基于經(jīng)濟(jì)性分析的機(jī)場綜合能源系統(tǒng)配置優(yōu)化研究

張桓瑞，麥云峰，葉翠，李瑩，魏華帥

(1.廣東省機(jī)場管理集團(tuán)有限公司，廣州 510000；2.南京南瑞繼保電氣有限公司，南京 211102；3.大型發(fā)電裝備安全運(yùn)行與智能測控國家工程研究中心，南京 210096)

長久以來，煤、石油和天然氣在我國能源消耗量中超過90%，直到2013年之后，以太陽能和風(fēng)能為代表的可再生能源利用技術(shù)的發(fā)展，我國煤、石油和天然氣消耗量才降低至總的能源消耗量的90%以下[1]。“十四五”規(guī)劃和2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要又提出了碳中和、碳達(dá)峰和構(gòu)建現(xiàn)代能源體系的要求，構(gòu)建現(xiàn)代能源體系明確指出了要建設(shè)一批多能互補(bǔ)的清潔能源基地[2]。在這樣的背景下如何克服光伏和風(fēng)力的缺陷，綜合使用光伏、風(fēng)力和傳統(tǒng)能源，穩(wěn)定輸出電、熱和冷的綜合能源系統(tǒng)(Integrated energy system，IES)成了新一代能源革命中必然的發(fā)展方向之一。

IES可因地制宜，在一次能源端選擇不同的組合，例如：水能、風(fēng)能、太陽能和天然氣，建設(shè)與區(qū)域能源生產(chǎn)相適應(yīng)的能源供應(yīng)系統(tǒng)。在用戶端又可以采用熱電聯(lián)產(chǎn)、冷熱電三聯(lián)供等技術(shù)為用戶提供全面穩(wěn)定的能源。

綜合能源系統(tǒng)在工業(yè)園區(qū)和居民園區(qū)的應(yīng)用已得到論證，對于工業(yè)化園，孫可[3]從儲能的角度入手，研究發(fā)現(xiàn)冰蓄冷并聯(lián)方式的儲能的日運(yùn)行費(fèi)用比不采用儲能系統(tǒng)方式低了79.7%。徐航[4]則是通過將不同品味的能源階梯綜合利用使系統(tǒng)的日運(yùn)行費(fèi)用降低了15.8%。對于居民園區(qū)，孫鳴[5]研究了不接入電網(wǎng)的風(fēng)力發(fā)電和天然氣綜合能源系統(tǒng)，驗(yàn)證了風(fēng)力資源與熱負(fù)荷的同步性，可以用風(fēng)力發(fā)電很好的滿足居民熱需求。

綜合能源系統(tǒng)在機(jī)場的應(yīng)用也十分值得期待。到2035年，我國將建成大約400個機(jī)場，需要在目前241個機(jī)場的基礎(chǔ)上，平均每年新建超過十個機(jī)場[6]。在大搞建設(shè)的同時，民用航空發(fā)展規(guī)劃中提出要建設(shè)民航綠色低碳工程，優(yōu)化機(jī)場能源結(jié)構(gòu)，提高清潔能源占比。因此，減少煤炭等非清潔能源的消耗，研究適用于機(jī)場的綜合能源系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)天然氣和太陽能等清潔能源對煤炭的替代，已成了迫在眉睫的任務(wù)。目前已有許多科研人員對綜合能源系統(tǒng)在機(jī)場的應(yīng)用做了研究。

機(jī)場地勢平坦，航站樓受太陽直射的條件適合布置光伏電池[7]，而且機(jī)場選址對當(dāng)?shù)貧庀髼l件有較嚴(yán)格的要求以保證安全運(yùn)行，因此在機(jī)場綜合能源系統(tǒng)中多選用太陽能而非風(fēng)能作為系統(tǒng)的可再生能源部分。

未來新建和擴(kuò)建的機(jī)場需要在飛機(jī)輔助動力裝置和機(jī)場內(nèi)汽車上實(shí)現(xiàn)電能對燃油的替代，這使得機(jī)場的電負(fù)荷大量增加，如果全部使用電網(wǎng)供電，則電網(wǎng)輸電壓力大，會增加大量建設(shè)成本[8]，并且只是把碳排放轉(zhuǎn)移到了火力發(fā)電廠，并不符合低碳發(fā)展目標(biāo)。而基于光伏和氫燃料電池的機(jī)場綜合能源系統(tǒng)卻可以相較于常規(guī)能源系統(tǒng)年總成本和碳排放總量分別下降41.6%和67.29%[9]。

此外可以通過冷熱電三聯(lián)供設(shè)備滿足機(jī)場的冷負(fù)荷和熱負(fù)荷，但是傳統(tǒng)的冷熱電三聯(lián)供設(shè)備會由于冷熱電負(fù)荷的波動與不同步導(dǎo)致效率低下[10]，因此，通常引入儲能設(shè)備來平抑負(fù)荷波動，提高機(jī)場綜合能源系統(tǒng)的效率，降低其成本[11]。

機(jī)場作為高電耗的大工業(yè)用戶，購電方式一般為兩部制分時電價，即總的購電價格包括容量價格和電量價格兩部分，且用電高峰期與低谷期電價不同[12]。但是對機(jī)場的綜合能源系統(tǒng)配置的研究中很少考慮兩部制分時電價。

基于以上IES研究的現(xiàn)狀，本文針對某機(jī)場的負(fù)荷需求，以經(jīng)濟(jì)性為指標(biāo)，利用Gurobi進(jìn)行求解，配置采用燃?xì)廨啓C(jī)(GT)、光伏電池(PV)、蓄電池(BAT)、燃?xì)忮仩t(GB)、儲熱罐(HST)、制冷機(jī)(RF)和兩部制分時電價的綜合能源系統(tǒng)并進(jìn)行分析。

1 綜合能源系統(tǒng)模型

1.1 綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

本文所采用的綜合能源系統(tǒng)如圖1所示，利用燃?xì)廨啓C(jī)、光伏發(fā)電以及向外部電網(wǎng)購電，滿足機(jī)場的電力負(fù)荷。使用燃?xì)忮仩t及燃?xì)廨啓C(jī)余熱滿足機(jī)場用戶熱負(fù)荷，儲熱罐和蓄電池分別用來調(diào)節(jié)熱電負(fù)荷與綜合能源系統(tǒng)輸出的波動。使用電制冷機(jī)滿足機(jī)場的冷負(fù)荷。

圖1 綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

1.2 系統(tǒng)目標(biāo)函數(shù)

本文所述綜合能源系統(tǒng)的目標(biāo)是實(shí)現(xiàn)更高的經(jīng)濟(jì)性，并且綜合考慮低碳指標(biāo)，目標(biāo)函數(shù)應(yīng)使系統(tǒng)總成本最低，同時也需額外計(jì)算該系統(tǒng)使用天然氣的碳排放量。

1.2.1 經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)

系統(tǒng)的總成本如式(1)所示：

minC=Cinf+Com+Cgas+Cbuy

(1)

式(1)中，C為綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行一年的總成本，元；文中一年為364 d，每天分為24 h，其中標(biāo)準(zhǔn)夏季日占四分之一，為91 d；標(biāo)準(zhǔn)冬季日占四分之一，為91 d；過渡季占二分之一，為182 d；Cinf為設(shè)備的初始投資，元；Com為設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，元；Cgas為購置天然氣的成本，元；Cbuy為電成本，元。

(2)

式(2)中，k表示IES中的各設(shè)備；K表示總設(shè)備數(shù)量；B表示設(shè)備的資金回收系數(shù)，Cinf，k表示各設(shè)備單位容量的初始投資成本，元/kW；Pcap，k表示各設(shè)備的容量，kW。

(3)

式(3)中，i表示銀行年利率，本文取為6.7%；n表示各設(shè)備的使用年限，本文中統(tǒng)一選定為15年。

(4)

式(4)中，Com，k表示各設(shè)備單位出力的運(yùn)行維護(hù)成本，元/kW；Pk(t)表示各設(shè)備的t時刻的運(yùn)行功率，kW。

(5)

式(5)中，Cbuy表示該機(jī)場所在地的分時電價，元/kW·h；Pbuy(t)表示綜合能源系統(tǒng)在t時刻的購電量，kW·h；m表示月份；Cemax為使用每單位容量電能每月需要向電力公司支付的價格，元/kW；Pbuy，max(t)表示當(dāng)月的最大購電功率，kW。

(6)

式(6)中，Cgas表示該機(jī)場所在地區(qū)每立方米天然氣的成本，本文取Cgas為3元/m3；Vgt(t)和Vgb(t)分別表示在t時刻燃?xì)廨啓C(jī)和燃?xì)忮仩t消耗的天然氣體積，m3。

1.2.2 碳排放量計(jì)算

綜合能源系統(tǒng)一部分碳排放來自天然氣燃燒產(chǎn)生的二氧化碳，一部分來自電網(wǎng)購電，這些電能在生產(chǎn)過程中產(chǎn)生碳排放。綜合能源系統(tǒng)的碳排放量可用式(7)表示。

(7)

式(7)中，Eco2表示IES一年內(nèi)總的碳排放量，kg；egas表示每立方米天然氣燃燒產(chǎn)生的碳排放量，kg/m3；Vgt(t)和Vgb(t)分別表示燃?xì)廨啓C(jī)和燃?xì)忮仩t第t各小時消耗的天然氣量，m3；eelec表示火力發(fā)電廠每生產(chǎn)1 kW·h電能所產(chǎn)生的碳排放，kg/kW·h；Pbuy(t)表示綜合能源系統(tǒng)在第t個小時的購電量。

1.3 系統(tǒng)約束條件

1.3.1 負(fù)荷平衡約束條件

系統(tǒng)在運(yùn)行時，受到電、熱和冷三種能量平衡的約束，在標(biāo)準(zhǔn)夏季日，供熱系統(tǒng)不運(yùn)行。標(biāo)準(zhǔn)冬季日和過渡季，供冷系統(tǒng)不運(yùn)行。

對于電平衡，燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電功率、光伏發(fā)電功率、蓄電池放電功率、購電量與機(jī)場用戶用電、制冷機(jī)用電保持平衡。

Pgt(t)+Ppv(t)+Pbat(t)+Pbuy(t)=Peload(t)+Prf(t)

(8)

式(8)中，Pgt(t)表示燃?xì)廨啓C(jī)在t時刻的發(fā)電功率，kW；Ppv(t)表示光伏電池在t時刻的發(fā)電功率，kW；Pbat(t)表示在t時刻蓄電池的充放電功率，規(guī)定放電為正值，充電為負(fù)值，kW；Pbuy(t)表示在t時刻系統(tǒng)向外部電網(wǎng)的購電量，kW；Peload(t)表示在t時刻機(jī)場用戶的用電負(fù)荷，kW；Prf(t)表示在t時刻制冷機(jī)的運(yùn)行功率，kW。

對于熱平衡，燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電的余熱、燃?xì)忮仩t供熱和儲熱罐放熱共同平衡機(jī)場用戶的熱負(fù)荷。

Qgt(t)+Qgb(t)+Qhst(t)=Qhload(t)

(9)

式(9)中，Qgt(t)表示在t時刻燃?xì)廨啓C(jī)余熱供應(yīng)到熱網(wǎng)中的部分，kW；Qgb(t)表示燃?xì)忮仩t在t時刻的供熱功率，kW；Qhst(t)表示在t時刻儲熱罐的吸熱與放熱功率，規(guī)定放熱為正，吸熱為負(fù)，kW；Qhload(t)表示在t時刻機(jī)場用戶的熱負(fù)荷，kW。

由電制冷機(jī)來滿足機(jī)場用戶的冷負(fù)荷。

Qrf(t)=Qcload(t)

(10)

式(10)中，Qrf(t)表示在t時刻制冷機(jī)的制冷功率，kW；Qcload(t)表示在t時刻機(jī)場用戶的冷負(fù)荷，kW。

1.3.2 設(shè)備運(yùn)行特性約束

進(jìn)行配置優(yōu)化計(jì)算時，系統(tǒng)內(nèi)各設(shè)備的狀況必須符合實(shí)際的運(yùn)行特性，因此需要對IES內(nèi)的各個設(shè)備設(shè)置運(yùn)行特性約束。

對于燃?xì)廨啓C(jī)，當(dāng)其運(yùn)行功率小于20%額定容量時，發(fā)電效率將大幅降低，所以需要將其運(yùn)行功率保持在20%額定容量以上，不能小于啟動功率，不能大于裝機(jī)容量，且燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電功率與余熱產(chǎn)量與其所消耗的天然氣體積有關(guān)。此外，燃?xì)廨啓C(jī)在功率爬坡時，爬坡速度有限，設(shè)置燃?xì)廨啓C(jī)每小時功率變動不得超過最大功率的20%。

0.2Pgt，max≤Pgt(t)≤Pgt，max

(11)

(12)

Pgt(t)=ηgtQgasVgt(t)

(13)

-0.2Pgt，max≤Pgt(t)-Pgt(t-1)≤0.2Pgt，max

(14)

式(11)～(14)中，Pgt，max表示燃?xì)廨啓C(jī)的額定功率，kW；Pgt(t)表示在t時刻燃?xì)廨啓C(jī)的運(yùn)行功率，kW；Qgt(T)表示燃?xì)廨啓C(jī)余熱中供應(yīng)到熱網(wǎng)的部分，kW；ηgt和ηl，gt分別表示燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電效率和散熱損失系數(shù)；Qgas表示天然氣的熱值，取為9.7 kW·h/m3；Vgt(t)表示在t時刻燃?xì)廨啓C(jī)消耗的天然氣體積，m3。

對燃?xì)忮仩t而言，低負(fù)荷運(yùn)行會導(dǎo)致燃燒不穩(wěn)或是熄火，所以其運(yùn)行功率同樣需要保持在一定范圍內(nèi)，不能小于額定容量的30%，且其產(chǎn)熱功率受到天然氣消耗量限制。

0≤Qgb(t)≤Qgb，max

(15)

0.3Zgb1Qgb，max≤Zgb1Qgb(t)≤Zgb1Qgb，max

(16)

Qgb(t)=ηgbQgasVgb(t)

(17)

Zgb1(t)+Zgb0(t)=1

(18)

式(15)～(18)中，Pgb(t)表示在t時刻燃?xì)忮仩t的產(chǎn)熱功率，kW；Qgb，max表示燃?xì)忮仩t的配置容量，kW；Zgb1(t)和Zgb0(t)分別表示燃?xì)忮仩t的運(yùn)行和靜置表示，只能取值1或0；ηgb表示燃?xì)忮仩t的效率。

對于蓄電池來說，為了增強(qiáng)安全性和延長蓄電池壽命，其剩余電量應(yīng)不能高于額定容量的90%且不能低于額定容量的30%，充放電速度也應(yīng)滿足約束，且要考慮蓄電池在充放電過程中的能量的耗散和一天結(jié)束后剩余電量應(yīng)恢復(fù)原來的狀態(tài)。

0≤Pbat(t)≤Pbat,max

(19)

0.3Ebat,max≤Ebat(t)≤0.9Ebat，max

(20)

Ebat(t+1)=Ebat(t)+ηbatPbat，cha(t)Δt-

(21)

Pbat(t)=-Zbat，cha(t)Pbat，cha(t)+Zbat，dis(t)Pbat，dis(t)

(22)

Zbat，cha(t)+Zbat，dis(t)=1

(23)

式(19)～(23)中，Pbat,max表示蓄電池的最充放電功率，kW；Ebat，max表示蓄電池的最大容量，kW·h；Ebat(t)表示蓄電池在t時刻的電量，kW·h；Pbat，cha(t)和Pbat，dis(t)分別表示蓄電池充放電功率；ηbat表示蓄電池的充放電效率；ZVbat，cha(t)和Zbat，dis(t)分別為蓄電池的充放電標(biāo)識，取值0或1。

儲熱罐與蓄電池相似，需要滿足吸熱放熱速度約束,儲熱罐容量約束，一天結(jié)束后狀態(tài)還原約束。

0≤Qhst(t)≤Qhst，max

(24)

0.3Ehst，max≤Ehst(t)≤0.9Ehst，max

(25)

Ehst(t+1)=Ehst(t)+ηhstPhst，cha(t)Δt

(26)

Phst(t)=-Zhst，cha(t)Phst，cha(t)+Zhst，dis(t)Phst，dis(t)

(27)

Zhst，cha(t)+Zhst，dis(t)=1

(28)

式(24)～(28)中，Qhst,max表示儲熱罐最大熱交換功率，kW；Ehst,max表示儲熱罐最大儲熱量，kJ；Ehst(t)表示儲熱罐在t時刻的儲熱量，kJ；Phst,cha(t)和Phst,dis(t)分別表示儲熱罐吸熱放熱功率；ηhst表示儲熱罐的熱交換效率Zhst,cha(t)和Zhst,dis(t)分別為儲熱罐的吸熱放熱標(biāo)識，取值0或1。

電制冷機(jī)在運(yùn)行過程中需要滿足機(jī)場用戶的冷負(fù)荷。

0≤Prf(t)≤prf，max

(29)

Qrf(t)=COPrfPrf(t)

(30)

式(29)和式(30)中，Prf(t)表示在t時刻制冷機(jī)的運(yùn)行功率，kW；prf,max表示制冷機(jī)的額定功率，kW；Qrf(t)表示t時刻制冷機(jī)的制冷量，kW；COPrf表示制冷機(jī)的制冷效率。

2 算例分析

2.1 機(jī)場負(fù)荷情況

使用上述IES模型對國內(nèi)某機(jī)場進(jìn)行優(yōu)化配置分析，對其一個標(biāo)準(zhǔn)夏季日、一個過渡季日與一個標(biāo)準(zhǔn)冬季日內(nèi)的負(fù)荷進(jìn)行配置。機(jī)場機(jī)場逐時負(fù)荷圖如圖2所示。

圖2 機(jī)場逐時負(fù)荷圖

2.2 設(shè)備配置及購電成本

兩部制電價的容量價格部分由每個月的峰值購電功率決定，價格Cemax為42元/kW，大工業(yè)用戶兩部制分時電價[13]如圖3所示。

圖3 大工業(yè)用戶兩部制分時電價

IES的設(shè)備初始投資與運(yùn)維成本見表1，設(shè)備性能參數(shù)與場景參數(shù)見表2[14]。

表1 IES的設(shè)備初始投資與運(yùn)維成本

表2 設(shè)備性能參數(shù)與場景參數(shù)

2.3 場景設(shè)置

本文分別設(shè)置了兩種場景，場景1采用上文所述的IES模型，場景2僅采用燃?xì)忮仩t滿足機(jī)場用戶熱負(fù)荷，使用電制冷機(jī)滿足機(jī)場用戶冷負(fù)荷，其余電負(fù)荷直接向電網(wǎng)購電。計(jì)算兩種場景的總成本與碳排放，通過對比兩種場景的成本和碳排放量來驗(yàn)證IES的經(jīng)濟(jì)性和低碳性。

2.4 優(yōu)化配置結(jié)果

對于上述場景1和場景2，本文采用Ylmip建模工具，調(diào)用Grobi求解器進(jìn)行求解，獲得了該機(jī)場IES基于經(jīng)濟(jì)性分析的最優(yōu)化容量配置及兩場景具體的成本。容量配置結(jié)果見表3，各項(xiàng)成本見表4。

表3 容量配置結(jié)果

表4 各項(xiàng)成本

由表3和表4可知，與不使用IES的場景2相比，場景1在一年內(nèi)的綜合成本下降了16.2%；雖然IES的初始投資和運(yùn)行維護(hù)成本較高，但后續(xù)的購電成本僅為場景2常規(guī)能源系統(tǒng)的34.3%。并且因?yàn)镮ES可以使用燃?xì)廨啓C(jī)的余熱來向用戶供熱，其需要配置的燃?xì)忮仩t容量也僅有8 704 kW，約為場景2常規(guī)能源系統(tǒng)的57.3%，年總碳排放量也降低至場景2的57.7%。綜合來看該用于機(jī)場的IES相對于常規(guī)能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保性都有了大幅提升。

2.5 優(yōu)化運(yùn)行策略

IES在一個標(biāo)準(zhǔn)夏季日一個過渡季日與一個標(biāo)準(zhǔn)冬季日內(nèi)的運(yùn)行策略如圖4、圖5和圖6所示。

圖4 電負(fù)荷平衡圖

圖5 IES購電量圖

圖6 熱負(fù)荷平衡圖

由圖4和圖5可知，該IES可以在吸納光伏發(fā)電量的同時很好的滿足電功率平衡約束。

由于電制冷機(jī)和燃?xì)忮仩t的投入使用，標(biāo)準(zhǔn)夏季日的用電量遠(yuǎn)高于標(biāo)準(zhǔn)冬季日和過渡季日，如果使用容量較大的燃?xì)廨啓C(jī)，在夏季日燃?xì)廨啓C(jī)可以高負(fù)載運(yùn)行，但到了過渡季日和冬季日，由于電制冷機(jī)停用大致電負(fù)荷大幅降低則會導(dǎo)致燃?xì)廨啓C(jī)長時間低功率運(yùn)行，造成浪費(fèi)，所以IES在標(biāo)準(zhǔn)夏季日運(yùn)行時大量購電來滿足電制冷機(jī)的需求，而燃?xì)廨啓C(jī)的容量主要由冬季的電負(fù)荷確定。

在0～24時(標(biāo)準(zhǔn)夏季日)，機(jī)場用戶沒有熱負(fù)荷，所以只需要分析電負(fù)荷平衡優(yōu)化情況，0～4時電負(fù)荷較低、光伏發(fā)電量較少且電價處于低谷期時，系統(tǒng)靠購電和燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電滿足電負(fù)荷，并且向蓄電池蓄電；5～12時，電負(fù)荷上升，購電價格進(jìn)入平時期和高峰期，光伏電池也已經(jīng)開始投入運(yùn)行，此時系統(tǒng)購電量先是由于光伏電池開始發(fā)電而降低，又隨著電負(fù)荷的增量超過光伏電池出力的增量開始增大。與此同時，燃?xì)廨啓C(jī)出力也隨著電負(fù)荷增大而提高，直到9時以后燃?xì)廨啓C(jī)出力達(dá)到最大，購電量也因燃?xì)廨啓C(jī)出力的增大而短暫降低；12～14時，電負(fù)荷繼續(xù)上升，購電價格進(jìn)入平時期，因此燃?xì)廨啓C(jī)出力也暫時降低；14～16時，電負(fù)荷逐漸達(dá)到峰值，購電價格再次進(jìn)入高峰期，燃?xì)廨啓C(jī)再次滿負(fù)荷運(yùn)行；16～19時，電負(fù)荷維持在高位，購電價格降低，購電量達(dá)到峰值，燃?xì)廨啓C(jī)出力開始降低蓄電池放電；19～22時，購電價格上升，燃?xì)廨啓C(jī)再次滿功率發(fā)電，蓄電池在此時放電，購電量開始大幅下降；22～24時，電負(fù)荷大幅降低，購電價格也降至低谷期，光伏發(fā)電已經(jīng)停止運(yùn)行，因此燃?xì)廨啓C(jī)降低運(yùn)行功率，購電量也減少。

對于過渡季日和標(biāo)準(zhǔn)冬季日，系統(tǒng)的運(yùn)行狀況需要同時考慮電負(fù)荷和熱負(fù)荷。此外，由于過渡季日和標(biāo)準(zhǔn)冬季日的電負(fù)荷遠(yuǎn)低于標(biāo)準(zhǔn)夏季日，燃?xì)忮仩t和光伏電池的組合基本可以滿足大部分時間的電負(fù)荷，購電時段與購電量均少于標(biāo)準(zhǔn)夏季日。

由于標(biāo)準(zhǔn)冬季日的熱負(fù)荷高，燃?xì)廨啓C(jī)的余熱可以得到充分利用，燃?xì)廨啓C(jī)運(yùn)行的性價很高，所以燃?xì)廨啓C(jī)除了在購電價格低谷期(49～56時和71～72時)和電負(fù)荷低于燃?xì)廨啓C(jī)容量的時段，其余時間基本保持滿負(fù)荷運(yùn)行，電量不足的部分由光伏電池和購電補(bǔ)足。熱負(fù)荷則是優(yōu)先吸收燃?xì)廨啓C(jī)余熱，剩余部分由燃?xì)忮仩t產(chǎn)熱滿足，在熱負(fù)荷較低的49～54時，儲熱罐儲熱，并且在熱負(fù)荷最高的55～57時放熱，以此降低燃?xì)忮仩t的容量，降低初始投資成本。

過渡季日的熱負(fù)荷相比標(biāo)準(zhǔn)冬季日低，如果燃?xì)廨啓C(jī)滿負(fù)荷運(yùn)行，則余熱不能得到完全利用，這會導(dǎo)致嚴(yán)重的浪費(fèi)，因此，系統(tǒng)選擇在熱負(fù)荷低的時段(34～42時)降低燃?xì)廨啓C(jī)的運(yùn)行功率，電量不足的部分由購電和光伏電池滿足。熱負(fù)荷則主要由燃?xì)廨啓C(jī)余熱和儲熱罐來滿足，只有在31～32時的熱負(fù)荷高峰期需要短暫啟動燃?xì)忮仩t供熱。

此外，根據(jù)圖6可以看出，購電量并不會出現(xiàn)在某短暫尖峰，而是持續(xù)維持在峰值水平一段時間，這是因?yàn)椴捎脙刹恐齐妰r進(jìn)行優(yōu)化配置每月的最大購電量過大會增加大量容量電價成本，所以系統(tǒng)的優(yōu)化結(jié)果壓平了購電量峰值。

實(shí)際上兩部制電價的容量成本正是反應(yīng)發(fā)電過程中的固定成本，如設(shè)備折舊費(fèi)、管理費(fèi)和維修費(fèi)，無論電廠每天滿負(fù)荷運(yùn)行24 h，還是僅在高峰運(yùn)行幾小時，這些費(fèi)用都不會變[14]。采用兩部制分時電價對綜合能源系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化，既符合機(jī)場作為大工業(yè)用戶的實(shí)際，又可以降低購電量峰值，降低電廠的運(yùn)行成本，無形中也節(jié)約了資源，降低了碳排放。

3 結(jié)語

IES在將來是否能廣泛的運(yùn)用于各種場景，關(guān)鍵在于其是否具有比常規(guī)能源系統(tǒng)更強(qiáng)的經(jīng)濟(jì)性，本文通過設(shè)立經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)和碳排放指標(biāo)，建立機(jī)場IES模型進(jìn)行模擬，將結(jié)果與常規(guī)能源系統(tǒng)進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)：

(1)在本文的機(jī)場應(yīng)用場景中，IES相對于常規(guī)能源系統(tǒng)的年綜合成本降低了21.8%，經(jīng)濟(jì)性提升明顯。

(2)該機(jī)場IES的年綜合碳排放僅為常規(guī)能源系統(tǒng)的57.7%，碳排放量顯著降低。

(3)該機(jī)場IES在運(yùn)行過程中可以很好的滿足機(jī)場用戶的負(fù)荷的同時，選擇經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的運(yùn)行方式。

(4)在過渡季日的運(yùn)行優(yōu)化中，出現(xiàn)了燃?xì)忮仩t于31～32時短暫啟動的情況，與現(xiàn)實(shí)相悖，這主要是因?yàn)闆]有考慮燃?xì)忮仩t每次停機(jī)再啟動都需要成本，未來還需要更加詳細(xì)的模型進(jìn)行進(jìn)一步計(jì)算。

以上結(jié)果表明，通過構(gòu)建IES并進(jìn)行恰當(dāng)?shù)娜萘颗渲?，可以?shí)現(xiàn)機(jī)場能源系統(tǒng)性能的較大提升，值得推廣。