陳肖楠裴東升徐 霆徐忠球金 明

(華能(上海)電力檢修有限責(zé)任公司,上海市 寶山區(qū) 201900)

0 引言

燃?xì)馊?lián)供系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)能源的綜合梯級利用,相較常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)具有多方面的優(yōu)勢。三聯(lián)供系統(tǒng)可使天然氣的熱能得到充分利用,綜合能源利用效率可達(dá)90%以上[1];三聯(lián)供系統(tǒng)采用自發(fā)自用的方式,可避開電網(wǎng)用電高峰,緩解電網(wǎng)的供電壓力,實(shí)現(xiàn)了錯(cuò)峰用電,削峰填谷[2-4]。同時(shí),其運(yùn)營、維護(hù)費(fèi)用較低,投資回收期短。鑒于此,許多國內(nèi)外學(xué)者對三聯(lián)供系統(tǒng)進(jìn)行研究。張瑜[5]以商業(yè)綜合體項(xiàng)目的負(fù)荷特性為基礎(chǔ),研究了燃?xì)饫錈犭娙?lián)供系統(tǒng)發(fā)電設(shè)備容量的選擇方法;周守軍等人[6]則通過建立負(fù)荷預(yù)測模型來研究三聯(lián)供系統(tǒng)蓄能裝置在過渡季節(jié)的運(yùn)行調(diào)節(jié)方式;倪俊等人[7]提出基于需求響應(yīng)的分布式能源冷熱電三聯(lián)供系統(tǒng)配置優(yōu)化方法;孫雯等人[8]以經(jīng)濟(jì)成本最小為目標(biāo)函數(shù),提出了基于固體氧化物燃料電池的冷熱電三聯(lián)供系統(tǒng)的運(yùn)行調(diào)度模型;YAN 等人[9]提出2階段多目標(biāo)隨機(jī)魯棒混合優(yōu)化模型以確定混合冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)的最優(yōu)設(shè)備容量;TAKLEH 等人[10]提出了一種高效的太陽能-地?zé)崛?lián)供系統(tǒng)。LI等人[11]則提出了一種基于跟隨電負(fù)荷、熱負(fù)荷、電熱混合負(fù)荷能量互補(bǔ)特性的交互運(yùn)行策略,以提高區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的性能。CHEN[12]提出了一種面向醫(yī)院的生產(chǎn)冷熱電氣聯(lián)合的系統(tǒng)概念,正常運(yùn)行可滿足節(jié)能減排的需求,在嚴(yán)峻條件下可持續(xù)滿足能源和醫(yī)用氣體的供應(yīng)需求;BAE[13]則提出了利用光伏光熱和地源熱泵實(shí)現(xiàn)零能耗建筑三聯(lián)供系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)解決方案;YAN[14]在考慮冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)的能源供應(yīng)獨(dú)立性、環(huán)境影響、經(jīng)濟(jì)性能和能源效率的基礎(chǔ)上提出了冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)最優(yōu)容量的多目標(biāo)隨機(jī)多場景優(yōu)化方法。

作為綠色電力的代表,光伏發(fā)電已得到了廣泛使用,但太陽能不穩(wěn)定、不連續(xù)的特性使其發(fā)展受到了限制。將燃?xì)馊?lián)供系統(tǒng)與光伏系統(tǒng)相耦合,可克服上述缺點(diǎn),并提高系統(tǒng)使用效率,促進(jìn)項(xiàng)目節(jié)能減排。學(xué)者也對光伏與燃?xì)馊?lián)供系統(tǒng)耦合應(yīng)用展開了相關(guān)研究,楊鎮(zhèn)閣等人[15]設(shè)計(jì)了光伏組件、太陽能集熱器與冷熱電聯(lián)供集成的多能互補(bǔ)系統(tǒng);楊曉輝等人[16]研究了光熱輔助三聯(lián)供系統(tǒng)、光伏輔助三聯(lián)供系統(tǒng)、光伏光熱輔助三聯(lián)供系統(tǒng)在不同配置方案、不同運(yùn)行模式運(yùn)行時(shí)不同評價(jià)指標(biāo)的變化規(guī)律;張衡[17]則對新型復(fù)合拋物面聚光器、低倍聚光光伏/光熱組件、光伏耦合熱泵熱電聯(lián)供和耦合溴化鋰吸收式制冷系統(tǒng)及系統(tǒng)性能開展理論分析及優(yōu)化;郝欣等人[18]將煙氣廢熱一部分分配到太陽能蒸汽聯(lián)合循環(huán)模塊發(fā)電,另一部分分配到溴化鋰吸收式熱泵模塊制冷;陳紅兵等人[19]則利用遺傳算法優(yōu)化神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)的方法建立了太陽能光伏光熱系統(tǒng)性能的仿真預(yù)測模型,其預(yù)測精確度優(yōu)于單一神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型;羅遲等人[20]提出了一種新型的太陽能噴射式電熱(冷)聯(lián)供系統(tǒng),利用太陽能光熱,通過簡單閥門切換實(shí)現(xiàn)電冷聯(lián)供和電熱聯(lián)供;FAIZAN 等人[21]提出了一種在偏遠(yuǎn)地區(qū)利用拋物槽式集熱器生產(chǎn)電力、制冷和淡水的新型太陽能三代系統(tǒng);CHEN 等[22-23]對分時(shí)電價(jià)下,亞熱帶氣候下基于光伏集熱器的太陽能三聯(lián)供系統(tǒng)進(jìn)行了評估與分析;CALISE[24-25]設(shè)計(jì)了一種聚光光伏/光熱集熱器的新型高溫太陽能三聯(lián)供系統(tǒng),并對其進(jìn)行了動(dòng)態(tài)模擬;BELLOS等人[26]對基于有機(jī)朗肯循環(huán)和吸收式熱泵的太陽能三聯(lián)供系統(tǒng)進(jìn)行了參數(shù)分析與優(yōu)化。

綜上所述,國內(nèi)外學(xué)者對于三聯(lián)供耦合光伏系統(tǒng)的可行性已進(jìn)行了相關(guān)論證,并對兩者的集成耦合應(yīng)用展開了分析研究,但對于其運(yùn)行策略方面的研究還略有不足。因此,本文通過建立系統(tǒng)的性能評估及經(jīng)濟(jì)性測算模型,對不同邊界條件下三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析比較;并以實(shí)際項(xiàng)目為例,以系統(tǒng)綜合運(yùn)行費(fèi)用為優(yōu)化目標(biāo),確定冬、夏季典型日負(fù)荷工況下燃?xì)馊?lián)供耦合光伏系統(tǒng)的運(yùn)行策略,可為相關(guān)項(xiàng)目的運(yùn)行優(yōu)化提供理論指導(dǎo)及建議。

1 三聯(lián)供系統(tǒng)設(shè)備模型的建立

內(nèi)燃機(jī)模型為

式中:ηd為電效率;P為內(nèi)燃機(jī)實(shí)際發(fā)電量,kW·h;Q為內(nèi)燃機(jī)消耗的天然氣熱量,kJ;ηr為熱效率;Qg為缸套冷卻水?dāng)y帶的熱量,kJ;Qy為煙氣攜帶的熱量,kJ;η為總效率;ΔQ為內(nèi)燃機(jī)的熱量損失;α為電負(fù)荷率;Py為用戶實(shí)際用電量,kW·h。

溴化鋰機(jī)組模型為

式中:kCOP,c、kCOP,h分別為溴化鋰機(jī)組制冷、制熱工況能效;Qc為溴化鋰機(jī)組可提供冷量,kJ;Qh為溴化鋰機(jī)組可提供熱量,kJ;Qn為溴化鋰機(jī)組所耗熱量,kJ。

式中:β為熱負(fù)荷率;Qy為溴化鋰機(jī)組實(shí)際耗熱量,kJ。

內(nèi)燃機(jī)及溴化鋰機(jī)組輔助設(shè)備功耗可近似認(rèn)為與三聯(lián)供制冷、制熱量成正比:

式中:εc、εh分別為制冷、制熱工況輔助設(shè)備性能系數(shù);Wc、Wh分別為制冷、制熱工況輔助設(shè)備功耗,kW。

本文以系統(tǒng)綜合運(yùn)行費(fèi)用作為經(jīng)濟(jì)性測算的優(yōu)化目標(biāo),優(yōu)化模型為

式中:E(i)為第i時(shí)刻的電負(fù)荷,kW·h;Et(i)為第i時(shí)刻的光伏發(fā)電量,kW·h;Eg(i)為第i時(shí)刻的三聯(lián)供發(fā)電量,kW·h;Ce(i)為第i時(shí)刻的電價(jià),元/(kW·h);Q(i)為第i時(shí)刻的冷(熱)負(fù)荷,kW·h;Qg(i)為第i時(shí)刻的三聯(lián)供供冷(熱)量,kW·h;CQ(i)為第i時(shí)刻的冷(熱)價(jià),元/(kW·h);Cgas(i)為第i時(shí)刻的天然氣單價(jià),元/m3;Gw(i)為第i時(shí)刻的天然氣耗量,m3;Ef(i)為第i時(shí)刻的輔機(jī)耗電量,kW·h。

2 項(xiàng)目概要

上海某大廈項(xiàng)目總供能面積4.950 3萬m2,建筑冷負(fù)荷4 506 kW、熱負(fù)荷2 453 kW。系統(tǒng)裝機(jī)方案為:2臺400 kW 燃?xì)鈨?nèi)燃發(fā)電機(jī)及配套余熱機(jī)、內(nèi)燃機(jī)天然氣消耗量為100.4 m3/h,額定發(fā)電功率為400 kW,額定電效率為40.9%,額定熱效率為47%;2臺煙氣熱水溴化鋰機(jī)組,制冷功率為505 kW,制熱功率為476 kW;95 kW 光伏發(fā)電設(shè)備及相關(guān)輔助設(shè)備。

光伏發(fā)電設(shè)備幾乎無需維護(hù),其出力完全由天氣情況決定,故后續(xù)運(yùn)行成本中不考慮光伏系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用。光伏系統(tǒng)采用并網(wǎng)不上網(wǎng)的原則,由于屋頂光伏發(fā)電出力遠(yuǎn)小于大廈用電負(fù)荷,能被大廈自身用電負(fù)荷完全消納;天然氣為三聯(lián)供的能源輸入,進(jìn)入內(nèi)燃機(jī)組燃燒發(fā)電,利用煙氣、缸套水余熱進(jìn)入溴化鋰機(jī)組制冷或采暖,負(fù)荷不足部分由市電、能源中心進(jìn)行補(bǔ)充。系統(tǒng)流程圖如圖1所示。

圖1 燃?xì)馊?lián)供耦合光伏系統(tǒng)流程圖Fig.1 Flow chart of gas triplex coupled photovoltaic system

根據(jù)大廈燃?xì)鈨?nèi)燃機(jī)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù),可得電效率、熱效率、總效率與電負(fù)荷率的變化關(guān)系,如圖2所示。

圖2 內(nèi)燃機(jī)效率隨負(fù)荷率變化曲線Fig.2 Variation curves of internal combustion engine efficiency with load rate

根據(jù)大廈溴化鋰機(jī)組實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)以及廠家所提供數(shù)據(jù),可得機(jī)組實(shí)際制冷、制熱能效與熱負(fù)荷率的變化關(guān)系,如圖3所示。輔助設(shè)備模型參數(shù)如表1所示。

圖3 溴化鋰機(jī)組效率隨負(fù)荷率變化曲線Fig.3 Variation curves of lithium bromide unit efficiency with load rate

表1 輔助設(shè)備模型性能系數(shù)表Table 1 Performance coefficient table of auxiliary equipment

3 敏感參數(shù)分析

由于運(yùn)行中三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)為互為替代的關(guān)系,因此可對相同冷熱電產(chǎn)出時(shí)兩系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用進(jìn)行比較,以此來分析不同邊界條件下系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性變化情況。同一運(yùn)行工況時(shí)三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用差值為

費(fèi)用差值ΔC＞0則說明運(yùn)行中使用三聯(lián)供系統(tǒng)相較國網(wǎng)直供能方式具有更好的經(jīng)濟(jì)性;ΔC值越大,三聯(lián)供的經(jīng)濟(jì)效益越高。

費(fèi)用差值主要受電價(jià)、國網(wǎng)能源中心冷(熱)量價(jià)格、天然氣單價(jià)、系統(tǒng)電負(fù)荷率這4 個(gè)因素的影響,現(xiàn)研究其中1個(gè)因素變化,其他因素保持不變時(shí),其對費(fèi)用差值的影響程度。

項(xiàng)目所在地在用電高峰、平段和低谷時(shí)電價(jià)分別為1.031 8、0.637 5和0.2395元/(kW·h);天然氣單價(jià)為3.39元/m3;國網(wǎng)能源中心冷、熱量價(jià)格為0.668元/(kW·h)。

在國網(wǎng)能源中心冷(熱)量價(jià)格均為0.668元/(kW·h),三聯(lián)供滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí),不同電價(jià)下天然氣價(jià)格對運(yùn)行費(fèi)用差值的影響如圖4所示。

由圖4可知,夏季、冬季當(dāng)天然氣價(jià)格分別低于3.99和3.69元/m3時(shí),三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用差值均為正值,此時(shí)峰、平谷電價(jià)時(shí)三聯(lián)供系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性均優(yōu)于國網(wǎng)直供能方式,且費(fèi)用差值的大小隨電價(jià)的增加以及天然氣價(jià)格的降低而增加;當(dāng)天然氣價(jià)格高于上值時(shí),費(fèi)用差值在電價(jià)低于0.33元/(kW·h)時(shí)為負(fù),因此在夜間電價(jià)低谷階段,國網(wǎng)直供能方案具有更好的經(jīng)濟(jì)性。

圖4 滿負(fù)荷費(fèi)用差值隨天然氣價(jià)格和電價(jià)變化曲線Fig.4 Curves of the difference of full load cost with natural gas price and electricity price

在天然氣價(jià)格為3.39元/m3、三聯(lián)供滿負(fù)荷運(yùn)行、不同電價(jià)下,國網(wǎng)能源中心冷(熱)量價(jià)格對費(fèi)用差值的影響如圖5所示。

圖5 滿負(fù)荷費(fèi)用差值隨冷(熱)量價(jià)格和電價(jià)變化曲線Fig.5 Curves of the difference of full load charge with the price of cold(hot)quantity and electricity price

由圖5可知,冬、夏季冷(熱)量價(jià)格、電價(jià)在應(yīng)用范圍內(nèi)變化時(shí)三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用差值均為正值,此時(shí)峰平谷電價(jià)時(shí)三聯(lián)供系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性均優(yōu)于國網(wǎng)直供能方式,且費(fèi)用差值的大小隨著電價(jià)、冷(熱)量價(jià)格的升高而增加。相同條件下,系統(tǒng)冬季的費(fèi)用差值低于夏季,三聯(lián)供系統(tǒng)供冷時(shí)可獲得更高的經(jīng)濟(jì)效益。

在天然氣價(jià)格為3.39元/m3、國網(wǎng)能源中心冷(熱)量價(jià)格均為0.668元/(kW·h)時(shí),不同電價(jià)下電負(fù)荷率對費(fèi)用差值的影響如圖6所示。

圖6 費(fèi)用差值隨電負(fù)荷率和電價(jià)變化曲線Fig.6 Curves of cost difference with the rate of charge and the price of electricity

由圖6 可知,冬、夏季變電價(jià)邊界條件下,不同電負(fù)荷率運(yùn)行時(shí)三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用差值均為正值,且值的大小對電價(jià)的敏感性隨電負(fù)荷率的增加而增強(qiáng)。此時(shí),不同電價(jià)時(shí)三聯(lián)供系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性均優(yōu)于國網(wǎng)直供能系統(tǒng),因此在滿足開啟條件下應(yīng)優(yōu)先開啟三聯(lián)供機(jī)組提供冷熱電。

峰平谷電價(jià)時(shí),不同電負(fù)荷率下天然氣價(jià)格對三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用差值的影響如圖7—9所示。

圖7 低峰電價(jià)時(shí)費(fèi)用差值隨電負(fù)荷率和天然氣價(jià)格變化曲線Fig.7 Curves of cost difference with rate of charge and natural gas price at low peak electricity price

由圖7可知,在國網(wǎng)能源中心冷(熱)量價(jià)格為0.668元/(kW·h)、電價(jià)為0.23元/(kW·h)即處于電價(jià)低谷期時(shí),相同電負(fù)荷率時(shí)三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用差值隨天然氣價(jià)格的增加而降低,費(fèi)用差值的大小對電負(fù)荷率的敏感性隨天然氣價(jià)格的增加而增強(qiáng)。在夏、冬季,當(dāng)天然氣價(jià)格分別低于3.99、3.69元/m3時(shí),費(fèi)用差值為負(fù)值,說明電價(jià)低谷階段三聯(lián)供的經(jīng)濟(jì)性較國網(wǎng)直供能系統(tǒng)差,此時(shí)即使?jié)M足三聯(lián)供機(jī)組的負(fù)荷開啟條件也應(yīng)采用國網(wǎng)直供能的方式。

由圖8可知,在國網(wǎng)能源中心冷(熱)量價(jià)格為0.668元/(kW·h)、電價(jià)為1.03元/(kW·h)即處于電價(jià)高峰期時(shí),相同電負(fù)荷率時(shí)三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用差值隨天然氣價(jià)格的增加而降低,費(fèi)用差值的大小對電負(fù)荷率的敏感性隨天然氣價(jià)格的增加而減弱。冬、夏季當(dāng)天然氣價(jià)格在所給應(yīng)用范圍內(nèi)時(shí),電價(jià)高峰階段費(fèi)用差值均為正值,說明此時(shí)三聯(lián)供經(jīng)濟(jì)性較國網(wǎng)直供能系統(tǒng)好,在滿足負(fù)荷開啟條件下應(yīng)優(yōu)先啟動(dòng)三聯(lián)供機(jī)組向大廈提供冷熱電以滿足負(fù)荷需求。

圖8 高峰電價(jià)時(shí)費(fèi)用差值隨電負(fù)荷率和天然氣價(jià)格變化曲線Fig.8 Curves of cost difference with rate of charge and natural gas price at peak electricity price

由圖9可知,在國網(wǎng)能源中心冷(熱)量價(jià)格為0.668元/(kW·h)、電價(jià)為0.63元/(kW·h)時(shí),相同電負(fù)荷率時(shí)三聯(lián)供與國網(wǎng)直供能系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用差值隨天然氣價(jià)格的增加而降低。冬、夏季在所給應(yīng)用范圍內(nèi),電價(jià)平峰階段三聯(lián)供經(jīng)濟(jì)性較好,當(dāng)負(fù)荷條件滿足時(shí)應(yīng)直接開啟三聯(lián)供機(jī)組提供冷熱電。

圖9 平峰電價(jià)時(shí)費(fèi)用差值隨電負(fù)荷率和天然氣價(jià)格變化曲線Fig.9 Curves of cost difference with rate of charge and natural gas price at flat peak electricity price

4 典型日運(yùn)行策略優(yōu)化

辦公建筑的能量負(fù)荷需求在冬、夏季工作日的逐時(shí)負(fù)荷變動(dòng)不大[27],因此本文以上海某大廈的冬、夏季典型日負(fù)荷為研究對象進(jìn)行分析,從而確定燃?xì)馊?lián)供耦合光伏系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行策略。圖10為某大廈冬、夏季典型日的逐時(shí)負(fù)荷分布圖。

圖10 大廈冬、夏季典型日逐時(shí)負(fù)荷分布圖Fig.10 Typical daily hourly load distribution diagram of the building in winter and summer

由圖10可看出,由于07:00系統(tǒng)需對大空間進(jìn)行預(yù)熱(冷),故冬、夏季在07:00—08:00期間冷熱負(fù)荷存在高峰,夜間由于人員迅速減小,故負(fù)荷需求較小且較為平緩。

4.1 夏季典型日運(yùn)行策略

以系統(tǒng)綜合運(yùn)行費(fèi)用最小為優(yōu)化目標(biāo)對燃?xì)馊?lián)供耦合光伏系統(tǒng)的運(yùn)行策略進(jìn)行確定,優(yōu)化過程中不同能源單價(jià)按照前文所述進(jìn)行計(jì)算。夏季典型日負(fù)荷工況下系統(tǒng)運(yùn)行策略如圖11所示。

圖11 夏季運(yùn)行策略示意Fig.11 Schematic diagram of summer operation strategy

由圖11可知,夏季以系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用最小為優(yōu)化目標(biāo)時(shí),在15:00,由于優(yōu)先消納光伏發(fā)電量,故內(nèi)燃機(jī)降低負(fù)荷進(jìn)行發(fā)電,在17:00—20:00,內(nèi)燃機(jī)部分負(fù)荷發(fā)電,三聯(lián)供產(chǎn)生冷量不足以滿足所需冷負(fù)荷,需要從能源中心購買冷量,系統(tǒng)采用以電定熱的運(yùn)行方式。夜間階段,由于電價(jià)較低且負(fù)荷不滿足需求,故直接向國網(wǎng)及其能源中心購買冷量及電量。

4.2 冬季典型日的運(yùn)行策略

冬季典型日負(fù)荷工況下系統(tǒng)運(yùn)行策略如圖12所示。

圖12 冬季運(yùn)行策略示意Fig.12 Schematic diagram of winter operation strategy

由圖12可知,冬季以系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用最小為優(yōu)化目標(biāo)時(shí),在17:00—19:00,由于系統(tǒng)所需電負(fù)荷遠(yuǎn)高于熱負(fù)荷,系統(tǒng)采用以熱定電的運(yùn)行方式,電量不足部分直接由市電補(bǔ)充,剩余時(shí)間段系統(tǒng)則采用以電定熱的運(yùn)行策略。夜間低谷電價(jià)時(shí),發(fā)電機(jī)停機(jī)無余熱,用戶熱負(fù)荷主要由能源中心承擔(dān),非低谷電時(shí)段,用戶熱負(fù)荷主要由發(fā)電機(jī)余熱承擔(dān),不足部分由能源中心補(bǔ)充。

4.3 經(jīng)濟(jì)效益分析

與長期國網(wǎng)直供能系統(tǒng)運(yùn)行策略相比,在供應(yīng)相同冷熱電量的情況下,燃?xì)馊?lián)供耦合光伏系統(tǒng)使用優(yōu)化運(yùn)行策略進(jìn)行運(yùn)維,每年可節(jié)約運(yùn)行成本190.42萬元,可減少二氧化碳排放量236.06 t,經(jīng)濟(jì)及環(huán)保效益顯著。

5 結(jié)論

(1) 與傳統(tǒng)供能方式相比,燃?xì)馊?lián)供系統(tǒng)與光伏系統(tǒng)的耦合具有明顯的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。通過對系統(tǒng)運(yùn)行方式進(jìn)行優(yōu)化,可進(jìn)一步提高運(yùn)行項(xiàng)目的安全性、經(jīng)濟(jì)性及系統(tǒng)能效,降低運(yùn)行費(fèi)用及碳排放。

(2) 三聯(lián)供系統(tǒng)運(yùn)行需綜合考慮天然氣和電網(wǎng)售電價(jià)格的影響:低谷電價(jià)時(shí)段冬、夏季天然氣價(jià)格分別高于3.69和3.99元/m3時(shí),直接購買冷熱電比三聯(lián)供系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用更低。

(3) 優(yōu)化后系統(tǒng)運(yùn)行方案與常規(guī)方案相比,每年可減少運(yùn)行費(fèi)用190.42萬元,減少二氧化碳排放量236.06 t,具有良好的經(jīng)濟(jì)、環(huán)保效益。