北京燃气集团控制中心大楼热电冷联产能源岛

1、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

2、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

3、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

4、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

5、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.

6、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hrs151105101050夏季制冷期hrs1238810880春秋非采暖制冷期hrs915810580总计hrs36

7、52511025105.3、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days131 hrs3144供暖标准W/M358 

8、;Kcal/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U×10-40.1056运动粘度V×1

9、0-40.1385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KW1

10、177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

11、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

12、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kW

13、1103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

14、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

15、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。

16、60;   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kW2

17、5161067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.

18、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

19、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

20、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：

21、 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

22、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KW

23、970728485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 117

24、0 936 819 702 585 468 351 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 1

25、298 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

26、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

27、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

28、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

29、.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MWh2214221

30、4221422149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

31、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。

32、    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

33、,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,

34、061141,7813,802,6661,989,8241220131,671,061141,7813,802,6661,989,8241320141,671,061141,7813,802,6661,989,8241420151,671,061141,7813,802,6661,989,8241520161,671,061141,7813,802,6661,989,8241620171,671,061141,7813,802,6661,989,8241720181,671,061141,7813,802,6661,989,8241820191,671,061141,7813,802,6661,989,8241920201,671,061141,7813,802,6661,989,8