一种综合能源系统规划方案综合评价方法和系统与流程

计算;推算;计数设备的制造及其应用技术1.本发明属于电力系统技术经济评价领域，具体涉及一种综合能源系统规划方案综合评价方法和系统。背景技术：2.在综合能源系统规划阶段需要对不同规划方案的预期成效进行评估。传统的能源电力项目如电源项目和电网项目的规划方案预期成效评价计算方法相对简单，项目元素建设容量、预期运行方式、年运行小时数和单位容量(电量)带来的影响相对明确，例如，收益部分均基于上网电网或输配电网与年利用小时的乘积。但对于综合能源系统项目而言，多分布于用能主体内部，其效益更多源自于系统效益(如降低系统最大用能负荷、提高系统整体能效、促进本地分布式能源更多消纳等，进而影响系统整体运行成本)，且综合能源规划方案中的不同能源设施间存在相互影响关系(如分布式能源和储能存在相互影响、热泵等供热供冷对电力需求及本地新能源消纳存在影响等)。技术实现要素：3.为克服上述现有技术的不足，本发明提出一种综合能源系统规划方案综合评价方法，包括：4.将综合能源系统规划方案带入预先构建的综合能源系统生产模拟模型中，对所述综合能源系统生产模拟模型进行计算，得到系统运行数据；5.将所述系统运行数据带入预先构建的基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型中，对所述模型进行计算，得到综合能源系统规划方案的综合成效；6.其中，所述系统运行数据至少包括下述的一种或多种：购置多种能源的运行成本、系统对终端用户销售多种能源的收益和碳排放量；7.其中，所述综合能源系统生产模拟模型以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标构建。8.优选的，所述综合能源系统生产模拟模型的构建，包括：9.以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标，构建综合能源系统生产模拟模型的目标函数；10.并构建如下约束条件：电相关约束、气相关约束、热相关约束、冷相关约束、能源转换设施约束、分布式电源出力约束和储能约束；11.基于所述目标函数和约束条件构建综合能源系统生产模拟模型。12.优选的，所述运行成本的计算，包括：13.基于各能源品种集合、各能源品种购入的能量、各能源品种的价格、各能源品种的需求、各能源品种的需求响应削减功率和各能源品种需求响应的单位激励系数，计算运行成本。14.优选的，所述目标函数的运行成本的计算式如下：[0015][0016]式中，cope为总运行成本，ωesta为变电站集合，ωgsta为配气站集合，ωhsta为配热站集合，spie,ts为第s季度第t小时在节点i处从变电站购入的能量，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量，spih,ts为第s季度第t小时在节点i处从配热站购入的能量，λe为购电单价，λg为购气单价，λh为购热单价；[0017]ωdrp为有需求响应潜力的电力节点集合，ωdrh为有需求响应潜力的热力节点集合，ωdrc为有需求响应潜力的冷力节点集合，pidrp,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减电功率，pidrh,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减热功率，pidrc,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减冷功率，μdrp为电需求响应的单位激励系数，μdrh为热需求响应的单位激励系数，μdrc分别为冷需求响应的单位激励系数。[0018]优选的，所述目标函数的碳排放量的计算式如下：[0019][0020]式中，eco2为系统运行中产生的二氧化碳排放，τco2为单位体积天然气的二氧化碳排放因子，ωgsta为配气站集合，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量。[0021]优选的，所述基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型的构建，包括：[0022]基于综合能源系统的财务效益评价、综合能源系统的技术效益评价和综合能源系统的环境效益评价，构建基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型；[0023]其中，所述综合能源系统的财务效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：内部收益率和投资回收期；[0024]其中，所述综合能源系统的技术效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：电力负荷削峰填谷成效和能源综合利用效率；[0025]其中，所述综合能源系统的环境效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：二氧化碳减排量、二氧化硫减排量、氮氧化物减排量和烟尘排放量。[0026]优选的，所述内部收益率的计算式如下：[0027][0028]式中，irr为内部收益率，im为使净现值从正值方向趋近于0的折现率，in为使净现值从负值方向趋近于0的折现率，npv为净现值；[0029]所述净现值npv的计算式如下：[0030][0031]式中，cit为第t年的现金流入，cot为第t年的现金流出，k为项目寿命期，i为折现率，i的取值范围包括im和in；[0032]所述第t年的现金流入cit的计算式如下：[0033][0034]式中，e为能源品类数量，h为第t年内细分时段数量，lpe,t为该综合能源规划方案建设实施后第t时刻第e类能源的终端需求，pre,t为该综合能源规划方案建设实施后第t时刻第e类能源的终端销售价格，lp′e,t为该综合能源规划方案建设实施前第t时刻第e类能源的终端需求，pr′e,t为该综合能源规划方案建设实施前第t时刻第e类能源的终端销售价格；[0035]所述第t年的现金流出cot的计算式如下：[0036]cot＝cope-c′ope[0037]式中，cope为该综合能源规划方案建设实施后综合能源系统整体运行成本，c′ope为该综合能源规划方案建设实施前综合能源系统整体运行成本。[0038]优选的，所述电力负荷削峰填谷成效的计算式如下：[0039]δd＝d-d′[0040]式中，d为该综合能源系统规划方案实施后系统电力负荷峰谷差，δd为电力负荷削峰填谷成效，d′为该综合能源系统规划方案实施前系统电力负荷峰谷差；[0041]所述综合能源系统规划方案实施后系统电力负荷峰谷差d的计算式如下：[0042][0043]式中，ωel为电网节点集合，lpie,s,t为第s季度第t小时节点i的电力负荷，pidr,e,s,t为第s季度第t小时需求响应削减功率。[0044]优选的，所述二氧化碳减排量的计算式如下：[0045]δeco2＝eco2-e′co2[0046]式中，eco2为该综合能源系统规划方案后系统运行中产生的二氧化碳排放，δeco2为二氧化碳减排量，e′co2为该综合能源规划方案建设实施前系统运行中产生的二氧化碳排放；[0047]所述综合能源系统规划方案后系统运行中产生的二氧化碳排放eco2的计算式如下：[0048][0049]式中，τco2为单位体积天然气的二氧化碳排放因子，ωgsta为配气站集合，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量。[0050]基于同一发明构思，本发明还提供了一种综合能源系统规划方案综合评价系统，包括：[0051]系统运行数据获取模块和综合成效评价模块；[0052]所述系统运行数据获取模块，用于将综合能源系统规划方案带入预先构建的综合能源系统生产模拟模型中，对所述综合能源系统生产模拟模型进行计算，得到系统运行数据；[0053]所述综合成效评价模块，用于将所述系统运行数据带入预先构建的基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型中，对所述模型进行计算，得到综合能源系统规划方案的综合成效；[0054]其中，所述系统运行数据至少包括下述的一种或多种：购置多种能源的运行成本、系统对终端用户销售多种能源的收益和碳排放量；[0055]其中，所述综合能源系统生产模拟模型以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标构建。[0056]优选的，所述综合能源系统生产模拟模型的构建，包括：[0057]以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标，构建综合能源系统生产模拟模型的目标函数；[0058]并构建如下约束条件：电相关约束、气相关约束、热相关约束、冷相关约束、能源转换设施约束、分布式电源出力约束和储能约束；[0059]基于所述目标函数和约束条件构建综合能源系统生产模拟模型。[0060]优选的，所述目标函数的运行成本的计算式如下：[0061][0062]式中，cope为总运行成本，ωesta为变电站集合，ωgsta为配气站集合，ωhsta为配热站集合，spie,ts为第s季度第t小时在节点i处从变电站购入的能量，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量，spih,ts为第s季度第t小时在节点i处从配热站购入的能量，λe为购电单价，λg为购气单价，λh为购热单价；[0063]ωdrp为有需求响应潜力的电力节点集合，ωdrh为有需求响应潜力的热力节点集合，ωdrc为有需求响应潜力的冷力节点集合，pidrp,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减电功率，pidrh,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减热功率，pidrc,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减冷功率，μdrp为电需求响应的单位激励系数，μdrh为热需求响应的单位激励系数，μdrc分别为冷需求响应的单位激励系数。[0064]优选的，基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型的构建，包括：[0065]基于综合能源系统的财务效益评价、综合能源系统的技术效益评价和综合能源系统的环境效益评价，构建基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型；[0066]其中，所述综合能源系统的财务效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：内部收益率和投资回收期；[0067]其中，所述综合能源系统的技术效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：电力负荷削峰填谷成效和能源综合利用效率；[0068]其中，所述综合能源系统的环境效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：二氧化碳减排量、二氧化硫减排量、氮氧化物减排量和烟尘排放量。[0069]优选的，所述内部收益率的计算式如下：[0070][0071]式中，irr为内部收益率，im为使净现值从正值方向趋近于0的折现率，in为使净现值从负值方向趋近于0的折现率，npv为净现值；[0072]所述净现值npv的计算式如下：[0073][0074]式中，cit为第t年的现金流入，cot为第t年的现金流出，k为项目寿命期，i为折现率，i的取值范围包括im和in；[0075]所述第t年的现金流入cit的计算式如下：[0076][0077]式中，e为能源品类数量，h为第t年内细分时段数量，lpe,t为该综合能源规划方案建设实施后第t时刻第e类能源的终端需求，pre,t为该综合能源规划方案建设实施后第t时刻第e类能源的终端销售价格，lp′e,t为该综合能源规划方案建设实施前第t时刻第e类能源的终端需求，pr′e,t为该综合能源规划方案建设实施前第t时刻第e类能源的终端销售价格；[0078]所述第t年的现金流出cot的计算式如下：[0079]cot＝cope-c′ope[0080]式中，cope为该综合能源规划方案建设实施后综合能源系统整体运行成本，c′ope为该综合能源规划方案建设实施前综合能源系统整体运行成本。[0081]与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果如下：[0082]本发明提供了一种综合能源系统规划方案综合评价方法和系统，包括：将综合能源系统规划方案带入预先构建的综合能源系统生产模拟模型中，对所述综合能源系统生产模拟模型进行计算，得到系统运行数据；将所述系统运行数据带入预先构建的基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型中，对所述模型进行计算，得到综合能源系统规划方案的综合成效；其中，所述系统运行数据至少包括下述的一种或多种：购置多种能源的运行成本、系统对终端用户销售多种能源的收益和碳排放量；其中，所述综合能源系统生产模拟模型以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标构建；本发明通过引入综合能源系统生产模拟，通过运行生产模拟模型，得到项目实施后预期系统运行指标，再计算综合成效评价有关指标，解决了综合能源系统项目在规划阶段各类新型元素难以像传统电源、电网项目直接计算成效的问题，有效提升各类新型能源设施项目前期规划方案综合评价的准确性。附图说明[0083]图1为本发明提供的一种综合能源系统规划方案综合评价方法流程示意图；[0084]图2为本发明提供的一种综合能源系统规划方案综合评价系统结构示意图。具体实施方式[0085]下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。[0086]实施例1：[0087]本发明提供的一种综合能源系统规划方案综合评价方法流程示意图如图1所示，包括：[0088]步骤1：将所述综合能源系统规划方案带入预先构建的综合能源系统生产模拟模型中，对所述综合能源系统生产模拟模型进行计算，得到系统运行数据；[0089]步骤2：将所述系统运行数据带入预先构建的基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型中，对所述模型进行计算，得到综合能源系统规划方案的综合成效；[0090]其中，所述综合能源系统生产模拟模型以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标构建；[0091]其中，所述综合能源系统生产模拟模型以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标构建。[0092]具体的，步骤1之前，需要预先构建综合能源系统生产模拟模型，具体流程如下：[0093]以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标，构建综合能源系统生产模拟模型的目标函数；[0094]并构建如下约束条件：电相关约束、气相关约束、热相关约束、冷相关约束、能源转换设施约束、分布式电源出力约束和储能约束；[0095]基于所述目标函数和约束条件构建综合能源系统生产模拟模型；[0096]基于各能源品种集合、各能源品种购入的能量、各能源品种的价格、各能源品种的需求、各能源品种的需求响应削减功率和各能源品种需求响应的单位激励系数，计算运行成本；[0097]所述目标函数的运行成本的计算式如下：[0098][0099]式中，cope为总运行成本，ωesta为变电站集合，ωgsta为配气站集合，ωhsta为配热站集合，spie,ts为第s季度第t小时在节点i处从变电站购入的能量，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量，spih,ts为第s季度第t小时在节点i处从配热站购入的能量，λe为购电单价，λg为购气单价，λh为购热单价；[0100]ωdrp为有需求响应潜力的电力节点集合，ωdrh为有需求响应潜力的热力节点集合，ωdrc为有需求响应潜力的冷力节点集合，pidrp,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减电功率，pidrh,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减热功率，pidrc,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减冷功率，μdrp为电需求响应的单位激励系数，μdrh为热需求响应的单位激励系数，μdrc分别为冷需求响应的单位激励系数。[0101]所述碳排放量的计算式如下：[0102][0103]式中，eco2为系统运行中产生的二氧化碳排放，τco2为单位体积天然气的二氧化碳排放因子，ωgsta为配气站集合，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量。[0104]通过设置经济目标和碳排放目标的权重，可选择某一类目标或有侧重地实现双目标规划。[0105]minf＝min(w1cope+w2eco2)[0106]式中，w1和w2分别为经济目标和碳排放目标的权重系数。[0107]所述电相关约束包括：[0108]节点功率平衡约束：[0109][0110]式中，为第s季度第t小时从节点i流到节点k的功率；spie,s,t为第s季度第t小时从变电站注入节点i的功率；lpie,s,t为第s季度第t小时节点i的电力负荷；pidg,s,t为第s季度第t小时分布式电源注入节点i的功率；pies,s,t为第s季度第t小时储能注入节点i的功率；pidr,e,s,t为第s季度第t小时需求响应削减功率。[0111]配电线路容量约束：[0112][0113]式中，为节点i与节点j之间线路的最大输电功率。[0114]变电站交换功率约束[0115]0≤spie,s,t≤spiemax[0116]式中，spiemax为节点i处变电站的最大交换功率。[0117]需求响应约束[0118]0≤pidr,e,s,t≤(pidr,e,s,t)max[0119]式中，(pidr,e,s,t)max为节点i处需求响应功率上限。[0120]所述气相关约束包括：[0121]节点能量平衡约束[0122][0123]式中，为第s季度第t小时配气网管道ik配送的能量；spig,s,t为第s季度第t小时从配气站注入节点i的能量；lpig,s,t为第s季度第t小时配气网节点i的气负荷；pig,s,t为第s季度第t小时从配气网输入到能源转换设施的能量。[0124]配气管道容量约束[0125][0126]式中，为配气管道ij能传输的最大能量。[0127]配气站交换功率约束[0128]0≤spig,s,t≤spigmax[0129]式中，spigmax为配气站能注入节点i的最大能量。[0130]所述热相关约束包括：[0131]节点功率平衡约束：[0132][0133]式中，为第s季度第t小时热网管道ik传输的热量；spih,s,t为第s季度第t小时从配热站注入节点i的热量；lpih,s,t为第s季度第t小时配热网节点i的热负荷；pih,s,t为第s季度第t小时从配热网输入到能源转换设施的热量；pidr,h,s,t分别为第s季度第t小时需求响应削减热功率。[0134]配热管道容量约束:[0135][0136]式中，为配热管道ij能传输的最大热量。[0137]配热站交换功率约束:[0138]0≤spih,s,t≤spihmax[0139]式中，spihmax为节点i处的配热站能输出的最大热量。[0140]需求响应约束：[0141]0≤pidr,h,s,t≤(pidr,h,s,t)max[0142]式中，(pidr,h,s,t)max为节点i处需求响应的最大热功率。[0143]所述冷相关约束包括：[0144]节点功率平衡约束：[0145]pic,s,t＝lpic,s,t-pidr,c,s,t[0146]式中，lpic,s,t为第s季度第t小时节点i的冷负荷；pic,s,t为第s季度第t小时能源转换设施输入到节点i的冷能；pidr,c,s,t为第s季度第t小时需求响应削减冷功率。[0147]需求响应约束：[0148]0≤pidr,c,s,t≤(pidr,c,s,t)max[0149]式中，(pidr,c,s,t)max为节点i处需求响应的最大热功率。[0150]所述能源转换设施约束包括：[0151]能源转换设施能量平衡约束：[0152][0153]式中，lpic,s,t、lpih,s,t、lpie,s,t和lpig,s,t分别为能源转换设施i第s季度第t小时的冷负荷、热负荷、电负荷和气负荷；pie,ec,s,t和ηiec为能源转换设施i内第s季度第t小时输入电制冷设备的电功率和电制冷设备将电能转化为冷能的转换效率，为标记该电制冷设备是否建设的0-1变量，取0不建设，取1建设。其余设备的相关变量类似，不再赘述。[0154]能源转换设备容量约束：[0155][0156]式中，piggmax、pichpmax、picchpmax、pigbmax、piehmax、pihpmax、piecmax、piacmax和pip2gmax分别为能源转换设施i内燃气发电设备、热电联产、冷热电三联供、燃气轮机、电采暖、热泵、电制冷、吸收式制冷和电转气设备的最大输出能量。[0157]所述分布式电源出力约束包括：[0158]0≤pidg,s,t≤σidg,s,tpidgmaxxidg[0159]式中，pidgmax为节点i处的分布式电源装机容量，σidg,s,t为第s季度第t小时该分布式电源的出力系数。[0160]所述储能约束包括：[0161]pies,s,t＝piesout,s,t-piesin,s,t[0162]cies,s,t＝cies,s,t-1+εilosspiesin,s,t-piesout,s,t[0163][0164][0165][0166][0167][0168]式中，pies,s,t为第s季度第t小时节点i储能净放能功率，piesin,s,t为第s季度第t小时节点i储能充能功率，piesout,s,t为第s季度第t小时节点i储能放能功率，为第s季度第t小时节点i储能中存储的电量，为节点i充能时的能量损失率，为第s季度第t小时节点i储能的荷电状态，n为一个模拟调度周期时间段总数，和分别为节点i储能荷电状态上下限。[0169]步骤1包括：[0170]将所述综合能源系统规划方案带入预先构建的综合能源系统生产模拟模型中，对所述综合能源系统生产模拟模型进行计算，得到系统购置多种能源的运行成本、系统对终端用户销售多种能源的收益和碳排放量；[0171]步骤2之前，需要预先构建基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型，具体流程如下：[0172]基于综合能源系统的财务效益评价、综合能源系统的技术效益评价和综合能源系统的环境效益评价，构建基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型；[0173]其中，所述综合能源系统的财务效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：内部收益率和投资回收期；[0174]其中，所述综合能源系统的技术效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：电力负荷削峰填谷成效和能源综合利用效率；[0175]其中，所述综合能源系统的环境效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：二氧化碳减排量、二氧化硫减排量、氮氧化物减排量和烟尘排放量。[0176]所述内部收益率的计算式如下：[0177][0178]式中，irr为内部收益率，im为使净现值从正值方向趋近于0的折现率，in为使净现值从负值方向趋近于0的折现率，npv为净现值；[0179]所述净现值npv的计算式如下：[0180][0181]式中，cit为第t年的现金流入，cot为第t年的现金流出，k为项目寿命期，i为折现率，i的取值范围包括im和in；[0182]所述第t年的现金流入cit的计算式如下：[0183][0184]式中，e为能源品类数量，h为第t年内细分时段数量，lpe,t为该综合能源规划方案建设实施后第t时刻第e类能源的终端需求，pre,t为该综合能源规划方案建设实施后第t时刻第e类能源的终端销售价格，lp′e,t为该综合能源规划方案建设实施前第t时刻第e类能源的终端需求，pr′e,t为该综合能源规划方案建设实施前第t时刻第e类能源的终端销售价格；[0185]所述第t年的现金流出cot的计算式如下：[0186]cot＝cope-c′ope[0187]式中，cope为该综合能源规划方案建设实施后综合能源系统整体运行成本，c′ope为该综合能源规划方案建设实施前综合能源系统整体运行成本。[0188]所述投资回收期的计算式如下：[0189][0190]所述电力负荷削峰填谷成效的计算式如下：[0191][0192]δd＝d-d′[0193]式中，d为该综合能源系统规划方案实施后系统电力负荷峰谷差，δd为该综合能源系统规划方案实施后系统电力负荷峰谷差减少量，即电力负荷削峰填谷成效，d′为该综合能源系统规划方案实施前系统电力负荷峰谷差，ωel为电网节点集合，lpie,s,t为第s季度第t小时节点i的电力负荷，pidr,e,s,t为第s季度第t小时需求响应削减功率。[0194]所述能源综合利用效率的计算式如下：[0195]能源综合利用效率即满足终端的电、气、热、冷各类能源需求量，除以外部能源输入量。[0196][0197]式中，μ为系统能源综合利用效率，分别为电、气、热、冷能源折标系数。[0198]所述二氧化碳减排量的计算式如下：[0199][0200]δeco2＝eco2-e′co2[0201]式中，eco2为该综合能源系统规划方案后系统运行中产生的二氧化碳排放，τco2为单位体积天然气的二氧化碳排放因子，δeco2为该综合能源系统规划方案实施预期产生的二氧化碳减排效益,即二氧化碳减排量，e′co2为该综合能源规划方案建设实施前系统运行中产生的二氧化碳排放，ωgsta为配气站集合，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量。[0202]所述二氧化硫减排量的计算式如下：[0203][0204]式中，eso2为该综合能源系统规划方案后系统运行中产生的二氧化硫排放，τso2为单位体积天然气的二氧化硫排放因子。[0205]δeso2＝eso2-e′so2[0206]式中，δeso2为该综合能源系统规划方案实施预期产生的二氧化硫减排效益，e′so2为该综合能源规划方案建设实施前系统运行中产生的二氧化硫排放。[0207]所述氮氧化物减排量的计算式如下：[0208][0209]式中，enox为该综合能源系统规划方案后系统运行中产生的氮氧化物排放，τnox为单位体积天然气的氮氧化物排放因子。[0210]δenox＝enox-e′nox[0211]式中，δenox为该综合能源系统规划方案实施预期产生的氮氧化物减排效益，e′nox为该综合能源规划方案建设实施前系统运行中产生的氮氧化物排放。[0212]所述烟尘排放量的计算式如下：[0213][0214]式中，esm为该综合能源系统规划方案后系统运行中产生的烟尘排放，τsm为单位体积天然气的烟尘排放因子。[0215]δesm＝esm-e′sm[0216]式中，δesm为该综合能源系统规划方案实施预期产生的烟尘减排效益，e′sm为该综合能源规划方案建设实施前系统运行中产生的烟尘排放。[0217]步骤2包括：[0218]将所述系统的运行成本、能源的销售收益和碳排放量带入预先构建的基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型中，对所述模型进行计算，得到综合能源系统规划方案的综合成效。[0219]实施例2：[0220]基于同一发明构思，本发明还提供了一种综合能源系统规划方案综合评价系统。[0221]该系统结构如图2所示：[0222]系统运行数据获取模块和综合成效评价模块；[0223]其中，系统运行数据获取模块，用于将综合能源系统规划方案带入预先构建的综合能源系统生产模拟模型中，对所述综合能源系统生产模拟模型进行计算，得到系统运行数据；[0224]综合成效评价模块，用于将所述系统运行数据带入预先构建的基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型中，对所述模型进行计算，得到综合能源系统规划方案的综合成效；[0225]其中，所述系统运行数据至少包括下述的一种或多种：购置多种能源的运行成本、系统对终端用户销售多种能源的收益和碳排放量；[0226]其中，所述综合能源系统生产模拟模型以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标构建；[0227]其中，所述综合能源系统生产模拟模型的构建，包括：[0228]以综合能源系统运行成本和碳排放量最小为目标，构建综合能源系统生产模拟模型的目标函数；[0229]并构建如下约束条件：电相关约束、气相关约束、热相关约束、冷相关约束、能源转换设施约束、分布式电源出力约束和储能约束；[0230]基于所述目标函数和约束条件构建综合能源系统生产模拟模型；[0231]其中，所述运行成本的计算，包括：[0232]基于各能源品种集合、各能源品种购入的能量、各能源品种的价格、各能源品种的需求、各能源品种的需求响应削减功率和各能源品种需求响应的单位激励系数，计算运行成本；[0233]其中，所述目标函数的运行成本的计算式如下：[0234][0235]式中，cope为总运行成本，ωesta为变电站集合，ωgsta为配气站集合，ωhsta为配热站集合，spie,ts为第s季度第t小时在节点i处从变电站购入的能量，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量，spih,ts为第s季度第t小时在节点i处从配热站购入的能量，λe为购电单价，λg为购气单价，λh为购热单价；[0236]ωdrp为有需求响应潜力的电力节点集合，ωdrh为有需求响应潜力的热力节点集合，ωdrc为有需求响应潜力的冷力节点集合，pidrp,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减电功率，pidrh,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减热功率，pidrc,ts为第s季度第t小时在节点i处需求响应削减冷功率，μdrp为电需求响应的单位激励系数，μdrh为热需求响应的单位激励系数，μdrc分别为冷需求响应的单位激励系数。[0237]其中，所述目标函数的碳排放量的计算式如下：[0238][0239]式中，eco2为系统运行中产生的二氧化碳排放，τco2为单位体积天然气的二氧化碳排放因子，ωgsta为配气站集合，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量。[0240]其中，所述基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型的构建，包括：[0241]基于综合能源系统的财务效益评价、综合能源系统的技术效益评价和综合能源系统的环境效益评价，构建基于生产模拟模型的综合能源系统规划方案综合成效评价模型；[0242]其中，所述综合能源系统的财务效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：内部收益率和投资回收期；[0243]其中，所述综合能源系统的技术效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：电力负荷削峰填谷成效和能源综合利用效率；[0244]其中，所述综合能源系统的环境效益评价指标至少包括下述中的一种或多种：二氧化碳减排量、二氧化硫减排量、氮氧化物减排量和烟尘排放量。[0245]其中，所述内部收益率的计算式如下：[0246][0247]式中，irr为内部收益率，im为使净现值从正值方向趋近于0的折现率，in为使净现值从负值方向趋近于0的折现率，npv为净现值；[0248]所述净现值npv的计算式如下：[0249][0250]式中，cit为第t年的现金流入，cot为第t年的现金流出，k为项目寿命期，i为折现率，i的取值范围包括im和in；[0251]所述第t年的现金流入cit的计算式如下：[0252][0253]式中，e为能源品类数量，h为第t年内细分时段数量，lpe,t为该综合能源规划方案建设实施后第t时刻第e类能源的终端需求，pre,t为该综合能源规划方案建设实施后第t时刻第e类能源的终端销售价格，lp′e,t为该综合能源规划方案建设实施前第t时刻第e类能源的终端需求，pr′e,t为该综合能源规划方案建设实施前第t时刻第e类能源的终端销售价格；[0254]所述第t年的现金流出cot的计算式如下：[0255]cot＝cope-c′ope[0256]式中，cope为该综合能源规划方案建设实施后综合能源系统整体运行成本，c′ope为该综合能源规划方案建设实施前综合能源系统整体运行成本。[0257]其中，所述电力负荷削峰填谷成效的计算式如下：[0258]δd＝d-d′[0259]式中，d为该综合能源系统规划方案实施后系统电力负荷峰谷差，δd为电力负荷削峰填谷成效，d′为该综合能源系统规划方案实施前系统电力负荷峰谷差；[0260]所述综合能源系统规划方案实施后系统电力负荷峰谷差d的计算式如下：[0261][0262]式中，ωel为电网节点集合，lpie,s,t为第s季度第t小时节点i的电力负荷，pidr,e,s,t为第s季度第t小时需求响应削减功率。[0263]其中，所述二氧化碳减排量的计算式如下：[0264]δeco2＝eco2-e′co2[0265]式中，eco2为该综合能源系统规划方案后系统运行中产生的二氧化碳排放，δeco2为二氧化碳减排量，e′co2为该综合能源规划方案建设实施前系统运行中产生的二氧化碳排放；[0266]所述综合能源系统规划方案后系统运行中产生的二氧化碳排放eco2的计算式如下：[0267][0268]式中，τco2为单位体积天然气的二氧化碳排放因子，ωgsta为配气站集合，spig,ts为第s季度第t小时在节点i处从配气站购入的能量。[0269]本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。[0270]本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。[0271]这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。[0272]这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。[0273]最后应当说明的是:以上实施例仅用于说明本发明的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本发明后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。









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