楊佳霖

(中國大唐集團新能源科學技術研究院有限公司，北京 石景山 100040)

0 引言

2017年，《關于推進北方采暖地區(qū)城鎮(zhèn)清潔供暖的指導意見》和《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃(2017—2021年)》相繼印發(fā)，針對我國北方民生采暖問題，均明確要求因地制宜地科學選擇清潔采暖方法，滿足取暖要求。當前我國民生采暖的重點工作已由城市熱電聯(lián)產集中供熱向城鎮(zhèn)的清潔供暖轉變。需求側，中小城鎮(zhèn)是未來城鎮(zhèn)人口集中膨脹的重要載體，隨著我國城鎮(zhèn)化加速，熱負荷快速發(fā)展[1-2]；而供給側，節(jié)能減排壓力重大，35 t/h以下蒸汽/熱水鍋爐面臨全面拆除，城鎮(zhèn)級供熱能力下降明顯。因此，北方城鎮(zhèn)清潔采暖問題已成為各地政府亟待解決的重要民生問題[3-4]。

城鎮(zhèn)級采暖多以燃煤蒸汽/熱水鍋爐為熱源點，進行集中供暖，而鄉(xiāng)村級則多以戶用獨立燃煤小鍋爐為主。分散式小鍋爐能效低，且無任何環(huán)保設備，污染物排放量大，是冬季霧霾頻繁發(fā)生的重要成因。近幾年，各級政府大力推進“煤改氣，煤改電”，戶用燃氣壁掛爐、電鍋爐、電熱地暖、空氣源熱泵等戶用采暖系統(tǒng)等在城鎮(zhèn)及農村中推廣迅速，風電供暖也進行了較為深入研究和局部示范[5-7]。但2017—2018年采暖季，波及全國20多個省區(qū)、至今未平的“氣荒”，暴露了我國天然氣產業(yè)各環(huán)節(jié)的短板；“煤改電”后，老舊小區(qū)線路增容困難，局部供電質量問題等也影響了更換供熱方式后居民的采暖質量。同時，當前的“煤改電、煤改氣”無法擺脫政府補貼，一旦補貼停止，城鎮(zhèn)居民采暖成本將會驟增。因此，從我國資源稟賦及采暖可靠性和經濟性角度分析，真正適合我國北方城鎮(zhèn)的清潔采暖方式仍然應以煤為主要燃料，采用熱電聯(lián)產方式對能源進行梯級利用，配置先進的環(huán)保設備實現超低排放?！侗狈降貐^(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃(2017—2021年)》，明確清潔化燃煤(超低排放)是清潔取暖重要方式，清潔燃煤集中供暖在多數北方城市城區(qū)、縣城和城鄉(xiāng)結合部應作為基礎性熱源使用，推動燃煤蒸汽背壓機清潔取暖應用。

本文以清潔燃煤蒸汽背壓機組供熱為基礎，結合北方地區(qū)能源供應特點，提出一種協(xié)同利用城市低溫熱源、化石能源和可再生能源的綜合能源供應系統(tǒng)，在采暖季，采用污水源熱泵[8-9]利用棄風、棄光電能吸收城鎮(zhèn)污水中低溫余熱，對熱網水進行初級加熱，利用燃煤蒸汽背壓機組排汽對熱網水進行二次加熱，實現梯級升溫和能級匹配。

1 多能源協(xié)同供應系統(tǒng)及運行方式

圖1為協(xié)同利用城市污水低溫熱源、棄風、棄光電量及清潔燃煤背壓機組的綜合能源供應系統(tǒng)。

圖1 多能源協(xié)同供應系統(tǒng)Fig.1 Integrated multi-energy supply system

多能源協(xié)同供應系統(tǒng)以污水源低溫余熱、棄風棄光電量、燃煤為輸入能源，以冷、熱、電為輸出能源，通過合理配置污水源熱泵、燃煤蒸汽背壓機、循環(huán)流化床調峰鍋爐及用戶側氨基/溴化鋰基吸收式制冷機組等能量轉換設備實現能源的合理利用。在采暖季，利用棄風、棄光電量驅動污水源熱泵吸收污水中低溫余熱對熱網水進行一級加熱，利用燃煤蒸汽背壓機組排汽對熱網水進行二級加熱。優(yōu)先運行污水源熱泵機組滿足初末寒期采暖需求；隨著熱負荷增大，開啟清潔燃煤蒸汽背壓機組并逐步調整負荷；當進入嚴寒期，污水源熱泵與背壓機組供熱能力不足時，啟動循環(huán)流化床調峰熱水鍋爐，滿足尖峰熱負荷需求。在非采暖季，若有制冷負荷，蒸汽背壓機組排汽通過蒸汽管道輸送至用戶側，根據用戶用冷溫度，選擇氨基/溴化鋰基吸收式制冷機組，滿足用冷負荷需求。該系統(tǒng)需要污水處理廠與燃煤蒸汽背壓機組距離較近，以降低污水輸送成本，同時污水處理廠可提供廉價中水，經處理后作為鍋爐、熱網系統(tǒng)補充水源，提升城鎮(zhèn)中水利用率。

以該系統(tǒng)進行冷熱電聯(lián)產相較于當前普遍的燃煤熱水鍋爐具有一定優(yōu)勢，即通過冷、熱、電聯(lián)產可有效提高綜合能源利用效率，利用小時數相應提高，經濟效益優(yōu)勢明顯；與直接采用燃煤蒸汽背壓機組比，該系統(tǒng)利用棄風、棄光電量和污水低溫余熱初級升溫，在滿足相同熱負荷條件下，燃煤蒸汽背壓機組裝機容量更小，化石燃料消耗降低，熱電比更大。

2 實例分析

以內蒙某中心城鎮(zhèn)作為核算依據，參照該中心城鎮(zhèn)的總體規(guī)劃及控制性詳細規(guī)劃，舊城區(qū)熱力公司處于棚戶區(qū)改造區(qū)域，面臨遷址。棚改后舊城區(qū)新增建筑面積較大，該熱力公司設備老舊，供熱能力嚴重不足。規(guī)劃新址位置與城鎮(zhèn)污水處理廠毗鄰，具備采用上述系統(tǒng)的地緣條件。該地區(qū)夏季天氣涼爽，暫不考慮制冷負荷。

2.1 熱負荷分析

該城鎮(zhèn)集中供熱劃分為新城區(qū)和舊城區(qū)2個片區(qū)，并分屬兩家熱力公司供應，熱網互不聯(lián)通。目前新城區(qū)供熱系統(tǒng)已新建完成，供熱能力充足，舊城區(qū)面臨新址重建，該實例主要以滿足舊城區(qū)供熱負荷為主要目標。熱負荷測算分別采用指標法和運行數據動態(tài)熱負荷預測法進行計算。

2.1.1 指標法預測熱負荷

指標法預測設計熱負荷為

Qh=qhAc×10-3

(1)

式中：Qh為采暖設計熱負荷，kW；qh為采暖熱指標，W/m2；Ac為采暖建筑物的建筑面積，m2；

舊城區(qū)主要建筑類型為居住住宅及公共建筑，根據該地區(qū)采暖供熱標準和CJJ 34—2002《城市熱力網設計規(guī)范》、DBJ 01-602—2004《居住建筑節(jié)能設計標準》對具體采暖熱指標(考慮管網損失)取值如下：居住建筑50 W/m2；公共建筑65 W/m2。參照棚戶區(qū)改造前居住建筑與公共建筑面積比例約為2∶1，設計熱負荷指標加權平均值為55 W/m2。棚戶區(qū)改造后及原有保留建筑面積共計270萬 m2，設計熱負荷為148.5 MW。

2.1.2 運行數據動態(tài)預測熱負荷

動態(tài)熱負荷預測以新城區(qū)熱力公司2017—2018年采暖季運行記錄作為計算依據，每隔5天采集1次，具體如圖2所示。

圖2 采暖周期熱負荷情況Fig.2 Thermal load in heating season

由曲線可以看到最大熱負荷需求是在1、2月份，最大值為151.90 MW(設計值)，新城區(qū)熱力公司供熱面積為280萬 m2，反推單位面積熱指標為54.25 W/m2。這2種方法計算得到的單位面積熱指標極為接近，因此舊城區(qū)選取單位面積熱指標55 W/m2，設計熱負荷為148.5 MW具有較高的負荷預測準確性。

2.2 容量配置

運行方式為以熱定電，則供能系統(tǒng)設備選型應保證能夠滿足舊城區(qū)最大熱負荷，并參照負荷變化確定基礎容量和調峰容量[10]。由新城區(qū)負荷變化確定的熱負荷率延時曲線如圖3所示。

圖3 熱負荷延時曲線Fig.3 Curve of thermal load duration

由負荷延時曲線分析，取定93.6 MW作為基礎負荷與調峰負荷的分界線，調峰容量與基礎容量比例為1∶1.7。舊城區(qū)規(guī)劃污水處理廠設計熱處理能力50 000 t/d，若污水源低溫余熱全部利用，溫度由12 ℃降至5 ℃，污水源熱泵能效比(coefficient of performance, COP)為3.5，則污水源熱泵共可提供初級加熱功率為23.8 MW。

由延時曲線可以看到，污水源熱泵可在整個采暖周期內滿負荷運行。二次加熱采用清潔燃煤蒸汽背壓機組，背壓機組需提供供熱功率69.8 MW，蒸汽量約為100 t/h。調峰負荷由循環(huán)流化床熱水鍋爐滿足，需提供供熱功率為54.9 MW。根據量產設備型號，配置方案如表1所示。

表1 系統(tǒng)配置情況Table 1 System configuration information

由配置設備情況看，全部供熱能力合計152 MW，大于148.5 MW負荷需求，能夠滿足棚改后舊城區(qū)供熱需求。

2.3 不同商業(yè)模式技術經濟分析

多能源協(xié)同供應系統(tǒng)輸入能源形式有燃煤化學能、電能、污水源低溫余熱能，輸出能源形式是電能和采暖熱能(若有冷量需求，也可生產冷能)。上網電價與采暖熱價由地區(qū)政府制定，短時間內不會發(fā)生變化，因此項目經濟性主要取決于初投資和用能成本。表2給出了最不利條件(污水源熱泵耗電采用大工業(yè)分時加權平均用電價格)下，多能源協(xié)同供應系統(tǒng)與單純采用燃煤蒸汽背壓機組系統(tǒng)的技術經濟性指標對比結果。經相同的容量配制方法，同樣供熱需求下，單純采用燃煤蒸汽背壓機組需配置2×12 MW燃煤蒸汽背壓機組滿足基礎供熱負荷，配置58 MW循環(huán)流化床熱水鍋爐滿足調峰負荷。

表2 系統(tǒng)技術經濟性指標Table 2 Main technological and economic indicators

對比兩系統(tǒng)的技術經濟參數可以看到，多能源協(xié)同供應系統(tǒng)(系統(tǒng)一)具有更高的熱電比，比燃煤蒸汽背壓機系統(tǒng)(系統(tǒng)二)高出42.6%；系統(tǒng)一全采暖季總煤耗量更低，低于系統(tǒng)二約29.7%。其主要原因是系統(tǒng)一中污水源熱泵利用電能吸收污水中低溫余熱用于采暖供熱，與系統(tǒng)二相比降低了燃煤蒸汽背壓機組配置容量，同時，系統(tǒng)一的燃煤蒸汽背壓機機組運行小時數低于系統(tǒng)二，所以標煤耗量相應降低。但系統(tǒng)一中污水源熱泵需消耗大量電能，當該電價采用大工業(yè)加權平均電價時，系統(tǒng)用能成本較高，使得項目財務投資收益率為6.89%，低于系統(tǒng)二的投資收益率。但系統(tǒng)一污水源耗電電量的價格為可變量，可采用低價的棄風棄光電量、也可將污水源耗電并入廠用電，利用燃煤蒸汽背壓機組發(fā)電電量。污水源熱泵耗電價格對投資收益率的影響如圖4所示。

圖4 污水源熱泵耗電價格對投資收益率的影響Fig.4 Impact of electricity price of sewage source heat pump on investment rate

由圖4可以看到，隨著污水源熱泵耗電價格降低，項目投資財務內部收益率呈線性增加趨勢。當污水源熱泵的用電價格低于0.383元/(kW·h)時，方案一的收益率將好于方案二；當污水源熱泵用電并入燃煤蒸汽背壓機組廠用電后，等效于污水源熱泵的用電電價為0.252元/(kW·h)，因此若購入的棄風棄光電量能夠低于0.252元/(kW·h)時，將有助于降低運營成本，提升項目經濟性。

3 結論

(1) 多能源供應系統(tǒng)能夠通過配置不同的能量轉換設備實現冷、熱、電聯(lián)合供應.

(2) 多能源協(xié)同供應系統(tǒng)較常規(guī)燃煤蒸汽背壓機系統(tǒng)可有效降低燃煤機組容量配置，降低煤炭用量進而實現污染物減排：以270萬 m2采暖需求的北方城鎮(zhèn)進行核算，可降低機組容量降低25%，全采暖季熱電比提升42.6%，燃煤量降低29.7%。

(3) 多能源協(xié)同供應系統(tǒng)與完全采用燃煤蒸汽背壓機系統(tǒng)經濟性比較發(fā)現，當污水源熱泵耗電電價為0.383元/(kW·h)時，兩系統(tǒng)收益率相當；污水源熱泵并入燃煤蒸汽背壓機組廠用電時的等效用電電價為0.252元/(kW·h)，若購入的棄風、棄光電量電價低于該值，將有助于降低運營成本，提升項目經濟性。