【聚焦】集中供热模式的新“蓝海”：多能互补热电联产低温供热系统

将传统以抽汽供热为主或以乏汽供热为主、抽汽供热为辅的热电联产集中供热模式同以乏汽供热为主多能互补的集中供热模式做比较，提出热电厂集中供热的新思路。

在所有供热系统中，火力发电厂热电联产集中供热是能效最高、成本最低的供热形式，国内热电联产集中供热系统的热媒参数一般选择130/70℃、120/60℃等，近几年为尽可能利用电厂余热增加供热能力及提高长输热水管网输送的经济性，逐渐出现130/30℃、120/25℃等大温差供热热媒参数。通过调研显示，热电联产集中供热工程实际运行的最高供水温度大多数在110～85℃，最高回水温度大多数为55～45℃。究其原因，在于建筑节能的要求，庭院管网的供回水温度越来越低，即便是严寒和寒冷地区，庭院管网的供回水温度大多数都接近于地暖供回水温度，因此，由电厂供出的热力网供回水温度出现上述低温供热的现象。随着国家对建筑节能的要求越来越严格，可以预见，未来热电联产供热供回水温度客观上还有降低趋势。

降低热电联产集中供热管网的供回水温度，有利于电厂回收余热、利用电厂的低压蒸汽供热，显著降低发电煤耗，降低运营成本；对于热力公司而言，低温供回水有利于供热管网显著降低热耗、管道应力降低，运行的安全性增加。基于以上原因，笔者认为，结合目前清洁能源供热相关政策，在热电联产集中供热中采用低温供热同时结合水源热泵、空气源热泵多能互补的时机已经成熟，具体技术路线如下：

1 多能互补热电联产低温集中供热系统

目前，火力发电厂集中供热系统的热媒参数一般选择130/70℃、120/60℃等，热源取自火力发电厂汽轮机中低压联通管上的供热抽汽口，抽汽压力0.3～1.0MPa，温度200℃以上的过热蒸汽。此种形式主要存在的问题是抽汽成本较高，一般成本35元/GJ左右，热力公司的趸售价往往低于此价格，在目前发电量不足的情况下，热电厂成本加剧，亏损是必然的；同时热力公司由于趸售之后的利润空间较小，没有政府补贴也无法盈利。以下方案可破解这个困局，使电厂、热力公司、政府均受益。

为降低供热成本，电厂采取许多节能手段，如利用热泵+抽汽、高背压+抽汽等利用汽轮机乏汽余热的供热方案，在某种程度上均可降低成本，笔者在此余热回收的基础上，进一步优化，提出多能互补热电联产低温供热系统。该系统是 以乏汽供热为主、电能相辅的集中供热模式，热源不用抽汽这种高品位能源，电厂原来用于供热的抽汽经过低压缸做功，变为乏汽；同时在区域热力站采用水源热泵降温，将回水降至10～15℃返回电厂，利用低温回水将电厂的汽轮机尾部乏汽全部回收用于供热。此种多能互补热电联产低温集中供热系统（以下简称新模式）所对应的集中供热系统，其一级网供水温度为65～70℃，回水温度为10～15℃。（见图1）

图1

该新模式也可使用在城区常规供热系统的回水总管或重要分支管道上，方法是将回水引出至某个供热区域，并在该区域各换热站用梯级用热的方法将一网回水温度降至10～15℃返回电厂。（见图2）

图2

2 供热系统比较

热电厂常见的以抽汽、热泵+抽汽、高背压+抽汽供热系统的原理：

用抽汽来供热的系统，其热源主要来源于汽轮机的低压蒸汽（0.4MPa 238℃），低压蒸汽在热电厂供热首站通过汽水换热器将热量传递给集中供热系统，供热系统的热媒参数一般选择130/70℃、120/60℃等。

近十年内，为进一步提高热电厂的能源利用率，降低发电煤耗，增加收益，业内人士对热电厂乏汽热量的回收利用进行大量研究与实践，逐渐形成以乏汽回收为主、抽汽供热为辅的热电联产集中供热模式。1）热泵+抽汽系统是利用厂内厂外加装溴化锂吸收式热泵，其集中供热系统一级网供水温度为110～120℃，回水温度为45～55℃；2）高背压+抽汽是通过对热电厂进行高背压技术改造，降低凝汽器中的真空度，将进入凝汽器乏汽的温度提高到70～80℃或更高，其集中供热系统一级网供水温度为110～120℃，回水温度为45～55℃。以乏汽回收为主、抽汽供热为辅的热电联产集中供热模式其抽汽供热的设计能力占到总供热能力的30%，使热电厂的综合收益显著提高。

以山西省某热电厂2×300MW机组为例，对热泵+抽汽、高背压+抽汽，低温余热多能互补三种系统形式进行供热能力、总投资、成本方面的比较，结果见表1。

3 结论

3.1方案三供热能力提高20%。方案一、二在不影响原采暖抽汽供热能力 700MW的前提下，回收电厂全部乏汽余热235MW，实现热电厂供热能力达到935MW。方案三新模式下不用抽汽后乏汽的供热能力779MW，原供热额定抽汽1000t/h可发电120000kW，若用超低温空气源热泵供热（能效按3.0考虑），供热能力为300MW；换热站水源热泵电能转化可增加供热能力42MW，总能力为1121MW；

3.2方案三新模式下集中供热一级网更具安全性。集中供热一级网所用材料通常为钢材，温度越高，其内应力会越大，因此国内近些年来许多热力公司将一级网的供水温度控制在100℃以内，以增强运行的安全性。而新模式的一级网供水温度如果为70℃，更具安全性。

3.3方案三新模式的经济性更臻完善。新模式的改造成本同方案一比降低50%。虽然方案二改造成本低，但其调节的灵活性差，与方案三比不具有优势。

3.4方案三新模式更具合理性。在热电联产集中供热模式下，面对抽汽的高成本高价格，新模式能使电厂、热力公司和政府走出困境。

3.6新模式由于热电协同，部分供热实施电能替代，整体供热管网投资降低约25%。而电能替代也符合当今国家的现状，在某种意义上起到热电解耦的作用。

在新模式下，电厂将抽汽通过低压缸做功发电后将余热卖给热力公司，电厂1吨抽汽的收入是发电+余热收入，比用抽汽供热收入多20%左右，同时热力公司由于利用乏汽余热供热可以拿到相对较低的热价，也有动力通过技术改造降低回水温度，获取更好的利润空间。