冷热电三联供系统（精选七篇）
冷热电三联供系统 篇1
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。
燃气冷热电三联供能源站的防火设计 篇2
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）
冷热电三联供系统 篇3
随着北京市经济的快速发展, 对能源需求和环保压力的不断增大, 发展分布式能源对北京市的节能减排, 调整产业结构、促进经济发展、培育新的经济增长点, 推进经济社会可持续发展都具有重大意义。
国家鼓励政策的出台已在国内掀起了1个投资建设天然气分布式能源项目的热潮。2011年10月, 由国家发改委、财政部、住建部和国家能源局联合下发了《关于发展天然气分布式能源的指导意见》, 意见指出, “十二五”期间建设1 000个左右天然气分布式能源项目, 并拟建设10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域, 意见专门提出电网方面要加强对天然气分布式能源并网的配合, 并提出今后将在财政、标准等多方面, 进一步加强对天然气分布式能源的支持。
目前, 北京已建成10余个燃气冷热电三联供系统, 但大部分处于停滞状态, 究其原因有很多, 有的是设计与实际的偏差太大, 无法启动机组;有的是与市电的并网未解决;还有的是没有寻找到适合的运行模式。基于北京某医院, 通过运行成本核算分析项目适应的运行模式和能源价格对运行模式的影响。
1 项目基本情况介绍
项目总建筑面积7.6×104 m2, 其中地上4.6×104m2, 地下3×104 m2。建筑高度23.80 m, 冷热供应总面积约为6.4×104 m2。医院内配有病房、活动室、医生办公室、护士站、休息室、档案室、诊室、检验室、实验室、输液室等。
2 负荷模拟
根据北京市气象参数、建筑物的功能用途、楼内人员密度、设备照明发热量、建筑物作息时间等等, 模拟项目负荷变化曲线。
2.1 典型设计日负荷
根据北京市气象参数, 模拟典型日设计负荷, 见图1。
2.2 全年逐时负荷
根据北京市气象参数, 项目功能、《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005、《北京市公共建筑节能设计标准》DB11/687-2009、《建筑照明设计标准》GB50034-2004, 测算项目全年的逐时负荷。见图2、图3、图4、图5。
a) 冷负荷
b) 热负荷
c) 热水负荷
d) 电负荷
通过计算核对, 本项目的设计冷负荷为6 000 kW, 设计热负荷为4 800 k W, 设计电负荷为4 400 kW, 设计热水负荷为2 600 kW。
全年总需冷量约为9×106 kW·h, 年总需热量约为7.9×106 k W·h, 年总耗电量约为1.7×107 kW·h, 年总热水耗量为4.7×104 t。
3 设备配置
燃气冷热电三联供系统设定为采取并网的运行方式, 燃气内燃机选择原则[4]:内燃机的发电容量满足项目基准电负荷的需求, 从而提高发电机的满负荷运行小时数。首先利用发电后的余热对项目供冷、供热, 以提高能源综合利用率。主要设备选择见表1。
4 运行模式及年运行费用分析
确定适当的营运模式应充分结合实时的负荷变化、能源价格和实际选定的设备参数等因素确定系统运行方案。
本项目分析以经济性最优[1]为根本运行原则, 同时兼顾较高的能源利用效率和节能减排情况, 对系统变量进行实时分析, 推荐最优的运行模式。在实际运行中可根据实时负荷需求量校正调节运行模式。
无论采用怎样运行模式, 能源供应量和能源供应所带来的收益是一致的, 在此考虑经济最优[3], 采用运行能源成本分析。
4.1 北京市能源价格
a) 电价 (35 kV) , 见表2。
峰段:10:00—15:00;18:00—21:00
谷段:23:00—7:00
平段:7:00—10:00;15:00—18:00;21:00—23:00
夏季尖峰电价时段为7月至8月11时～13时和16时～17时
b) 冷热电三联供系统天然气价格:2.28元/m3;
c) 自来水价格:6.21元/m3。
4.2 供能时间
供冷时间:5月10日～9月30日/年;0:00～24:00/天;
采暖时间:11月1日～3月31日/年;0:00～24:00/天。
4.3 工艺流程
燃气热电冷三联供系统中, 在天然气的燃烧做功发电的同时产生余热。燃气高端热能 (约1 000℃) 被首先用来发电, 发电后产生的烟气中端热能 (约400℃～500℃) 通过三通阀 (调节型) 进入余热直燃机的高温发生器, 作为余热直燃机的高温热源, 夏季制冷冬季供热;缸套水在夏季进入余热直燃机的低温发生器用于制冷, 在冬季进入板式换热器直接换热。
系统运行时优先利用烟气和缸套水中的热量满足项目冷、热负荷的需要, 如果余热量不足, 将采用余热直燃机组补燃或锅炉、电制冷机调峰解决[6]。能量转换示意图, 见图6。
4.4 数学模型
项目设备配置已定, 初投资已完成。经济分析的目标是年度运行能耗费用最小化, 可表示为:
式中C为最小年度运行能耗费用;Cr为年度能耗费用[5]。
式中Pg, Gg, Pe, Ee分别为系统运行时间间隔Δt内的燃气价格、燃气量、市政电价、市政供电量。由于天然气价格与市政电价并非定值, 所以Δt取1 h, 总能耗费用为不同时段的累加值。
考虑设备性能、设备负荷率以及各个设备运行情况与建筑物负荷之间的匹配程度, 设置设备性能约束:
式中Ege为燃气内燃机的发电量;Gge为内燃机燃气量;ηEge为燃气内燃机的发电效率;Xge为燃气内燃机的启停状态参数;
Qge为燃气内燃机的产热量;ηQge为燃气内燃机的产热效率;
Qar为吸收式冷温水机的制冷 (热) 量;Ggr为吸收式冷温水机补燃的燃气量;ηar为吸收式冷温水机的效率;Xar为吸收式冷温水机的启停状态参数;
Qgb为燃气锅炉的供热量;Ggb为燃气锅炉燃气量;ηgb为燃气锅炉的效率;Xgb为燃气锅炉的启停状态参数;
Qer为离心式冷水机组制冷量;Eer为离心式冷水机组耗电量;ηer为离心式冷水机组的效率;Xer为离心式冷水机组的启停状态参数;
设备的性能系数η随部分负荷率的下降而下降, 燃气内燃机部分负荷下降到0.5以下时, 其效率衰减加剧, 减小内燃机的负荷区间[1]。设备负荷率区间:
式中Vge、Var、Vgb、Vgb分别为燃气内燃机、吸收式冷温水机、燃气锅炉和离心式冷水机组的容量。
能源存在形式的转换遵循能量守恒定律, 能流平衡:
式中Ql为冷负荷;Qh为热负荷;El为电负荷;Ee为从电网的购电量。
通过式 (1) ～ (15) 建立该项目冷热电三联供系统运行的数学规划模型。
4.5 计算结果分析
根据北京市是的能源价格和本项目设备选择, 测算能源供应费用。测算依据只考虑直接燃料费用, 均不考虑运行维护、设备折旧等费用。供冷成本见表3, 供热成本见表4。
通过上述数学模型、能源价格参数、项目全年逐时负荷得到运行模式对年运行费用的影响。设计日电、冷、热供应情况见图7、图8、图9。
通过上述计算数据和平衡图可知:
a) 由于采用的是分时电价, 因此发电机组可随峰谷平电价政策以及负荷情况开启。在峰平电价时段, 燃气发电结合余热的成本均低于市网电价, 因此在这个时段只要用户端有足够负荷需求, 发电机组在考虑能源综合利用率的前提下应尽可能多发电, 尽量使用天然气作为能源, 以达到经济效益最优的目的;
b) 当以经济效益为目标优化时, 由于系统能源需求大部分由天然气满足, 虽然各设备配置基本能够保证利用率和运行的经济性, 但是由于建筑物冷热负荷的逐时变化与内燃机余热所能提供的冷热量不能很好地匹配, 所以造成一定量余热的浪费。
5 结语
燃气冷热电三联供系统余热利用不能与建筑物冷热负荷很好地匹配, 所以节能优势表现不明显。对于项目冷热电三联供系统, 运行模式在经济上的最优不一定是能耗上的最优。
三联供系统是同时提供冷、热、电的复杂能源供应系统, 综合了发电机组、余热利用设备、调峰机组等多种设备, 涉及燃气、动力、电力、暖通、工艺与控制等多种系统。应综合考虑设计和运行方案, 充分发挥三联供系统的优势, 以提高供能的安全稳定性、经济性及能源综合利用效率。
摘要：根据目前的能源价格和设备性能, 以经济性最优为根本运行原则, 分析最优的系统运行模式。
关键词：分布式能源,燃气冷热电三联供,运行模式,运行成本,能源价格
参考文献
[1]郝学军, 王琳, 刘铜, 等.北京市某大型公共建筑三联供的优化[J].暖通空调, 2009, 39 (1) :33-36.
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[3]张洪伟, 龙妍, 黄素逸, 等.分布式能源系统的方案选择及性能分析[J].暖通空调, 2004, 34 (5) :47-51.
[4]汤妙琴, 余敏.热电冷三联供系统能耗与经济性分析[J].上海理工大学学报, 2003, 25 (3) :31-33.
冷热电三联供分布式能源站 篇4
根据美国能源署的定义, 分布式能源站是产生或储存电能的系统, 通常位于用户附近, 包括生物能发电、燃气轮机、太阳能发电和光伏电池、燃料电池、风能发电、微型燃气轮机、内燃机以及存储控制的技术。分布式能源站可以连接电网, 也可以独立工作。分布式能源站是相对于传统集中式能源 (如大型电厂) 而言的, 它一般满足2个特征:一是分布式能源是一个用户端或靠近用户端的能源利用;二是它是一个能源梯级利用或可再生能源综合利用的设施。因此分布式能源站多以冷热电联供为主要形式, 也就是以小规模、小容量、模块化、分散式的方式布置在用户附近, 独立地输出冷、热、电能的系统。通过对能源的梯级利用, 总能效可达到90%以上, 实现了比分产系统更高的能源利用率。
分布式能源技术从上世纪70年代末期以后开始发展起来, 目前美国已经有6000多座分布式能源站, 仅大学校园就有200多个采用了分布式能源站。英国只有5000多万人口, 但是分布式能源站有1000多座。比如英国女王的白金汉宫、首相的唐宁街10号官邸, 都采用了燃气轮机分布式能源站。俄罗斯采用热电联产的比例占总能耗的33%, 美国占50%, 而我国只占12.8%。
分布式冷热电联供技术作为世界范围的能源革命性技术已渐渐被世界各国广泛接受和应用, 它以高效、环保、低噪音和安全性等特点受到越来越多的业主和建筑商的接受和使用。
冷热电三联供系统 篇5
本文主要从冷热电三联供项目过程后评价、效益后评价、影响后评价、目标持续性后评价等方面,分析后评价的研究程序、内容及方法,通过后评价研究对比分析投资项目运营与预期分析,分析项目投资建设及运营过程中存在的问题,从而进一步提高项目投资建设决定、设计、施工以及管理水平,为合理利用资金,提高投资效益,改进管理提供科学依据。
1 研究程序
冷热电三联供项目后评价是一项涉及面较广的技术经济分析工作,不仅需要科学的方法,而且需要严密的程序作保证。尽管由于建设项目规模大小、复杂程度的不同,每个项目后评价的具体工作程序有一定的差异,但总体来看,项目的后评价程序一般包括提出问题、筹划准备、收集资料、分析研究、编写报告和成果送审等阶段。
1.1 提出问题
明确项目后评价的具体对象和要求。由于冷热电三联供项目的投资规模和服务范围相差很大,选定具有代表性、有效性的评价对象,如典型性的楼宇式(酒店、医院、办公楼等)三联供与区域式三联供。
1.2 筹划准备
筹划准备阶段主要任务是制定工作计划、配备人员、评价范围及深度以及预算安排等。
1.3 收集资料
项目实施各个阶段的资料、测试以及运行数据是后评价的重要数据来源。本阶段要制定详细的资料收集清单,调查访谈对象及调查方法,收集各种资料及数据。
1.4 分析研究
对究设计及准备过程、施工过程、竣工验收、运营数据以及设备维护保养等采用定量和定性的分析方法。可采用如指标计算法、指标对比法、因素分析法、回归分析法等。
1.5 编制报告
可自行或委托编制报告,并将最终后评价报告提交给被评价单位。
1.6 成果送审
按照要求上报相关部门组织审查,并及时反馈后评价成果及审查意见。
2 研究内容
冷热电三联供后评价的基本内容主要包括建设过程后评价、效益后评价、影响后评价、目标持续性后评价等。
2.1 过程后评价
过程后评价是对项目立项决策、建设实施及运营管理全过程的系统总结与回顾。全面评价项目前期工作及实施过程中可行性报告研究、初步设计、施工图设计、工程实施、竣工验收、运营调试、运营模式、管理配套及服务设施情况等主要环节的实际结果与预期的偏离程度,以便今后加强前期工作和进一步改进项目管理工作积累经验。
冷热电三联供的过程后评价包括五个方面内容:前期工作情况和评价、项目实施情况和评价、投资执行情况和评价、运营情况和评价、管理及服务设施情况和评价等。
2.2 效益后评价
效益后评价主要包括财务效益后评价、国民经济效益后评价和投资使用情况后评价。
财务效益后评价是分析项目的实际财务情况,计算实际达到的评价指标。评级指标主要包括:三联供项目的盈利能力分析、偿还能力分析、项目投资财务内部收益率、敏感性分析以及税收补贴等财务指标与预期目标的对比,分析财务效益实现程度并寻找产生差异的原因。
国民经济效益后评价是从国家的整体角度出发来考察项目的实际经济效益和费用,采用后评价的影子价格、影子汇率、影子工资率和社会折现率等国家经济参数,扣除国民经济内部的转移多支付与物价上涨因素,评价项目的国民经济实际净效益,并与同行业基准收益率或社会折现率相比较。
投资使用评价是将项目的预算与实际发生的投资情况进行对比分析,找出发生变化的原因及其影响,评价内容包括:资金到位时间及数量、资金渠道及贷款条件、项目成本控制程度、项目财务执行状况、项目收款能力、贷款偿还能力等。
2.3 影响后评价
影响后评价分为社会经济影响评价和环境影响评价。
社会经济影响评价是分析项目对所在地区社会、经济、文化发展所产生的影响,包括文化教育、社会安全、技术进步效益、地区经济、国民经济和行业的发展,节约能源效益、自然资源综合利用效益等。
环境影响评价是分析评价项目通过采取环保措施后环境质量状况、各项污染物的治理情况,三联供项目环境影响后评价具体包括空气环境、噪声环境与水环境等三个方面。
2.4 目标持续性后评价
目标持续性后评价一是建设项目在建成一段时间后,通过对外部条件(用户负荷、燃料成本、电力体制)和内部条件(运行模式、内部管理及服务情况)等分析评价。二是对项目在其运营使用年限内维持较高的服务水平能力和营运能力的评价。
3 研究方法
冷热电三联供项目的核心在冷、热、电联产技术,即利用先进的发电系统发电,发电后产生的余热进一步回收,用来制冷、供暖和生活热水。其联供技术可由发电系统、热回收系统、运行管理系统构成。三大系统相互依托,相互制约,发电系统是热回收系统的前提,热回收系统是综合利用的体现,运行管理系统调节用户与各个系统的关系。项目设备多样化、复杂化、系统相互依托与制约,投资量大,投资回收期长,社会效益与经济效益并重等特点,采用定量与定性的分析方法对多指标多变量建立后评价体系,通过现场调研、专家分析与数学模型计算等多角度评估方法。
3.1 过程评价指标
目前,在建设项目后评价研究中,过程后评价专题研究较少。过程评价主要侧重于对建设项目实施过程的各阶段工作进行检查、总结。实施过程的控制好坏对于整个建设项目的质量和成败起到关键的影响作用。本文结合三联供项目特点,提出采用多维度权重定性分析法,从前期决策水平、前期工作水平、初步设计、招投标管理、施工图设计、工程建设水平、施工监理水平、项目调试水平、竣工验收水平、生产准备水平以及造价控制水平等作为评价指标,采用专家综合评分法定量确定各维度的评价指标。指标的权重采用层次分析法确定,根据专家评分与权重得到项目过程评价指标。
3.2 效益评价指标
(1)财务净现值(FNPV)
式中:CI、CO——分布为现金流入、流出量;(CI、CO)t——第t年的净现金流量;N——计算年期;Ic——基准收益率或设定的折现率。
(2)财务内部收益率(FIRR)
财务内部收益率的具体计算可根据现金流量表中净现金流量用插值法和逐步测试法进行计算。
(3)投资回收期
投资回收期可根据全部投资的现金流量表,分别计算出项目所得到税前及所得税后的全部投资回收期。
3.3 环境评价指标
环境评价指标几乎都为定量指标,可通过勘查、测量获得,或是通过国家、相关行业制定的标准来衡量。如空气环境,通过国家制定的环境空气质量标准气中的监测分析方法计算发电机组、锅炉以及直燃机的污染物排放,并与标准中规定的常规浓度限值进行对比。噪声环境,通过参考环境影响评价技术导则—声环境中噪声现状测量点、测量量、测量时段及测量方法,计算冷却塔、发电机组、水泵等运行噪声,并与标准中规定的数值进行对比。
3.4 目标持续性指标
(1)能源综合利用率
能源综合利用效率是项目有效利用能量与输入能量(折算成一次能源)之比,是项目能源利用效率的直接反映。
式中:Nele——外售发电量,折算成热量,k Wh;。
Qc——总供冷量,k Wh;
Qh——总供热量,k Wh;
Q hw——总供生 活热水热 量 ,k Wh;
Qg——总消耗燃气热量,k Wh;
Qe——电网总购电量,k Wh。
(2)单位面积总耗能量
单位面积总耗能量是指为冷热电三联供项目单位面积耗电、耗气总量,包含设备、照明、空调采暖等的综合单位能耗。
式中:Qe——总购电量,k Wh;
Nele——发电总外售量,k Wh;
Vg——总燃气消耗量,m3;
HL——消耗的燃气的低位热值,k Wh/m3;
A——总供能面积,m2。
(注:燃气热量折算为电。)
(3)客户投诉率
客户投诉率指的是客户有效供能投诉次数与总供能天数的比,其中有效供能投诉次数指客户投诉并且经确认供能质量达不到合同要求。
式中:rc——客户投诉率,无量纲。
cc——客户有效供能投诉次数,次;
Dc——总供能天数,d。
(4)项目净利润率
项目反映项目盈利能力的一项重要指标,是扣除所有成本后的利润率。
式中:Mtot——项目总利润,元;
Itot——项目总收益,元。
4结论
冷热电三联供系统 篇6
由于热泵系统可以通过输入少量的高品位能源实现将陆地浅层能源由低品位热能向高品位热能转移, 而冷热电三联供系统在回收了大量余热之后仍然有部分低品位的热能被排放。因此, 如何使热泵系统将三联供系统排放掉的低品位热能有效利用, 以及回收后的节能效果如何成为本文的探讨重点。本文以北京某新建商务园为例, 在其已设计的能源站基础上进行两种系统的耦合的分析计算。
1 商务园及能源站概况
该商务园建筑业态多样, 主要包括大型企业总部办公与中小型独栋办公、配套商业及人才公寓。其供能面积及负荷情况见表1。考虑发电机所发电量为并网不上网, 需要全部自耗, 因此系统配置原则为“以电定冷热”, 其余供能不足部分由电制冷及燃气锅炉供应。最终选择三联供及地源热泵设备如表2。
其能源站系统结构原理图如图1。
其中地源热泵机组打井数为384口, 由地勘报告知单口井供热3.96k W, 供冷6.6k W。
冬季三联供和地源热泵提供供暖基础负荷, 锅炉作为供暖调峰设备;夏季三联供和地源热泵提供基础制冷负荷, 调峰冷量由电制冷解决, 优先运行三联供系统。
2 系统用能效率计算
发电机余热大致分为四个部分:高温烟气、缸套水 (高温冷却水) 、冷却水 (低温) 以及发电机自身散失掉的热量。其中发电机自身散失掉的热量很少, 且无法回收利用。表3为商务园所选发电机的部分参数。
由表3可知, 发电机高温烟气被利用后排烟温度为120℃, 则烟气回收余热量Qhg:Qhg=chgmhgΔt (1)
高温冷却水回收余热量Chcw:Qhcw=chcwmhcwΔt (2)
其中:chg, chcw分别为高温烟气、水的比热容;mhg, mhcw分别为高温烟气、高温冷却水质量。
由公式 (5) 、 (6) 可得:
由此得出一次能源利用率ηsc为:
地源热泵机组通过提取地热井中水的热低品位热量达到供能目的, 而通过地勘报告, 地热井夏季供回水温度为35℃/30℃, 冬季供回水温度3℃/7℃。由发电机参数可知, 三联供系统发电供能后剩余的低品位的热量, 可在冬季利用发电机循环冷却水中的低品位热能, 将其与热泵地源侧循环水相联, 提高冬季工况地源热泵侧的进水温度;直燃机排放的120℃烟气以及燃气锅炉排放的烟气也可经过烟水换热器提高地源热泵进水侧温度, 从而提高地源热泵COP值, 在项目建设初期, 若考虑地源热泵利用三联供系统废热还可降低打井数, 节约土地面积。
3 余热利用耦合系统
3.1 冷却水可回收余热
由表3知, 发电机低温冷却水流量为15m3/h, 进回水温差为10℃, 则可回收余热Qlcw为:
其中:mlcw, Δt分别为冷却水质量及水温差。
3.2 烟气可回收余热
由表3知, 采用烟气冷凝装置可使烟气温度降到70℃, 则烟气可回收余热为:
其中:mclg, mclg, Δt分别为水烟气比热容、烟气质量及烟气温差。
取燃气锅炉排烟温度为200℃, 烟气冷凝装置可使烟气温度降至70℃。由天然气燃烧化学式, 及空气成分构成可知:1Nm3天燃气燃烧生产理论烟气量约为10.3Nm3 (大约为12.5kg) 。以过量空气系数1.05为例, 产生烟气14Nm3 (大约16.6kg) 。烟气温度200℃降低至70℃, 放出物理显热约1600k J, 水蒸汽冷凝率取50%, 放出汽化潜热约1850k J, 总计放热3450k J, 若取80%烟气进入热能回收装置, 回收效率0.9, 则单位燃气耗量可回收余热2484k J, 可以提高热能利用率7.06%以上, 节省天然气燃料近8%。
则锅炉烟气回收余热Qbg为:
由于各设备均为两台, 因此总回收热量:
板换效率取0.9, 则可利用余热量为882.09k W。
综合计算回收低品位热量后一次能源效率ηA为:
商务园地勘报告中地热井设计工况为单井冬季供热量为3.96k W, 单井供冷量为6.6k W。由于采用回收一次能源余热882.09k W, 则可减少打井数n为:
系统耦合前年耗气量如表5。
由前面计算得知, 系统进行耦合后天然气可节省8%, 则每年可节省燃气V为:V=16.7216万m3。
可节约打井费用约133万元;节省占地面积3341m2。
4 总结
本文主要以北京某商务园分立采用燃气三联供与地源热泵系统为例, 通过详细计算对比了两种系统耦合之后可回收的余热量, 说明了三联供系统与地源热泵共同供能时, 仍然有很大的节能空间, 并且可以有效地减少地热井的打井面积及成本投入, 对于能源中心的经济性及后期运营有重要的意义, 因此开展燃气三联供与地源热泵的耦合应用研究也是很有必要的。
摘要：本文以北京某商务园为例, 介绍了燃气冷热电三联供与地源热泵两种系统独立供能效果以及耦合供能后效果对比, 为多种节能技术耦合实现提高能源利用率提出新的思路。
关键词：地源热泵,耦合系统,能源利用
参考文献
[1]张新桥, 寇广孝, 叶勇军.冷凝式热风炉在高寒干燥地区的应用分析[J].节能与环保, 2005-10-30.
[2]裴光泰.冷凝锅炉技术分析[J].工业锅炉, 2009-04-20.
冷热电三联供系统 篇7
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。