本發(fā)明屬于微電網組網及優(yōu)化配置領域，具體涉及一種多能互聯(lián)交直流混合微電網系統(tǒng)及優(yōu)化配置方法。

背景技術：

隨著對電力需求的不斷增長，新型的微電網得到了迅速的發(fā)展；微電網是指由分布式發(fā)電裝置、儲能裝置、能量轉換裝置和負荷組成的微型供電系統(tǒng)，它既可以與大型電網相連以并網模式運行，也可以以孤島模式運行，通常境況下兩種模式可以相互轉換，以保證系統(tǒng)供電的可靠性；但是目前微電網也存在很大的問題，例如微電網的存儲的成本很高、大量的微源通過母線并連到大電網，會對大電網有一定沖擊，使得大電網不能平穩(wěn)運行、負載不僅存在交流負載還存在直流負載，在為直流負載供電時，需要將交流電轉換到高壓直流電，再將高壓直流電轉換為低壓直流電，多次的轉換會造成系統(tǒng)電能的損失。

技術實現(xiàn)要素：

針對現(xiàn)有技術的不足，本發(fā)明提出了一種多能互聯(lián)交直流混合微電網系統(tǒng)及優(yōu)化配置方法，以達到直接給交流負荷和直流負荷供電的目的，避免了交直流切換所造成的損耗。

一種多能互聯(lián)交直流混合微電網系統(tǒng)，包括風能發(fā)電系統(tǒng)、第一光伏發(fā)電系統(tǒng)、燃氣輪機功能系統(tǒng)、第一蓄電池組和直流微網系統(tǒng)；

所述的風能發(fā)電系統(tǒng)包括多個風力發(fā)電機和多個雙向逆變器，風力發(fā)電機通過雙向逆變器接入交流母線；

所述的第一光伏發(fā)電系統(tǒng)包括多個光伏陣列和多個斬波器，光伏陣列通過斬+波器接入交流母線；

所述的燃氣輪機功能系統(tǒng)包括燃氣輪機、發(fā)電機、變頻器、分配裝置、制冷設備及控制裝置、制熱設備及控制裝置，燃氣輪機的第一輸出端連接發(fā)電機的輸入端，發(fā)電機通過變頻器接入交流母線，燃氣輪機的第二輸出端連接分配裝置的輸入端，分配裝置的輸出端連接制冷設備及控制裝置輸入端和制熱設備及控制裝置輸入端；

所述的第一蓄電池組通過斬波器接入交流母線；

所述的直流微網系統(tǒng)包括直流充電樁、第二光伏發(fā)電系統(tǒng)和第二蓄電池組；

所述的直流充電樁包括多個直流充電電機和多個斬波器，直流充電電機通過斬波器接入直流母線；

所述的第二光伏發(fā)電系統(tǒng)包括多個光伏陣列和多個斬波器，光伏陣列通過斬波器接入直流母線；

所述的第二蓄電池組通過斬波器接入直流母線；

所述的交流母線經過升壓變壓器，通過雙向逆變器連接直流母線。

一種多能互聯(lián)交直流混合微電網優(yōu)化配置方法，包括以下步驟：

步驟1、根據電網所在區(qū)域歷史數(shù)據，預測該區(qū)域未來時間內的冷熱電負荷量；

步驟2、根據電網所在區(qū)域歷史數(shù)據，預測該區(qū)域未來時間內的光伏發(fā)電量；

步驟3、通過引入懲罰項系數(shù)的方式，根據電制冷設備用電和電制熱設備用電構建天然氣消耗量最小的目標函數(shù)；

步驟4、確定步驟3所建立目標函數(shù)的約束條件，具體包括：

(1)0≤天然氣制熱量+天然氣制冷量≤燃氣機容量×燃氣機發(fā)電效率；

(2)負的蓄電池容量≤蓄電池充電量≤整的蓄電池容量；

(3)0≤蓄電池存儲狀態(tài)≤蓄電池容量；

(4)0≤電制熱用電量≤電制熱設備容量；

(5)0≤電制冷用電量≤電制冷設備容量；

(6)負的蓄熱池容量≤蓄熱池存量≤正的蓄熱池容量；

(7)0≤蓄熱池存儲狀態(tài)≤蓄熱池容量；

(8)負的蓄冷池容量≤蓄冷池存量≤正的蓄冷池容量；

(9)0≤蓄冷池存儲狀態(tài)容量≤正的蓄冷池容量；

(10)(天然氣制熱量+天然氣制冷量)×燃氣機發(fā)電效率+光伏電量-蓄電池充電量-電制熱用電-電制冷用電＝負荷用電量；

(11)天然氣制熱量×余熱制熱利用率+電制熱用電×電制熱設備效率-蓄熱池存量＝熱負荷用量；

(12)天然氣制冷量×余熱制冷利用率+電制冷用電×電制冷設備效率-蓄冷池存量＝冷負荷用量；

步驟5、在步驟4的約束條件下，采用線性規(guī)劃方法對步驟3所建立的目標函數(shù)進行優(yōu)化，獲得天然氣消耗量最小值；

步驟6、根據當?shù)厥劾錈犭姷氖找妗⒐夥l(fā)電政府補貼、初投資年等值費用、年運行能耗費用和系統(tǒng)維護費用，構建系統(tǒng)利潤最大化的目標函數(shù)；

所述的年運行能耗費用：步驟5獲得的天然氣消耗量最小值與天然氣單價的乘積；

所述的初投資年等值費用：根據光伏整列容量、風力發(fā)電機容量、燃氣機容量、蓄電池容量、直流微網交換量、電制熱設備容量、電制冷設備容量、蓄熱池容量、蓄冷池容量及個容量的單價獲得；

步驟7、采用遺傳算法獲得系統(tǒng)利潤最大時所對應的最優(yōu)的容量配置，即最優(yōu)的光伏整列容量、風力發(fā)電機容量、燃氣機容量、蓄電池容量、直流微網交換量、電制熱設備容量、電制冷設備容量、蓄熱池容量和蓄冷池容量。

步驟3所述的通過引入懲罰項系數(shù)的方式，根據電制冷設備用電和電制熱設備用電構建天然氣消耗量最小的目標函數(shù)，具體公式如下：

min U_gas(X)＝G_H+G_C+C (1)

其中，U_gas(X)表示天然氣消耗量，G_H表示電制熱設備用電，G_C電制冷設備用電，C表示懲罰項系數(shù)。

步驟6所述的根據當?shù)厥劾錈犭姷氖找?、光伏發(fā)電政府補貼、初投資年等值費用、年運行能耗費用和系統(tǒng)維護費用，構建系統(tǒng)利潤最大化的目標函數(shù)；具體公式如下：

f＝f₁+f₂-f₃-f₄-f₅ (2)

其中，f表示系統(tǒng)利潤，f₁表示售冷熱電的收益，f₂表示光伏發(fā)電政府補貼，f₃表示初投資年等值費用，Y_i表示第i種設備的容量，P_i表示第i中設備的單價，A表示年金現(xiàn)值系數(shù)，f₄表示年運行能耗費用，即天然氣費用，f₄＝U_gas(X)×P_gas，U_gas(X)表示天然氣消耗量，P_gas為天然氣單價，f₅表示系統(tǒng)維護費用。

本發(fā)明優(yōu)點：

本發(fā)明提出一種多能互聯(lián)交直流混合微電網系統(tǒng)及優(yōu)化配置方法，使系統(tǒng)的容量以及經濟達到了最優(yōu)化；本發(fā)明主要是孤網運行為主，在整個孤網中采用冷熱電三聯(lián)供的多能互聯(lián)的方法來使得能量得到充分的利用，減少了多個微源的并入以及對大電網的沖擊，使得能量更加合理的利用；為了解決交直流的切換問題，構建了交直流混合微網，能同時滿足直流負荷以及交流負荷，并且減少了因多次的轉換所造成的系統(tǒng)電能損失，并且對多能互聯(lián)的交直流混合微電網進行了優(yōu)化配置，使得整個系統(tǒng)運行更加合理及微電網的年收入達到最大值。

附圖說明

圖1為本發(fā)明一種實施例的多能互聯(lián)交直流混合微電網系統(tǒng)結構示意圖；

圖2為本發(fā)明一種實施例的制冷及控制裝置結構示意圖；

圖3為本發(fā)明一種實施例的制熱及控制裝置結構示意圖；

圖4為本發(fā)明一種實施例的多能互聯(lián)交直流混合微電網優(yōu)化配置方法流程圖；

圖5為本發(fā)明一種實施例的光伏陣列的輸出I-U特性曲線示意圖；

圖6為本發(fā)明一種實施例的光伏陣列不同溫度下的I-U曲線示意圖；

圖7為本發(fā)明一種實施例的采用遺傳算法獲得系統(tǒng)利潤最大時所對應的最優(yōu)的容量配置過程流程圖；

圖8為本發(fā)明一種實施例的配置優(yōu)化結果分析運行優(yōu)化后結果示意圖；

圖9為本發(fā)明一種實施例的電負荷平衡曲線示意圖；

圖10為本發(fā)明一種實施例的熱負荷平衡曲線示意圖；

圖11為本發(fā)明一種實施例的冷負荷平衡曲線示意圖。

具體實施方式

下面結合附圖對本發(fā)明一種實施例做進一步說明。

本發(fā)明實施例中，如圖1所示，多能互聯(lián)交直流混合微電網系統(tǒng)，包括風能發(fā)電系統(tǒng)、第一光伏發(fā)電系統(tǒng)、燃氣輪機功能系統(tǒng)、第一蓄電池組和直流微網系統(tǒng)；所述的風能發(fā)電系統(tǒng)包括多個風力發(fā)電機和多個雙向逆變器AC/DC/AC，風力發(fā)電機通過雙向逆變器AC/DC/AC接入交流母線AC--BUS；所述的第一光伏發(fā)電系統(tǒng)包括多個光伏陣列和多個斬波器DC/DC，光伏陣列通過斬波器DC/DC接入交流母線AC--BUS；所述的燃氣輪機功能系統(tǒng)包括燃氣輪機、發(fā)電機、變頻器AC/AC、分配裝置、制冷設備及控制裝置、制熱設備及控制裝置，燃氣輪機的第一輸出端連接發(fā)電機的輸入端，發(fā)電機通過變頻器AC/AC接入交流母線AC--BUS，燃氣輪機的第二輸出端連接分配裝置的輸入端，分配裝置的輸出端連接制冷設備及控制裝置輸入端和制熱設備及控制裝置輸入端；所述的第一蓄電池組通過斬波器DC/DC接入交流母線AC--BUS；所述的直流微網系統(tǒng)包括直流充電樁、第二光伏發(fā)電系統(tǒng)和第二蓄電池組；所述的直流充電樁包括多個直流充電電機和多個斬波器DC/DC，直流充電電機通過斬波器DC/DC接入直流母線；所述的第二光伏發(fā)電系統(tǒng)包括多個光伏陣列和多個斬波器DC/DC，光伏陣列通過斬波器DC/DC接入直流母線DC--BUS；所述的第二蓄電池組通過斬波器DC/DC接入直流母線DC--BUS；所述的交流母線AC--BUS經過升壓變壓器，通過雙向逆變器DC/AC連接直流母線DC--BUS，交流母線AC--BUS通過公共鏈接點PCC與大電網相互連接；

本發(fā)明實施例中，如圖2所示，所述的制冷及控制裝置主要由透平機、壓縮機、儲冷裝置、調流設備、控制器、換冷氣、電制冷設備、分水器、集水器組成；分配裝置與透平機相連接，透平機與壓縮機相連接壓縮機與儲冷裝置以及調流設備相連接，控制器與電制冷設備以及調流設備相連接，調流設備和電制冷設備與換冷器相連接，最后分水器與冷母線相連接；

本發(fā)明實施例中，所述的制冷設備及控制裝置主要是利用燃氣輪機余熱，進入制冷設備及控制裝置的余熱通過透平機將燃氣的能量轉換成機械功，帶動壓縮機進而提高氣體壓力，將余熱轉化成冷量，壓縮機產生的冷量需通過調流設備，其主要目的是根據冷負荷所需要的能量來控制流量大小；冷能量通過換冷氣進入到分水器將冷量傳輸給冷負荷，如果冷負荷需要的能量不夠，控制器將控制儲冷裝置及電制冷設備產生冷能量，進行能量平衡；如果壓縮機產生的冷能量過多，通過控制器將冷能量儲存到儲冷裝置。水作為冷能量的載體傳輸冷能量流經冷負荷，水流經冷負荷以后通過集水器、換冷氣將剩余的冷能量流入到透平機進行循環(huán)；

本發(fā)明實施例中，如圖3所示，所述的制熱及控制裝置主要由余熱鍋爐、儲熱裝置、調流設備、控制器、換熱氣、電制熱設備、分水器、集水器組成；分配裝置與余熱鍋爐相連接，余熱鍋爐與儲熱裝置以及調流設備相連接，控制器與電制熱設備以及調流設備相連接，調流設備和電制熱設備與換熱器相連接，最后分水器與熱母線相連接；

本發(fā)明實施例中，所述的制熱及控制裝置主要是利用燃氣輪機余熱，進入制熱的余熱通過余熱鍋爐將燃氣的能量轉換成熱能，余熱鍋爐產生的熱量需通過調流設備，其主要目的是根據熱負荷所需要的能量來控制流量大小。熱能量通過換熱氣進入到分水器將熱量傳輸給熱負荷，如果熱負荷需要的能量不夠，控制器將控制儲熱裝置及電制熱設備產生熱能量，進行能量平衡；如果余熱鍋爐產生的熱能量過多，通過控制器將熱能量儲存到儲熱裝置。水作為熱能量的載體傳輸熱能量流經熱負荷，水流經熱負荷以后通過換熱氣將剩余的熱能量流入到余熱鍋爐進行循環(huán)；

本發(fā)明實施例中，多能互聯(lián)交直流混合微電網優(yōu)化配置方法，如圖4所示，該方法分為內外兩層：內層利用線性規(guī)劃求出在確定系統(tǒng)配置條件下的最佳運行方式和運行費用；外層利用遺傳算法全局尋找滿足系統(tǒng)功能可靠性的各種配置方法，并結合系統(tǒng)運行成本計算系統(tǒng)全壽命周期成本，并尋找其最優(yōu)值。通過使用遺傳算法選出全局最優(yōu)的配置方案，在利用線性規(guī)劃計算出天然氣年使用費用，最后求出去哪年的最大的凈收入；包括以下步驟：

步驟1、根據電網所在區(qū)域歷史數(shù)據，預測該區(qū)域未來時間內的冷熱電負荷量；

本發(fā)明實施例中，通過選擇一個小的商業(yè)區(qū)作為范例，統(tǒng)計分析出它的一年的負荷以及每小時的負荷。并由此范例推廣到整個微電網，并達到對微電網的年負荷以及每小時的負荷的預測；

本發(fā)明實施例中，該商業(yè)區(qū)占地面積20萬平方米，每平米設計電力負荷，供暖負荷，供冷負荷分別為15W，40W，100W；天然氣價格采用低熱值(35.5MJ/m3)每立方米2.68元計算，實際價格受市場波動影響；供暖價格采用遼寧地區(qū)實際供暖售價計算，若按熱量整體賣給供熱站，收益將大幅降低。供冷價格按采用空調制備相同冷量所需電量價格計算，其中商業(yè)區(qū)制冷電價取0.85元/kWh，制冷系數(shù)(COP)取值4.5；由于該方案需與建筑同步建設，故燃氣發(fā)電機組等相關設備只考慮購置成本，未計算安裝等成本。本方案未計入稅率。由于居民區(qū)售電電價較低，單獨為居民區(qū)設計微電網難以獲得經濟性，而居民冷熱電負荷在晚上較高，與商業(yè)負荷具有一定的互補性；采用商業(yè)區(qū)與居民區(qū)聯(lián)供方案，討論其可行性；然后再根據動態(tài)負荷特性計算出居民區(qū)全年負荷量；如表1和表2所示：

表1 居民區(qū)全年負荷量

表2 商業(yè)區(qū)全年負荷量

步驟2、根據電網所在區(qū)域歷史數(shù)據，預測該區(qū)域未來時間內的光伏發(fā)電量；

本發(fā)明實施例中，采用標準情況(參考光照1000W/m²、參考溫度25℃)建立光伏電池的工程數(shù)學模型，利用統(tǒng)計往年的光照強度與溫度，通過數(shù)學模型計算出發(fā)電量；

本發(fā)明實施例中，光伏發(fā)電量預測：首先根據標準情況(參考光照1000W/m²、參考溫度25℃)下建立光伏電池的工程數(shù)學模型，通過設計光伏電池開路電壓V_oc、光伏電池短路電流I_sc、最大功率運行狀態(tài)下的輸出電壓V_m、輸出電流I_m和輸出功率P_m，并利用如下公式算出光伏電池的輸出電流I和輸出電壓U；

公式如下：

公式(3)至公式(5)是在標準條件下光伏電池的數(shù)學模型，當溫度和光強變化時，需要對光伏電池開路電壓V_oc、光伏電池短路電流I_sc、最大功率運行狀態(tài)下的輸出電壓V_m、輸出電流I_m和輸出功率P_m進行如下修正：

其中，S_ref表示標準情況下的參考光強(1000W/m2)；T_ref表示標準情況下的參考溫度(25℃)；T_air表示環(huán)境溫度(K)；K表示光強變化時溫度系數(shù)，(0.3℃m2/W)；S表示太陽光照強度(W/m2)；a取0.0025/℃，b取0.5/℃，C取0.00288/℃；

本發(fā)明實施例中，如圖5和圖6所示，根據建立的光伏電池的數(shù)學模型，搭建MATLAB進行仿真結果在標準測試條件下，光伏陣列的輸出I-U特性曲線以及不同溫度下的I-U曲線；

步驟3、通過引入懲罰項系數(shù)的方式，根據電制冷設備用電和電制熱設備用電構建天然氣消耗量最小的目標函數(shù)；

本發(fā)明實施例中，運行優(yōu)化是指配置完微網系統(tǒng)各獨立設備的容量后，在保證供電可靠性的同時，尋求系統(tǒng)最佳出力運行模式，使運行成本最低的方法；運行優(yōu)化變量選擇微網系統(tǒng)運行中各設備的出力，運行成本包括天然氣消耗費用和供電可靠性懲罰系數(shù)，運行優(yōu)化的目標函數(shù)表達式為(1)：

min U_gas(X)＝G_H+G_C+C (1)

其中，U_gas(X)表示天然氣消耗量，G_H表示電制熱設備用電，G_C電制冷設備用電，C表示懲罰項系數(shù)；

本發(fā)明實施例中，供電平衡是系統(tǒng)運行的前提條件，為了淘汰不滿足供電要求的個體，加快整體的收斂速度，在目標函數(shù)中引入懲罰項系數(shù)C：若滿足供電平衡，懲罰項系數(shù)為0，不滿足，則懲罰項系數(shù)為一個較大的常數(shù)，天然氣消耗費用天然氣費用包含制熱用量G_H，制冷用量G_C；

步驟4、確定步驟3所建立目標函數(shù)的約束條件；

本發(fā)明實施例中，優(yōu)化運行的約束條件分為兩部分，一部分為設備的出力范圍與設備容量的關系，即下述第(1)至(9)條；另一部分為多能互聯(lián)微電網各能流平衡，包括電量平衡、冷量平衡、供熱量平衡，即下述第(10)至(12)條，具體如下：

(1)0≤天然氣制熱量+天然氣制冷量≤燃氣機容量×燃氣機發(fā)電效率；

(2)負的蓄電池容量≤蓄電池充電量≤整的蓄電池容量；

-C_bat≤E_bat(_t)≤C_bat；

(3)0≤蓄電池存儲狀態(tài)≤蓄電池容量；

0≤P_bat(t)≤C_bat；

(4)0≤電制熱用電量≤電制熱設備容量；

0≤E_H(t)≤C_EH；

(5)0≤電制冷用電量≤電制冷設備容量；

0≤E_C(t)≤C_EC；

(6)負的蓄熱池容量≤蓄熱池存量≤正的蓄熱池容量；

-C_WH≤W_H(t)≤C_WH；

(7)0≤蓄熱池存儲狀態(tài)≤蓄熱池容量；

0≤P_WH(t)≤C_WH；

(8)負的蓄冷池容量≤蓄冷池存量≤正的蓄冷池容量；

-C_WC≤W_C(t)≤C_WC；

(9)0≤蓄冷池存儲狀態(tài)容量≤正的蓄冷池容量；

0≤P_WC(t)≤C_WC；

(10)(天然氣制熱量+天然氣制冷量)×燃氣機發(fā)電效率+光伏電量-蓄電池充電量-電制熱用電-電制冷用電＝負荷用電量；

(G_H(t)+G_C(t))×η₁+E_PV(t)-E_bat(t)-E_H(t)-E_C(t)＝E_load(t)；

(11)天然氣制熱量×余熱制熱利用率+電制熱用電×電制熱設備效率-蓄熱池存量＝熱負荷用量；

G_H(t)×η₂+E_H(t)×η₃-W_H(t)＝H_load(t)；

(12)天然氣制冷量×余熱制冷利用率+電制冷用電×電制冷設備效率-蓄冷池存量＝冷負荷用量；

G_C(t)×η₄+E_C(t)×η₅-W_C(t)＝C_load(t)；

步驟5、在步驟4的約束條件下，采用線性規(guī)劃方法對步驟3所建立的目標函數(shù)進行優(yōu)化，獲得天然氣消耗量最小值；

線性規(guī)劃是一種優(yōu)化方法，在優(yōu)化問題中目標函數(shù)和約束函數(shù)均為向量變量的線性函數(shù)，通過設定好的目標函數(shù)以及約束條件來求取最優(yōu)值。

步驟6、根據當?shù)厥劾錈犭姷氖找?、光伏發(fā)電政府補貼、初投資年等值費用、年運行能耗費用和系統(tǒng)維護費用，構建系統(tǒng)利潤最大化的目標函數(shù)；

本發(fā)明實施例中，交流微電網的系統(tǒng)的優(yōu)化目標為年總凈收入，包括收入年售冷熱電、年光伏發(fā)電政府補貼；支出：運行能耗費用、維護費用和初投資年等值費用；其中，年運行能耗費用是以系統(tǒng)全年消耗的天然氣費用為主；初投資年等值費用是指各設備總投資根據使用年限折合到每年的平均投資；

本發(fā)明實施例中，年售冷熱電收入f₁表達式為(10)：

f₁＝I_ra+I_cd (10)

其中，I_cd表示商業(yè)區(qū)年售冷熱電收入；I_ra表示居民區(qū)年售冷熱電收入；

光伏發(fā)電政府補貼f₂表達式為(11)：

f₂＝C_pv×T_pv×s_pv (11)

其中，C_pv為光伏整列容量；T_pv為單位容量光伏電池一年發(fā)出的電量，s_pv為每度電的補貼金額；

初投資年等值費用f₃為表示為公式(12)：

其中，Y_i為第i種設備的容量，P_i為第i中設備的單價，A為年金現(xiàn)值系數(shù)，年金現(xiàn)值系數(shù)表示為公式(13)：

其中，n為系統(tǒng)使用年限，b為行業(yè)折現(xiàn)率；

系統(tǒng)年運行能耗費用f₄為天然氣費用，表示為公式(14)；

f₄＝U_gas×P_gas (14)

其中，U_gas為天然氣消耗量其值是運行優(yōu)化利用線性規(guī)劃得來，P_gas為天然氣單價；

系統(tǒng)維護費用f₅表達式為(15)：

其中，Cost_pv為光伏投資費用，為光伏維護費用占光伏投資費用的比例，Cost_bat為蓄電池投資費用，為蓄電池維護費用占蓄電池投資費用的比例，E_gas為燃氣機發(fā)電總量，為燃氣機所需要得維護費用的比例，Cost_labour為人力費用；

所述系統(tǒng)利潤最大化的目標函數(shù)；具體公式如下：

f＝f₁+f₂-f₃-f₄-f₅ (2)

步驟7、采用遺傳算法獲得系統(tǒng)利潤最大時所對應的最優(yōu)的容量配置，即最優(yōu)的光伏整列容量、風力發(fā)電機容量、燃氣機容量、蓄電池容量、直流微網交換量、電制熱設備容量、電制冷設備容量、蓄熱池容量和蓄冷池容量；如圖7所示，具體步驟如下：

步驟7-1、導入全年冷熱電負荷統(tǒng)計矩陣；

步驟7-2、導入全年光強、風力、溫度統(tǒng)計矩陣；

步驟7-3、創(chuàng)建初始種群：個體數(shù)40個，尋優(yōu)變量9個；

步驟7-4、調用線性規(guī)劃導入目標函數(shù)和約束條件；

步驟7-5、根據全年負荷以及冷熱電價計算冷熱電銷售收入f₁；

步驟7-6、根據全年負荷以及冷熱電價計算光伏發(fā)電政府補貼金額f₂；

步驟7-7、根據全年負荷以及冷熱電價計算初始投資年等值費用f₃；

步驟7-8、根據全年負荷以及冷熱電價計算年運行能耗費用f₄；

步驟7-9、根據全年負荷以及冷熱電價計算年系統(tǒng)維護費用f₅；

步驟7-10、判斷個體數(shù)是否達到40，若是，則執(zhí)行步驟7-11；否則返回執(zhí)行步驟7-5；

步驟7-11、進行選擇、重組和變異操作；

本發(fā)明實施例中，設置代溝GGAP＝0.9，交叉率Pc＝0.7，變異率Pm＝0.1；

步驟7-12、判斷迭代代數(shù)是否達到200，若是，則執(zhí)行步驟7-13，否則返回執(zhí)行步驟7-4；

步驟7-13、結束；

本發(fā)明實施例中，設備購置安裝成本按單位容量核算，運行維護成本按初始投資成本等方式折算；商業(yè)居民區(qū)電價按發(fā)改委核定的電價計算，供冷價格按商用及家用空調產生相同冷量所耗費的電費價格進行折算。供暖價格按按物價局核定的成本進行核算。項目投資回報率受項目建設運行方案、價格等多種因素影響，由于在現(xiàn)有價格體制下，售電價格存在交叉補貼、單純以商業(yè)或居民價格計算項目投資回報率，均不能反映優(yōu)化方案的合理性，以商業(yè)居民區(qū)聯(lián)供的方式，可最大程度減少交叉補貼的影響；配置優(yōu)化結果分析運行優(yōu)化后的結果如圖8所示，采用了最優(yōu)個體保留策略，每代最優(yōu)結果輸出曲線為增函數(shù)，在接近180代的時候趨于最優(yōu)值，達到最大迭代次數(shù)200代時輸出最優(yōu)目標值＝2963987元。

本發(fā)明實施例中，選取3月典型日的優(yōu)化結果進行分析，由圖9至圖11可知系統(tǒng)可實時滿足區(qū)域內冷熱電需求；在光伏發(fā)電量達到峰值時，燃氣輪機降低出力實現(xiàn)光伏全部接納，余熱制熱量也成比例降低，通過電制熱有效補充，滿足熱負荷需求；由于熱負荷可通過余熱制熱和電制熱有效滿足，所以系統(tǒng)并未啟用蓄水池為系統(tǒng)供熱；冷負荷可通過余熱制冷即可得到滿足。