清华大学建筑节能研究中心    易禹豪  谢晓云  江亿

    【摘  要】热电联产是供暖效率最高的热源方式，但热电联产带来热电比不匹配与缺少灵活电源的问题。在供热方面，采用蓄热装置实现电力调峰是解决上述问题的方法之一，同时能够实现乏汽余热的回收。本文介绍了北方某城市城区供热现状调研，并针对目前供热的问题，提出了四种余热回收+热电协同的方案，并在技术性，可行性与经济性上进行了对比分析。最终方案三在综合各个方面上具有优势，在投入体积为7.7万m3与5.2万m3的低温与高温蓄水罐后，实现仅依靠电厂满足最大供热负荷，完成乏汽余热的100%回收，并实现在谷时发电低至峰时的56.7%，整个供暖季的能源节省量折合约1亿元。对热电厂供热改造具有指导意义。

    【关键词】清洁供暖 余热回收 热电协同 吸收式热泵 系统方案 方案比较

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

    随着我国经济与技术的发展，北方城镇供暖问题已经从以前的民生问题，转变为高能耗，高污染排放的生态新要求^[1] 。目前“清洁供暖”重大工程已被提出，面对北方，不同地区的供热现状，只有因地制宜，提出合理的供热改造方案，才是解决供暖与节能环保这一不平衡的正确方式。

    目前在许多北方城市，多采用燃煤热电联产机组实现冬季供暖。热电联产是供暖效率最高的热源方式，但其会带来电力系统的供需矛盾，包括热电比的不匹配以及灵活电源的缺少问题。这就使得冬季当一部分电厂成为热电模式运行时，由于缺少灵活电源，电网调峰能力变弱，从而使得可再生但不稳定的电源不能上网，导致大量的弃风弃光现象。在2015年，吉林省的弃风弃光比例达到30.8%。如何从供热上入手，实现热电联产中的热电协同，使得热电联产自身能够实现调峰，成为目前大多数北方城市电厂的迫切需要。

    针对热电联产存在的不匹配问题，国内外均有多人提出解决方式。在国外，通过蓄热+燃气锅炉形式实现热电协同，但国外城市多采用燃气热电联产形式，其条件性能较好，且城市热电比不高，对我国实现热电协同的参考意义不大。在国内，付林等提出了一种利用蓄热装置实现电力调峰及热电联产余热回收的方式^[2] ；郭丽丽等提出一种基于储热的热电联产系统热电解耦运行的方法^[3] ；于婧等提出一种考虑储热装置的风电-热电机组联合优化运行策略^[4] 。它们的热电协同实现方式主要通过蓄能装置+余热回收形式。本文对北方某城市供热现状进行调研，基于该城市的电力和供热现状，为使热电厂也能实现电力调峰，对城市供热改造提出四种方案，并对其进行对比分析，用以给出热电联产电厂实现热电协同的可行途径。

2 北方某城市供暖现状与存在问题

    该城市供热现状如下：整个城区供热由一家热力公司负责，实供面积为1752万m²，实供最大热负荷为780.5MW，峰值热负荷指标为44W/m²。

    目前该城区供暖主热源位于一座热电厂，电厂内设置4台热电联产机组，分两期建设，一期建设1#，2#，3#机组，二期建设4#机组。其具体参数如图1所示，机组具备将主蒸汽减温减压的条件。此外，市内存在3处共六台燃煤调峰锅炉，2016年采暖季调峰比约占70%。

    在热力管网方面，一次管网在电厂内的部分一二期建设，与机组建设相对应。离开电厂后汇合形成供热主管。管网在电厂内部的换热形式如图2所示。到热力站后，二次管网供回水温度为50/40℃。

    在工业余热方面，根据调研，可用于供暖的余热资源较少，故不再考虑其回收

    在电力供应方面，供暖季城区最大电负荷为427MW，最小为137MW，峰谷差为290MW。电价峰时为13h，谷时为11h。2016年风电发电量为6.761亿千瓦时，同比减少7.6%，全年弃风率32%。电厂在供暖季限制最大发电量，供暖高峰期发电345MW，供暖初末期发电310MW，不具备独立调峰能力。

    根据该城市供热现状调研结果，主要问题如下：

    1）限制发电量运行模式导致热电厂自身热力调峰能力差，需要依靠其他热源调峰；

    2）城市电负荷峰谷差巨大，热电厂自身不具备电力独立调峰能力；

    3）机组大部分乏汽余热未被利用，浪费大量能源。

    为此，规划全新的供热系统方案，解决上述问题，是本文的主要目标。

3 供热方案规划整体设想

    为实现提高热电厂的供热能力，同时具有一定的电力调峰能力，从而满足供热规模扩大，实现热电协同的目的。提出采用热泵技术+蓄能装置的方式，充分回收电厂乏汽余热，同时在满足热负荷需求下，在电力峰时多发电，电力谷时少发电，实现电力自调节的目标。

    此方式具体为，在电力峰时尽可能发电，通过高温罐实现供热，乏汽余热储存在低温罐中；在电力谷时则最大抽汽，尽可能少发电，通过抽汽利用低温罐热量满足供热及高温罐热需求。

    现以100%负荷下的供热现状为条件，提出如下四种乏汽回收+蓄能装置的方案，并对其技术性，可行性与经济性进行对比。为充分回收余热，所有方案均采用以下两个具体技术手段：

    a.在热力站（一二次网换热）处采用吸收式换热器，实现回水温度的降低。利用吸收式换热器实现大温差换热被付林等[5]提出，已经在多个地区得到应用，产生了巨大的社会经济效益。其具体参数如图3所示，二次网供回水温度为50/40℃下，一次网回水温度能够下降至25℃，从而实现对电厂乏汽余热进行利用。

    b.对电厂机组进行高背压改造。将1#,2#,4#机组乏汽从现有的30℃提高至50℃，能够在发电量减少不多的情况下实现对乏汽余热的大规模利用。目前3#机组乏汽已经用于回水预热，其参数为75℃，保持现状不变。此外，对不同方案，机组抽汽参数根据需要进行改造，由125℃提高至150℃。

    所有机组的最大抽气量均为70%，根据实际供热情况与机组容量可反推出流量。以4#机组为例，图4展示机组改造前后的T-s图。表1列出改造后各机组在最大，最小抽气量下的发电量与产热量。

    在此基础上，在热源处设计不同的供热方案，不同方案均保持峰谷时供热量一定，通过不同的流程实现电力峰谷差调节。不同方案可实现的发电峰谷差、需要采用的蓄能装置大小、需要采用的热量提升或变换装置均有不同，其核心差别在于蓄热装置的流程。下面具体分析四类方案，对上述核心特性进行方案对比分析。

4 供热改造方案流程

    4.1 普通高低温蓄热罐方式

    此方案下，峰时四台机组全开，不抽汽。谷时开1,3,4#机组，最大抽汽。具体方案流程如图5所示。

    在峰时，机组全力发电，产生747MW乏汽经过板式换热器储存在低温蓄水罐中，与一次网间接换热，其进出口参数为48/8℃。而峰时的供热则全部由高温蓄水罐提供。高温蓄水罐进出口温度与一次网水温一致，为100/25℃，此部分热量由谷时提供并蓄存。

    在谷时，利用低温蓄水罐蓄存的热量并通过热泵进行提升实现供热。谷时一共需要提供两部分热量，包括供热负荷与高温蓄水罐蓄存的热量，共1702MW。其参数均为20/100℃，故可合并设计。谷时开启1,3,4#机组，产生的热源参数包括：125℃高温抽气531MW，50℃乏汽180MW。此外，峰时蓄存的余热量折算为866MW。

    在谷时方案中，一次网回水首先与低温罐储存热量与乏汽进行换热，加热至48℃，后采用第一类吸收式热泵与电动热泵装置，实现一次网回水温度的抬升，到达84℃。最后，采用剩余的高温蒸汽对一次网回水进行尖峰加热，达到100℃实现供热目标。在本方案中，电热泵COP=3.3，吸收机COP=0.7。

    在此方案中，峰时与谷时的乏汽余热实现了完全回收，满足热负荷为780.5MW的目标。在峰时，机组实际发电量为495MW；谷时发电量为336.2MW，但通过电热泵，消耗124MW抬升热量品位，故电厂实际对外发电量为212.2MW。谷时发电量为峰时的42.87%。

    在设备方面，本方案采用了350MW规模的吸收式热泵，500MW规模的电热泵与750MW规模的板式换热器，相比于传统换热，其成本有所增加，但能够实现对低品位能源的利用。而对蓄水罐而言，此方案实际所需的蓄水罐体积为：低温罐20.6万m³，高温罐10.3万m³。此体积值巨大，相当于两幢高层建筑，且内部需完全充入液体水，安全性与可行性值得商榷。分析蓄水罐体积巨大的原因，主要是白天将所有乏汽均通过低温蓄热罐蓄存，并且白天一次网自25℃回水加热到100℃供水所需的所有热量均通过高温蓄热罐来提供，这就导致两个蓄热罐的蓄热量均偏大。故在此方案基础下提出方案二，通过减少蓄热量，力图在满足热负荷与热电协同的目标下，减少蓄水罐的实际体积。

    4.2 高温蓄水罐小温差方式

    在此方案下，机组启动情况与方案一相同，峰时四台机组全开，不抽汽。谷时开1,3,4#机组，最大抽汽。具体方案流程如图6所示。

    相比于方案一，此方案在峰时的供热方式进行了较大的变化。在峰时，高温蓄水罐蓄水温差降低，变成115/90℃，供热热源不再完全由高温蓄水罐提供，低温蓄水罐也不再完全储存电厂乏汽余热，一部分乏汽余热在峰时直接得到利用。
    具体为：在峰时，一次网回水经过乏汽板换加热升温，之后采用第一类吸收式热泵，利用高温蓄水罐中的高温热源，回收更多的乏汽余热，之后采用电动热泵再次回收部分乏汽余热，最后与高温蓄水罐中的水通过板换换热达到100℃，满足供热要求。剩余的乏汽全部蓄存在低温蓄水罐中，为308MW，高温蓄水罐的蓄热量为317.8MW。
    在谷时，需求的两部分热量需要分开提供。包括376MW高温蓄水罐的高品位热源，以及780.5MW的供热热负荷。具体流程如图7b所示，在本方案中，吸收式热泵COP=0.7，电动热泵COP=2.0，实际供热量会略大于最大负荷值。

    在此方案中，同样对峰时与谷时的乏汽余热实现了完全回收。在峰时，由于使用了电动热泵，机组实际发电量为464MW；谷时实际对外发电量为211.2MW,为峰时的45.52%。

    与方案一不同，本方案通过在峰时直接利用部分乏汽供热，同时减小了高低温罐的蓄热量。经过计算，实际蓄水罐体积为：低温罐8.6万m3，高温罐16.7万m3。低温蓄水罐的体积明显减小，但高温罐体积反而增加，方案可行性仍不高。分析原因，由于高温蓄水罐温差减小的幅度大，即便蓄热量减小，也使得蓄热罐实际的体积增加。据此，在减小蓄热量的前提下，还应该尽量增加蓄水罐的进出水温差。方案三提出了一种蓄水罐高品位大温差的供热模式，能够有效解决上述问题。

    4.3 蓄水罐高品位大温差模式

    方案三在峰时与谷时，四台机组均全部开启，峰时不抽气，谷时最大抽气。方案三的具体流程如图7所示。其中，对3#机组的抽气参数进行调节，升高至150℃。

    方案三在之前的基础上，充分利用了3#机组75℃乏汽的较高品位资源。此外，高温蓄水罐在供热量变化不大的前提下，将温度从115/90℃调整为145/85℃，大幅提高了高温蓄水罐的供回水温差，从而实现减小蓄水罐体积的目标。

    在峰时，具体的供热流程如图8a所示。此方案中，低温蓄水罐蓄存242MW热量，供回水温度为48/13℃，高温蓄水罐供给280.8MW热量，供回水温度为145/85℃。

    在谷时，需要提供两部分热量。包括780.5MW由25℃提升至100℃的供热负荷，以及将蓄水罐85℃提升至145℃的332MW负荷。图8b给出了提升一次网回水温度的方案。

    图8c展示了高温蓄水罐温度提升的方案。采用第二类吸收式换热器，利用125℃抽气将水温从85℃提高至135℃。最后在尖峰处使用电加热，将水温提高至145℃，完成换热过程。

    此方案同样对峰时与谷时的乏汽余热实现了完全回收。在峰时，机组实际发电量为495MW；谷时发电量为336.2MW，但流程中采用了电加热，消耗55.3MW抬升热量品位，电厂实际对外发电量为280.9MW。本方案没有采用电热泵提升品位，除高温蓄水罐尖峰电加热外，其余均是热量品位的转化，利用电厂自身的条件能够实现余热利用与热电协同的目标。此方案高温蓄水罐的温差为方案二的2.4倍。经过计算，实际蓄水罐体积为：低温罐7.7万m3, 高温罐5.2万m3，相比于之前的方案，两蓄水罐的体积均明显减小，具有实现的可能性。

    此方案中，高温蓄水罐的品位提升依靠第二类吸收式热泵与电加热，其本质为热源品位不够。因此，在此基础上提出方案四，通过对机组进行改造，实现直接提供高品位热源加热高温蓄水罐的目的。

    4.4 谷时汽轮机改背压机模式

    方案四四台机组均全部开启，峰时不抽汽，谷时最大抽汽。方案四的峰时流程与方案三相同，参见图7a，此处不再赘述。在谷时，将汽轮机改为150℃背压机，实现减少发电量的同时，得到更多的高品位热源。方案四谷时具体流程如图8所示：

    在本方案中，提供高温蓄水罐加热热源以及吸收式热泵发生器的热源，均改为由150℃蒸汽提供。此方案峰时实际发电量为495MW，谷时实际发电量为291MW。高低温蓄水罐的体积与方案三相同。但根据电厂相关技术人员介绍，对汽轮机工作模式的频繁切换会对机组寿命产生较大的影响。因此，此方案在目前的技术手段中还难以实现，可行性值得商榷。

5 供热方案比较

    能够发现，以上供热改造的不同方案，主要从电厂热源处进行设备与供热方式的改造。下面主要从以下四方面对方案进行比较

    5.1 余热回收程度

    在四个方案中，乏汽余热回收程度均达到了100%。不同方案下机组开启台数不同，从而导致不同方案下投入的电能有所区别。表2展示不同方案的供热热源情况与乏汽回收率。

    5.2 热电协同效果

    表3展示不同方案峰时与谷时的发电量。四个方案谷时发电量均低于峰时的60%，能够在一定程度上实现电厂自身的调峰。

    5.3 方案可行性

    方案是否可行的关键因素在于蓄水罐的规模。表4展示不同方案下高低温蓄水罐的体积，其中，方案三与方案四蓄水罐体积较小，可行性较高，而考虑到设备寿命的因素，方案四中的调节会使得机组寿命大大下降，综合考虑，方案三可行性最高，能够作为电厂供热改造的指导形式。

    5.4 方案经济性

    四种方案均对乏汽进行完全回收，具有明显的经济效益。相比于现有运行模式，方案三的经济性与可行性均较高。对方案三进行估算，表5展示此方案具体的经济性计算，相比于现有系统，设备的建设成本为4.6亿元。在收益方面，主要包括采用热电协同方案后，满足相同电热负荷下折合节省的煤量与电量。表5同时给出了整个供暖季的能源节省收益，合计1.0亿元，其中，由于电厂减小煤耗以及取消燃煤锅炉，实际节省标煤5.66万吨，折合0.57亿元；在电费节省方面，考虑电力峰时减少的引电量，整体减少了0.43亿元买电费用。

6 结语

    综上，采用热泵技术+蓄能装置的方式，能够充分回收电厂乏汽余热，同时在满足热负荷需求下，在电力峰时多发电，电力谷时少发电，实现电力自调节的目标。本文对北方某市城区供热进行改造。通过吸收式换热器实现一次网供回水的大温差形式，通过机组背压改造提高乏汽温度实现余热利用，通过蓄能方式实现热电协同目标。

    本文对热源处提出四种改造方案并进行对比，四种方案均能完全回收乏汽。而在可行性方面，限制其的关键因素为蓄热罐规模。通过降低蓄水罐蓄热量，提高蓄水罐供回水温差，能够有效地减小蓄水罐体积，提高方案可行性。经过对比，方案三的可行性与经济性较高。其投资成本为5.6亿元，静态投资回收期为4.6年。

参考文献

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    [2] 付林,江亿. 一种电力调峰热电联产运行方法及其装置[P]. 北京：CN1356771,2002-07-03；
    [3] 郭立立,邢作霞,王亮. 一种基于储热的热电联产系统热电解耦运行的方法[A]. 中共沈阳市委、沈阳市人民政府.第十四届沈阳科学学术年会论文集（理工农医）[C].中共沈阳市委、沈阳市人民政府:,2017:6；
    [4] 于婧,孙宏斌,沈欣炜. 考虑储热装置的风电-热电机组联合优化运行策略[J]. 电力自动化设备,2017,37(06):139-145.
    [5] 付林,江亿,张世钢. 基于Co-ah循环的热电联产集中供热方法[J]. 清华大学学报(自然科学版),2008(09):1377-1380+1412.

    备注：本文收录于《建筑环境与能源》2018年10月刊总第15期（第21届暖通空调制冷学术年会文集）。
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