北方城镇多能源协同供应系统及实例分析

杨佳霖

(中国大唐集团新能源科学技术研究院有限公司，北京 石景山 100040)

0 引言

2017年，《关于推进北方采暖地区城镇清洁供暖的指导意见》和《北方地区冬季清洁取暖规划(2017—2021年)》相继印发，针对我国北方民生采暖问题，均明确要求因地制宜地科学选择清洁采暖方法，满足取暖要求。当前我国民生采暖的重点工作已由城市热电联产集中供热向城镇的清洁供暖转变。需求侧，中小城镇是未来城镇人口集中膨胀的重要载体，随着我国城镇化加速，热负荷快速发展[1-2]；而供给侧，节能减排压力重大，35 t/h以下蒸汽/热水锅炉面临全面拆除，城镇级供热能力下降明显。因此，北方城镇清洁采暖问题已成为各地政府亟待解决的重要民生问题[3-4]。

城镇级采暖多以燃煤蒸汽/热水锅炉为热源点，进行集中供暖，而乡村级则多以户用独立燃煤小锅炉为主。分散式小锅炉能效低，且无任何环保设备，污染物排放量大，是冬季雾霾频繁发生的重要成因。近几年，各级政府大力推进“煤改气，煤改电”，户用燃气壁挂炉、电锅炉、电热地暖、空气源热泵等户用采暖系统等在城镇及农村中推广迅速，风电供暖也进行了较为深入研究和局部示范[5-7]。但2017—2018年采暖季，波及全国20多个省区、至今未平的“气荒”，暴露了我国天然气产业各环节的短板；“煤改电”后，老旧小区线路增容困难，局部供电质量问题等也影响了更换供热方式后居民的采暖质量。同时，当前的“煤改电、煤改气”无法摆脱政府补贴，一旦补贴停止，城镇居民采暖成本将会骤增。因此，从我国资源禀赋及采暖可靠性和经济性角度分析，真正适合我国北方城镇的清洁采暖方式仍然应以煤为主要燃料，采用热电联产方式对能源进行梯级利用，配置先进的环保设备实现超低排放。《北方地区冬季清洁取暖规划(2017—2021年)》，明确清洁化燃煤(超低排放)是清洁取暖重要方式，清洁燃煤集中供暖在多数北方城市城区、县城和城乡结合部应作为基础性热源使用，推动燃煤蒸汽背压机清洁取暖应用。

本文以清洁燃煤蒸汽背压机组供热为基础，结合北方地区能源供应特点，提出一种协同利用城市低温热源、化石能源和可再生能源的综合能源供应系统，在采暖季，采用污水源热泵[8-9]利用弃风、弃光电能吸收城镇污水中低温余热，对热网水进行初级加热，利用燃煤蒸汽背压机组排汽对热网水进行二次加热，实现梯级升温和能级匹配。

1 多能源协同供应系统及运行方式

图1为协同利用城市污水低温热源、弃风、弃光电量及清洁燃煤背压机组的综合能源供应系统。

图1 多能源协同供应系统Fig.1 Integrated multi-energy supply system

多能源协同供应系统以污水源低温余热、弃风弃光电量、燃煤为输入能源，以冷、热、电为输出能源，通过合理配置污水源热泵、燃煤蒸汽背压机、循环流化床调峰锅炉及用户侧氨基/溴化锂基吸收式制冷机组等能量转换设备实现能源的合理利用。在采暖季，利用弃风、弃光电量驱动污水源热泵吸收污水中低温余热对热网水进行一级加热，利用燃煤蒸汽背压机组排汽对热网水进行二级加热。优先运行污水源热泵机组满足初末寒期采暖需求；随着热负荷增大，开启清洁燃煤蒸汽背压机组并逐步调整负荷；当进入严寒期，污水源热泵与背压机组供热能力不足时，启动循环流化床调峰热水锅炉，满足尖峰热负荷需求。在非采暖季，若有制冷负荷，蒸汽背压机组排汽通过蒸汽管道输送至用户侧，根据用户用冷温度，选择氨基/溴化锂基吸收式制冷机组，满足用冷负荷需求。该系统需要污水处理厂与燃煤蒸汽背压机组距离较近，以降低污水输送成本，同时污水处理厂可提供廉价中水，经处理后作为锅炉、热网系统补充水源，提升城镇中水利用率。

以该系统进行冷热电联产相较于当前普遍的燃煤热水锅炉具有一定优势，即通过冷、热、电联产可有效提高综合能源利用效率，利用小时数相应提高，经济效益优势明显；与直接采用燃煤蒸汽背压机组比，该系统利用弃风、弃光电量和污水低温余热初级升温，在满足相同热负荷条件下，燃煤蒸汽背压机组装机容量更小，化石燃料消耗降低，热电比更大。

2 实例分析

以内蒙某中心城镇作为核算依据，参照该中心城镇的总体规划及控制性详细规划，旧城区热力公司处于棚户区改造区域，面临迁址。棚改后旧城区新增建筑面积较大，该热力公司设备老旧，供热能力严重不足。规划新址位置与城镇污水处理厂毗邻，具备采用上述系统的地缘条件。该地区夏季天气凉爽，暂不考虑制冷负荷。

2.1 热负荷分析

该城镇集中供热划分为新城区和旧城区2个片区，并分属两家热力公司供应，热网互不联通。目前新城区供热系统已新建完成，供热能力充足，旧城区面临新址重建，该实例主要以满足旧城区供热负荷为主要目标。热负荷测算分别采用指标法和运行数据动态热负荷预测法进行计算。

2.1.1 指标法预测热负荷

指标法预测设计热负荷为

Qh=qhAc×10-3

(1)

式中：Qh为采暖设计热负荷，kW；qh为采暖热指标，W/m2；Ac为采暖建筑物的建筑面积，m2；

旧城区主要建筑类型为居住住宅及公共建筑，根据该地区采暖供热标准和CJJ 34—2002《城市热力网设计规范》、DBJ 01-602—2004《居住建筑节能设计标准》对具体采暖热指标(考虑管网损失)取值如下：居住建筑50 W/m2；公共建筑65 W/m2。参照棚户区改造前居住建筑与公共建筑面积比例约为2∶1，设计热负荷指标加权平均值为55 W/m2。棚户区改造后及原有保留建筑面积共计270万 m2，设计热负荷为148.5 MW。

2.1.2 运行数据动态预测热负荷

动态热负荷预测以新城区热力公司2017—2018年采暖季运行记录作为计算依据，每隔5天采集1次，具体如图2所示。

图2 采暖周期热负荷情况Fig.2 Thermal load in heating season

由曲线可以看到最大热负荷需求是在1、2月份，最大值为151.90 MW(设计值)，新城区热力公司供热面积为280万 m2，反推单位面积热指标为54.25 W/m2。这2种方法计算得到的单位面积热指标极为接近，因此旧城区选取单位面积热指标55 W/m2，设计热负荷为148.5 MW具有较高的负荷预测准确性。

2.2 容量配置

运行方式为以热定电，则供能系统设备选型应保证能够满足旧城区最大热负荷，并参照负荷变化确定基础容量和调峰容量[10]。由新城区负荷变化确定的热负荷率延时曲线如图3所示。

图3 热负荷延时曲线Fig.3 Curve of thermal load duration

由负荷延时曲线分析，取定93.6 MW作为基础负荷与调峰负荷的分界线，调峰容量与基础容量比例为1∶1.7。旧城区规划污水处理厂设计热处理能力50 000 t/d，若污水源低温余热全部利用，温度由12 ℃降至5 ℃，污水源热泵能效比(coefficient of performance, COP)为3.5，则污水源热泵共可提供初级加热功率为23.8 MW。

由延时曲线可以看到，污水源热泵可在整个采暖周期内满负荷运行。二次加热采用清洁燃煤蒸汽背压机组，背压机组需提供供热功率69.8 MW，蒸汽量约为100 t/h。调峰负荷由循环流化床热水锅炉满足，需提供供热功率为54.9 MW。根据量产设备型号，配置方案如表1所示。

表1 系统配置情况Table 1 System configuration information

由配置设备情况看，全部供热能力合计152 MW，大于148.5 MW负荷需求，能够满足棚改后旧城区供热需求。

2.3 不同商业模式技术经济分析

多能源协同供应系统输入能源形式有燃煤化学能、电能、污水源低温余热能，输出能源形式是电能和采暖热能(若有冷量需求，也可生产冷能)。上网电价与采暖热价由地区政府制定，短时间内不会发生变化，因此项目经济性主要取决于初投资和用能成本。表2给出了最不利条件(污水源热泵耗电采用大工业分时加权平均用电价格)下，多能源协同供应系统与单纯采用燃煤蒸汽背压机组系统的技术经济性指标对比结果。经相同的容量配制方法，同样供热需求下，单纯采用燃煤蒸汽背压机组需配置2×12 MW燃煤蒸汽背压机组满足基础供热负荷，配置58 MW循环流化床热水锅炉满足调峰负荷。

表2 系统技术经济性指标Table 2 Main technological and economic indicators

对比两系统的技术经济参数可以看到，多能源协同供应系统(系统一)具有更高的热电比，比燃煤蒸汽背压机系统(系统二)高出42.6%；系统一全采暖季总煤耗量更低，低于系统二约29.7%。其主要原因是系统一中污水源热泵利用电能吸收污水中低温余热用于采暖供热，与系统二相比降低了燃煤蒸汽背压机组配置容量，同时，系统一的燃煤蒸汽背压机机组运行小时数低于系统二，所以标煤耗量相应降低。但系统一中污水源热泵需消耗大量电能，当该电价采用大工业加权平均电价时，系统用能成本较高，使得项目财务投资收益率为6.89%，低于系统二的投资收益率。但系统一污水源耗电电量的价格为可变量，可采用低价的弃风弃光电量、也可将污水源耗电并入厂用电，利用燃煤蒸汽背压机组发电电量。污水源热泵耗电价格对投资收益率的影响如图4所示。

图4 污水源热泵耗电价格对投资收益率的影响Fig.4 Impact of electricity price of sewage source heat pump on investment rate

由图4可以看到，随着污水源热泵耗电价格降低，项目投资财务内部收益率呈线性增加趋势。当污水源热泵的用电价格低于0.383元/(kW·h)时，方案一的收益率将好于方案二；当污水源热泵用电并入燃煤蒸汽背压机组厂用电后，等效于污水源热泵的用电电价为0.252元/(kW·h)，因此若购入的弃风弃光电量能够低于0.252元/(kW·h)时，将有助于降低运营成本，提升项目经济性。

3 结论

(1) 多能源供应系统能够通过配置不同的能量转换设备实现冷、热、电联合供应.

(2) 多能源协同供应系统较常规燃煤蒸汽背压机系统可有效降低燃煤机组容量配置，降低煤炭用量进而实现污染物减排：以270万 m2采暖需求的北方城镇进行核算，可降低机组容量降低25%，全采暖季热电比提升42.6%，燃煤量降低29.7%。

(3) 多能源协同供应系统与完全采用燃煤蒸汽背压机系统经济性比较发现，当污水源热泵耗电电价为0.383元/(kW·h)时，两系统收益率相当；污水源热泵并入燃煤蒸汽背压机组厂用电时的等效用电电价为0.252元/(kW·h)，若购入的弃风、弃光电量电价低于该值，将有助于降低运营成本，提升项目经济性。