CN110661254A - 一种区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法，包括：S1：收集所研究区域基础数据；S2：建立CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型；S3：确定约束条件及目标函数的确定；S4：对CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型进行求解；S5：冷热电互补效益量化指标计算。本发明所述系统运行能完全满足区域内电、冷、热负荷的需求，基于各设备的处理情况计算冷热电互补效益量化指标，通过与冷热电分供系统经济性对比，可以量化出能源间互补耦合的价值；通过对比分析各个区域中综合能源系统冷热电互补的效益，可以有针对性地解决地区中哪个区域适合建设综合能源系统，对综合能源系统规划问题具有指导意义。
Description
技术领域
本发明涉及城市区域综合能源系统规划与优化领域，更具体地，涉及一种区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法。
背景技术
综合能源系统作为一种包含可再生能源的分布式电源综合集成技术，是分布式发电的有效管理单元和重要组织形式，对于推进配电系统的环保性和经济性具有重要的意义。CCHP系统凭借其能效高、环境效益好等优势已成为综合能源系统的主要研究方向之一。
目前国内外对CCHP型综合能源系统优化调度模型和控制方法均有一定的研究，但都尚未明确量化综合能源互补的效益。研究的CCHP型综合能源系统模型结构包括典型CCHP系统母线式结构、集成太阳能和联供系统的太阳能冷热电三联供系统结构以及风光气储互补发电的CCHP模型结构；在进行优化调度时主要考虑了燃气费用和购电费用；控制方式包含电跟随和热跟随两种策略。一方面，现有研究考虑综合能源系统中的设备不全面；再有，优化过程中考虑的目标因素不全面，从而优化结果误差较大；最后，都未明确给出综合能源系统中能源耦合的价值。
发明内容
本发明为克服上述现有技术所述的对CCHP型综合能源系统优化调度模型和控制方法尚未明确量化综合能源互补的效益的缺陷，提供一种区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法。
为了达到上述目的，本发明建立了包括燃气轮机、余热锅炉、燃气锅炉、电制冷机、吸收式制冷机、光伏和蓄电池等主要设备的CCHP型综合能源系统模型，采用以冷热电负荷平衡和总体经济性成本最优来确定设备出力的运行策略，针对模型特性使用基于0-1混合整数线性规划软件对模型进行求解，最后量化分析综合能源系统冷热电互补效益。通过分析各CCHP型综合能源系统内各设备出力、冷热电负荷平衡情况、经济性运行成本来验证所提出的模型和量化方法的有效性，同时对各区域是否适合建设综合能源系统进行深入探究。
所述方法包括以下步骤：
S1：收集所研究区域的冷、热、电负荷功率数据，区域的分时电价和天然气价格，以及系统内各种设备的运行参数；
S2：系统模型构建：建立CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型；
S3：约束条件及目标函数的确定：CCHP型综合能源系统运行约束条件包括电、冷、热平衡约束，设备出力上下限约束；以调度周期内总的运行成本最小为目标函数，包括日燃气费用、日购电费用和设备日运行维护费用；
S4：模型求解：根据S2和S3所建立的数学模型，对CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型进行求解；
S5：冷热电互补效益量化指标计算：从经济性对综合能源系统冷热电互补耦合效益进行量化分析，包含日购电费用、日燃气费用、设备日运行维护费用和设备初始日投资费用四个指标将综合能源系统与冷热电分供系统进行对比分析，得出冷热电互补效益。
本发明提供一种区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法。其包括收集所研究区域夏季、冬季和过渡期典型日24小时的冷、热、电负荷数据；综合能源系统模型构建；确定约束条件及目标函数；模型求解；冷热电互补效益量化指标(包括日购电费用、日燃气费用、设备日运行维护费用和设备初始日投资费用)计算等步骤。针对不同的能源供需应用场景，提出适应价值最优调控策略，深度挖掘多能源综合应用价值，发挥多能源的综合运营优势，是量化综合能源系统冷热电互补效益的目的所在。以中国北方某生态城中的居民区、商业区、办公区和工业区为算例，本发明提供的基于运行模拟的区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法能够通过结合地区综合能源系统内各设备出力、冷热电负荷平衡情况，对比量化冷热电分供系统与冷热电联供系统的效益，突出综合能源系统冷热电互补的经济性优势，可为各区域是否适合建设综合能源系统提供参考依据。
优选地，S2中CCHP型综合能源系统包括：电网、光伏机组、蓄电池、电制冷机、冷负荷、燃气轮机、燃气锅炉、余热锅炉、转换装置、吸收式制冷机、热负荷、电负荷；
电网、光伏机组、燃气轮机、蓄电池、电负荷、电制冷机构成电力系统；光伏机组、燃气轮机为电力系统提供电能；电网和蓄电池既能为电力系统提供电能也能从电力系统吸收电能；电负荷和电制冷机从电力系统吸收电能；
燃气轮机为余热锅炉提供热能，余热锅炉为热转换装置、吸收式制冷机提供热能；燃气锅炉和热转换装置为热负荷提供热能；
吸收式制冷机、电制冷机为冷负荷提供冷能。
优选地，S2中CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型包括燃气轮机数学模型、燃气锅炉数学模型、余热锅炉数学模型、热转换装置数学模型、电制冷机数学模型、吸收式制冷机数学模型、光伏机组数学模型、蓄电池数学模型；
(1)燃气轮机数学模型为：
ηGT＝aβ3-bβ2+cβ+d
其中，ηGT为燃气轮机发电效率；PGT(t)为燃气轮机发电功率；QGT(t)为燃气轮机排出烟气中的余热量；a、b、c、d为正的常数，由燃气轮机发电效率的拟合曲线决定；β为机组电负荷率，即平均电负荷与最大电负荷的比值；
(2)燃气锅炉数学模型为：
QGB(t)＝FGB(t)LNGηGB
其中，QGB(t)为燃气锅炉输出热量；FGB(t)为燃气锅炉的消耗燃气量；ηGB为燃气锅炉效率；LNG为燃气热值；
(3)余热锅炉数学模型为：
QWH(t)＝QWH,in(t)ηWH
其中，QWH(t)为余热锅炉输出热量；QWH,in(t)为输入热量；ηWH为余热锅炉效率；
(4)换热装置数学模型为：
QHX(t)＝QWH,heat(t)ηHX
其中，QHX(t)为换热装置输出热量；ηHX为换热装置效率；QWH,heat(t)为余热锅炉输出热量中用于供给系统热负荷的热量；
(5)电制冷机数学模型为：
QEC(t)＝PEC(t)λEC
其中，QEC(t)为电制冷机输出制冷量；PEC(t)为电制冷机输入电功率；λEC为能效比；
(6)吸收式制冷机数学模型为：
QAC(t)＝QWH,cool(t)ηAC
其中，QAC(t)为吸收式制冷机输出制冷量；ηAC为吸收式制冷机效率；QWH,cool(t)为余热锅炉输出热量中用于供给系统冷负荷的热量；
(7)光伏机组数学模型为：
其中，
为光伏机组预测出力；ηPV为太阳能电池板效率；S为电池板面积；
为单位面积光照强度；
(8)蓄电池数学模型为：
其中，
和
分别为充放电前后蓄电池的储能量；σES为自放电率；ηES,C和ηES,D分别为充放电效率；Δt为仿真时间步长，PES,C为蓄电池的充电功率，PES,D为蓄电池的放电功率。
优选地，S3中约束条件及目标函数的确定方法包括下列步骤：
S3.1：确定目标函数：以调度周期内总的运行成本最小为目标函数，包括日燃气费用、日购电费用和设备日运行维护费用：
minC＝Ffuel+FRm+Fgrid
式中：C为CCHP型综合能源系统的总运行成本；Ffuel为日燃气费用；FRm为设备日运行维护费用；Fgrid为日购电费用；
S3.2：确定约束条件：CCHP型综合能源系统运行约束条件包括电、冷、热平衡约束，设备出力上下限约束，其中：
电功率平衡约束如公式为：
PGT(t)+PPV(t)+Pgrid(t)+PESD(t)-PESC(t)-PEC(t)＝LE(t)
其中，PPV(t)为光伏发电输出的电功率，Pgrid(t)为综合能源系统与配电网交互的电功率，PESD(t)为蓄电池的放电功率，PESC(t)为蓄电池的充电功率，LE(t)为电负荷功率；
冷功率平衡约束如公式为：
λECPEC(t)+QAC(t)＝LCA(t)
其中，LCA(t)为冷负荷功率；
热功率平衡约束如公式为：
QHX(t)+QGB(t)＝LTW(t)
式中：LTW(t)分别为热负荷功率。
优选地，S5中冷热电互补效益量化指标计算方法为：
S5.1：计算日购电费用，计算公式为：
式中：
表示时段t购电电价，
为购电功率，Δt为仿真时间步长，H为总运行时长；
S5.2：计算日燃气费用，计算公式为：
式中：cfc为购买天然气的单位热值价格，为燃气轮机发出的电功率，
为燃气锅炉的产热功率；
S5.3：计算设备日运行维护费用，计算公式为：
kACQAC(t)+kECPEC(t)+kPVPPV(t)+kBTPBT(t)
式中：kGT，kGB和kWH分别为燃气轮机、燃气锅炉和余热锅炉单位时段单位功率运行维护费用；kHX，kAC和kEC分别为换热装置、吸收式制冷机和电制冷机单位时段单位功率运行维护费用；kPV和kBT分别为光伏发电和蓄电池单位时段单位功率运行维护费用，QWH(t)为余热锅炉输出的热功率，QHX(t)为换热装置输出的热功率，QAC(t)为吸收式制冷机输出的冷功率，PBT(t)为蓄电池输出(或输入)的电功率。
S5.4：计算设备初始日投资费用：
式中：Cinv,m为设备m的单位容量投资成本；λm为各设备安装容量；μcrf(r,Y)为资金回收系数，表示一次性投资成本折算到每年的费用支出；Y为设备的使用寿命；r为基准折现率；
S5.5：计算效益量化总费用：
F＝Fgrid+Ffuel+FRm+Finv
其中，Finv为系统内所有设备的总初始日投资费用。
与现有技术相比，本发明技术方案的有益效果是：本发明提供的基于运行模拟的区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法，系统运行能完全满足区域内电、冷、热负荷的需求，基于各设备的处理情况计算冷热电互补效益量化指标，通过与冷热电分供系统经济性对比，可以量化出能源间互补耦合的价值；通过对比分析各个区域中综合能源系统冷热电互补的效益，可以有针对性地解决地区中哪个区域适合建设综合能源系统，对综合能源系统规划问题具有指导意义。
附图说明
图1为实施例1所述区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法流程图。
图2为CCHP型综合能源系统供能结构示意图。
图3a、图3b、图3c分别为居民区综合能源系统电、冷、热负荷平衡及设备出力曲线图。
图4a、图4b分别为商业区综合能源系统电、冷负荷平衡及设备出力曲线图。
图5a、图5b分别为办公区综合能源系统电、冷负荷平衡及设备出力曲线图。
图6a、图6b、图6c分别为工业区综合能源系统电、冷、热负荷平衡及设备出力曲线图。
具体实施方式
附图仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制；
为了更好说明本实施例，附图某些部件会有省略、放大或缩小，并不代表实际产品的尺寸；
对于本领域技术人员来说，附图中某些公知结构及其说明可能省略是可以理解的。
下面结合附图和实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。
实施例1
本实施例提供一种区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法，
如图1所示，所述方法包括以下步骤：
S1：收集包括所研究区域的冷、热、电负荷功率数据，区域的分时电价和天然气价格，以及系统内各种设备的运行参数等基础数据；
S2：系统模型构建：在Matlab建模界面中建立CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型；
S3：约束条件及目标函数的确定：CCHP型综合能源系统运行约束条件包括电、冷、热平衡约束，设备出力上下限约束；以调度周期内总的运行成本最小为目标函数，包括日燃气费用、日购电费用和设备日运行维护费用；
S4：模型求解：根据S2和S3所建立的数学模型，编写了基于Matlab线性规划模型的0-1混合整数规划程序对其求解，由于约束条件中包含耦合变量，如蓄电池的充放电功率，因此在模型中引入0-1变量；
S5：冷热电互补效益量化指标计算：从经济性对综合能源系统冷热电互补耦合效益进行量化分析，包含日购电费用、日燃气费用、设备日运行维护费用和设备初始日投资费用四个指标将综合能源系统与冷热电分供系统进行对比分析，得出冷热电互补效益。
在S1中，所述的收集整理数据的方法为：
收集所研究区域的夏季典型日冷、热、电负荷24小时功率数据，所在区域的分时电价和天然气价格，以及系统内各种设备的运行参数；
以我国北方某一生态城为例，生态城中包含居民区、商业区、办公区和工业区。收集到的居民区、商业区、办公区和工业区中夏季典型日冷、热、电负荷24小时功率数据如表1所示；各区域的分时电价和天然气价格数据如表2所示；综合能源系统内各种设备的运行参数数据如表3所示；综合能源系统内各种设备的安装投资成本及使用寿命数据如表4所示。
表1我国北方某一生态城内各区域的夏季典型日冷、热、电负荷24小时功率数据表
表2我国北方某一生态城内各区域的夏季典型日分时电价和天然气价格数据表
表3综合能源系统内各种设备的运行参数数据表
| 参数 | 数值及单位 |
| 燃气轮机额定效率 | 0.3 |
| 余热锅炉额定效率 | 0.8 |
| 燃气锅炉额定效率 | 0.9 |
| 换热装置额定效率 | 0.9 |
| 吸收式制冷机额定效率 | 1.2 |
| 电制冷机能效比 | 4.0 |
| 蓄电池充电效率 | 0.95 |
| 蓄电池放电效率 | 0.95 |
| 蓄电池自放电率 | 0.04 |
| 蓄电池容量 | 2000kWh |
| 蓄电池最大充电功率 | 400kW |
| 蓄电池最大放电功率 | 800kW |
| 光伏使用维护成本 | 0.08元/kWh |
| 蓄电池使用维护成本 | 0.02元/kWh |
| 燃气轮机使用维护成本 | 0.03元/kWh |
| 余热锅炉使用维护成本 | 0.02元/kWh |
| 燃气锅炉使用维护成本 | 0.02元/kWh |
| 换热装置使用维护成本 | 0.025元/kWh |
| 电制冷机使用维护成本 | 0.01元/kWh |
| 吸收式制冷机使用维护成本 | 0.025元/kWh |
表4综合能源系统内各种设备的安装投资成本及使用寿命数据表
在S2中，根据图2所示的CCHP型综合能源系统供能结构示意图，在Matlab建模界面中建立其数学模型,其数学模型表达式如表5所示；
表5综合能源系统中主要设备及其数学模型
在S3中，所述的约束条件及目标函数的确定方法包括下列步骤：
S3.1：确定目标函数：以调度周期内总的运行成本最小为目标函数，包括日燃气费用、日购电费用和设备日运行维护费用：
minC＝Ffuel+FRm+Fgrid (1)
式中：C为CCHP型综合能源系统的总运行成本；Ffuel为日燃气费用；FRm为设备日运行维护费用；Fgrid为日购电费用。
S3.2：确定约束条件：CCHP型综合能源系统运行约束条件包括电、冷、热平衡约束，设备出力上下限约束，其中：
电功率平衡约束如公式(2)所示：
PGT(t)+PPV(t)+Pgrid(t)+PESD(t)-PESC(t)-PEC(t)＝LE(t) (2)
其中，PPV(t)为光伏发电输出的电功率，Pgrid(t)为综合能源系统与配电网交互的电功率，PESD(t)为蓄电池放出的电功率，PESC(t)为蓄电池吸收的电功率，LE(t)为电负荷功率；
冷功率平衡约束如公式(3)所示：
λECPEC(t)+QAC(t)＝LCA(t) (3)
热功率平衡约束如公式(4)所示：
QHX(t)+QGB(t)＝LTW(t) (4)
式中：LE(t)，LCA(t)，LTW(t)分别为电、冷、热负荷功率。
在S4中，所述的模型求解的方法为：根据S2和S3所建立的数学模型，编写了基于Matlab线性规划模型的0-1混合整数规划程序对其求解，由于约束条件中包含耦合变量，如蓄电池的充放电功率，因此在模型中引入0-1变量；运行程序，耗时0.9918秒，得到的居民区中各设备输出结果如图3a、图3b、图3c所示，得到的商业区中各设备输出结果如图4a、图4b所示，得到的办公区中各设备输出结果如图5a、图5b所示，得到的工业区中各设备输出结果如图6a、图6b、图6c所示。
在S5中，所述的冷热电互补效益量化指标计算方法为:
S5.1：计算日购电费用，如公式(5)所示：
式中：
表示时段t购电电价，元/kWh；
为购电功率，Δt为仿真时间步长，H为总运行时长；
S5.2：计算日燃气费用，如公式(6)所示：
式中：cfc为购买天然气的单位热值价格，元/kWh；为燃气轮机发出的电功率，
为燃气锅炉发出的热功率；
S5.3：计算设备日运行维护费用，如公式(7)所示：
kACQAC(t)+kECPEC(t)+kPVPPV(t)+kBTPBT(t)
式中：kGT，kGB和kWH分别为燃气轮机、燃气锅炉和余热锅炉单位时段单位功率运行维护费用；kHX，kAC和kEC分别为换热装置、吸收式制冷机和电制冷机单位时段单位功率运行维护费用；kPV和kBT分别为光伏发电和蓄电池单位时段单位功率运行维护费用。QWH(t)为余热锅炉输出的热功率，QHX(t)为换热装置输出的热功率，QAC(t)为吸收式制冷机输出的冷功率，PBT(t)为蓄电池输出(或输入)的电功率。
S5.4：计算设备初始日投资费用：
式中：Cinv,m为设备m的单位容量投资成本；λm为各设备安装容量；μcrf(r,Y)为资金回收系数，表示一次性投资成本折算到每年的费用支出；Y为设备的使用寿命；r为基准折现率，本实施例取6.7％。
S5.5：计算效益量化总费用：
F＝Fgrid+Ffuel+FRm+Finv (10)
其中，Finv为系统内所有设备的总初始日投资费用。
根据S4的输出结果以及S5的计算公式，得出我国北方某一生态城中居民区、商业区、办公区和工业区中冷热电互补效益量化结果，结果如表6所示；为了便于比较分析，将传统的冷热电分供系统(即电负荷由电网提供，冷负荷由电制冷机提供，热负荷由燃气锅炉提供)作为案例1，将冷热电互补耦合系统作为案例2。
表6不同区域不同案例费用对比
用包含日购电费用、日燃气费用、设备日运行维护费用和设备初始日投资费用的总费用来量化综合能源系统冷热电互补的效益。由表6可知，案例2相对于案例1节省了购电费用，增加了初始设备投资费用、燃气费用和设备运行维护费用。居民区案例2比案例1整体节约了382.1元，节省率约为1.68％；商业区案例2比案例1整体节约了6597元，节省率约为9.07％；办公区案例2比案例1整体节约了2371元，节省率约为8.09％；工业区案例2比案例1整体节约了3152元，节省率约为2.92％。由于案例2下燃气轮机出力增大，燃气费用略有上升，但同时其购电费用显著降低，且由于商业区和办公区均属于电价较高的地区，所以其在冷热电互补的效益上更加明显，更适合建设综合能源系统。
附图中描述位置关系的用语仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制；
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
S1：收集所研究区域的冷、热、电负荷功率数据，区域的分时电价和天然气价格，以及系统内各种设备的运行参数；
S2：系统模型构建：建立CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型；
S3：约束条件及目标函数的确定：CCHP型综合能源系统运行约束条件包括电、冷、热平衡约束，设备出力上下限约束；以调度周期内总的运行成本最小为目标函数，包括日燃气费用、日购电费用和设备日运行维护费用；
S4：模型求解：根据S2和S3所建立的数学模型，对CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型进行求解；
S5：冷热电互补效益量化指标计算：从经济性对综合能源系统冷热电互补耦合效益进行量化分析，包含日购电费用、日燃气费用、设备日运行维护费用和设备初始日投资费用四个指标将综合能源系统与冷热电分供系统进行对比分析，得出冷热电互补效益。
2.根据权利要求1所述的区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法，其特征在于，S2中CCHP型综合能源系统包括：电网、光伏机组、蓄电池、电制冷机、冷负荷、燃气轮机、燃气锅炉、余热锅炉、转换装置、吸收式制冷机、热负荷、电负荷；
电网、光伏机组、燃气轮机、蓄电池、电负荷、电制冷机构成电力系统；光伏机组、燃气轮机为电力系统提供电能；电网和蓄电池既能为电力系统提供电能也能从电力系统吸收电能；电负荷和电制冷机从电力系统吸收电能；
燃气轮机为余热锅炉提供热能，余热锅炉为热转换装置、吸收式制冷机提供热能；燃气锅炉和热转换装置为热负荷提供热能；
吸收式制冷机、电制冷机为冷负荷提供冷能。
3.根据权利要求2所述的区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法，其特征在于，S2中CCHP型综合能源系统供能结构的数学模型包括燃气轮机数学模型、燃气锅炉数学模型、余热锅炉数学模型、热转换装置数学模型、电制冷机数学模型、吸收式制冷机数学模型、光伏机组数学模型、蓄电池数学模型；
(1)燃气轮机数学模型为：
ηGT＝aβ3-bβ2+cβ+d
其中，ηGT为燃气轮机发电效率；PGT(t)为燃气轮机发出的电功率；QGT(t)为燃气轮机排出烟气中的余热量；a、b、c、d为正的常数，由燃气轮机发电效率的拟合曲线决定；β为机组电负荷率，即平均电负荷与最大电负荷的比值；
(2)燃气锅炉数学模型为：
QGB(t)＝FGB(t)LNGηGB
其中，QGB(t)为燃气锅炉输出热量；FGB(t)为燃气锅炉的消耗燃气量；ηGB为燃气锅炉效率；LNG为燃气热值；
(3)余热锅炉数学模型为：
QWH(t)＝QWH,in(t)ηWH
其中，QWH(t)为余热锅炉输出热量；QWH,in(t)为输入热量；ηWH为余热锅炉效率；
(4)换热装置数学模型为：
QHX(t)＝QWH,heat(t)ηHX
其中，QHX(t)为换热装置输出热量；ηHX为换热装置效率；QWH,heat(t)为余热锅炉输出热量中用于供给系统热负荷的热量；
(5)电制冷机数学模型为：
QEC(t)＝PEC(t)λEC
其中，QEC(t)为电制冷机输出制冷量；PEC(t)为电制冷机输入电功率；λEC为能效比；
(6)吸收式制冷机数学模型为：
QAC(t)＝QWH,cool(t)ηAC
其中，QAC(t)为吸收式制冷机输出制冷量；ηAC为吸收式制冷机效率；QWH,cool(t)为余热锅炉输出热量中用于供给系统冷负荷的热量；
(7)光伏机组数学模型为：
其中，为光伏机组预测出力；ηPV为太阳能电池板效率；S为电池板面积；为单位面积光照强度；
(8)蓄电池数学模型为：
其中，
和
分别为充放电前后蓄电池的储能量；σES为自放电率；ηES,C和ηES,D分别为充放电效率；Δt为仿真时间步长，PES,C为充电功率，PES,D为放电功率。
4.根据权利要求3所述的区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法，其特征在于，S3中
约束条件及目标函数的确定方法包括下列步骤：
S3.1：确定目标函数：以调度周期内总的运行成本最小为目标函数，包括日燃气费用、日购电费用和设备日运行维护费用：
minC＝Ffuel+FRm+Fgrid
式中：C为CCHP型综合能源系统的总运行成本；Ffuel为日燃气费用；FRm为设备日运行维护费用；Fgrid为日购电费用；
S3.2：确定约束条件：CCHP型综合能源系统运行约束条件包括电、冷、热平衡约束，设备出力上下限约束，其中：
电功率平衡约束如公式为：
PGT(t)+PPV(t)+Pgrid(t)+PESD(t)-PESC(t)-PEC(t)＝LE(t)
其中，PPV(t)为光伏发电输出的电功率，Pgrid(t)为综合能源系统与配电网交互的电功率，PESD(t)为蓄电池放出的电功率，PESC(t)为蓄电池吸收的电功率，LE(t)为电负荷功率；
冷功率平衡约束如公式为：
λECPEC(t)+QAC(t)＝LCA(t)
其中，LCA(t)为冷负荷功率；
热功率平衡约束如公式为：
QHX(t)+QGB(t)＝LTW(t)
式中：LTW(t)分别为热负荷功率。
5.根据权利要求4所述的区域综合能源系统冷热电互补效益量化方法，其特征在于，S5中冷热电互补效益量化指标计算方法为：
S5.1：计算日购电费用，计算公式为：
式中：表示时段t购电电价，
为购电功率，Δt为仿真时间步长，H为总运行时长；
S5.2：计算日燃气费用，计算公式为：
式中：cfc为购买天然气的单位热值价格，
为燃气轮机发出的电功率，
为燃气锅炉发出的热功率；
S5.3：计算设备日运行维护费用，计算公式为：
式中：kGT，kGB和kWH分别为燃气轮机、燃气锅炉和余热锅炉单位时段单位功率运行维护费用；kHX，kAC和kEC分别为换热装置、吸收式制冷机和电制冷机单位时段单位功率运行维护费用；kPV和kBT分别为光伏发电和蓄电池单位时段单位功率运行维护费用，QWH(t)为余热锅炉输出的热功率，QHX(t)为换热装置输出的热功率，QAC(t)为吸收式制冷机输出的冷功率，PBT(t)为蓄电池输出(或输入)的电功率；
S5.4：计算设备初始日投资费用：
式中：Cinv,m为设备m的单位容量投资成本；λm为各设备安装容量；μcrf(r,Y)为资金回收系数，表示一次性投资成本折算到每年的费用支出；Y为设备的使用寿命；r为基准折现率；
S5.5：计算效益量化总费用：
F＝Fgrid+Ffuel+FRm+Finv
其中，Finv为系统内所有设备的总初始日投资费用。
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