基于热电一体化调峰的区域能源综合利用综述

韩建博, 王海超, 朱传芝

(大连理工大学,辽宁 大连 116024)

1 概述

2021年,全国能源消费总量(折合标准煤)为52.4×108t,比上年增长(比例)5.2%,其中煤炭消费量(折合标准煤)占比56%,比上年下降0.9%;可再生能源消费量(折合标准煤)占比25.4%,比上年上涨1.1%,比2012年上涨11%,见表1[1],能源消费结构向清洁低碳加速转变。目前我国各地积极推行减煤政策,促进可再生能源的高效利用,2021年,单位国内生产总值碳排放下降3.8%[1]。国务院高度重视加快推进北方冬季清洁供热,提出“宜气则气,宜电则电”策略,提倡节约资源,保护环境。加速区域能源系统低碳化、提高能源利用率是实现双碳战略发展目标的必然选择。

表1 2012-2021年能源消费总量及可再生能源消费量[1]

截至2021年底,我国风电装机总量达3.3×108kW,占非化石能源发电装机总量的29.4%,其中弃风量占3.6%[1]。北方城镇供热形成了以热电联供机组、燃煤锅炉为主,其他清洁能源为辅的格局。随着集中供热面积的持续增长,热电联供机组冬季运行时受制于“以热定电”的策略,在供出大量热量的同时,也增大了发电量,挤压了风电的上网空间,导致热电联供机组(简称机组)偏离额定工况较频繁,使系统运行的经济性下降。与此同时,热电比不合理、机组乏汽余热利用率低等问题较为严重,不仅影响了机组的使用寿命,也加重了“三北”地区的弃风问题。

在区域能源系统中,传统的热电联供技术已经不能满足人们对于清洁供热的需求,通常采用为机组配置辅助热源的方式实现热电解耦,提高机组的灵活性[2]。利用电锅炉、热泵、蓄热器等作为辅助热源,能够更好地实现机组的调峰,增强机组热功率和电功率的灵活性。利用辅助热源进行调峰分为集中式调峰和分布式调峰,见图1。集中式调峰的辅助热源设置在集中热源处,对整个供热系统进行统筹控制,起到削峰填谷的作用;分布式调峰的辅助热源设置在供热二级管网侧,用于小范围的调峰,能迅速对用户热负荷变化进行响应并作出调整,解决供热不足的问题,降低集中供热系统能耗,缓解热电耦合问题[3]。

图1 集中式和分布式调峰

此外,供热管网内较大体量的热水,储存了大量的热量,可以利用管网的蓄热特性,调节供回水温度,有效减少风电不稳定性和间歇性对机组热、电功率造成的影响,缓解热力系统和电力系统的压力。

不同调峰方式对促进热电协同、实现区域能源综合利用的效果不尽相同。若要最大限度实现热电一体化调峰,需要对不同方案进行模拟分析和评价:在满足用户热需求的同时,是否能够减少传统能源的消耗、回收机组余热、促进可再生能源消纳、减少碳排放等。为此,本文将对不同方案的国内外研究现状进行综述,分析不同方案存在的问题,寻找适合的热电一体化调峰优化方案,进而推动实现机组热、电功率的综合优化,提高区域能源的综合利用效率。

2 集中式调峰

2.1 电锅炉与热电联供机组耦合消纳风电并供热

电锅炉具有调峰能力稳定、效率高等优点,热电联供机组配备电锅炉辅助供热,是进行热电解耦改造、提高机组调峰能力、消纳弃风的重要解决方案之一[4]。Zhang等[5]通过建立风力发电和蓄热式电锅炉辅助供热模型,证明了该方案具有较强的调峰能力,可有效减少风电波动对电网产生的影响。陈彦秀[6]分析了水电机组、火电机组、热电联供机组的调峰能力,结合风电功率特征,给出了提高电网调峰能力的方案。通过建立热电联供机组在调峰约束下的风电消纳模型,提出机组旁路系统补偿供热、需求侧热负荷管理、配置电锅炉3种热电解耦方案,通过对比选择了配置电锅炉这种方案。

热电联供机组与电锅炉耦合运行区间见图2。Pe和Ph分别为热电联供机组的发电功率和热功率,一般抽汽式热电联供机组可行域为ABCDA,与电锅炉耦合后可行域为ABB1C1D1DA。由于电锅炉消耗部分机组发电,当热功率为Φh1时,机组最小发电功率点由点F降到点H。其中,线段FG在Pe轴上的投影表示电锅炉的耗电功率,线段GI在Φh轴上的投影表示电锅炉的热功率。运行曲线向右下方偏移,扩大了热电联供可行域的区间下限[7]。

图2 热电联供机组与电锅炉耦合运行区间

目前热电厂改造的关键在于是否具有良好的经济性和环保性。配置电锅炉需要增加额外的设备投资,热电厂在提供调峰服务的同时,还需要降低机组的电功率,损失自身效益。因此,合理地确定调峰电锅炉额定功率,对方案进行经济分析必不可少。

吕泉等[8]以东北辅助调峰服务市场为背景,建立热电联供机组与电锅炉联合运行模型,得到热电联供机组配置电锅炉后的运行区间;建立调峰收益和成本模型,以静态投资回收期为指标对模型进行经济性评价。结果表明,随着热负荷增大,系统的调峰净收益为负的区间增大;减小热电联供机组最小电功率可减小电锅炉的运行热功率,降低投资风险。由于风电反调峰性、波动性强的特点,电锅炉由风电和机组供电的比例需精确计算。曹丽华等[9]以风电调峰增量和经济净现值为目标函数,对调峰锅炉的最佳热功率进行分析,结果表明,随着电锅炉热功率增加,经济净现值先波动性上涨再下降,这是由于电锅炉耗电功率增加,导致并网电量减少,机组上网收益减少。Nielsen等[10]对电锅炉、电动热泵耦合热电联供机组进行供热的方案进行分析,证明了投资收益电价和设备本身额定热功率及热效率有关。

上述文献从投资回收期、收益电价等角度分析了电锅炉的额定热功率对系统运行经济性的影响,证明了方案的可行性,并确定电锅炉的最佳额定热功率。此外,还从热电联供机组与电锅炉耦合系统的运行角度出发,制定适合的运行策略。

Ling等[11]利用可编辑逻辑控制器(PLC)对蓄热锅炉的控制策略进行研究,优化了储热器的运行模式,实现基于多智能体的电蓄热锅炉的优化控制。Cheng等[12]研究了蓄热式电锅炉的模型和控制策略,利用蓄热电锅炉与热电联供机组耦合,在降低热电联供机组发电功率的同时,提高风能利用率。通过MATLAB/Simulink仿真分析,验证协调控制方案的优势。

电锅炉具有调节范围宽、调节速度快的优势,对促进弃风消纳具有重要意义。电锅炉设置在集中热源侧,对用户侧的动态调节能力并无改善。电锅炉的额定热功率、位置以及运行方案,直接影响系统运行的经济性。上述文献分析了采用电锅炉调峰对系统效能的影响,更多从电能角度分析方案的合理性与经济性,缺少对供热过程中的延迟性和衰减性的分析,对于热负荷的匹配考虑不够全面。

2.2 热泵实现机组热电解耦的同时供热

2.2.1吸收式热泵

利用吸收式热泵回收电厂余热,采用部分抽汽驱动或者燃气驱动,吸收低品位的余热用于辅助供热,减少了余热的浪费,降低了系统运行费用,减少了碳排放。赵虎等[13]提出利用吸收式热泵回收循环水余热的方案,通过案例分析证明了该方案可提高热电厂能效和供热能力。霍鹏等[14]分析了抽汽式机组和背压式机组分别配置热泵参与余热回收的方案,对比改造前后主要参数变化情况,证明了利用吸收式热泵回收电厂余热的可行性。吴佐莲等[15]通过案例分析证明了利用热泵技术回收热电厂低温余热可有效提高热电厂12%的能源利用率;有效地降低供热一级管网回水温度,减少供热能耗,弥补新增供热需求缺口。但在集中热源处设置热泵辅助供热,其效果受到供热距离限制。

张抖等[16]以330 MW热电联供机组为例,分析了机组运行安全区在增设吸收式热泵前后的变化情况,证明了机组调峰能力随热泵制热性能系数提高而增大。随着机组抽汽供热的比例增大,机组调峰能力先增大后减小。抽汽式热电联供机组与吸收式热泵联合运行区间见图3。热电联供机组可行域为ABCDA,配备吸收式热泵后热电联供机组可行域为AA1B1C1CDA,吸收式热泵工作区域为AA1B1C1CBA。对于给定的热功率Φh1,受机组最小发电功率限制,机组发电功率在线段FG在Pe轴上的投影范围内波动;耦合吸收式热泵后,机组发电功率在线段EH在Pe轴上的投影范围内波动,调峰能力得到提升。

图3 抽汽式热电联供机组与吸收式热泵联合运行区间

此外,在分析吸收式热泵与热电联供机组联合运行时,需要优先考虑区域内的驱动热源种类,并考虑热泵机组在运行过程中制热性能系数的动态变化,以及对系统的供热和调峰能力的影响。当使用热电联供机组抽汽作为驱动热源时,还应考虑售热、售电对系统经济性的影响。

2.2.2电动热泵

利用电动热泵直接消耗风电进行辅助供热,可有效降低一级管网回水温度、提升管网的输送能力、减少资源的浪费,并促进可再生能源的消纳和利用。热电联供机组与电动热泵联合运行区间见图4。热电联供机组运行区间为ABCDA,配备电动热泵后机组特性曲线为ABB1C1CDA,线段B1C1由电动热泵运行功率决定。对于给定的热功率Φh1,机组发电功率调节范围由原来的线段EF在Pe轴上的投影范围变为线段EG在Pe轴上的投影范围。电动热泵消耗了部分机组发电量用于供热,降低了机组发电功率下限,点C向右下方移动到点C1,提高了调峰能力。

图4 热电联供机组与电动热泵联合运行区间

倪龙等[17]分析了电动热泵回收热电厂余热的一次能源利用系数,结果表明,电网保留电量随电动热泵制热性能系数和发电效率的降低而降低。杜玲玉[18]分析了电动热泵供热系统单位供热量的煤耗,对比发现其煤耗仅次于抽汽、乏汽联合供热方案的煤耗,相对于其他供热方案有节能优势。Pezzolaa等[19]采用电动热泵和小型燃气锅炉联合运行的方式,制备夏季所需热水,从一次能耗和二氧化碳产生量角度进行经济性分析,证明了电动热泵在适中环境和满负荷运行下效率极高,具有投资低、回收期短的优势,但其性能受环境温度和局部温度影响较为明显,且在供热方面的优势大于供冷。Cho等[20]分析了配备电动热泵的热电联供系统的经济性,以电功率比和电燃料成本比为指标,对美国10座城市单栋家庭住宅进行案例分析,证明了电动热泵耦合热电联供系统节能潜力巨大,可有效降低辅助热源煤耗量。

不同的余热回收方案对于系统的能效有着重要的影响。Kima等[21]研究了余热来源对电动热泵最佳额定热功率的影响,以燃气发电机提供电力和余热的系统为例,回收排放管式换热器和蒸发器处的余热,分析两种余热回收方式对热泵额定热功率和制热性能系数的影响,证明了回收蒸发器处的余热效果更好。孙健等[22]提出利用温升高、冷凝温度高的高温电动热泵对电厂余热进行回收的方案,用于回收40～50 ℃的余热。较低的一级管网回水温度有利于回收热电联供乏汽余热。

此外,在诸多研究中,热电联供能耗与余热回收率是按照月度部分负荷变化进行分析的,缺少对机组每小时运行效率的分析,故Seo等[23]利用eQUESET的内部程序,分析室内外温度以及日照变化对建筑内部热效应的影响,每小时执行1次能量分析,证明电动热泵与热回收热电联供系统联合系统的可行性。配备蓄热器,使系统弃热量最小化。

在电动热泵耦合热电联供机组的系统中,电动热泵直接消耗风电进行供热,减小了热电联供机组的热功率,为风电上网提供空间。考虑系统的经济性以及环保性,电动热泵的额定热功率需要通过精确计算获得,并综合考虑一级管网供回水温度对于系统运行的影响,确定合适的供回水温度,才能起到最优的节能减排效果,实现热电一体化调峰。

2.3 蓄热器与热电联供机组耦合

利用蓄热器在热负荷较小、电负荷较大的时段进行蓄热;在夜间电负荷较小、热负荷较大时进行放热,有效降低热电联供机组的热功率,配合热电联供机组的调峰。通过设置蓄热器改善机组运行工况,减小机组启停调峰对电网和热网的扰动,不仅能够延长机组的使用寿命,还能保持热网良好的水力条件;在减少运行能耗的同时,保障了用户的热需求。

陈小慧[24]利用费留格尔公式对热力系统变工况进行计算,以典型日和非典型日为例,计算蓄热器的最佳蓄热容量,并进行经济性分析,证明了热电联供机组配备蓄热器的方式更适合冬季机组高参数工况,能有效减小调峰过程中工况点波动对机组的影响。热电联供机组与蓄热器耦合后运行区间见图5。蓄热器的放热功率可控,热电联供机组的发电功率也可连续调节,可有效缓解风电不确定性带来的影响[7]。图5中,热电联供机组运行区间为ABCDA,配备蓄热器后机组可行域为AA1B1C1CED1A。假设蓄热器最大蓄、放热功率相等,均为Φtes。蓄热器放热时,增加了系统的热功率,线段AB、BC对应的热功率整体增大Φtes;蓄热器蓄热时,电功率最小的点C对应的热功率减小Φtes,到点E。对于给定的热功率Φh1,机组电功率调节范围由原来的线段FG在Pe轴上的投影范围变为线段IH在Pe轴上的投影范围,可调节范围得到了明显扩大。

图5 热电联供机组与蓄热器耦合后运行区间

蓄热器与热电联供机组联合运行时,需制定详细的运行策略和评价方案,确保系统运行的经济性,有效实现负荷的削峰填谷,为可再生能源提供上网空间,解决机组热电耦合的问题。董广彦等[25]对蓄热技术提升热电联供机组的调峰能力进行了研究,结果表明,热网负荷、蓄热容量越大,调峰能力越强。最后提出“蓄热时,平荷优先,峰荷补充;放热时,谷荷优先,峰荷次之”的蓄放热模式。李玲[26]建立节煤效果和经济性分析模型,对蓄热、抽水蓄能、风电供热3种消纳弃风的方案进行对比,证明了蓄热方案投资更少、节煤率更高。采用风险价值法,综合考虑各种因素,设计了一种调峰定价机制,为合理设定调峰价格提供了新的计算方法。Chen等[27]提出基于两种线性模型的热电联供和蓄热调度方法,第1个模型用于预判蓄、放热的时间间隔,第2个模型用于确定机组输出功率和蓄热量,从弃风和运行成本角度,分析不同弃风量和蓄热量对系统运行的影响。

考虑系统运行的可行性及经济性,蓄热器的蓄热容量需要通过精确计算获得,Wang等[28]利用当量降热理论提出热电联供机组新的运行模式,安装蓄热器以提高风电的接收能力。此外,还介绍了基于Shapley值的合作博弈模型,并在此基础上建立蓄热容量的二层规划模型,通过算例验证了蓄热容量规划模型的有效性。随着风电装机容量增加,最佳蓄热容量随之增加,当蓄热容量达到一定程度时,蓄热对风电的调节能力趋于平缓。

采用蓄热器与热电联供机组耦合实现热电解耦的方法,主要基于国家阶梯电价的政策支持,该方案充分利用分时电价的优势,通过削峰填谷,减少机组运行费用。目前,针对蓄热器蓄热容量优化的研究较为完备,后续研究重点应在蓄热运行策略的制定与模型求解速度的优化上。

2.4 蓄热器与热泵耦合实现热电联供机组余热回收

在用电低谷时段,利用热泵制热,根据需要向用户供热或将热量储存在蓄热器中。在用电高峰时段,热泵停止制热,根据需要蓄热器可向用户供热,减少热电联供机组的热、电功率,为可再生能源发电提供上网空间,缓解电网波动产生的压力,蓄热器与热泵耦合运行流程见图6。孙健等[29]提出电动热泵与蓄热器耦合的系统,搭建试验台对比研究采用单级热泵、双级热泵对热网温度变化的影响,结果表明,两种方案均可有效降低一级管网回水温度,提高管网的输送能力并降低供热能耗,对充分利用电厂余热、消纳弃风、减少碳排放有重要意义,其中双级热泵效果更为显著。

图6 蓄热器与热泵耦合运行流程

系统运行过程是动态变化的过程,谈政[30]利用工程方程求解软件EES建立热力站的数学模型,在电网峰谷期切换蓄放热模式实现电动热泵的间歇运行,进行变工况分析,结果表明,该系统可以有效降低一级管网回水温度。证明了电动热泵和蓄热器联合运行方案对实现热电联供一体调峰、实现热电厂余热回收利用的可行性。若该方案以热电联供机组为集中热源,需考虑电动热泵由机组和风电供能的比例,提出最佳的运行策略。

在蓄热器与热泵耦合实现热电联供机组余热回收系统中,热泵的种类不同,系统的运行效果也不尽相同。Wang等[31]提出基于效率因子的热电联供动态模型,分析了不同热电比下热电联供机组和电动热泵联合运行的解耦能力,对吸收式热泵和电动热泵余热回收系统进行比较,结果表明,当热负荷需求大、电负荷需求小时,电动热泵效果更好。

在分析蓄热器和热泵耦合实现热电联供机组余热回收方案时,还应考虑系统的动态运行过程,即设备变工况、部分负荷率运行对系统产生的影响。考虑风电的不确定性对系统稳定性的影响,考虑电产出和需求的平衡以及输电线路的约束问题,制定系统的运行策略,进行一体化调峰。

3 分布式调峰方法研究

在诸多文献中,分布式调峰技术一般是指在小区热力站内将燃气锅炉作为辅助热源进行调峰;此外,还可以用蓄热器、电动热泵等辅助热源设备,利用蓄热或直接加热的方式,对二级管网回水进行二次加热;以及设置变频泵对二级管网侧流量进行调节,缓解水力失调现象。分布式与集中式调峰的区别主要在于:分布式调峰设备位于小区热力站内,与热用户相连接,距离热用户更近,调节更加灵活,弥补了集中式调峰针对性差的不足。目前我国对于分布式调峰方法的研究较少,赵玺灵等[32]建立了吸收式补燃型换热机组的二级管网调峰模型,分析供暖期系统运行参数,证明了新系统能够增强供热能力,且有利于回收更多的烟气余热。

利用分布式调峰实现热电解耦,由于距集中热源较远,需要制定精确的运行调度方案,李佳佳等[33]用二级管网热平衡方程作为调峰电锅炉的启停控制依据,以煤耗量为目标函数,风电平衡作为约束条件,建立热电联合调度模型,应用粒子群算法计算。结果表明,随着电锅炉的调峰比和电锅炉额定热功率增加,系统煤耗量呈现先减小、后增加的趋势,而弃风量则一直降低,最后趋于零。邓佳乐等[34]优化了调峰电锅炉启停控制策略,通过模型的经济性分析,得出在二级管网侧设置调峰电锅炉可以降低系统的煤耗量,具有经济可行性。最后结合一级管网、二级管网热平衡方程,分析蓄热式电锅炉作为辅助热源在日调峰过程中的重要作用。

经济性作为评价方案可行性的重要指标,对方案的运行优化有着重要的指导意义。郭丰慧[35]建立电锅炉设置在集中热源处和小区热力站处的热电联供系统优化模型,通过调度优化算法,分析两种方案消纳弃风的经济性。结果表明,电锅炉设置在二级管网侧具有供热系统水力条件好、煤耗量少和消纳弃风能力强等优点。运用粒子群优化算法,分析蓄热式电锅炉的额定热功率和风电渗透率对弃风消纳的影响。考虑了热网的延迟性和衰减性,对二级管网日调峰模型进行分析,更加精确。孙春华等[36]建立辅助热源设置在二级管网侧的寿命周期内经济费用年值模型,求出基础热源和辅助热源的最佳热容量,提出基础热容量系数,并结合多地实际情况进行算例分析,得到基础热容量系数随低谷电价降低而减小的结论。

此外,分布式调峰法对用户热负荷的变化具有较强的适应性,能够及时做出调整。为确保用户热需求,需要充分考虑二级管网的水力和热力平衡。朱应杰等[37]提出蓄热与变频泵联合实现二级管网流量优化调节的方案,在确定蓄热器最佳热容量后,对分布式变频泵布置位置进行分析,明确了系统的调度策略。

目前,我国针对集中式调峰的方法研究较多,对于分布式调峰的研究较少,分布式调峰相较于集中式调峰,设置位置更加灵活,对一级管网水力运行工况的影响较小,有较好的水力条件,稳定性更优,能更加高效地对热负荷波动做出相应调控。但需要确定更加精确的调度方案,实现更加精确的调控,减少主热源的能耗,减少碳排放。

4 供热管网蓄热特性研究

供热管网作为集中供热系统中连接热源和热用户的重要组成部分,由于管网老化导致的热损失严重[38],具有庞大的管道规模和水容量,具有一定的热惯性,在系统中能够充当集中供热系统的蓄热容器。目前集中供热系统的调控中,制定运行策略时大多没有考虑管网的蓄热能力,缺少对管网蓄热自动调控能力的研究。如何利用热网热惯性来提高热电联供机组的调峰性能、实现供热系统的精细化,制定合适的运行控制策略,是实现集中供热系统节能化、低碳化的重要研究方向。

张斌[39]通过图论法建立了供热管网水力和热力模型,研究供热管网出口参数和室内温度的动态特性,得出结论:热惯性的滞后时间和管段长度成正比、和流速成反比;室内温度变化情况与管段温度变化情况相同。证明了考虑热惯性的情况下,典型日运行时,比忽略热惯性多消耗30%的风电。赵永攀[40]用供热系统运行调节公式和水力计算公式,求出用户所需热负荷,利用自动控制系统,对供热系统流量进行调节,确保用户室内温度稳定。利用管网蓄热,管道需要具备良好的保温特性,对于管道散热以及局部热损失还需精确考虑。

为充分利用管网的蓄热能力,需要通过计算确定系统的运行模式。王晋达等[41]对利用管网蓄热的两种模式--温度提升式蓄热和流量增加式蓄热进行建模分析;将两种模式结合,提出新的管网综合能力的计算公式,求出管网蓄热能力与管网最高输送温度、供回水温差和最大循环流量的关系式,得出管网总蓄热能力随室外温度升高显著增大的结论。栗海润等[38]提出考虑供热管网蓄热特性的多区域调度方案,提出供热系统蓄能状态指标,通过算例分析证明了利用管网蓄热可以提高多区域热电综合能源系统的经济性与灵活性。张赟纲等[42]提出在利用供热管网蓄热时,应严格控制长输管网供、回水温度不超过130 ℃、70 ℃的设计参数,并预留3～5 ℃的安全余量。

长输供热管网具有平均管径大、水容量大等优点,更具开发潜力。利用管网蓄热,在不新增设备的基础上,实现热源供热量的日内转移,可有效降低热负荷的尖峰负荷、降低电负荷对热负荷的影响,有效减小管网输送热损失。

5 结论

① 目前国内外研究主要从增设辅助热源设备提升热电联供机组调峰能力和系统运行策略优化两个方面进行热电一体化调峰的研究。

a.电锅炉具有调节能力灵活、启停和调整方便、供热效率受系统热负荷波动影响小等优点,不受风电比影响,适用于整个供暖期。但对于风力发电量不足的地区,采用电锅炉则会增加煤耗量,导致电厂发电量增加,产生不良影响。

b.利用热泵进行辅助供热,实现热电厂的余热回收利用,同时降低供热回水温度,改善供热系统的热力工况和管网的输送能力,通过分摊热电联供机组供热负荷,增强机组调峰能力。对于吸收式热泵,适用于区域内有驱动热源的场景,对于电动热泵,适用于风力发电量较大的地区。

c.蓄热器实现热电解耦,能有效减小风电不确定性对系统稳定运行的影响,但存在类似蓄热量的耦合约束阶段,适用于弃风时段较短、风电发电量较少、峰谷电负荷相差较大的场景。我国供热面积大、供热负荷大,对于蓄热器的热容量需严格控制。

d.分布式调峰能对热负荷波动做出迅速调整,有效降低热电联供机组能耗,提高供热效率,增强一级管网的输送能力,解决因供热面积扩大引起的供热不足问题,但需要制定详细的运行调度方案。

e.利用供热管网蓄热特性,在不额外增加设备的前提下,实现热负荷的削峰填谷,在长输供热管网中优势更为显著,但在供热中期供回水温度较高时,管网蓄热能力较低,更适用于供热前期和后期。此外,供热管网蓄热能力受供回水温差、天气等因素影响,供热管网动态运行具有极大的不确定性,对管网运行控制策略的要求较高。

② 通过上述技术实现热电联供的一体化调峰的优化效果不尽相同,面对复杂的区域能源系统,确定最佳的能源综合利用方案,制定合理的运行调度策略和评价指标,实现资源综合利用是目前有待解决的问题。合理利用可再生能源,减少传统能源的使用,对于降低供热能耗、提高供热效率、减少碳排放具有重要的指导意义。