CN107784410B - 区域能源互联网集成系统以及优化其配置和运行的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种区域能源互联网集成系统以及优化其配置和运行的方法。本发明的集成系统包括集成能源模块、产能模块、能量转化模块以及能量使用模块，其中，所述的集成能源模块与所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块相连接；并且所述的集成系统还包括能量管理模块，所述能量管理模块用于控制和管理所述集成能源模块的运作。本发明还提供了所述集成系统的配置和运行优化方法，其中根据实时运行和设备数据，以成本最低为目标，计算比较不同方案的成本值确定最优选的配置和运行方案。本发明区域能源互联网集成系统实现多能优化互补，节约成本，提高了综合资源利用率，减少了碳排放。

Description

区域能源互联网集成系统以及优化其配置和运行的方法

技术领域

本发明涉及能量领域，更具体地涉及一种区域能源互联网集成系统以及优化所述区域能源互联网集成系统的配置和运行的方法。

背景技术

互联网的世界包罗万象，能源互联网的内容也将具有多样性，而这也将给能源互联网的建设带来更多的不同。但是不同的区域能源互联网项目也需要有相同的结构组成，就和互联网的协议一样，这样才能实现广泛意义上的互联，真正实现即插即用的能源网络，即对于区域能源互联网的建设方法也需要最基本的规范。同时，工程建设项目离不开前期的可行性研究，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益，这也是前期调研论证最重要的部分。因此，规范区域能源互联网的可研内容、总结需因地制宜的注意事项很有必要。

常规新能源项目不分析负荷特性和能源特性的匹配度，无专门对信息网组网进行研究，不研究能源模块自由接入的问题，也不研究能源和信息的融合方案、“互联网+”方案、市场运行机制等。微电网项目只研究能源流和信息流的融合，并不研究“互联网+”方案，也不研究能源模块自由接入的问题。因此需要开发新的可研方法，对区域能源互联网建设项目投资必要性、技术的可行性、财务可行性、组织可行性、经济可行性、社会可行性、风险因素及对策等方面进行多元化、平台化、综合性的研究评价。

为了适应各种不同需要，本领域迫切开发新的有助于经济节能、提高综合资源利用率的新型能源集成系统。

发明内容

本发明的目的就是提供一种经济节能、提高综合资源利用率的区域能源互联网集成系统，该集成系统不仅可在成本最低的目标下确定系统整体最优的配置，而且在所述区域能源互联网集成系统建成之后，可以按优化运行方案进行运行。

在本发明的第一方面，提出了一种区域能源互联网集成系统，所述集成系统包括：

(a)集成能源模块；

(b)产能模块，所述的产能模块包括：冷热电三联供设备、分布式光伏设备和分布式风电设备；

(c)能量转化模块，所述的能量转化模块包括冷热负荷调峰设备和储能设备；以及

(d)能量使用模块，所述的能量使用模块包括用电设备、任选的用冷设备以及任选的用热设备；

其中，所述的集成能源模块与所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块相连接；

并且所述的集成系统还包括能量管理模块，所述能量管理模块用于控制和管理所述集成能源模块的运作。

在另一优选例中，所述的冷热负荷调峰设备选自下组：冷水机组、热泵、或其组合。

在另一优选例中，所述的产能模块还包括燃气锅炉。

在另一优选例中，所述的区域为城市的一个子区域。

在另一优选例中，所述的区域中的人口为2000-200000人；较佳地5000-100000人；以及更佳地10000-100000人。

在另一优选例中，所述的区域中的面积为2-1000公顷；较佳地5-200公顷；以及更佳地10-100公顷。

在另一优选例中，所述产能模块、所述的能量转化模块以及所述能量使用模块，与集成能源模块的连接可以是直接连接或间接连接。

在另一优选例中，所述能量管理模块包括区域能源管理模块、建筑能源管理模块、或其组合。

在另一优选例中，所述三联供设备包括：燃气发电内燃机机组、烟气热水型溴化锂机组和余热吸收式热机机组。

在另一优选例中，所述区域能源互联网集成系统还设有综合管廊，所述综合管廊中集中统一布设电缆、冷水管道、热蒸汽管道、热水管道、天然气管道、通讯线缆、自来水管道、和生活污水管道。

在另一优选例中，所述的通讯线缆用于将所述能量管理模块与以下模块进行通信连接：所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块。

在另一优选例中，所述的电缆用于将所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块与所述的所述能量管理模块进行电连接。

在另一优选例中，所述的集成系统还设有公共连接点，所述的公共连接点为电力系统中一个以上用户负荷连接处的连接设备，所述集成系统通过所述公共连接点与城市电网形成互补交换电力。

在另一优选例中，所述的集成系统中，所述的能量管理模块按多能互补方式控制产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块的运行。

在另一优选例中，所述的多能互补方式指指以冷热电三联供机组为主要供能单元，并将供能范围内其他分布式电源纳入统一调度管理，通过公共连接点(Point ofCommonCoupling，PCC，即电力系统中一个以上用户负荷连接处)与城市电网形成互补交换电力。

在另一优选例中，所述的集成系统中，所述能量使用模块设有公共用电设备，并且所述的公共用电设备设有唯一设备标识码；

并且，当位于所述的区域内的用户需要使用某一特定公共用电设备(如充电桩)时，通过与集成能源模块通信连接的移动设备或非移动设备，向集成能源模块发送需要使用该特定公共用电设备的需求指令；而所述的集成能源模块对所述需求指令进行审核处理，并在满足审核条件情况下，向所述用户定点开通所述该特定公共用电设备，从相应地进行电费结算(如从所述用户的关联账户扣款)。

在本发明的第二方面，提供了一种确定区域能源互联网集成系统最佳运行方式的方法，所述方法包括以下步骤：

(a)提供一区域，所述区域已配置有本发明第一方面所述的区域能源互联网集成系统；

(b)在所述区域能源互联网集成系统的运行之前或之中，基于所述区域的用能需求，提供N个备选方案，所述N个备选方案是区域能源互联网集成系统的备选运行方案，其中N为≥2的正整数；

(c)基于运行相关参数，按照式(1)计算运行成本Y值，从而得出N个备选方案的各自的运行成本值Y₁～Y_N；其中所述的运行相关参数为式中所定义的各参数；

式中，

Y为能源中心的成本，￥；

p_BE为实时购电价，￥/kWh；

为t时刻从电网购电功率，kW；

p_SE为实时上网电价，￥/kWh；

为t时刻向电网的售电功率，kW；

p_G为实时气价，￥/m³；

为t时刻内燃发电机组的耗气速度，m³/h；

为t时刻内燃气锅炉的耗气速度，m³/h；

p_c为冷储能设备的成本；

p_h为热储能设备的成本；

p_e为电储能设备的成本；

(d)对于所述N个备选方案中，比较其各自的运行成本值Y，并从中确定对应于具有最小运行成本Y_min的方案，作为最佳备选运行方案；和

(e)按所述最佳备选运行方案，对所述区域能源互联网集成系统进行运行。

在另一优选例中，所述的N个备选方案包括：所述区域能源互联网集成系统的当前运行方案。

在另一优选例中，在步骤(c)中，在以下设定条件下计算运行成本Y值：等效认为在时段T内负荷和出力都保持稳定。

在另一优选例中，在步骤(d)中，所述的比较采用选自下组的方法：

(d₁)当N个备选方案包括所述区域能源互联网集成系统的当前运行方案时，将基于实时数据按照式(1)计算得出的所有N个区域能源互联网集成系统备选运行方案的运行成本值Y₁～Y_N统一进行比较，选择运行成本Y₁～Y_N中对应于具有最小运行成本Y_min的方案，作为区域能源互联网集成系统的最佳备选运行方案；

(d₂)当N个备选方案不包括所述区域能源互联网集成系统的当前运行方案时，将基于实时数据按照式(1)计算得出的所有N个区域能源互联网集成系统备选运行方案的运行成本值Y₁～Y_N，选择运行成本Y₁～Y_N中的最小运行成本Y_min，其中，对应于Y_min的方案为潜在备选运行方案；然后所述的Y_min将与当前运行方案下的运行成本值Y₀进行比较，并确定对应于Y_min和Y₀中最小运行成本的方案，作为最佳备选运行方案。

在另一优选例中，当所述的潜在备选运行方案优于当前运行方案时，进行运行方式的实时切换。

在另一优选例中，所述的运行相关参数中的一部分或全部是采集实时的。

在另一优选例中，所述的运行相关参数中的一部分或全部是系统预设的。

在另一优选例中，所述的运行相关参数选自下组：冷热电负荷、气价格、电价格、风出力、光出力、储能设备状态、运行成本、或其组合。

在另一优选例中，所述的运行成本包括燃料成本和用电成本。

在另一优选例中，所述的备选方案满足冷负荷平衡方程、热负荷平衡方程、和电负荷平衡；

其中，所述的冷负荷平衡方程、热负荷平衡方程、和电负荷平衡方程分别如式(2)、(4)和(5)所示：

冷负荷平衡方程：

为t时刻的冷负荷，kW；

为t时刻的冷储能设备的功率，kW；

为t时刻的溴化锂设备的冷功率，kW；

为t时刻的电制冷设备的冷功率，kW；

β_cool为供冷管网系统的损耗率；

其中：β_cool＝η·(T_w-T_g)·c·D (3)

η为管道热损系数，T_w为管内水温，T_g为环境温度，c为管内水的比热，D为管网内水的流速；

热负荷平衡方程：

为t时刻的热负荷，kW；

为t时刻的热储能设备的功率，kW；

为t时刻的燃气锅炉的热功率，kW；

为t时刻的余热装置回收的热功率，kW；

为余热供热部分的比例系数；

β_heat为供热管网系统的损耗率；

电负荷平衡方程：

为t时刻的电负荷，kW；/>

为t时刻的电储能设备的功率，kW；

为t时刻内燃发电机组的发电功率，kW；

为t时刻从电网购电的功率，kW；

为t时刻向电网售电的功率，kW；

为t时刻电制冷设备的功率，kW；

为其他分布式电源的发电功率，kW。

在另一优选例中，所述的备选方案还满足三联供机组开机方式限制方程，所述三联供机组开机方式限制方程如式(6)所示：

式中，

为t时刻内燃发电机组的耗气速度，m³/h；

G_m为单台三联供机组额定工况的耗气速度，m³/h；

M^t为三联供机组的开机台数，为正整数N。

在另一优选例中，三联供机组只能运行在额定功率下，因此内燃发电机组的耗气速度只能是单台三联供机组额定工况耗气速度G_m的整数倍。

在另一优选例中，在步骤(d)中，还包括对最佳备选运行方案再次进行：(i)复核是否满足冷负荷、热负荷和电负荷平衡；以及(ii)复核是否满足三联供机组开机方式限制条件；并且将满足上述(i)和(ii)复核的最佳备选运行方案，确定为可供使用的最佳备选运行方案。

在本发明的第三方面，提供了一种确定区域能源互联网集成系统优选配置方案的方法，所述方法包括以下步骤：

(1)确定一区域，所述区域为需要配置能源互联网集成系统的社区；

其中，所述集成系统包括：

(a)集成能源模块；

(b)产能模块，所述的产能模块包括：冷热电三联供设备、分布式光伏设备和分布式风电设备；

(c)能量转化模块，所述的能量转化模块包括冷热负荷调峰设备和储能设备；以及

(d)能量使用模块，所述的能量使用模块包括用电设备、任选的用冷设备以及任选的用热设备；

其中，所述的集成能源模块与所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块相连接；

并且所述的集成系统还包括能量管理模块，所述能量管理模块用于控制和管理所述集成能源模块的运作；

(2)基于所述区域的用能需求，提出m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案,m为≥2的正整数；

(3)对于各候选的区域能源互联网集成系统配置方案，按式(I)分别计算其运行成本Zm，其中，m定义如上；

式中，

NY为运行时段的总数，并且为3-52的正整数，

j为运行时段的编号，且分别为1-NY的正整数；

Zmj表示第m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案，在运行时段j的子运行成本；

其中，各Zmj为依据所述区域在j运行时段的历史用能数据和/或预测用能需求数据，基于式(II)计算出的子运行成本：

其中，p_BE为实时购电价，￥/kWh；

为t时刻从电网购电功率，kW；

p_SE为实时上网电价，￥/kWh；

为t时刻向电网的售电功率，kW；

p_G为实时气价，￥/m³；

为t时刻内燃发电机组的耗气速度，m³/h；

为t时刻内燃气锅炉的耗气速度，m³/h；

p_c为冷储能设备的成本；

p_h为热储能设备的成本；

p_e为电储能设备的成本；

(4)从所述m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案中，选择Zm值最小的方案，作为区域能源互联网集成系统优选配置方案。

在本发明的第四方面，提供了一种本发明区域能源互联网集成系统工程建设的可行性研究方法(简称为“可研方法”)，所述方法包括以下步骤：

(1)理解项目的总体要求，介绍项目的预期目标；

(2)调研项目内的资源及负荷情况；分析区域内能源的特性，分析项目范围内各种资源的现况，包括可再生能源，化石能源以及电力；分析项目内各种负荷的情况，并对负荷未来的情况作出预测；

(3)通过分析区域内各种用能需求的特性，分析区域内能源资源与负荷匹配的方式，选择合适的设备；

(4)分析能源互联网组网方式，包括物理网组网方式和信息网组网方式，实现能源模块的自由接入，即插即用；

(5)研究多能互补方案、能源与信息融合方案、“互联网+”方案。

(6)对项目的几种建设方案并进行对比可行分析，得到优选的建设方案；

(7)分析能源互联网运行模式，得到适合项目的运行机制，包括系统运行及市场化运行等方面；

(8)分析能源互联网的经济性；介绍项目的节能降耗情况、经济效益、财务及社会效益；

(9)得到可行性方案。

应理解，在本发明范围内中，本发明的上述各技术特征和在下文(如实施例)中具体描述的各技术特征之间都可以互相组合，从而构成新的或优选的技术方案。限于篇幅，在此不再一一累述。

附图说明

图1为区域能源互联网集成系统示意图；

图2为区域能源互联网集成系统多能互补系统结构图；

图3为一种典型的综合管廊的横断面布置示意图；

图4为一种典型的区域能源互联网集成系统工程建设可研流程示意图。

具体实施方式

本发明人经过广泛而深入的研究，首次开发了一种新型的区域能源互联网集成系统，及其最佳运行方式确定方法、配置优化方法及工程建设可研方法。

术语

如本文所用，术语“能源互联网”指：是一种以可再生能源为主要能量单元的新型能源供用体系，分散型可再生能源可以在网内自由流动，像信息在互联网上自由流动一样。

可研方法：即可行性研究方法，是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研，分析比较以及预测建成后的社会经济效益的方法。

下面结合具体实施例，进一步阐述本发明。应理解，这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。

能源互联网

本发明提供了一种如第一方面中所述区域能源互联网集成系统。

如图1所示，一种典型的区域能源互联网集成系统包括：

集成能源模块、能量管理模块、冷热电三联供设备、分布式光伏设备、分布式风电设备、冷热负荷调峰设备、储能设备以及用电设备、用冷设备和用热设备。

其中，冷热电三联供设备、分布式光伏设备和分布式风电设备共同组成产能模块；

冷热负荷调峰设备和储能设备共同组成能量转化模块；

用电设备、任选的用冷设备以及任选的用热设备共同组成用能模块；

能量管理模块包括区域能源管理模块、建筑能源管理模块、或其组合。

在本发明的集成系统中，所述的能量管理模块按多能互补方式控制产能模块、所述能量转化模块和所述的能量使用模块的运行。

在另一优选例中，所述的多能互补方式指指以冷热电三联供机组为主要供能单元，并将供能范围内其他分布式电源纳入统一调度管理，通过公共连接点(Point ofCommonCoupling，PCC，即电力系统中一个以上用户负荷连接处)与城市电网形成互补交换电力。

如图2所示，区域能源互联网集成系统多能互补系统以冷热电三联供系统为主要供能单元，其中冷热电三联供系统主要包括天然气内燃发电机组、燃气锅炉、余热回收系统、溴化锂吸收式制冷机组和电制冷机组等设备。该多能互补系统工作原理为：天然气内燃发电机组向用户提供电力；同时，其产生的高温烟气余热可被余热回收设备回收，该部分热量可输送至溴化锂吸收式制冷机组和热交换器分别满足用户的冷、热负荷需求；也可以采用电制冷机组为用户供冷，如燃气内燃发电机组无法满足电制冷机组需求，则由城市电网补充。

在一优选例中，所述区域能源互联网集成系统内物理设备共联采用综合管廊技术，管廊内包括电缆、冷水管道、热蒸汽管道、热水管道、天然气管道、通讯线缆及自来水管道、生活污水管道等。

典型地，所述综合管廊的横断面布置有如下要求：

(a)天然气管道应敷设在独立舱室内；

(b)热力网中蒸汽管道应敷设在独立舱室内；

(c)热力管道与电力电缆不能敷设于同一舱室内。

一种典型的综合管廊横断面布置如图3所示，其中，天然气管道敷设在独立舱室1内，热蒸汽管道和热水管道敷设在另一个独立舱室2内，电缆和通讯线缆敷设于一个区别于蒸汽管道和热水管道所敷设的独立舱室3内，冷水管道、自来水管道和生活污水管道敷设在独立舱室4内。

在另一优选例中，地下综合管廊系统的主干网络中的管径需满足以下要求：

(1)热蒸汽管径不小于DN500；

(2)冷水(供)、冷水(回)管径不小于DN500；

(3)热水(供)、热水(回)管径不小于DN300；

(4)天然气管网耐气压不小于1MPa，管径不小于DN500；

(5)电缆管沟按照8回10kV(截面800mm²)预留；

(6)通讯网内采用综合布线方式，预留足够的空间放入光纤、光缆等。

确定能源互联网集成系统最佳运行方式的方法

本发明还提供了确定区域能源互联网集成系统最佳运行方式的方法，该方法包括以下步骤：

(a)提供一区域，所述区域已配置有本发明第一方面所述的区域能源互联网集成系统；

(b)在所述区域能源互联网集成系统的运行之前或之中，基于所述区域的用能需求，提供N个备选方案，所述N个备选方案是能源互联网集成系统的备选运行方案，其中N为≥2的正整数；

(c)基于运行相关参数，按照式(1)计算运行成本Y值，从而得出N个备选方案的各自的运行成本值Y₁～Y_N；其中所述的运行相关参数为式中所定义的各参数；

式中，各参数的定义如上所述；

(d)对于所述N个备选方案中，比较其各自的运行成本值Y，并从中确定对应于具有最小运行成本Y_min的方案，作为最佳备选运行方案；和

(e)按所述最佳备选运行方案，对所述区域能源互联网集成系统进行运行。

在另一优选例中，所述的N个备选方案包括：所述区域能源互联网集成系统的当前运行方案。

在另一优选例中，在步骤(c)中，在以下设定条件下计算运行成本Y值：等效认为在时段T内负荷和出力都保持稳定。

在另一优选例中，在步骤(d)中，所述的比较采用选自下组的方法：

(d₁)当N个备选方案包括所述区域能源互联网集成系统的当前运行方案时，将基于实时数据按照式(1)计算得出的所有N个区域能源互联网集成系统备选运行方案的运行成本值Y₁～Y_N统一进行比较，选择运行成本Y₁～Y_N中对应于具有最小运行成本Y_min的方案，作为区域能源互联网集成系统的最佳备选运行方案；

(d₂)当N个备选方案不包括所述区域能源互联网集成系统的当前运行方案时，将基于实时数据按照式(1)计算得出的所有N个区域能源互联网集成系统备选运行方案的运行成本值Y₁～Y_N，选择运行成本Y₁～Y_N中的最小运行成本Y_min，其中，对应于Y_min的方案为潜在备选运行方案；然后所述的Y_min将与当前运行方案下的运行成本值Y₀进行比较，并确定对应于Ymin和Y0中最小运行成本的方案，作为最佳备选运行方案。

在另一优选例中，在步骤(d)中，还包括对最佳备选运行方案再次进行：(i)复核是否满足冷负荷、热负荷和电负荷平衡；以及(ii)复核是否满足三联供机组开机方式限制条件；并且将满足上述(i)和(ii)复核的最佳备选运行方案，确定为可供使用的最佳备选运行方案。

确定能源互联网集成系统优选配置方案的方法

本发明还提供了确定区域能源互联网集成系统优选配置方案的方法，该方法包括以下步骤：

(a)确定一区域，所述区域为需要配置本发明第一方面所述的区域能源互联网集成系统的社区；

(b)基于所述区域的用能需求，提出m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案,m为≥2的正整数；

(c)对于各候选的区域能源互联网集成系统配置方案，按式(I)分别计算其运行成本Zm，其中，m定义如上；

式中，

NY为运行时段的总数，并且为3-52的正整数，

j为运行时段的编号，且分别为1-NY的正整数；

Zmj表示第m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案，在运行时段j的子运行成本；

其中，各Zmj为依据所述区域在j运行时段的历史用能数据和/或预测用能需求数据，基于式(II)计算出的子运行成本：

其中，各参数如上定义；

(d)从所述m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案中，选择Zm值最小的方案，作为区域能源互联网集成系统优选配置方案。

在另一优选例中，在步骤(d)中，选择Zm值最小的二个方案，作为区域能源互联网优选配置方案，并进一步比较这两个方案的设备建设成本。

在另一优选例中，在步骤(d)中，选择Zm值最小的一个方案，作为区域能源互联网优选配置方案。

在本发明中，所述的模拟运行时段总长没有特别限制，通常至少为1个月－10年，较佳地为3个月-5年，更佳地为0.5-2年。

此外，在本发明中，所述的模拟运行时段没有特别限制，可以为1或n小时，1或n天，1或n周，1或n个月或1或n个季度。此外，也可以为半天、半个月。

在另一优选例中，所述的运行时段为月，而NY为12个。

在另一优选例中，所述的运行时段为月，而NY为24个。

在另一优选例中，所述的运行时段为1/2月，而NY为24个。

在另一优选例中，所述的运行时段为2月，而NY为6个。

在另一优选例中，所述的运行时段为3月，而NY为4个。

在另一优选例中，所述的运行时段为4月，而NY为3个。

在另一优选例中，所述的运行时段为1周，而NY为52个。

能源互联网集成系统工程建设可研方法

本发明还提供了能源互联网集成系统工程建设的可行性研究方法(简称为“可研方法”)，所述方法包括以下步骤：

(1)理解项目的总体要求，介绍项目的预期目标；

(2)调研项目内的资源及负荷情况；分析区域内能源的特性，分析项目范围内各种资源的现况，包括可再生能源，化石能源以及电力；分析项目内各种负荷的情况，并对负荷未来的情况作出预测；

(3)通过分析区域内各种用能需求的特性，分析区域内能源资源与负荷匹配的方式，选择合适的设备；

(4)分析能源互联网组网方式，包括物理网组网方式和信息网组网方式，实现能源模块的自由接入，即插即用；

(5)研究多能互补方案、能源与信息融合方案、“互联网+”方案。

(6)对项目的几种建设方案并进行对比可行分析，得到优选的建设方案；

(7)分析能源互联网运行模式，得到适合项目的运行机制，包括系统运行及市场化运行等方面；

(8)分析能源互联网的经济性；介绍项目的节能降耗情况、经济效益、财务及社会效益；

(9)得到可行性方案。

在另一优选例中，所述步骤(1)包括分析项目的规模、区域内已有的设施、项目的预期目标，以及初步的建设方案等。

在另一优选例中，所述步骤(2)中的负荷情况包括供能区域内冷、热、电负荷现状，各类负荷不同时间断面负荷特性分析、电动车充电桩负荷情况等。

在另一优选例中，所述步骤(4)中的物理网组网方式为综合管廊，即地下城市管道综合走廊；所述信息网组网方式为综合布线。

在另一优选例中，所述步骤(5)中的“互联网+”方案是指在能源生产侧构建网络交易平台，各类能源服务公司都能够在平台上开网店，出售各类能源产品和服务；在能源消费侧构建团购平台，用户在网路上以团购的方式聚集购买力。

所述多能互补方案以运行成本最低为目标优化系统，确定系统的整体最优运行方案。该研究方法仅针对运营阶段，暂不考虑基建投资费用。优化系统根据当前的冷热电负荷、气/电价格、风/光出力以及储能设备状态计算得出内燃机出力大小、余热利用方式、电制冷机出力大小和燃气锅炉的功率。其中，在风/光过剩时可通过电储能消纳，也可以电制冷机组供冷，或者转化为冷储存起来。

在另一优选例中，所述步骤(6)中的建设方案包括冷热电三联供系统、冷负荷调峰设备、热负荷调峰设备、分布式光伏、分布式风电、充电设备、电储能设备、信息控制网络、综合能源管理系统。

在另一优选例中，所述步骤(6)中的对比可行分析包括技术比选和经济比选；所述技术比选的指标包括建筑面积、管网长度、工程量、区域年平均能源综合利用率、区域节能率、各发电设备年利用小时数等；所述经济比选的指标包括工程造价、补贴收入、施工费用、土地费用、设备采购费、设计费等。

基于本发明，区域能源互联网集成系统功程建设的可行性研究结果，可以用可研报告形式进行总结。

通常，可研报告包括以下内容：

1概述

1.1项目背景

描述项目地理位置、社会经济基本情况，已与有关部门、企业或个人开展的前期工作进展。

1.2项目单位概况

说明项目单位各投资方资产性质及股东构成、经营年限、主营业务、可再生能源行业及电力行业主要业绩、资产负债等。

1.3编制原则及依据

说明项目编制的国标、行标以及主管部门的文件等。

2负荷分析

2.1负荷现状

说明区域经济发展和能源需求概况，拟供能区域负荷(冷、热、电)现状，对各类负荷进行不同时间断面负荷特性分析(至少包括典型季节和典型日)。

说明各类负荷的用能价格体系与年度使用成本。

配置电动车充电桩的需单独描述充电负荷情况。

2.2负荷预测

结合当地过去1～2年的用能情况及规划，分析本工程设计水平年及远景水平年各时间断面负荷特性。

3资源分析

对项目拟建地区内可利用条件进行分析，作为建设方案的基础。资源类型主要包括风能资源、太阳能资源和天然气资源等，也包括可利用的区域配电网网络资源。

3.1风能资源

描述项目所在地的风资源，结合场地因素估算可利用的风能大小。

3.2光伏资源

描述项目所在地的光照条件，结合场地因素估算可利用的光伏资源大小。

3.3燃气资源

描述项目所在地的燃气管网条件、气价以及可利用的燃气量。

3.4配电资源

描述项目所在地的配电网情况、可接入的变电设备，也可结合土地情况论述新建变电站的可能性。

4项目规模

4.1项目现状

描述项目所在地已有的供能、供电情况。

4.2建设目标

分析项目对当地经济和居民生产生活的促进作用，论述本工程建设条件和环境经济效益，论证本工程建设的必要性。

提出项目整体建设运行的目标，包括新能源的渗透率，能源综合效率等。

4.3工程规模

说明本工程场址概况、分析与用地、环保、电网等规划的符合性和协调性。

根据项目的实际需求，结合资源分析结论，简述各类供能、储能及充电设备的总容量。

提出本工程各项主要装置的建设时序。

5方案设计

5.1总体方案

5.1.1供能设备分析

根据项目所在地各种能源特性与负荷特性，按照项目目标与原则统筹分析相应各种供能设备的容量、布点、管网路径等。

可选择不同的设备，组合出不同的方案。

5.1.2电源与电网建设分析

根据项目所在地各种电力负荷特性，按照项目目标与原则统筹分析相应各种电源的容量及其配比，分析各类电源各时间断面的出力特性。结合电源的布点和出力安排电网构成与电网建设需求，包括变电设备(包括交流变压器与电力电子变电设施)的布点和规模，确定各类电源接入系统的方案。

5.1.3充电桩建设分析

根据电网配置方案和充电负荷特性，合理布点充电桩的位置和数量。

5.1.4储能系统

根据项目目标与原则，提出本工程储能系统配置原则、配置容量。可充分考虑“互联网+”技术方案，采用云储能方案。

5.2工程布置

按照不同方案分别提出能源互联网工程的用地范围和面积，说明构成能源互联网的各种设备的总体布置。

5.3建设方案

结合项目的技术特点，分不同方案分别提出能源互联网各组成单元的建设时序安排及拟采用的建设方案。

6工程建设方案比选

6.1工程建设条件

描述工程所在区域自然条件，包括地形地貌、用地类型、用地面积、工程地质、地下矿藏资源、水文气象、拆迁工程及工程量、站区自然地面标高等。

结合周围环境，说明工程与周围各类建筑物、保护区、河流湖泊、机场、道路、军事设施等的关系及可能存在的相互影响。

6.2技术比选

根据自然条件、对周边的影响及施工难度，对多个方案的可行性进行定性分析，并进行综合技术比较。

6.3经济比选

对各方案的投资规模、收益率等做比选。

6.4推荐建设方案

根据技术比选和经济比选的结果，综合分析给出推荐的建设方案包括设备配置及建设方案，线路、管网方案和储能设施具体布置方案。

7项目运行机制

7.1典型运行方案

结合项目的技术特点，提出能源互联网各阶段的典型运行方案。

7.2系统控制方案

结合不同的负荷情形和外部条件，描述各种可行的系统控制方案。

7.3能源与信息融合机制

根据能源流和信息流的特性，提出两者的融合机制。

7.4市场化运行机制

结合能源互联网的基本技术特征，提出项目市场化运行机制。

8节能降耗分析

8.1能耗分析

详细说明本工程主要能耗种类、数量和能源利用效率。

8.2节能分析

分析提出系统相对于燃煤电厂、热水锅炉、风冷热泵等传统用能设备可节约化石能源总量、温室气体和其他污染物减排量。

8.3降耗分析

分析提出本工程方案内系统运行过程中可采用的降耗措施。

9设计概算

9.1测算条件

9.1.1编制原则及依据

说明工程设计概算价格水平年。

说明定额、费用标准及有关文件规定。

9.1.2基础单价、取费标准

包括人工、机械、材料、建筑与安装等各项费用标准与依据。

9.1.3主要设备价格

说明各供能设备、储能设备、变电主要设备、配电线路导线(/电缆)、管网等价格。

说明设备运杂费计算标准。

9.1.4资金费率

建设项目资金来源和资本金比例、基本预备费率、年物价上涨指数、贷款利率、汇率等计算标准。

9.2主要技术经济指标

工程静态投资，单位静态投资；工程动态投资，单位动态投资；

9.3设计概算表

包括总概算表，各分项工程的概算，设备及安装工程概算表、建筑工程概算表和其他费用概算表。

10财务评价和社会效果分析

10.1财务评价边界条件

10.1.1财务政策。

包括工程拟建地区已明确的价格政策、优惠及补贴政策(如财税优惠、补贴等)，并附有关文件扫描件。

10.1.2评价周期

说明各主要配置的建设工期及其财务评价计算期(包括建设期和运营期)。

10.1.3资金来源与融资方案

说明项目资金来源、筹措方式。说明投资各方的出资比例、币种和分利方式；项目债务资金应说明债务资金条件，包括支付方式、贷款期限、贷款利率、还本付息方式及其他附加条件等。

10.2财务评价

10.2.1总成本费用计算

固定资产价值和其他资产价值计算。

总成本计算。

供能、电源与储能项目的发电成本，主要包括燃料费、外购电力费、水费、其他材料费、工资及福利、折旧费、摊销费、修理费、保险费、财务费用、其他费用等。

10.2.2效益计算

根据项目运行机制、合理的负荷需求预测和各类运行边界条件，测算项目的整体效益。

10.2.3清偿能力分析

进行借款还本付息计算和资产负债计算，分析项目的偿债能力，提出利息备付率、偿债备付率和资产负债率。

10.2.4盈利能力分析

通过项目财务现金流量计算，分析项目技术方案的经济可行性和项目的盈利能力水平，计算项目总投资收益率、资本金净利润率等财务评价指标。

10.2.5财务生存能力分析

在分析项目总投资计划与资金筹措、发/供、售电收入与税金、总成本费用和利润与利润分配的基础上编制财务计划现金流量表，分析项目是否有足够的净现金流量维持正常运营，以实现财务可持续性。

10.2.6不确定性分析

进行盈亏平衡分析和敏感性分析。

10.2.7财务评价结论

编制财务评价指标汇总表及各项财务评价表，提出工程项目财务可行性评价结论。

10.3社会效果评价

分析评价项目建设对所在地经济发展、城镇建设、劳动就业、生态环境等方面现实和长远影响。

分析本项目在提高项目所在地的综合能源利用率的同时，对进一步促进可再生能源的发展的影响。

11结论及建议

综述项目在技术、经济、社会与环境等方面的可行性研究主要结论。

分析实施项目的创新性成果及其归类(技术产品创新、系统集成创新、商业模式创新)，评述成果推广应用前景。

提出今后工作的意见或建议。

本发明的主要优点包括：

(a)本发明提出能源互联网集成系统，集成系统内的三联供设备及分布式风电、光伏的使用实现了多种能源的综合管理和梯级利用，大幅提高了能源的使用效率和减少碳排放，提高了可再生能源的消纳能力。

(b)能源互联网集成系统的储能设备增强了系统的可靠性和应对突发情况的能力，实现了冷、热、气、水、电等多种能源类型的优化互补。

(c)本发明提出能源互联网集成系统优化运行方法和优选的配置方案确定方法，以成本最低为目标，确定最优选的运行方案和配置方案，满足区域用能需求的同时节约了成本，提高了综合资源利用率。

(d)本发明提出地下综合管廊技术应用在能源互联网集成系统物理网络自由接入中，同时也避免了频繁挖掘道路而对交通和居民出行造成影响和干扰，保持路容完整和美观。有效利用了道路下的空间，节约了城市用地。由于减少了道路的杆柱及各种管线的检查井、室等，美化了城市的景观。

(e)本发明提出能源互联网项目的可行性研究方法，综合考虑投资必要性、技术的可行性、财务可行性、组织可行性、经济可行性、社会可行性、风险因素及对策，有助于后期工程建设。

下面结合具体实施例，进一步阐述本发明。应理解，这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。下列实施例中未注明具体条件的方法，通常按照常规条件，或按照制造厂商所建议的条件。

实施例1

以某大型城市某社区为例，该社区相当于10MW以下，35KV的变压器的供电能力。对于该社区进行区域能源互联网项目建设可研性分析如下：

1.项目背景

该社区内宾馆的空调冷负荷约为9711kW，空调热负荷为2954kW。其中基本冷负荷和基本热负荷分别约为4000kW和1000kW，调峰冷负荷和调峰热负荷约为6000kW和2000kW；基本负荷运行时间约为14个小时，调峰负荷运行时间约为10个小时。宾馆全年月平均用电负荷在842kW～1875kW之间，负荷具有较为明显的季节特性，八月份的平均用电负荷比三月份多出100％以上。宾馆春秋季及夏季最高用电负荷达到容量的70％～80％，冬季用电负荷较小。

大型商场空调冷负荷约为4190kW，空调热负荷为2686kW。大型商场的冷负荷具备一般商场所具备的特点，负荷时间集中，且运行期间较为稳定。热负荷在供热期间变化较大，需要空调设备调节能力较强。

目前该社区内已经配置充电桩10个，单个桩最大充电功率7kW。目前该社区内充电桩在工作日时间均满负荷运转，稳定充电负荷约为60～70kW。

2负荷预测

大型商场及宾馆的规模均已达到极限情况，因此用能负荷会比较稳定，未来也不会有增长。但由于城区充电汽车数量的不断增多，充电负荷将增长快速。测算2017年该大型社区的充电负荷将达到600～700kW。

3.资源分析

(a)风能资源：

该大型社区所在城市风电年利用小时数在1800-2300小时之间，没有弃风限电问题。最近四年内，有三年利用小时数超过2000，高于全国平均水平。

(b)光伏资源

该大型社区所在城市年日照时数在1900小时左右，年累计太阳辐射量4200-5000MJ/㎡,相当于日辐射量3.2-3.8kWh/㎡。其中日照时数分布以夏季最多，达600-700小时，占年总时数的三分之一左右；冬季最少，约360-465小时，仅占年总时数的18-23％。该大型社区面积约为40万平方米，预计可见光伏面积4万平方米，预计可建分布式光伏4000～5000kW。

(c)燃气资源

该大型社区所在城市内的天然气资源充沛，适宜建设天然气冷热电联供示范项目，待条件成熟后进行推广。

(d)配电资源

该大型社区内已有220kV电站，该站变电规模3×120MVA，由于该站投运时间较长且周边负荷较大，因此剩余容量较小约为50MVA。

4项目规模

由于该社区场地所限，供能负荷不宜太大，暂定供能范围包括社区内某大型商场、宾馆、及周边的充电桩。宾馆的空调冷负荷约为9711kW，空调热负荷为2954kW，生活用电负荷约1000kW。其中基本冷负荷和基本热负荷分别约为4000kW和1000kW；大型商场空调冷负荷约为4190kW，空调热负荷为2686kW，照明负荷约为1000kW。其中基本冷负荷和基本热负荷分别约为2500kW和1000kW；该大型社区内充电负荷将达到600～700kW。

该大型社区基本冷负荷约为6000kW，基本热负荷约为2000kW，最大冷负荷约为14000kW，最大热负荷约为6000kW。

根据该大型社区内负荷的实际情况，区域能源互联网内需配置可调发电机组容量2000～3000kW，另需配置充电桩总功率600～700kW。

5.方案设计

根据本发明第三方面确定能源互联网集成系统优选配置方案的方法，基于该社区的用能需求，提出m个候选的能源互联网集成系统配置方案；对于各候选的能源互联网集成系统配置方案，按式(I)分别计算其运行成本Zm；从所述m个候选的能源互联网集成系统配置方案中，选择出的Zm值最小的方案(为了充分论证，选择了Zm值最小的二个方案)，即为该社区区域能源互联网集成系统优选配置方案。

将这两个方案作为优选的备选方案：

方案一：配置新的供能设备

考虑本项目内分布式光伏均在该社区内消纳为主，因此光伏装机容量应低于区域内的平均电负荷。再结合该大型社区内宾馆和大型商场屋顶的实际可用资源情况，在采光较好的屋顶(约6000m²)铺设光伏板；在辅楼、门卫房等采光条件一般的屋顶(约1000m²)放置垂直轴风力发电机。因此初步计划布置3000块光伏板，每块300W，每块尺寸1.9×0.9m。由于分布式风机的单机容量较小，一般为1kW～5kW，不会对电网造成明显影响，因此分布式风机的配置原则主要考虑场地资源条件。根据区域内辅楼、门卫房等单体面积较小的建筑特点，同时考虑到城市风资源条件更适合低风速下效率更高的小容量风机，因此初步放置50台垂直轴风力发电机组，单机容量3kW，所有分布式发电设备的二次系统均直接接入区域能源管理系统。

考虑到该社区内的稳定用电负荷约2.5MW，因此配置对应容量的内燃发电机可保证区域内基本用电需求。综合考虑运行灵活性、台数、占地和国内应用成熟度，初步选用2×1.4MW级内燃机。该级别机组对于本项目负荷需求来说单机规模适中，技术性可靠经济性较好，且能适应负荷的增长变化规律。同期配置与之相对应的余热利用装置，包括2×1.4MW级烟气热水型溴化锂机组及2×1.4MW级余热吸收式热机，以确保达到较高的余热利用率，所有设备的二次系统均直接接入区域能源管理系统。

考虑到该社区内的最大冷热负荷约为14MW和6MW，调峰冷热负荷分别约为8MW和4MW，因此需配置对应容量的冷水机组和燃气锅炉。综合考虑运行灵活性、与内燃机发电容量的协调等因素，选用冷水机组2×7MW，燃气锅炉2×3MW作为冷/热供能设备，所有设备的二次系统均直接接入区域能源管理系统。

根据另一优选例的配置经验，考虑在本社区内布置水蓄设备，初步考虑建设3000m³水池，其中2000m³为水蓄冷空间，1000m³为水蓄热空间，所有的水蓄设备均安装能量管理系统直接接入区域能源管理系统。

夜间由于大型商场关闭及充电负荷的减少，存在发电功率大于用电功率可能，为最大限度利用发电容量，同时增强区域能源互联网运行方式的经济灵活性，并提高区域供电的安全可靠性，本项目将同期配置储能电池系统。储能系统的容量配置原则如下：保障大型商场和宾馆重要负荷的安全供电2小时以上，保证夜间风电发电功率的存储。经初步测算，该区域内大型商场和宾馆重要负荷(包括冷热负荷)折合成电功率约为200kW。该大型社区所在城市风电机组年均利用小时数为1600，本项目初步方案风机装机容量为150kW，根据初步计算，风机夜晚发电量约为650kWh，同时参考目前市场主流储能设备(含变流器)的功率型号，储能总容量考虑设为700kW*1h，分成25×28kWh，按分布式布置，同时对每一块储能电池配置30kW AC/DC双向变流器，并配置电池管理系统接入所在楼宇的建筑能源管理系统。其中储能电池的能量密度不低于125Wh/kg，考虑组屏安装。

考虑充电负荷的实际需求，建议区域内配置100个分布式充电桩，单个最大充电功率7kW，并配置充电能量管理系统直接接入区域能源管理系统。

由于该大型社区内有现成的水电气等管网，因此尽量利用现有管网，在需要重新铺设管网的地方尽量采用综合廊道技术。

方案二：利用原有供能设备，适量补充新的供能设备

分布式光伏及风机均保持与方案一相同，即布置3000块光伏板(300W、1.9×0.9m)，放置50台垂直轴风力发电机组，单机容量3kW，所有分布式发电设备的二次系统均直接接入区域能源管理系统。

同样需新配置2×1.4MW级内燃机、同期建设与之相对应的余热利用装置，包括2×1.4MW级烟气热水型溴化锂机组及2×1.4MW级余热吸收式热机，所有设备的二次系统均直接接入区域能源管理系统。

冷热调峰设备均采用原有的冷水机组、燃气锅炉、风冷热泵和空调。包括社区内宾馆的1×400RT和3×800RT的冷水机组、燃气锅炉(容量未知)以及社区内大型商场的17台空调机1台风冷热泵，新建这些老设备的二次系统并接入区域能源管理系统。

同样需布置水蓄设备，初步考虑建设3000m³水池，其中2000m³为水蓄冷空间，1000m³为水蓄热空间，所有的水蓄设备均安装能量管理系统直接接入区域能源管理系统。

储能电池与方案一相同，即储能总容量考虑设为700kW*1h，分成25×28kWh，按分布式布置，同时对每一块储能电池配置30kW AC/DC双向变流器，并配置电池管理系统接入所在楼宇的建筑能源管理系统。

区域内配置100个分布式充电桩，单个最大充电功率7kW，并配置充电能量管理系统直接接入区域能源管理系统。

综合考虑以下各因素：

(i)该社区区域能源互联网内需新配置可调发电机组容量2000～3000kW，同时配备余热利用装置，另需配置充电桩总功率100个左右。社区内宾馆原有的冷水机组、燃气锅炉以及大型商场的电空调及风冷热泵作为冷热调峰设备。

(ii)工程拟在该社区变电站外的综合展示基地内布置两套三联供系统，考虑将现有的电瓶更换区域拆除，建设三联供机房，最小尺寸为30m×14m×5m。与此同时，在综合展示基地内外的汽车停车位上安装20个以上的充电桩。

(iii)该大型社区基本冷负荷约为6000kW，基本热负荷约为2000kW，基本电负荷约为2500kW；调峰冷负荷约为8000kW，调峰热负荷约为4000kW，调峰电负荷约为1000kW(其中充电负荷约600kW)。

(iv)根据区域内负荷的实际情况，区域能源互联网内需配置可调发电机组容量2000～3000kW，制冷设备6000～14000kW，制热设备2000～6000kW，另需配置充电桩总功率600～700kW。

(v)方案一需将该社区变电站外的综合能源展示基地的地下空间做出较大改造，同时需拆除社区内宾馆及大型商场现有的供能设备并换上新的冷水机组及燃气锅炉，调峰冷热供能设备投资大致需要2000～3000万。

因此，最终确定方案二更为合理。

经过计算机仿真计算，该方案二不仅能够满足该社区的用能需求，并且需要投入的成本最低，实际可操作性强，可作为最优选配置方案。

实施例2

区域能源互联网集成系统的运行

提供已配置有本发明的区域能源互联网集成系统的区域，具体为已配置有实施例1所述的区域能源互联网集成系统的社区。在所述区域能源互联网集成系统的运行之前，基于所述社区的用能需求，提供N个区域能源互联网集成系统的的备选运行方案；基于运行相关参数，计算得出N个备选方案各自的运行成本值Y₁～Y_N；对于所述N个备选方案中，比较其各自的运行成本值Y，并从中确定对应于具有最小运行成本Y_min的方案，作为最佳备选运行方案；按所述最佳备选运行方案，对所述区域能源互联网集成系统进行运行。

综合考虑以下因素：

该社区区域能源互联网集成系统内的发电设备装机容量约为4100kW，用电负荷(不计供冷热设备电负荷)约为2700kW。该社区区域能源互联网集成系统内供能设备最大供冷能力为16MW、最大供热能力约为7MW，原有供能设备最大供冷能力为14MW、最大供热能力约为5MW。基本冷负荷约为6MW，基本热负荷约为2MW，最大冷负荷约为14MW，最大热负荷约为6MW。

优先保证区域能源互联网内的风光发电由区域内消纳，供生产用电需求及电动汽车充电。

因此，将以下方案作为优选的方案：

白天太阳能资源充沛时，采用一台内燃机+分布式风光供电。当区域内自发的电力较为匮乏时，考虑从市电配网购电。夜晚市电价格远低于白天市价，可将分布式风机和内燃机所发电力存于储能电池实现更高的经济效益。

在施工改造条件不允许的情况下，原有供能设备也能保证区域内的冷热需求。在电力富余时优先采用电制冷或电制热设备；冷需求或热需求较大时，采用内燃机外加余热设备设为系统的基载主机，冷水机组、燃气锅炉和风冷热泵作为冷热调峰设备。

经过计算机仿真计算，该方案不仅能够灵活响应该社区不同时段的用能需求，并且运行成本最低，可作为最优选运行方案。

在本发明提及的所有文献都在本申请中引用作为参考，就如同每一篇文献被单独引用作为参考那样。此外应理解，在阅读了本发明的上述讲授内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样落于本申请所附权利要求书所限定的范围。

Claims (18)

1.一种确定区域能源互联网集成系统最佳运行方式的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

(a)提供一区域，所述区域已配置有区域能源互联网集成系统，所述区域能源互联网集成系统包括：

(1)集成能源模块；

(2)产能模块，所述的产能模块包括：冷热电三联供设备、分布式光伏设备和分布式风电设备；

(3)能量转化模块，所述的能量转化模块包括冷热负荷调峰设备和储能设备；以及

(4)能量使用模块，所述的能量使用模块包括用电设备、任选的用冷设备以及任选的用热设备；

其中，所述的集成能源模块与所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块相连接；

并且所述的区域能源互联网集成系统还包括能量管理模块，所述能量管理模块用于控制和管理所述集成能源模块的运作；

(b)在所述区域能源互联网集成系统的运行之前或之中，基于所述区域的用能需求，提供N个备选方案，所述N个备选方案是能源互联网集成系统的备选运行方案，其中N为≥2的正整数；

(c)基于运行相关参数，按照式(1)计算运行成本Y值，从而得出N个备选方案的各自的运行成本值Y₁～Y_N；其中所述的运行相关参数为式中所定义的各参数；

式中，

Y为能源中心的成本，￥；

p_BE为实时购电价，￥/kWh；

为t时刻从电网购电功率，kW；

p_SE为实时上网电价，￥/kWh；

为t时刻向电网的售电功率，kW；

p_G为实时气价，￥/m³；

为t时刻内燃发电机组的耗气速度，m³/h；

为t时刻内燃气锅炉的耗气速度，m³/h；

p_c为冷储能设备的成本；

为t时刻的冷储能设备的功率，kW；

p_h为热储能设备的成本；

为t时刻的热储能设备的功率，kW；

p_e为电储能设备的成本；

为t时刻的电储能设备的功率，kW；

(d)对于所述N个备选方案中，比较其各自的运行成本值Y，并从中确定对应于具有最小运行成本Y_min的方案，作为最佳备选运行方案；和

(e)按所述最佳备选运行方案，对所述区域能源互联网集成系统进行运行。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤(c)中，在以下设定条件下计算运行成本Y值：等效认为在时段T内负荷和出力都保持稳定。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤(d)中，所述的比较采用选自下组的方法：

(d₁)当N个备选方案包括所述区域能源互联网集成系统的当前运行方案时，将基于实时数据按照式(1)计算得出的所有N个区域能源互联网集成系统备选运行方案的运行成本值Y₁～Y_N统一进行比较，选择运行成本Y₁～Y_N中对应于具有最小运行成本Y_min的方案，作为区域能源互联网集成系统的最佳备选运行方案；

(d₂)当N个备选方案不包括所述区域能源互联网集成系统的当前运行方案时，将基于实时数据按照式(1)计算得出的所有N个区域能源互联网集成系统备选运行方案的运行成本值Y₁～Y_N，选择运行成本Y₁～Y_N中的最小运行成本Y_min，其中，对应于Y_min的方案为潜在备选运行方案；然后所述的Y_min将与当前运行方案下的运行成本值Y₀进行比较，并确定对应于Ymin和Y₀中最小运行成本的方案，作为最佳备选运行方案。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的运行相关参数选自下组：冷热电负荷、气价格、电价格、风出力、光出力、储能设备状态、运行成本、或其组合。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的运行成本包括燃料成本和用电成本。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的备选方案满足冷负荷平衡方程、热负荷平衡方程、和电负荷平衡；

其中，所述的冷负荷平衡方程、热负荷平衡方程、和电负荷平衡方程分别如式(2)、(4)和(5)所示：

冷负荷平衡方程：

为t时刻的冷负荷，kW；

为t时刻的冷储能设备的功率，kW；

为t时刻的溴化锂设备的冷功率，kW；

为t时刻的电制冷设备的冷功率，kW；

β_cool为供冷管网系统的损耗率；

其中：β_cool＝η·(T_w-T_g)·c·D (3)

η为管道热损系数，T_w为管内水温，T_g为环境温度，c为管内水的比热，D为管网内水的流速；

热负荷平衡方程：

为t时刻的热负荷，kW；

为t时刻的热储能设备的功率，kW；

为t时刻的燃气锅炉的热功率，kW；

为t时刻的余热装置回收的热功率，kW；

为余热供热部分的比例系数；

β_heat为供热管网系统的损耗率；

电负荷平衡方程：

为t时刻的电负荷，kW；

为t时刻的电储能设备的功率，kW；

为t时刻内燃发电机组的发电功率，kW；

为t时刻从电网购电的功率，kW；

为t时刻向电网售电的功率，kW；

为t时刻电制冷设备的功率，kW；

为其他分布式电源的发电功率，kW。

7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的备选方案还满足三联供机组开机方式限制方程，所述三联供机组开机方式限制方程如式(6)所示：

式中，

为t时刻内燃发电机组的耗气速度，m³/h；

G_m为单台三联供机组额定工况的耗气速度，m³/h；

M^t为三联供机组的开机台数，为正整数N。

8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的冷热负荷调峰设备选自下组：冷水机组、热泵、或其组合。

9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的产能模块还包括燃气锅炉。

10.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述产能模块、所述的能量转化模块以及所述能量使用模块，与集成能源模块的连接为直接连接或间接连接。

11.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述能量管理模块包括区域能源管理模块、建筑能源管理模块、或其组合。

12.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述三联供设备包括：燃气发电内燃机机组、烟气热水型溴化锂机组和余热吸收式热机机组。

13.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述区域能源互联网集成系统还设有综合管廊，所述综合管廊中集中统一布设电缆、冷水管道、热蒸汽管道、热水管道、天然气管道、通讯线缆、自来水管道、和生活污水管道。

14.如权利要求13所述的方法，其特征在于，所述的通讯线缆用于将所述能量管理模块与以下模块进行通信连接：所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块。

15.如权利要求13所述的方法，其特征在于，所述的电缆用于将所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块与所述的所述能量管理模块进行电连接。

16.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的集成系统还设有公共连接点，所述的公共连接点为电力系统中一个以上用户负荷连接处的连接设备，所述集成系统通过所述公共连接点与城市电网形成互补交换电力。

17.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的能量管理模块按多能互补方式控制所述产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块的运行。

18.一种确定区域能源互联网集成系统优选配置方案的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

(1)确定一区域，所述区域为需要配置能源互联网集成系统的社区；

其中，所述集成系统包括：

(a)集成能源模块；

(b)产能模块，所述的产能模块包括：冷热电三联供设备、分布式光伏设备和分布式风电设备；

(c)能量转化模块，所述的能量转化模块包括冷热负荷调峰设备和储能设备；以及

(d)能量使用模块，所述的能量使用模块包括用电设备、任选的用冷设备以及任选的用热设备；

其中，所述的集成能源模块与所述的产能模块、所述能量转化模块、和所述的能量使用模块相连接；

并且所述的集成系统还包括能量管理模块，所述能量管理模块用于控制和管理所述集成能源模块的运作；

(2)基于所述区域的用能需求，提出m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案,m为≥2的正整数；

(3)对于各候选的区域能源互联网集成系统配置方案，按式(I)分别计算其运行成本Zm，其中，m定义如上；

式中，

NY为运行时段的总数，并且为3-52的正整数，

j为运行时段的编号，且分别为1-NY的正整数；

Zmj表示第m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案，在运行时段j的子运行成本；

其中，各Zmj为依据所述区域在j运行时段的历史用能数据和/或预测用能需求数据，基于式(II)计算出的子运行成本：

其中，p_BE为实时购电价，￥/kWh；

为t时刻从电网购电功率，kW；

p_SE为实时上网电价，￥/kWh；

为t时刻向电网的售电功率，kW；

p_G为实时气价，￥/m³；

为t时刻内燃发电机组的耗气速度，m³/h；

为t时刻内燃气锅炉的耗气速度，m³/h；

p_c为冷储能设备的成本；

为t时刻的冷储能设备的功率，kW；

p_h为热储能设备的成本；

为t时刻的热储能设备的功率，kW；

p_e为电储能设备的成本；

为t时刻的电储能设备的功率，kW；

(4)从所述m个候选的区域能源互联网集成系统配置方案中，选择Zm值最小的方案，作为区域能源互联网集成系统优选配置方案。

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