0 引　言

传统能源系统具有的大容量、高参数、集中式发电的模式使得系统清洁化、低碳化目标难以实现，且造成了严重的弃光、弃风现象^[1]，因此，建立可持续的现代化能源体系需要充分利用可再生能源，实现多类型能源协调互补供能。冷-热-电联产(CCHP)系统既可独立满足本范围内的能量需求，又可以受更高一层次的互联网系统调控，实现临近楼宇间的能量供应，真正实现了以用户能量需求作为系统配置与运行模式的依据，弥补了传统的市政热网、电网的诸多缺陷^[2]。

针对分布式联产能源系统，现有文献主要是对系统设备配置模式、优化设计方法、运行策略、评价指标等方面的研究。宋郑忠^[3]以日最大运行效益为目标，得到CCHP系统最佳运行策略。郑卫东^[4]研究了办公建筑和宾馆的CCHP系统运行方式问题，提出了改进的混合运行模式。李佩^[5]得到了分布式能源系统余热回收利用和辅助设备的选用原则。刘烨^[6]利用混合整数规划法对CCHP系统设备配置和运行策略进行了优化设计。Afzali等^[7]针对不同负荷需求的居住建筑，研究了楼宇型CCHP系统不同运行模式对系统整体性能的影响。

将可再生能源利用技术与传统的CCHP系统耦合，建立多能互补分布式能源系统，可实现对可再生资源的充分利用，减少对传统燃料的依赖度和消耗量^[8]。郑卫东^[4]将太阳能作为辅助驱动热源，与以天然气为主的传统CCHP系统结合。Wang等^[9]建立了太阳能集热器或太阳能光伏板与传统分布式系统耦合。连小龙^[10]将太阳能沼气、微燃气轮机发电和ORC余热发电技术3个环节相结合。

现有文献对CCHP系统结构配置研究较多，但建立的上述CCHP系统优化配置模型没有将可再生能源系统模型融合，并开展耦合模型的协同优化工作。因此，本文建立了耦合太阳能光热系统的CCHP系统混合整数非线性经济性优化模型，实现对原动机容量和太阳能集热器面积的协同优化。

1 系统描述 1.1 传统热电联产系统

图1是传统热电联产系统的示意图，热电联产机组通过消耗化石燃料驱动汽轮机发电，热电联产机组的发电量可直接上网，因此，热电联产机组所辖用户的电负荷由市政电网满足；同时，从汽轮机中低压缸抽出的蒸汽可用于供热，因此，用户热负荷由被蒸汽加热后的热水满足；冷负荷则由市政电网驱动的电制冷设备满足。

1.2 冷-热-电联产系统

图2是耦合太阳能光热系统的CCHP系统示意图，CCHP系统以内燃机为原动机，通过消耗天然气满足用户冷、热、电需求。其中，天然气在内燃机中与空气混合燃烧发电，同时，内燃机排出的高温烟气被余热锅炉回收，用于加热循环水，温度较高的循环水可用于驱动吸收式热泵制冷，也可直接通过换热器为用户供热。若内燃机的发电量不能满足用户电需求，则通过电网购电补足；若吸收式热泵产生的冷量或余热锅炉提供的热量不能满足用户的冷、热负荷，则通过燃气锅炉为吸收式热泵补充驱动热量以增加制冷量，或者补足用户需热量。为提高系统能源利用率，CCHP系统与太阳能光热系统进行耦合，太阳能集热器可在阳光充足时集热，并将热量储存在水箱中，当用户需要热量时，优先利用水箱中的热水为用户提供热量，同样地，驱动吸收式热泵的热源水优先通过太阳能集热器被加热，再进一步被余热锅炉或燃气锅炉加热后进入吸收式热泵充当热源。

2 系统建模 2.1 热电联产系统数学模型

燃煤热电联产机组的供电标准煤耗（b_es，kg/kWh）可由下式计算：

式中：q₀——机组的热耗，kJ/kWh，对于热电联产机组在供热期和非供热期热耗变化很大，因此计算不同时间机组煤耗时要分别计算；

ƞ_b——锅炉效率，取0.98；

ƞ_p——管道效率，取0.985；

${\varepsilon _{{\rm{ap}}}}$ ——机组厂用电率，取5%。

燃煤热电联产机组的供热标准煤耗（b_hs，kg/GJ）可由下式计算：

其中，ƞ_hs为热网效率，取0.95。

用户电负荷的用煤量（F_U,E，kg）为：

其中， $ {\varepsilon _{{\rm{ws}}}}$ 为电网输电网损，取8%；User_E为用户电负荷，kW。

夏季供应用户冷负荷时，电制冷设备耗电量可通过制冷系数近似得到，因此换算到热电联产机组的用煤量（F_U,C，kg）为：

其中，EER_ASHP为电制冷设备的制冷系数，取4.0；User_C为用户冷负荷，kW。

供热期，供应用户热负荷的用煤量（F_U,H，kg）为：

其中，User_H为用户热负荷，kW。

因此，采用传统热电联产机组供应用户全年的冷、热、电负荷，该系统的能源利用率为：

2.2 CCHP系统数学模型

2.2.1 内燃机

内燃机发电效率、天然气消耗量等指标与其负荷率(PLR)具有紧密的关联关系^[11]。其中，PLR是指内燃机的实际发电量与额定发电量之比，如下式所示，当内燃机满负荷运行时，PLR为100%。

其中，G_PRI为内燃机额定容量，kW。

内燃机的PLR与发电效率(η_PRI)之间的函数关系由三次多项式拟合确定：

其中，a、b、c、d是与原动机类型有关的经验系数。

为了确保内燃机具有较高的发电效率，同时避免内燃机的反复启动和停机，设置内燃机只有当PLR≥25%时才会启动，如下式所示：

其中，y_E,PRI为内燃机的发电量，kW。

内燃机的天然气消耗量(F_PRI，kW)由下式计算：

2.2.2 余热锅炉

余热锅炉与内燃机直接连接，回收内燃机排烟热量以加热循环水，余热锅炉吸热量(y_H,REC，kW)的计算公式如下：

其中，η_REC为余热锅炉的热回收效率。

2.2.3 燃气锅炉

当内燃机产生的余热量不能满足用户需求时，燃气锅炉通过燃烧天然气补足所需热量。天然气消耗量(F_BOILER，kW)与燃气锅炉供热量(y_H,BOILER，kW)的关系为：

其中，η_BOILER为燃气锅炉热效率。

2.2.4 吸收式热泵

吸收式热泵是CCHP系统的供冷设备，吸收式热泵在高温水的驱动下产生冷量，满足用户冷负荷。

式中：EER_ABS——吸收式热泵的制冷能效系数；

Q_H,ABS——吸收式热泵的耗热量，kW；

Q_C,ABS——吸收式热泵的制冷量，kW。

2.2.5 换热器

换热器将能源系统的供热侧和用户侧分开，管理者可方便地调节二次侧供热温度和压力。换热器的热损失(Q_EX,loss，kW)计算如下：

其中，Q_EX,input为换热器的一次侧换热量，kW。

2.2.6 太阳能集热器

采用真空管集热器获取太阳能，其集热效率(η_S)受环境温度(T_e，K)和局部太阳辐射强度( $\varphi $ _r，W/m²)的影响，如下式所示：

式中：η_S,0——实验确定的瞬时集热效率的截距；

α₀——实验确定的集热器热损失系数；

T_S——集热器入口水温，此处设置其与水箱温度相等，K。

集热器吸热量(Q_S，kW)按下式计算：

其中， $A_{\rm{S}} $ 是集热器可接收太阳辐射的有效区域。

2.2.7 水箱

水箱用于存储由集热器收集到的热量，并将储存的热量传递给用户，满足用户的热需求，或作为热源提供给吸收式热泵。考虑箱体及相应管道的热损失为：

式中：Q_T——进入水箱的热量，kW；

η_T——水箱的热损失系数。

3 混合整数非线性经济性优化模型 3.1 约束条件

能源系统需满足用户的冷、热、电不同能量需求。与上述参数相比，下述参数增加了脚注t，表示第t时刻对应的参数状态；i代表不同的设备。

对CCHP系统而言，用户的电需求优先由内燃机提供，不足的电量由市政电网补充。

其中，E_NET,t为系统逐时从电网购买的电量，kWh。

CCHP系统可通过余热锅炉和燃气锅炉提供热量，所提供的热量需要满足用户热负荷和吸收式热泵的需热量。

用户的冷负荷全部由吸收式热泵提供。

3.2 优化目标

基于建筑冷、热、电负荷和CCHP系统运行策略，通过优化得到最佳的内燃机额定容量，可实现年总成本(C_CCHP，元)最小。年总成本包括系统的初投资(C_eq,inv，元)和年运行费用(C_eq,ope，元)，以及购买天然气成本(C_fuel，元)和电网购电的成本(C_ele-net，元)，如下式^[12]所示：

其中，C_eq,inv根据下式将系统总投资转化为CCHP系统全生命周期的现值成本。

式中： $A $ ——资本回收系数；

C_eq,inv,i−第i个设备的单位容量初投资成本，元/kW；

G_i——第i个设备的额定容量，kW。

式中：n——系统使用寿命，年；

e——年利率。

在本研究中，使用寿命n设定为20年，年利率e为0.05。

系统年运行费用计算方法，如下式所示：

式中：Cf_i——第i个设备的全年固定维护费用，元/kWh。

g_i,t−第i个设备的逐时出力，kWh。

系统运行时的能源消耗成本C_fuel和 C_ele-net由以下各式得到：

式中：C_fuel,unit——天然气的单位成本，元/kWh；

C_ele-net,unit−从电网购电的单位成本，元/kWh；

F_fuel,t——系统逐时消耗的天然气量，kWh。

3.3 优化方案

CCHP系统的混合整数非线性经济性优化模型实施方案可划分为4个步骤，分别是：初始化、内循环、外循环、输出结果。

步骤1：初始化。基于建筑功能特点和围护结构特性，利用DeST软件模拟得到建筑的冷、热、电逐时负荷，作为基础数据；确定CCHP系统运行策略，主要包括以电定热(FEL)策略和以热定电(FTL)策略；G_PRI作为寻优变量，设置初始值(G_PRI=50 kW)；设置初始运行时刻t为0。

步骤2：内循环。在外循环确定的G_PRI和集热器组数的情况下，时刻t从0 h依次更新至8760 h，分别计算t时刻内燃机的供电量、余热锅炉的供热量、吸收式热泵的制冷量、燃气锅炉的供热量，以及t时刻系统从电网购买的电量和天然气消耗量。通过累计0~8760 h的冷、热、电的供应量和燃料消耗量，得到G_PRI和某集热器组数情况下系统的年总成本C_CCHP。

步骤3：外循环。外循环包括内燃机额定容量（G_PRI）循环和集热器组数循环，其中，G_PRI从最小值到最大值依次更新，集热器组数从0开始循环至最大值，最大值由建筑楼顶面积限制得到。在本研究中，G_PRI的搜索范围为50~5000 kW，步长1 kW。利用穷举搜索法得到所有G_PRI与集热器数量组合下的年总成本C_CCHP。

步骤4：输出结果。通过比较不同组合条件下的C_CCHP，遴选得到最小的C_CCHP，其所对应的G_PRI和集热器组数即为最佳的内燃机额定容量和集热器面积，相应地，可确定各设备的额定容量和逐时运行状态。

4 系统参数设置 4.1 技术及经济性参数

能源系统设备的技术参数和经济参数见表1和表2。用户由市政电网购电的电价按照表3执行阶梯电价标准。天然气按照当地价格转换为单位发热值的价格。

4.2 建筑特征数据

以北京市某居住建筑为研究对象，分别利用传统热电联产系统、CCHP系统和耦合光热系统的CCHP系统对其进行冷、热、电能量供应。图3为北京地区典型年的环境温度和太阳能辐射强度。表4为所研究的居住建筑的围护结构特征参数，该居住建筑总建筑面积12000 m²，分为5层。图4是模拟得到的典型年下居住建筑冷、热、电负荷。

5 结果与分析

本节对比分析了传统热电联产系统和CCHP-Solar系统在理想状态下的能源利用率，进一步对CCHP系统和CCHP-Solar系统进行结构配置优化，并对两者的经济性和能效性进行对比分析。

5.1 不同系统能源利用率的对比

5.1.1 传统热电联产系统理想能源利用率

以型号为C280/N350-16.67/537/537的热电联产机组为例，假设系统在额定工况下运行，且所产热和电能量均被利用没有浪费，此时计算出的一次能源利用率为理想状态下最大值。在供热期，取机组工况图中额定480 t/h抽汽供热工况热耗作为计算标准，得到热耗为6195.5 kJ/kWh；在非供热期，以机组THA工况热耗为准，得到热耗为7865.1 kJ/kWh。传统热电联产系统各类型负荷见表5，计算得到理想一次能源利用率为52.7%。

5.1.2 CCHP-Solar系统理想能源利用率

采用CCHP-Solar系统供应冷、热、电负荷时，系统参数及能源利用率结果如表6所示。系统产生的冷、热、电能量都被完全利用的理想情况下，系统的一次能源利用率为73%，远高于传统热电联产系统。因此，CCHP-Solar系统在能效性方面较传统的热电联产系统具有明显优势。

5.2 CCHP系统和CCHP-Solar系统参数优化及运行特性

上节中基于100 kW的内燃机参数得到了CCHP-Solar系统理想能源利用率，而本节充分考虑建筑用户冷、热、电的逐时负荷，运用提出的优化模型对CCHP系统和CCHP-Solar系统进行参数优化参数，进一步分析两种系统在不同运行策略下冬夏季典型日的实际供能特性。

5.2.1 CCHP系统和CCHP-Solar系统FEL策略下的运行特性

表7是CCHP系统与CCHP-Solar系统在FEL策略下的最佳设备配置和相应的年运行特性参数。由于用户电负荷直接决定了内燃机的容量和工作状态，两种系统的内燃机最佳额定容量和总购电量均相同。由于太阳能光热系统提供了部分热量，CCHP-Solar中燃气锅炉的容量、总供热量、运行小时数和天然气耗量明显减小。CCHP-Solar系统的年总成本较CCHP系统降低59805元，能源利用效率明显高于CCHP系统，但明显小于上一节中得到的73%，甚至低于传统热电联产系统的能源利用率，这是因为上节得到的能源利用率将系统产生的所有能量均当做可被利用的能量，是理想能源利用率，而本节考虑了用户逐时变化的负荷，若系统提供的能量超过了用户负荷，则这部分能量被浪费，不能被计算在内。综上发现，在FEL策略下，CCHP-Solar较CCHP系统在燃气锅炉的投运成本、天然气耗量、能源利用率等方面具有明显的优势。

为进一步分析满足用户负荷的能量来源组成，选取夏季(8月1日)、冬季(1月1日)为典型日进行分析，如图5所示。冬、夏季典型日居住建筑各天内电负荷的变化规律相同，在夜间（17:00-23:00）用电量明显增加，其他时间段的用电量较小且波动不大；冷负荷集中在夜间（18:00-次日6:00），且在18:00-23:00波动较大，0:00-6:00波动较小；热负荷仍然集中在夜间（18:00-次日6:00）。

内燃机典型日下的运行时间相同，当用户电负荷需求较大时，电负荷由内燃机提供，其他时间段内燃机不启动，而是通过电网购电满足电负荷。图5(a)、(b)展示了CCHP系统在夏季典型日的供能特性，当用户需要冷负荷时，优先利用余热锅炉提供的热量驱动吸收式热泵供冷(18:00-23:00)，当内燃机没有运行或其提供的余热不足时，燃气锅炉运行并提供足够的驱动热源(0:00-6:00)。在夏季典型日的18:00-23:00时间段内，CCHP系统完全由燃气锅炉补充热量驱动吸收式热泵，而在CCHP-Solar系统中，水箱中存储的热水可提供吸收式热泵所需的部分驱动热源，这明显减少了燃气锅炉的运行时间和天然气消耗量，但在23:00-6:00，由于水箱热量不足，CCHP-Solar系统仍需要启动燃气锅炉为吸收式热泵补充热量。在冬季典型日（见图5(c)、(d)），系统优先利用内燃机余热为用户提供热量，当内燃机不运行或提供的热量不足时，启动燃气锅炉补足。两种系统在冬季典型日的差异在22:00，CCHP系统依靠燃气锅炉补充热量，而CCHP-Solar系统依靠存储的太阳能提供不足的热量，但是其他时间段内不足的热量均由燃气锅炉补充，没有充分发挥光热系统在CCHP系统中的作用，这可能是太阳能光热系统在冬季的集热能力较夏季要差的原因。

5.2.2 CCHP系统和CCHP-Solar系统FTL策略下的运行特性

表8是CCHP系统与CCHP-Solar系统在FTL策略下的最佳设备配置和相应的年运行特性参数。对居住建筑供能时，若没有耦合太阳能光热系统，不设置内燃机和余热锅炉是最经济的结构配置。对于CCHP-Solar系统，最佳的内燃机额定容量仅为50 kW，这是因为居住建筑的热负荷相对电负荷要低，按照FTL运行策略优化得到的内燃机容量偏小。由于CCHP-Solar系统设置了内燃机，因此其从电网购电量减小。CCHP-Solar系统的年总成本较CCHP系统成本降低49351元，能源利用效率明显高于CCHP系统。

将两种系统分别在FEL运行策略与FTL运行策略下的优化结果和运行特性进行对比分析发现，FEL运行策略下的两种系统的内燃机的额定容量较大，天然气消耗量和购电量均较小，且FEL策略下CCHP系统与CCHP-Solar系统较FTL策略下的成本节约率分别为1.4%、2.9%，FEL策略下两种系统的年平均能源利用率较FTL策略提高了3.2%和2.9%。因此，这两种系统按照FEL策略优化设计与运行在经济性和能效性方面更具优势。

图6（a）、（b）展示了CCHP系统在冬夏季典型日的供能特性，此时用户负荷由吸收式热泵、燃气锅炉、市政电网满足。图6（c）~（f）展示了CCHP-Solar系统在冬夏季典型日的供能特性，由图（c）发现，内燃机在0:00-6:00、18:00-23:00时间段内满负荷运行，在0:00-6:00时间段内产生部分多余电量，而在其他时间段内需要借助市政电网补充电量需求，图（d）与图（c）不同的是在18:99-23:00时间段，虽然建筑电负荷需求量较大，但是内燃机仍以变负荷特性运行，这是由于这一时段的建筑热需求量不大造成的。图（e）中展示了夏季典型日的冷负荷供应，在18:00-23:00，太阳能提供的热量对驱动吸收式热泵发挥了较大的作用，但是在23:00，由于水箱内热量不足，仍需燃气锅炉补充热量。图（f）展示了冬季典型日对热负荷供应的特性，与图（e）不同的是，储存的太阳能热量仅在20:00-23:00发挥了作用，不足的热量需求由余热锅炉和燃气锅炉承担。

6 结束语

本文通过对传统热电联产系统、CCHP系统和CCHP-Solar系统的研究，得到以下主要结论：

1) CCHP-Solar系统理想情况下的能源利用率为73%，远高于传统热电联产系统52.7%的能源利用率，CCHP-Solar系统在能效性方面较传统的热电联产系统具有明显优势。

2) 在FEL策略下，CCHP-Solar系统的燃气锅炉容量明显较小，且燃气锅炉的总供热量、运行小时数和天然气耗量明显减小。且CCHP-Solar系统的能源利用效率为46.6%，明显高于CCHP系统40.9%的能源利用率。

3) 在FTL策略下，若没有耦合太阳能光热系统，不设置内燃机和余热锅炉是最经济的结构配置。若耦合太阳能光热系统，CCHP-Solar系统年总成本较CCHP系统降低49351元，能源利用效率为43.7%，明显高于CCHP系统37.7%的能源利用率。

4) FEL策略下CCHP系统与CCHP-Solar系统较FTL策略下的成本节约率分别为1.4%、2.9%，FEL策略下两种系统的年平均能源利用率较FTL策略提高了3.2%和2.9%。因此，按照FEL策略优化设计与运行的CCHP系统和CCHP-Solar系统在经济性和能效性方面更具优势。