清華大學建筑節能研究中心    易禹豪  謝曉云  江億

    【摘  要】熱電聯產是供暖效率最高的熱源方式，但熱電聯產帶來熱電比不匹配與缺少靈活電源的問題。在供熱方面，采用蓄熱裝置實現電力調峰是解決上述問題的方法之一，同時能夠實現乏汽余熱的回收。本文介紹了北方某城市城區供熱現狀調研，并針對目前供熱的問題，提出了四種余熱回收+熱電協同的方案，并在技術性，可行性與經濟性上進行了對比分析。最終方案三在綜合各個方面上具有優勢，在投入體積為7.7萬m3與5.2萬m3的低溫與高溫蓄水罐后，實現僅依靠電廠滿足最大供熱負荷，完成乏汽余熱的100%回收，并實現在谷時發電低至峰時的56.7%，整個供暖季的能源節省量折合約1億元。對熱電廠供熱改造具有指導意義。

    【關鍵詞】清潔供暖 余熱回收 熱電協同 吸收式熱泵 系統方案 方案比較

Abstract：Cogeneration is the heat source method with the highest heating efficiency. However, it brings about the mismatch between the support and need of heat and electric, and the lack of flexible power supply. In terms of heating, the heat storage system to achieve heating peak shaving is one of the solutions to the problems. At the same time, the recovery of waste steam heat can be achieved. This paper introduces the current situation of urban heating in a certain northern city and proposes four kinds of waste heat recovery and thermal power synergy solutions for the current heating problem. It conducts a comparative analysis of technical, feasibility and economy. The final solution 3 has advantages in all aspects of integration. After the input volume of 77,000 m3 and 52,000 m3 of low-temperature and high-temperature storage tanks, it can only rely on the power plant to meet the maximum heating load, and 100% recovery of residual heat from exhaust gas is completed. In addition, 56.7% of the peak electricity was generated during valley time, and the energy savings for the entire heating season was 100 million CNY. It can help to heating transformation of thermal power plants.
Keywords：Clean heating; Waste heat recovery; Thermoelectric cooperation；Absorption heat pump

1 引言

    隨著我國經濟與技術的發展，北方城鎮供暖問題已經從以前的民生問題，轉變為高能耗，高污染排放的生態新要求^[1] 。目前“清潔供暖”重大工程已被提出，面對北方，不同地區的供熱現狀，只有因地制宜，提出合理的供熱改造方案，才是解決供暖與節能環保這一不平衡的正確方式。

    目前在許多北方城市，多采用燃煤熱電聯產機組實現冬季供暖。熱電聯產是供暖效率最高的熱源方式，但其會帶來電力系統的供需矛盾，包括熱電比的不匹配以及靈活電源的缺少問題。這就使得冬季當一部分電廠成為熱電模式運行時，由于缺少靈活電源，電網調峰能力變弱，從而使得可再生但不穩定的電源不能上網，導致大量的棄風棄光現象。在2015年，吉林省的棄風棄光比例達到30.8%。如何從供熱上入手，實現熱電聯產中的熱電協同，使得熱電聯產自身能夠實現調峰，成為目前大多數北方城市電廠的迫切需要。

    針對熱電聯產存在的不匹配問題，國內外均有多人提出解決方式。在國外，通過蓄熱+燃氣鍋爐形式實現熱電協同，但國外城市多采用燃氣熱電聯產形式，其條件性能較好，且城市熱電比不高，對我國實現熱電協同的參考意義不大。在國內，付林等提出了一種利用蓄熱裝置實現電力調峰及熱電聯產余熱回收的方式^[2] ；郭麗麗等提出一種基于儲熱的熱電聯產系統熱電解耦運行的方法^[3] ；于婧等提出一種考慮儲熱裝置的風電-熱電機組聯合優化運行策略^[4] 。它們的熱電協同實現方式主要通過蓄能裝置+余熱回收形式。本文對北方某城市供熱現狀進行調研，基于該城市的電力和供熱現狀，為使熱電廠也能實現電力調峰，對城市供熱改造提出四種方案，并對其進行對比分析，用以給出熱電聯產電廠實現熱電協同的可行途徑。

2 北方某城市供暖現狀與存在問題

    該城市供熱現狀如下：整個城區供熱由一家熱力公司負責，實供面積為1752萬m²，實供最大熱負荷為780.5MW，峰值熱負荷指標為44W/m²。

    目前該城區供暖主熱源位于一座熱電廠，電廠內設置4臺熱電聯產機組，分兩期建設，一期建設1#，2#，3#機組，二期建設4#機組。其具體參數如圖1所示，機組具備將主蒸汽減溫減壓的條件。此外，市內存在3處共六臺燃煤調峰鍋爐，2016年采暖季調峰比約占70%。

    在熱力管網方面，一次管網在電廠內的部分一二期建設，與機組建設相對應。離開電廠后匯合形成供熱主管。管網在電廠內部的換熱形式如圖2所示。到熱力站后，二次管網供回水溫度為50/40℃。

    在工業余熱方面，根據調研，可用于供暖的余熱資源較少，故不再考慮其回收

    在電力供應方面，供暖季城區最大電負荷為427MW，最小為137MW，峰谷差為290MW。電價峰時為13h，谷時為11h。2016年風電發電量為6.761億千瓦時，同比減少7.6%，全年棄風率32%。電廠在供暖季限制最大發電量，供暖高峰期發電345MW，供暖初末期發電310MW，不具備獨立調峰能力。

    根據該城市供熱現狀調研結果，主要問題如下：

    1）限制發電量運行模式導致熱電廠自身熱力調峰能力差，需要依靠其他熱源調峰；

    2）城市電負荷峰谷差巨大，熱電廠自身不具備電力獨立調峰能力；

    3）機組大部分乏汽余熱未被利用，浪費大量能源。

    為此，規劃全新的供熱系統方案，解決上述問題，是本文的主要目標。

3 供熱方案規劃整體設想

    為實現提高熱電廠的供熱能力，同時具有一定的電力調峰能力，從而滿足供熱規模擴大，實現熱電協同的目的。提出采用熱泵技術+蓄能裝置的方式，充分回收電廠乏汽余熱，同時在滿足熱負荷需求下，在電力峰時多發電，電力谷時少發電，實現電力自調節的目標。

    此方式具體為，在電力峰時盡可能發電，通過高溫罐實現供熱，乏汽余熱儲存在低溫罐中；在電力谷時則最大抽汽，盡可能少發電，通過抽汽利用低溫罐熱量滿足供熱及高溫罐熱需求。

    現以100%負荷下的供熱現狀為條件，提出如下四種乏汽回收+蓄能裝置的方案，并對其技術性，可行性與經濟性進行對比。為充分回收余熱，所有方案均采用以下兩個具體技術手段：

    a.在熱力站（一二次網換熱）處采用吸收式換熱器，實現回水溫度的降低。利用吸收式換熱器實現大溫差換熱被付林等[5]提出，已經在多個地區得到應用，產生了巨大的社會經濟效益。其具體參數如圖3所示，二次網供回水溫度為50/40℃下，一次網回水溫度能夠下降至25℃，從而實現對電廠乏汽余熱進行利用。

    b.對電廠機組進行高背壓改造。將1#,2#,4#機組乏汽從現有的30℃提高至50℃，能夠在發電量減少不多的情況下實現對乏汽余熱的大規模利用。目前3#機組乏汽已經用于回水預熱，其參數為75℃，保持現狀不變。此外，對不同方案，機組抽汽參數根據需要進行改造，由125℃提高至150℃。

    所有機組的最大抽氣量均為70%，根據實際供熱情況與機組容量可反推出流量。以4#機組為例，圖4展示機組改造前后的T-s圖。表1列出改造后各機組在最大，最小抽氣量下的發電量與產熱量。

    在此基礎上，在熱源處設計不同的供熱方案，不同方案均保持峰谷時供熱量一定，通過不同的流程實現電力峰谷差調節。不同方案可實現的發電峰谷差、需要采用的蓄能裝置大小、需要采用的熱量提升或變換裝置均有不同，其核心差別在于蓄熱裝置的流程。下面具體分析四類方案，對上述核心特性進行方案對比分析。

4 供熱改造方案流程

    4.1 普通高低溫蓄熱罐方式

    此方案下，峰時四臺機組全開，不抽汽。谷時開1,3,4#機組，最大抽汽。具體方案流程如圖5所示。

    在峰時，機組全力發電，產生747MW乏汽經過板式換熱器儲存在低溫蓄水罐中，與一次網間接換熱，其進出口參數為48/8℃。而峰時的供熱則全部由高溫蓄水罐提供。高溫蓄水罐進出口溫度與一次網水溫一致，為100/25℃，此部分熱量由谷時提供并蓄存。

    在谷時，利用低溫蓄水罐蓄存的熱量并通過熱泵進行提升實現供熱。谷時一共需要提供兩部分熱量，包括供熱負荷與高溫蓄水罐蓄存的熱量，共1702MW。其參數均為20/100℃，故可合并設計。谷時開啟1,3,4#機組，產生的熱源參數包括：125℃高溫抽氣531MW，50℃乏汽180MW。此外，峰時蓄存的余熱量折算為866MW。

    在谷時方案中，一次網回水首先與低溫罐儲存熱量與乏汽進行換熱，加熱至48℃，后采用第一類吸收式熱泵與電動熱泵裝置，實現一次網回水溫度的抬升，到達84℃。最后，采用剩余的高溫蒸汽對一次網回水進行尖峰加熱，達到100℃實現供熱目標。在本方案中，電熱泵COP=3.3，吸收機COP=0.7。

    在此方案中，峰時與谷時的乏汽余熱實現了完全回收，滿足熱負荷為780.5MW的目標。在峰時，機組實際發電量為495MW；谷時發電量為336.2MW，但通過電熱泵，消耗124MW抬升熱量品位，故電廠實際對外發電量為212.2MW。谷時發電量為峰時的42.87%。

    在設備方面，本方案采用了350MW規模的吸收式熱泵，500MW規模的電熱泵與750MW規模的板式換熱器，相比于傳統換熱，其成本有所增加，但能夠實現對低品位能源的利用。而對蓄水罐而言，此方案實際所需的蓄水罐體積為：低溫罐20.6萬m³，高溫罐10.3萬m³。此體積值巨大，相當于兩幢高層建筑，且內部需完全充入液體水，安全性與可行性值得商榷。分析蓄水罐體積巨大的原因，主要是白天將所有乏汽均通過低溫蓄熱罐蓄存，并且白天一次網自25℃回水加熱到100℃供水所需的所有熱量均通過高溫蓄熱罐來提供，這就導致兩個蓄熱罐的蓄熱量均偏大。故在此方案基礎下提出方案二，通過減少蓄熱量，力圖在滿足熱負荷與熱電協同的目標下，減少蓄水罐的實際體積。

    4.2 高溫蓄水罐小溫差方式

    在此方案下，機組啟動情況與方案一相同，峰時四臺機組全開，不抽汽。谷時開1,3,4#機組，最大抽汽。具體方案流程如圖6所示。

    相比于方案一，此方案在峰時的供熱方式進行了較大的變化。在峰時，高溫蓄水罐蓄水溫差降低，變成115/90℃，供熱熱源不再完全由高溫蓄水罐提供，低溫蓄水罐也不再完全儲存電廠乏汽余熱，一部分乏汽余熱在峰時直接得到利用。
    具體為：在峰時，一次網回水經過乏汽板換加熱升溫，之后采用第一類吸收式熱泵，利用高溫蓄水罐中的高溫熱源，回收更多的乏汽余熱，之后采用電動熱泵再次回收部分乏汽余熱，最后與高溫蓄水罐中的水通過板換換熱達到100℃，滿足供熱要求。剩余的乏汽全部蓄存在低溫蓄水罐中，為308MW，高溫蓄水罐的蓄熱量為317.8MW。
    在谷時，需求的兩部分熱量需要分開提供。包括376MW高溫蓄水罐的高品位熱源，以及780.5MW的供熱熱負荷。具體流程如圖7b所示，在本方案中，吸收式熱泵COP=0.7，電動熱泵COP=2.0，實際供熱量會略大于最大負荷值。

    在此方案中，同樣對峰時與谷時的乏汽余熱實現了完全回收。在峰時，由于使用了電動熱泵，機組實際發電量為464MW；谷時實際對外發電量為211.2MW,為峰時的45.52%。

    與方案一不同，本方案通過在峰時直接利用部分乏汽供熱，同時減小了高低溫罐的蓄熱量。經過計算，實際蓄水罐體積為：低溫罐8.6萬m3，高溫罐16.7萬m3。低溫蓄水罐的體積明顯減小，但高溫罐體積反而增加，方案可行性仍不高。分析原因，由于高溫蓄水罐溫差減小的幅度大，即便蓄熱量減小，也使得蓄熱罐實際的體積增加。據此，在減小蓄熱量的前提下，還應該盡量增加蓄水罐的進出水溫差。方案三提出了一種蓄水罐高品位大溫差的供熱模式，能夠有效解決上述問題。

    4.3 蓄水罐高品位大溫差模式

    方案三在峰時與谷時，四臺機組均全部開啟，峰時不抽氣，谷時最大抽氣。方案三的具體流程如圖7所示。其中，對3#機組的抽氣參數進行調節，升高至150℃。

    方案三在之前的基礎上，充分利用了3#機組75℃乏汽的較高品位資源。此外，高溫蓄水罐在供熱量變化不大的前提下，將溫度從115/90℃調整為145/85℃，大幅提高了高溫蓄水罐的供回水溫差，從而實現減小蓄水罐體積的目標。

    在峰時，具體的供熱流程如圖8a所示。此方案中，低溫蓄水罐蓄存242MW熱量，供回水溫度為48/13℃，高溫蓄水罐供給280.8MW熱量，供回水溫度為145/85℃。

    在谷時，需要提供兩部分熱量。包括780.5MW由25℃提升至100℃的供熱負荷，以及將蓄水罐85℃提升至145℃的332MW負荷。圖8b給出了提升一次網回水溫度的方案。

    圖8c展示了高溫蓄水罐溫度提升的方案。采用第二類吸收式換熱器，利用125℃抽氣將水溫從85℃提高至135℃。最后在尖峰處使用電加熱，將水溫提高至145℃，完成換熱過程。

    此方案同樣對峰時與谷時的乏汽余熱實現了完全回收。在峰時，機組實際發電量為495MW；谷時發電量為336.2MW，但流程中采用了電加熱，消耗55.3MW抬升熱量品位，電廠實際對外發電量為280.9MW。本方案沒有采用電熱泵提升品位，除高溫蓄水罐尖峰電加熱外，其余均是熱量品位的轉化，利用電廠自身的條件能夠實現余熱利用與熱電協同的目標。此方案高溫蓄水罐的溫差為方案二的2.4倍。經過計算，實際蓄水罐體積為：低溫罐7.7萬m3, 高溫罐5.2萬m3，相比于之前的方案，兩蓄水罐的體積均明顯減小，具有實現的可能性。

    此方案中，高溫蓄水罐的品位提升依靠第二類吸收式熱泵與電加熱，其本質為熱源品位不夠。因此，在此基礎上提出方案四，通過對機組進行改造，實現直接提供高品位熱源加熱高溫蓄水罐的目的。

    4.4 谷時汽輪機改背壓機模式

    方案四四臺機組均全部開啟，峰時不抽汽，谷時最大抽汽。方案四的峰時流程與方案三相同，參見圖7a，此處不再贅述。在谷時，將汽輪機改為150℃背壓機，實現減少發電量的同時，得到更多的高品位熱源。方案四谷時具體流程如圖8所示：

    在本方案中，提供高溫蓄水罐加熱熱源以及吸收式熱泵發生器的熱源，均改為由150℃蒸汽提供。此方案峰時實際發電量為495MW，谷時實際發電量為291MW。高低溫蓄水罐的體積與方案三相同。但根據電廠相關技術人員介紹，對汽輪機工作模式的頻繁切換會對機組壽命產生較大的影響。因此，此方案在目前的技術手段中還難以實現，可行性值得商榷。

5 供熱方案比較

    能夠發現，以上供熱改造的不同方案，主要從電廠熱源處進行設備與供熱方式的改造。下面主要從以下四方面對方案進行比較

    5.1 余熱回收程度

    在四個方案中，乏汽余熱回收程度均達到了100%。不同方案下機組開啟臺數不同，從而導致不同方案下投入的電能有所區別。表2展示不同方案的供熱熱源情況與乏汽回收率。

    5.2 熱電協同效果

    表3展示不同方案峰時與谷時的發電量。四個方案谷時發電量均低于峰時的60%，能夠在一定程度上實現電廠自身的調峰。

    5.3 方案可行性

    方案是否可行的關鍵因素在于蓄水罐的規模。表4展示不同方案下高低溫蓄水罐的體積，其中，方案三與方案四蓄水罐體積較小，可行性較高，而考慮到設備壽命的因素，方案四中的調節會使得機組壽命大大下降，綜合考慮，方案三可行性最高，能夠作為電廠供熱改造的指導形式。

    5.4 方案經濟性

    四種方案均對乏汽進行完全回收，具有明顯的經濟效益。相比于現有運行模式，方案三的經濟性與可行性均較高。對方案三進行估算，表5展示此方案具體的經濟性計算，相比于現有系統，設備的建設成本為4.6億元。在收益方面，主要包括采用熱電協同方案后，滿足相同電熱負荷下折合節省的煤量與電量。表5同時給出了整個供暖季的能源節省收益，合計1.0億元，其中，由于電廠減小煤耗以及取消燃煤鍋爐，實際節省標煤5.66萬噸，折合0.57億元；在電費節省方面，考慮電力峰時減少的引電量，整體減少了0.43億元買電費用。

6 結語

    綜上，采用熱泵技術+蓄能裝置的方式，能夠充分回收電廠乏汽余熱，同時在滿足熱負荷需求下，在電力峰時多發電，電力谷時少發電，實現電力自調節的目標。本文對北方某市城區供熱進行改造。通過吸收式換熱器實現一次網供回水的大溫差形式，通過機組背壓改造提高乏汽溫度實現余熱利用，通過蓄能方式實現熱電協同目標。

    本文對熱源處提出四種改造方案并進行對比，四種方案均能完全回收乏汽。而在可行性方面，限制其的關鍵因素為蓄熱罐規模。通過降低蓄水罐蓄熱量，提高蓄水罐供回水溫差，能夠有效地減小蓄水罐體積，提高方案可行性。經過對比，方案三的可行性與經濟性較高。其投資成本為5.6億元，靜態投資回收期為4.6年。

參考文獻

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    備注：本文收錄于《建筑環境與能源》2018年10月刊總第15期（第21屆暖通空調制冷學術年會文集）。
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