]，其模型為

1.3.3 電/燃氣鍋爐模型

鍋爐安裝簡單、控制靈活且維修更換方便，被廣泛應(yīng)用于IES 中[16]。電/燃氣鍋爐可分別在電價/氣價的引導(dǎo)下配合CHP 滿足熱負荷需求并增加谷時段用電/氣量，因此引入電、燃氣鍋爐可實現(xiàn)電/氣/熱轉(zhuǎn)換并對電/氣/熱負荷進行峰谷協(xié)調(diào)。其出力模型分別為：

1.3.4 儲能設(shè)備模型

儲能設(shè)備可以有效平抑負荷的波動，減少棄風、棄光，并提高系統(tǒng)的靈活性[17]，同時ILA 投資建設(shè)儲能設(shè)備，可以減少因市場、負荷預(yù)測等因素產(chǎn)生的風險。本文考慮儲電、儲熱、儲氣3種儲能設(shè)備，因為3 種儲能特性類似，可由相同的動態(tài)數(shù)學(xué)模型表示為

式中：Ek,t為第k種儲能設(shè)備在時段t的儲存能量；σk為第k種儲能設(shè)備的自耗率；分別為第k種儲能設(shè)備在時段t的充放能功率；分別為第k種儲能設(shè)備的充放能效率； Δt為時段間隔，取1 h 為1 個時間段。

對于儲能設(shè)備，要求經(jīng)過1 個調(diào)度周期T，儲能系統(tǒng)的存儲能量回到初始值：

2 儲能優(yōu)化配置模型

2.1 目標函數(shù)

從實現(xiàn)ILA 經(jīng)濟性最優(yōu)的角度進行儲電、儲熱和儲氣的容量配置。以ILA 的年運行成本費用最小化為目標函數(shù)，其年運行成本費用包括購能成本Cfuel、 運行維護成本Com、儲能設(shè)備投資成本Cinv和 用戶補償成本Ccom，其表達式為

1）購能成本：

2）設(shè)備投資成本。

儲能設(shè)備的投資成本由儲能系統(tǒng)的功率部分和容量部分共同決定[18]，可表示為：

3）運行維護成本。

運行維護成本是指為保障設(shè)備在壽命期內(nèi)正常運行而動態(tài)投入的資金，本文在運行過程中需要維護包括IES 已安裝的設(shè)備和新投資建設(shè)的3種儲能設(shè)備在內(nèi)的9 種設(shè)備，可表示為

4）用戶補償成本。

ILA 參與傳統(tǒng)電力需求響應(yīng)時，一般與用戶簽訂負荷削減合同，獲得一定數(shù)量負荷的管轄權(quán)，擁有合同中規(guī)定負荷的完全控制能力，可統(tǒng)一控制有相似需求響應(yīng)策略和補償標準的用戶[19]。Aras Sheikhi 和Shahab Bahrami 于2015 年提出了綜合需求響應(yīng)(integrated demand respose，IDR)的概念[20]，對氣/熱負荷進行類似的電負荷削減，則3 種負荷在t時刻削減后的負荷可表示為

削減后給予用戶的補償費用為

式中： υb,t為第b種 可削減負荷在時段t的0-1 狀態(tài)變量， υb,t=1表 示該可削減負荷在時段t被削減，υb,t=0則 不發(fā)生削減； ζ為負荷削減系數(shù)，一般取5%；分 別為第b種 可 削 減 負 荷 調(diào) 度 前、后在時段t的用能負荷；為第b種可削減負荷的單位補償價。

2.2 約束條件

1）P2G、CHP、電鍋爐、燃氣鍋爐的出力約束：

2）市場交易約束：

3）儲能設(shè)備運行約束。

3 種儲能設(shè)備運行特性類似，可由類似的約束表達，以儲電設(shè)備為例：

式中：Et、Pct、Pdt為分別儲電設(shè)備在時段t的儲存電量、充電功率和放電功率；Emin、Emax分別為儲電設(shè)備的最小、最大儲存電量；Pcmax為 儲電設(shè)備的最大充電功率限制；Pdmax為 儲電設(shè)備的最大放 電功率 限 制； ?ct、 ?dt為0-1 變 量，表 示 充放 電狀態(tài)； ?ct+?dt≤1表示同一時刻，儲能設(shè)備不能同時充放電。

4）可削減負荷約束：

ILA 與用戶簽訂的合同內(nèi)容，包括削減補償標準、削減量認定方法、削減用能負荷最小/最大持續(xù)時間、每日最大削減次數(shù)等。

最大削減次數(shù)約束：

最大削減持續(xù)時間約束：

最小削減持續(xù)時間約束：

式中：Nb,max為第b種可削減負荷在一個調(diào)度周期中最大削減次數(shù)；為第b種可削減負荷最大削減可持續(xù)時間；為第b種可削減負荷最小削減可持續(xù)時間。

5）功率平衡約束。

a）電能平衡約束：

b）熱能平衡約束：

式中：Htc、Htd分別為儲熱設(shè)備在時段t的充、放熱功率；HtL為在時段t的 用戶總熱負荷需求；Hte為用戶的固定熱負荷需求，不參與負荷削減合同；Htcut為在時段t用戶削減的熱負荷。

c）氣能平衡約束：

式中：Gct、Gdt分別為儲氣設(shè)備在時段t的充、放氣功率；GLt為在時段t的 用戶總氣負荷需求；Get為Gctut為在時段t的用戶削減的氣負荷。用戶的固定氣負荷需求，不參與負荷削減合同；

3 基于IGDT 的儲能優(yōu)化配置模型

IGDT 是一種處理不確定性的非概率且非模糊方法，可在概率分布和波動范圍均未知的情況下量化不確定性，因此克服了基于概率方法的缺點[21]。該方法在保證目標值處于可接受范圍內(nèi)的同時，最大化不確定變量的波動區(qū)間，從而使得達到目標值的可能性最大。

在上述儲能優(yōu)化配置模型中，認為實時市場電/氣價格的預(yù)測是準確的，并按照預(yù)測結(jié)果進行協(xié)調(diào)優(yōu)化運行。但是在新的不確定性環(huán)境下，實時市場電/氣價格在實際中具有嚴重不確定性。根據(jù)IGDT 方法，采用限制模型構(gòu)建兩者的不確定集模型，其數(shù)學(xué)表達式如下：

當不考慮兩者的不確定性時，即 α=0 ，β=0。則此時的儲能優(yōu)化配置模型為確定型模型，所得目標函數(shù)的最優(yōu)值設(shè)為基準值C0。

本文同時考慮實時市場電/氣價格的不確定性，通過加權(quán)和的形式將二者統(tǒng)一起來，并假設(shè)二者的權(quán)重系數(shù)相等且和為1，記此時的不確定性為綜合不確定性并有：

因為不確定性變量的變化可能會影響系統(tǒng)的整體利益，而隨之產(chǎn)生風險，不同的決策者對風險有不同的態(tài)度。根據(jù)決策者對風險的偏好程度，本文將ILA 分為風險規(guī)避型ILA 和風險追求型ILA，前者偏向保守，后者偏向投機。針對風險規(guī)避型ILA，在保證決策運行成本不超過期望值的前提下，以最大化不確定性變量的波動幅度為目標，求解魯棒模型，得到的決策解在波動幅度內(nèi)始終滿足期望成本，體現(xiàn)了IGDT 的魯棒性。針對風險追求型ILA，在保證最小決策運行成本不超過期望值的前提下，最小化不確定性變量的波動幅度，求解機會函數(shù)，體現(xiàn)了IGDT 的機會性。其數(shù)學(xué)表達式為：

式(44)和(45)分別表示風險規(guī)避型ILA 的魯棒模型和風險追求型ILA 的機會模型，C1、C2分別為式(44)和式(44)的期望成本，且C1≥C2。

3.1 基于風險規(guī)避的IGDT 儲能優(yōu)化配置模型

在同時考慮實時市場電/氣價格不確定性的情況下，ILA 做出風險規(guī)避策略的目的在于盡量保證在波動幅度內(nèi)的運行成本小于期望成本和規(guī)避不確定性帶來的風險。因此建立的基于風險規(guī)避的儲能優(yōu)化配置模型為

3.2 基于風險追求的IGDT 儲能優(yōu)化配置模型

在同時考慮實時市場電/氣價格不確定性的情況下，ILA 做出風險追求策略的目的在于盡量保證在波動幅度內(nèi)的運行成本小于期望成本和追求不確定性帶來的風險，從而獲得更小的運行成本。因此建立的基于風險追求的儲能優(yōu)化配置模型為

式中： ε表示風險追求偏差系數(shù)，即期望成本與基準值之間的偏差程度。為保證決策方案的機會性，期望成本大于基準值，因此 ε的取值范圍為[0,1)。 ε值越大表示決策解對風險的追求程度越大。對于風險追求型ILA 來說，當實際實時市場電價為、實 際 實 時市 場 氣 價時，運行成本最小。同理，可將式(48)轉(zhuǎn)化為

4 算例分析

4.1 基本數(shù)據(jù)

本文考慮某區(qū)域用戶電/熱/氣負荷需求，系統(tǒng)中已安裝的設(shè)備包含風光機組、CHP 機組、電/燃氣鍋爐、P2G，相關(guān)參數(shù)見表1。ILA側(cè)配置的儲電、儲氣、儲熱設(shè)備參數(shù)見表2。ILA 與用戶簽訂的負荷削減合同參數(shù)見表3。將全年分為3個典型季節(jié)，分別為春秋季（3 月～5 月，9 月～11 月）、夏季（6 月～8 月）以及冬季（12 月～2 月），取各個季節(jié)的典型日進行分析，預(yù)測的用戶電/熱/氣負荷和風光出力見附錄A 附圖A1—A3。電力日前市場和實時市場電價見附錄A 附圖A4，天然氣日前市場和實時市場氣價見附錄A 附圖A5。ILA 與電力市場和天然氣市場交易最大限度分別為1500 kW 和15000 kW，調(diào)度周期T取24 h，單位調(diào)度時間 Δt取1 h，基準貼現(xiàn)率r取6.7%。

表1 CHP 等系統(tǒng)已安裝設(shè)備參數(shù)Table 1 Parameters of installed equipments in CHP system and so on

表2 儲能設(shè)備參數(shù)Table 2 Parameters of energy storage equipments

表3 用戶負荷削減合同Table 3 Contract of user’s load reduction

4.2 結(jié)果分析

在不考慮實時電力市場價格和實時天然氣市場價格不確定時，將所得的預(yù)測市場價格作為準確值，得到此刻的儲能優(yōu)化配置模型最優(yōu)解C0=1334.21 萬元，其電儲能、熱儲能、氣儲能容量分別為3569.78 kW·h、493.01 kW·h、45376.01 kW·h（該情況下的冬季典型日分析見附錄B）。

為了更好地說明電/熱/氣3 種儲能的經(jīng)濟性優(yōu)勢，分別計算無儲能、僅電儲能、僅電/熱儲能及電/熱/氣綜合儲能這4 種方案下的儲能與優(yōu)化配置結(jié)果和ILA 年運行成本，其結(jié)果如表4 所示。

從表4 中可以看到，4 種方案下的用戶補償成本沒有明顯的差別，表明在聚合商模式下，能夠積極參與需求響應(yīng)，保證供需平衡。對于無儲能方案，其購能成本大，但運行維護成本相較于其他3 種沒有明顯的減少，這是因為對于高電價和高氣價時段的負荷，ILA 無法轉(zhuǎn)移到低電價和低氣價時段，所以ILA 只能通過購買電/氣和增加CHP 等機組的出力來滿足用戶負荷需求。對于僅電儲能方案，雖然可以轉(zhuǎn)移高電價時段的電負荷，但是無法轉(zhuǎn)移用戶的熱/氣負荷，導(dǎo)致此方案的總成本下降幅度不大，且電儲能自身容量與有儲能方案的電儲能容量基本一致。對于僅電/熱儲能方案，雖然使得總成本比僅電儲能方案的總成本略小，但是因為沒有氣儲能，對氣負荷的轉(zhuǎn)移不大，所以購能成本沒有明顯降低。而當ILA 配置電/熱/氣3 種儲能時具有最好的經(jīng)濟性，雖然增加了儲能的投資建設(shè)成本，但是電儲能、熱儲能以及氣儲通過轉(zhuǎn)移高電價和高氣價時段的電/熱/氣負荷，減少ILA 購買電/氣的成本。并且因為氣儲能的存在，能提高CHP 機組的運行效率，滿足用戶熱負荷需求，且氣儲能安裝與維護的價格比熱儲能低，使得該方案比僅電/熱儲能方案的熱儲能容量降低。因此相比較無儲能等3 種方案，其總成本分別降低14.79%、13.84%、13.29%。

表4 不同方案下的儲能配置及成本Table 4 Energy storage configurations and costs under different schemes

不同方案下的購能成本分類如圖3 所示。從圖3 可以看出，無儲能方案因為沒有儲能進行負荷的轉(zhuǎn)移，所以在實時電價與日前電價之間有價格差和在實時氣價與日前氣價之間有價格差時，ILA 會在實時電/氣市場進行交易，產(chǎn)生一部分實時購能成本。電儲能方案因為配置了電儲能，使該方案的購電成本降低，但因為減少了購買電能，為了滿足熱負荷，購氣成本增加。僅電/熱儲能方案在電儲能增加了熱儲能，在熱負荷高峰時放熱，熱負荷較低時充熱，影響EB 運行，因此比僅電儲能方案的購電成本有所增加，但購氣成本下降幅度更大，從而使得整個購能成本降低。而電/熱/氣3 種儲能方案通過增加氣儲能，有效地對氣負荷進行了時間上的轉(zhuǎn)移，從而影響CHP、GB設(shè)備的運行，使得購電成本和購氣成本均減少。

圖3 不同方案下的購能成本Fig. 3 Energy purchase costs under different schemes

4.2.1 基于IGDT 的儲能優(yōu)化配置結(jié)果分析

同時考慮實時電力市場價格和實時天然氣市場價格2 種不確定性，將2 種價格的波動幅度定義為不確定度，通過設(shè)立偏差系數(shù)范圍，表5 給出了風險規(guī)避和風險追求2 種策略下的ILA 總成本、電/氣價格不確定度和儲能配置容量。

表5 綜合不確定性下的總成本、不確定度和儲能配置Table 5 Total cost, uncertainty and energy storage configuration under synthetical indeterminacy

由表5 可知，以偏差系數(shù) δ=ε=0.03為例，當ILA 偏向保守，選擇風險規(guī)避策略時，對應(yīng)的不確定度為0.76，儲能容量分別為3569.78 kW·h、336.00 kW·h、45542.80 kW·h，總成本1374.23 萬元，即實時電價和實時氣價在0.76 及以下范圍內(nèi)波動時，基于IGDT 模型的總成本最大不超過1374.23萬元，儲能容量最大分別不超過3569.78 kW·h、336.00 kW·h、45542.80 kW·h。當ILA 偏向投機，選擇風險追求策略時，對應(yīng)不確定度為0.8，儲 能 容 量 分 別 為3569.78 kW·h、633.67 kW·h、45413.28 kW·h，總成本為1374.23 萬元，即實時電價和實時氣價在0.80 及以上范圍內(nèi)波動時，基于IGDT 模型的總成本最大不超過1294.18 萬元，儲能容量最大分別不超過3569.78 kW·h、633.67 kW·h、45413.28 kW·h。此時的購能成本如圖4 所示。

圖4 不同風險態(tài)度ILA 的購能成本Fig. 4 Energy purchasing cost of ILA under different risk attitudes

結(jié)合表5 和圖4 可知，對于選擇風險規(guī)避的保守型ILA 而言，為了規(guī)避實時市場價格波動風險，ILA 趨于在日前市場進行購電/氣，減少實時市場購電/氣量，增加實時市場售電/氣量，影響耦合設(shè)備運行效率，從而影響熱/氣負荷的供能，使得熱儲能和氣儲能容量有所增加，直到穩(wěn)定。但對電負荷供能沒有影響，因此電儲能容量不發(fā)生變化；對選擇風險追求的投機型ILA，為了尋求更大的利益化，ILA 趨于在實時市場購電/氣，減少在日前市場和實時市場的購電/氣量，使得耦合設(shè)備效率增加，使得熱/氣負荷供能得到保障，相應(yīng)的熱/氣儲能容量下降，直到穩(wěn)定。同樣對電負荷供能沒有影響，因此電儲能容量不發(fā)生變化。

以冬季典型日為例，進一步分析ILA 同時考慮實時電力市場價格和實時天然氣市場價格2 種不確定性下的日前購電/氣策略。如圖5 和圖6 所示，風險規(guī)避型ILA 在日前的購電/氣量大于風險追求型ILA 在日前的購電/氣量。因此，基于IGDT方法，ILA 可以根據(jù)對風險態(tài)度的不同，選擇不同的儲能配置容量及對應(yīng)的購電/氣策略。

圖5 不同風險態(tài)度ILA 的日前購電量Fig. 5 Day-ahead purchased electricity quantity of ILA under different risk attitudes

圖6 不同風險態(tài)度ILA 的日前購氣量Fig. 6 Day-ahead purchased gas quantity of ILA under different risk attitudes

附錄B 中的附圖B4 和附圖B5 為不同風險態(tài)度下不確定度與成本偏差系數(shù)的關(guān)系曲線圖?？梢钥闯觯淮_定度與成本偏差系數(shù)成正比，并且在不同風險策略下，實時電價和實時氣價的不確定性對綜合不確定性的影響程度不同。在風險規(guī)避策略下，綜合不確定性主要受實時電價不確定性的影響，而在風險追求策略下，則主要受實時氣價的影響。

4.2.2 日前市場電價對儲能容量配置的影響

在4.2.1 節(jié)中，實時電價和實時氣價的波動對電儲能的容量配置不產(chǎn)生影響，因此本文增加日前市場電價對儲能容量配置的影響分析。圖7 給出了不考慮實時電/氣價波動時，日前電價在0.7～1.3倍之間的儲能容量配置情況。

圖7 不同日前電價下的儲能容量配置Fig. 7 Configuration of energy storage capacities under different day-ahead electricity prices

由圖7 可以看出，日前電價的變化，主要影響電儲能和熱儲能的容量，對氣儲能的影響較小。隨著日前電價的升高，為滿足用戶電負荷，ILA購電成本增加，因此需要增加電儲能容量，緩解ILA 供電壓力。同時ILA 會因電價升高，導(dǎo)致天然氣市場購氣量增加，由于CHP 機組的產(chǎn)熱有一定限制，因此需要增加熱儲能容量滿足熱負荷需求。日前電價在0.7～0.9 倍之間變化時，電儲能容量變化幅度大，這是因為日前電價普遍小于日前氣價，使得ILA 增加在日前購電量的比例，減少在日前天然氣市場的購氣量，電儲能的作用減少，容量就會減少。

4.2.3 天然氣價格對儲能容量配置及成本的影響

天然氣的價格關(guān)乎到CHP 機組等系統(tǒng)的生產(chǎn)成本和購電/氣量，影響ILA 的總成本以及儲能配置。在上文的算例中，采用天然氣實時價格進行求解，而在國內(nèi)，沒有建立天然氣的現(xiàn)貨市場，目前常采用分時氣價和固定氣價進行天然氣交易?；诖?，本文分別采用實時氣價、分時氣價和固定氣價，分析天然氣價格對儲能容量配置及成本的影響，分時氣價采用文獻[22]中的數(shù)據(jù)，固定氣價為3.15 元/m3。其結(jié)果見表6 所示。

從表6 中可以看出，天然氣價格對儲能配置和ILA 運行成本有著明顯的影響，采用算例氣價時能夠顯著降低運行成本，分時氣價次之。當采用固定氣價時，無法通過引導(dǎo)氣儲能通過氣價的大小進行充放氣，因此氣儲能容量為0。熱負荷的主要供能由CHP 機組和GB 完成，當增加熱儲能時，會增加儲能投資成本與維護成本，因此熱儲能容量為0。當采用分時氣價時，氣儲能在低氣價時大量充氣，在高氣價時大量放氣，因此氣儲能容量大幅度增加，雖然增加儲能投資成本，但能大幅度降低ILA 購氣成本，且氣儲能安裝成本和維護成本比熱儲能低，熱儲能容量為0。

表6 不同氣價下的儲能配置及成本Table 6 Energy storage configurations and costs under different gas prices

5 結(jié)論

1）比較在ILA 側(cè)配置電/熱/氣儲能設(shè)備，分別與無儲能、僅電儲能和僅電/熱儲能做對比分析，發(fā)現(xiàn)ILA 側(cè)配置電/熱/氣儲能設(shè)備能有效降低ILA 運行成本，提升自身經(jīng)濟效益；

2）采用IGDT 方法對模型中的實時電價和實時氣價的不確定性進行處理，得到風險規(guī)避型和風險追求型2 種不同風險態(tài)度ILA 的儲能配置及對應(yīng)的購能策略，為研究ILA 的運行決策及風險評估提供了支撐；

3）研究結(jié)果表明不同的電價和氣價對儲能容量配置存在一定的影響。電價主要對電儲能和熱儲能產(chǎn)生影響，氣價主要影響氣儲能，制定合理的電/氣價，能夠得到經(jīng)濟合理的儲能配置方案。

（本刊附錄請見網(wǎng)絡(luò)版，印刷版略）

附錄 A

附圖 A1 過渡季典型日電/氣/熱負荷和風光預(yù)測出力Fig. A1 Electric load, gas load, thermal load and predicted output of wind power and PV power of typical day in transition season

附圖 A2 夏季季典型日電/氣/熱負荷和風光預(yù)測出力Fig. A2 Electric load, gas load, thermal load and predicted output of wind power and PV power of typical day in summer

附圖 A3 冬季典型日電/氣/熱負荷和風光預(yù)測出力Fig. A3 Electric load, gas load, thermal load and predicted output of wind power and PV power of typical day in winter

附圖 A4 電力日前市場和實時市場預(yù)測電價Fig. A4 Forecasted electricity prices in day-ahead market and real-time market

附圖 A5 天然氣日前市場和實時市場預(yù)測氣價Fig. A5 Forecasted prices of natural gas in day-ahead market and real-time market

附錄B

以冬季典型日為例，分析配置電/熱/氣3 種儲能時各時段的電/熱/氣出力，如圖B1—B3 所示。

從圖B1 中可以看出，在01:00～05:00 和14:00～16:00 的電價低谷期，EB 正常工作，電儲能進行充電，其充電來源于CHP 機組產(chǎn)出的電能、ILA從日前電力市場購電以及風電出力。在04:00～05:00時，因為實時電價大于日前電價，所以ILA 在實時電力市場進行售電，而在14:00～16:00 時，因為實時電價小于日前電價，所以ILA 在實時電力市場進行購電，可適當降低ILA 購電費用。在10:00～13:00 和18:00～21:00 的電價高峰期，電儲能進行放電，同時ILA 執(zhí)行可削減負荷合同，降低用戶在此時刻的用電負荷，有效降低了ILA 購電費用。因為相較于電價，天然氣價格大多數(shù)時段較低，因此一天之內(nèi)CHP 機組均在運行工作。

圖 B1 冬季典型日電能供需平衡圖Fig. B1 Histogram of supply and demand balance of electric energy of typical day in winter

圖 B2 冬季典型日熱能供需平衡圖Fig. B2 Histogram of supply and demand balance of thermal energy of typical day in winter

圖 B3 冬季典型日氣能供需平衡圖Fig. B3 Histogram of supply and demand balance of gas energy of typical day in winter

在圖B2 中，在06:00～09:00 和14:00～17:00 內(nèi)，熱負荷需求較低，熱儲能進行儲熱，在19:00～21:00 內(nèi)熱負荷需求較高，熱儲能進行放熱。在01:00～07:00 和21:00～24:00 內(nèi)，天然氣價格低，GB產(chǎn)熱，在02:00～03:00 內(nèi)，電價低，EB 產(chǎn)熱，同時由于01:00～03:00 的熱負荷需求大，因此ILA執(zhí)行熱負荷削減合同，緩解ILA 供熱壓力，降低了ILA 的購電/氣成本。

對于圖B3 的氣能供需平衡，氣儲能主要在04:00～06:00 和16:00～18:00 的氣價低谷期進行儲氣，在11:00～13:00 和18:00～22:00 的氣價高峰期進行放氣。并且ILA 在11:00～13:00 和18:00～22:00執(zhí)行氣負荷削減合同，緩解供氣壓力。因為04:00～06:00 的實時氣價大于該時段的日前氣價，01:00～03:00、14:00～17:00 以 及23:00～24:00 的 實時氣價小于日前氣價，所以ILA 在04:00～06:00售氣，在01:00～03:00、14:00～17:00 以及23:00～24:00購氣，可以降低購氣費用。

綜上所述，配置電/熱/氣3 種儲能，能夠提升ILA 經(jīng)濟效益，主要原因如下：一是儲能設(shè)備在低價進行儲能，在高價進行放能，通過價格差，降低ILA 購能成本；二是促進CHP 等耦合設(shè)備工作效率，提高產(chǎn)能效率，一定程度上減少設(shè)備運行成本和購能成本。

圖 B4 風險規(guī)避策略下不確定度與成本偏差系數(shù)的關(guān)系Fig. B4 Relation between uncertainty and cost deviation factor under risk aversion strategy

圖 B5 風險追求策略下不確定度與成本偏差系數(shù)的關(guān)系Fig. B5 Relationship between uncertainty and cost deviation factor under risk pursuit strategy