冷热电三联供计算分析

冷热电三联供计算分析（精选5篇）

冷热电三联供计算分析 篇1

国家发改委、财政部、住房城乡建设部、能源局在2011年10月发了“关于发展天然气分布式能源的指导意见”。其中有段：“天然气分布式能源是指利用天然气为燃料，通过冷热电三联供等方式实现能源的梯级利用，综合能源利用效率在70%以上，并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式，是天然气高效利用的重要方式。”

根据这个精神做冷热电联产实际运行的计算分析。（实例）以热定电，使能源利用率，经济效益最大化。例

一、赣州锦秀新天地

功用实施范围：一座三层综合商场，七幢连体别墅（14套）。先确定热耗量

根据当地空调期常年平均气候，按舒适性空调条件计算。综合商场空调制冷需总冷量2925kw/h。

空调制热需总热量1380kw/h。七幢连体别墅空调制冷需总冷量1130kw/h。

空调制热需总热量790kw/h。

每小时出65℃热水3m³需热量195 kw/h。

这里以吸收式制冷机形式生产空调冷原；以板式热交换器形式转换生产空调热源；以水—水容积式热交换器形式生产65℃生活热水。

 综合商场和七幢别墅制冷空调同时运行时，需总制冷量4055 kw/h。采用单效热水型溴化锂吸收式制冷机组生产此冷量，需耗热能（循环热水）5068 kw/h。（能效比0.8）

 综合商场和七幢别墅制热空调同时运行时，需总制热量2170 kw/h。采用板式换热器转换生产此热量，需耗热能（循环热水）2214 kw/h（能效比0.98）

 采用容积式换热器转换生产生活热水，需耗热能（循环热水）200 kw/h（能效比0.98）

当制冷空调运行和生产生活热水时，热负荷为5068kw/h+200kw/h=5268 kw/h，为此系统的最大热负荷。

再确定选择发电机组

根据曼海姆燃气发电机组TCG2020 V20样本所列技术数据。

电功率为2000KW；热输出为1990KW。总效率87%。

其中热输出中，缸套水热量1006KW；排气热量972KW可以搜集再利用。

缸套水经热交换转换可利用率98%，释出热量986KW； 排气热量转换产循环热水可利用率76%，释出热量738KW。

上二项相加总可利用热量1724KW。（热量利用率87%）

按前面所算最大热负荷，需要配置三台TCG2020 V20发电机组。

总出电功率6000KW；热输出5970KW。

以上计算在实际运行能兑现，综合能源利用效率可达81%。

其中最关键是热量搜集转换再利用的研考设计。系统设备配置参考，运行流程设计及深度细化计算

1、运行流程：

2、能量分配、输送细化计算：

3、设备配置：  制冷设备：  制热设备：  生活热水设备  缸套水热交换设备  烟气余热回收设备  水处理设备  热水储运设备

4、运行成本计算

例

二、南充化学工业园区

功用实施范围：南充化学工业园科研中心，主楼地面11层，地下一层，二

个二层附楼，总建筑面积46105.8米²。

冷热电三联供计算分析 篇2

全球能源安全、环境污染等问题迫使人们改变现有能源消费模式,电、气、热等多种形式能源的综合利用对于提高能源利用效率、降低能源利用成本有重要意义[1]。文献[2]提出了“能源互联网”的概念,为多能源系统的理论体系分析提供了新思路。能源互联网中,能源供应呈现多样性,不同能源形式之间相互耦合,为用户提供冷、热、电、气等多种形式的能源。构建由电、热、气等不同形式能源在生产、传输、消费等多个环节进行协同优化,多能互补的综合能源系统是能源互联网发展的必经之路[3]。多种形式能源之间相互耦合的研究对于安全用能、提高能源利用效率具有重要意义。目前电力系统和天然气网络相互耦合组成的微能源网是最常见的能源耦合形式之一,研究该类微能源网的能量流计算问题是分析其稳定性、可靠性的基础。对此国内外学者已经展开研究,并取得了一些成果。

目前对于电力—天然气网络组成的微能源网能量流的求解方法主要分为统一求解法和分解求解法两类。统一求解法即建立电力—天然气混联系统的混合潮流方程,运用牛顿—拉夫逊等数值解法进行统一求解。分解求解法是在考虑两系统耦合因素的基础上将电力潮流和天然气系统潮流分别求解。文献[4]将电力潮流的概念推广到电—气互联能源系统,采用牛顿迭代法计算分析了其最优潮流问题。文献[5,6]考虑了电力和天然气网络之间燃气轮机的耦合,计算分析了电—气混合系统的能量流。文献[7]研究了电力和天然气混合网络的最优潮流计算。文献[8,9]在统一框架下建立了电力天然气混合系统的潮流方程,探究了耦合系统的潮流算法。文献[10]运用牛顿—拉夫逊法建立了电—气混联综合能源系统的稳态潮流求解模型,并分析了其概率能量流。文献[11]以电—气互联系统的总运行成本为优化目标探究了互联系统的概率最优潮流问题。

然而,文献[4,5,6,7,8,9,10,11]均采用统一求解法将不同能量流的方程列在一起作为整体运用牛顿—拉夫逊法求解,计算工作量大,计算速度慢,而且不同能量流系统的数值差异大,在求取雅可比矩阵时可能出现不可逆的情况,导致方法失效。文献[12]考虑不同耦合形式和能源供应模式下电力网络和燃气管网的相关约束,给出了区域综合能源系统的完全解耦、部分耦合以及完全耦合3种运行模式,虽然探究了混合潮流算法,然而计算量大,迭代次数比较多,耦合紧密时收敛性难以保证。此外,现有文献大多基于单一时间断面进行能量流计算,当耦合单元的负荷变化时,系统能量流会相应地发生变化,现有计算仿真方法无法快速准确地对微能源网的能量流进行多时间断面计算,甚至实时仿真。

本文采用分解求解法,以能源集线器作为电力系统与天然气系统的耦合环节,充分利用openDSS在潮流分析方面具有多种分析计算模式(日潮流、年潮流、短期潮流)及求解速度快等优点,以openDSS和MATLAB为平台进行联合仿真,提出一种电—气耦合的微能源网能量流计算方法,实现了多时间断面稳态能量流的快速求解。此外提出冷热电三联供(CCHP)供能率的指标,用于评估微能源网中电网和气网的耦合程度。

1 微能源网概念和能源集线器模型介绍

1.1 微能源网的概念

微能源网是一种微型综合能源互联系统,是能源互联网的重要组成部分。微能源网通过电力网、天然气网、热力网、氢气网、交通网等系统互联,通过优化设计和协调运行,实现多能互补和替代用能,因地制宜,充分利用当地的光伏、风电、地热等可再生能源,满足终端用户的冷、热、电、气等多种能源需求,降低用户的综合用能成本,提高能源的利用效率,降低污染物排放,最终实现安全、可靠、清洁、高效、环境友好和可持续发展的微型综合能源互联系统。

1.2 能源集线器

能源集线器是由瑞士苏黎世联邦理工学院的Anderson教授提出的模型[13],该模型将用能需求抽象为冷、热、电三类,可用于描述多能源系统中能源、负荷、网络之间的交换、耦合关系。基于能源集线器概念提出了一个含有微燃机、吸收式制冷机、锅炉等设备的CCHP系统,参见附录A图A1。微燃机消耗天然气发电,为居民区提供电能,不足部分由电网供给。微燃机产生的余热一部分用于供热,另一部分进入溴化锂吸收式制冷机为居民区供冷,余热不足部分由锅炉补充。其能源转换关系描述如下。

1.3 微燃机模型

微燃机产生的热量与输出电功率之间的关系为:

式中:QMT(t)为t时刻的微燃机排气余热量;Pe(t)为t时刻微燃机的输出电功率;ηe为微燃机的发电效率,取0.3;ηl为微燃机的热损失系数,取2%。

微燃机消耗的天然气量可表示为:

式中:VMT(t)为t时刻微燃机消耗的天然气量;LNG为天然气的低位热值,取9.78(kW·h)/m3;Δt为时间步长,取1h。

1.4 锅炉模型

燃气锅炉供热量与额定供热量之间的关系式为:

式中:QGB为锅炉的输出热量值;RGB为锅炉的额定供热量;ηGB为锅炉的热效率,取0.9。

锅炉消耗天然气量可表示为:

式中:VGB(t)为锅炉t时刻消耗的天然气量;QGB(t)为锅炉t时刻的输出热量值。

1.5 溴化锂制冷机模型

烟气型溴化锂制冷机是利用燃气发电机组产生出来的高温烟气做功推动制冷机工作,将烟气内所含能量转换为制冷量。其单位时间制冷量可表示为:

式中:COP为溴化锂制冷机制冷系数,取1.38;Ra(t)为t时刻制冷量;Qi(t)为t时刻加热源热量。

1.6 系统运行约束条件

t时刻微燃机发电功率、锅炉供热量及吸收式制冷机制冷量受到其额定容量限制:

式中:Pen为微燃机t时刻额定功率;Qgen为锅炉t时刻额定供热量;Ran为吸收式制冷机t时刻额定制冷量。

此外系统在t时刻满足电、热、冷能量平衡:

式中:Pgrid(t)为t时刻电网的供电功率;Ed(t)为t时刻的电负荷;Qd(t)为t时刻的热负荷,由微燃机和锅炉供热;Rd(t)为t时刻的冷负荷,由吸收式制冷机供冷。

2 微能源网能量流稳态计算模型

2.1 天然气管网稳态计算模型

目前在燃气管网能量流计算中常用的方法有节点法、管段法和环能法3种[14]。其中节点法又分为牛顿—拉夫逊法和有限元节点法。牛顿—拉夫逊法对于初值的选取比较苛刻,而有限元节点法采用一般迭代法,可以在较大范围内选取初值[15],本文采用有限元节点法将非线性方程组线性化来求解。

采用有向图表示天然气管网的拓扑结构,支路表示管道。支路方向表示天然气流向,若与实际流向相同则为正值,相反则为负值。支路与节点的关联性质可以用关联矩阵描述。支路—节点关联矩阵A的元素ai,j(i=1,2,…,n,j=1,2,…,m,其中,n为节点数,m为管道数)定义如下:

将关联矩阵A中参考节点所在行划去,则为降阶关联矩阵。根据基尔霍夫定律[16],天然气管网满足以下特性[17]。

1)节点方程

由基尔霍夫第一定律,任何一个节点的流量代数和为零。这就是说在任何节点的负荷等于流入、流出该节点支路流量之和,用矩阵形式表示为:

式中:q为天然气管网中燃气负荷向量;Q为支路流量向量。

2)回路方程

由基尔霍夫第二定律,沿着任何一个闭合回路的压力降为零。一个闭合回路的起点和终点是同一点,因此沿着整个回路的压力降为零,用矩阵可表示为:

式中:B为回路关联矩阵;ΔP为管道压降向量,其元素可以由该管道起点和终点的压强差求得。

将关联矩阵A转置,再乘上节点相对压强的列向量即等于各管道的压强降,即

式中:P为相对于参考节点的压强。

2.2 有限元节点法数学模型推导

根据《城镇燃气设计规范(2002版)》[16],高中压燃气管道压降基本计算公式为:

式中:P1为管道始端压强;P2为管道末端压强;λ为燃气管道摩擦阻力系数;d为管道内径;ρ0为燃气密度;T为燃气绝对温度;T0为标准状态绝对温度,即273.6K;L为燃气管道的计算长度。

低压管道压降基本计算公式为:

令管道的阻抗S的表达式为式(18),它是一个与管网的物理特性、管道的流体种类,以及流体流动状态有关系的常量,则管道流量与压降关系可以表示为如式(19)所示。

此处对于低压管道有ΔP=P1-P2,对于高中压管道有ΔP=P12-P22。

设S′=SQ,则

令G=1/S′,则

可得关于未知量P的线性方程为:

令Y=AGAT,上式可写为:

这样就将管道压降和流量关系式线性化,Y称为迭代矩阵,G称为导纳矩阵。式(23)即为有限元节点法的迭代数学模型。基于有限元节点法的天然气网络能量流计算流程图见附录A图A2。

2.3 微能源网能量流计算方法

基于上文提出的CCHP系统的能量流模型,微能源网能量流求解问题可描述为:

式中:fe,fh,feh分别表示电力系统方程、天然气系统方程和能源集线器能量流方程;P,Q,V,θ分别为电气节点有功功率、无功功率、电压幅值和相角;π和l分别为天然气系统节点压强和流量;p和g分别为能源集线器与配电网和天然气网交换的电功率和天然气。

CCHP有两种典型的运行方式:以电定热和以热定电,即系统分别优先满足用户电需求和热需求来运行[18]。以电定热运行方式优先满足居民区电负荷,不足的热量由锅炉燃烧天然气提供。以热定电运行方式优先满足居民区冷热负荷,不足的电力由配电网系统提供。求解微能源网能量流首先根据CCHP的运行方式,由能量流模型求解出它与外网交换的能量p和g,然后将其电气接口作为有功功率—无功功率节点接入配电网,将其燃气接口作为恒定负荷节点接入天然气网,应用上文介绍的分解求解法求得微能源网的能量流。

2.4 微能源网能量流综合仿真

openDSS[19]是美国电力科学研究院(EPRI)针对配电网特点开发的开源软件,该软件可以进行潮流分析、谐波分析、动态分析以及故障分析等。其中,openDSS为潮流分析提供了多种计算模式,有日潮流分析、年潮流分析、短期潮流分析等,并提供了高斯迭代算法和牛顿迭代算法两种基本迭代潮流求解算法。此外openDSS在处理配电网的三相不平衡线路、不平衡负荷、配电变压器、电容器(组)、电压调节器上也具有独特的优越性。openDSS还提供了与其他编程软件的组件对象模型接口,如MATLAB,VBA,Delphi,Python[19]。

本文通过组件对象模型接口连接MATLAB和openDSS进行综合仿真,提出了一种微能源网能量流计算方法,在MATLAB中基于上文介绍的有限元节点法编程实现天然气网的能量流计算并通过组件对象模型接口驱动openDSS在日潮流模式下计算配电网24h的逐时潮流以及实现两个系统间耦合节点的信息交互。综合仿真架构参见附录A图A3。

3 算例分析

3.1 算例介绍

本文所用的微能源网联合仿真算例架构如图1所示。它由IEEE 37节点配电系统、8节点天然气网和两个能源集线器组成。其中能源集线器1分别与配电网节点742和天然气网节点2相连,能源集线器2则分别与配电网节点732和天然气网节点6相连。配电网和天然气网通过能源集线器进行耦合,配电网和天然气网分别为能源集线器供电、供气,通过能源集线器为居民区提供所需的冷、热、电能源。

天然气网包含11条输气管道、8个节点(节点8为气源点,即参考点),管道支路参数及节点气负荷分别见附录A表A1和表A2。IEEE 37节点配电系统参数可参考文献[20],并分别在节点703,718,731和741接入光伏和储能。假设两个能源集线器配置相同,微燃机额定功率为600kW,锅炉额定供热量为100kW,制冷机额定制冷量为2 200kW。

3.2 运行方式分析

假设两个居民区夏季典型日负荷曲线相同,参见附录A图A4。CCHP系统运行在以电定热和以热定电两种典型运行方式时,天然气网和配电网为能源集线器提供的能源计算结果分别见附录A图A5和图A6。运用上文介绍的MATLAB和openDSS综合仿真平台分别计算微能源网在这两种典型运行方式下的能量流,得出了配电网各节点电压、线路功率和天然气网各节点压强、支路流量在夏季典型日24h的逐时变化情况。

此处仅给出了配电网主馈线各节点的三相电压和天然气网各节点压强逐时变化计算结果。其中,以电定热运行方式下A相逐时电压如图2所示。B,C相逐时电压见附录A图A7和图A8。天然气网络各节点逐时气压如图3所示。

为便于比较,给出了以热定电运行方式下配电网主馈线各节点的三相电压和天然气网各节点压强逐时变化计算结果,其中A,B,C相逐时电压见附录A图A9至图A11。天然气网络各节点逐时气压见附录A图A12。

由以上计算结果可知,CCHP运行模式不同,配电网各相电压幅值不同,天然气网节点气压也不相同,实际运行当中应充分考虑运行模式对系统的影响。由于IEEE 37节点系统存在三相不平衡负荷,故A,B,C相电压幅值不同,本文综合仿真平台实现了微能源网多时间断面的能量流计算,能够较好地分析三相不平衡负荷等对系统的影响。基于openDSS多种潮流计算模式,通过设置仿真时间步长可实现微能源网稳态能量流的实时计算。

3.3 CCHP供能率对系统的影响

类比功率渗透率的概念(额定装机功率与峰值负荷功率的比值),提出CCHP供能率的概念,亦可称作CCHP渗透率。它可以表示为CCHP系统中微燃机、锅炉和制冷机总额定装机容量与单位时间内冷热电总需求量峰值之比。用数学表达式可表示为:

式中:SCCHP为CCHP供能率;CCHP为CCHP系统微燃机、锅炉和制冷机总额定装机容量;DCHP为单位时间内冷热电总需求量;CMT,CGB,CAR分别为微燃机、锅炉和制冷机额定容量;DC,DH,DP分别为单位时间内冷、热、电需求量。

由CCHP供能率定义可知,SCCHP取值100%时表明CCHP系统本身能完全满足负荷能量需求,取值为0时则为不含CCHP系统情况,取值处于0~100%之间时则表明CCHP系统仅能满足部分负荷能量需求。

下面仅以微能源网算例中配电网主馈线节点的A相电压及天然气网各节点气压变化为例,分别探究系统在以电定热和以热定电两种典型工作模式下,CCHP供能率对其影响。由附录A图A3可知,13h时冷热电需求总量最大,为使问题具有代表性,选取该时刻作为时间断面进行研究。在以电定热运行方式下,CCHP供能率对配电网主馈线各节点A相电压的影响及对天然气网节点气压的影响分别如图4和图5所示。以热定电运行方式下,CCHP供能率对配电网主馈线各节点A相电压的影响及对天然气网节点气压的影响分别见附录A图A13和图A14。

可见,两种工作方式下,配电网节点电压及天然气网节点气压随CCHP供能率的变化规律类似,图4和附录A图A13表明,随着CCHP供能率降低,配电网节点电压降低;由式(25)可知,CCHP供能率越小,即CCHP系统额定装机容量越小,实际为负荷提供的能量越少,为满足负荷能量需求,负荷耗电量越大,即配电网的供电量越大。图5和附录A图A14则表明,随着CCHP供能率降低,天然气网节点气压则增大。这是由于CCHP供能率越小,即CCHP系统额定装机容量越小,受系统额定装机容量限制,消耗的天然气量越小,故天然气网的供气量越小。

综上分析,CCHP供能率大小在一定程度上反映了配电网和天然气网的耦合程度,CCHP供能率越小,配电网供电量越大,天然气网供气量越小,反之CCHP供能率越大,配电网供电量越小,天然气网供气量越大。CCHP供能率大小影响配电网电压水平和天然气网各节点气压水平,不同负荷水平影响程度不同,当电压、气压越限时需要采取必要措施以保障电能质量以及气压水平。

4 结语

微能源网研究中,需要一种快速有效的方法和仿真平台对多时间断面的能量流进行计算分析。本文首先给出了微能源网的定义,然后基于能源集线器概念,构建了包含微燃机、锅炉、吸收式制冷机的CCHP系统,推导了适用于天然气网潮流计算的有限元节点法。在此基础上给出一种以能源集线器为耦合节点的微能源网架构,提出一种微能源网能量流计算方法,并首次将openDSS和MATLAB联合用于微能源网能量流综合仿真,通过算例验证了能量流计算及综合仿真方法适用于分析微能源网的多时间断面的稳态能量流。所提出的CCHP供能率指标,可以在一定程度上反映配电网和天然气网的耦合程度。

本文侧重于微能源网能量流计算方法、综合仿真以及CCHP供能率对系统影响的研究,未来将进一步研究包含多种分布式电源、电动汽车、储能的微能源网能量流计算以及在此基础上进行系统的优化设计和优化运行研究。

冷热电三联供计算分析 篇3

燃气冷热电三联供系统是一种建立在能量的梯级利用概念基础上，以天然气为一次能源，产生冷、热、电的联产联供系统。它以天然气为燃料，将小型燃气轮机、燃气内燃机、微燃机等设备将天然气燃烧后获得的高温烟气首先用于发电，然后利用余热在冬季供暖；在夏季通过驱动吸收式制冷机供冷；同时还可提供生活热水。充分利用了排气热量，提高到80%左右，大量节省了一次能源。

燃气冷热电三联供能源站设计作为一项新兴技术正越来越受到重视，为了指导设计工作有序开展，住建部于2010年出台了专门针对燃气冷热电三联供系统的《燃气冷热电三联供技术规程》（CJJ145-2010）。

新的《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）于2015年5月1日起实施，燃气冷热电三联供技术规程的执行应在建筑设计建规的基础上进行，本文结合新《建筑设计防火规范》和《燃气冷热电三联供技术规程》（CJJ145-2010），就燃气冷热电三联供能源站的防火设计进行分析，供从事本行业设计的工程师参考。

新的建筑设计防火规范整体变化趋势如下：

1） 高层民用建筑设计防火规范合并至新建规；

2） 整体趋于严格；

3） 文字更加严谨、细致；

4） 章节更加合理、条理更加清晰；

5） 含糊内容具体化便于实际操作；

6） 与其他防火设计规范联系更加紧密。

结合以上特点，燃气冷热电三联供能源站的设计应遵循以下几个方面。本文为了表述简单，《建筑设计防火规范》简称为“建规”，《燃气冷热电三联供技术规程》简称“三联供规程”，燃气冷热电三联供能源站简称“能源站”。

一、能源站的选址

能源站的选址应应符合三联供规程4.1规定，参照建规5.4.12的规定。

能源站宜独立设置或室外布置，确有困难时可贴临非“人员密集场所”的民用建筑，用防火墙隔开。

关于人员密集场所的定义，消防监督检查规定中第三十五条规定是指下列场所：

1） 宾馆、饭店、商场、集贸市场、体育场馆、会堂、公共娱乐场所等公众聚集场所；

2） 医院的门诊楼、病房楼，学校的教学楼、图书馆和集体宿舍，养老院、托儿所、幼儿园；

3） 客运车站、码头、民用机场的候车、候船、候机厅（楼）；

4） 公共图书馆的阅览室、公共展览馆的展览厅；

5） 劳动密集型企业的生产加工车间、员工集体宿舍。

能源站主机间受条件限制布置在民用建筑內部时，应布置在建筑物的地下一层、首层或顶层，且应符合三联供规程4.1.4的规定。

燃气发电机房的布置，建规无明确规定，可参照燃气锅炉的规定，且要求要高于燃气锅炉，且发电机房的布置要求应高于燃气锅炉的要求。

二、能源站火灾危险性分类

建规3.1.1，三联供规程4.1.2规定，能源站主机房为“丁”类厂房，增压间、调压间为“甲”类厂房。

独立设置的能源站，调压间、增压间不在厂房内或在厂房内但面积<5%的整体面积时，能源站整体属于“丁”类厂房。

独立设置的能源站，当增压间、调压间面积大于等于5%时，属于“甲类”厂房。

由此，独立设置能源站增压间、调压间当面积较大时尽量避免设置在厂房内。

三、能源站的耐火等级

建规3.2.3，三联供规程4.3.1规定，独立设置的能源站耐火等级不低于二级。

四、能源站的防火间距

建规3.4.1规定，能源站与其他建筑的防火间距，一般情况为10米（甲类或有特殊要求的除外），详细内容需仔细解读表3.4.1及附注内容。

防火间距的计算方法见建规附录B，间距应为两栋建筑外墙之间的最小水平距离，外墙有突出时从凸出部分外缘算起。

确实受条件限制不能满足间距要求时，可根据附注内容要求采取措施以减小间距，措施可为：设置防火墙，减小门窗洞口等。

五、能源站的防爆

三联供规程4.3.7规定，能源站主机间泄压面积不小于主机间占地面积的10%。

增压间、调压间的泄压面积不小于1.1V2/3，本公式与建规要求的10CV2/3实际一致，为建规公式的简化。

关于泄爆设施，建规3.6.3规定除采用符合要求的窗外还可采用轻质屋面和轻质墙体，轻质屋面和轻质墙体的质量不大于60kg/m2；严寒寒冷地区屋顶泄压设施应采取防冰雪积聚措施，具体说对于可能积雪的屋顶应做坡屋顶；主机房、增压间、调压间、计量间应采用撞击时不发火的地面；调压间、增压间与主机间之间应采用耐火极限不低于3小时的防火墙隔开，隔墙上不得设置门窗洞口。

六、能源站的安全疏散

建规3.7，表3.7.4，三联供规程4.3.9、4.3.10、4.3.11对安全疏散规定如下：

1） 每个防火分区或一个防火分区的不同楼层其相邻2个安全出口的最近边缘距离的最近水平距离不应小于5m。2） 独立设置的能源站主机间面积小于200m2时必须设置一个直通室外的出入口，大于等于200m2时其出入口不应少于两个且应分别设置在主机间的两侧；3） 设置在其它建筑物内的能源站，其主机间出入口不应少于两个，直通室外或通向安全出口的出入口不少于1个；4） 燃气增压间、调压间、计量间直通室外或通向安全出口的出入口不少于1个，变配电室出入口不得少于2个，直通室外或通向安全出口的出入口不少于1个。

关于能源站的消防设施、供暖、通风、空气调节、电气设计请参考三联供规程，结合建规8、9、10章内容进行。

参考文献：

[1] 《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）

冷热电三联供监控系统的应用 篇4

某冷热电三联供系统共设2台1 400kW发电机组及配套余热和溴化锂制冷机, 同时配置4台7MW (冷量) 电制冷机, 2台6MW热水锅炉以及高温板式换热器、低温板式换热器、水泵、冷却塔、风机、阀门等辅机设备。工艺流程如图1所示。

冷热电三联供系统采用天然气发电机组进行发电并进行余热利用。余热利用系统主要包括热水循环系统部分和烟气系统部分。

(1) 热水循环系统可分为制冷和制热两种工况。制冷工况:发电机组正常运行时输出约90℃的高温冷却液, 该高温冷却液经电动蝶阀进入溴化锂制冷机组, 通过换热和相关电动阀的控制, 与经过制冷机组的冷却液混合, 使其温度控制在77℃左右, 以满足发电机组正常运行条件。制热工况:发电机组正常运行时输出约90℃的高温冷却液, 该高温冷却液进入板式换热器与生活用水热交换, 通过控制生活用水的流量将高温冷却液的温度控制在77℃左右, 以满足发电机组正常运行条件, 同时达到制热生活用水的目的。

(2) 烟气系统可分为制冷和制热两种工况。制冷工况:发电机组排放的高温烟气经电动蝶阀进入溴化锂制冷机组制冷后经消声器排放。制热工况:发电机组排放的高温烟气经电动蝶阀进入烟气-水交换器制热后通过消声器排放。

2 监控系统网络架构

监控系统一方面需完成市电与发电的并网控制, 另一方面需完成发电机组循环水-烟气与制冷机组-热交换器间的能量转换调节控制, 在保证发电机组正常运行条件下使余热得到有效利用。监控系统采用三层分布式计算机测控系统。

(1) 设备测控层:以现场仪表、传感器为检测终端, 采用远程I/O站完成对现场设备的检测和控制;采用现场总线方式, 与发电机和溴化锂制冷机组设备自带的智能控制器通信完成相关信号的检测和控制。

(2) 通信控制层:以西门子PLC为控制核心, 完成对整个生产工艺的自动化控制。

(3) 上位监控层:以计算机为硬件基础, 配以监控和应用软件, 完成对整个生产的自动化监控及管理。

监控系统通过配置的2套PLC和监控计算机实现对冷热电三联供系统的分布式控制, 如图2所示。监控系统包括产能集中控制和配电并网控制。

产能控制PLC主要通过现场配置的温度传感器、流量变送器、压力开关、调节阀、现场总线完成对发电、蓄冷、蓄热、供水、化学水处理、通风、管网等设备的信号采集和控制, 以实现对冷热电三联供系统的远程监控。

并网控制PLC不仅可实现供配电“遥信、遥控、遥测、遥调”功能, 还可以对发电机组与市电的并网进行逻辑控制。并网控制PLC根据选定的运行模式控制发电机组出口开关、变压器低压侧开关, 采集开关状态和发电机组运行参数, 实现配电和并网系统的就地和远程监控。

监控系统配置2套监控操作站和2套能源管理服务器, 完成对整个冷热电三联供系统的监控和能源管理, 从而提高冷热电三联供系统的安全可靠性。

3 供配电及并网技术

系统采用1路市电与发电机并网, 以满足用户负载的变化需求。2台发电机都自带控制器, 可实现发电与市电的同步。当某台发电机故障或用户负载较大时投入市电, 市电与发电的功率分配通过并网PLC调节。当市电停电时, 也可通过配置的UPS进行黑启动, 实现系统的孤岛运行模式。一次系统如图3所示。

根据配电系统和用户的实际需求, 配置1套并网PLC对并网系统相关设备进行控制, 以实现外部供电和外部负载变化需求的运行模式切换和系统自动投切。运行模式主要有以下几种。

(1) 并网不上网。市电正常时, UM闭合给站内负载供电, 发电机组出口隔离开关GL闭合。发电机组接到并网柜发出的启动信号后自动启动, 启动完毕自动同步, 同步完毕发信号给并网柜;并网柜收到同步完毕信号后自动闭合发电机组出口开关G1、G2, 并通过GM完成发电与市电的并网运行。该模式为并网不上网, 所发电力由能源站自用。发电机组根据系统检测到的实际负荷, 自动调节发电机负载输出为实际负荷的90%, 其它10%负荷由市电供应, 这样既可保证发电不倒灌到市电, 又能进行负荷管理。

(2) 孤岛模式。市电异常时, UM断开, 发电机组出口隔离开关GL闭合。发电机组接到并网柜发出的启动信号后自动启动, 启动完毕自动同步, 同步完毕发信号给并网柜;并网柜收到同步完毕信号后自动闭合发电机组出口开关G1、G2, 并通过GM完成发电机组给负载供电。该模式为孤岛模式, 所发电力由能源站自用, 发电机组根据系统检测到的实际负荷自动调节发电机负载输出, 并进行负荷管理。

(3) 并网上网。UM闭合给站内负载供电。发电机组接到并网柜发出的启动信号后自动启动, 启动完毕自动同步, 同步完毕发信号给并网柜;并网柜收到同步完毕信号后自动闭合发电机组出口开关G1、G2, 并通过GM完成发电机组给负载供电, 实现2台机组并联运行。并联运行后, 并网柜可根据负载的重要程度将负载按一定的时间间隔逐步接入系统, 避免同时加入的冲击。该模式为并网上网, 发电机组应可根据系统命令固定在95%额定功率范围内发电, 当发电机输出功率大于负载功率时, 多余电量可通过市电母线直接向外网输送。

4 监控系统特点及功能

监控系统设置1套产能控制PLC和1套并网PLC, 分别完成配电并网和制冷制热产能的控制, 提高了冷热电三联供系统的实时性和安全可靠性。

监控系统配置了能源管理服务器, 通过编制的能源中心管理软件, 分析区域产能设备的性能和采集的用户负载数据, 指导和分配区域内各供能设备的启停, 实现供能优化调度、能效管理、用户管理、资产管理等功能。

监控系统采用以太网环网结构, 2台监控操作站和2台能源管理服务器均互为冗余, 大幅提高了冷热电三联供系统的安全可靠性。

控制PLC采用现场总线方式与发电、制冷、制热等设备控制器连接, 软硬件均可模块化设计, 便于冷热电三联供系统的扩展, 大幅减少了冷热电三联供系统的布线、维护工作。

自主研发的并网控制软件, 可针对用户的不同需求实现孤岛、并网不上网、并网上网等运行模式的市电和发电的并网控制, 并且可根据用户负载的变化自动调节发电和市电的供电量, 从而提高了可再生能源的利用率, 保证了用户的供电可靠性。

通过监控系统软件和能源中心管理软件, 实现区域生产现场无人值守。

全系统计算机智能化管理, 为具有先进水平的现代化供能企业提供一个生产监控和运营管理的信息交换处理平台, 以实现“管控一体化”的目标。

5 结束语

冷热电三联供系统在冬季可供暖, 在夏季可替代电空调制冷, 不仅节约了大量电力, 还减轻了大电网负担。以天然气为燃料的冷热电三联供系统, 一方面可以扩大天然气使用量, 另一方面对燃气系统、电力系统有双重调峰作用。

冷热电三联供计算分析 篇5

1 研究背景

随着社会高速发展, 人民生活水平逐步提高, 我国工业与居民对能源需求质量越来越高, 同时对冷、热、电能各种利用形式的需求也不尽相同。由于不可再生能源不断减少, 新能源开发尚不能完全满足日益增长的能源供应需求, 节能、环保、高效就成为人类在能源利用中追求的目标。作为一种新型的分布式能源体系, 燃气蒸汽联合循环冷热电三联供系统在发电同时, 伴随余热利用技术实现一次能源综合梯级利用, 保证了区域能源集中供应。

1.1 本文论点

燃气蒸汽联合循环冷热电三联供系统, 应用于城市综合体中, 其特点在于区域型能源集中供应, 将一次能源进行综合梯级利用, 系统过燃气蒸汽联合循环机组发电的同时, 实现冬季供热、夏季制冷, 使一次能源合理利用, 高效节能环保。

本文以北京京能未来燃气热电有限公司对未来科技城的能源供应为例, 比较了三联供系统与常规市电供电系统的经济和环保效益。

1.2 研究意义

在工业化和城市化的推进进程中, 能源与环境问题已经成为我国经济和社会发展的主要矛盾。同时, 一次能源的紧缺、环境持续恶化是目前人类共同面对的全球性问题。用天然气替代燃煤发电供热, 其发电效率及环保效益显著, 但劣势是燃气成本过高同时缺少燃气资源, 大力促进天然气冷热电联产技术的发展, 必将显著改善我国, 特别是城市的环境质量及用能品质[2,3,4]。

2 三联供系统介绍

2.1 三联供系统及特点介绍

燃气蒸汽联合循环冷热电三联供是区域型分布式能源的一种, 具有节能降耗、提高能效、科技环保等优势, 是提高能源利用率及减少污染物排放的必要手段之一, 符合我国提出的可持续发展战略。从技术层面来看, 冷热电三联供系统是以燃气为能源, 对其产生的高温烟气通过余热锅炉再次利用, 通过余热供热制冷, 以达到冷热电三联供的一个能源供应系统。该系统通常由燃气蒸汽联合循环发电机组、热交换装置及吸收式制冷装置组成, 三联供使得燃气的热能被充分利用, 大大提高了能源的综合利用效率[4]。

2.2 系统分类

分布式燃气冷热电三联供系统主要由燃机发电机组、余热锅炉、汽机发电机组及吸收式制冷机组组成, 有多种优化组合形式, 在应用中根据用户需求各有优缺点, 在推广和规划时应予以充分考虑。

分布式天然气冷热电联供的系统形式很多。根据燃气发电机种类划分, 分为内燃机联供系统、燃气轮机联供系统、燃料电池联供系统等。根据发电机与电网的关系划分, 有发电机与市电并网运行方式和发电机与市电切网运行方式两种规划方案。根据余热利用设备种类划分, 有余热锅炉+吸收式制冷机组系统、补燃型余热锅炉+吸收式制冷机组系统、余热吸收式制冷机组系统等。根据系统运行时间不同划分, 有全年连续运行和季节性间歇运行两种系统。

2.3 关键技术原理

传统燃气蒸汽联合循环三联供项目都采用扩大式省煤器余热集中供热、供冷, 循环水系统公用及大温差集中供冷等多项新技术、新工艺, 体现了项目建设的新思路。以燃气-蒸汽联合循环机组为基础, 通过传统的蒸汽轮机低压缸抽气, 利用热网系统加热热网循环水, 实现热电联产, 满足供暖季用户的基本需求。利用天然气发电排烟中污染物含量低、不容易形成低温腐蚀的特点, 考虑进一步利用余热锅炉的尾部余热, 在余热锅炉尾部加装扩大式省煤器, 回收烟气余热;通过改造供热系统, 扩大式省煤器冬季可直接供热, 减少了冬季的抽气供热量;在夏季供热期, 充分利用扩大省煤器余热制冷, 降低制冷成本;采用集中冷站循环水系统与电厂循环水系统共用的方案, 减少了冷站循环水冷却塔及冷却水泵的投资。吸收式制冷机与离心式制冷机前后串连工作, 可实现“大温差供冷”, 扩大了集中供冷的服务半径, 使供热供冷管径相互匹配, “冷热同网”得到实现。

3 三联供系统实用案例与分析

3.1 设计方案及分析

3.1.1 设计方案

建设有一套255MW的“一拖一”燃气-蒸汽联合循环机组和区域集中制冷站 (总容量16000RT) , 实现区域能源冷、热、电三联供。该工程天然气接自京承高速路西侧燃气集团的高压管线京承供气支线。机组可在纯凝、抽气供热、背压供热、汽轮机全切供热等方式下运行, 冬季背压供热是本机组的保证工况。夏季供冷采用的是余热锅炉尾部烟气余热驱动溴化锂吸收式制冷机制冷串联离心式电制冷深冷的工艺方案, 能够实现远距离、大温差供冷。

燃气轮机组, 为上海电气/西门子公司制造的SGT5-2000E型燃气轮机, 采用单一天然气原料, 室内布置、配置干式低氮燃烧器, 由一台16级的轴流式压气机、2个低NOx燃烧器、一台4级的透平和燃机辅助系统组成。余热锅炉 (HRSG) 是由无锡华光锅炉股份有限责任公司生产的型卧式、自然循环、双压、无补燃、全密封的燃机余热锅炉, 锅炉直接接受燃气轮机排出的烟气, 经各受热面换热后, 通过气候挡板排入大气。汽轮机为上海汽轮机厂生产的次高压、双缸型、双压、无再热向下排汽的可抽凝、可背压、可纯凝运行供热汽轮机。汽轮机除纯凝运行、抽气供热运行外, 还可以在线将低压缸与整机解列, 汽轮机高压缸排汽全部进入热网加热器供热, 即转入“背压模式”运行方式, 从而实现最大程度的供热。

3.1.2 设计方案分析

首先, 以燃气-蒸汽联合循环机组为基础, 通过传统的蒸汽轮机低压缸抽汽, 利用热网系统加热热网循环水, 实现热电联产, 满足供暖季用户的基本需求。

其次, 利用天然气发电排烟中污染物含量低、不容易形成低温腐蚀的特点, 考虑进一步利用余热锅炉的尾部余热, 在余热锅炉尾部加装扩大式省煤器, 回收烟气余热约20MW。该方式提高了机组的一次能源利用率, 降低了集中制冷对机组发电的影响。通过改造供热系统, 扩大式省煤器冬季可直接供热, 减少了冬季的抽气供热量。另外, 安装了国内最大的热水型溴化锂吸收式制冷机组, 在夏季供热期, 充分利用扩大省煤器余热制冷, 降低制冷成本。

再次, 采用集中冷站循环水系统与电厂循环水系统共用的方案, 减少了冷站循环水冷却塔及冷却水泵的投资。为整个循环水系统配置了2大2小4台循环水泵, 配置更加合理, 运行更加灵活, 水泵及冷却风机能够更多的运行在经济负荷区域, 系统能耗大幅下降。

最后, 采用热水型溴化锂吸收式冷水机组和离心式电制冷技术相结合的两级复合型供冷装机方案。即吸收式制冷机 (第一级初冷) 与离心式制冷机 (第二级深冷) 前后串联工作, 使供冷温度范围达到10℃ (13℃-3℃) , 实现了“大温差供冷”, 扩大了集中供冷的服务半径, 由传统的3公里扩大到5公里。该方案缩小了供冷管网的管径要求, 使供热供冷管径相互匹配, “冷热同网”得到实现。同时, 有效减少了冷冻水输送系统的输配能耗, 降低冷冻水系统的补给水量, 减少水资源的消耗, 也大大提高了供冷系统的可靠性。

3.2 经济性分析

3.2.1 减小了锅炉排烟热损失, 实现了烟气余热的充分利用, 节约了一次能源消耗, 提高了能源利用效率。

通过扩大式省煤器可回收锅炉烟气余热20MW, 减少了供热、供冷的抽气量, 对机组发电影响较小。按照标注煤的含热量为7 000kcal/kg计算, 年平均可利用余热、废热量折合标煤为7 048吨。利用废热制冷每年可节省电量1 400万k W·h, 按照火力发电厂折标煤系数0.36kg标煤/k Wh计算, 可折标煤5 040t/y。节省电力的标煤与利用废热、余热制冷折标煤总量为12 088吨/年, 节约成本3 244万元。按照工业锅炉每燃烧1吨标准煤, 可产生二氧化碳2 620kg, 二氧化硫8.5kg, 氮氧化物7.4kg计算, 每年可以减少二氧化碳 (CO2) 排放31 670.56t/y, 减少二氧化硫 (SO2) 排放102.75t/y, 减少氮氧化 (NOx) 排放89.5t/y。

3.2.2 两级制冷系统的设计、实施, 实现了大温差集中供冷。

大幅减少了供冷管径的要求, 实现了冷热同网运行。节约管网建设投资约2亿元, 同时降低了管网检修维护工作量, 提高了管网使用率, 年节约管网检修维护费用约100万元。

3.2.3

大温差集中供冷可以有效减少冷冻水输送系统的输配能耗, 降低冷冻水系统的补给水量, 减少水资源的消耗, 同时可以降低冷冻水附属系统的规模。供冷用户侧可实现低温送风, 满足用户特殊需要, 且换冷板减小, 节约用户换冷站的占地和投资。

3.2.4

供热、供冷运行更加灵活, 安全性提高, 可根据实际情况选择最优运行方式。

4 问题与对策

4.1 存在问题

4.1.1 CCHP系统成本的经济性问题。

CCHP成本中燃料占67%-78%, 经济效益受市场燃料与电价的影响, 这些因素与市场行为有关, 如果不靠政府补贴燃气发电很难有利可图。

CCHP可通过市场定价企业自负盈亏, 迫使其自主提高能源利用率;否则其推广就一定需要相关优惠政策支持, 不能让发电企业提升能源利用率减少排放后, 财务上却得到了损失。

4.1.2

国内缺乏自主生产大型整套燃气轮机的能力, 设备及技术进口成本较高。

4.2 解决思路

4.2.1 政府应给予CCHP项目优先立项权, 鼓励清洁能源使用。

4.2.2支持电厂直发用能企业, 提前规划区域发展, 提供相关政策支持, 实现区域能源集中供应, 努力推进老旧城区改造。

4.2.3主机及其他设备的国产化。为了降低投资, 燃机设备的国产化是重要环节。我国的大型高精机械设计能力及制造水平必须加快提升。

5 结论

本文依托北京京能未来燃气热电有限公司项目的实践, 验证了冷热电三联供技术的可行与合理性, 为今后大型冷热电三联供项目的建设、运营提供了很好的参考和借鉴作用。燃气蒸汽联合循环冷热电三联供系统将天然气作为一次能源进行发电、供热及制冷, 提高了一次能源利用率, 是我国发展分布式能源的一种重要途径, 符合可持续发展的规划要求。目前国内关于大型冷热电三联供在区域能源供应中应用的相关研究和文献并不是很多。希望通过上述课题的研究和应用, 为分布式能源供应产业的进一步发展提供参考。

参考文献

[1]朱文俊.城市综合体的功能及价值分析[D].北京, 清华大学, 2009.

[2]李宇红.中国的天然气热电联产与清洁发展机制[J].能源工程, 2002 (3) :4-8.

[3]胡小坚.冷热电三联供系统 (CCHP) 的优化研究进展[J].能源研究与管理, 2010 (2) .