分布式能源站数据统计

分布式能源站数据统计（精选7篇）

分布式能源站数据统计 篇1

广州大学城分布式能源站位于广州市番禺区南村镇，与广州大学城一江之隔，占地面积11万㎡，是广州大学城配套建设项目，为广州大学城18平方公里区域提供冷、热、电三联供，也是全国最大的分布式能源站。中国华电集团新能源发展有限公司和广州大学城能源发展有限公司按55%和45%的比例共同出资成立广州大学城华电新能源有限公司，负责广州大学城分布式能源站项目的投资、建设及经营管理。能源站总体规划为4×78MW，分二期建设，一期2×78MW于2008年7月28日正式开工建设，2009年10月实现“双投”。广州大学城分布式能源站包括LNG燃气—蒸汽联合循环机组及配套设施、热水制备站、冷冻站等（热水制备站和冷冻站属大学城管理）。能源站以天然气为一次能源，通过燃气-蒸汽联合循环机组发电。广州大学城分布式能源站燃机采用普惠动力系统公司的FT8-3SwiftPac双联燃气轮发电机组，FT8-3属轻型燃机，由两台燃气轮机和一台发电机组成，两台燃气轮机通过联轴器直接连接一台双端驱动发电机（额定出力60MW）。通过叶轮式压气机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时气体燃料也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧，生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀做功，推动动力叶片高速旋转带动发电机，燃机效率可达39%，排出的479℃烟气进入余热锅炉循环利用。余热锅炉采用中国船舶重工集团公司第七0三研究所生产的双压带自除氧卧式自然循环锅炉（66.8T/h），生产的蒸汽供应给汽轮发电机；汽轮机采用中国长江动力公司（集团）生产的一台抽凝式汽轮机（15MW）和一台补气式汽轮机（21MW）。发电后的尾部烟气余热再生产高温热媒水制备生活热水和空调冷冻水。

广州大学城分布式能源站以洁净的天然气为燃料，采用先进的燃气轮机发电设备，大大减少了NOX、SO2、TSP等污染物的排放，其中NOX排放是同容量常规燃煤电厂的1/5，SO2、TSP的排放几乎为零。同时锅炉补给水采用RO膜+EDI（电去离子）系统制水，无强酸性、强碱性废水产生，生产、生活产生的废水经过处理后用于厂区内清洗、浇灌等，实现废水零排放。广州大学城分布式能源站实现了能源的梯级利用，能源利用效率得到了很大提高，达到78%。使能源站具有了能源传送距离短、能量转换和传送损失小、能源利用率高、建设安装周期短、运行方式灵活、设备启停方便、负荷调节灵活、系统安全性和可靠性高的特点。

广州大学城分布式能源站实现了“安全、高效、节能、环保”的理念，被广州电网确定为“保亚运”供电具备黑启动能力的重要电源点。

分布式能源站数据统计 篇2

分布式能源站是指功率不大、小型模块化、分布在负荷附近的清洁环保发电设施。分布式发电区别于传统集中发电、远距离传输、大互联网络的发电形式,一般均直接安装在负荷所在的中高压配电网中。适用对象是电、热、冷的区域集中用户,如商务中心、学校、医院、居民区等。小型、微型分布式能源站一般用于居民和独立商业机构的用户。大规模的分布式能源站一般进行热、电、冷三联产。

根据世界能源理事会(World Energy Counsil)的预测,为了满足能源需求和环境保护的要求,到2050 年全球能源结构至少将由8 种能源(即煤、油、气、生物质、风能与太阳能) 组成,其中任何一种能源的比例都不会超过30 %。因此,电力生产成为实现这种多元化能源结构的重要手段。历年来,我国走的是美国“大机组、大电厂、大电网”的路子,这种“大机组、大电厂、大电网”的路线如今在中国正遇到严峻的挑战,除了无法满足用电高峰的使用量之外,其不安全的弊端也日益明显。近年来,欧美地区发生的大面积停电事故,使人们对电力供应的可靠性、安全性提出了更高的要求,而分布式能源是解决上述问题的有效途径。分布式能源系统作为一种新型的能源供应理念与形式在世界上受到越来越多的关注,因其具有高效、清洁、环保等优势而拥有巨大的发展潜力,但它的推广应用与技术、政策、市场等各方面因素密切相关,因此在其发展的道路上还有诸多问题亟待解决与探讨。

1 国内外分布式能源站的发展概况

分布式能源站利用天然气可以达到很高的能量利用效率,在国外得到了非常快速的发展。分布式能源站技术从20世纪70年代末期以后发展起来,目前美国已经有6 000多座分布式能源站。美国政府计划在2010年20%新建商用或办公室建筑使用热、电、冷三联产,5%现有的商用写字楼、25%美国能源部的项目改用热、电、冷三联产。英国只有5 000多万人口,但是分布式能源站有1 000多座。

在中国,1998年美国的SOLAR透平公司就在上海的浦东机场和闵行中心医院做了试点工程。国家经贸委在2000年颁布的1268号文件明确表示,提倡和鼓励冷热电联产技术。国内的一些科研单位、高校、供电部门(如中科院、电科院、清华大学、安徽合肥工业大学、北京供电公司、北京燃气集团有限责任公司)等积极开展这方面的研究,有些已有工程及产品。如中科院在西藏建立了多座小型太阳能光伏发电系统(总量达420 kW)。另外,还开展了分布式能源的模型研究、分布式能源并网系统研究、储能产品的开发等。但我国目前尚无有关分布式能源的法规和并网运行规程,再加上资源、电价、可用设备、经济、技术和电力市场化等方面的制约,因而分布式能源的进展并不理想。因此,分布式能源站在我国尚处于新生事物,虽然科学界对其评价颇高,但在实际的项目中的进展并不顺利。

2 分布式能源站相对于集中供电方式的优势

a.节能。分布式能源系统是以热电冷联供为主要形式的多联产系统,有效的实现了能源的梯级利用,可使全系统燃料利用效率达到70%~80%。

b.环保。分布式能源系统采取天然气、轻油、可再生能源等清洁能源为燃料,动力设备本身,如燃气轮机、锅炉(换热器)等可达到较高的污染排放控制,比常规的分产能源供应设施更加环保。

c.经济可行。分布式能源系统建在用户附近,大大减少线损,减少大型管网和输配电的建设和运行的费用,对用户而言,比向电网购买高价电力和单纯使用高价天然气供热有更好的经济效益。

d.运行灵活。分布式能源系统采用性能先进的中小型或微型机组,具有较高的自动化控制水平和运行灵活性。

e.提高电网供电的安全性。分布式能源站可以参与电网调峰,必要时可输出无功功率,保护电网安全运行。在类似北美的大停电中作为独立发电机保证供电;正常情况下使用可降低多路供电的要求。

3 中国分布式能源站设计方案存在的问题

3.1 应合理设计负荷,使冷、热、电三产合理平衡

选定合理的负荷对实现经济性运转是非常必要的。上海闵行中心医院因为设计负荷过大,燃气轮机发电机组在低负荷工况效率急剧下降,最终闵行中心医院的设备只好停机。还有一些设备设计负荷过大,经济性不好,无法负担停机带来的设备维护和折旧成本,只好勉强开机。

除了合理设计总负荷之外,还需在冷、热、电三方面负荷上寻找到一个平衡点,实际工程中建筑物需热量和用电量不会相同,时常不同步,这对如何设计设备容量提出更高更难的要求。总体来说,设备的发电量要低于实际负荷,这样才能达到较高的经济性。要达到经济性要求,除科学的选择设备外,还要考虑如何处理多余的电和热的问题。在广东,电网允许分布式电站将多余的电量输入电网,然后采取某种标准做适当补偿。热量可以考虑通过与供暖管道互联的方式将多余热量卖与周边的用热单位。

目前煤气热力动力研究设计院、华北电力规划设计院、吉林电规院、清华大学、中科院都曾对许多分布式能源系统项目做出过方案。设计出的系统实际效率与设计效率相差很多,难以体现其经济性。在日本,分布式能源系统的容量利用率为60%~70%,中国仅有20%。

3.2 新的专业技术和运行管理理念

分布式能源站技术是一项边缘技术,需要具备暖通技术、发电技术、燃气技术、供配电技术、网络技术等的复合型人才。国内缺乏合适的人才,更缺乏必要的经验。分布式能源站有别于传统的能源站,要达到并网情况下的高效、安全运转,必须依靠高科技的网络技术和数据库技术设计管理系统来管理,这一点也经常被忽视。

3.3 并网问题

对于分布式能源站,需要国家明确能源政策导向,电网公司合作与支持。当然,小型分布式能源站的并网运行要考虑其对电网的冲击。一般要求机组容量需低于接入电网端变压器容量的1/3。现在某些省市供电局只批6 000 kW以下容量的机组,在并网时要求严格分开计量电网和分布式能源站的用电量,因此需要环形配电,多点设置计量电表。并网不售电是电网对分布式能源站的不合理要求。

4 分布式能源站的市场前景

4.1 政策面的支持不够

a.到目前为止,还缺少有力的政策对此项目推广起到支撑和推动作用,要将分布式能源站接入市网,需燃气公司与电网公司之间进行协商。

b. 大型的发电公司关注大型电厂的投资建设,对分布式能源这一分散、容量小、产值小的项目没有太大热情。

c.能否上网需到国家发改委报批,电网公司的态度是最终决定性的。

4.2 气价与电价比

对于天然气热电联产设备而言,气价/ 电价比

的迅速攀升会影响分布式热电联产技术的推广。随着天然气价格不断上涨,电力市场开放的负面结果(未计入环境成本)使电价偏低,热电设备运行的经济性难以维持。据调查,目前的分布式能源站的电价最低为0.50元/kW·h左右,上网还要另交高额的入网费,而内蒙古的电输到北京才0.30元/kW·h。现在普遍的做法是并网不售电,发电量不足时从电网取电。发电量超出时怎样处置发出来的多余电量是个棘手问题。

4.3 分布式能源站给电网带来不稳定因素

根据国外的经验,此类能源应占电网能源的20%左右。我国电网公司更多的是从安全角度考虑,对分布式电源审批造成一定阻力。

4.4 分布式能源站需要业主增量投资

由于分布式能源站容量小,过于分散,电网公司和电力公司一般不愿投资,增量投资通常需业主承担。例如:北京次渠3 000 m2建筑投资为360万元,燃气大楼3.2万m2投资为2 900万元,中关村软件园6.8万m2投资需4 000万元,大钟寺物流中心37万m2需投资9 339万元。

4.5 市场有逐步被启动的趋势

现在电力系统厂网分开之后,对分布式能源站而言,有了更好的发展机会,电网公司推广此项目的积极性比以前大。目前电力供应严重不足,业主会更倾向于考虑分布式能源的方案。中国的天然气田是陆相沉积,不像波斯湾地区的海相沉积,气田气量较少且分散式分布,因此在天然气产区非常适合发展分布式能源站。

分布式能源站设备的自动化、模块化程度高,维护非常方便,不需要专门的人员。由于采用计算机集中监控系统,自动化程度很高, 互补性比较强,可以根据实际需要合理分配电能热能,提高利用率,减少设备的备用容量,节省资金的投入。随着国家季节性电价调整政策的实施,分布式能源系统将显现出更大的优势。

5 结束语

随着人民生活水平的提高,能源消费日益增长,能源动力系统愈来愈向大容量、高度集中的模式发展。然而,分布式能源站作为集中供电不可缺少的重要补充,因其灵活的变负荷性、低的初投资、很高的供电可靠性、很小的输电损失和适合可再生能源等特点,必将在世界范围内得到更大规模发展。

参考文献

分布式能源站数据统计 篇3

关键词：分布式能源 冷热电联产 应用 发展

中图分类号：TK112 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）012-056-02

分布式能源（Distributed Energy Sources）是指分布在用户端的能源综合利用系统。分布式能源系统以小规模、模块化、分散式的方式布置在用户端或近用户端侧，将天然气、生物质能、太阳能、氢能和风能等其它可再生清洁能源作为一次能源，根据各类用户的不同能源需求，通过中央能源控制系统为其提供电、热、冷能，实现了能源梯级利用。天然气分布式能源，可实现冷、热、电联产，极大程度增加了能源利用效率，减少二氧化硫、粉尘等污染物排放量，降低碳排放浓度，改善地区环境。这些年来，在国家提倡节能减排的大环境大形势下，分布式能源项目得到了较快地发展。

1 工作原理

燃气冷热电三联供即CCHP（Combined Cooling，Heating and Power），是指以天然气为主要燃料带动燃气轮机或内燃机发电机等燃气发电设备运行，产生的电力用于满足用户的电力需求，系统所排出的废热通过余热回收利用设备向用户进行供热、供冷。经过对能源的梯级利用使能源的利用率从常规发电系统的40%左右提高到80%左右，能源梯级利用效率达到60%-80%，大量节约一次能源。因此说，燃气冷热电三联供系统是分布式能源的先进技术之一，也是最具实用性和发展活力的系统。典型的燃气冷热电三联产系统一般包括动力系统、发电机、余热回收装置、制冷或供热系统等组成部分，可针对不同用户的能源需求，灵活地采用多种多样的组织方式，系统配套方案的可选择范围较大。

燃气冷热电联产系统原理图如图1所示。

2 主要优点

2.1 节能和能源综合利用效率

天然气分布式能源站充分利用发电余热，实现了能源的梯级利用。同时分布式能源站就近满足用户的电热冷等能源需求，将大大降低输电线路和供热管网的损耗，能源综合利用率达80%以上，超过大型发电机组一倍以上。同时，大幅度降低了输电线路和供热管网的投资费用，将创造较高的经济效益。

2.2 环保效益

天然气是高效清洁能源，燃用天然气不会产生粉尘和灰渣，几乎没有SO2排放。此外，天然气成分中主要是CH4，烟气中CO2的排放也大大减少。如果采用低NOx燃烧器，NOx的排放也降到极低的程度。

2.3 提高供能安全性

分布式供能系统可与大电网互为补充和支撑，灵活分布，就近建设。对用户来说，在提高能源利用率的同时，相当于在常规的供能形式之外为用户增加了一路供电、供冷和供热的途径，提高了用户用能的安全性。

2.4 天然气调峰天然气

分布式能源系统调峰性能好，操作简单，可成为可中断、可调节的发电系统，对天然气和电力具有双重“削峰填谷”作用。根据天然气和电力的供给和需求，灵活调整系统出力既可缓解燃气供应的峰谷差，增强供气系统安全性，又能提高分布式能源系统的利用效率，大大节约电网以及天然气管网的运行成本。

3 存在的问题

3.1 国家各项支持政策有待明朗化

目前，国家有关部委尚未出台明确的“分布式能源项目发展规划”，其它诸如分布式能源项目的上网政策、电量收购政策、电价政策、税收优惠政策等与其相关配套支持的一系列政策均未出台，以致大部分投资方均处于圈地观望阶段，无实质进展。

3.2 天然气资源偏紧，价格偏高

以福建省为例，中石油西三线福建段全线建成投产后，预计未来气价在3.19元/标立方米至3.34元/标立方米之间，而中海油海气现货价更高于此价格，均不利于燃气分布式电站的发展。按照每标立方气发5度电估算，气电直接成本0.638～0.668元/千瓦时。每80标立方气产1吨供热蒸汽估算，蒸汽直接成本为255.2～267.2元/吨。电热成本均远高于煤电，若无补贴及政策，项目实难推广。

3.3 页岩气的开发前景尚不明朗

国内页岩气开发起步较晚，尚未掌握开采的核心技术，且国内地质较美国更复杂，页岩气埋藏深度更深，开发成本较高。同时页岩气开采需要大量淡水资源，而国内除南方地区外，大部分地区水资源相对匮乏，对大规模开采也形成一定的约束。

3.4 发电并网

目前，天然气分布式能源三联供系统的发电并网，并没有出台指导性的建议，没有规定，没有要求，没有建议，只是鼓励大家这样子去做，但是实际操作起来难度很大。

3.5 市场存在的问题

燃气三联供系统，需要专业化的系统集成公司开发和建设，这样的公司比较少，各个公司的水平也不一样；燃气内燃机的实用性和可靠性有些问题，不能和国外相比，其技术还需改进和提高；再就是缺少这方面的公司，服务质量跟不上去，而且燃气三联供系统的投入非常大，利润又因为很多原因，差异巨大。

4 燃气分布式电站的发展前景和机遇

从国家《重点区域大气污染防治“十二五”规划》和新近出台的《大气污染防治行动计划》来看，到2017年，基本淘汰10吨以下燃煤锅炉，禁止新建每小时20吨以下燃煤锅炉。包含海峡西岸的“三区十群”中的47个城市的燃煤锅炉项目要执行大气污染物排放限值。以上政策将逼迫新建企业采用集中供热，并推高现有自建锅炉企业的用热成本，同时随着未来国内页岩气技术的突破，天然气价格有一定下降空间，都将利于燃气分布式能源站项目的发展。

5 结语

我国人口众多，是一个能源资源相对贫乏的国家，能源资源人均占有量仅为世界平均水平一半左右。国家经济水平的日益提高，能源消费需求也保持快速增长，导致环境污染问题愈加严重，转变经济发展方式和实现低碳绿色经济已成为实现科学发展的必然要求。燃气冷热电三联供能源系统，为实现降低能源消耗，减少环境污染，加强能源安全起到了积极作用，对我国能源的可持续发展具有非常重要地意义。

参考文献：

[1] 周凤起.燃气冷热电三联供——天然气利用新方向[J].建设科技，2006（17）：33-35.

[2] 马悦，董舟.分布式能源系统的研究及配置方案分析[J].节能，2011（04）：15-19.

[3] 林鸣.分布式能源系统——冷热电联产[J].新疆化工，2010（04）：5-7.

分布式能源站数据统计 篇4

市场部 刘慧

分布式能源是指分布在用户端的能源综合利用系统。一次能源以气体燃料为主，可再生能源为辅，利用一切可以利用的资源；二次能源以分布在用户端的热电冷联产为主，其他中央能源供应系统为辅，实现以直接满足用户多种需求的能源梯级利用，并通过中央能源供应系统提供支持和补充。

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。建筑冷热电联产，是解决建筑冷、热、电等全部能源需要并安装在用户现场的能源中心，是利用发电废热制冷制热的梯级能源利用技术，能源利用效率能够提高到80％以上，是当今世界高能效、高可靠、低排放的先进的能源技术手段，被各国政府、设计师、投资商所采纳。

一、工艺流程

天然气分布式能源集燃气轮机、燃气内燃机、吸收式冷热水机、压缩式冷热水机、热泵、吸收式除湿机和能源综合控制等高新技术和设备于一体，通过对输入能量及内部能流根据热能品位进行综合梯级应用，以达到更高的能源利用率、更低的能源成本、更高的供能安全性和更好的环保性能等多功能综合目标。技术工艺路线根据介质做功方式不同分为燃气轮机工艺系统和内燃机工艺系统。

二、项目优势 1.减少能源输送损耗

集中输配电系统，线损达6-10%，而分布式能源系统就近用户建立，避免集中供能的线路损耗。也无需建设配电站。

2.可根据热或电的需求进行热电比的变化调节从而增加年设备的利用小时 3.土建和安装成本低

4.各电站相互独立，不受大规模停电事故影响 5.实现能源的梯级利用

由于兼具发电、供热等多种能源服务功能，分布式能源可以有效地实现能源的梯级利用，达到更高能源综合利用效率

6.平衡冬夏季峰谷差

采用燃气多联供系统：夏季增加燃气使用量，减少夏季电空调的电负荷；同时系统的自发电也可以降低大电网的供电压力。因此对燃气和电力起到了削峰填谷作用，有利于能源的整体平衡，节约社会投资，实现资源配置最优化。

7.降低污染物排放

因采用天然气做燃料，故可减少有害物的排放总量，减轻环保的压力；1方天然气的热值为1Kg煤热值的1.4倍，而CO2排放仅为煤的65%。

同时大量的就近供电减少了大容量远距离高电压输电线的建设，由此不但减少了高压输电线的电磁污染，也减少了高压输电线的征地面积和线路走廊，减少了对线路下树本的砍伐，有利于环保。

三、项目筛选 1.大型城市园区

主要针对100万平米以上的规划或新建工业园区类客户。标志性项目如新奥已建设的中德生态园。

2.中型综合体

主要针对10-100万平米左右的对集中供冷、供热有较大需求的房地产多功能区、城市综合体等。标志性项目如长沙黄花机场项目、上海智城项目。

3.单体建筑

主要针对10万平米左右的大型公建、医院、交通枢纽等。标志性项目如亭湖医院。

4.工业企业

主要针对年均有6000小时以上稳定热（冷）电负荷的过程型工业企业。

四、分布式能源政策

1.2011年10月9日，国家发展改革委员会、财政部、住建部和能源局四部委共同发布了《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，为天然气分布式能源的发展创造了较好的外部环境，标志着我国天然气分布式能源发展将进入快车道。

2.2012年7月10日，发改委下发《关于下达首批国家天然气分布式能源示范项目的通知》，公布了首批4个示范性项目，在大力发展天然气分布式能源的征程上迈出了重要的一步。

3.2012年10月31日，发改委公布《天然气利用政策》，将天然气分布式能源划为“优先类”用气项目，明确提出鼓励发展天然气分布式能源。

4.2013年1月23日，国务院发布《能源发展“十二五”规划》，再次提出要积极发展天然气分布式能源。

5.2013年3月19日，上海人民政府办公厅发布《上海市天然气分布式供能系统和燃气空调发展专项扶持办法》对分布式供能项目按照1000 元/千瓦给予设备投资补贴，对年平均能源综合利用效率达到70%及以上且年利用小时在2000 小时及以上的分布式供能项目再给予2000元/千瓦的补贴。每个项目享受的补贴金额最高不超过5000 万元。对燃气空调项目按照200 元/千瓦制冷量给予设备投资补贴。

燃气供应企业要优先保障天然气供应，实施优惠气价，如遇上游天然气门站价格调整，实行上下游价格联动调整。

6.2014年1月28日，长沙市人民政府办公厅发布《长沙市促进天然气分布式能源发展暂行办法》补贴标准为3000元/千瓦，每个项目享受的补贴金额最高不超过5000万元。

五、行业存在的问题

我国天然气分布式能源发展还存在不少问题，其中包括技术、经济、市场及运营管理等方面的障碍，比如用户认知度问题、设备国产化问题、并网问题、部分地区气源问题等，但核心仍是价格问题，具体可归纳为几个方面。

1.政策风险大、燃料价格高

政策不具体，致使落实不到位。目前，国家层面及地方政府均陆续出台了鼓励天然气分布式能源发展的支持政策，提出了发展目标及措施，但因没有具体的实施细则或相关利益关系没有捋顺，牵扯到如税收优惠政策、天然气价格折让、上网电价、电力直供等问题而无法落到实处。由于国家政策没有强制执行标准，分布式能源战略风险、市场风险很高。

分布式能源项目的发电输送电模式与现行的《电力法》有相违背之处。目前已投或在建项目，面临的最大阻碍仍是电力“并网”问题。目前已经建成运营的天然气分布式能源项目所发电量多是自发自用，不由电网公司统一调度，且电价一般是由项目公司与用户之间协商。

再者，天然气分布式能源系统所需要的技术含量非常广泛，最核心的是发电设备。分布式能源站目前的技术设备主要包括燃气轮机、余热锅炉、压缩式制冷、吸收式制冷、蓄冷蓄热设备以及控制系统和设备。所有这些硬件设备当中，目前国内在技术上还跟国外有较大差距，缺乏具有自主知识产权的先进技术。

2.市场环境待培育

天然气分布式能源产品尚未进入真正的市场经济。天然气分布式能源所生产的产品——电、热和冷等能源，尽管已被广泛认知是商品，但未实行真正的市场定价，其出厂价格则由政府定价或政府指导定价，所以当上游原料、人工成本上涨时，下游电价、热和冷价不动，势必会带来较大的矛盾。

3.企业运营存制约

天然气分布式能源企业自身运营存在的制约因素主要体现在投资成本大、回收期限长、设备运行以及燃料成本过高等方面。

固定投资成本方面，我国目前还难以实现分布式能源成套设备自主生产，关键设备和控制系统尚需进口。尽管进口设备的价格在逐年下降,但仍维持在较高水平。较高的设备成本是阻碍分布式能源广泛推广的一个重要原因。同时，由于本地化的工程师与高级技工比较稀缺, 天然气分布式能源项目安装成本的变化范围也很大，特别是对一些不太成熟的技术，安装成本可占其设备成本的30%。

运行与维护成本方面。因为分布式能源是新技术,有管理和维护经验的当地工程师及高级技工较少，运行维护设备的人工成本不可小视，同时由于主机是进口设备,定期检查、替换、维修系统部件及易耗品价格也不菲。以我公司调研的戚墅堰电厂为例，企业有2台设备进行热电联产供能，而这两台设备因供热价格较高所以供热量极其有限，据企业相关人员介绍，这2台机组的年盈利几乎都支付了机组的运维费用。

六、未来发展

发达国家分布式能源发展迅猛。发达国家政府通过规划引领、技术支持、优惠政策以及建立合理的价格机制和统一的并网标准，有效地推动分布式能源的发展，分布式能源系统在整个能源系统中占比不断提高，其中欧盟分布式能源占比约达10%。

我国分布式能源起步较晚，主要集中在北京、上海、广州等大城市，安装地点为医院、宾馆、写字楼等，由于技术、标准、利益、法规等方面的问题，主要采用“不并网”或“并网不上网”的方式运行。

分布式能源技术是未来世界能源技术的重要发展方向，它具有能源利用效率高，环境负面影响小，提高能源供应可靠性和经济效益好的特点。分布式能源是最能体现节能、减排、安全、灵活等多重优点的能源发展方式。因此，国内优秀的分布式能源行业企业愈来愈重视对行业市场的研究，特别是对公司发展环境和需求趋势变化的深入研究。

随着我国智能电网建设步伐加快，必将有效应对分布式能源频繁和不稳定的电压负荷，解决分布式能源并网技术难题。此外，我国已经有多家分布式能源专业化服务公司，大部分已建项目运行良好，天然气分布式能源在我国已具备大规模发展的条件。

中国电力能源分布浅析 篇5

一、大型煤电基地分布

（一）山西煤电基地

山西是我国传统煤炭产区，包括晋北、晋中、晋东三个国家规划建设的大型煤炭基地，已探明保有储量2663亿吨。结合煤炭资源储量、生态环境等方面因素考虑，山西煤炭产区生产规模可达9亿吨/年。

山西水资源总量为123.8亿米3/年，多分布在盆地边缘及省境四周。未来山西煤电基地用水主要通过水利工程、城市中水和坑排水利用等方式满足，原则上不取用地下水。在采取节水、充分利用二次水源等措施后，预计2020年发电可用水量可达到7.10亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机容量约1亿千瓦。在满足本地电力需求的前提下，山西煤电基地外送规模2015年约2620万千瓦，2020年约4100万千瓦。

（二）陕北煤电基地

陕北煤炭产区煤炭储量丰富，煤质量优良，已探明保有储量1291亿吨，包括神东、榆神、榆横、府谷四个矿区，煤炭规划生产规模合计可达到4.55亿吨/年。随着煤炭资源勘探的进一步深入，各矿区生产规模还可进一步加大。

陕北地区位于我国西北黄土高原，河川径流较小，供水设施缺乏。综合规划水利工程、城市中水利用、矿井排水利用、黄河干流引水工程等水源供给能力分析，结合各项节能设施，陕北煤炭产区未来水资源供需可以得到平衡。煤炭基地用水近期以区内水源为主，远期通过黄河干流引水工程解决。预计2020年发电可用水量为1.48亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，陕北煤炭基地可开发电源装机容量约4380万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陕北煤电基地外送规模2015年约1360万千瓦，2020年约2760万千瓦。

（三）宁东煤电基地

宁东煤炭产区煤炭已探明保有储量309亿吨，储量较为丰富，主要矿区煤质优良，开发技术条件较好。根据现有矿区资源条件，宁东煤炭产区规划生产规模达到1.35亿吨/年。

宁东煤炭产区位于银川市黄河以东，取水较为方便，宁东供水工程可以为用水企业提供可靠的水资源供应。宁东煤炭产区工业项目用水指标主要通过水权转换方式取得。根据宁夏回族自治区黄河水权转换规划，引黄灌区向工业可转换水量指标主要用于宁东基地项目，其中配置到电力的转换水量指标可达1.67亿米3/年，煤电基地建设所需水资源可以得到保证。

综合考虑煤炭和水资源，宁东煤电基地可开发电源装机容量约4880万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，宁东煤电基地外送规模2015年约1400万千瓦，2020年约1840万千瓦。

（四）准格尔煤电基地 准格尔煤炭产区煤层平均厚度达29米，已探明保有储量256亿吨，大部分为褐煤和长焰煤。根据各矿区的生产能力规划，准格尔煤炭产区生产规模可达到1.4亿吨/年。

准格尔地区水资源总量为3.6亿米3/年。煤电基地用水主要通过地下水开采、黄河干流引水、城市中水利用解决。根据对全社会水资源供需平衡分析，准格尔煤炭产区发电可用水量2020年可达到1.78亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，准格尔煤电基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准格尔煤电基地外送规模2015年约3000万千瓦，2020年约4340万千瓦。

（五）鄂尔多斯煤电基地

鄂尔多斯煤炭产区煤炭已探明保有储量560亿吨，水资源总量25.8亿米3/年，发电可用水量2020年可达到1.81亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，鄂尔多斯煤炭基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，鄂尔多斯煤电基地外送规模2015年约240万千瓦，2020年约480万千瓦。

（六）锡盟煤电基地

锡盟（锡林格勒盟）位于内蒙古中部，煤炭资源储量丰富，已探明保有储量484亿吨。煤质以褐煤为主。锡盟煤电普遍具有煤层厚、结构稳定、开采条件好的特点，适合大规模露天开采，开发成本较低。根据资源条件估算，锡盟煤炭产区生产规模可达3.4亿吨/年。

锡盟煤炭产区水资源总量26.1亿米3/年。未来，通过建设水利工 程、加大城市中水和矿区排水利用等措施，锡盟地区可供水量可望有加大增加。根据对全社会水资源供需分析，预计2020年发电可用水量可达到1.52亿米3/年。

结合考虑煤炭和水资源，锡盟煤电基地可开发电源装机容量约5000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，锡盟煤电基地外送规模2015年约1692万千瓦，2020年约3012万千瓦。

（七）呼盟煤电基地

呼盟（原呼伦贝尔盟）煤炭产区煤炭已探明保有储量338亿吨，以褐煤为主，大部分资源适合露天开采，具备成为大型煤电基地的条件。根据现有资源条件估算，呼伦贝尔煤炭产区生产规模可达到1.56亿吨/年。

呼伦贝尔地区水资源较为丰富，水资源总量127.4亿米3/年。发电可用水量较为充足，2020年预计可达到1.24亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，呼盟煤电基地可开发电源装机容量约3700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，呼盟煤电基地外送规模2015年约1100万千瓦，2020年约1900万千瓦。

（八）霍林河煤电基地

霍林河煤炭产区煤炭已探明保有储量118亿吨，以褐煤为主，埋藏浅、煤层厚、结构简单，适应露天开采，煤炭生产规模可达到8000万吨/年以上。

霍林河煤炭产区水资源总量约2.4亿米3/年。通过加强水资源保护开发、兴修水利工程、坚持开源和节流并重、充分利用矿区疏干水 等措施，预计2020年发电可用水量可达到0.42亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，霍林河煤电基地可开发装机容量约1420万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，霍林河煤电基地外送规模2015年约360万千瓦。

（九）宝清煤电基地

宝清煤炭产区是黑龙江省重要的资源产区，已探明保有储量52亿吨，均为褐煤。根据各矿区煤炭资源条件和建设规划估算，宝清产区煤炭生产规模可达到6500万吨/年。

宝清地区水资源总量34.6亿米3/年，可为宝清煤电基地供水1.5亿米3/年，区域外松花江干流水资源可利用量为0.73亿米3/年，发电可用水量较为充足，水资源供给能力完全能够满足煤电基地建设要求。

综合考虑煤炭和水资源，宝清煤电基地可开发装机容量约1200万千瓦。在满足本地区电力需求的前提下，宝清煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。

（十）哈密煤电基地

新疆哈密地区煤炭资源丰富，已探明保有储量373亿吨，煤层浅，开采技术条件好，未来哈密地区煤炭生产规模可达到1.8亿吨/年，并有进一步增产潜力。

哈密地区水资源总量5.7亿米3/年。根据当地水资源利用规划，到2020年前哈密将建设乌拉台等多个水库增加供水。水资源经全社会综合配置平衡后，2020年发电可用水量可达到0.62亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，哈密煤炭基地可开发电源装机容量超过2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，哈密煤电基地外送规模2015年约2100万千瓦。

（十一）准东煤电基地

新疆准东地区煤炭已探明保有储量789亿吨，煤层赋存浅、瓦斯含量低，开采技术条件好。根据准东能源基地建设规划，2020年煤炭生产规模可达到1.2亿吨/年。

准东地区水资源总量13.9亿米3/年。通过引额（额尔齐斯河）济乌（乌鲁木齐）工程及“500”水库东延供水工程进行跨流域调水，可以解决准东煤电基地的用水问题。2020年发电可用水量约0.84亿米3/年。

综合考虑准东煤炭产区经济社会的可持续发展及煤炭资源、水资源的合理利用，准东煤电基地可开发装机容量约3500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准东煤电基地外送规模2015年约1000万千瓦，2020年约3000万千瓦。

（十二）伊犁煤电基地

新疆伊犁煤炭产区煤炭已探明保有储量129亿吨，煤层埋藏浅，易于开采。根据煤炭产区的资源条件，可以建成年产量上亿吨的煤炭采区。

伊犁煤炭产区水资源总量170亿米3/年，水资源丰富。考虑全社会各行业用水需求后，发电可用水量2020年可达到3亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，伊犁煤电基地可开发电源装机容量约 8700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，伊犁煤电基地2015年后开始向外送电，2020年外送规模约1000万千瓦。

（十三）彬长煤电基地

彬长煤炭产区位于陕西省咸阳市西北部，已探明保有储量88亿吨。根据资源禀赋、开发现状及技术条件，彬长煤炭产区煤炭生产规模可达4000万吨/年。

彬长地区水资源总量为15.1亿米3/年。根据陕西省对省内河流流域水资源的开发利用规划，未来将建设多个水资源工程，主要用于解决居民生活和彬长矿区的工业用水。考虑矿区排水的循环利用，彬长地区发电可用水量2020年能够达到0.42亿米3/年。

综合考虑煤炭资源和水资源，彬长煤电基地可开发装机容量约1400万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，彬长煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。

（十四）陇东煤电基地

甘肃陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南边缘，区域内煤炭资源丰富、煤质优良、分布集中、赋存条件好，已探明煤炭保有储量142亿吨，规划产能超过1亿吨/年。

陇东地区水资源总量为12.5亿米3/年，属相对缺水地区。为解决水资源匮乏问题，甘肃省计划结合陇东能源基地煤炭开发，修建多项水利供水工程，并充分利用城市污水处理厂的中水及煤矿疏干水，科学合理配置水资源，保障火电、化工项目用水需求。预计到2020年，发电可用水量能够达到0.79亿米3/年。综合考虑煤炭资源和水资源，陇东煤电基地可开发装机容量约2660万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陇东煤电基地外送规模2015年约400万千瓦，2020年约800万千瓦。

（十五）淮南煤电基地

淮南煤炭产区煤炭已探明保有储量139亿吨，具有煤层厚度和分布集中的特点，开采煤层厚度平均20-30米。矿区内水系丰富，水资源总量58.0亿米3/年，煤电基地用水主要来自淮河干支流，发电可用水量较为充足。

综合考虑煤炭和水资源，淮南煤电基地可开发电源装机容量约2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，淮南煤电基地外送规模2015年约1320万千瓦。

（十六）贵州煤电基地

贵州煤炭产区煤炭已探明保有储量549亿吨，水资源总量超过1000亿米3/年，发电可用水充足。随着贵州用电需求的快速增长，贵州煤电基地所发电力主要在本身范围内消纳。

二、大型水电基地分布

（一）金沙江水电基地

金沙江领域面积47.32万公里2，约占长江全流域面积的26%。金沙江水力资源极为丰富，理论蕴含量约占长江总蕴含量的42%，占全国总量的16.7%。

金沙江流域共规划25级电站，装机总容量7632万千瓦。其中上游13级电站，规划装机容量1392万千瓦；中游8级电站，规划装机 容量2090万千瓦；下游4级电站，规划装机容量4170万千瓦；根据金沙江水电基地建设规划，预计2020年投产装机规模达到6160万千瓦，2030年达到7352万千瓦。

（二）雅砻江水电基地

雅砻江地处青藏高原东南部。流域面积约13.6万公里2，天然落差3830米，蕴藏水能资源丰富，技术可开发容量3461万千瓦。雅砻江水能资源具有水量丰沛、大型电站多、水电开发淹没损失小、整体调节性能好等特点，开发前景较好。

雅砻江流域共规划22座电站，装机总容量2906万千瓦。其中上游11级电站，规划装机容量280万千瓦；中游6级电站，规划装机容量1156万千瓦；下游5级电站，规划装机容量1470万千瓦。根据雅砻江水电基地建设规划，预计2020年投产装机容量达到2460万千瓦，2030年达到2606万千瓦。

（三）大渡河水电基地

大渡河是长江上游岷江水系的最大支流，流域面积约7.7万公里2，干流全长1062公里，天然落差4175米，蕴藏水能资源丰富。大渡河流域共规划27级电站，装机总容量2673万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2300万千瓦，2030年达到2673万千瓦。

（四）怒江水电基地

怒江发源于西藏唐古拉山南麓，经我国西藏和云南后进入缅甸。我国境内流域面积13.8万公里2，干流天然落差4848米，水量丰沛稳定，水电开发的地形地质条件好，移民较少。怒江流域共规划25级电站，装机总容量3639万千瓦。其中上游12级，规划装机容量1464万千瓦；中游9级，规划装机容量1843万千瓦；下游4级，规划装机容量332万千瓦。预计2020年投产装机容量达到468万千瓦，2030年达到2639万千瓦。

（五）澜沧江水电基地

澜沧江发源于唐古拉山北麓，流经我国青海、西藏、云南后进入老挝。我国境内流域面积16.4万公里2，天然落差约4695米。

澜沧江流域共规划22级电站，装机总容量3198万千瓦。其中上游13级，规划装机容量1552万千瓦；中游5级，规划装机容量811万千瓦；下游4级，规划装机容量835万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2600万千瓦，2030年达到3158万千瓦。

（六）雅鲁藏布江水电基地

雅鲁藏布江是西藏最大的河流，也是世界上海拔最高的河流，干流全长2075公里，流域面积约24.0万公里2。雅鲁藏布江干流水电/水能资源技术可开发量8966万千瓦，其中下游河段占95%。预计2030年前后进入集中开发阶段。

三、大型风电基地分布

（一）酒泉风电基地

酒泉地区风能资源丰富，风能技术可开发规模约4000万千瓦，主要集中在瓜州、玉门和马鬃山地区。规划到2015年酒泉风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2000万千瓦，2030年达到3200万千瓦。酒泉风电在充分利用西北主网风电消纳能力后，部分需要外 送东中部负荷中心地区消纳。

（二）哈密风电基地

哈密风电基地位于新疆三塘湖——淖毛湖风区和哈密东南部风区，技术可开发量约6500万千瓦。规划到2015年哈密风电基地装机容量达到500万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。哈密风电除小部分在本地消纳外，大部分需要外送到东中部负荷中心地区消纳。

（三）河北风电基地

河北省风能资源主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区。规划到2015年，河北风电基地装机容量达到1100万千瓦，2020年达到1600万千瓦，2030年达到1800万千瓦。河北风电优先考虑在京津唐电网及河北南网消纳，剩余部分考虑在更大范围内消纳。

（四）蒙西风电基地

蒙西风电基地主要位于内蒙古自治区的乌兰察布市、锡林郭勒盟、巴彦淖尔市、包头市、呼和浩特市等地，技术可开发量约为1.07亿千瓦。规划到2015年，蒙西风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2700万千瓦，2030年达到4000万千瓦。蒙西风电优先在蒙西电网和华北电网消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（五）蒙东风电基地

蒙东风电基地位于内蒙古自治区的赤峰市、通辽市、兴安盟和呼伦贝尔市境内，技术可开发量约为4300万千瓦。规划到2015年，蒙 东风电基地装机容量达到700万千瓦，2020年达到1200万千瓦，2030年达到2700万千瓦。蒙东风电优先送电东北电网，剩余部分在更大范围内消纳。

（六）吉林风电基地

吉林省风能资源主要分布在中西部平原的白城（含通榆）、四平、松原等地区。规划到2015年，吉林风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2700万千瓦。吉林风电首先在省内和东北电网范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（七）江苏沿海风电基地

江苏省风能资源储量主要集中在沿海滩涂和近海域。规划到2015年，江苏沿海风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。考虑华东电网调峰支援，江苏风电主要在本省范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（八）山东沿海风电基地

分布式能源站数据统计 篇6

2014年6月25-26日，2014中国（上海）分布式能源发展与技术合作论坛在上海斯波特大酒店隆重召开，本次论坛由上海产业技术研究院、上海市节能工程技术协会主办，上海新能源科技成果转化与产业促进中心、上海市能源研究所、上海创新节能技术促进中心、上海市电子电器技术协会承办，以分布式能源曙光在中国为主题，从政策与市场、技术与应用、锅炉节能改造、交流与合作四个方向进行了热烈而深入的研讨。

政府各相关部门和企业、园区、业主单位；分布式能源相关技术和设备制造企业；分布式能源勘察设计、承包和工程施工单位及各类新能源企业和高校科研院所专家等共近260人共聚一堂，以本次论坛为契机探索建立一个分布式能源技术创新和产业对接的上海分布式能源产业技术创新战略联盟，共同推动分布式能源产业各方资源的交流与合作。

分布式能源站数据统计 篇7

关键词：化学水处理,综合系统,联合布置,节省占地投资

节约用水是我国一项长期的基本国策, 燃气分布式能源站的水资源论证批复通常要求采用城市污水处理厂的再生水, 促进水资源的高效利用和环境保护。

城市再生水作为循环水系统补水的深度处理和能源站化学水相关的锅炉补给水及热网补充水处理系统、循环排污水处理系统及工业废水处理系统整合成一个水处理岛的设计思路符合建设节约型企业的理念。

工艺设计优化过程需综合考虑合并相同功能的设备并集中配电、控制、现场化验、压缩空气等辅助设施, 缩短各系统之间的输送管道、电气和热控专业输送至各系统的厂区电缆, 降低了泄漏事故率和检修率, 使水岛方案具有更为简便的运行操作管理。

1 工程概况

某燃气分布式能源站规划装机容量4×2 0 0 MW级燃气-蒸汽联合循环供热机组, 分二期建设, 一期工程建设2×200 MW级机组。

循环水补充水水源为:城市再生水, 水质满足《城镇污水处理厂污染物排放标准》 (GB 18918-2002) 一级A标准, 如表1所示。

根据循环水运行工况, 再生水石灰软化处理水量为330 t/h, 循环水旁流石灰软化系统处理水量为200 t/h。循环水旁流处理出水80 t/h作为锅炉补给水处理系统水源, 其余返回循环水系统。循环水经旁流处理后浊度<5NTU、p H:7~8.5、甲基橙碱度 (以Ca CO3计) <200mg/L[1]。

锅炉补给水水源采用经石灰软化后的循环水排污水。锅炉补给水量14 t/h。补水水质标准为:硬度≈0μmol/L、二氧化硅≤20μg/L、电导率 (25℃) ≤0.2μs/cm[2]。

2 化学水处理系统工艺方案的选择

该厂全部使用再生水作为电厂的补充水, 根据再生水的水质特点, 结合全厂水量平衡, 在处理工艺及布置上要求统一规划以增加设备的公用性、减少设备投资。预留二期的设备扩建位置。

2.1 方案一:综合系统

综合系统是将循环水石灰软化系统、循环水排污水石灰软化系统、锅炉补给水处理系统及热网补充水处理系统等组成同一系统进行综合设计的方案。其核心原则是统一考虑整个化学水系统的水量水质, 实现逐级用水和系统备用的目标。

综合系统的主要流程如图1所示。

2.2 方案二:独立系统

独立系统是将循环水石灰软化澄清过滤系统与锅炉补给水处理系统独立运行。其工艺流程如图2所示。

2.3

综合系统与独立系统优缺点对比表 (见表2)

2.4

综合系统与独立系统主要设备投资对比表 (见表3)

3 化学水处理系统布置方案的选择

3.1 方案一:集中布置

集中布置方案即将锅炉补给水及热网补充水处理、循环水补水石灰软化澄清过滤处理、循环水排污水旁流过滤处理、工业废水处理4个系统的设备和设施按照功能的要求合并同类项后, 集中布置在一个综合性的化学水处理区域内, 在布置一期设备的同时, 考虑到二期扩建新增设备, 预留相应扩建新增设备位置。具体布置如下。

PCF过滤器、活性炭过滤器、超滤装置、一级反渗透装置、二级反渗透装置、EDI装置、石灰筒仓、脱水机、二氧化氯发生装置、主要水泵及加药设备等布置在室内;各类水箱、盐酸贮存罐、硫酸贮存罐、凝聚剂储存罐、酸洗废水池、回收水池、软水池、超滤水箱、一级淡水箱、除盐水箱、机械加速澄清池等布置在室外。

3.2 方案二:分散布置

分散布置即将上述各系统分别布置在不同的区域内, 各系统分别预留二期扩建场地。

3.3 集中布置与分散布置的综合对比表

集中布置与分散布置的各项性能指标详见综合对比表 (见表4) 。

电气设计方面, 对水处理岛内中水处理系统、锅炉及热网补给水处理系统、工业废水处理系统和其他电厂水处理系统的75 k W以下小负荷电机列入M C C段, 设置在各单元就地, 对大于75 k W的设备将考虑由主厂房电气配电间的PC段统一配电, 减少各单元变压器设备和就地电气配电间。控制方面, 可以整合为水网集中控制系统, 采用一个控制室进行集中控制, 便于运行管理, 可以节省建筑费用[3]。

4 结语

从表3可以看出, 综合系统较独立系统相比节省占地945 m2、节省设备投资74.3万元, 且综合系统相比独立系统具有系统简单、碳酸盐浓缩倍率低、设备公用率高、运行管理方便等优点, 采用综合系统更加安全可靠、经济合理。化学水综合处理系统集中布置比分散布置共节约占地453.4 m2、节约建筑面积115 m2、节约投资61.3万元, 而且减少运行人员、方便运行管理等。因此该项目将再生水、循环水旁流水的石灰软化处理系统综合设计, 并将处理设施集中布置的方案更加合理。

参考文献

[1]GB50050-2007工业循环冷却水处理设计规范[S].

[2]GB/T12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量[S].