陳卉，劉穎，趙龍生

（1.東南大學建筑設計研究院有限公司，南京210096；2.南京工業(yè)職業(yè)技術大學，南京210096）

0 引言

數據中心的電負荷、冷負荷需求量大，且負荷全年波動范圍小，較為穩(wěn)定。數據中心電負荷系統(tǒng)及空調系統(tǒng)需全年不間斷運行，以保證數據通信設備運行的可靠性和有效性。數據中心用能設備包括服務器、交換機等互聯(lián)網技術（Internet Technology，IT）設備，還包括空調、配電等輔助系統(tǒng)。目前在數據中心能效水平狀況下，數據中心IT 設備大約占總能耗50%，空調系統(tǒng)能耗占總能耗約40%，其電負荷和冷負荷比例接近1。用于數據中心的天然氣分布式能源站通常也能實現(xiàn)約44%的發(fā)電效率和約46%的余熱利用效率，當采用能效比（COP）在1左右的溴化鋰吸收式制冷機組時，其供電、供冷比例接近于1。天然氣分布式能源站的供電、供冷比例與數據中心的電負荷、冷負荷比例接近，可保證能源利用的充分性和穩(wěn)定性。其特殊的用能結構非常適宜采用分布式能源系統(tǒng)［1-7］。

天然氣作為一種清潔低碳化石能源，在能源結構轉型中發(fā)揮重要作用，圍繞國家提出的“30·60”碳排放目標特別是2030年前碳排放達峰的要求，響應國家能源消費結構向清潔低碳加快轉變，本文搭建天然氣分布式能源系統(tǒng)（CCHP 系統(tǒng)），使能源消費結構向更綠色、低碳方向發(fā)展。CCHP 系統(tǒng)以天然氣為原料，通過燃氣發(fā)電機組發(fā)電，所發(fā)電力與市電共同滿足用戶端的電力需求，同時采用余熱利用設備（溴化鋰空調、換熱器等）滿足用戶端的冷熱負荷需求，實現(xiàn)能源的梯級利用，綜合能源利用效率在70%以上，并在負荷中心就近實現(xiàn)現(xiàn)代能源供應方式，是天然氣高效利用的重要方式［7］。與傳統(tǒng)集中式供能方式相比，天然氣分布式能源具有低碳清潔環(huán)保、能效高、安全性好、削峰填谷、經濟效益好等優(yōu)點，是高碳模式向低碳模式的經濟增長的轉變方式。將天然氣分布式能源系統(tǒng)應用到數據中心中，不但能夠滿足數據中心的電與冷負荷需求，減少能源費用，更可以與傳統(tǒng)的數據中心供能方式互為補充以滿足數據中心用能安全性的特殊需求。

1 數據中心項目概況

某數據中心項目位于常熟新規(guī)劃的城鐵片區(qū)內，占地面積2.35 公頃，共設2 座互聯(lián)網數據中心（IDC）機房樓及其他建筑物，均按民用建筑設計，該數據中心依據《數據中心設計規(guī)范》A級標準進行設計。#1和#2 IDC機房樓機架數量均為2 800個，單機架面積7.5m2，電源使用效率（PUE）年平均值1.35。

數據中心能源需求主要是電能和冷能。數據中心的主要用電是服務器、交換機等IT 設備用電，且數據中心需要常年提供足量的空調冷負荷。

2 冷、電負荷分析

2.1 電負荷分析

數據中心用電負荷常年穩(wěn)定運行，負荷波動較小。數據中心IT 負載約37 MW，數據中心引入110 kV 變電站的最低容量為20 MV·A（即必須用掉20 MV·A 的電量）。因此，數據中心耗電量扣除該部分的輸入電量即為能源站的供電負荷。能源站需供應的電負荷為17 MW。數據中心用電系統(tǒng)采用雙路電源，保證了供電安全性和可靠性。

2.2 冷負荷分析

數據中心設計方根據《采暖通風與空氣調節(jié)設計規(guī)范》，查詢國家氣象標準中蘇州的室外設計參考指標參數和室內設計參數，并由《計算機房空調設計》中的計算公式，估算出機房的冷負荷約50 MW。所需冷凍水供回水溫度暫定為15∕21℃，水流量為7 200 m3∕h?？照{系統(tǒng)每天24 h 運行，負荷常年波動不大。根據上述對數據中心冷、電負荷分析，能源站設計負荷見表1。

3 能源站供能方案

通過比較分析，冷∕電源采用N+1 設計，得出該數據中心推薦配置方案：5 臺單機裝機容量為4.5 MW 級燃氣內燃機（4 用1 備）+5 臺3 917 MW 煙氣-熱水型溴化鋰冷水機組（4 用1 備）+5 臺9 100 kW 離心式電制冷機組（4 用1 備）+2 臺7 000 kW 電制冷機組［8-11］。能源站系統(tǒng)流程如圖1所示，系統(tǒng)配置如圖2所示。

表1 樓宇式分布式能源站設計負荷Tab.1 Design load of the building distributed energy station /kW

圖1 數據中心樓宇式分布式能源系統(tǒng)示意Fig.1 Building-type distributed energy system for a data center

圖2 能源站系統(tǒng)配置Fig.2 Configuration of the energy station

為保證供冷可靠性，能源站空調冷凍水系統(tǒng)采用二級泵系統(tǒng)，一級泵冷凍水系統(tǒng)母管為雙供雙回環(huán)形管網系統(tǒng)，二級泵冷凍水系統(tǒng)為雙管路系統(tǒng)，按管路系統(tǒng)2N 冗余設計，供回水系統(tǒng)分別接入集、分水器；為提高數據中心PUE，降低基礎設備能耗成本，冷凍水供回水溫度設定為15∕21℃。

能源站采用二路供冷水的系統(tǒng)，設置有2 個蓄冷罐，蓄冷罐直徑9 m，體積為595 m3。水蓄冷作為應急冷源，滿足系統(tǒng)運行15 min 的冷量，可保證雙冷源平穩(wěn)切換［12-13］。

數據中心制冷系統(tǒng)冷卻水的設計方案是基于閉式冷卻塔自然冷卻的形式，冷卻水系統(tǒng)母管為環(huán)形管網系統(tǒng)，保證安全可靠性，冷卻水供∕回水溫度分別為32∕37℃。冷卻水系統(tǒng)包括冷卻塔30 臺（28臺運行，2 臺備用）、冷凍水泵、冷卻水泵、板式換熱器等。為了更好地節(jié)約能源，降低數據中心PUE，設計采用室外自然免費冷源，即冬季采用開式冷卻塔+板式換熱器提供自然冷卻免費制冷方式［14］。

為保證供電安全可靠，能源站擬以雙回10 kV的電壓等級接入數據中心110 kV開閉所的10 kV母線。能源站內建設一座10 kV 配電間，10 kV 接線為單母線分段接線，能源站第一解列點為10 kV 聯(lián)絡開關，后備解列點設置在發(fā)電機出口開關。第1 并列點設在發(fā)電機出口開關處，第2并列點設在10 kV聯(lián)絡開關處。

另外，為了滿足常熟地區(qū)NOx的排放要求，推薦采用選擇性催化還原（SCR）法脫硝工藝進行煙氣脫硝，布置在內燃機尾部與煙氣-熱水型溴化鋰機組之間，將NOx排放質量濃度降至50 mg∕m3以下，實現(xiàn)達標排放，脫硝工藝流程如圖3所示（圖中PLC 為可編程邏輯控制器）。

圖3 脫硝工藝流程Fig.3 Denitrification process

4 能源站供能運行方案

4.1 夏季/過渡季供冷運行方案

4 臺 燃 氣發(fā) 電 機00：00—08：00 停 機 不 運行；08：00—24：00 滿負荷運行，所發(fā)電力滿足高峰時段（08：00—12：00，17：00—21：00）能源站內電制冷機組用電需求，富余電量滿足數據中心部分電能需求，平價時段（12：00—17：00，21：00—24：00）電制冷機組從電網購電，內燃機發(fā)電量用于滿足數據中心部分用電需求，平價時段和高峰時段數據中心不足電量均從網上購電。發(fā)電過程中所產生的煙氣余熱和高溫缸套水通過4 臺余熱溴冷機組吸收利用，產生7 ℃的冷水。

4 臺離心電制冷機以電為動力產生15 ℃的冷水，高峰時段所耗電量由內燃發(fā)電機供，平段和谷段從電網購電。夏季∕過渡季典型日制冷設備負荷分攤情況如圖4所示。

圖4 夏季/過渡季典型日制冷設備負荷分攤Fig.4 Load distribution of the refrigeration equipment on a typical day in summer/transition season

4.2 冬季供冷運行方案

結合當地氣候特點，本項目冬季采用開式冷卻塔+板式換熱器提供自然冷卻免費制冷方式，能源站免費制冷時間按1 080 h 計，無需開啟冷凍水機組，節(jié)省了運行費用。

本文研究探索以求為建筑行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展中BIM技術的廣泛應用及結構配筋圖智能化審核技術提供更完善的理論和實踐方法。

5 技術經濟性分析

5.1 約束條件

對于供、用電，其能量平衡公式如下

式中：P 為供應用戶端電量；Pg為內燃機發(fā)電量；Pes為電網上網電量；Pex為電網下網電量；Pu為電制冷機消耗電量；∑Qec為制冷水泵及風機等消耗電量總和。

對于供冷設備，其能量平衡公式為

式中：Qc為供用戶端冷量；Qyc為煙氣-熱水型溴化鋰機組供冷量；Qec為電制冷機組供冷量。

能源站節(jié)能率公式如下

式中：r 為節(jié)能率；B 為聯(lián)供系統(tǒng)年燃氣總耗量，m3；QL為天然氣低位發(fā)熱量，QL=34.8 MJ∕m3；W 為聯(lián)供系統(tǒng)年凈輸出電量，kW·h；ηeo為常規(guī)供電模式的平均供電效率，計算結果為38.57%；Q1為聯(lián)供系統(tǒng)余熱年供熱總量，MJ，本案例為0；ηo為常規(guī)供熱模式的燃氣鍋爐平均熱效率；Q2為聯(lián)供系統(tǒng)余熱年供冷總量，MJ；COPo為常規(guī)供冷模式的電制冷機平均性能系數，可按5.0取值。

5.2 算例分析

5.2.1 技術指標分析

江蘇省10 kV及以下大工業(yè)用電高峰段（08：00—12：00，17：00—21：00）電價為1.0 697元∕（kW·h），平段（12：00—17：00，21：00—24：00）電價為0.641 8元∕（kW·h），谷段（12：00—17：00，21：00—24：00）電價為0.313 9 元∕（kW·h），能源站供數據中心電價為0.80 元∕（kW·h）。為充分利用峰谷電價差，提高能源站經濟效率，能源站內燃機谷段（00：00—08：00）不運行，數據中心從國家電網購電，能源站內用電亦從電網購入谷價電；能源站的內燃機（08：00—24：00）運行，高峰段，能源站用電設備由內燃機供，剩余電量供數據中心；平段，能源站供數據中心電價高于從電網平段電價，所以此時段能源站內燃機發(fā)電量全部供給數據中心，能源站內用電設備從電網購入電量。數據中心冷負荷（00：00—08：00）全部由電制冷離心機承擔；數據中心冷負荷（08：00—24：00）由煙氣-熱水型溴化鋰機組和離心式電制冷機組共同承擔。

白天煙氣-熱水型溴化鋰機組承擔15 668 kW冷負荷，其余34 332 kW 冷負荷由離心式電制冷機組承擔；夜間50 MW 冷負荷全部由離心式電制冷機組承擔。能源站典型日供冷量如圖5所示。

圖5 能源站典型日供冷量Fig.5 Cooling capacity of the power station on a typical day

能源站內燃機夜間停運，白天發(fā)電功率為18 000 kW；能源站夜間用電負荷為9 064 kW，白天用電負荷7 430 kW；能源站平∕峰段供數據中心電負荷17 100∕9 670 kW；能源站谷段從電網購入電負荷9 064 kW，峰段不從電網購電，由內燃機供應，平段從電網購電負荷7 430 kW。

能源站典型日內燃機發(fā)電量、制冷相關設備耗電量、下網電量及供數據中心電量如圖6所示。

通過分析計算［15］，得出主要技術數據，能源站內燃機年耗天然氣量2 453 萬m3∕a，年供電量104.71 GW·h，綜合能源利用效率79%，熱電比91.6%，內燃機標準工況主要技術指標見表2。

5.2.2 經濟指標分析

（1）邊界條件。能源站財務評價需在特定邊界條件下評估，設定的邊界數據見表3。

（2）經濟指標。能源站靜態(tài)投資25 396 萬元，稅后內部收益率9.43%，投資回收期9.73 年，經濟上是可行的，能源站主要經濟指標見表4。

圖6 能源站典型日相關電量Fig.6 Electricity consumption of the power station on a typical day

表2 內燃機標準工況主要技術指標Tab.2 Main technical indicators of the internal-combustion engine

5.2.3 敏感性分析

為分析能源站抗風險的能力，將總投資、發(fā)電量、天然氣價格和供電價格作為敏感性因素，分析結果如圖7 所示。由敏感性分析可知，稅后內部收益率對天然氣價格和供電價格變化十分敏感［16］。

表3 財務評價計算邊界條件Tab.3 Boundary conditions for the financial evaluation

表4 主要經濟指標Tab.4 Main economic indicators

圖7 敏感性分析Fig.7 Sensibility analysis

6 節(jié)能及環(huán)境效益分析

6.1 節(jié)標煤量及節(jié)能率

天然氣分布式能源系統(tǒng)梯級利用，提高了天然氣能源使用效率，起到節(jié)能減排目的，減少碳排放量。經分析計算，該能源站節(jié)約標準煤量為12 564 t∕a。CCHP 系統(tǒng)節(jié)能率22.6%，滿足并高于國家標準《燃氣冷熱電聯(lián)供工程技術規(guī)范》（GB 51131—2016）中節(jié)能率大于15%的要求。

6.2 環(huán)境效益

天然氣分布式能源系統(tǒng)可有效降低碳排放量，使能源站獲得碳排放收益，能源站投運后，具有年減排煙塵2.2 t，二氧化硫20.63 t，氮氧化物減排量37.27 t，二氧化碳減排量10 200 t，碳排放及相關污染物減排效果較明顯，低碳環(huán)保［17-18］，污染物減排情況見表5。

表5 CCHP系統(tǒng)污染物減排一覽表Tab.5 Reduced pollutant list of the CCHP system /（t·a-1)

7 結論

數據中心常年負荷大且穩(wěn)定，使得其配套的能源站綜合能源利用效率高，接近80%。能源站利用峰谷電價差提高其經濟效益，投資稅后內部收益率9.43%，經濟性可行，具有一定的抗風險能力。能源站運營成本主要受天然氣價格制約，綜合考慮節(jié)能減排、低碳經濟等因素，筆者認為在未來天然氣價格進一步下降的情況下，降低運行成本后，該方案具有一定的推廣意義。