北京燃气集团控制中心大楼热电冷联产能源岛.doc

北京燃气集团控制中心大楼热电冷联产能源岛1、概述： 2000年由国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部和国家环保总局联合下发了关于发展热电联产的规定。这是贯彻中华人民共和国节能法，实施可持续发展战略、落实环保基本国策和提高资源综合利用效率的重要行政规章。 规定再次明确了国家鼓励发展热电联产的政策，支持发展以天然气为燃料的燃气轮机热电冷联产项目，特别强调了国家积极支持发展小型燃气机组组成的热电联冷产系统。 目前，北京、天津等地正在积极利用陕甘宁天然气资源，上海、江苏和浙江等地也正在开拓西气东输工程实施后的天然气市场，这些都为发展小型燃气轮机及小型燃气内燃机热电联产提供了机遇。世界各国的实践表明，发展能源梯级利用的小型热电冷联产是合理、高效利用天然气资源的最佳手段，对于改善环境、消化因燃料调整带来的成本增加，都是最好的解决方案之一。 为响应国家关于环境保护的要求，改善首都及周边地区的大气质量，开拓天然气的合理、高效用途，拟在北京燃气集团调度大楼项目中，建设以天然气为燃料的燃气热电冷系统，以替代目前常规的燃气锅炉采暖和电力空调制冷系统，缓解夏季制冷用电高峰，平衡天然气利用。本项目是北京市燃气集团在天然气利用方面的一个示范工程，也是对清洁能源高效、综合利用的高科技示范工程，将为优化我国大中城市区域、楼宇供能系统和治理大气环境污染提供宝贵的经验。2、项目名称： 燃气集团调度大楼热、电、冷三联供示范工程，北京煤气-热力设计研究院简称为：燃气集团调度大楼发电机房工程。由于楼宇热电冷联产是一个相对比较独立的综合能源系统，根据国际惯例，建议称之为：能源岛系统（以下简称：能源岛 ）。3、项目依据： 根据北京市燃气集团的要求，北京燃气热力设计院编制了一个北京燃气集团调度大楼发电机房工程方案。根据北京燃气集团和北京燃气热力设计院要求，我们在上述方案的基础上研究、编制了三个方案。如下：1、燃气轮机-余热锅炉-蒸汽溴化锂吸收式空调机；2、燃气轮机-余热 / 直燃溴化锂吸收式空调机；3、燃气内燃机-并联型余热 / 直燃溴化锂吸收式空调机。4、项目概况：燃气集团调度大楼，位于官园青年宫北侧，大楼建筑面积31800m2，地上十层，地下二层。是北京市天然气管网监控和调度的中心。同时也是为使用天然气用户提供报装、报修、IC卡结算中心以及辅助办公等多功能的服务大楼。为满足本建筑的用电、冬季采暖及夏季空调制冷的需要，拟建设以天然气为燃料的燃气发电、供热、供冷-三联供的示范工程。根据中国电机工程协会热电专业委员会王振铭秘书长的建议，本工程能源配置的原则是以基荷电力定容量，不足电力从电网补充，不足热量补燃解决和电力并网不上网。因此燃气发电装置的功率选择，最好接近或小于大楼要求的电力，并具有较大的调节灵活性。可供选择的燃气发电装置是小型燃气轮机或燃气内燃机。燃气轮机是可燃用气体或液体燃料，燃气内燃机是仅可燃用气体的发电动力装置。两种发电装置各有特色，燃气内燃机的发电效率较高（一般可大于30%）但热电比较小（1），而燃气轮机的发电效率相对较低（一般不超过25%），但热电比较大（大约为2到3）。5、设计依据：5.1、本工程的电、热、冷负荷根据北京建筑设计院提供的数据指标为极限需求，但根据北京地区的实际运行情况，以下列数据作为建议值： 设计指标 序号项目建筑面积指标负荷预计适用指标预计适用负荷单位M2W/M2kWW/M2KW1热3180090286260-7022262冷3180087276770-8025443电3180080254430-4012724生活用水31800395.4395.45.2、运行小时： 预计设备利用时间 季节单位周期天数工作天数日利用小时实际利用时间冬季采暖期hrs11.1-3.31151105101050夏季制冷期hrs5.15-9.151238810880春秋非采暖制冷期hrs4.1-5.14/9.16-10.31915810580总计hrs3652511025105.3、电价热价的确定：5.3.1、电网电价计算： 根据北京市工业峰谷差电价规定，高峰为0.835元/kWh，平峰为0.502元/kWh，低谷为0.19元/kWh。预计每天有8小时在高峰用电，2小时在平峰用电。 电价计算时段电价利用时间单位元/kWhhrs高峰0.8358平峰0.5022平均0.7684105.3.2、热价计算：5.3.2.1、根据北京市天然气供热采暖收费规定，采用天然气小型燃气锅炉采暖的收费为： 热费确定值 项目单位数值标准热价元/M3/a35采暖周期days131hrs3144供暖标准W/M358Kcal/M350热价元/MW191.9元/Mcal223.25.4、天然气热值与单价：5.4.1、天然气热值：35169.12kJ/Nm3( 8400 kcal/Nm3 )。5.4.2、陕甘宁天然气成分及特性具体成分如下： 燃气储份分析表 项目单位组成数值甲烷%CH495.9494乙烷%C2H60.9075丙烷%C3H80.1367硫化氢%H2S0.0002二氧化碳%CO23.000水%H2O0.0062高位热值MJ/Nm339.0051低位热值MJ/Nm335.1597密度Kg/Nm30.7616比重0.589动力粘度U10-40.1056运动粘度V10-40.1385爆炸上限%5.10爆炸下限%15.365.4.3、天然气单价：1.4元/Nm36、装机方案：6.1、燃气轮机方案：6.1.1、根据第4条，工程根据以基荷电力定容量，不足电力从电网补充，不足热量补燃解决和并网不上网 原则，建议选用一台1000kW级发电设备，由于国内使用最多的小型燃气轮机主要是索拉（ Solar ）透平公司的产品，资料充分，所以燃气轮机以Solar Turbines生产的Saturn20机组技术数据作为设计依据。 Solar Saturn20 燃气轮机技术指标（ISO工况）项目单位技术指标发电出力KW1177燃料耗量GJ17.45单位燃耗%24.28发电效率KJ/kWh14825.83排烟温度512.7烟气流量KG/hrs22918余热回收量KW2474热电综合效率%75.32长MM5980宽MM2200高MM2180重KG9980Saturn 20 CHP 热、电供应能力 日间平均温度02820燃机发电出力KWh117010671152平米电量w/M2373436燃机供热出力KWh23582140平米热量w/M270796.1.2、燃气轮机前置循环余热利用方案：6.1.2.1、燃气-蒸汽联合循环热电联产方案，即：燃气轮机-余热锅炉-蒸汽溴化锂吸收式空调机方案（方案）。该方案是由燃气轮机首先利用天然气发电，将烟气中的余热通过余热锅炉回收转换成蒸汽利用，冬季依靠热交换器转换热水采暖，夏季依靠蒸汽溴化锂吸收式空调机制冷。 本方案还需要一台小型蒸汽锅炉提供冬季、夏季燃气轮机不运行时段的采暖、制冷，以及安全备用。 6.1.2.2、 燃气轮机-余热 / 直燃溴化锂吸收式空调机联合循环方案（方案）。该方案也是由燃气轮机首先利用天然气发电，所不同的是将烟气中的余热直接通过余热 / 直燃溴化锂吸收式空调机收转利用，冬季转换热水采暖，夏季转换冷水制冷。 设备淘汰了方案I 的余热蒸汽锅炉和备用蒸汽锅炉系统，以及化学水系统，蒸汽泻排系统，效率大大提高。在燃气轮机不运行时段，有溴化锂吸收式空调机直燃运行。 6.2、燃气内燃机方案：6.2.1、根据第4条原则，建议选用一台1000kW级发电设备。国内使用最多的燃气内燃机主要是卡特彼乐（Caterpiller ）公司的产品，资料充分，所以燃气内燃机以Caterpiller生产的G3516LE 燃气内燃机机组技术数据作为设计依据。 Caterpiller G3516LE 燃气内燃机 项目单位技术指标发电出力kW975燃料耗量GJ10.23单位燃耗kJ/kWh10130发电效率%35.54排烟温度511烟气流量kg/hrs6232缸套冷却水温度99中冷器却水温度54余热回收量kW1103热电综合效率%73.12长mm5000宽mm1900高mm2100重kg13000Caterpiller G3516LE 燃气内燃机 内燃机发电出力kWh975平米电量w/M231内燃机供热出力kWh1103平米热量w/M234.76.2.1.1、燃气内燃机前置循环余热利用方案： 燃气内燃机-并联型余热 / 直燃溴化锂吸收式空调机联合循环方案（方案）。这一方案是由燃气内燃机首先利用天然气发电，将内燃机的烟气和缸套冷却水中的余热，直接利用并联型余热 / 直燃溴化锂吸收式空调机回收利用，冬季采暖，夏季制冷。内燃机中冷器冷却水作为楼内的生活用水。 7、燃料消耗量：7.1、燃气轮机机组天然气耗量计算结果列表如下： 使用Saturn20燃气轮机的供热能力可以满足楼宇的实际需求。如果需要达到设计最高值，只有方案I需要安装一台小型天然气蒸汽锅炉，作为尖峰调峰使用，也可作为夜间保温设施，以保障热力系统的安全运行。方案II，可以利用扩大余热直燃机的功率，使其达到大楼采暖、制冷的设施要求。燃气轮机天然气消耗量 项目单位耗量容量KW1177单位热耗KJ14826总燃耗GJ17.45天然气热值KJ35169天然气消耗量M3496运行周期Hrs2510年天然气耗量M312453977.2、燃气内燃发电机组天然气耗量计算结果列表如下： 方案III也是利用补燃措施来扩大余热直燃机的供暖、制冷功率，使其达到大楼采暖、制冷的设施要求。燃气内燃机天然气消耗量 项目单位耗量容量KW975单位热耗KJ10494总燃耗GJ10.23天然气热值KJ35169天然气消耗量M3291运行周期Hrs2510年天然气耗量M37302027.3、单位千瓦天然气成本： 燃气集团所关心问题的是在非采暖、制冷期，动力机简单循环发电运行是否经济。如果发电设备在不联合循环的状态下运行，其发电的燃料成本、运行成本能够低于从电网购电的代价，并有所利润，其运行将是合理的。 下述列表说明，燃气轮机和燃气内燃机的天然气燃料成本，加之运行成本都将低于从电网购电的代价。7.3.1、燃气轮机方案： 燃气轮机冬季 单位燃气轮机直燃机燃机发电供热(电)量KW22331170燃料消耗量GJ/h17.128.938.19天然气热值KJ35169.12天然气耗量M3/h486.79253.97232.82天然气价格元/M31.4小时燃料成本元/hrs681.51355.56325.95设备利用时间Hrs1055季节总成本元/a718943375092343851千瓦燃料费元/kWh0.2786燃气轮机夏季 单位燃气轮机直燃机燃机发电供热(电)量kW25161067燃料消耗量GJ/h16.4410.066.38天然气热值kJ35169.12天然气耗量M3/h467.46286.13181.32天然气价格元/M31.4小时燃料成本元/hrs654.44400.59253.85设备利用时间hrs880季节总成本元/a575905352515223390千瓦燃料费元/kWh0.2379燃气轮机春秋 单位燃气轮机直燃机燃机发电供热(电)量kW01152燃料消耗量GJ/h16.440.0016.44天然气热值kJ35169.12天然气耗量M3/h467.460.00467.46天然气价格元/M31.4小时燃料成本元/hrs654.440.00654.44设备利用时间hrs580季节总成本元/a3795740379574千瓦燃料费元/kWh0.56817.3.2、燃气内燃机方案： 燃气内燃机冬季 单位内燃机补燃直燃机内燃机发电供热(电)量kW110311302233975燃料消耗量GJ/h10.234.528.935.82天然气热值kJ35169.12天然气耗量M3/h290.92128.52253.97165.47天然气价格元/M31.4小时燃料成本元/hrs407.28179.93355.56231.65设备利用时间hrs1050季节总成本元/a427648188926373339243235千瓦燃料费元/kWh0.2376燃气内燃机夏季 单位内燃机补燃直燃机内燃机发电供热(电)量kW110314132516975燃料消耗量GJ/h10.235.6510.065.82天然气热值kJ35169.12天然气耗量M3/h290.92160.68286.13165.47天然气价格元/M31.4小时燃料成本元/hrs407.28224.95400.59231.65设备利用时间hrs880季节总成本元/a358410197960352515203854千瓦燃料费元/kWh0.2376燃气内燃机春秋 单位内燃机补燃直燃机内燃机发电供热(电)量kW0975燃料消耗量GJ/h10.230.0010.23天然气热值kJ35169.12天然气耗量M3/h290.920.00290.92天然气价格元/M31.4小时燃料成本元/hrs407.280.00407.28设备利用时间hrs580季节总成本元/a2362250236225千瓦燃料费元/kWh0.41778、热电冷联产系统( 能源岛 )的运行工况：8.1、方案 I 热电冷联产 ( 能源岛 ) 系统运行工况技术指标一览表： 方案 I 技术指标 项目单位冬夏春秋环境条件02820动力机出力kW117010671152余热锅炉蒸汽量kg/h314335413608换热量kW223325162563蒸汽制冷量kW29008.2、方案 热电冷联产 ( 能源岛 ) 系统运行工况技术指标一览表： 方案 II 技术指标 项目单位冬夏春秋环境条件02820动力机出力KW117010671152直燃机换热制冷量KW269029008.3、方案 热电冷联产 ( 能源岛 ) 系统运行工况技术指标一览表： 方案 III 技术指标 项目单位冬夏春秋环境条件02820动力机出力kW970970970直燃机余热/补燃换热制冷量kW269029008.4、燃气轮机与燃气内燃机减工况技术性能比较： 无论采用燃气轮机，还是燃气内燃机，对于调度中心大楼都可能存在电力过剩的问题，随着周遍另外两座办公大楼的建设，电力最终将能够消化。本方案中的三中方式，在动力机减负荷后，通过燃气锅炉和溴化锂空调补燃均可保证供热制冷。 燃气轮机/燃气内燃机减功率比较 项目单位100%75%50%30%燃气轮机发电KW1170877.5585351效率%24.121.418.714.12燃耗量GJ/h17.514.811.38.9平米电量W/m237281811燃气轮机供热转换量KW2430208117321497热电综合效率%74.1572.1574.0674.34平米热量W/m276655447燃气轮机制冷转换量KW22611779.51298977COP%1.271.381.491.52实际制冷量KW2871245619341485平米冷量W/m290776147燃气内燃机发电KW970728485效率%0.310.300.30燃耗量GJ/h11.48.65.9平米电量W/m2312315燃气内燃机供热转换量KW1031838658热电综合效率%63.1165.3669.83平米热量W/m2322621燃气内燃机制冷转换量KW1031838658COP%0.9511.1实际制冷量KW979838724平米冷量W/m2312623远大余热双效吸收式冷温水机BHRS250与燃气轮机Saturn 20冷热电联产参数 项 目单位数量SATURN 20 燃气轮机电力负荷100 80 70 60 50 40 30 电力输出kW 1170 936 819 702 585 468 351 发电效率24.10 22.65 21.63 20.33 18.70 16.62 14.12 尾气流量kg/h 23367 23335 23315 23294 23270 23243 23216 尾气温度503.4 444.6 416.8 390.1 364.5 340.0 317.7 BHRS 250远大余热双效吸收式冷温水机制冷排气温度170 170 170 170 170 170 170 回收余热104kcal/h 194 159 143 127 112 97 84 kW 2261 1852 1659 1475 1298 1130 977 COP 1.27 1.35 1.39 1.44 1.49 1.50 1.52 制冷负荷100 87 80 74 67 59 52 余热制冷量104kcal/h 247 215 198 183 166 146 128 kW 2871 2500 2306 2124 1934 1695 1486 供热排气温度145 145 145 145 145 145 145 回收余热104kcal/h 209 184 172 160 149 138 129 kW 2430 2135 1995 1861 1732 1609 1497 供热效率92.5 92.5 92.5 92.5 92.5 92.5 92.5 供热负荷100 97 91 85 79 73 68 余热供热量104kcal/h 193 170 159 148 138 128 119 kW 2248 1975 1846 1722 1602 1488 1385 其它额定参数冷水出口温度7 冷却水出口温度37.3 冷水进口温度12 冷却水进口温度32 冷水流量m3/h 500 冷却水流量m3/h 805 温水出口温度65 温水进口温度57 温水流量m3/h 241 注：1.燃气轮机：连续功率；海拔高度：5m；环境温度：15；相对湿度：60；天然气低位热值：8400kcal/Nm3。 2.冷温水机：技术条件依据 JIS B 8622-1994吸收式制冷机。9、回收年限：9.1、工程投资估算表： 各方案工程投资估算比较 序号工程项目或费用名称单位方案方案方案常规1原动机价格万美元656533万人民币539.5539.5273.92余热锅炉或辅助锅炉万人民币803蒸汽型溴化锂冷水机万人民币2004余热型-直燃溴化锂空调万人民币2502652505设备费总计万人民币819.5789.5538.92506安装费万人民币120100100407总计万人民币939.5889.5638.92908工程投资差价万人民币649.5599.5348.909.1、工程投资估算表： 各方案工程投资估算比较序号 工程项目或费用名称 单位 方案 方案 方案 常规 1 原动机价格 万美元 65 65 33 万人民币 539.5 539.5 273.9 2 余热锅炉或辅助锅炉 万人民币 80 3 蒸汽型溴化锂冷水机 万人民币 200 4 余热型-直燃溴化锂空调 万人民币 250 265 250 5 设备费总计 万人民币 819.5 789.5 538.9 250 6 安装费 万人民币 120 100 100 40 7 总计 万人民币 939.5 889.5 638.9 290 8 工程投资差价 万人民币 649.5 599.5 348.9 0 9.2、投资、成本及收益分析比较： 各方案投资、成本、收益比较分析 序号方案状况单位常规1项目燃机-锅炉-空调燃机-直燃内燃机-直燃购电直燃2年发电量冬季kWh122850012285001018500-12285003夏季kWh938960938960853600-9389604春、秋季kWh668160668160562600-6681605合计发电量全年kWh283562028356202434700-28356206发电收益全年元217889021788901870823-44427407年供热量冬季MWh23452825234523458夏季MWh22142214221422149合计供热量全年MWh455950384559455910供热收益全年元87494696704687494687494611原动机燃料费支出冬季元71558271558242764812夏季元57590557590535841013春、秋季元37957437957423622514合计原动机燃料成本全年元16710611671061102228315直燃机燃料支出冬季元18892637333916夏季元19796035251517春、秋季元18合计直燃机燃料支出全年元38688572585419合计燃料费用全年元16710611671061167106172585420运行维护单位千瓦费0.060.050.0921运行维护单位费用17013714178121912322总支出全年元18411991812842189018472585423总收益全年元371056638026663309646-196067424节省支出全年元186936719898241419461-123482125工程投资差价全年万元649.5599.529026回收年限年3.473.012.049.3、任何基础设施投资，投资回收周期少于5年都是非常理想的。以上三个方案的投资回收周期均未超过5年，对于北京市燃气集团来说，均值得考虑。可以根据集团的实际情况，以及周遍地区可能的发展规划，做出判断。 由于设备是安置在燃气集团调度中心大楼地下室内，空间有限，因此推荐方案II 和方案 III。10、内部收益率比较：10.1、方案II 的内部收益率估算： 方案II 20年全资内部收益率年年份本金利息燃料成本运行成本收益平衡5%120027,560,750278,51023,630633,778-7,229,113220038,895,000361,4561,671,061141,7813,802,666-1,334,250320047,266,632444,7501,671,061141,7813,802,666-420055,721,558363,3321,671,061141,7813,802,666-520064,095,066286,0781,671,061141,7813,802,666-620072,391,320204,7531,671,061141,7813,802,666-72008606,249119,5661,671,061141,7813,802,666-8200930,3121,671,061141,7813,802,6661,264,008920101,671,061141,7813,802,6661,989,8241020111,671,061141,7813,802,6661,989,8241120121,671,061141,7813,802,6661,989,8241220131,671,061141,7813,802,6661,989,8241320141,671,061141,7813,802,6661,989,8241420151,671,061141,7813,802,6661,989,8241520161,671,061141,7813,802,6661,989,8241620171,671,061141,7813,802,6661,989,8241720181,671,061141,7813,802,6661,989,8241820191,671,061141,7813,802,6661,989,8241920201,671,061141,7813,802,6661,989,8242020211,671,061141,7813,802,6661,989,8242120221