利用电厂余热的大温差长输供热模式

付林，李永红

（清华大学建筑节能研究中心，北京100084）

0 引言

为减少大气雾霾，实现清洁采暖，长期以来各地纷纷进行“煤改气”或“煤改电”，但推广困难。“煤改气”供热成本高且存在气源安全保障等问题；“煤改电”采用电锅炉方式，能源利用效率低且供热成本高昂，而采用电热泵（如地源热泵、水源热泵等）方式则受低温热源资源条件和成本限制，目前规模仍然相对较小。截至2016年，我国北方城镇供暖中燃煤热源占比仍然高达近80%，而天然气热源占比仅约15%，电热泵等其他形式热源占比为5%［1］，因此，需要提出一个可持续发展的、适应未来中国低碳转型的清洁供热方案。

现阶段，我国电厂余热具有很大的回收利用潜力，对于大型燃煤热电厂，乏汽余热和烟气余热分别为现有供热能力的30%～40%和15%，这些余热占燃煤热电厂总热量的50%以上且未得到利用［2-3］。北方地区多数火力发电厂仍然是纯凝电厂，由于距离城市较远，未实现热电联产。目前，我国北方地区各省、市、自治区300 MW 以上火电机组的装机容量为500 GW，若将乏汽和烟气余热回收，可满足120 亿㎡以上供热面积的采暖，而目前我国北方城镇供暖面积约为150 亿㎡，电厂余热完全可作为北方供暖的主力热源。

电厂余热利用的难点在于：电厂往往远离城市，余热输送困难；余热品位低，回收成本高。解决该困难的关键是降低热网回水温度：一方面回水温度降低会提高热网输送能力，降低余热输送成本；另一方面，低回水温度还可以为回收低品位余热创造有利条件。为此，本文给出了以低回水温度为特征的大温差长输供热模式，使大规模利用电厂余热的清洁供热方式经济可行。

1 构建大温差长输供热模式

1.1 热网的大温差实现

我国城市集中热网目前主要为燃煤热电厂或锅炉房热源供热，以两级的间供网为主，一级网供/回水温度一般为120/50 ℃，考虑建筑采暖末端水力平衡、供热安全等方面，热力站后的二级网一般小温差运行，供/回水温度为60/45 ℃。目前，欧洲正在积极推广第4 代供热技术，其核心是发展低温供热方式，以余热和可再生能源利用为主［4-6］。欧洲热网规模不大，供、回水温度都较低，供回水温差较小，而我国的余热热源规模更大，距离城市较远，需要发展大温差供热模式。

大温差供热模式是建设长输热网、城市热网、庭院管网组成的三级热网结构，逐级降低回水温度，回收低品位余热。长距离供热热网（零级热网）温差大（供/回水温度为120/10～20 ℃），通过调峰热源驱动热泵，热网回水温度最低可降至10 ℃，提高了长输热网的输配能力。城市热网（一级热网）为低热网供/回水温度（60～90/30 ℃），便于接入城市热网附近的各种低品位余热。庭院热网（二级热网）温差小（供/回水温度为50/40 ℃），避免因水力失调而造成热损失，如图1所示。

图1 多源互补的热网结构Fig.1 Multi-source complementary heat-supply network structure

对应三级热网结构，常规的换热站变为中继能源站、分布式能源站或楼宇能源站梯级降低热网回水温度的方式，如图2 所示。为了降低一级网和二级网传热造成的不可逆损失，进一步提高热电联产集中供热系统的能源利用效率，清华大学发明了基于吸收式换热的热电联产集中供热新技术［7］：在不改变二级网供、回水温度的前提下，以一、二级热网之间温差传热所形成的有用能为驱动力，大幅度降低一次网回水温度（显著低于二次网温度）。吸收式换热机组主要由热水型吸收式热泵和水-水换热器组成，一次网高温供水首先作为驱动能源进入吸收式热泵发生器中加热浓缩溶液，然后进入水-水换热器直接加热二次网热水，最后再返回吸收式热泵作为低位热源，在其蒸发器中降温后返回一级网回水管；二级网回水分为2路进入机组，一路进入吸收式热泵的吸收器和冷凝器中吸收热量，另一路进入水-水换热器与一级网热水进行换热，2 路热水汇合后送往热用户。能源站的调峰还可与降低回水温度相结合，充分利用调峰热源的高品位做功能力进一步降低回水温度。中继能源站是利用天然气、蒸汽、电能等能源，实现远距离热网大温差与城市热网小温差之间的传热，集中降低回水温度，利用现有热网条件用长输余热热源替代燃煤锅炉等低能效高污染热源。分布式能源站是用吸收式换热器代替常规的热力站板式换热器来降低回水温度。为了解决运输与安装问题，可采用分体式、模块化机组和小容量楼宇吸收式换热机组，实际项目中，在不影响二级热网供热参数的情况下，一级热网回水温度可达20～30 ℃，如图3 所示。以某地的热网大温差改造为例，热力站进行吸收式换热器替代常规板式换热器改造，大约增加15 元/m2的投资，一级热网设计供/回水温度为125/25 ℃，单位耗热量按0.35 GJ/m2计，原热价为27 元/GJ，由于50%以上的热量为低品位余热，热价可降为15 元/GJ，3.5 a 即可收回改造投资；同时，实现热网大温差输送还可减少管线投资和热网泵耗；此外，开发低温采暖方式、建设保温性能好的低能耗建筑、增加采暖末端传热面积等降低回水温度的措施也很重要。

图2 三级网换热站的变革Fig.2 Transformation of heating substations with three heating sections

图3 分布式能源站吸收式换热器形式及工程应用效果Fig.3 Types of absorption heat exchangers and their performances in engineering cases

电厂乏汽余热的最大化利用是解决北方城市热源不足问题、降低城市空气污染、替代城市中小型燃煤锅炉房的有效途径［8-9］。在低热网回水温度条件下，采用汽轮机多级串联供热方式，凝汽器串联，背压梯级升高，尽可能减小各加热环节的不可逆损失，降低供热能耗，逐级加热至120 ℃，如图4所示。与传统加热工艺相比，多级加热工艺可显著降低热源侧的平均温度，使不可逆加热损失较小，如图5 所示。目前，西山煤电古交电厂的6 台机组已按此多级串联供热方式向太原市区供热。

图4 电厂余热回收流程Fig.4 Waste heat recovery process of a power plant

图5 电厂梯级加热余热回收流程的t-Q图Fig.5 t-Q diagram for the waste heat recovery process with cascade heating in a power plant

1.2 长途输送热网

远离城市的大型纯凝火力发电机组和沿海核电厂余热量巨大，通过长途输送可成为未来城镇新增供热和低碳替代的主力热源。采用大温差、大管径以及多级泵等技术进行长输供热，可保障大规模利用余热进行供热的经济性。

长输供热应网源一体化考虑，降低热网回水温度不仅可以增大供回水温差、提高管线的热量输送能力，还可以利用低温热网回水回收工业余热和电厂余热，提高热源的供热能力和能源利用效率，从而降低输热成本和电厂供热成本。通过采取多热源联网或燃气分布式调峰措施，使长途输送管网在整个供热期承担基本供热负荷，可进一步降低长输热网的输热成本，同时增加城市供热系统的安全性。对于热电联产供热潜力不足的城市，还可以考虑跨区域的长途输热。在考虑投资折旧及运行成本的情况下，以大温差和余热回收为主要特征的长输供热系统换热与输送关键技术体系，保证了长输供热系统的低能耗和经济可行性。

以DN 1 400 管线为例（如图6 所示，按热电厂上网电价为0.42 元/（kW·h）、中继泵站用电价格为0.65 元/（kW·h）、标准煤价格为700 元/t、燃气价格为2.68 元/m3计），与燃煤锅炉相比，长输热网经济供热半径达80 km（燃煤锅炉供热成本按45.0 元/GJ计），与燃气锅炉相比，长输热网经济供热半径达240 km（燃气锅炉供热成本按87.5 元/GJ计）。

图6 大温差供热成本与输送距离的关系Fig.6 Relationship between heating cost and transportation distance with large temperature difference

在确定长输管线的经济流速和经济保温后，对输送成本进行简单估算，如图7 所示。由图7 可见，管径越大，管道的输送能力越强，输送成本越低。对于目前广泛使用的DN 1 400 管道，如果采用大温差技术，供回水温差达到100 ℃，则输送10 km 的成本约为2.6 元/GJ，具有非常好的经济性。

图7 不同管径的最小输热成本及其构成Fig.7 Minimum heat transportation cost and its composition under different pipe diameters

为了保证长输管道的经济性，还需要尽量减小局部散热损失。例如直埋管道中所用的阀门可以在工厂预制保温，一次性补偿器可采用补偿器专用热熔套现场发泡保温等；而对于架空管道，更要严格控制长输管道的散热损失，可采用钢板外护聚氨酯预制保温管、预装配分体式绝热支座、隔热管道用膨胀节、预制保温固定节等成套技术减少热损。

长输管道系统在设计和建设过程中要进行动态水力分析，尤其是多级泵系统［10］，需要充分考虑事故状态的动态安全性，包括事故动态过程中管内超压、负压和汽化问题，以及水击波传播过程中弯头、固定支架、法兰和补偿器等的应力动荷载问题。

2016 年太原市建成了我国首个大温差长距离余热供暖示范工程，回收西山煤电古交电厂的余热并通过40 km 长输热网输送至太原市，为全市40%的建筑供暖，供热规模达7 600 万㎡。该工程总投资67 亿元，单位供热面积投资不到100 元，综合供热成本仅为36 元/GJ［1］，低于现有燃煤锅炉供热成本，不到天然气锅炉供热成本的一半，而污染物排放也不到天然气锅炉的20%（根据与同发电量的超超临界电厂燃煤消耗量之差计算）。因此，利用电厂余热取暖方式在经济、环保和能效上都比燃煤、天然气锅炉有明显优势。

近年来，石家庄、银川、济南、呼和浩特、西安、乌鲁木齐、青岛、大同及晋城等多个城市启动了大温差长输供热，供热面积超过10 亿㎡。

2 基于电厂余热利用的北方城镇清洁供热方案

以我国北方地区城镇未来供热面积达200 亿㎡的发展规模考虑，以利用电厂余热的长输供热模式为基础，清洁供热方式规划思路如下。

（1）根据现阶段余热资源总量及分布情况，在大型热电联产热源基础上，充分回收利用电厂余热及其他工业余热，承担北方城镇140 亿㎡的建筑供热，其中电厂余热承担120 亿㎡，其他工业余热承担20 亿㎡。需要指出的是，这些回收余热的电厂，近期主要是现有大型火力发电厂，未来随着化石能源的减少，核电余热将在部分地区逐步替代火力发电厂余热成为主要的集中供热热源。

（2）在余热热源离城镇较远且周边没有其他供热资源的地区（包括内蒙古、东三省、新疆等地区的部分城市），新建生物质、燃气、城市垃圾焚烧等热电联产热源，这种供热方式可发展约20 亿㎡。

（3）在热网难以覆盖的少数地区，共计40 亿㎡建筑，可考虑分散清洁供热方式，包括以下几种。

1）各类热泵，供热规模为19 亿㎡，其中：拥有中深层地热资源的地区可采用中深层地源热泵，加上具备冬夏热平衡条件的浅层地源热泵，这些地源热泵的供热面积可发展约10 亿㎡；城市污（中）水源热泵和江河湖海等地表水源热泵，供热面积可发展2亿㎡；利用喷气增焓、双级压缩等技术可保证空气源热泵在室外气温降至-20 ℃时仍可以工作，根据气温条件发展空气源热泵，供热规模可达7 亿㎡。

2）小型燃气供热方式，包括燃气锅炉、燃气壁挂炉等，承担其余20 亿㎡城镇供热面积。

3）发展与太阳能结合的清洁供热1 亿㎡。

按照以上供热模式，通过进一步大力发展城市热网建设，我国北方城镇80%以上的民用建筑完全有条件依靠城市热网实现高效可靠供热。对于剩余20%无条件接入城市热网的建筑，可以采取电热泵以及分散的燃气采暖等方式解决采暖问题。根据以上原则规划北方各省、直辖市、自治区不同供热方式构成（见表1），各供热方式占比如图8所示。

表1 北方各省、直辖市、自治区供热方式构成Tab.1 Heating method composition of provinces，municipalities and autonomous regions in Northern China %

图8 各供热方式占比（规划方案）Fig.8 Proportion of different heating modes（the planning scheme）

若发展以煤改气和煤改电为主的供热方式，按照200 亿㎡的供热规模，参考方案的各供热方式占比如图9所示。

图9 各供热方式占比（参考方案）Fig.9 Proportion of different heating modes（the reference scheme）

未来按城镇采暖建筑均达到节能设计标准并实现了按需供热，平均年需热量可控制在0.25 GJ/m2左右。北方城镇建筑采暖季总需热量为50 亿GJ。表2 给出了2 个方案的能耗对比，回收电厂余热的能耗按影响电厂发电量折算，回收工业余热的能耗按提取相关行业低品位余热用于采暖折算耗电量，规划方案总供热能耗约为0.9 亿t 标准煤。规划方案供热系统平均标准煤耗约为4.5 kg/㎡，仅为目前北方地区供暖能耗的1/3。参考方案热电厂供热影响的发电量和回收工业余热所需的电量约为1 200亿kW·h；热网输送水泵电耗约为380 亿kW·h；各类电热泵及电锅炉电耗约为1 330 亿kW·h；燃气锅炉及燃气壁挂炉耗气量约为460 亿m³；燃煤锅炉耗煤量约为2 300 万t标准煤：以上各项折合总供热能耗约为1.68 亿t 标准煤。规划方案与参考方案相比，供热能耗降低约7 770 万t标准煤，节能约50%。

表2 规划方案和参考方案能耗对比Tab.2 Comparison of energy consumption between the planning scheme and the reference scheme

规划方案与参考方案的污染物排放如图10 所示。规划方案将纯凝火电厂改造为热电厂并回收其余热供热。改造前后电厂的燃煤量没有增加，因此不增加污染物排放。规划方案的污染物排放主要来自燃气锅炉以及生物质燃料锅炉。规划方案的污染物总排放量约为57 000 t，总污染物排放量仅为参考方案的20%。规划方案折算二氧化碳排放量为2.3 亿t，比参考方案减少碳排放2.0 亿t。

参考方案需要新建较多的燃气热电厂和蓄热式电锅炉，规划方案总投资与参考方案相当，但由于规划方案以回收电厂余热和工业余热作为主要供热方式，因此综合供热成本比参考方案低25%，如图11 所示（按标准煤价格为700 元/t、燃气价格为3 元/m³、热泵耗电0.50 元/（kW·h）、影响电厂发电0.38 元/（kW·h）计）。

图10 规划方案与参考方案污染物排放对比Fig.10 Comparison of pollutant emission between the planning scheme and the reference scheme

图11 规划方案与参考方案综合供热成本对比Fig.11 Comparison of comprehensive heating cost between the planning scheme and the reference scheme

3 结论及建议

我国电厂余热资源丰富，可满足北方城镇供热需求，但距离热负荷中心较远，本文提出了大温差长输供热模式，大幅提高热网输送能力并显著降低回收余热成本，使利用电厂余热向远距离城市供热成为可能。由于长输供热投资大且涉及多方，建议国家进一步明确电厂余热是我国北方城镇清洁供热主力热源的地位并出台相应的政策和措施，鼓励这一清洁高效供热模式的发展，具体建议如下。

（1）国家从能源革命层面出发，组织多部门对能源系统发展进行综合充分论证，在此基础上，明确电厂余热在北方城镇清洁供热的主导地位，明确北方5 亿kW 的核电、煤电和气电将是未来的主力电源或调峰电源，不会关闭，为热电联产改造和投资大容量长距离输热管网吃“定心丸”。

（2）国家和各省市对电厂余热取暖进行统一规划，实现余热资源优化配置，解决各地区之间常见的资源垄断或通过各种制约条件阻碍余热资源开发利用的问题。

（3）突破《热电联产管理办法》等文件关于供热半径20 km 的限制，根据项目的经济可行性，利用更远距离的电厂余热全面替代城市燃煤和燃气热源，市区仅建设或保留少量天然气调峰热源，逐步实现北方城镇供热无煤化。