分布式能源站项目方案分析

李忠民，宁丽媚，栾 明

(河北省电力勘测设计研究院，河北 石家庄 050000)

分布式能源系统是相对于大型区域性电厂而言的小型能量梯级型利用系统。由于其靠近用户侧，可有效降低电、热、冷远距离输送损失，因此对于改善电源结构、弥补大电网在稳定性方面的不足、改善供电效率、提高供电质量及供电可靠性、减轻电力工业对环境的影响、提高大电网的经济效益有着重要作用和现实意义［1］。

1 项目概况

该工业园区总共分3期建设完成，总建筑面积为136.39万m3，其中1期建筑面积为70.03万m3。工业园区现采用市政管网供应的蒸汽供能，通过热交换站供暖和提供热水，通过电制冷方式供冷。

由于工业园区工业及冷热负荷需求较大，且热网规划尚不完善，为提高园区集中供冷、供热及工业负荷能力，建设了以燃气—蒸汽联合循环和冷、热、电联产机组为基础的分布式能源系统［2］。该项目利用中石油西气东输的天然气提高能源利用效率，使用洁净燃料以节能降耗，有效改善了地区空气质量和生态环境，缓解了环保压力，符合国家产业政策。项目建成后满足了该工业园区冷热负荷需求，具有较好的经济效益。

2 项目建设方案

能源站规划1期装机为3组6B燃气轮机、余热锅炉、抽凝式汽轮机组 (或背压式汽轮机组)，以满足在建区域冷热负荷需求。1期工程厂区总平面规划的基本原则:建设3×6B(42 MW)级分布式能源站，并留有远期扩建条件。主要有3台燃气轮机发电机组、3台余热锅炉、汽轮发电机组厂房、厂内升压站、循环水泵房及冷却塔、化学水处理设施、综合水泵房、厂前生活附属建筑等设施及建筑。

在机组选型上执行以热 (冷)定电、充分发挥电能、优化系统设备配置的原则［3］，根据工业园区1期的工业热负荷及冬季供暖、夏季制冷负荷，选择匹配的空调换热器及溴化锂制冷机，并根据所需热负荷及工业负荷配置燃气轮机、余热锅炉及汽轮机［4］。

该配置方案具备机组的灵活性、运行的独立性、较高的供热可靠性等优点，可以根据负荷分布情况，使余热锅炉蒸汽全部进入蒸汽轮机发电，从汽轮机抽汽至蒸汽联箱，再分别供应工艺及溴化锂制冷机。在夜间谷电期，采用直燃机补燃以满足冷热负荷需求，关停1～2台机组，厂用电和冷站等用电从网上下电;在白天峰电期，厂用电和冷站等用电均使用自发电。

3 项目设备参数

该系统配备的3台燃气轮机，选用南京燃气轮机有限公司的PG6581B型，为单轴、轴流、重型燃气轮机，压气机叶片级数为17级，压比为12.2，采用1级可调叶片，3级燃机透平。该燃气轮机主要参数见表1。蒸汽轮机选用南京燃气轮机有限公司的C15－3.43/0.5－2型，为中压、单缸、冲动式、抽气凝汽式汽轮机，主蒸汽压力为3.43 MPa，主蒸汽温度为435℃。该汽轮机性能参数见表2。选用杭州锅炉集团有限公司自然循环、双压、无补燃、卧式、露天布置的余热锅炉，该锅炉的性能参数见表3(ISO工况)。

表1 PG6581B燃气轮机参数

表2 C15－3.43/0.5－2型汽轮机参数

表3 余热锅炉参数

4 节能减排

1期工程采用燃气—蒸汽联合循环供热机组，额定供热工况下热效率达60%以上。选择此类发电设备可提高能源站热效率，降低发电标准能耗。该方案 (冷热电三联供)的综合效率达70%以上，节能率达25%以上。

1期工程以清洁生产作为防治大气污染的主要手段，把污染控制在生产源头，是优于污染末端控制的一种环境战略方案［5］，设计燃料为天然气，属于清洁燃料，主要燃烧产物为CO2等，不产生烟尘和SO2(天然气成分中没有硫化物成分)等大气污染物，仅产生少量的氮氧化物 (NOx)。燃烧室采用低氮燃烧器，烟气中排放的NOx浓度可控制在51.25 mg/Nm3以内，相当于燃煤电厂排放标准限值 (650 mg/Nm3)的7.9%，排放NOx总量仅为403.6 t/a，对空气质量影响很小。

以同等供电供热量 (供电量与制冷量折成用电制冷所需电量之和，供热量折成耗煤量)燃煤火电厂污染物排放量为基准计算SO2、烟尘和NOx排放量［6］。由表4可见此项目具有较好的节能减排效益。

表4 各参量排放量计算结果

5 项目运行成本

5.1 基础数据

a． 项目计算期为21年，其中含建设期12个月。

b． 发电能力及工业负荷:年利用时间为6 500 h，年上网电量为10.13亿kWh，年供蒸汽为85.35 万 t。

c． 项目总投资构成:总投资=固定资产投资+流动资金。

其中固定资产投资包括静态投资和建设期利息，项目资本金比例按25%计算，其余为商业贷款，贷款利率 (5年以上)为6.14%。自有铺底流动资金占流动资金总额的30%，其它为流动资金贷款，流动资金贷款利率为5.56%。

d． 资金筹措等贷款条件:为利用国有银行贷款项目，总投资由自有资金和银行贷款组成，长期借款年利率为6.41%。正常运营后采用本息等额还款方式，10年还清贷款利息。

5.2 财务分析

a． 总成本费用计算

发电成本包括燃料购置费、折旧费、摊销费、维修费、职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金、保险费、利息支出和其它费用。

固定资产折旧采用直线法，折旧年限为15年，残值率为5%。

项目正常运营后，年维修费用为2.5%。

工资及福利:定员70人，工资5万元/a，职工福利费系数为60%，住房基金系数为10%。

保险费为每年固定资产价值的0.25%，材料费为15元/MWh，其它费用为18元/MWh。

b． 发电效益及税费计算

按上网电价为0.68元/kWh(含税)、售蒸汽价为190元/t(含税)、燃气购气费为2.5元/m3测算内部收益率。

售电增值税税率为17%，售蒸汽增值税税率为13%，燃气购置增值税税率为13%。企业所得主要财务指标见表5。

5.3 考虑CDM收益

在含税上网电价为0.68元/kWh的情况下如果项目能够申请为CDM项目，那么以目前测算的发电水平为基础，按照当前CDM交易市场上形成的交易价格10欧元/t CO2、汇率按1欧元兑换8.9元人民币计算，排放税税率为25%，城市维护建设税为7%，教育费附加税为3%。

表5 财务指标汇总表

表6 财务汇总表

在含税上网电价为0.68元/kWh时，不考虑CDM收益，可计算出以下财务评价指标:项目投资财务内部收益率税前为11.19%，财务净现值税前为22 881.45万元，投资回收期为9.39a。

采用国家发改委公布的华北电网排放因子0.95 t CO2e/MWh计算，CDM项目每年收入约为3 674.23万元，减排期按运营期为20a计算，对项目进行经济效益分析，计算结果见表6。

如果本工程能成功注册为CDM项目，将大大改善收益状况:项目投资税后内部收益率为12.31%，高于电力行业基准内部收益率8%;财务净现值为30 944万元;投资回收期为8.74a。可见在CDM项目支持下内部收益率大大提高，建议对项目进行CDM项目开发。

6 结束语

采用6B机组分布式能源方案抽汽量大、蒸汽负荷大，导致厂发电效果差，因此余热锅炉蒸汽全部减温减压后供热。

建议采用2台9E级燃气—蒸汽联合循环机组，单台机组经济抽汽量可达75 t，余热锅炉尾部加装受热面产生制冷，用热水可进一步提高能源利用效率。如果项目能够在联合国CDM执行理事会成功注册，按照10欧元/t CO2的交易价格，可将减排量出售给发达国家，实施阶段CDM项目净收益约为8.4欧元/t CO2，每年减排收益约为3 674万元。

系统运行后，设备排放污染小，环保效果明显，符合国家的“节能减排”政策，为发展分布式能源、建设低碳社会迈出了具有非常意义的一步。

［1］ 罗必雄．分布式能源站的系统集成与优化运行研究 ［J］．电力技术，2010，19(7):7－9．

［2］ 徐林德．分布式能源系统设计优化分析 ［J］．能源工程，2007，27(5):30－33．

［3］ 刘翠玲，张小东．分布式能源—中国能源可持续发展的有效途径［J］．科技情报开发与经济，2009，19(21):125－127．

［4］ 姚景林，曹小林．分布式能源系统的研究现状 ［J］．沈阳工程学院学报，2007，3(1):7－9．

［5］ 张洪伟，龙 妍，黄素逸．分布式能源系统的方案选择及性能分析［J］．暖通空调，2004，34(5):47－51．

［6］ 焦永刚，尤占平，郝长生．分布式能源系统在某药厂的应用方案分析［J］．制冷与空调，2008，8(B06):77－79．