韓高巖，樓可煒，孫五一，呂洪坤，蔡潔聰，童家麟

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；2.杭州意能電力技術有限公司，杭州 310012）

0 引言

我國正處于能源發(fā)展的轉型期，能源利用方式更加注重質量[1-2]。天然氣是一種清潔燃料，以天然氣為主的分布式能源站具有能效高、環(huán)保性好、個性化強、削峰填谷、CO2減排顯著等優(yōu)點，因而成為當下能源發(fā)展的熱點之一[3-9]。

隨著互聯(lián)網(wǎng)快速發(fā)展，數(shù)據(jù)中心也在迅速擴建。數(shù)據(jù)中心在實現(xiàn)信息處理、儲存、傳輸和交換時，需消耗大量電能，同時對冷量需求也較大，數(shù)據(jù)中心對供能的安全性要求極高，由于天然氣能源站具有相應的優(yōu)勢，使部分數(shù)據(jù)中心在建設時，規(guī)劃建設了配套的天然氣分布式能源站[10-12]。天然氣能源站對于能源實現(xiàn)梯級利用，將高品質能量轉化為電能、低品質能量用于制冷，進而滿足數(shù)據(jù)中心冷量需求，具有較好的經(jīng)濟性。同時數(shù)據(jù)中心用能需求不僅可以由能源站自身供應，還有市電接入作為備用電源，極大提高了數(shù)據(jù)中心供能可靠性，滿足其對安全性的高標準要求[13]。

1 能源站基本情況

1.1 能源站裝機

某能源站為7×4 275 kW級燃氣內燃機組（以下簡稱“內燃機”），配套7×4 505 kW級煙氣-熱水溴化鋰空調（以下簡稱“溴化鋰”）、10×4 663 kW級離心式電制冷冷水機組（以下簡稱“電制冷”）及11×1 800 kW級柴油發(fā)電機。此外，能源站還包含2個1 500 m3蓄冷水罐、4臺額定功率為200 kW的二次泵、水處理系統(tǒng)及連接各設備的管道、閥門等。內燃發(fā)電機組主要設備參數(shù)如表1所示，制冷設備主要技術參數(shù)如表2所示。

表1 內燃機發(fā)電機組主要技術參數(shù)

表2 制冷熱備主要技術參數(shù)

1.2 能源站工藝流程

能源站實現(xiàn)能源的梯級利用，天然氣和空氣混合進入到內燃機燃燒做功，帶動發(fā)電機組，所發(fā)電量在滿足能源站用電后，多余電量并網(wǎng)售電。內燃機煙氣余熱進入到溴化鋰中制冷，溴化鋰向數(shù)據(jù)中心供應7℃冷凍水，同時電制冷也可以直接用電實現(xiàn)向數(shù)據(jù)中心供冷，其中內燃機持續(xù)運行負荷區(qū)間為70%～100%，電制冷運行負荷區(qū)間為20%～100%。能源站采用雙母管向數(shù)據(jù)中心供應冷凍水，由二次泵保證供水壓力，具體工藝流程如圖1所示。

圖1 能源站工藝流程

整個能源站分為一單元和二單元，每個單元包含4臺內燃機組，配套4臺溴化鋰、5臺電制冷及相關配套設備。為提高供冷可靠性，2個單元可互為備用。此外，能源站還配置2個蓄冷水罐，可應急保障數(shù)據(jù)中心20 min的供冷需求。當數(shù)據(jù)中心和電網(wǎng)的交互功率較大且市電突然失去時，能源站自動進入黑啟動程序，從而保證此突發(fā)情況下能源站和數(shù)據(jù)中心的用能需求[13]。

2 運行方式分析

數(shù)據(jù)中心現(xiàn)建有3棟機房，其中1棟已引入客戶，另外2棟后期會逐漸引進客戶?，F(xiàn)根據(jù)數(shù)據(jù)中心投用不同數(shù)量機房時，對于只用市電、自發(fā)自用和向外售電3種典型運行方式進行經(jīng)濟性分析[14-15]。

只用市電即為只投用電制冷，利用市電制冷滿足數(shù)據(jù)中心冷量需求；自發(fā)自用，則為能源站本身盡量消納內燃機所發(fā)電量，消納不完的余電才上網(wǎng)售電；向外售電，則為內燃機利用溴化鋰制冷滿足數(shù)據(jù)中心的冷量需求，內燃機所發(fā)的電全部上網(wǎng)售電。此外，在機組搭配運行時，要時刻保持一臺同類機組處于備用狀態(tài)。其中每棟機房的額定冷量需求為13 000 kW，供冷用電量由能源站供應，數(shù)據(jù)中心正常用電由市電供應。根據(jù)能源站自身主要用電設備功率及內燃機發(fā)電功率，在不同數(shù)量機房投運時，機組運行搭配方式如表3所示。

表3 典型運行方式機組搭配

在運行方式經(jīng)濟性計算時，上網(wǎng)電價根據(jù)能源站所在地區(qū)價格，供冷和天然氣價格按照能源站和數(shù)據(jù)中心、天然氣公司協(xié)定價格。運行經(jīng)濟性分析時，銷售電價參考浙江省相近容量的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價0.588元/kWh，工業(yè)使用電價為0.664 4元/kWh。假定天然氣價格為2.4元/m3、售冷價格為0.4元/kWh，固定資產(chǎn)折舊按照年限平均法計算，固定資產(chǎn)約為4.6億元，資產(chǎn)殘值率為5%，折舊15年，每年折舊費用為2 913萬元，能源站每年維修費為1 500萬元。評價典型運行方式的經(jīng)濟性時，采用年毛利潤作為評價指標，年毛利潤越高說明該運行方式的經(jīng)濟性越好，年毛利潤的定義為計算電冷銷售收入扣除修理費用、燃料費用、工人工資福利和設備折舊費用。

3 運行經(jīng)濟性分析

3.1 投用1棟機房時的經(jīng)濟性分析

當數(shù)據(jù)中心前期投運1棟機房時，3種典型運行方式的年毛利潤隨天然氣價格、上網(wǎng)電價和供冷價格的變化如圖2、圖3所示。

圖2 投用1棟機房時天然氣價格對毛利潤影響

圖3 投用1棟機房時上網(wǎng)電價對毛利潤的影響

由圖2可知，當能源站只有1棟機房投用且天然氣價格低于2.73元/m3時，采用向外售電運行方式年毛利潤最高。當天然氣價格高于2.73元/m3時，采用只用市電的運行方式年毛利潤最高。由圖3可知只投用1棟機房時上網(wǎng)電價對運行方式的影響：當上網(wǎng)電價低于0.42元/kWh時，能源站采用只用市電的運行方式；當上網(wǎng)電價在0.42～0.51元/kWh時，宜采用自發(fā)自用的方式。當上網(wǎng)電價高于0.51元/kWh時，宜采用向外售電運行方式。由圖4可知，當向數(shù)據(jù)中心供冷價格增大時，3種運行方式下能源站的毛利潤都隨之等量增加，即最經(jīng)濟的運行方式不改變。

總體上看，在天然氣價格和上網(wǎng)電價變化范圍內，只投用1棟機房時，3種典型運行方式的年毛利潤都小于0，即企業(yè)處于虧損狀態(tài)。

3.2 投用2棟機房時的經(jīng)濟性分析

投用2棟機房時，3種典型運行方式的年毛利潤隨天然氣價格和上網(wǎng)電價的變化如圖5和圖6所示。

圖5 投用2棟機房時天然氣價格對毛利潤的影響

圖6 投用2棟機房時上網(wǎng)電價對毛利潤的影響

2棟機房投運時，由圖5可知：當天然氣價格低于2.79元/kWh，能源站采用向外售電的運行方式時，年毛利潤最高；當天然氣價格在2.79～3.05元/kWh時，能源站采用自發(fā)自用運行方式年毛利潤最高；當天然氣價格高于3.05元/kWh時，能源站采用只用市電運行方式年毛利潤最高。由圖6可知：投用2棟機房且上網(wǎng)電價低于0.51元/kWh時，能源站采用自發(fā)自用的運行方式年毛利潤最高；當電價高于0.51元/kWh時，能源站采用向外售電的運行方式年毛利潤最高。

因此，當投運2棟機房時，設備的利用率得到了提升，能源站的年毛利潤有所提高，其中，當天然氣價格低于2.55元/kWh或者上網(wǎng)電價高于0.54元/kWh時，采用向外售電可以實現(xiàn)能源站的盈利。

3.3 投用3棟機房時的經(jīng)濟性分析

投用3棟機房時，3種典型運行方式的年毛利潤隨天然氣價格和上網(wǎng)電價的變化如圖7和圖8所示。

圖7 投用3棟機房時天然氣價格對毛利潤影響

圖8 投用3棟機房時上網(wǎng)電價對毛利潤的影響

投運3棟數(shù)據(jù)樓時，由圖7可知：在天然氣價格低于2.55元/m3時，能源站采用向外售電的運行方式年毛利潤最高；當天然氣價格在2.55～3.58元/m3時，能源站采用自發(fā)自用的運行方式年毛利潤最高；當天然氣價格大于3.58元/m3，采取只用市電運行方式。投運3棟數(shù)據(jù)樓時，由圖8可知：當上網(wǎng)電價低于0.56元/kWh時，采用自發(fā)自用的運行方式；若上網(wǎng)電價高于0.56元/kWh，則采用向外售電運行方式收益最高。

在投用不同機房時，天然氣價格對于向外售電運行方式的年毛利潤敏感性最強，其次是自發(fā)自用運行方式，對于只用市電運行方式的年毛利潤無影響。同樣，上網(wǎng)電價對于向外售電運行方式的年毛利潤敏感性也最強，其次為自發(fā)自用。當投用3棟機房時，由于自身發(fā)電量可以完全由自己消納，因此上網(wǎng)電價對于自發(fā)自用年毛利潤無影響。由于只用市電時，和天然氣、上網(wǎng)電價無關，因此天然氣價格和上網(wǎng)電價對于只用市電運行方式的年毛利潤無影響。

4 機房投用數(shù)對年毛利潤的影響

根據(jù)現(xiàn)有假定天然氣價格和上網(wǎng)電價下，在投用不同機房時，向外售電的年毛利潤最高。向外售電的年毛利潤和投運機房數(shù)關系見圖9。

圖9 年毛利潤與機房投運數(shù)關系

由圖9可知，當機房投運數(shù)增加時，年毛利潤迅速增大。根據(jù)假定的天然氣價格和上網(wǎng)電價，只投用1棟機房時能源站是虧損狀態(tài)，投運2棟機房時可采用最經(jīng)濟的運行方式實現(xiàn)盈利，投運3棟機房時年毛利潤最大。投運的機房數(shù)增加時，設備的利用率增大，銷售的電量和冷量越多，年毛利潤變大。因此在能源站裝機配置設計階段，應根據(jù)投運后可能的天然氣價格和電價情況，設計最優(yōu)的機組搭配方式，盡量減少設備的冗余，降低項目投資，提高設備利用率，增加能源站的收益。

5 結論及建議

（1）根據(jù)上網(wǎng)電價和天然氣價格可優(yōu)化運行方式提高經(jīng)濟性。天然氣價格較低或者上網(wǎng)電價較高時，宜采用向外售電運行方式；當天然氣價格過高時，宜采用只用市電運行方式；當上網(wǎng)電價較低時，宜采取只用市電或者自發(fā)自用運行方式。供冷價格提高會增加能源站年毛利潤，但不影響最優(yōu)運行方式[16]。

（2）能源站年毛利潤隨投運機房時數(shù)量增加迅速增大。投運2棟機房時，可通過選取經(jīng)濟性較好的運行方式實現(xiàn)盈利。向外售電運行方式對于電價和氣價的敏感性最強。

（3）為保證設備的負荷率，提高能源站收益，能源站建設裝機容量應與用戶的負荷需求相匹配。對于較大容量的能源站，建議分批建設[17]。

（4）能源站前期裝機配置設計時，宜根據(jù)投運可能的天然氣價格、上網(wǎng)電價，考慮最優(yōu)收益運行方案，進而選取合適的裝機容量及配置。