CN106844895B - 一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法：将冷热电联供微网能量流解耦为供冷网能量流、供热网能量流、供电网潮流和能源站内部能量流；采用前推回代法获取供冷网络的冷量和温度分布，从而得到供冷网能量流；采用前推回代法获取供热网络的热量和温度分布，从而得到供热网能量流；计算负荷侧和能源站的各个循环泵消耗的电功率，更新负荷节点的电力负荷，并进行供电网络的潮流计算；进行能源站内部能量流的计算，获得燃气发电机的总有功出力，以及电制冷机和电热锅炉消耗的电功率。本发明根据供冷网和供热网的放射性结构特点采用前推回代法进行供冷网和供热网的能量流计算，既降低了计算复杂度，又显著提高了计算速度。
Description
技术领域
本发明涉及冷热电联供微网系统领域，具体涉及一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法。
背景技术
冷热电联供微网技术是推动多能源微网发展和应用的技术，冷热电联供微网作为除了供给本地电力负荷外，还承担起本地的供冷和供热任务，能够进一步提高微网运行的经济、环境效益。冷热电联供微网通过燃气轮机等发电设备，将天然气燃烧产生的热能转化为机械能，并进一步转化为电能向用户供电，同时，利用做过功的热量或者余热(比如高温烟气，缸套热水等)通过制冷和制热设备向用户供冷和供热。冷热电联供微网实现了能量的梯级利用，提高了一次能源的转换效率，在新兴工业园区的能量供应方面得到了广泛应用。冷热电联供微网运行中，随着用能负荷的不断变化，其运行状态跟着变化，因而必须实时监视和判断微网中各元件的运行状态是否满足安全要求，这可通过冷热电联供微网的能量流计算来得到其实时的运行状态。因此，在给定的系统运行条件下，如何执行冷热电联供微网的能量流计算，以得到整个冷热电联供微网的运行状态，是一个亟需解决的关键技术问题。
参看图1，冷热电联供微网能量流计算是已知供冷网的冷负荷、供热网的热水负荷和供电网的电负荷，在给定冷热电联供微网中各元件连接关系及元件参数的前提下，求解整个冷热电联供微网的能量分布，如供电网的支路功率和节点电压、供冷网和供热网的管道流量和节点温度，及能源站内部发电功率、制冷功率和制热功率的分配等，以获得整个冷热电联供微网的运行状态。
目前，已有的冷热电联供微网能量流计算方法，常采用将供冷网、供热网和供电网的方程联立起来求解的统一计算方法。由于模型是非线性代数方程组，常采用牛拉法进行迭代求解。统一计算方法将具有不同物理特性的网络方程一起求解，不但计算复杂度高，而且收敛性较差，计算时间也较长。因此，如何根据冷热电联供微网的结构特点实现对冷热电联供微网能量流的解耦计算，既简化计算，又提高计算速度，亟需提出合理的计算方法。
发明内容
本发明的目的在于针对上述现有技术中存在的问题，提出了一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，根据冷热电联供微网仅在能源站和负荷存在着耦合环节而中间的供冷网、供热网、供电网相互独立的特点，将冷热电联供微网能量流计算解耦成供冷网能量流计算、供热网能量流计算、供电网潮流计算和能源站内部能量流计算4个部分，并根据供冷网和供热网的放射性结构特点采用前推回代法进行供冷网和供热网的能量流计算，既降低了计算复杂度，又显著提高了计算速度。
为达到上述发明的目的，本发明通过以下技术方案实现：
本发明公开一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，应用于能源站的燃气发电机、电制冷机、吸收式制冷机、余热锅炉、换热机组和电热锅炉的三联供机组，其对于每个电网的负荷节点对应有一个供冷节点和一个供热节点，包括步骤如下：
步骤S1,将冷热电联供微网能量流解耦为供冷网能量流、供热网能量流、供电网潮流和能源站内部能量流；
步骤S2，采用前推回代法获取供冷网络的冷量和温度分布，从而得到供冷网能量流；
步骤S3，采用前推回代法获取供热网络的热量和温度分布，从而得到供热网能量流；
步骤S4，计算负荷侧和能源站的各个循环泵消耗的电功率，更新负荷节点的电力负荷，并进行供电网络的潮流计算；
步骤S5，进行能源站内部能量流的计算，获得燃气发电机的总有功出力，以及电制冷机和电热锅炉消耗的电功率。
本发明的一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法相比现有技术，具有如下效果：
1)将冷热电联供微网能量流计算解耦成供冷网能量流计算、供热网能量流计算、电网潮流计算和能源站能量流计算4个部分，既降低了计算复杂度，又显著提高了计算速度；
2)采用前推回代法进行供冷网计算和供热网计算，进一步简化计算并提高计算速度；
3)供电网潮流计算部分可利用已有的计算程序，不需要额外编写程序代码。
附图说明
图1为本发明的冷热电联供微网能量流的结构框图。
图2为本发明的冷热电联供微网能量流的解耦计算方法的步骤图。
图3为本发明的冷热电联供微网能量流的解耦计算方法的具体流程框图。
图4为本发明实施例的某园区冷热电联供微网。
图5为图4冷热电联供微网的供电网各节点电压幅值。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部实施例。
本发明拟提出一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，该方法根据冷热电联供微网仅在能源站和负荷存在着耦合环节而中间的供冷网、供热网、供电网相互独立的特点，将冷热电联供微网能量流计算解耦成供冷网能量流计算、供热网能量流计算、供电网潮流计算和能源站内部能量流计算4个部分，并根据供冷网和供热网的放射性结构特点采用前推回代法进行供冷网和供热网的能量流计算，既降低了计算复杂度，又显著提高了计算速度。另外，供电网潮流计算部分可利用已有的成熟的计算程序，不需要额外编写程序代码。
参看图2和图3，本发明的冷热电联供微网能量流解耦计算的流程图：
本发明提出一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，其具体过程如下：
首先，采用前推回代法进行供冷网络的冷量和温度分布计算，如下：
a1)设定负荷侧的风机盘管进水温度初值为
令k＝0；
a2)根据风机盘管的模型式(1)，得到负荷节点冷水流量的计算公式(2)，从而计算各个负荷节点的冷水流量
φc.j＝cwmcq.j(Tcr.j-Tcw.j) (1)
式中，φc.j为风机盘管的冷负荷功率，mcq.j为流过风机盘管的冷水流量，Tcw.j为换热器的进水温度，Tcr.j为换热器的回水温度，cw为水的比热容。
a3)根据各个节点的冷水流量，以及区域供冷管网的管道连接关系求出供水侧各段管道的流量
a4)由供水侧各段管道的流量，根据供冷管网的温升模型式(3)，从冷源侧开始，根据已知的冷源侧供水温度Tcw.source，计算求得各个供冷节点的温度，即风机盘管进水温度更新值
式中，Tip为管道进水温度，Top为管道出水温度，λ为管道单位长度传热系数，L为管道长度，Ta为环境温度，mj为管道流量。
a5)利用更新后的风机盘管进水温度
令k＝k+1，重复步骤a2)、a3)和a4)，直到满足第一收敛条件
ε为预先给定的小正数，即可求出各负荷节点供水侧的温度和冷水流量；
a6)由收敛后的负荷节点的冷水流量，根据管道温降温升模型式(3)和温度混合模型式(4)，求出回水侧的各节点温度和冷源回水侧节点的温度Tcr.source，并由式(5)确定冷源侧的总供冷需求：
∑(minTin)＝(∑mout)Tout (4)
φc.total＝cwmc.s(Tcr.source-Tcw.source) (5)
式中，min和mout分别为流入和离开节点的流体流量，Tin和Tout分别为混合前流入节点的各流体温度和混合后的流体温度；φc.total为冷源侧的总供冷需求，Tcw.source为冷源侧制冷机的设定供水温度。
其次，采用前推回代法进行供热水网络的热量和温度分布计算，如下：
b1)设定负荷侧的换热器进水温度初值
令k＝0；
b2)由换热器的模型(6)，得到负荷节点热水流量的计算公式(7)，从而计算各个负荷节点的热水流量
φh.j＝cwmhq.j(Thw.j-Thr.j) (6)
式中，φh.j为换热器的热负荷，mhq.j为流过换热器的热水流量，Thw.j为换热器的进水温度，Thr.j为换热器的回水温度。
b3)根据各个节点的热水流量
以及区域供热管网的管道连接关系求出供水侧各段管道的流量
b4)由供水侧各段管道的流量，根据供热管网的温降模型式(3)，从热源侧开始，根据已知的热源侧供水温度Thw.source，计算求得各个供热节点的温度，即换热器进水温度更新值
b5)利用更新后的换热器进水温度
令k＝k+1，重复步骤b2)、b3)和b4)，直到满足第二收敛条件
即可求出各负荷节点供水侧的温度和热水流量；
b6)由收敛后的负荷节点的热水流量，根据管道温降温升模型式(3)和温度混合模型式(4)，求出回水侧的各节点温度和热源回水侧节点的温度Thr.source，并由式(8)确定热源侧的总供应热水需求：
φh.total＝cwmh.s(Thw.source-Thr.source) (8)
式中，φh.total为热源侧的总热水需求，Thw.source为热源侧供水温度。
接着，进行供电网络的潮流计算，如下：
c1)根据收敛后的负荷节点的冷水流量和热水流量，由式(9)计算负荷侧和能源站的循环水泵消耗的电功率：
式中，Ppump.j和Ppump,N为使用工况和额定工况下循环水泵消耗的电功率，mq.N为额定工况下循环水泵的流量。
c2)假定循环泵负荷按照额定功率因数运行，因而可由式(10)计算并更新带循环水泵的负荷节点的电力负荷：
式中，Pj和Qj分别为未更新前负荷节点的有功功率和无功功率，Ppump.cjVPpump.hj分别为负荷侧供冷循环水泵和供热循环水泵消耗的电功率，
和
分别为冷负荷和热负荷循环水泵的额定功率因数角；
同时，可由式(11)计算得到能源站的循环泵消耗的电功率：
式中，Ppump.cs和Ppump.hs分别为能源站供冷循环水泵和供热循环水泵消耗的电功率，
和
分别为能源站供冷和供热循环泵的额定功率因数角。
3)对供电网络进行潮流计算。当给定了配电网供给微网的有功功率，则以配电网与微网的边界节点为PV节点，燃气发电机端为平衡节点，通过潮流计算即可得到能源站中燃气发电机供给除电制冷机和电热锅炉外的其他所有电力负荷的总有功需求Pes。
最后，进行能源站内部能量流计算，得到燃气发电机的总有功出力：
设定能源站燃气发电机的总有功出力为PG，燃气发电机效率采用三次模型，公式为：
式中，ηG为燃气发电机的效率，a、b、c和d分别为燃气发电机的发电效率系数，
为燃气发电机的发电功率和额定发电功率的比值。进而求出燃气发电机输出的余热功率φw：
φw＝PG·(1-ηG)/ηG (13)
由φw按照一定比例αwater和比例αsmoke分配得到热水型吸收式制冷机φwater和烟气型吸收式制冷机输入的余热功率φsmoke，即：
φwater＝φw·αwater (14)
φsmoke＝φw·αsmoke (15)
在冷源侧，热水型吸收式制冷机和烟气型吸收式制冷机的制冷功率分别为：
φc1＝COP1·φwater·ηhrs1 (16)
φc2＝COP2·φsmoke·ηhrs2 (17)
式中，COP1和COP2分别为热水型和烟气型制冷机的热力系数，ηhrs1和ηhrs2分别为热水和烟气回收的效率。
依据离心式电制冷机的制冷功率式(18)和冷源侧的冷负荷平衡式(19)，
φc3＝COP3·Pe.cold (18)
φc.total＝φc1+φc2+φc3 (19)
式中，COP3为离心式电制冷机制冷水工况的热力系数，Pe.cold为离心式电制冷机消耗的电功率。
联立式(12)～(19)即求得离心式电制冷机消耗电功率关于燃气发电机总有功出力的表达式Pe.cold(PG)。
在热源侧，热水型吸收式制冷机出来的低温缸套水用于制热水，换热机组(换热器)输入的热功率为φwater·(1-ηhrs1)，则换热机组(换热器)的制热功率为
φh1＝ηhrs3·φwater·(1-ηhrs1) (20)
电热锅炉的制热功率为
φh2＝ηH·PH (21)
式中，ηH为电热锅炉的效率，PH为电热锅炉消耗的电功率。
依据冷源侧的热水负荷的平衡公式
φh.total＝φh1+φh2 (22)
联立式(12)～(14)和式(20)～(22)即可求得电热锅炉消耗电功率关于燃气发电机总有功出力的表达式PH(PG)。
通过求解下面方程得到燃气发电机的总有功出力PG、离心式电制冷机消耗的电功率Pe.cold和电热锅炉消耗的电功率PH。
PG＝Pes+Pe.cold(PG)+PH(PG) (23)
仿真试验验证
以某园区冷热电联供微网作为算例，其冷热电网和能源站设备接线如图2所示。其中，供冷网包括12个节点，11段管道；供热网包括12个节点，11段管道；供电网包括54个节点，78个支路；能源站内部包括有燃气发电机、余热锅炉、烟气型吸收式制冷机、热水型吸收式制冷机、离心式电制冷机、电热锅炉、换热机组以及用于供冷和供热的循环水泵。
给定ε＝10-10，根据前推回代法，分别对供冷网和供热网进行能量流计算，总共用时0.000535秒。供冷网的能量流计算经过3次迭代收敛，得到供冷网各变量值如表1～3所示；同时计算得到，供冷网的损耗率仅为0.317％，所占比重较小，这主要是由于供冷网管道流量较大，使得管道的温升较小，从而使冷损耗较小。供热网的能量流计算经过10次迭代收敛，得到供热水侧变量如表4～6所示；同时计算得到，供热网的损耗率为4.668％，高于供冷网的损耗率，这主要是由于供热网中管道流量较供冷网要小，而且供热网的热水与外部环境的温差较大，使得管道的温降较大，从而使热损耗较大。
表1供冷管道流量
表2各供冷节点温度
表3供冷负荷风机盘管温升和循环泵耗电功率
表4供热管道流量
表5各供热节点温度
表6热水负荷换热器温降和循环泵耗电功率
供电网络潮流计算采用牛顿-拉夫逊法，给定收敛精度为10-10，经过6次迭代收敛，得到的各节点电压幅值如图5所示。可以看到，除了平衡节点(54节点)和PV节点(53节点)外，各节点幅值的标幺值均在0.95～1.04范围内，符合规定的安全运行范围。
能源站内部能量流计算得到的各变量值如表7～10所示，由表7可知，两组吸收式制冷机利用发电余热制冷，提供了52.81％的冷负荷需求，这部分制冷功率若利用式(18)换算成电制冷机制冷，相当于节约了将近7MW电功率；由表8可知，换热机组利用低温缸套水制热水，提供了84.48％的热水负荷需求，这部分制热功率若利用式(19)换算成电热锅炉制热水，相当于节约了多达16.41MW的电功率。由表9可知，在外部配电网供给微网的有功功率固定为30MW的情况下，能源站承担了61.87％的系统总有功需求；由表10可知，能源站内部主要制冷制热用电设备的有功消耗占能源站燃气机组有功出力的23.95％，可见供冷和供热设备要消耗相当大的一部分电能。
表7能源站供冷侧变量值
表8能源站供热侧变量值
表9能源站发电机组和与配电网边界节点处的变量值
表10能源站主要耗电设备的耗电功率
如果采用牛顿-拉夫逊法对冷热电联供系统能量流进行统一计算求解，设定的收敛精度为10-10，经过迭代14次收敛，用时0.110776秒。解耦计算方法和统一计算方法的结果对比如表11～14所示，由表11和表12可知，两种方法对供冷网的计算结果相差不大，两种方法得到的供冷网的供水侧温度的相对误差绝对值在10-4以下，而管道流量的相对误差绝对值在10-2以下。由表13和表14可知，两种方法对热网的计算结果基本一样，供热网的供水侧温度的相对误差绝对值在10-13以下，而管道流量的相对误差绝对值在10-11以下。
表11供冷网的供水温度值对比
表12供冷管道流量对比
表13热网的供回水温度值对比
表14供热管道流量对比
另外，两种方法对供电网和能源站的计算结果也基本一样，统一计算与解耦计算结果的电压幅值标幺值的差值在10-5以下，能源站发电机有功出力标幺值的差值仅为0.0001。
可见，解耦计算方法和统一计算方法得到的结果相差都很小，从而验证了本发明提出解耦计算方法的正确性。而在计算速度上，解耦计算方法用时0.015301秒，统一计算方法用时0.110776秒，统一计算方法用时是解耦计算方法的7.2倍，可见解耦计算方法能够有效提高计算速度。
上述实施例仅用以说明本发明而并非限制本发明所描述的技术方案；因此，尽管本说明书参照上述的各个实施例对本发明已进行了详细的说明，但是，本领域的普通技术人员应当理解，仍然可以对本发明进行修改或者等同替换；而一切不脱离本发明的精神和范围的技术方案及其改进，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (6)
1.一种冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，应用于能源站的燃气发电机、电制冷机、吸收式制冷机、余热锅炉、换热机组和电热锅炉的三联供机组，其对于每个电网的负荷节点对应有一个供冷节点和一个供热节点，其特征在于，包括步骤如下：
步骤S1,将冷热电联供微网能量流解耦为供冷网能量流、供热网能量流、供电网潮流和能源站内部能量流；
步骤S2，采用前推回代法获取供冷网络的冷量和温度分布，从而得到供冷网能量流；所述步骤S2具体包括：
步骤S21，根据风机盘管的冷负荷功率与冷水流量、进回水温度之间的关系，得到各个负荷节点的冷水流量
步骤S22，根据各个负荷节点的冷水流量
以及区域冷管网的管道连接关系求出供水侧各段管道的流量；
步骤S23，由供水侧各段管道的流量，根据供冷管网的温升模型式，从冷源侧开始，根据已知的冷源侧供水温度Tcw.source，计算求得各个供冷节点的温度，即风机盘管进水温度更新值
步骤S24，利用更新后的风机盘管进水温度
令k＝k+1，重复步骤S21、步骤S22、步骤S23直到满足第一收敛条件
ε为预先给定的小正数，即可求出各负荷节点供水侧的温度和冷水流量；
步骤S3，采用前推回代法获取供热网络的热量和温度分布，从而得到供热网能量流；所述步骤S3具备包括：
步骤S31，根据换热器的热负荷功率与热水流量、进回水温度之间的关系，得到各个负荷节点的热水流量
步骤S32，根据各个负荷节点的热水流量
以及区域供热管网的管道连接关系求出供水侧各段管道的流量
步骤S33，由供水侧各段管道的流量，根据供热管网的温降模型，从热源侧开始，根据已知的热源侧供水温度Thw.source，计算求得各个供热节点的温度，即换热器进水温度更新值
步骤S34，利用更新后的换热器进水温度
令k＝k+1，重复步骤S31、S32、S33，直到满足第二收敛条件
即可求出各负荷节点供水侧的温度和热水流量；
步骤S4，计算负荷侧和能源站的各个循环泵消耗的电功率，更新负荷节点的电力负荷，并进行供电网络的潮流计算；
所述步骤S4进行供电网络的潮流计算,具体包括如下：
步骤S41,根据收敛后的负荷节点的冷水流量和热水流量，计算负荷侧和能源站的循环水泵消耗的电功率；
步骤S42，假定循环泵负荷按照额定功率因数运行，则计算并更新带循环水泵的负荷节点的电力负荷：
步骤S43，当给定配电网供给微网的有功功率，则以配电网与微网的边界节点为PV节点，燃气发电机端为平衡节点，通过潮流计算即可得到能源站中燃气发电机供给除电制冷机和电热锅炉外的其他所有电力负荷的总有功需求Pes；
步骤S5，进行能源站内部能量流的计算，获得燃气发电机的总有功出力，以及电制冷机和电热锅炉消耗的电功率；步骤5所述的能源站内部能量流的计算，具体包括：
步骤S51，采用三次模式
的燃气发电机效率模块，以能源站燃气发电机的总有功出力设计燃气发电机效率模块，从而求出燃气发电机输出的余热功率φw为：φw＝PG·(1-ηG)/ηG；式中，ηG为燃气发电机的效率，a、b、c和d分别为燃气发电机的发电效率系数，
为燃气发电机的发电功率和额定发电功率的比值；
步骤S52，将余热功率φw以一定比例率αwater和αsmoke分配得到热水型吸收式制冷机输入的余热功率φwater和烟气型吸收式制冷机输入的余热功率φsmoke；
步骤S53，并依据余热功率φwater和余热功率φsmoke，分别求得冷源侧的离心式电制冷机消耗电功率关于燃气发电机总有功出力的表达式Pe.cold(PG)和热源侧的电热锅炉消耗电功率关于燃气发电机总有功出力的表达式PH(PG)；
步骤S54，通过式PG＝Pes+Pe.cold(PG)+PH(PG)求得燃气发电机的总有功出力PG、离心式电制冷机消耗的电功率Pe.cold和电热锅炉消耗的电功率PH。
2.根据权利要求1所述的冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，其特征在于，所述风机盘管的冷负荷功率与冷水流量、进回水温度之间的关系为φc.j＝cwmcq.j(Tcr.j-Tcw.j),其中φc.j为风机盘管的冷负荷功率，mcq.j为流过风机盘管的冷水流量，Tcw.j为换热器的进水温度，Tcr.j为换热器的回水温度，cw为水的比热容；所述供冷管网的温升模型式为
其中Tip为管道进水温度，Top为管道出水温度，λ为管道单位长度传热系数，L为管道长度，Ta为环境温度，mj为管道流量。
3.根据权利要求2所述的冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，其特征在于，还包括步骤S25，由收敛后的负荷节点的冷水流量，根据供冷管网的温降温升模型式
和温度混合模型式∑(minTin)＝(∑mout)Tout，求出回水侧的各节点温度和冷源回水侧节点的温度Tcr.source，并由式φc.total＝cwmc.s(Tcr.source-Tcw.source)确定冷源侧的总供冷需求，其中min和mout分别为流入和离开节点的流体流量，Tin和Tout分别为混合前流入节点的各流体温度和混合后的流体温度；φc.total为冷源侧的总供冷需求，Tcw.source为冷源侧制冷机的设定供水温度。
4.根据权利要求3所述的冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，其特征在于，所述换热器的模型为φh.j＝cwmhq.j(Thw.j-Thr.j)，其中φh.j为换热器的热负荷，mhq.j为流过换热器的热水流量，Thw.j为换热器的进水温度，Thr.j为换热器的回水温度。
5.根据权利要求4所述的冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，其特征在于，还包括步骤S35，由收敛后的负荷节点的热水流量，根据供冷管网的温降温升模型式
和温度混合模型式∑(minTin)＝(∑mout)Tout，求出回水侧的各节点温度和热源回水侧节点的温度Thr.source，并由式φh.total＝cwmh.s(Thw.source-Thr.source)确定热源侧的总供应热水需求,其中：φh.total为热源侧的总热水需求，Thw.source为热源侧供水温度。
6.根据权利要求5所述的冷热电联供微网能量流的解耦计算方法，其特征在于，所述冷源侧的离心式电制冷机消耗电功率关于燃气发电机总有功出力的表达式Pe.cold(PG)由热水型吸收式制冷机φc1＝COP1·φwater·ηhrs1、烟气型吸收式制冷机的制冷功率φc2＝COP2·φsmoke·ηhrs2、离心式电制冷机的制冷功率式φc3＝COP3·Pe.cold和冷源侧的冷负荷平衡式φc.total＝φc1+φc2+φc3联立求得，其中COP1和COP2分别为热水型和烟气型制冷机的热力系数，ηhrs1和ηhrs2分别为热水和烟气回收的效率,COP3为离心式电制冷机制冷水工况的热力系数，Pe.cold为离心式电制冷机消耗的电功率；所述热源侧的电热锅炉消耗电功率关于燃气发电机总有功出力的表达式PH(PG)由换热机组的制热功率φh1＝ηhrs3·φwater·(1-ηhrs1)、电热锅炉的制热功率φh2＝ηH·PH、冷源侧的热水负荷的平衡公式φh.total＝φh1+φh2、热水型吸收式制冷机φwater以及燃气发电机效率模型式
联立求得，其中ηH为电热锅炉的效率，PH为电热锅炉消耗的电功率。
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