天然气分布式能源在门站的应用

赖建波， 李建勋， 马鸿敬， 王 林

(1.北京市燃气集团研究院，北京100011；2.中国市政工程华北设计研究总院有限公司，天津300381；3.中国市政工程华北设计研究总院有限公司第四设计研究院，天津300074；4.广汇能源综合物流发展有限责任公司，江苏启东226200)

1 概述

天然气分布式能源是以天然气为燃料，通过对能源的梯级利用，就近为用户提供冷(热)、电能源，其能源综合利用率可达70%以上。2011年10月9日国家发展改革委、财政部、住房和城乡建设部、国家能源局联合发布(发改能源[2011] 2196号)《关于发展天然气分布式能源的指导意见》以来，天然气分布式能源开始在我国步入快速发展阶段。

目前天然气分布式能源主要应用在医院、酒店、交通枢纽以及工业园区等负荷需求较大且稳定的用能场所[1],而天然气分布式能源在门站中的应用目前尚未见报道。门站通常含有综合办公楼、辅助用房、工艺装置区等设施，除有电负荷需求外，还有冷、热负荷需求。为此，本文针对天然气分布式能源在门站中的应用进行研究。

2 工程概况

某门站占地面积约3 000 m2，站内设有工艺装置区、综合办公楼(办公用房、营业厅、控制室、职工宿舍等)、生产辅助用房(变压器室、高低压配电间及锅炉房等)、消防水池和其他相配套的生产辅助设施。其中，综合办公楼的建筑面积为2 400 m2，高度为19.8 m。

3 逐时负荷计算

3.1 逐时电负荷计算

门站的电负荷主要来自工艺装置区、监控系统、消防系统、生产辅助用房、综合办公楼和照明，具体的电负荷组成见表1。由表1数据可知，门站的铭牌电负荷为400 kW。

表1 门站电负荷组成

门站电负荷逐时变化特征与设备用电负荷、耗电性能及作息时间有直接关系，因此，我们很难根据设备的铭牌电负荷直接预测门站的全年逐时电负荷。这里采用小时负荷分摊法对门站全年逐时电负荷进行计算[2]。根据现有门站的电负荷运行数据，门站每月内的日电负荷变化不明显，即每月内每日的电负荷可以近似认为是相同的，但门站的月电负荷和小时电负荷具有明显的波动性，且近似认为全年每日的电负荷波动规律是一致的。定义门站的月电负荷比例为月电负荷与年电负荷之比，小时电负荷比例为小时电负荷与日电负荷之比。门站的月电负荷比例见图1，小时电负荷比例见图2。

图1 门站月电负荷比例

图2 门站小时电负荷比例

根据月电负荷比例，将门站的年总电负荷分摊到每月，再将每月的电负荷除以相应月份的日历天数得到每日的电负荷，再根据小时电负荷比例，将每日电负荷分摊到每个小时，这样就可以得到门站的全年逐时电负荷。 经计算，门站全年逐时电负荷波动范围为94～400 kW，大部分电负荷分布在150～250 kW范围。门站的全年电负荷高峰出现在夏季，时平均最大电负荷为379 kW；低谷出现在过渡季节，时平均最小电负荷为216 kW。

3.2 逐时冷热负荷计算

门站的冷负荷为综合办公楼夏季供冷负荷。热负荷分为两部分：一部分是生产热负荷，为预防调压设备冰堵需提供300 kW的稳定热负荷；另一部分是综合办公楼冬季供暖负荷。综合办公楼的冷、热负荷具有季节特性,调压设备的热负荷具有常年性。

目前，针对建筑物全年逐时冷热负荷的模拟计算已发展得较为成熟，现有的模拟软件包括美国的DOE-2、EnergyPlus和清华大学的DeST(建筑热环境设计模拟工具包)等[3-5]。对建筑物全年逐时冷热负荷的计算是天然气分布式能源系统设备选择和运行优化的基础。这里采用DeST软件对综合办公楼的逐时冷、热负荷进行模拟计算，具体操作步骤如下。

① 设置项目地理位置

为了反映室外气象参数在建筑热过程中的影响，DeST软件利用我国194个气象台自建站以来约50 a的实测逐日气象数据(包括气温、湿度、太阳辐射、风速风向、日照时间和大气压力)模拟生成全年逐时气象数据的气象模型—Medpha，并以典型气象年作为DeST软件的全年模拟基础数据。本项目位于我国中部的某城市， 根据建筑热工分区，该城市属于寒冷地区，部分室外计算参数如下：

冬季供暖室外计算干球温度：-3.8 ℃；

夏季空调室外计算干球温度：34.9 ℃；

夏季空调室外计算湿球温度：27.4 ℃。

该地区供冷期为5月16日至10月14日，全年供冷期持续时间为152 d；供暖期为11月15日至次年3月15日，全年供暖期持续时间为121 d。

② 绘制建筑模型

综合办公楼为地上5层建筑，其中地上1层层高为4.2 m，2～5层层高为3.9 m。建筑内部走廊宽度为2.0 m，每个房间都是7.2 m×5.4 m的矩形房间，每层建筑面积为480 m2。建筑整体为西南朝向，其中东向、南向、西向、北向的窗墙面积比分别为0.15、0.40、0.10、0.26。

③ 设置围护结构热工参数

综合办公楼为钢筋混凝土框架结构，其围护结构热工性能参数见表2。

表2 综合办公楼围护结构热工性能参数

④ 设置室内环境参数

夏季室内空调温度设为25 ℃，冬季室内供暖温度设为20 ℃。室内热量只受室外温度和太阳热辐射通过墙体的热作用，而不受室内发热量的影响。此外，不考虑室外环境风速风向的影响。在通风设定时，只设定房间与室外的通风，各房间之间互相不存在通风。

⑤ 模拟计算结果

由DeST软件模拟计算，得到综合办公楼夏季供冷期和冬季供暖期的逐时冷热负荷。结合门站全年逐时电负荷，得到门站夏季供冷期典型日(夏季冷负荷最大日)逐时冷负荷、热负荷、电负荷(见图3)，冬季供暖期典型日(冬季热负荷最大日)逐时热负荷、电负荷(见图4)，过渡季节典型日(全年电负荷最小日)逐时热负荷、电负荷(见图5)。

图3 供冷期典型日逐时冷负荷、热负荷、电负荷

图4 供暖期典型日逐时热负荷、电负荷

图5 过渡季节典型日逐时热负荷、电负荷

4 能源站系统设计

4.1 系统设计原则

为了确保天然气分布式能源站运行的经济性，需结合项目的逐时冷、热、电负荷特点，合理选择发电机组容量以延长能源站系统的年运行时间。本能源站系统设计遵循发电并网不上网原则来选择发电机组的容量，以满足用户冷热负荷为主要目标，用户不足的电力由市政电网补充。

4.2 系统主要设备选择

4.2.1 选择原则

① 发电机组容量的选择应能保证发电机组及余热利用机组尽可能长时间运行。

② 保证发电机组在运行期间其发电量和余热量能被充分利用，没有过度的电力或余热量被浪费。

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4.2.2 发电机组

天然气分布式能源系统常选择的发电机组类型有燃气内燃机发电机组和燃气轮机发电机组两种。发电功率在1 MW以下以燃气内燃机发电机组为主，发电功率在1 MW以上以燃气轮机发电机组为主[6-7]。根据门站的全年逐时电负荷变化范围，本项目应选择燃气内燃机发电机组。遵循发电并网不上网原则，燃气内燃机发电机组选取3种不同容量作为比选方案：方案1，发电机组额定发电功率为232 kW；方案2，发电机组额定发电功率为315 kW；方案3，发电机组额定发电功率为390 kW。取天然气低热值为35.7 MJ/m3，天然气气价为2.5元/m3,电价为0.87元/(kW·h)，供热热价为0.30元/(kW·h)。经计算，不同方案的运行收益见表3。

表3 各方案运行收益

将3个方案的运行收益进行比较得到，方案1的发电机组年运行时间最长且运行收益最好，方案2次之，方案3的年运行时间最短且运行收益最差。因此，本项目采用方案1，选用1台额定发电功率为232 kW的燃气内燃机发电机组。

4.2.3 余热回收设备

由表3可知，燃气内燃机发电机组排放的烟气由454 ℃降到120 ℃时可回收的热流量为143.0 kW，缸套冷却水温度由85 ℃降到75 ℃时可回收的热流量为226.0 kW。选用1台与燃气内燃机发电机组相配套的补燃型溴化锂吸收式热泵机组(以下简称溴化锂热泵机组)回收燃气内燃机发电机组排放的烟气和缸套冷却水的热量进行制冷和制热。溴化锂热泵机组利用烟气制冷的性能系数为1.45，利用缸套冷却水制冷的性能系数为0.70。溴化锂热泵机组通过位于发生器内的烟气换热器和热水换热器回收发电机组排放的烟气和缸套冷却水热量，利用烟气和冷却水制热的性能系数为0.93～0.95，本文取0.94。因此，经计算，溴化锂热泵机组回收燃气内燃机发电机组排放的烟气和冷却水的热流量可制取的供冷量和供热量分别为：烟气供冷量207.3 kW，烟气供热量134.4 kW，冷却水供冷量158.2 kW，冷却水供热量212.4kW。

门站夏季冷负荷最大值为308 kW，冬季热负荷最大值为540 kW。为此，本项目选用1台额定制冷量为310 kW、额定制热量为450 kW的补燃型溴化锂热泵机组。制冷期溴化锂热泵机组回收发电机组额定工况下排放的烟气和大部分缸套冷却水的热流量即可满足门站最大冷负荷需求，缸套冷却水富裕的热流量为82.2 kW。因此，这里再配置1台额定换热量为90 kW的水-水换热器，以回收缸套冷却水富裕的热流量，同时与溴化锂热泵机组一起满足热负荷。

4.3 系统组成和工艺流程

能源站系统主要由燃气内燃机发电机组、溴化锂热泵机组和水-水换热器组成，其工艺流程见图6。

图6 能源站系统工艺流程

燃气内燃机发电机组对天然气进气压力范围的要求为12～20 kPa。天然气燃烧驱动燃气内燃机发电机组发电，发出的电力电压等级为400 V，将该电力并入门站电力内网供内部使用，不足的电力由市政电网补充。燃气内燃机发电机组产生的余热分为两部分：一部分是温度为454 ℃的烟气，另一部分是温度为85 ℃的缸套冷却水。溴化锂热泵机组回收燃气内燃机发电机组余热可制取冷水和热水。燃气内燃机发电机组富裕的冷却水热量通过水-水换热器制取热水，门站不足热量由溴化锂热泵机组通过天然气补燃解决。冷水的供回水温度分别为7 ℃和12 ℃，热水的供回水温度分别为85 ℃和65 ℃。水-水换热器制取的热水温度为80 ℃，溴化锂热泵机组制取的热水温度为90 ℃，二者经混合后再供给门站使用。溴化锂热泵机组制冷运行时其冷凝热不回收。

4.4 系统运行策略

能源站系统运行策略为优先回收燃气内燃机发电机组的余热，供热量不足时由溴化锂热泵机组通过天然气补燃解决。供冷期、供暖期、过渡季节典型日供电负荷分布见图7～9，供冷期、供暖期、过渡季节典型日供冷负荷、供热负荷分布见图10～13。

图7 供冷期典型日供电负荷分布

图8 供暖期典型日供电负荷分布

图9 过渡季节典型日供电负荷分布

图10 供冷期典型日供热负荷分布

图11 供冷期典型日供冷负荷分布

图12 供暖期典型日供热负荷分布

图13 过渡季节典型日供热负荷分布

5 能源站经济性分析

5.1 工程造价

本项目主要设备包括1台燃气内燃机发电机组、1台溴化锂热泵机组和1台水-水换热器。燃气内燃机发电机组单位发电功率设备费取6 000 元/kW, 溴化锂热泵机组单位制冷量设备费取1 100 元/kW,水-水换热器单位换热量设备费取900 元/kW[5、8]。辅助设备设备费按燃气内燃机发电机组、溴化锂热泵机组和水-水换热器总设备费的37%计取[5]。设备安装费按设备费的12%计取，建筑工程费按单位发电功率费用600 元/kW计取，其他费用(设计咨询费、系统调试费、工程管理费等)按设备费的4%计取[9]。计算得到能源站的工程总造价为304.8×104元，具体构成见表4。

表4 工程造价

续表4

5.2 经济性计算

本能源站劳动定员为5人。燃气内燃机发电机组在制冷期运行3 648 h，供暖期运行2 904 h，过渡季节运行1 948 h，即全年累计运行8 500 h。能源站在过渡季节进行维护，维护期间燃气内燃机发电机组不运行，门站用热是由溴化锂热泵机组通过天然气补燃解决。

取冷价为0.20 元/(kW·h)，按电制冷价格折算。水价为3.7元/t，年人均职工薪酬为60 000 元，固定资产修理费按0.05 元/(kW·h)计算。经计算，本项目的静态投资回收期为5.1 a，见表5。由此可见，本项目具有较好的经济效益。

表5 能源站经济性计算

根据GB 51131—2016《燃气冷热电联供工程技术规范》(以下简称GB 51131—2016)中的式(4.3.8)，能源站联供系统年余热供热总量为799.2×104MJ，年余热供冷总量为77.8×104MJ，发电机组年耗天然气量为48.1×104m3，经计算，联供系统年平均能源综合利用率为86.3%。根据GB 51131—2016中的式(4.3.10)，取火电厂的平均供电效率为36%，燃气锅炉的平均热效率为90%，电制冷机制冷性能系数为5.0，经计算，联供系统的节能率为34.3%。

6 结论

城镇门站布置有综合办公楼、工艺装置及辅助设施等，其中综合办公楼有冷、热负荷需求，工艺装置中的调压设备有全年热负荷需求，通过建设天然气分布式能源站满足用能需求。按发电并网不上网的运行原则，设计该门站天然气分布式能源系统和工艺流程。采用燃气内燃机发电机组发电，发电机组的烟气余热和缸套冷却水余热供给补燃型溴化锂吸收式热泵机组进行制冷制热，制冷量能够满足冷负荷需求，不足的电力由市政电网补充，不足的供热量由溴化锂热泵机组通过天然气补燃解决，实现冷热电联供。

采用小时负荷分摊法对门站的全年逐时电负荷进行预测，采用DeST软件对门站全年逐时冷热负荷进行预测。通过比较3种不同容量燃气内燃机发电机组的运行收益，选择发电机组的容量，并配置相应的溴化锂热泵机组及水-水换热器。结合门站冷、热、电逐时负荷需求来确定运行策略。能源站的年平均能源综合利用率为86.3%,节能率为34.3%。能源站的静态投资回收期为5.1 a，具有较好的经济效益。