区域供能项目蓄能系统方案对比分析

区域供能项目蓄能系统方案对比分析

洪杰南

国家电投集团江西能源销售有限公司 江西南昌 330096

摘要：为充分发挥蓄能系统削峰填谷、降低运行成本的作用，探索蓄能系统建设成本和运行成本间的最佳平衡点，以某一利用电厂循环水余热进行区域供冷供热的项目能源站为例，对能源站蓄能系统的技术形式和配置方案进行了研究与对比分析。结果表明：对既有供冷又有供热需求的南方地区，能源站采用水蓄能技术优势更为明显；综合考虑设备投资、土建费用、循环水管投资和输送能力等因素，“专机”蓄能的方案优势更为明显。

关键词：区域供能；水蓄能；水源热泵；余热

引言

能源站内设置蓄能系统能够有效减少冷热装机容量，同时还能利用峰谷电价差节省运行费用，此外还能够增加系统稳定性。本文以某一利用电厂循环水余热进行区域供冷供热的项目能源站为例，对能源站蓄能系统方案进行了研究与对比分析。该项目冬季利用电厂循环水余热作为水源热泵机组制热低温热源来制热，夏季则采用设置在能源站内的机力冷却塔作为冷（热）水机组冷却水源来制冷，同时能源站内配备蓄能系统，敷设循环水管网和空调冷热水管网为建筑供能。该能源站供能面积约87.6万m²，主要用户负荷类型为商业和住宅，能源站设计冷负荷39.74MW，设计热负荷23.04MW。

1 蓄能系统技术形式的选择

1.1 水蓄能技术

水蓄能技术以水作为能量存储介质，利用水的显热进行蓄能。水蓄能系统包括蓄能水池、蓄能水泵、板式换热器、管道及阀门系统、仪表及控制系统等。水蓄能技术即可实现夏天蓄冷，也可实现冬天蓄热，适用范围较广。在夜间低谷电价时利用双工况离心式水源热泵机组制取冷/热水，通过板式换热器将冷/热量存储在蓄能水箱中，在白天峰值电价时蓄能水箱存储的冷/热量释放出来，能够有效降低能源站运行费用。

1.2 冰蓄能技术

冰蓄能主要是利用冰的潜热和少量水的显热来蓄能的，因此只能实现夏天蓄冷，无法实现冬天蓄热。冰蓄能技术主要特点是所蓄能量密度大，蓄冰设施占地面积比蓄水设施要小。但其系统较为复杂、需要设置独立乙二醇溶液系统、低温板换等设备，因此投资较水蓄能要高。同时冰蓄能系统需大量使用乙二醇溶液作为载冷剂，对环境并不友好。

考虑到本工程采用水蓄能系统可以同时实现夏季蓄冷和冬季蓄热，通过水蓄能系统可有效削减能源站冷热主机装机容量，并可利用分时峰谷电价降低夏季和冬季运行成本。因此，针对既有供冷又有供热需求的南方地区，能源站采用水蓄能技术优势更为明显。

2 能源站蓄能系统设计

能源站内设置蓄能水罐，在空调季负荷超出装机容量和白天电价峰值阶段从蓄能水罐取能。蓄能水罐尺寸尽可能利用各能源站红线范围内空间并结合能源站建筑一体化布置，因此本工程的蓄能水罐均布置在各能源站的0.0m层，采用直接供能系统。

3 蓄能系统方案对比分析

能源站蓄能罐容积越大，蓄冷/热的量也越大，削峰填谷及节约运行成本的效果也越明显，但相应的蓄能系统的初投资也将增大。为寻找里两者的最佳平衡点，根据能源站的装机以及运行负荷特点，针对该能源站设计了两个蓄能系统方案：

蓄能方案一（“专机”蓄能）：拟选用3台离心式水源热泵机组，单机制冷量8400kW，制热量9500kW，其中1台离心式水源热泵机组兼作蓄能主机。

蓄能方案二（“全站”蓄能）：主机配置与蓄能方案一相同，全站所有设备参与蓄能，均按峰谷平电价运行，在谷价时间段内，除满足供能需求外，剩下的主机容量全部用来蓄能以加大蓄能量来最大化利用蓄能系统。

3.1 蓄能方案一运行策略及运行费用分析

根据能源站供热运行策略，04:00~05:00时间段，主机直供用户的供热负荷及主机蓄热负荷分别为16.41和9.5MW，共计25.91MW；07:00~08:00时间段，主机直供用户的供热负荷为23.04MW，上述热泵机组可用于直供用户的总制热量为28.50MW，故无需再配置热泵机组；根据能源站供冷运行策略，17:00~18:00时间段，最大供冷负荷需求39.74MW。该时间段为高峰段，上述热泵机组可用于夏季制冷的总制冷量为25.2MW（即3台单台制冷量 8400kW），结合蓄能量，需再配置1台单冷型冷水机组（单台制冷量8400kW）。单个蓄能水罐尺寸：Ф12.5/22.5m，蓄水总体积约4970m³。

根据当地的峰谷电价政策，测算得到蓄能方案一年耗电量共计1368.21万kWH，年运行费用1114.21万元。

3.2 蓄能方案二运行策略及运行费用分析

在谷段，所有主机均运行，扣除该时段向用户供能负荷，剩下部分全部用来蓄能，总蓄能量为96.44MWh。在平段12：00~17：00 时间段内，由于冷负荷高于总装机容量，需要蓄能系统进行补充，补充量为12.53MWh。高峰段总冷负荷量180.76MWh ，蓄能系统可提供96.44MWh，扣除补充量12.53MWh，用于峰段的蓄能量为83.91MWh，剩余96.85MWh将利用峰段高价电的主机提供。由于蓄热量增加，谷段同时运行的热泵机组数量增加，将导致对电厂循环水量的需求增加。单个蓄能水罐尺寸：Ф17/22.5m，蓄水总体积约9200m³。

根据当地的峰谷电价政策，测算得到蓄能方案二年耗电量共计1670.42万kWH，年运行费用1017.24万元。

3.3 蓄能方案对比分析

仅考虑蓄能系统变化部分，固定年费用率按10.185%计算，蓄能方案二与蓄能方案一对比结果如下：当全站设备采用峰谷平电价时，充分利用谷段时刻进行蓄能，蓄能体积由原方案一的4970m³提升至备选方案的9200m³；蓄冷率由原方案一的7.87%提升至蓄能方案二的15.05%，蓄热率由原方案一的17%提升至蓄能方案二的24%。

能源站蓄能方案二相比蓄能方案一，设备投资将增加85.11%，土建费用将增加16.67%，年运行费用可节省约8.70%，年费用可减少1.60%；按静态投资回收年限约7.9年，投资回收时间较长。

蓄能方案二加大蓄能量，蓄能时段机组运行的循环水量相应加大，能源站电厂循环水量相对于原始方案将增加39.19%，为保障热源水供应，将导致循环水管管径增大，投资和敷设难度增加。

结语

通过上述分析，可以得到以下结论：（1）对既有供冷又有供热需求的南方地区，能源站采用水蓄能技术优势更为明显；（2）采用“专机”蓄能与“全站”蓄能两种模式的运行电费基本相同；（3）蓄能方案二在不同蓄能体积情况下，蓄能系统投资回收年限不同，随着蓄能体积的增大，投资回收年限变长。当峰谷平电价差越小，投资回收年限越长；（4）当全站设备采用峰谷平电价时，充分利用谷段时刻进行蓄能，蓄能量加大后，蓄能时段机组运行的循环水量相应会增加，循环水管的输送能力较难满足能源站运行需求；（5）综合考虑设备投资、土建费用、循环水管投资和输送能力等因素，蓄能方案一（“专机”蓄能）更优。

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