2023商业综合体综合能源服务项目规划设计典型案例1

综合能源服务规划设计典型案例（商业综合体类）漕河泾南部综合体能源中心项目年 月 日编制说明漕河泾南部综合体项目位于上海中心城区的门户位置松江区新桥镇，为商业综合体类项目。对综合体项目整体概况、项目背景及项目当地的能源资源禀赋进行资料收集、梳理。需求分析发现，该项目主要解决综合体对冷和热的需求。在项目基础条件及需求分析基础上，提出以离心式（螺杆式）制冷机组+双工况制冷机组+冰蓄冷为主的供冷系统以及以电蓄热+燃气锅炉为主的供热系统的能源中心方案，为综合体用户供冷和供热。通过对项目设备投资估算以及综合财务评价指标计算得出，本项目预计总投资10410.7万元，项目税后投资回收期为7.39年，内部收益率10.02电等多种用能需求的有机融合，构成新型能源供应结构，大幅提升项目能依据项目基础条件对项目风险进行评估，发现项目存在一定的宏观政策风险、技术风险及财务风险。目 录第一章项目基本情况 99项目概况 99项目背景 99编制依据和原则 100第二章项目基础条件 101地理位置 101气象条件 101供水条件 102供电条件 102供气条件 102供热条件 103第三章冷热需求分析 1053.1.热负荷现状 1053.2设计热负荷和供热参数 106第四章项目规划设计方案 109拟采用技术、设备的基本情况 109冷热供给方案评价 109综合能源管控与服务系统 122第五章投资估算与效益分析 125投资估算 125财务评价 125社会效益评价 126第六章风险分析及对策 127项目所需外部条件 127宏观经济环境影响 127技术风险 127财务风险 128PAGEPAGE100第一章项目基本情况项目概况项目名称及业主单位项目名称：漕河泾南部综合体能源中心项目业主单位：上海临港集团与上海漕河泾新兴技术开发区发展总公司承建单位：上海综合能源服务有限公司建设周期：12个月。项目实施模式本项目实行工程总承包模式。项目背景300m22006年被上海市认定为”2010漕河泾开发区松江生产性服务业功能区。新兴产业园区充分发挥了松江区位优势和漕河泾品牌优势，通过在机制创新、科技引领、产业集聚、土地集约、服务集成等方面的探索和实践，在产业升级、转型发展、国有资产和集体资产共同增值保值、土地节约集约利用等方面取得了良好的成绩，实现了社会效益、经济效益和环境效益的全面提升。园区在打造具有全球为发展战批为上海市知识产权试点园区”，“上海市生产性服务业功能区”、企业服务优秀园区、”，并被大张江编制依据和原则略。第二章项目基础条件地理位置松江新兴产业园南部综合体地处上海中心城区的门户位置松江区新桥镇，位于沪昆高速新桥段西侧，九新公路东侧，莘砖公路南侧（松江新兴5.5km15km南部综合体紧靠莘砖公路及沪昆高速，区域内道路在前期工程时已形成，如进厂道路、汽车货运道路等，本期不考虑新建。南部综合体分两列布置了26幢80m高的5A级办公、展示交易和餐饮1500m120m86m2。气象条件在设计工况下，上海市空调室外设计参数如下：夏季空调室外设计干球温度4479225122。上海夏季的主导风向为东南风，冬季的主导风向为西北风，能源站所处位置使排风不经过区域的核心区域，与常规的分散能源系统相比，可以降低区域内的污染水平。供水条件≥0.3MPa能源中心生活用水主要考虑洗涤用水、地面冲洗用水。生产用水主要包括锅炉系统、空调系统等各个工艺装置补水。生活用水与生产用水统一由园区生活给水管网供给。能源中心内排水系统采用污废分流的排水体制，生活污水经卫生器具收集统一排入地下式集水坑内，由潜污泵加压排至园区污水管网。生产废水主要包括各个工艺设备排水、水箱溢流排污水、地面冲洗水等，通过地面排水沟收集同一排入集水坑内，由潜污泵加压排至园区废水管网。供电条件本工程为新建项目，采用新建10kV配电站的方式供电。本工程10kV配电装置采用2段单母线接线方式,电源引自附近开关站。供气条件天然气属于洁净燃料，燃烧后烟气排放的污染低，相对于其它燃料，35600kW然气锅炉的天然气耗气量为608.5Nm3/h，三台锅炉最大耗气量约1825.4Nm3/h。“5+1”包括平湖西气东输西气东输川气东送LNG0.4MPa~0.8MPa30kpaDN20030kPaDN300DN1503材质为镀锌钢管。调压计量接入管道、调压计量站以及调压计量站至锅炉燃气阀组前管道由专业设计公司负责，具体供气方案在与燃气公司商定后供热条件本工程荷折数按0.87考虑，南部综体一程设计负荷41.66MW，设计负荷25.78MW据南部合体划热用主要用热的参大多为0冷户用参数大多为～8基为连使用。本工程设计夏季能源中心进出口参数为5 ；能源中心进出口参数为60 。根据全逐时计算，个区季供热数（温度低于8 为93天夏季天室外度于28 为50本程建完成后，预每年该区域供冷量17.1万GJ，热量3.5万GJ。第三章冷热需求分析3.1.热负荷现状建筑物的冬季空调供热和夏季空调制冷。本项目的实际供能面积约24.70万29.63MW

表3-1南部综合体一期冷热负荷分析项目空调面积m2冷负荷MW热负荷MW一、主楼-办公#119355.863.222.03#218471.533.272.30#319355.863.222.03#426049.613.952.36#519355.863.222.03#615735.812.621.63#719355.863.222.03#823060.553.772.13#919355.863.222.03#1015735.812.621.63#1119355.863.222.03小计215188.4735.5522.21二、裙房-商业1号楼4408.191.781.082号楼2109.750.850.553号楼3793.071.510.904号楼5274.22.021.215号楼1072.410.460.296号楼1773.420.700.437号楼3210.371.190.668号楼2795.11.100.679号楼2740.371.050.6610号楼1456.50.500.3111号楼3210.371.190.66小计31843.7512.347.42合计247032.2247.8929.63夏季典型日冷负荷的逐时变化范围较平稳，最大冷负荷出现在下午48829.63MW，63.99MW。3.2设计热负荷和供热参数南部综合体用户为商业、酒店、办公三类性质，用冷、热性质随环境温度变化，因此，整体负荷的趋势会有局部大幅度变化，为了客观地反映用户的冷、热负荷水平，根据预测的冷、热负荷数据进行推导，得出近期热负荷的延时曲线，如图3-1及3-2所示。图3-1南部综合体一期供热期热负荷延时曲线图3-2南部综合体一期供冷期冷负荷延时曲线5000kW850h10000kW400h15000kW200h5000～10000kW5009000kW从冷负荷延时曲线图中可以看出，冷负荷大于10000kW的时间数为1900h20000kW1450h30000kW550h40000kW300h集中在10000～30000kW之间，每年有1000小时的时间供热负荷稳定在25000kW0.8741.66MW25.78MW。根据南部综合体的规划，热用户主要用热的参数大多为60℃，冷用户用冷的参数大多为12～18℃，基本为连续使用。本工程设计夏季能源中心进出口参数为5℃/13℃；冬季能源中心进出口参数为60℃/50℃。（9315017.1GJ3.5GJ。PAGEPAGE109第四章项目规划设计方案拟采用技术、设备的基本情况略。冷热供给方案评价冷热供给方案评价冷源方案44572kW（）/3165kW（制冰24220kW式制冷机组（基载机）+1台1442kw变频螺杆制冷机+1套28800RTh（101290kWh）蓄冰槽。相关设备信息列表见表4-1至4-9。表4-1双工况制冷机组信息台数4台制冷量（RT）1300RT（制冷）/900RT（制冰）制冰工况冷水进/出口温度(℃)-5.6\-2.4冷水流量(L/s)254冷水系统阻力损失（kPa）169冷却水进出口温度(℃)30/33.28冷却水流量(L/s)286.7冷却水系统阻力损失（kPa）98.1电功率(kW)752.7制冷工况冷水进/出口温度(℃)5\13冷水流量(L/s)145.5冷水系统阻力损失（kPa）56.2冷却水进出口温度(℃)32/38冷却水流量(L/s)222.5冷却水系统阻力损失（kPa）60.9电功率(kW)982表4-2基载离心制冷机组台数2台制冷量（RT）1400RT（制冷）冷水进/出口温度(℃)5\13冷水流量(L/s)147冷水系统阻力损失（kPa）54.8冷却水进出口温度(℃)32/38冷却水流量(L/s)233.5冷却水系统阻力损失（kPa）54.3电功率(kW)907.1表4-3基载变频螺杆制冷机组信息台数1台制冷量（kw）1442kw（制冷）冷水进/出口温度(℃)5\13冷水流量(L/s)43.12冷水系统阻力损失（kPa）21.3冷却水进出口温度(℃)32/38冷却水流量(L/s)69.39冷却水系统阻力损失（kPa）36.5电功率(kW)：309.9表4-4基载离心制冷机一次泵（定频）信息表台数2台流量(m3/h)635扬程（m）20电功率（kW）75表4-5变频螺杆机一次泵（定频）信息表台数1台流量(m3/h)190扬程（m）20电功率（kW）18.54-6台数4台流量(m3/h)860扬程（m）20电功率（kW）754-7变频台数4台流量(m3/h)950扬程（m）42电功率（kW）1604-8蓄冰装置信息表蓄冰量28800RTh（101290kWh）蓄冰槽进出口水温联供工况)6/3.5℃单供工况11/3.5℃表4-9冷冻水二次泵（变频）信息表台数4台流量(m3/h)1200扬程（m）45电功率（kW）200台数1台（表4-9上下什么区别）流量(m3/h)70扬程（m）45电功率（kW）22制冷系统采用基载离心制冷机系统配合冰蓄冷制冷系统联合为项目两个能源环夏季提供冷水供冷。冰蓄冷槽搭配4台双工况离心制冷机组，采用双工况机上游串联式系统。夜间双工况机开启制冰将冷储存于冰槽中。白天根据当天负荷情况，采用冰槽供冷、基载离心机供冷或者联合运行方式为系统两个能源环供应冷水。冷水系统采用二次泵系统，一次泵定频二次泵变频。系统根据负荷变化情况，控制二次泵起停及频率变化，达到系统负荷输出变化控制目标。同时项目设置一台基载变频螺杆制冷机组，在项目负荷及小时单独使用，负荷超过螺杆机制冷量时，螺杆机及其泵组关闭，开启基载离心制冷机制冷运行。蓄冰系统采用主机上游的串联方式，外融冰蓄冰。蓄冰系统的冷量全部来自双工况制冷机组，其作用是利用夜间低谷电时段蓄冰，在白天用户负荷高峰和高峰电时段放冷，起到节约费用和对负荷削峰填谷的作用。41300RT（）/900RT（）447800kW128800RTh（101290kWh）41组蓄冰槽采用三层布置的方式。蓄冰槽为钢制材质，采用外保温方式。蓄101290kWh6.7h442m蓄冰系统主要由以下三种工作模式：a.双工况主机制冰模式，b.双工况主机与蓄冰装置联合供冷模式，c.融冰单独供冷模式。a.双工况主机制冰模式：蓄冰时，双工况主机设定为制冰工况，蓄冰槽出口-2.4℃乙二醇溶液通过乙二醇泵增压后分别送至双工况机组蒸发器，通过双工况机组降温至-5.6℃，送至蓄冰槽入口，将蓄冰槽盘管外的水结成冰并储存冷量。b.双工况主机与蓄冰装置联合供冷模式放冷时，双工况主机设定为空调工况，从板式换热器热侧来的高温乙5c.融冰单独供冷模式放冷时，从板式换热器热侧来的高温乙二醇溶液（11℃）进入储冰装：35600kW24500kW×8h4-104-15表4-10燃气热水锅炉信息锅炉型号WNS5.6-1.0/95/70-Y(Q)锅炉型式卧式内燃、全湿背、三回程额定热功率5600kW额定工作压力1.0MPa额定出水温度95℃额定进水温度70℃燃料耗量608Nm3/h电功率30kW锅炉热效率95.5％锅炉排烟温度100℃锅炉重量12050kg台数3台表4-11电加热式高温固体储热装置设备型号DCL-GN-A-3600额定热功率4500kW储热量36000kWh额定出水温度60℃额定进水温度50℃电功率4580kW台数2台表4-12锅炉给水泵（定频）台数3台流量(m3/h)212扬程（m）25电功率（kW）37表4-13锅炉二次侧热水一次泵（定频）台数3台流量(m3/h)528扬程（m）20电功率（kW）45表4-14电蓄热装置一次泵（定频）台数2台流量(m3/h)425扬程（m）20电功率（kW）37表4-15热水二次泵（变频）台数4台（3用1备）流量(m3/h)810扬程（m）45电功率（kW）150本工程锅炉燃烧系统新建内容主要包括锅炉燃气供应系统；相应管线及辅助设备的安装以及支吊架设计、安装、保温油漆等。30kPa25-30kPa。天1825Nm3/h85003（炉（DN150），25~30kpa燃气经过过滤器、关断阀、调压阀等燃气阀组后与空气混合通过燃烧器进入炉膛并在右侧炉膛内剧烈燃烧，产生大量高温烟气，烟气在炉膛内上升运动，与炉膛中的水管进行换热。高温烟气的热量被炉膛盘管中的水吸收后，进入尾部节能器，对锅炉给水进行预加热，烟气热量被进一步降低，最后由烟囱排出。锅炉配套供货节能器作为锅炉尾部受热面，进一步降低排烟温度至10033），Φ6202083.53.510m/s。根据锅炉进气压力要求以及市政燃气管网全天压力波动，锅炉侧设有调压阀，可保证燃气发动机及燃气锅炉稳定运行。GB816320本工程供热系统由燃气锅炉供热系统及电加热式高温固体储热系统两35600kW24500kW×8h泵采用定流量水泵，二次泵采用变频水泵。一次泵与燃气热水型锅炉及电532415600kW212m3/h25m528m3/h，扬20m35600kW60℃/50℃。DN350DN200支管分别经给水泵后接入燃气锅炉节能器入口，并通过节能器后接入锅炉缸体。70℃低温热水通过给水泵加压后与节能器及锅炉中高温烟气盘管进95100路，以控制排烟温度。锅炉供水系统分别从每台燃气锅炉尾部出口集箱接DN200DN350956060DN600810m3/h45m锅炉侧供水系统采用母管制，锅炉给水系统采用单元制。锅炉侧系统377×1020529×7Q235燃气锅炉排污排至排污降温池，降温池设计有冷却系统，保证排水温度不高于60℃。电蓄热系统的热量全部来自电加热式高温固体储热装置，该设备采用在白天用户负荷高峰时刻或高峰电价时进行放热，进而实现缓解燃气锅炉4500kW425m3/h20m60℃/50℃。DN600DN350DN2504DN250DN350电加热式高温固体储热装置采用高温固体蓄热材料中敷设电阻丝的形550装置。蓄热装置通过电加热原件对高温蓄热材料进行加热。电加热原件为耐腐蚀的外包陶瓷管，蓄热材料采用高性能长寿命高温储热材料，是由含有熔盐材料及其他材料复合烧结而成的，其中添加有多孔无机材料，经烧2560蓄热是在夜间低谷电价时段进行，蓄热时，电能通过电热元件对在蓄热体内将发热介质进行加热，随着温度的增加，加热介质，同时储蓄大量550设备将按照设定程序，根据温度和供热量，同时启动自动变频风机，循环换热空气通过与蓄热介质进行热交换变成高温空气，在引风机的驱动下高温空气进入系统的气-水换热器对水介质进行热交换，水由高温空气加热配电方案310kV710kV用（3。表4-16 1号关建规模本期规模最终规模规模出线电压等级10/10kV10/10kV主变台数容量台数容量0021250kVA主接线及出线主接线进出线回路主接线进出线回路10kV单母线分段2进14出单母线分段2进14出站点类型KT-10-11-6表4-17 2号关建规模本期规模最终规模规模出线电压等级10/10kV10/10kV主变台数容量台数容量0021250kVA主接线及出线主接线进出线回路主接线进出线回路10kV单母线分段2进14出单母线分段2进14出站点类型KT-10-11-6表4-18 3号关建规模本期规模最终规模规模出线电压等级10/10kV10/10kV主变台数容量台数容量0000主接线及出线主接线进出线回路主接线进出线回路10kV单母线分段2进14出单母线分段2进14出站点类型KF-10-11-5号开关站：新建1号开关站10kV进线电源由莘砖站莘15与莘35线400mm2400mm21号开21535线供绿地岛语12400mm23号开关站。号、3号开关站：210kV进线电源，135kV42线双拼400mm2400mm2截面电缆，另1回由莘砖站莘16线400mm21回224216242线21400mm22400mm23图4-1工程实施前电系图图4-2工程实施后电系图7座，容量拟分别如下（84#5#14#，其余用户站编号暂不变1#2#3#4#用户站（能源中心：2*4000kA6#用户站：2*800kVA7#用户站：2*1250kVA8#用户站：2*800kVA综合能源管控与服务系统略。总体架构设计1PLCDCS1DCS1本工程设置用于紧急安全停炉的独立于PLC控制系统而采用硬接线实现的紧急按钮，包括：#1炉紧急停炉、#2炉紧急停炉、#3炉紧急停炉。包括系统的逻辑架构、硬件架构、数据架构、模块等。系统业务功能系统能实现的在线监测、能量调控、计量度量、统计分析、运行维护等业务功能。35600kW心内所有仪表与控制系统的设计，为能源中心安全运行提供控制、监视、PAGEPAGE125第五章投资估算与效益分析投资估算略。工程投资估算工程总投资约为10666万元，其中制冷系统投资约为3400万元，蓄冰系统投资约为2300万元，燃