一种用户级综合能源系统规划方法、系统以及设备与流程
本发明涉及用户级综合能源系统技术领域，尤其涉及一种用户级综合能源系统规划方法、系统以及设备。
背景技术：
随着分布式能源技术的不断进步，冷、热、电、气等多类型能源在生产、需求侧的耦合程度不断加深，用户级综合能源系统(user-levelintegratedenergysystem，uies)是实现多能互补、梯级利用的有效方式。对于具有多类型能源需求的用户而言，合理选择能源供应渠道以及相关设备的容量与型号可以在保证用户正常生产生活的前提下，提升用户的用能经济性。
天然气冷热电联供系统(combinedcoolingheatingandpowersystem，cchp)通过对天然气燃烧产生的热能进行梯级利用，整体能源利用效率可达80％以上，且冷、热(包括热蒸汽和热水)的输出比例可以根据用户需要灵活配置，是综合能源系统规划中的首选能量供应设备。
国内外学者针对含天然气冷热电联供系统的uies规划方法开展了相关研究，总体研究思路多为根据用户的多能负荷需求曲线，考虑各待选设备的能量输入、输出关系，进而形成各待选设备容量与系统初始投资及运行经济性的关系和数学模型，然后选择适宜的优化求解方法求得最优解。近年来，人工智能算法也逐渐被应用于综合能源系统规划和运行。从工程实际应用的角度分析，现有研究主要存在以下问题：1)现有研究多假设各用户的各类能源需求年负荷曲线已知，所建立模型对输入数据的精确度或代表性要求很高，实际工程中可能很难全部获取，即便采用人工智能算法也难以确保相关预测数据的准确性；2)部分研究在规划时假设待选设备的容量可连续变化，而实际工程中设备的可选容量是离散的非连续变量；3)在规划时将工业蒸汽、生活热水归纳为热负荷，而未考虑用户对不同类型热负荷的温度、压力、流量等热力与动力参数要求。上述的不足使得用户级综合能源系统规划的规划效果差，计算过程复杂。
综上所述，现有技术对用户级综合能源系统的规划存在着规划准确性低，计算过程复杂的技术问题。
技术实现要素：
本发明提供了一种用户级综合能源系统规划方法、系统以及设备，用于解决现有技术对用户级综合能源系统的规划存在着规划准确性低，计算过程复杂的技术问题。
本发明提供的一种用户级综合能源系统规划方法，预先建立用户级综合能源系统规划模型，方法包括以下步骤：
获取用户级综合能源系统的规划数据、负荷历史数据以及备选设备列表；
根据负荷历史数据对目标年的负荷进行预测，得到目标年的负荷预测值；
根据目标年的负荷预测值，结合备选设备列表，选定天然气冷热电联供系统的余热锅炉和制冷设备，获得余热锅炉的容量和制冷设备的容量；
基于目标年的负荷预测值、余热锅炉的容量、制冷设备的容量以及天然气冷热电联供系统的整体运行效率约束计算燃气轮机的容量，根据燃气轮机的容量、余热锅炉的容量和制冷设备的容量，得到天然气冷热电联供系统的性能参数；
将规划数据以及天然气冷热电联供系统的性能参数输入到用户级综合能源系统规划模型中进行优化求解，得到设备选型与容量配置的优化结果；
对设备选型与容量配置的优化结果进行灵敏度分析。
优选的，用户级综合能源系统规划模型的约束条件包括功率约束、能量约束、设备运行约束和用户场地约束。
优选的，用户级综合能源系统规划模型的目标函数为：
式中：c1、c2分别表示综合能源系统年等效投资成本和年运行成本；jc、js和jdg分别表示天然气冷热电联供系统的设备集合、能量存储设备的集合、分布式电源的集合；
优选的，用户级综合能源系统的规划数据包括规划的目标年、用户级综合能源系统所在地的风能和太阳能典型年利用小时数以及用户级综合能源系统所在地各类能源购置价格；备选设备列表包括备选设备类型、备选设备型号及备选设备的单位容量造价。
优选的，目标年的负荷预测值包括电负荷预测值和年用量、气的负荷预测值和年用量、冷负荷预测值和年用量以及热负荷预测值和年用量。
优选的，根据目标年的负荷预测值，结合备选设备列表，选定天然气冷热电联供系统的余热锅炉和制冷设备的具体过程为：
根据目标年的负荷预测值中的冷负荷预测值和热负荷预测值之比，计算热-冷转换的效率，根据冷负荷预测值、热负荷预测值以及热-冷转换的效率，从备选设备列表中选定出符合要求的天然气冷热电联供系统的余热锅炉和制冷设备。
优选的，基于目标年的负荷预测值、余热锅炉的容量、制冷设备的容量以及天然气冷热电联供系统的整体运行效率约束计算燃气轮机的容量的具体过程为：
根据目标年的负荷预测值中的电负荷预测值计算年发电量；
根据余热锅炉的容量、制冷设备的容量计算年供热量以及年供冷量；
基于年发电量、年供热量、年供冷量以及天然气冷热电联供系统的整体运行效率约束计算年耗气量；
根据年耗气量计算燃气轮机的容量。
优选的，对设备选型与容量配置的优化结果进行灵敏度分析的具体过程如下：
选择影响因素，确定影响因素的最大值、最小值以及变化尺度；
以影响因素的最小值为起始点，以变化尺度为增量逐次递增至最大值，每次递增时计算出对应的天然气冷热电联供系统的年均投资、电锅炉年均投资、年外购电费用以及年购天然气费用。
一种用户级综合能源系统规划系统，包括
数据获取模块、负荷预测模块、容量预配置模块、性能参数计算模块、用户级综合能源系统规划模型模块以及灵敏度分析模块；
所述数据获取模块用于获取用户级综合能源系统的规划数据、负荷历史数据以及备选设备列表；
所述负荷预测模块用于根据负荷历史数据对目标年的负荷进行预测，得到目标年的负荷预测值；
所述容量预配置模块用于根据目标年的负荷预测值，结合备选设备列表，选定天然气冷热电联供系统的余热锅炉和制冷设备，获得余热锅炉的容量和制冷设备的容量；基于目标年的负荷预测值、余热锅炉的容量、制冷设备的容量以及天然气冷热电联供系统的整体运行效率约束计算燃气轮机的容量；
所述性能参数计算模块用于根据燃气轮机的容量、余热锅炉的容量和制冷设备的容量，得到天然气冷热电联供系统的性能参数；
所述用户级综合能源系统规划模型模块用于根据规划数据以及天然气冷热电联供系统的性能参数，输出设备选型与容量配置的优化结果；
所述灵敏度分析模块用于对设备选型与容量配置的优化结果进行灵敏度分析。
一种用户级综合能源系统规划设备，包括处理器以及存储器；
所述存储器用于存储程序代码，并将所述程序代码传输给所述处理器；
所述处理器用于根据所述程序代码中的指令执行上述的一种用户级综合能源系统规划方法。
从以上技术方案可以看出，本发明实施例具有以下优点：
本发明实施例在对用户级综合能源系统进行规划时不依赖于负荷以及分布式电源的中长期逐时功率预测曲线，而是通过在用户级综合能源系统规划模型中设置约束条件来进行规划，避免了因无法精准获得年负荷曲线导致规划效果准确性低的不足，并且，本发明实施例通过对燃气轮机、余热锅炉和制冷设备的容量进行预选，从而减少了规划时的求解变量，大大简化了计算过程，提高计算效率。
本发明实施例具有以下另一个优点：
本发明实施例能够根据用户对不同形态、不同压力及温度的负荷需求，在容量配置时进行了细化区分，且在设备选型时将各待选设备的容量进行了离散化处理，使得规划结果更切合工程实际，准确性更高。
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，下面描述中的附图仅仅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性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
图1为本发明实施例提供的一种用户级综合能源系统规划方法、系统及设备的方法流程图。
图2为本发明实施例提供的一种用户级综合能源系统规划方法、系统及设备的系统结构图。
图3为本发明实施例提供的一种用户级综合能源系统规划方法、系统及设备的设备框架图。
图4为本发明实施例提供的一种用户级综合能源系统规划方法、系统及设备的用户级综合能源系统关键设备和典型架构图。
图5为本发明实施例提供的一种用户级综合能源系统规划方法、系统及设备的利用小时数灵敏度分析图。
图6为本发明实施例提供的一种用户级综合能源系统规划方法、系统及设备的负荷占比灵敏度分析图。
图7为本发明实施例提供的一种用户级综合能源系统规划方法、系统及设备的天然气价格灵敏度分析图。
具体实施方式
本发明实施例提供了一种用户级综合能源系统规划方法、系统以及设备，用于解决现有技术对用户级综合能源系统的规划存在着规划准确性低，计算过程复杂的技术问题。
为使得本发明的发明目的、特征、优点能够更加的明显和易懂，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、完整地描述，显然，下面所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而非全部的实施例。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它实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
请参阅图1，图1为本发明实施例提供的一种用户级综合能源系统规划方法、系统及设备的方法流程图。
本发明提供的一种用户级综合能源系统规划方法，预先建立用户级综合能源系统规划模型，方法包括以下步骤：
获取用户级综合能源系统的规划数据、负荷历史数据以及备选设备列表，用户级综合能源系统的规划数据包括规划的目标年、用户级综合能源系统所在地的风能和太阳能典型年利用小时数以及用户级综合能源系统所在地各类能源购置价格，其中，能源购置价格若随时间而变化(如峰谷电价)，则需提供完整的价格目录，通过事先获取后续计算过程所用的数据，以便于后续的流程能够顺利开展。
根据负荷历史数据对目标年的负荷进行预测，得到目标年的负荷预测值；精准预测用户的中长期逐时负荷曲线是十分困难的，对于不同类型用户的不同类型负荷的预测方法大同小异，选择依据主要在于有无历史数据、用户的生产生活用能特点等。总的来说，对于历史数据较完整的用户，采用回归预测等基于历史数据的负荷预测方法；对于新建工程或历史数据缺失的用户，可酌情采用负荷密度法、单耗法等预测模型来预测负荷。
根据目标年的负荷预测值，结合备选设备列表，选定天然气冷热电联供系统的余热锅炉和制冷设备，获得余热锅炉的容量和制冷设备的容量；天然气冷热电联供系统的配置受到用户负荷需求的影响。对于工业用户而言，用热负荷可分为热蒸汽负荷和热水负荷2类。如果用户所在地没有外部集中蒸汽供热系统或已建成的蒸汽锅炉，那么天然气冷热电联供系统因其自身的高能量利用效率将成为热蒸汽首选供应设备。这种情况下，天然气冷热电联供系统的蒸汽输出量应满足用户对热蒸汽的需求；而供电量、制冷量可以小于或等于用户需求，因为这些能量可由其他设备供应。另一方面，天然气冷热电联供系统在供热的同时可以发电，其发电效率取决于燃气轮机(或燃气内燃机)的性能，发电效率一般在0.3～0.4之间。在规划阶段，天然气冷热电联供系统的供冷效率和供热效率可以在已知总的余热功率前提下，通过配置不同型号的余热锅炉和制冷设备实现灵活调节，且热水、热蒸汽的输出比例也可以调节。
基于目标年的负荷预测值、余热锅炉的容量、制冷设备的容量以及天然气冷热电联供系统的整体运行效率约束计算燃气轮机的容量，余热锅炉、制冷设备、燃气轮机是天然气冷热电联供系统的组成单元，除了满足负荷需求之外，还要满足天然气冷热电联供系统自身的一次能量利用效率要求；根据燃气轮机的容量、余热锅炉的容量和制冷设备的容量，得到天然气冷热电联供系统的性能参数；性能参数包括输入参数和输出参数，输入参数包括天然气量；输出参数包括发电量、供热量(分为蒸汽和热水)以及供冷量。
将规划数据以及天然气冷热电联供系统的性能参数输入到用户级综合能源系统规划模型中进行优化求解，得到设备选型与容量配置的优化结果。本实施例中的用户级综合能源系统规划模型是milp模型，模型中的决策变量包括：各型号设备的数量自己各类型能源的年外购总量。
模型求解结果是否合理的关键在于能源转换设备年利用最大小时数和储能设备年充放循环次数的设定。应急备用的储能设备的额定充放能功率、容量可直接根据所需支撑的重要负荷情况确定，商业运营储能设备的年最大充放电循环次数也可根据当地实际的能源价格目录确定。在图4所示的用户级综合能源系统架构中，能源转换设备包括天然气冷热电联供系统、电锅炉和空调设备，对上述类型的能源转换设备分别进行讨论。
1)对于全年负荷曲线较为平稳的工业用户而言，天然气冷热电联供系统可能具备24h开机运行的条件，因此天然气冷热电联供系统机组的年运行小时数可根据实际情况和用户需求设置为一个常数，其值宜与用户负荷年最大利用小时数相匹配。
2)电锅炉和空调主要用于调节室内温度，可根据所在地的全年气温曲线，提取日最高温度低于18℃和高于26℃的天数，按照每天运行一定的小时数进行粗略估算，也可以设置为常数。
作为一个优选的实施例，在规划阶段，设备选型与容量配置的基本原则是在满足用能需求的前提下，使得规划周期内系统的投资和运行成本最小。对于用户级综合能源系统而言，一次性投资主要来源于能源转换设备、能量存储设备和分布式电源的投资，由于用户级综合能源系统的线路较短，在规划阶段可忽略线路投资对系统投资的影响。系统的运行成本包括2部分，一是从外部能源系统的购能成本，如购电成本、购气成本、购热成本等；二是所选设备的运维成本，用户级综合能源系统规划模型的目标函数为：
式中：c1、c2分别表示综合能源系统年等效投资成本和年运行成本；jc、js和jdg分别表示天然气冷热电联供系统的设备集合、能量存储设备的集合、分布式电源的集合；
式(1)中涉及的主要设备包括天然气冷热电联供系统、电池储能、冰蓄冷和分布式电源，现进一步说明上述关键设备在目标函数中的计算依据。
天然气冷热电联供系统所发电量既可以直接供用户使用，也可以根据当地的天然气冷热电联供系统上网电价被电网公司全额收购，当天然气冷热电联供系统发电量全额上网时，可以带来一部分的发电收益，弥补年运行成本。
对于电池储能，在有峰谷电价或分时电价政策的地区，电池储能系统能够利用“低充高放”的运行方式赚取差价，等效降低用户用能成本。
对于冰蓄冷，冰蓄冷能够利用项目所在地的峰谷电价政策，通过在低谷电价时段制冰，高峰电价时段融冰制冷的方式，减少用户的用能成本。
分布式电源所发电量可以减少外购电量，这部分收益不重复计算，而我国对分布式光伏发电有相关的发电量补贴政策，可等效减少用户用能成本。
式(1)中各项成本与收益可分别由式(2)～(6)所示。
式中：m表示待选设备种类数；nj表示j类设备的选择台数，是决策变量；cj表示设备j的投资费用；r表示设备折旧率；r表示贴现率；τj表示设备j的使用年限；λj表示设备j的年维护费用占一次性投资的比例；k表示用户级综合能源系统中涉及的外购能量的类型；
对设备选型与容量配置的优化结果进行灵敏度分析。
作为一个优选的实施例，用户级综合能源系统规划模型的约束条件包括功率约束、能量约束、设备运行约束和用户场地约束。下面进一步对各个约束进行进一步分析说明。
1)功率约束
考虑分布式电源输出为0、储能设备处于充能状态、用户电负荷达到峰值负荷的极端情况，考虑一定的供能裕度，用户级综合能源系统要满足用户的用能需求，应满足式(7)所示的功率约束。
式中：
2)能量约束
在一个较长的运行周期内(如1年)，各类能源的供需总量应基本保持平衡，如式(8)所示。
式中：
需要注意的是，若天然气冷热电联供系统全额上网，则式(7)与式(8)在计算功率和能量平衡时需将天然气冷热电联供系统的发电功率、发电量排除在外。
3)设备运行约束
设备的参数是否满足自身的运行约束直接决定了该设备是否可以被选用，对于第j类设备而言，若其不满足自身运行约束，则对应的决策变量nj＝0。
能源转换设备应满足式(9)所示约束。
式中：
天然气冷热电联供系统是一种特殊的能源转换设备，可以将天然气转换为电、热、冷三种形式的能量，对应的气-电、气-热、热-冷转换关系应分别满足式(10)要求。
式中：k1、k2分别表示电、气、冷、热中两种不同类型的能量；
如图4所示，天然气冷热电联供系统是由燃气轮机、余热锅炉和制冷设备等三个主要部分组成的联合供能系统，燃气轮机、余热锅炉和制冷设备之间不仅要满足压力、温度等多种热力学参数的匹配，还要满足天然气冷热电联供系统机组整体能量利用效率的要求，如式(11)所示。
式中：
式(11)统一了天然气、冷、热、电等不同形式能量的量纲，在额定运行工况下，上式可转化为功率之间的不等式关系，如式(12)所示。
式中：tcchp表示天然气冷热电联供系统机组年运行小时数；
能量存储设备应满足设备本身的运行约束，此外，其年最大充放电次数与其运营模式和容量配置有关。作为应急备用的能量存储设备，其容量配置应满足式(13)所示的约束条件，年最大工作循环次数应满足式(14)所示的约束。
式中：
能量存储设备的另一种运营模式是利用每日不同时段的能源售价之差，通过不同时段的充放能赚取价差，考虑自身运营经济性，这类储能设备的每日最大充放电次数与当地的能源价格目录、容量配比以及电池性能有关，应满足式(15)和(16)所示的约束。
式中：
对于部分容量作为应急备用的能量存储设备，可根据应急备用的容量，将其视为2个不同的储能设备，各自对应满足式(13)～(16)的约束条件。
4)用户场地约束
在实际工程中，各类型设备的安装规模一方面取决于用户的负荷水平，另一方面还受到安装地点的可用面积限制，且不同类型设备的安装条件不同，例如分布式光伏发电可安装在承重结构符合相关要求的屋顶，而天然气冷热电联供系统等设备需要单独的厂房或室内空间安置，各类型设备按照容量与用户可用面积资源的关系如式(17)所示。
式中：m表示能源转换设备、能量存储设备和分布式电源3种类型的集合；pj表示设备j的容量；
综上所述，设备选型的约束条件可归纳如式(18)所示。
作为一个优选的实施例，用户级综合能源系统的规划数据包括规划的目标年，用户级综合能源系统所在地的风能和太阳能典型年利用小时数，用户级综合能源系统所在地各类能源购置价格。其中，能源购置价格若随时间而变化(如峰谷电价)，则需提供完整的价格目录。备选设备列表如变5所示，包括备选设备类型、备选设备型号及备选设备的单位容量造价，通过罗列出备选设备的各类数据使得在对设备进行选型时清晰明了，方便计算。
作为一个优选的实施例，根据目标年的负荷预测值，结合备选设备列表，选定天然气冷热电联供系统的余热锅炉和制冷设备的具体过程为：
根据目标年的负荷预测值中的冷负荷预测值和热负荷预测值之比，通过公式如下公式计算出热-冷转换的效率，
式中：k1、k2分别表示冷、热中两种不同类型的能量；
再根据冷负荷预测值、热负荷预测值以及热-冷转换的效率，从备选设备列表中选定出符合要求的天然气冷热电联供系统的余热锅炉和制冷设备。
作为一个优选的实施例，基于目标年的负荷预测值、余热锅炉的容量、制冷设备的容量以及天然气冷热电联供系统的整体运行效率约束计算燃气轮机的容量的具体过程为：
根据目标年的负荷预测值中的电负荷预测值计算年发电量；
根据余热锅炉的容量、制冷设备的容量计算年供热量以及年供冷量；
基于年发电量、年供热量、年供冷量以及天然气冷热电联供系统的整体运行效率约束计算年耗气量，具体过程为：
式中：
根据年耗气量计算燃气轮机的容量。
作为一个优选的实施例，为更全面地分析影响因素对规划结果的影响，本实施例还对影响因素进行灵敏度分析，根据影响因素的数量分为单影响因素和双影响因素，具体如下：
1)单影响因素分析
针对单一影响因素(如天然气价格、设备参数、负荷情况)对规划结果的影响，可按照以下步骤进行分析：
步骤1：确定影响因素最大、最小取值；
步骤2：设置影响因素变化尺度；
步骤3：以影响因素的最小值为起始点，以变化尺度为增量逐次递增至最大值，每次递增时计算出对应的天然气冷热电联供系统的年均投资、电锅炉年均投资、年外购电费用以及年购天然气费用。
2)双影响因素分析
由于两种影响因素之间可能具有相关性，为更全面地分析双影响因素对规划结果的影响，双影响因素分析的具体步骤如下：
步骤1：确定每一种影响因素的最大、最小取值；
步骤2：确定每一种影响因素的变化步长，可取不同值；
步骤3：以影响因素的最小值为起始点，以变化尺度为增量逐次递增至最大值，每次递增时计算出对应的天然气冷热电联供系统的年均投资、电锅炉年均投资、年外购电费用以及年购天然气费用。
如图2所示，一种用户级综合能源系统规划系统，包括：
数据获取模块201、负荷预测模块202、容量预配置模块203、性能参数计算模块204以、用户级综合能源系统规划模型模块205以及灵敏度分析模块206；
所述数据获取模块201用于获取用户级综合能源系统的规划数据、负荷历史数据以及备选设备列表；
所述负荷预测模块202用于根据负荷历史数据对目标年的负荷进行预测，得到目标年的负荷预测值；
所述容量预配置模块203用于根据目标年的负荷预测值，结合备选设备列表，选定天然气冷热电联供系统的余热锅炉和制冷设备，获得余热锅炉的容量和制冷设备的容量；基于目标年的负荷预测值、余热锅炉的容量、制冷设备的容量以及天然气冷热电联供系统的整体运行效率约束计算燃气轮机的容量；
所述性能参数计算模块204用于根据燃气轮机的容量、余热锅炉的容量和制冷设备的容量，得到天然气冷热电联供系统的性能参数；
所述用户级综合能源系统规划模型模块205用于根据规划数据以及天然气冷热电联供系统的性能参数，输出设备选型与容量配置的优化结果。
所述灵敏度分析模块206用于对设备选型与容量配置的优化结果进行灵敏度分析。
如图3所示，一种用户级综合能源系统规划设备30，所述设备包括处理器300以及存储器301；
所述存储器301用于存储程序代码302，并将所述程序代码302传输给所述处理器；
所述处理器300用于根据所述程序代码302中的指令执行上述的一种用户级综合能源系统规划方法实施例中的步骤。
示例性的，所述计算机程序302可以被分割成一个或多个模块/单元，所述一个或者多个模块/单元被存储在所述存储器301中，并由所述处理器300执行，以完成本申请。所述一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述所述计算机程序302在所述终端设备30中的执行过程。
所述终端设备30可以是桌上型计算机、笔记本、掌上电脑及云端服务器等计算设备。所述终端设备可包括，但不仅限于，处理器300、存储器301。本领域技术人员可以理解，图6仅仅是终端设备30的示例，并不构成对终端设备30的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如所述终端设备还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。
所称处理器300可以是中央处理单元(centralprocessingunit，cpu)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(digitalsignalprocessor，dsp)、专用集成电路(applicationspecificintegratedcircuit，asic)、现成可编程门阵列(field-programmablegatearray，fpga)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
所述存储器301可以是所述终端设备30的内部存储单元，例如终端设备30的硬盘或内存。所述存储器301也可以是所述终端设备30的外部存储设备，例如所述终端设备30上配备的插接式硬盘，智能存储卡(smartmediacard,smc)，安全数字(securedigital,sd)卡，闪存卡(flashcard)等。进一步地，所述存储器301还可以既包括所述终端设备30的内部存储单元也包括外部存储设备。所述存储器301用于存储所述计算机程序以及所述终端设备所需的其他程序和数据。所述存储器301还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
实施例2
为进一步阐述本发明的内容，提供了2个具体方案进行详细说明。第一个具体方案以医院用户级综合能源系统为例，第二个具体方案是以我国南方区域某实际工业用户级综合能源系统为例。两个具体方案中用户负荷的能量类型和需求量不同，外部供能环境也有差异。两个具体方案均可通过本发明所述方法进行规划，说明了本发明的可行性和通用性。本实施例中的天然气冷热电联供系统采用英文缩写cchp代替。
1)医院用户级综合能源系统
①边界条件说明
为验证本发明所提出的用户级综合能源系统规划方法的有效性，以某医院用户级综合能源系统参数为例进行验证。该用户的负荷需求类型包括电、热水、冷3种类型，其中最大电负荷为165kw，年用电量约为1161mwh，最大负荷利用小时数为7039h；最大热负荷为820kw，年用热量约为3095mwh，最大负荷利用小时数为3775h；最大冷负荷为350kw，年用冷量约为280mwh，最大负荷利用小时数为799h。该用户所在地区天然气价格换算成人民币是0.145元/kwh；根据典型日分时电价曲线，为便于计算可大致将当地的电价分为峰、平、谷3个电价时段：峰段电价为0.8元/kwh，持续时间为6h/天，平段电价为0.6元/kwh，持续时间为10h/天，谷段电价为0.3元/kwh，持续时间为8h/天。据此可得当地的电价均值约为0.55元/kwh，该用户所在地没有集中供热系统或集中供冷系统，也没有分布式电源补贴价格。
规划时待选的设备类型如表1所示，组成的cchp机组能源综合利用效率应在75％以上。根据表1所列的待选设备，可组成cchp机组的方案及对应参数如表2所示。
表1待选设备参数列表
tab.1listofdevicestobeselected
表2cchp预选配置
tab.2cchpdevicestobeselected
按照用户的冷、热负荷需求情况，在规划前做如下参数设定：
1)规划时按各类型能源的最大负荷预留10％的裕度；
2)设cchp所发电量直供用户，其年最大运行小时数设为3095h，发电效率为35％(据此可以计算出cchp机组的耗气量，在忽略供热系统和供冷系统热损失的情况下，可计算不同配置下的综合利用效率)；
3)电锅炉设备年最大运行小时数为3095h，制热效率为100％，电制冷设备的年最大运行小时数设为799h，cop值为3；
4)设电池储能、蓄热器和冰蓄冷的工作效率分别为0.75、0.9和0.65，可选容量如表1所示，每日都在谷段电价时段充能，在峰段电价时段放能，每日最多循环工作1次，即储能年最大利用天数为365天；
5)设风电的年最大利用小时数设为2100h，光伏的年最大利用小时数设为1500h；
6)设备折旧率r＝0，贴现率r＝6％；
7)设规划系统的生命周期为20年，设备运维费用占各自年均投资成本的5％，且用户有足够大的面积安置待选的各类设备。
8)医院所在地区有足够的电力供应和热水供应，但无集中供冷设备。
②容量配置结果
按照本发明所述的方法进行设备选型和容量配置，系统的详细设备配置如表3所示。按照式(5)中各项成本、等效减免成本计算方法，可得该用户级综合能源系统的年均建设运行总成本为132.89万元，其中年均设备投资费用为54.19万元，年设备维护费用2.71万元，年外购电量32.5mwh，年购电费1.79万元；年购气量5305.7mwh，年购气费77.46万元，冰蓄冷等效降低的运行费用为3.26万元。由容量配置结果可知，用户级综合能源系统的年均建设运行总成本主要来源于cchp的投资以及外购天然气费用。
表3设备选型结果
tab.3equipmentselectionresults
③灵敏度分析
为进一步研究设备参数、负荷情况、天然气价格对规划结果的影响，分别以设备年最大利用小时数、用户的电/冷/热负荷占比为对象，对系统年均建设运行成本进行灵敏度分析，结果分别如图5和图6所示。
图5所示为系统年均建设运行成本随设备利用小时数而变化的结果。理论上来说，所有待选设备的利用小时数均可进行类似的灵敏度分析，为便于描述，本实施例选择了cchp机组、电锅炉两类设备为代表进行分析，两类设备的年最大利用小时数变化范围是1000～8000h，间隔为500h。这两类设备均可以供热，在其他条件不变的前提下，系统年均建设运行成本最小值为115.95万元，此时cchp和电锅炉的年最大利用小时数分别为6000h和1000h。可见一味提高设备利用小时数并不能有效降低整个系统的建设运行成本，设备的利用小时数应与所供应能源类型的负荷利用小时数相匹配。
在分析电/冷/热负荷占比对系统年均建设运行成本的影响时，定义式(19)所示的电负荷占比系数代表冷/热、电负荷需求的比例。在进行灵敏度分析时保持冷、热、电负荷之和为定值，冷、热负荷比例恒定，各类负荷的年最大利用小时数也不变，令re在0.1～0.9范围内变化，结果如图6所示。
式中：re表示电负荷占比系数；
由图6可以看出，在本实施例设置的边界条件下，随着电负荷占比不断增大，cchp的容量配置并没有随之增大，系统通过增大外购电量的方式满足电力需求。由此可见，在该用户级综合能源系统中，由于外部电网的电价并不高，cchp的主要功能还是满足冷、热负荷需求；而对于满足冷、热负荷，由于cchp的能量梯级利用，综合经济效益优于电锅炉和电制冷设备，因此冷、热负荷主要由cchp满足这也和规划的初衷相符。
为进一步研究天然气价格变化对系统规划结果的影响，令天然气价格在0.1～1元/kwh间变化，规划的经济性结果如图7所示。在天然气价格低于0.2元/kwh时，用户优先选择cchp，且用户的电能基本可以由cchp机组完全供应；但若天然气价格继续升高的话，用户将优先选择外购电的方式。当天然气价格达到约0.24元/kwh时，用户将不再配置cchp，而通过外购电、配置电锅炉、电制冷设备等方式满足能源需求。
2)工业用户级综合能源系统
①边界条件说明
广州市某轮胎制造企业主要能源需求包括电(110kv接入)、热蒸汽、生活热水和制冷。
(1)用户负荷需求
该企业2017年最大用电功率为27.8mw，用电量为15088万kwh；该企业配置了柴油发电机作为备用电源，在发生故障停电时为重要负荷供电，重要负荷额定功率为5mw，柴油机启动时间为30s。
企业生产所需热蒸汽进口压力为2.4mpa、进口温度为230℃左右、出口压力为0.5mpa、出口温度为120℃的饱和蒸汽，流量为20t/h，2017年蒸汽用量为65520t。可测算该工业用户的最大热蒸汽负荷为12.9mw，年蒸汽用量为4229万kwh。
在轮胎压延过程中，需要80～105℃的工业循环水，企业内还有员工的生活用水需求，2017年该用户的热水负荷为1.2mw，年热水用量为254万kwh。
气象数据显示[23]，2017年广州市全年最低气温1.8℃，最高气温39.7℃，平均气温22.8℃。轮胎定型需要进出口温度分别为7℃、14℃的冷冻水进行冷却。此外，生产车间对温度要求较高，需要全年温度保持在20～25℃左右。该工业用户总体冷负荷需求为15mw，全年用冷量为7664万kwh。
(2)当地相关能源价格
广州市针对大工业用户实施峰谷电价机制[24]，110kv用户的峰、平、谷电价分别为96.26分/kwh、58.34分/kwh和29.17分/kwh，峰、平、谷电价持续时间分别为6h/天、10h/天和8h/天。用户所在地有外部集中供热源，提供相应压力的蒸汽，价格为325元/t，即0.414元/kwh；当地天然气供应价格为2.08元/nm3，即0.206元/kwh(天然气低位热值取36mj//nm3)；当地cchp上网电价为0.715元/kwh；根据现行的新能源补贴政策，纳入2019年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元；风电暂无相关补贴政策。
(3)其他边界条件
假设规划年限为20年，该工业用户没有空闲场地建设风电机组，闲置的屋顶资源中，符合光伏发电建设承重等要求的约为5000m2，项目所在地光伏年利用小时数约为1000h；该工业用户有10000m2的预留面积可安置能源转换设备和能源存储设备。
该工业用户所在地区供电、供气、供热水能力充足，但没有集中供热蒸汽系统和集中供冷系统。规划时可选择设备的参数详见附录1，每类设备给出了3种备选型号。其中cchp已按照上文所述的预选原则进行预配置。
规划时根据cchp供电方式分为2个规划场景：场景1中cchp发电量直供用户，场景2中cchp发电量全额上网。其余参数设置与算例1相同。
②配置结果
根据上节设置的边界条件，分别令cchp所发电量直供用户，各设备的配置结果如表4所示。
表4场景1和2的设备选型结果
tab.4equipmentselectionresultsof2scenarios
场景1中，系统年均投资运行费用为11092万元，其中年均设备投资费用为1323万元，系统年均维护费用为66万元，年均外购电费用为6688万元，年均外购热蒸汽费用为128万元，年均购天然气费用为2892万元，光伏发电量补贴费用为5万元；场景2中，系统年均建设运行费用为10363万元，其中年均设备投资费用为1716万元，系统年均维护费用为86万元，年均外购电费用为9394万元，年均购天然气费用为3856万元，光伏发电量补贴费用为5万元，cchp上网电量收益为4685万元。由于配置的两台cchp机组热蒸汽供应能力合计达到14.7mw，可满足用户的热蒸汽负荷需求，因此无需外购热蒸汽，外购热蒸汽费用为0。两个场景中，电池储能均仅作为备用电源使用。
比较两个场景可知，在现有的能源价格政策条件下，cchp直接上网的模式有利于降低用户的用能成本，但用户的初始投资金额会大大增加。
为进一步研究外购蒸汽价格、天然气价格变化对配置结果的影响，以场景1为对象，分别进行灵敏度分析。当外购蒸汽价格低于0.222元/kwh(即157元/吨)或天然气价格高于0.297元/kwh(即3元/nm3)时，用户直接从外部购电和蒸汽更为经济。
表5备选设备列表
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统，装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统，装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：u盘、移动硬盘、只读存储器(rom，read-onlymemory)、随机存取存储器(ram，randomaccessmemory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
以上所述，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；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。
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