邰傳民田貫三

(山東建筑大學 熱能工程學院，山東 濟南 250101)

0 引言

北方城鎮(zhèn)采暖能耗隨城鎮(zhèn)化的快速發(fā)展而急劇增加，2018年城鎮(zhèn)供暖能耗為2.12億t標準煤[1]，我國北方很多城市出現(xiàn)了熱源不足的現(xiàn)象。與此同時，供熱系統(tǒng)還面臨著能源轉型的壓力，降低碳排放和污染物排放已經(jīng)成為大趨勢。如何在供熱面積不斷增長的前提下，減煤去煤，實現(xiàn)清潔供熱，已經(jīng)成為當下亟需解決的難題。

我國北方沿海城市屬嚴重缺水地區(qū)，城鎮(zhèn)化的快速發(fā)展加劇了淡水資源的匱乏。目前，海水淡化是解決沿海地區(qū)水資源短缺的有效途徑[2]。但是高能耗依舊是制約這一技術全面推廣應用的主要問題[3]，也不符合節(jié)能低碳的發(fā)展要求。因此，如何解決海水淡化的高能耗問題，對緩解沿海城市淡水短缺具有重要意義，值得探索和研究。

大力發(fā)展清潔能源產(chǎn)業(yè)是實現(xiàn)我國碳達峰的基礎，而核能在構建清潔能源體系中的作用不可或缺[4]，近年來我國北方沿海地區(qū)全面啟動百萬千瓦核電機組的建設。然而，核電機組由于蒸汽參數(shù)低，導致能源利用效率低，大量的乏汽余熱排入海水環(huán)境，造成了能量的嚴重浪費。若能夠回收核電余熱用于建筑采暖和海水淡化，將有助于降低供熱和供水成本，緩解水、熱供需矛盾。

目前，針對火電和工業(yè)余熱供熱技術的研究較多[5－8]。付林等[9]和LI等[10]提出了“基于吸收式換熱的熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱系統(tǒng)”(District Heating System with Co－generation based on Absorption Heat Exchange，Co－ah系統(tǒng))，以一次網(wǎng)供水為驅動，顯著地降低了一次網(wǎng)回水溫度至25℃，為余熱回收創(chuàng)造了有利條件，大幅提高了供熱能力[11]。針對中小型濕冷機組，李巖等[12]提出一種新型凝汽余熱利用系統(tǒng)可有效降低機組背壓，解決吸收式熱泵投資高和占地大的問題。針對空冷機組在運行過程中出現(xiàn)的綜合能源利用效率降低和空冷凝汽器運行安全受影響等問題，LI等[13]提出了一種基于乏汽余熱利用的新型熱電聯(lián)產(chǎn)供熱系統(tǒng)，并進行了系統(tǒng)集成優(yōu)化研究，系統(tǒng)經(jīng)濟性得到進一步改善。上述研究對常規(guī)余熱的回收具有較高的應用價值。然而，核電機組冬季凝汽器循環(huán)水溫度通常<20℃，而且受小容積流量的安全限制，排汽壓力提高幅度十分有限，顯然單獨采用以上技術難以實現(xiàn)乏汽余熱的有效回收。

針對海水淡化制水能耗較高的問題，水電聯(lián)產(chǎn)、熱膜耦合是近年來大規(guī)模應用的集成工藝[14－15]，冬季回收乏汽余熱提升進料海水溫度[16]，可實現(xiàn)噸水能耗降低27%以上，系統(tǒng)回收率提高至58%。但是，核電機組乏汽余熱量巨大，海水淡化能夠利用的余熱量卻非常有限，而且核電站通常遠離建筑密集的城鎮(zhèn)，導致淡化水輸送成本居高不下，經(jīng)濟性差，難以實施。

文章以威海市某核電為例，基于水熱同輸理論[17]，提出一種水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)，并分析了系統(tǒng)的節(jié)能性、環(huán)保性和經(jīng)濟性，以期提高核電余熱回收能力，降低供熱、供水成本，緩解熱源不足和水資源緊缺的難題，有利于減少區(qū)域碳排放和污染物排放，為北方沿海地區(qū)大型核電機組余熱利用提供指導和參考。

1 核電余熱供熱性能分析

以中國第三代核電自主技術AP1000機組作為研究對象，基本型式為半速、單軸、四缸(1個高壓缸和3個低壓缸)六排汽，汽水分離兩級再熱，額定功率為1 253 MW，末級葉片長度、面積分別為1 375 mm和17.8 m2。額定工況主蒸汽流量為6 799 t/h、額定抽汽流量為1 370 t/h、額定排汽壓力為3.9 kPa、額定排汽流量為2 126 t/h。

(1)最小冷卻流量分析

大型供熱機組通常采用末級葉片馬赫數(shù)Mca≥0.23作為約束條件[18]，因此末級最小冷卻流量Q′Gc，min和機組最小冷卻流量QGc，min的計算由式(1)表示為

式中Fb為末級葉片面積，m2；A為末級出口端音速，正常排汽壓力情況下介于391~412 m/s；υc為乏汽比容，m3/kg；m為低壓缸數(shù)量；n為單個低壓缸排汽口數(shù)量。

最小冷卻流量與排汽壓力之間的關系，如圖1所示。隨著排汽壓力升高，末級葉片和機組最小冷卻流量驟然增加，而對應的機組最大抽汽量則急劇減小。提高機組排汽壓力至7.5 kPa時，末級葉片和機組最小冷卻流量分別為336、2 016 t/h，計算機組最大抽汽流量為1 480 t/h，接近額定抽汽流量。繼續(xù)提高排汽壓力，將導致機組最小冷卻流量高于額定排汽流量，影響機組運行安全。

圖1 最小冷卻流量與排汽壓力之間的關系曲線圖

(2)最大抽凝比分析

機組最大抽凝流量比yecf，max和最大抽凝熱量比yech，max的計算由式(2)[19]表示為

式中QGe，max為最大抽汽流量，t/h；he、hc分別為抽汽和乏汽比焓，kJ/kg；hes、hcs分別為抽汽疏水和乏汽凝水比焓，kJ/kg。

機組最大抽凝流(熱)量比與排汽壓力之間關系曲線，如圖2所示。排汽壓力<7.5 kPa時，最大抽凝熱量比始終維持在約0.63；排汽壓力>7.5 kPa時，機組最大抽凝熱量比隨排汽壓力升高而驟減。排汽壓力提高到10 kPa時，最大抽凝比下降至約0.3。

圖2 最大抽凝流(熱)量比與排汽壓力之間關系曲線圖

(3)基于Co－ah技術構建的核電余熱供熱系統(tǒng)應用分析

北方沿海核電機組采用直流海水冷卻方式，冬季凝汽器出口循環(huán)水溫度約為12.5~20.5℃，對應的排汽壓力約為2.1~3.2 kPa，低于常規(guī)火電廠。核電乏汽余熱的主要特點是品位較低，無法直接加熱熱網(wǎng)水。

乏汽余熱回收率ξech的計算由式(3)表示為

式中QGc，R為回收的乏汽流量，t/h。

基于上述分析，利用Co－ah技術(排汽壓力為7 kPa、回水溫度為25℃)[18]構建核電機組乏汽余熱供熱系統(tǒng)，如圖3所示。由圖3可知，最大抽凝熱量比為0.63，即假如總乏汽熱量為1份，抽汽熱量則為0.63份。余熱回收機組綜合制熱系數(shù)COPh約為1.70，即利用0.62份抽汽熱量可提取0.33份乏汽余熱，剩余0.67份乏汽余熱需要通過冷卻裝置排放掉。盡管提高了核電機組的排汽壓力，但乏汽余熱回收率僅為33%，遠低于火電供熱機組，同時還影響了機組發(fā)電。

圖3 基于AP1000構建的Co－ah系統(tǒng)圖

2 水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)的構建

針對上述問題，文章提出一種利用核電乏汽余熱的水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)，如圖4所示。該系統(tǒng)具有較好的余熱回收效果和較高的能源利用效率，可以同時實現(xiàn)供熱和供水。

圖4 水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)流程圖

采暖季:開啟閥門V2、V3，關閉閥門V1；非采暖季:開啟閥門V1，關閉閥門V2、V3。

(1)在調(diào)峰站設置吸收式換熱機組和電動壓縮式熱泵，將熱網(wǎng)回水溫度降至th。th越低，供熱能力越大。

(2)在長輸網(wǎng)回水管道起始段設置淡化水管，將常溫淡化水(流量Gd、溫度th)輸送至自來水廠補充城市用水。在供水量(流量Gg、溫度tg)一定的情況下，城市淡化水需求量越大，返回至熱源站的淡化水量越小，需要補充的淡化水越多。

(3)返回熱源站的熱網(wǎng)回水(流量Gh、溫度th)與海水反滲透(Seawater Reverse Osmosis，SWRO)系統(tǒng)生產(chǎn)的淡化水(流量G51、溫度tw2)混合(流量Gg、溫度th1)，或淡化水(流量G51、溫度tw2)，進入NO.3凝汽器，加熱至th2，回收乏汽余熱。

(4)混合水或淡化水依次進入余熱回收機組(三級串聯(lián)吸收式熱泵，如圖5所示)，在抽汽(流量QGc，2)的驅動作用下，進一步提取乏汽余熱，并將熱網(wǎng)水逐級加熱至th3、th4、th5。

圖5 余熱回收機組連接形式圖

(5)余熱回收機組出水(溫度th5)進入抽汽－水換熱器被加熱至tg。然后，高溫淡水(流量Gg、溫度tg)通過長輸網(wǎng)供水管輸送至調(diào)峰站為一次網(wǎng)循環(huán)水提供熱量。

(6)直流海水(流量Gw、溫度tw)進入NO.1和NO.2凝汽器吸收乏汽余熱升溫至tw2。將凝汽器循環(huán)水出水(流量Gw、溫度tw2)作為SWRO系統(tǒng)的進料海水，生產(chǎn)的淡化水(G51、G52)補充進入熱網(wǎng)回水管。

文章提出的水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)具有如下特點:

(1)調(diào)整了凝汽器的背壓運行方式

將凝汽器由單背壓改為雙背壓，并聯(lián)運行的循環(huán)水改為部分串聯(lián)運行，如圖6所示，使其能夠適應不同的水溫要求。冬季海水溫度低，NO.1、NO.2凝汽器采用直流海水冷卻方式，便于保持較低背壓，對機組發(fā)電有利，同時凝汽器內(nèi)釋放的乏汽冷凝熱可提高循環(huán)水溫度至少>10℃。SWRO系統(tǒng)充分利用這一溫升，實現(xiàn)單位制水能耗大幅降低。NO.3凝汽器進水溫度稍高，導致運行背壓高，不利用機組發(fā)電，但利用機組的全部抽汽基本可實現(xiàn)NO.3凝汽器內(nèi)全部乏汽余熱的提取，具有較高的能源利用效率。

圖6 凝汽器循環(huán)冷卻水的連接形式圖

(2)構建了能量的梯級回收流程

水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)由NO.1和NO.2凝汽器、NO.3凝汽器、余熱回收機組和抽汽－水換熱器4個加熱環(huán)節(jié)構成，實現(xiàn)了能量的梯級回收。

(3)采用了供熱系統(tǒng)的雙管輸送方式

雙管輸送方式同時滿足淡化水用水負荷變化和分質供水要求。①用水量小于循環(huán)水量時，部分常溫淡化水返回熱源站；②用水量等于循環(huán)水量時，無常溫淡化水返回；③用水量大于循環(huán)水量時，長輸網(wǎng)供、回水管同時輸送淡化水。采用長輸網(wǎng)供水管輸送二級SWRO系統(tǒng)淡化水作為優(yōu)質工業(yè)用水，能夠有效降低工業(yè)企業(yè)的生產(chǎn)成本；利用長輸網(wǎng)回水管輸送一級SWRO系統(tǒng)淡化水，與自來水摻混用作居民生活用水，可有效改善供水水質，提升居民生活品質。

3 供熱系統(tǒng)和SWRO系統(tǒng)計算模型

3.1 供熱系統(tǒng)計算模型

水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)中，SWRO系統(tǒng)包括NO.1和NO.2凝汽器1個加熱環(huán)節(jié)，熱網(wǎng)水梯級加熱過程由NO.3凝汽器、余熱回收機組、抽汽－水換熱器3個加熱環(huán)節(jié)構成，各環(huán)節(jié)供熱量計算模型如下:

(1)NO.1和NO.2凝汽器加熱:直流海水從凝汽器帶走的余熱量Qc1，由式(4)表示為

式中Gs為直流循環(huán)冷卻海水流量，t/h；cp為水的定壓比熱容，kJ/(kg·℃)；tw1、tw2分別為凝汽器進、出水溫度，℃。

SWRO系統(tǒng)吸收的余熱量Qc2由式(5)表示為

式中G1為進入反滲透海水淡化系統(tǒng)的進水流量，t/h。

淡化水與回水的混合水或淡化水從NO.3凝汽器提取的余熱量Qc3，由式(6)表示為

式中Gg為長輸網(wǎng)供水總量，t/h；th1、th2分別為凝汽器進、出水溫度，℃。

(2)余熱回收機組加熱:總供熱量QAPH，包括乏汽供熱量Qc4和抽汽供熱量Qe1，由式(7)表示為

式中th5為余熱回收機組出水溫度，℃；Ge1為進入余熱回收機組抽汽流量，t/h；COPh為余熱回收機組的制熱性能系數(shù)。

(3)抽汽－水換熱器加熱:抽汽供熱量Qe2，由式(8)表示為

式中Ge2為進入抽汽－水換熱器的抽汽流量，t/h；th5為長輸網(wǎng)供水溫度，℃。

3.2 SWRO系統(tǒng)計算模型

一級反滲透系統(tǒng)(如圖7所示)滿足以下質量守恒方程，由式(9)表示為

圖7 一級反滲透海水淡化工藝流程圖

回收率Rec和脫鹽率Ry作為表征反滲透系統(tǒng)性能的重要參數(shù)[20]，其計算由式(10)表示為

對于能量回收裝置(Energy Recovery Device，ERD)，滿足如下能量守恒方程，由式(11)表示為

P6、P10相對較小，可忽略不計。進入能量回收裝置的原海水流量Q6與排放濃鹽水流量Q10相等。因此，上述公式可簡化，由式(12)表示為

在SWRO系統(tǒng)的運行成本中電能消耗所占的比例最大，是影響膜法制水成本的關鍵因素。SWRO系統(tǒng)中水泵的電耗(WHP、WBP)和系統(tǒng)制水比能耗wRO可由式(13)和(14)表示為

式中Qi為系統(tǒng)中對應點的流量，m3/h；Ci為對應點的質量濃度，kg/m3；Pi為對應點的壓力，MPa；ηERD、ηHP、ηBP分別為能量回收裝置效率、高壓泵效率、增壓泵效率。

4 水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)應用案例分析

文章以AP1000核電汽輪機組為原型，構建基于核電余熱利用的水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)。項目位于中國北方沿海地區(qū)威海市，城市采暖總負荷為5 299 MW，水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)承擔采暖負荷為1 328.40 MW，供水規(guī)模為42×104m3/d；采暖時間為136 d，核電上網(wǎng)電價為0.389元/(kW·h)，城市用電價格為0.655 9元/(kW·h)；外調(diào)長江水、黃河水計費價格分別為4.25、2.965元/m3。以石島灣近岸表層海水的水質情況作為SWRO系統(tǒng)的進水水質參數(shù)，海水含鹽量(Total Dissolved Solids，TDS)為29 500~34 200 mg/L、總硬度(碳酸鈣CaCO3)為7 407.85 mg/L、pH值為8.05。SWRO系統(tǒng)采用TM820M－400卷式膜元件，膜元件直徑為20.32 cm、膜面積為37.3 m2、脫鹽率為99.8%、隔網(wǎng)厚度為8.636×10－3m、最大壓力為8.3 MPa，每個壓力容器由8個膜元件串聯(lián)而成，高壓泵、增壓泵、ERD能力回收裝置效率分別為0.80、0.77、0.98，SWRO系統(tǒng)總體回收率為40%。

在分析水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)的節(jié)能性時作了如下假設:

(1)忽略換熱設備的熱損失；

(2)SWRO系統(tǒng)進、出水溫度變化忽略不計；

(3)NO.3凝汽器進水和調(diào)峰站出水溫度按20℃考慮；

(4)海水溫度<5℃時，采取循環(huán)水回流措施將水溫提高5℃。

4.1 水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)設計參數(shù)

長輸網(wǎng)供水溫度tg為120℃，一次網(wǎng)供、回水溫度(τg、τh)分別為30、70℃，核電站承擔部分采暖基礎負荷。長輸網(wǎng)(2×DN1400)輸送距離如無特殊情況說明均按50 km。水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)主要設計參數(shù)見表1。

表1 系統(tǒng)主要設計參數(shù)表

4.2 節(jié)能效益分析

水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)的節(jié)能效果體現(xiàn)在以下3個方面:

(1)SWRO系統(tǒng)利用NO.1和NO.2凝汽器內(nèi)乏汽余熱提高進料海水溫度，從而降低系統(tǒng)單位制水能耗，如圖8所示。采暖季供應淡化水5 712×104m3，滿足城市25%的用水量；利用凝汽余熱生產(chǎn)淡化水，共節(jié)省電量2 559.87×104kW·h，具體見表2。供電煤耗率按350 g/(kW·h)計算，相當于采暖季節(jié)省8 960 t標準煤。

表2 SWRO系統(tǒng)節(jié)省電量表

圖8 給水溫度與單位制水能耗的關系圖

(2)利用NO.3凝汽器內(nèi)的乏汽余熱對SWRO系統(tǒng)生產(chǎn)的淡化水進行梯級加熱，實現(xiàn)供熱。系統(tǒng)供熱量構成見表3，系統(tǒng)回收乏汽余熱量高達451.01 MW，其中132.84 MW熱量由NO.3凝汽器直接提取，318.17 MW乏汽余熱由余熱回收機組回收。水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)每采暖季可利用乏汽余熱量529.95×104GJ，與常規(guī)燃煤鍋爐相比(熱效率按80%計算)，扣除供熱對發(fā)電的影響，相當于采暖季可節(jié)省22.02×104t標準煤。

表3 系統(tǒng)供熱量構成表

(3)利用長輸網(wǎng)供回水管同時實現(xiàn)高溫淡化水和常溫淡化水的輸送，其功能相當于兩根熱水管和一根供水管。三管變兩管，耗電功率由23.80 MW降為8.42 MW，降低了64.6%，采暖季輸送能耗節(jié)省耗電量高達5 020.03×104kW·h，相當于節(jié)省標準煤1.76×104t。

由此可見，與傳統(tǒng)供熱、供水系統(tǒng)相比，水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)采暖季可實現(xiàn)節(jié)省標準煤24.68×104t，具有顯著的節(jié)能效果。

4.3 環(huán)保效益分析

目前，我國供熱能源結構仍以煤為主，近80%存在較高碳排放和污染排放[21]。核電供熱和供水具有清潔低碳等優(yōu)點，采暖季核電制水消耗電量為13 851×104kW·h，核電供熱量為1 560.92×104GJ，可替代燃煤發(fā)電制水和燃煤采暖合計69.71×104t，減少煙氣排放量約為68.85×108m3，減少煙塵、二氧化碳、氮氧化物、二氧化硫、灰渣排放量分別約為11 014.53、175.42×104、3 223.03、2 834.84、18.00×104t。由此可見，核電乏汽余熱利用的水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)具有顯著的減排效果和“零碳”排放的優(yōu)勢，改善環(huán)境作用明顯。

威海市人均水資源占有量為434 m3，屬嚴重缺水地區(qū)。地下水的過度開采造成部分地區(qū)水位持續(xù)下降，水質惡化，生態(tài)環(huán)境遭受不同程度的破壞。雖然外調(diào)水使得地下水超采現(xiàn)象有所緩解，但若外調(diào)客水水源發(fā)生污染、嚴重干旱，可能導致客水無法引入，影響供水安全。采暖季水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)供應淡化水5 712×104m3，有效地緩解供需矛盾，改善生態(tài)環(huán)境，實現(xiàn)水資源的可持續(xù)發(fā)展。

4.4 經(jīng)濟效益分析

水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)利用乏汽余熱進行海水淡化和供熱，能夠有效降低海水淡化成本和供熱成本。而且，海水反滲透淡化系統(tǒng)可以與核電站共用一套海水取水、鹽水排放設施，初投資低于傳統(tǒng)的淡化水廠，加之電能在核電廠內(nèi)供應，電價較低，海水淡化成本得到進一步降低。水熱同輸可同時節(jié)省管線投資和輸送電耗，將輸水成本全部折算到供熱成本中，輸水相當于“零成本”。在考慮固定資產(chǎn)折舊及運行成本的前提下，以余熱回收和水熱同輸為主要特征的水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)的供熱、供水成本還有進一步降低的空間。

固定資產(chǎn)折舊費作為供熱、供水成本的主要組成部分[22]，其計算公式由式(15)表示為

式中Dc為固定資產(chǎn)折舊費，萬元；Tc為固定資產(chǎn)總投資，萬元；i為年利率，取5%；N為折舊年限，a。余熱回收機組、乏汽－水換熱器、抽汽－水換熱器折舊年限為20 a，淡化裝置的折舊年限為25 a，長輸網(wǎng)的折舊年限為30 a。

供熱能源成本為6.63元/GJ，固定資產(chǎn)折舊費為12.87元/GJ，折算供熱成本為19.50元/GJ，如圖9所示。折算調(diào)峰站供熱成本為34.50元/GJ，綜合供熱成本(小區(qū)換熱站)為37.30元/GJ，低于常規(guī)燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)供熱成本[23](47.00元/GJ)。

圖9 供熱成本和供水成本圖

SWRO系統(tǒng)淡化水制水成本合計4.38元/m3，其中電力成本為0.95元/m3，如圖10所示。采暖季，將淡化水的長距離輸送成本全部攤入輸熱成本，折算自來水廠處供水成本仍為4.38元/m3，加上城市輸配系統(tǒng)成本0.75元/m3，綜合供水成本約為5.03元/m3，如圖9所示。目前，威海市地表水已經(jīng)不能滿足城市用水需求。為保障供水安全，威海市自2015年12月份以來已累計使用客水2.5億m3。水利部門統(tǒng)計資料顯示，長江水和黃河水的計量水費分別為4.25、2.97元/m3，但此費用并不包含水處理費、輸配費用等。若考慮上述費用，遠調(diào)水供水成本高達7.00~8.00元/m3[24]，遠高于水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)的淡化水供水成本。而且，遠調(diào)水的水質、水量無法得到保障。

圖10 供水成本構成圖

綜上所述，水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)具有非常好的經(jīng)濟性。

5 結論

文章分析了核電余熱供熱性能，發(fā)現(xiàn)利用核電余熱供熱存在余熱回收率低、輸送距離遠等問題。為了增加余熱回收率和降低供熱輸送成本，提出一種水熱聯(lián)產(chǎn)同輸系統(tǒng)。結合工程案例分析了系統(tǒng)的節(jié)能性、環(huán)保性和經(jīng)濟性，得到如下結論:

(1)采暖季可節(jié)省標準煤24.68×104t，具有顯著的節(jié)能效果。

(2)采暖季替代燃煤69.71×104t，減少煙氣排放量約為68.85×108m3，煙塵、二氧化碳、氮氧化物、二氧化硫、灰渣排放量分別約為11 014.53、175.42×104、3 223.03、2 834.84、18.00×104t，供應淡化水5 712×104m3，具有極高的環(huán)保效益和“零碳”排放的優(yōu)勢，有效地改善了生態(tài)環(huán)境，實現(xiàn)水資源的可持續(xù)發(fā)展。

(3)綜合供熱成本約為37.30元/GJ，低于常規(guī)燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)供熱成本，綜合供水成本約為5.03元/m3，低于外調(diào)水供水成本，具有較好的經(jīng)濟性。