基于吸收式热泵技术的区域清洁供暖研究

2021-10-21郝日鹏李永田

工业加热 2021年9期

周勇，郝日鹏，魏航，李永田

(1.陕西新奥新能能源发展有限公司，陕西西安 710065； 2.光伏科学与技术国家重点实验室，江苏常州 321031)

近年来，我国城镇化高速发展，从2000年到2019年，我国城镇化率从36.22%增长至60.6%，城镇人口增加了约一倍左右，达到8亿人，但城乡发展不平衡的问题仍然突出[1-2]。从2001年到2019年，我国建筑建设速度逐年增长，城乡建筑面积大幅度增加，自2005年起竣工面积开始快速增加，从2013年至2019年每年的建筑竣工面积均超过40亿m2，这将导致北方省份冬季供暖需求大幅度增长。2011年全国集中供热面积为4 713百万m2，至2025年将达到11 957百万m2[3]，集中供暖面积的增加带动了能源需求的增加。根据相关文献统计[4]，在2017年我国建筑行业总共消耗了9.47亿t标准煤，占我国总体能源消费的21%以上，而其中北方采暖能耗占建筑能耗的23%左右。

在北方城镇的集中供暖方式中，热电联产是能源综合利用效率最高的一种方式[5]。在我国大部分小型或区域热电联产机组凝汽乏汽潜热没有得到回收利用，该部分余热还具有较大的回收利用价值。燃煤电厂凝汽潜热回收方式主要有：低真空回收乏汽热量供热、大温差低温回水回收乏汽热量供热及吸收式热泵回收乏汽热量供热等技术[6]。为了最大幅度地提升区域热电厂的凝汽潜热，提升原设计管网系统的输送能力，需要尽可能地降低一次网回水温度，付林等[7]提出了吸收式热泵可以大幅度地降低回水温度，并对传统换热器和吸收式换热器进行了效率分析，吸收式换热过程较传统的板式换热过程热力学完善度有所提高，充分利用热流体高温段的有效能，作为驱动力，使低温向高温传热，进而降低回水温度。

本文结合某城镇的供暖现状及规划，因地制宜，拟对可采用的采暖技术路线的技术可行性和经济可行性进行对比分析，并确定采用高背压大温差供热的技术路线，解决某城镇清洁供暖遇到的问题。

1 城镇供热现状分析

1.1 供热现状

某城镇总面积208.5 km2，可建设面积131 km2，中心规划区50 km2，其中城市建成区20.5 km2。目前该城镇采用集中供热为主，集中供热面积占全镇供热面积的约2/3，集中供热面积约180万m2，剩余供热采用燃气分布式供热与燃气壁挂炉供热相结合的方式，当前集中供热热源点为当地热电厂。某热电厂为该城镇唯一规划热源点，由于受关中地区减煤、限煤的影响，近几年不会再新增燃煤锅炉，因此，最高效地利用该热电厂余热资源是解决该城镇集中供热问题的重要方式。

1.2 热负荷延续曲线绘制分析

以热负荷为纵坐标，室外空气温度为左方横坐标，可绘制热负荷曲线图，我国一般居民建筑起始临界温度为5 ℃，由于该地区供暖天数为120 d，实际起始供暖温度大于5 ℃，约为6 ℃。以温度为横坐标(一般温度为负值，在横坐标的0点左侧)先绘制热负荷曲线图，然后以横坐标右侧作为室外温度的延续小时数(本方案为2 880 h)，绘制出当年供暖热负荷延续曲线。由于获得气象资料有困难，可以采用哈尔滨建筑大学提出的数学方法，只要知道当地供暖室外计算温度、供暖期室外平均温度、供暖期天数，则可以绘制出延续曲线，曲线在工程误差范围内。具体计算方法如下：

(1)

(2)

Q=Q′N≤5

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

分别对现状、近期及远期热负荷曲线进行绘制(见图1)。

图1 热负荷延续曲线

当前燃煤电厂锅炉总对外供汽量约为210 t·h-1，通过热电联产机组后，对外供应低压蒸汽的能力约为150 t·h-1，除去最近几年约50 t·h-1的工业蒸汽负荷，冬季供暖最大供应负荷约为100 t·h-1，约71 MW。

2021年，规划热负荷为121 MW，当前热电厂供热能力已经无法满足规划热负荷需求，热负荷缺口达50 MW。2025年，规划热负荷为161 MW，相比现状，热负荷缺口将进一步加大，达到90 MW。

2 清洁供暖方案研究

2.1 常规汽轮机抽汽供热方案

1)流程描述

抽凝式汽轮机抽汽为参数1.0 MPa过热蒸汽，进出口温差按照60 ℃估算(130 ℃→70 ℃)，一次网回水先进入抽汽加热器加热，热量不足部分由燃气锅炉作为补充，原则流程见图2。

图2 原则工艺流程图

2)热源改造

规划至2021年、2025年，采暖热负荷分别为121、161 MW，根据供热锅炉配置的基本原则和热水锅炉选型参数，对热水锅炉的数量和参数选择如下：

近期规划2021年采用2台29 MW燃气热水锅炉，总供热负荷能力为121 MW；远期规划2025年采用2台17.5 MW燃气热水锅炉，总供热负荷能力为161 MW。

3)能源成本分析

近期2021年，总热量中，热电联产供热量占75%，燃气锅炉供热量占25%，燃气锅炉主要起调峰作用；远期2025年，总热量中，热电联产供热量占56%，燃气锅炉供热量占44%。

汽轮机抽汽热量价格按照37元·GJ-1计算，燃气锅炉热价按照70元·GJ-1计算，通过热量占比计算出近期热量成本为45.3元·GJ-1，远期热量成本为51.5元·GJ-1，如表1所示。

表1 汽轮机抽汽供热方案热量占比及热量成本分析

2.2 高背压吸收式大温差供热方案

1)流程描述

在各热力站处安装吸收式换热，利用一次网高温热水作为驱动力，驱动吸收式换热机组，降低一次网回水温度。

对热电厂一台抽凝式汽轮机进行高背压改造，将凝汽背压提升至33 kPa，对应的饱和温度为71 ℃，可将一次网回水加热至更高温度。

原则流程为，一次网供水通过吸收式换热机组换热后，冷却至20 ℃左右，冷却后的回水通过热网返回至热电厂后，先进入一台抽凝式汽轮机凝汽器加热至43 ℃，再经过一台高背压改造的抽凝式汽轮机凝汽器加热至66 ℃，最后根据供暖负荷情况，通过调整汽轮机抽汽换热器和燃气锅炉，将供水加热至一定温度送至各换热站。通过充分回收热电厂的凝汽潜热，可提升热电厂50%左右的供热能力。详见图3。

图3 原则工艺流程图

2)热源改造

通过提高抽凝式汽轮机凝汽背压的方式，采用凝汽器回收凝汽潜热，用于给一次网回水加热，当凝汽背压在33 kPa时，对应饱和温度为71 ℃左右。汽轮机的凝汽潜热主要提供热网的基础负荷，在采暖中期，热负荷较大时，为了保证采暖效果，在一次网上设置热网尖峰加热器，利用抽汽和燃气锅炉来提供尖峰负荷，在采暖初期和末期，主要利用回收的凝汽潜热来供暖。

规划至2021年、2025年，采暖热负荷分别为121、161 MW，根据供热锅炉配置的基本原则和热水锅炉选型参数，对热水锅炉的数量和参数选择如下：

近期规划2021年建设2台17.5 MW燃气热水锅炉，总供热负荷能力为121 MW；远期规划2025年建设1台17.5 MW燃气热水锅炉，总供热负荷能力为161 MW。

3)能源成本分析

2021年总热量中，40 ℃以下热电联产供热量占33.97%，40 ℃以上热电联产供热量占64.79%，燃气锅炉供热量占1.24%，燃气锅炉主要起调峰作用，详见图4；远期2025年，总热量中，40 ℃以下热电联产供热量占25.33%，40 ℃以上热电联产供热量占60.44%，燃气锅炉供热量占14.23%，详见图5。

图4 近期热负荷延续时间曲线图

图5 远期热负荷延续时间曲线图

参考相关文献[8]，热力公司和热电厂热量分摊的方法可采用温度为依据进行划分，40 ℃以下的热量可免费提供给热力公司，提高热力公司降低一次侧回水温度的动力，40 ℃以上的热量按照热电联产采购价格37元·GJ-1进行结算。燃气锅炉热量成本价格约为70元·GJ-1。通过热量占比计算出近期热量成本为24.8元·GJ-1，远期热量成本为32.3元·GJ-1，详见表2。

表2 大温差供热方案热量占比及热量成本分析

2.3 方案对比

通过研究分析，吸收式热泵换热技术在降低一次网回水温度，充分回收电厂凝汽潜热方面得到了广泛的研究和应用，是电厂余热回收技术中值得推广的一项技术。一次网回水温度降低后，为充分回收各种低品位余热创造了条件，如100 ℃以下，甚至在30～40 ℃温度的余热回收，另外还可以降低管网投资，并降低长距离输送能耗。

从供热量对比分析来看，由于回水温度可以降低至20 ℃左右，可以全部回收汽轮机的凝汽潜热，大温差方案较常规方案可多回收热量约36 M W，增加了约50%的供热负荷，通过凝汽潜热的回收，可以大大减少燃气锅炉的负荷，大温差方案燃气锅炉供热量占比从44%降低至14%，大大降低了供热成本，燃气锅炉大部分时间为调峰运行，详见表3。通过对两种方案的供热热价对比分析，大温差方案由于充分回收了凝汽潜热，热价较常规方案优势明显，可作为本项目的首选方案。

表3 两种供热方案能源消耗对比

2.4 热网运行方案

供暖热负荷由于室外温度、日照、通风等方面的变化，往往具有明显的负荷波动特性，为了满足用户的热需求，保证供热质量，不过度供热和供热不足，同时使热源和输送过程经济合理，就需要对供暖系统进行运行调节，即供热调节，通常有如下几种调节方式。

1)几种常见的供热调节方式

(1)质调节。热源温度随室外温度变化，当室外温度升高，所需热负荷变小，通过调节一次网供水温度来调整热源负荷，即主要是通过调整热源温度来调整负荷，而一次网流量一般不做调整。

(2)量调节。热源流量随室外温度变化，当室外温度升高，所需热负荷变小，通过调节一次网供水流量来调整热源负荷，即主要是通过调整热源流量来调整负荷，而一次网温度一般不做调整。

(3)质-量调节。热源随室外温度变化，通过同时改变网路的供水温度和流量，来调节热负荷。

(4)分阶段改变流量的质调节。用于锅炉房，按投入锅炉台数确定系统流量，每个阶段内不主动改变网路的循环水流量，只改变供水温度。

(5)分阶段的质-量调节。在某一阶段只调节供水温度，在另一阶段只调节循环水流量。

2)本项目调节运行方式选择及供热分析

本项目在运行时，一次热网主要采用质调节的方式，由于采用了吸收式换热机组，为了保证换热机组的运行效果，二次热网也主要采用质调节的方式，根据前述分析，不改变热网的循环热水流量，只对供水温度进行调节，来满足供热质量。即保证一次热网和二次热网的循环热水流量不变，当供暖初期，首先采用凝汽器和高背压凝汽器的热量满足初期供热负荷，当气温逐步降低时，启动抽汽换热器进行加热，提高供水温度，当抽汽供热无法满足供暖需求时，启动燃气调峰锅炉满足尖峰负荷。当至采暖末期，气温逐步升高时，采用相反的顺序来调节，逐步降低一次网供水温度。