一种冷热电综合能源系统优化运行方法与流程

本发明属于综合能源系统领域，特别涉及一种冷热电综合能源系统优化运行方法。

背景技术：

冷热电综合能源系统是一种建立在能量的梯级利用概念基础上，以天然气为一次能源，产生热能、电能、冷能的联产联供系统。它以天然气为燃料，利用小型燃气轮机、燃气内燃机、微燃机等设备将天然气燃烧后获得的高温烟气首先用于发电，然后利用余热在冬季供暖；在夏季通过驱动吸收式制冷机供冷；同时还可提供生活热水,充分利用了排气热量。一次能源利用率可提高到80％左右，大量节省了一次能源。

燃气冷热电三联供系统按照供应范围，可以分为区域型和楼宇型两种。区域型系统主要是针对各种工业、商业或科技园区等较大的区域所建设的冷热电能源供应中心。设备一般采用容量较大的机组，往往需要建设独立的能源供应中心，还要考虑冷热电供应的外网设备。楼宇型系统则是针对具有特定功能的建筑物，如写字楼、商厦、医院及某些综合性建筑所建设的冷热电供应系统，一般仅需容量较小的机组，机房往往布置在建筑物内部，不需要考虑外网建设。

与传统的集中式发电、远程送电模式比较，燃气热电冷三联供可以大大提高能源利用效率：大型发电厂的发电效率一般为30％～40％；而冷热电综合能源系统能源利用效率提高到80～90％，且没有输电损耗。

冷热电综合能源系统本质上是一个冷热电多种能量耦合系统，结构与运行机理复杂，多种规律并存且相互作用，具有参数变量繁多、非线性、不确定、多层次等特点，因此其系统结构和工作流程复杂多样。目前，关于如何参考冷热电多种能量耦合系统的多时间尺度特性，充分梯级利用各种能源，实现冷、热、电等多种能量的高效互补供给，提高能源利用效率，降低运行成本，仍然是运行过程所面临的一大难题。因此，针对上述问题，需要提出一套具体的解决方案，来完善冷热电综合能源系统的优化运行。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明提供了一种冷热电综合能源系统优化运行方法，所述方法包括如下步骤：

1)以所述冷热电综合能源系统整体运行经济性的最优化为核心，基于所述冷热电综合能源系统的多时间尺度特性构建系统运行总成本最小目标函数；

2)基于所述冷热电综合能源系统的多时间尺度特性，建立设备约束模型和功率平衡约束模型，作为对所述系统运行总成本最小目标函数的约束条件；

3)采用分支定界法，根据所述步骤2)中的约束条件对所述系统运行总成本最小目标函数进行求解。

其中，所述步骤1)中系统运行总成本最小目标函数如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；fgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统购电费用；fgas(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统购买天然气费用；fmain(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统设备维护费用；fpoll(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的污染气体排放治理费用。

所述系统运行总成本最小目标函数中所述系统购电费用fgrid(t1,t2,i)具体表示如下：

fgrid(t1,t2,i)＝pgrid(t1,t2,i)·δt2·fgrid(t1,t2,i)

其中，δt2为电能调节周期的时间间隔；pgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统的购电功率；fgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电网的实时电价；

所述系统运行总成本最小目标函数中所述系统购买天然气费用fgas(t1,t2,i)具体表示如下：

fgas(t1,t2,i)＝vgas(t1,t2,i)·δt2·fgas(t1,t2,i)

其中，vgas(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的系统消耗天然气体积；δt2为电能调节周期的时间间隔；fgas(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的天然气价格；

所述系统运行总成本最小目标函数中所述系统设备维护费用fmain(t1,t2,i)具体表示如下：

fmain(t1,t2,i)＝kge[pge(t1,t2,i)]·δt2·pge(t1,t2,i)+

kap.cool[qap.cool(t1,t2,i)]·δt2·qap.cool(t1,t2,i)+

kap.heat[qap.heat(t1,t2,i)]·δt2·qap.heat(t1,t2,i)+

kac.heat[qac.heat(t1,t2,i)]·δt2·qac.heat(t1,t2,i)

其中，kge[pge(t1,t2,i)]为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机在不同输出功率下的维护系数；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机输出电功率；kap.cool[qap.cool(t1,t2,i)]为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵设备的冷功率维护系数；qap.cool(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵输出冷功率；kap.heat[qap.heat(t1,t2,i)]为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵设备的热功率维护系数；qap.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵输出热功率；kac.heat[qac.heat(t1,t2,i)]为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的吸收式制冷机的维护系数；qac.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的吸收式制冷机吸收的热功率；

所述系统运行总成本最小目标函数中所述污染气体排放治理费用fpoll(t1,t2,i)具体表示如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；λ为系统的污染排放物种类数，包括：co2、so2、nox；δλ为包括co2、so2、nox在内的不同排放物的治理费用；αgrid.λ为电网功率对不同排放物的排放系数；pgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的系统与电网的购电功率；αge.λ为燃气内燃机电功率对不同排放物的排放系数；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机的发电功率。

所述步骤2)中所述设备约束模型包括燃气内燃机约束模型、缸套水换热器约束模型、吸收式制冷机约束模型、电锅炉约束模型、电制冷机约束模型、烟气吸收热泵设备约束模型、储电设备约束模型、储热设备约束模型以及光伏发电机组约束模型中的一个或多个模型。

所述燃气内燃机约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机的发电功率；燃气内燃机的发电功率pge(t1,t2,i)在第t1个热能和冷能的调节周期内的4个电能调节周期内恒定；ηge.elec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机的发电效率；pmax为燃气内燃机的额定发电功率；qge.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机输出的热功率；燃气内燃机输出的热功率qge.heat(t1,t2,i)在第t1个热能和冷能的调节周期内的4个电能调节周期内恒定；ηl为燃气内燃机的固有损耗率；pge(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期的燃气内燃机的发电功率；pge.max为燃气内燃机出力坡度约束；lhv为天然气的低位热值；ηgas为燃气内燃机的天然气利用率；a3、a2、a1、a0分别为拟合常数；

所述烟气吸收热泵约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；t(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵的入口温度；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机的发电功率；pmax为燃气内燃机的额定发电功率；cw(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的不同温度热水比热容；copap(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收式热泵的能效系数；qap.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵的制热功率；qap.cool(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵的制冷功率；qap.heat(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期烟气吸收热泵的制热功率；qap.cool(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期的烟气吸收热泵的制冷功率；烟气吸收热泵的制热功率qap.heat(t1,t2,i)和制冷功率qap.cool(t1,t2,i)在第t1个热能和冷能的调节周期内的4个电能调节周期内恒定；λheat(t1,t2,i)、λcool(t1,t2,i)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵的烟气制热比例和制冷比例；theat、tcool分别为热水出口温度和冷水出口温度；lheat(t1,t2,i)、lcool(t1,t2,i)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵的热水和冷水流量；lheat.max、lcool.max分别为最大制热、制冷流量；ηap.heat、ηap.cool分别为烟气吸收热泵的制热和制冷效率；qap.heat.max为烟气吸收热泵的制热功率出力坡度约束；qap.cool.max为烟气吸收热泵的制冷功率出力坡度约束；b5、b4、b3、b2、b1、b0分别为拟合常数；

所述缸套水换热器约束模型如下：

qjw(t1,t2,i)＝ηjw·qge.heat(t1,t2,i)

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；qjw(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的缸套水换热器输出热功率；ηjw为缸套水换热器的换热效率；qge.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机输出的热功率；

所述吸收式制冷机约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；qac.heat(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期的吸收式制冷机吸收的热功率；qac.cool(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期的吸收式制冷机输出的冷功率；qac.cool(t1-1)为上一个热能和冷能调节周期的吸收式制冷机制冷功率；copac为吸收式制冷机的能效系数；qac.heat.min、qac.heat.max分别为吸收式制冷机吸收的最小、最大热功率；qac.cool.max为吸收式制冷机的出力坡度约束；

所述电锅炉约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；peb(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电锅炉输入电功率；qeb(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电锅炉输出热功率；qeb(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期电锅炉的输出热功率；copeb为电锅炉的制能系数；peb.min、peb.max分别为电锅炉最小、最大电功率；qeb.max为电锅炉的出力坡度约束；

所述电制冷机约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；pec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电制冷机的输入电功率；qec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电制冷机的输出冷功率；qec(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期电制冷机的输出冷功率；copec为电制冷机的能效系数；pec.min、pec.max分别为电制冷机最小、最大电功率；qec.max为电制冷机的出力坡度约束；

所述光伏发电机组约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；ppv(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的光伏发电机组的实时功率；pstc为光伏发电机组的额定出力；ging(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的实时辐照强度；gstc为光伏发电机组的额定辐照强度；k为光伏发电机组的发电系数；tout(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的外界温度；ts为发电机组的参考温度；

所述储电设备约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；ebatt(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的储电设备实时容量；kl为储电设备的电能自损耗系数；ηbatt.cha为储电设备的充电效率；ηbatt.dis为储电设备的放电效率；pbatt.cha(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的储电设备的充电功率；pbatt.dis(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的储电设备的放电功率；pbatt.dis.max、pbatt.dis.min分别为储电设备最大、小放电功率；pbatt.cha.max、pbatt.cha.min分别为储电设备最大、最小充电功率；ebatt.max、ebatt.min分别为储电设备最大、最小储电容量；

所述储热设备约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；bstor(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的储热设备实时容量；ks为储热设备的热能自损耗系数；ηstor.cha为储热设备的吸热效率；ηstor.dis为储热设备的放热效率；qstor.cha(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的储热设备的吸热功率；qstor.dis(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的储热设备的放热功率；qstor.cha.max、qstor.cha.min分别为储热设备的最大、最小吸热功率；qstor.dis.max、qstor.dis.min分别为储热设备的最大、最小放热功率；bstor.max、bstor.min分别为储热设备的最大、最小储热容量。

所述步骤2)中所述设功率平衡约束模型包括电功率平衡约束模型、热功率平衡约束模型和冷功率平衡约束模型。

所述电功率平衡约束模型如下：

pgrid(t1,t2,i)+ppv(t1,t2,i)+pge(t1,t2,i)+pbatt.dis(t1,t2,i)·dbatt.dis(t1,t2,i)＝pbatt.cha(t1,t2,i)·dbatt.cha(t1,t2,i)+pele(t1,t2,i)+peb(t1,t2,i)+pec(t1,t2,i)

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；pgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电网功率；ppv(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的光伏机组实时功率；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机的发电功率；pbatt.dis(t1,t2,i)、pbatt.cha(t1,t2,i)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的储电设备的放电、充电功率，dbatt.dis(t1,t2,i)、dbatt.cha(t1,t2,i)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的储电设备的放电、充电变量；pele(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电力负荷；peb(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电锅炉的消耗电功率；pec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电制冷机消耗电功率；

所述热功率平衡约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；qjw(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的缸套水换热器的输出热功率；qap.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵的输出热功率；qeb(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电锅炉的输出热功率；qstor.dis(t1)、qstor.cha(t1)分别为第t1个热能和冷能的调节周期的储热设备的放热、吸热功率，dstor.dis(t1)、dstor.cha(t1)分别为第t1个热能和冷能的调节周期的储热设备的放热、吸热变量；qheat(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期的热力负荷；qac.heat(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期的吸收式制冷机吸收的热功率；

所述冷功率平衡约束模型如下：

其中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；qac.cool(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期的吸收式制冷机输出的冷功率；qec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的电制冷机输出的冷功率；qap.cool(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵输出的冷功率；qcool(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期的所述系统对外输出的冷功率。

所述步骤3)中所述求解具体包括如下步骤：

输入已知参数，放宽约束条件，将原问题分解成众多子问题；

针对子问题求解，判断所求得的子问题解是否为可行解，如果判断结果为是，则计算过程结束；

如果判断为否，则将所述子问题解设为原问题上界，将可行解最大目标设为原问题下界，并对所述上界与所述下界作比较；

若所述上届大于所述下界，则重新对子问题求解；若所述上届小于所述下界，则原问题无解，计算过程结束。

本发明针对冷热电综合能源系统的结构与运行机理，提出了一套具体的解决方案。基于冷热电综合能源系统的多时间尺度特性，充分梯级利用各种能源，实现冷、热、电等多种能量的高效互补供给，提高了能源利用效率，降低了运行成本，实现了冷热电综合能源系统的优化运行。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所指出的结构来实现和获得。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1示出了本发明实施例的一种冷热电综合能源系统的拓扑结构图；

图2示出了本发明实施例所提出的冷热电综合能源系统的优化运行约束模型求解方法流程图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地说明，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

冷热电综合能源系统的工作原理：

图1为本发明实施例中的一种冷热电综合能源系统的拓扑结构图。如图1所示，冷热电综合能源系统主要设备包括燃气内燃机、缸套水换热器、吸收式制冷机、电锅炉、电制冷机以及烟气吸收热泵设备，并且配以储电、储热两种储能设备，为了提高可再生能源的渗透率，系统还接入了光伏发电机组，并接入电网保证有充足的电能供电力负荷使用。

冷热电综合能源系统为微能源网级别，以燃气内燃机为核心的系统。燃气内燃机通过消耗天然气，产出电能直接供给电力负荷。燃气内燃机工作时产生的热蒸汽则通过缸套水换热器转化为热水供给热力负荷。同时，天然气燃烧时产生的烟气可以被烟气吸收热泵接收，由烟气吸收热泵运行工作而转化为热能和冷能直接供给用户。

当热能供给充足而冷能供给不足时，为弥补冷能供给不足，可由吸收式制冷机吸收部分热能转化为冷能供给负荷使用。当电能供给充足而供冷或者供热不足时，可以通过电锅炉吸收电能转化为热能或者电制冷机吸收电能转化为冷能补充。系统中还加入了储电、储热设备，用以保证系统存在足够的功率容量裕度，以保证系统的稳定性。另外，光伏发电机组的主动接入，既提高了系统新能源的渗透率，又增加了系统的环保性和经济效益。当电能负荷需求较大时，系统可与电网交互，但为了降低系统与电网信息通道以及物理通道的建设费用和协调成本，本实施例中的系统采用“并网不上网”原则，向电网购买电能，以弥补系统的电能缺额，保证系统稳定运行。

图1中pele表示所述系统对外输出的电功率；pge表示燃气内燃机的发电功率；pgrid表示电网功率；ppv表示光伏发电机组的发电功率；peb表示电锅炉的输入电功率；pec表示电制冷机的输入电功率；qge表示燃气内燃机的输出热功率；qjw表示缸套水换热器的输出热功率；qeb表示电锅炉的输出热功率；qap.heat表示烟气吸收热泵的输出热功率；qheat表示所述系统对外输出的热功率；qac.heat表示吸收式制冷机的输入热功率；qac.cool表示吸收式制冷机的输出冷功率；qap.cool表示烟气吸收热泵的输出冷功率；qec表示电制冷机的输出冷功率；qcool表示所述系统对外输出的冷功率。

考虑多时间尺度的冷热电综合能源系统的优化运行：

为提高所述冷热电综合能源系统的综合能效，实现冷热电能源的稳定平衡输出，并降低运营成本，本发明提出了一种冷热电综合能源系统的优化运行方法，所述方法包括如下内容：

由于所述冷热电综合能源系统内部各设备输出冷、热、电三种能源的时间尺度不同，所述冷热电综合能源系统存在着多时间尺度特性。在本发明实施例中，将热能和冷能的调节周期定为1小时，将电能的调节周期定为15分钟，即在热能和冷能的一个调节周期内，包含4个电能调节周期，分别在每个小时整点对热能和冷能进行调节，在每个小时的第0分钟、第15分钟、第30分钟、第45分钟对电能进行调解。

本发明所提出的方法结合所述冷热电综合能源系统的多时间尺度特性，以所述冷热电综合能源系统整体运行经济性最优为核心，构建了系统运行总成本最小目标函数。

同时，所述方法结合所述冷热电综合能源系统的多时间尺度特性，对系统内包括燃气内燃机、缸套水换热器、吸收式制冷机、电锅炉、电制冷机、烟气吸收热泵设备、储电设备、储热设备的关键设备以及光伏发电机组建立了设备约束模型。

并且，所述方法为满足所述系统内部冷功率、热功率、电功率的功率平衡，结合所述冷热电综合能源系统的多时间尺度特性，建立了功率平衡约束模型。

所述方法以所述设备约束模型以及功率平衡约束模型作为约束条件，采用分支定界法对所述系统运行总成本最小目标函数进行求解，求解结果即为所述系统运行总成本的最小值，同时满足所述系统运行总成本的最小值的各设备约束条件以及功率平衡约束条件即为所述系统的最佳运行方案。本实施例将对所述方法作进一步详细阐述：

所述系统运行总成本最小目标函数如下：

式(1.1)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；fgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统购电费用；fgas(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统购买天然气费用；fmain(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统设备维护费用；fpoll(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的污染气体排放治理费用。

式(1.1)中，系统购电费用具体表示如下：

fgrid(t1,t2,i)＝pgrid(t1,t2,i)·δt2·fgrid(t1,t2,i)(1.2)

式(1.2)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；pgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统与电网的购电功率；fgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电网的实时电价。式(1.2)求解即可得到在δt2期间的系统购电费用。

式(1.1)中，系统购买天然气费用具体表示如下：

fgas(t1,t2,i)＝vgas(t1,t2,i)·δt2·fgas(t1,t2,i)(1.3)

式(1.3)中，vgas(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统消耗天然气体积；δt2为电能调节周期的时间间隔；fgas(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的天然气价格。式(1.3)求解即可得到在δt2期间的系统购买天然气费用。

式(1.1)中，系统设备维护费用具体表示如下：

式(1.4)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；kge[pge(t1,t2,i)]为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机在不同输出功率下的维护系数；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的燃气内燃机输出电功率；kap.cool[qap.cool(t1,t2,i)]为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵设备的冷功率维护系数；qap.cool(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵输出冷功率；kap.heat[qap.heat(t1,t2,i)]为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵设备的热功率维护系数；qap.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的烟气吸收热泵输出热功率；kac.heat[qac.heat(t1,t2,i)]为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的吸收式制冷机的维护系数；qac.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的吸收式制冷机吸收的热功率。式(1.4)求解即可得到在δt2期间的系统设备维护费用。

式(1.1)中，污染气体排放治理费用具体表示如下：

式(1.5)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；λ为系统的污染排放物种类数，所述污染排放物包括：co2、so2、nox；δλ为包括co2、so2、nox在内的污染排放物的治理费用；αgrid.λ为电网功率对不同排放物的排放系数；pgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的系统与电网的购电功率；αge.λ为燃气内燃机电功率对不同排放物的排放系数；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的燃气内燃机的发电功率。式(1.5)求解即可得到在δt2期间的污染气体排放治理费用。

对所述系统运行总成本最小目标函数的约束条件主要包括设备约束模型约束和功率平衡约束模型约束。

对于所述设备约束模型，本发明方法结合所述冷热电综合能源系统的多时间尺度特性，分别对系统内包括燃气内燃机、缸套水换热器、吸收式制冷机、电锅炉、电制冷机、烟气吸收热泵设备、储电设备、储热设备的关键设备以及光伏发电机组建立了设备约束模型。所述设备的约束模型具体如下：

燃气内燃机约束模型：

燃气内燃机约束模型公式(2.1)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的燃气内燃机的发电功率；燃气内燃机的发电功率pge(t1,t2,i)在第t1个热能和冷能的调节周期内的4个电能调节周期(即一小时)内恒定；ηge.elec(t1,t2,i)为燃气内燃机的发电效率；pmax为燃气内燃机的额定发电功率；qge.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的燃气内燃机输出的热功率；燃气内燃机输出的热功率qge.heat(t1,t2,i)在第t1个热能和冷能的调节周期内的4个电能调节周期(即一小时)内恒定；ηl为燃气内燃机的固有损耗率；pge(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期的燃气内燃机的发电功率；pge.max为燃气内燃机出力坡度约束；lhv为天然气的低位热值；ηgas为燃气内燃机的天然气利用率；a3、a2、a1、a0分别为拟合常数。

烟气吸收热泵约束模型：

烟气吸收热泵约束模型公式(2.2)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；t(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵的入口温度；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的燃气内燃机的发电功率；pmax为燃气内燃机的额定发电功率；cw(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的不同温度热水比热容；copap(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收式热泵的能效系数；qap.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵的制热功率；qap.cool(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵的制冷功率；qap.heat(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期烟气吸收热泵的制热功率；qap.cool(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期的烟气吸收热泵的制冷功率；、烟气吸收热泵的制热功率qap.heat(t1,t2,i)和制冷功率qap.cool(t1,t2,i)在第t1个热能和冷能的调节周期内的4个电能调节周期(即一小时)内恒定；λheat(t1,t2,i)、λcool(t1,t2,i)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵的烟气制热比例和制冷比例；theat、tcool分别为热水出口温度和冷水出口温度；lheat(t1,t2,i)、lcool(t1,t2,i)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵的热水和冷水流量；lheat.max、lcool.max分别为最大制热、制冷流量；ηap.heat、ηap.cool分别为烟气吸收热泵的制热和制冷效率；qap.heat.max为烟气吸收热泵的制热功率出力坡度约束；qap.cool.max为烟气吸收热泵的制冷功率出力坡度约束；b5、b4、b3、b2、b1、b0分别为拟合常数。

缸套水换热器约束模型：

qjw(t1,t2,i)＝ηjw·qge.heat(t1,t2,i)(2.3)

缸套水换热器约束模型公式(2.3)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；qjw(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的缸套水换热器输出热功率；ηjw为缸套水换热器的换热效率；qge.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的燃气内燃机输出的热功率。

吸收式制冷机约束模型：

吸收式制冷机约束模型公式(2.4)中，t1代表热能和冷能的调节周期；qac.heat(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期的吸收式制冷机吸收的热功率；qac.cool(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期的吸收式制冷机输出的冷功率；qac.cool(t1-1)为上一个热能和冷能调节周期的吸收式制冷机制冷功率；copac为吸收式制冷机的能效系数；qac.heat.min、qac.heat.max分别为吸收式制冷机吸收的最小、最大热功率；qac.cool.max为吸收式制冷机的出力坡度约束。

电锅炉约束模型：

电锅炉约束模型公式(2.5)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；peb(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电锅炉输入电功率；qeb(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电锅炉输出热功率；qeb(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期电锅炉的输出热功率；copeb为电锅炉的制能系数；peb.min、peb.max分别为电锅炉最小、最大电功率；qeb.max为电锅炉的出力坡度约束。

电制冷机约束模型：

电制冷机约束模型公式(2.6)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；pec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电制冷机的输入电功率；qec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电制冷机的输出冷功率；qec(t1,t2,i-1)为上一个电能调节周期电制冷机的输出冷功率；copec为电制冷机的能效系数；pec.min、pec.max分别为电制冷机最小、最大电功率；qec.max为电制冷机的出力坡度约束。

光伏发电机组约束模型：

光伏发电机组约束模型公式(2.7)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；ppv(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的光伏发电机组的实时功率；pstc为光伏发电机组的额定出力；ging(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的实时辐照强度；gstc为光伏发电机组的额定辐照强度；k为光伏发电机组的发电系数；tout(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的外界温度；ts为发电机组的参考温度。

储电设备约束模型：

储电设备约束模型公式(2.8)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；ebatt(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的储电设备实时容量；kl为储电设备的电能自损耗系数；ηbatt.cha为储电设备的充电效率；ηbatt.dis为储电设备的放电效率；pbatt.cha(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的储电设备的充电功率；pbatt.dis(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的储电设备的放电功率；pbatt.dis.max、pbatt.dis.min分别为储电设备最大、小放电功率；pbatt.cha.max、pbatt.cha.min分别为储电设备最大、最小充电功率；ebatt.max、ebatt.min分别为储电设备最大、最小储电容量。

储热设备约束模型：

储热设备约束模型(2.9)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；δt2为电能调节周期的时间间隔；bstor(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的储热设备实时容量；ks为储热设备的热能自损耗系数；ηstor.cha为储热设备的吸热效率；ηstor.dis为储热设备的放热效率；qstor.cha(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的储热设备的吸热功率；qstor.dis(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的储热设备的放热功率；qstor.cha.max、qstor.cha.min分别为储热设备的最大、最小吸热功率；qstor.dis.max、qstor.dis.min分别为储热设备的最大、最小放热功率；bstor.max、bstor.min分别为储热设备的最大、最小储热容量。

对所述系统运行总成本最小目标函数的约束条件主要包括除上述设备约束模型以外，本发明所提供的方法为满足冷、热、电三者的功率平衡，还建立了包括电功率平衡约束模型、热功率平衡约束模型和冷功率平衡约束模型的功率平衡约束模型。所述功率平衡约束模型具体如下：

电功率平衡约束模型：

电功率平衡约束模型公式(3.1)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；pgrid(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电网功率；ppv(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的光伏机组实时功率；pge(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期的燃气内燃机的发电功率；pbatt.dis(t1,t2,i)、pbatt.cha(t1,t2,i)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的储电设备的放电、充电功率，dbatt.dis(t1,t2,i)、dbatt.cha(t1,t2,i)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的储电设备的放电、充电变量；pele(t1,t2,i)为电力负荷；peb(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电锅炉的消耗电功率；pec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电制冷机消耗电功率。

热功率平衡约束模型：

热功率平衡约束模型公式(3.2)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；qjw(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的缸套水换热器的输出热功率；qap.heat(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵的输出热功率；qeb(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电锅炉的输出热功率；qstor.dis(t1)、qstor.cha(t1)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的储热设备的放热、吸热功率，dstor.dis(t1)、dstor.cha(t1)分别为第t1个热能和冷能的调节周期内的储热设备的放热、吸热变量；qheat(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期内的热力负荷；qac.heat(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期内的吸收式制冷机吸收的热功率。

冷功率平衡约束模型：

冷功率平衡约束模型公式(3.3)中，t1代表热能和冷能的调节周期；t2,i代表第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期；qac.cool(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期内的吸收式制冷机输出的冷功率；qec(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的电制冷机输出的冷功率；qap.cool(t1,t2,i)为第t1个热能和冷能的调节周期内的第i个电能调节周期内的烟气吸收热泵输出的冷功率；qcool(t1)为第t1个热能和冷能的调节周期内的所述系统对外输出的冷功率。

以上所述的本发明所提出的冷热电综合能源系统的优化运行约束模型阶次较高，维度大，难以用一般求解方法计算。因此，本文采用分支定界算法求解优化模型。图2为本发明所提出的冷热电综合能源系统的优化运行约束模型求解方法流程图，其具体计算过程如下：

首先输入已知参数，放宽约束条件，将原问题分解成众多子问题。之后针对子问题求最优解，判断所求得的子问题最优解是否为可行解，如果判断结果为是，则以该结论为最优解，计算过程结束；如果判断为否，则将最优解设为原问题上界，将可行解最大目标设为原问题下界，并对上界与下界作比较。若上届大于下界，则返回子问题求解步骤，重新对子问题求最优解；若上届小于下界，则原问题无解，计算过程结束。

本发明的方法针对冷热电综合能源系统的复杂结构与运行机理，基于冷热电综合能源系统的多时间尺度特性，提出了一套具体的解决方案。充分梯级利用各种能源，实现冷、热、电等多种能量的高效互补供给，提高了能源利用效率，降低了运行成本，实现了冷热电综合能源系统的优化运行。

尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。