综合能源服务项目新增热泵系统的案例分析

余莉，徐静静，马兰芳，王佑天

（1.中国华电科工集团有限公司，北京 100070；2.华电综合智慧能源科技有限公司，北京 100070）

0 引言

目前，欧、美、日等发达国家综合能源服务已形成了多样灵活的商业模式。美国侧重以分布式能源和智能电网为核心的综合能源供应系统。2007年美国颁布《能源独立和安全法案》，要求社会主要供用能环节必须开展综合能源规划。日本内阁会议发布《能源白皮书2018》，日本政府也将发展可再生能源作为日本未来主力能源，提出了建设覆盖全国的综合能源服务系统，并编入国家战略。近几年，国家发展改革委和国家能源局积极推进综合能源服务相关规划和政策文件制定，已发布多个涉及能源供应侧和电网侧的政策文件。

近年来，多家能源企业和专家提出了自己对于综合能源服务的定义，这些定义有共性也有差异，目前国内外并无标准的、确切的定义。清华大学张衍国团队提出，综合能源服务是在传统的冷、热、电、燃气基础上发展起来的，以客户为主体，利用大数据、云计算、物联网等数字化技术，实现多能协同供应，最终提高能源系统效率、降低用能成本的能源服务。华电集团提出广义定义：综合能源服务是在互联网和数字技术背景下，通过不同类型能源的互补耦合，达到能源流、信息流、价值流的跨界交换，为用户提供高效智能的多种能源供应和相关用能增值服务的新型能源服务方式。2017年10月，国家电网有限公司发布了《关于在各省公司开展综合能源服务业务的意见》，指出开展综合能源服务业务的重要意义，并提出开展综合能源服务业务的总体要求［1］。2019 年6 月，中国华电集团有限公司发布了《综合能源服务业务行动计划》，提出具有华电特色的“清洁友好、多能联供、智慧高效”的综合能源服务发展路径。

多能互补综合能源系统（以下简称综合能源系统）的配置是影响系统节能经济性的核心因素。设计过程需要根据用户的冷、热、电需求负荷特性及各种能源价格，充分结合单个设备的效率制定系统的运行策略，从而在经济性及环境效益之间作出平衡。提供多元化分布式能源服务，构建终端一体化多能互补的能源供应体系是综合能源服务业务的重点任务。为加快推进多能互补集成优化示范工程建设，提高能源系统利用效率，增加有效供给，促进经济稳定增长，国家发展改革委和国家能源局发布了《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》。综合能源系统的核心是分布式能源及围绕其开展的区域能源供应，是一种将公共冷、热、电、燃气乃至水务整合在一起的形式［2］。

1 已建项目概述

分布式冷热电联供（CCHP）为代表的系统在我国已得到示范应用。CCHP 系统以天然气为原料，通过燃气发电机组发电，所发电力与市电共同满足用户端的电力需求，同时采用余热利用设备（溴化锂空调、换热器等）满足用户端的冷热负荷需求，实现能源的梯级利用，综合能源利用率在70%以上，并在负荷中心就近实现现代能源供应方式，是天然气高效利用的重要方式［3］。多能互补综合能源系统是以CCHP 系统为基础，结合项目周边的资源融入地源热泵、水源热泵、空气源热泵、储电、蓄冷蓄热等技术，其将电力系统、供气系统、供热系统和供冷系统通过相关的信息通信建立对应的耦合关系，从而实现冷热电能源供应与需求的充分匹配运行。典型综合能源系统示意如图1所示。多能耦合和互动是综合能源系统典型的物理特征［4-10］。

图1 典型综合能源系统示意Fig.1 Schematic of a typical integrated energy system

本文结合北方某项目设计案例，在已投运的综合能源供能服务系统中耦合空气源热泵及烟气余热深度回收热泵系统。从设备选型、投资及运行经济性等角度，对新增热泵系统的设计原则及方案进行了探索。

北方某产业园能源站为产业园提供冷、热、电和生活热水，供能面积约25 万m2，地上17 万m2，地下8 万m2。能源站于2013 年12 月投产运行。能源站作为产业园区的综合能源供应商，为整个产业园区提供电能、热能、冷能及生活热水服务。园区电能优先由能源站内燃机发电机组供应，不足部分通过电网购电供应，内燃机组的发电也可上网；园区冷能、热能、生活热水全部由能源站内供能系统供应。综合能源供应流程如图2所示。

图2 综合能源供应流程Fig.2 Flow chart of multi⁃energy supply

能源站内主机配置：2 台颜巴赫JMS620 型内燃机（发电功率3 349 kW/台）+2 台远大空调有限公司BHE262X160/390-75/95-37/30-7/14-300 型烟气热水溴化锂机（制冷功率2 908 kW/台，制热功率2 994 kW/台）+2台双良节能系统有限公司的HZXQII-349（14/7）H2M2 型和HZXQII-349（14/7）R2H2-W110型直燃型溴化锂机（制冷功率3 490 kW/台，制热功率2 800 kW/台）+2 台顿汉布什有限公司的WCFX73RCN 型螺杆式制冷机（1 784 kW/台）；辅助设备配置：2 台空调采暖换热器（1 777 kW/台）+2 台烟气热水换热器（250 kW/台）+2 台生活热水换热器（1 777 kW/台）+1 套冷塔制冷集成板换机组（1 500 kW）。本项目热力系统流程如图3所示。

图3 能源站热力系统流程Fig.3 Thermal system of an energy station

2 近3年产业园冷、热、电负荷分析

产业园2017—2019 年最热、最冷月的供热、供冷逐时曲线如图4 所示。由图4 可知，2017—2019年最大供热负荷为31.79 GJ/h（8.83 MW）；最大供冷负荷为37.40 GJ/h（10.39 MW）。

图4 供热供冷逐时曲线Fig.4 Hourly heating and cooling curves

经过对产业园近3 年夜间（23：00—07：00）的用户负荷分析可知，产业园冬季夜间热负荷最大为6.28 MW（22.61 GJ/h），夜间园区的用电负荷不大于1 700 kW。夜间1 台内燃机发电50%负荷运行，所发电量供给园区用电后多余部分向电网送电。

统计近3 年园区冬季供热数据，综合计算得出产业园夜间（23：00—07：00）整个冬季的总耗热量约为14 304.00 GJ。参考2018—2019年度冬季供热期间夜间低谷用电时段发电机运行及电网上网功率报表数据，统计得出夜间（23：00—07：00）整个冬季的产业园用电量为1 524.0 MW·h，能源站内燃机上网电量为116.5 MW·h，产业园总配电室下网电量为191.7 MW·h；夜间（23：00—07：00）整个冬季能源站内燃机燃气消耗量为39.96 万m3；直燃机燃气消耗量为19.61万m3。

3 多能互补优化方案

通过对产业园区内用户的近3 年用能需求分析，可知用冷最大负荷为37.40 GJ/h（10.39 MW），用热最大负荷为31.79 GJ/h（8.83 MW）。目前能源站供能系统中已有冷热电联产设备、电制冷设备、直燃型溴化锂吸收制冷/热设备、冷塔制冷设备，设计最大制冷出力为16.36 MW，最大制热出力为11.59 MW，可满足产业园用户的需求。为了充分利用余热、废热和空气能等，减少废物排放，加大对废物的回收再利用，提高综合能源系统热效率和经济效益，在已有供热系统基础上，考虑增加空气源热泵系统、烟气余热深度利用系统、太阳能发电系统、储电系统等，在很大限度上提高了能源的利用效率和可再生能源的利用率［10-12］。本文重点研究空气源热泵系统及烟气余热深度回收系统的多能互补能源供应系统的方案配置和经济效益分析。新增空气源热泵系统及烟气余热深度回收系统的流程如图5所示。

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图5 新增空气源热泵系统及烟气余热深度回收系统流程Fig.5 Flow chart of the system configuring an air source heat pump and a flue gas waste heat recovery heat pump

4 空气源热泵配置方案

空气源热泵机组是能效比较高的热水设备，它根据逆卡诺循环原理，采用电能驱动，通过传热工质把自然界空气中无法被利用的低品热能有效吸收，并将吸收回来的热能提升至可用的高品位热能并释放到水中的设备。

本项目需先根据电价、天然气价对比空气源热泵机组与直燃机组供热运行费后，确定合理的空气源热泵运行电价时段。

4.1 不同电价空气源热泵系统与直燃机系统的运行费用对比

供热和供冷运行费用对比见表1、表2。表中COP为性能系数。

表1 供热运行费用对比Table 1 Comparison of heating costs

表2 供冷运行费用对比Table 2 Comparison of cooling costs

4.2 空气源热泵的装机规模

从上节单位供热量运行费用对比分析可知，空气源热泵只有在充分利用夜间低谷电（23：00—07：00）时与直燃机相比才有优势。由于产业园夏季夜间低谷电（23：00—07：00）时直燃机不启动（三联供+电制冷可满足夜间需求），所以本项目空气源热泵考虑按照冬季夜间替代直燃机运行配置装机规模。

新增空气源热泵系统后，需要利用电网的低谷电价运行，故夜间内燃机组停机，产业园区和能源站设备用电全部从电网购电后低谷电供电。空气源热泵配置容量有2个方案。方案1：夜间供热全部由空气源热泵满足的运行模式，空气源热泵系统的装机制热出力为6.28 MW，工程造价约为750万元。方案2：夜间供热由空气源热泵+直燃机调峰的运行模式，空气源热泵系统满足夜间供热的75%负荷，按最大热负荷的50%装机，制热出力为3.14 MW，工程造价约为456万元。

4.3 空气源热泵与直燃机系统经济性对比

本节给出了2种方案的空气源热泵系统与直燃机系统运行的收入成本对比情况，见表3、表4。表中数据依据产业园售电价1.13 元/（kW·h）、上网电价0.47 元/（kW·h）、产业园售热价155 元/GJ、低谷电价0.302 3 元/（kW·h）、发电天然气价格2.57元/m3、直燃机天然气价格2.77 元/m3计算。

表3 供热季夜间收入成本对比（方案1）Table 3 Comparison of heating revenues and costs at nigh（scheme1）万元

根据表3、表4 可知，方案1 中空气源热泵系统比直燃机系统整个冬季可节约运行费用61.21 万元，与初投资相比，静态投资回收期为12.25 a；方案2 中空气源热泵系统比直燃机系统整个冬季可节约运行费用42.45 万元，与初投资相比，静态投资回收期为10.74 a。综上对比，空气源热泵系统装机容量推荐采用方案2的配置。

表4 供热季夜间收入成本对比（方案2）Table 4 Comparison of heating revenues and costs at night（scheme2）万元

5 烟气余热回收系统配置方案

对于烟气排烟废热利用而言，当烟气排烟温度高于烟气的水露点温度时，回收热量主要以烟气显热为主，单位温降释放的热量较少；当烟气温度低于水露点温度时，烟气中的水蒸气开始凝结，放出热量比较集中［13-16］。通过分析2017—2019 年供暖季节运行数据可知，空调水系统供水温度小于50 ℃，余热机后排烟温度约120 ℃，可利用烟气余热回收系统对内燃机-余热机联供系统进行尾部烟气深度利用供暖。烟气余热回收系统［17-18］原理图如图6所示。

图6 烟气余热回收系统原理Fig.6 Schematic of the flue gas waste heat recovery system

为了提高烟气余热利用系统热泵机组的利用效率，每台余热机尾部按内燃机50%发电负荷的排烟流量装设1台压缩式热泵机组。内燃机额定工况的排烟流量为5.21 kg/s，50%的排烟流量为2.61 kg/s，烟气的比热容为1.08 kJ/kg。

烟气换热器1 的换热功率为2.61 kg/s×1.08 kJ/kg×（120 ℃-75 ℃）=126.85（kW）。

烟气换热器2的换热功率包括显热和潜热。

显热为2.61 kg/s×1.08 kJ/kg×（75 ℃-35 ℃）=112.75（kW）。

潜热：烟气在70 ℃时含湿量为74.00 g/kg，降温至35 ℃时含湿量为14.46 g/kg，水气脱除率80.46%，1 m3天然气燃烧产生约1.6 kg水蒸气，50%的额定天然气流量为0.11 m3/s，所以产生凝结水为0.14 kg/s。烟气的水露点温度为47 ℃，烟气的水露点比焓为2 600 kJ/kg。凝结水温度为35 ℃，凝结水比焓为146.6 kJ/kg。故潜热为（2 600.0 kJ/kg-146.6 kJ/kg）×0.14 kg/s=343.48（kW）。

所以烟气换热器2 的换热功率为112.75 kW+343.48 kW=456.23（kW）。

压缩式热泵机组的制热COP 为5，提取的余热量为456.23 kW，所以单台热泵机组的制热量为570.29 kW，机组耗电量为114.06 kW。

烟气余热回收系统综合COP 计算如下：第1 段120 ℃降温至70 ℃余热回收量为126.85 kW；第2段70 ℃降温至35 ℃余热回收量为456.23 kW（其中显热为112.75 kW；潜热为343.48 kW）。热泵机组供热量为570.29 kW，机组耗电量为114.06 kW，系统中同时运行的3 台水泵和1 台引风机等附属设备功率为22.00 kW。

烟气余热回收系统的综合COP 为（126.85 kW+570.29 kW）/（114.06 kW+22.00 kW）=5.12。

能源站2 套联合循环机组装设1 台热泵机组及其辅助设备，每套联合机组烟道设置1 套引风机和烟气板换。整个烟气余热利用系统的供热能力为697.14 kW。工程造价约为123万元。

6 经济效益分析

本文建立2种运行模式测算模型来分析论证增加空气源热泵系统和烟气余热深度利用系统的必要性和经济性。模型1：全部供能设备年供冷、供热量不增加，优先利用余热机、空气源热泵系统和烟气余热利用系统供冷供热，减少现有的直燃机组的供冷供热量，通过减少直燃机的供冷供热量节约的运行费用测算新增2个系统的静态投资回收期。模型2：能源站已有设备的供冷供热量维持不变，新增的空气源热泵系统和烟气余热深度利用系统的供冷供热量产业园区用户可全部消纳，通过增加对用户供冷供热量的收入测算新增2个系统的静态投资回收期。

6.1 模型1的经济效益测算

本模型根据项目产业园供能实际情况进行经济效益测算。冬季供暖、夏季制冷用户无新增供热、供冷负荷需求，新增热泵系统仅在冬季供暖，供暖运行费与替代已有的直燃机组供暖运行费进行对比，通过节省的运行费用测算新增热泵系统的静态投资回收期。

6.1.1 直燃机系统与烟气余热回收系统的运行费用对比

直燃机系统和烟气余热回收系统运行费对比见表5。表中数据依据天然气价格2.77 元/m3、天然气热值33.77 MJ/m3、电价0.785 7 元/（kW·h）（按内燃机天然气成本和维修费折算）计算。

表5 供热运行费用对比Table 5 Comparison of heat supply costs

6.1.2 经济效益分析

本项目经济效益分析按照同时增设空气源热泵和烟气余热回收系统、单独增加烟气余热回收系统、单独增加空气源热泵系统分别分析。同时增设空气源热泵与烟气余热回收系统时，内燃发电机组运行模式需调整为夜间停机，白天1 台内燃发电机组50%—100%负荷率运行。烟气余热回收系统冬季白天满负荷运行，设备利用小时数按1 920 计算，冬季供热量约4 818.63 GJ，由于每产生1.00 GJ 热量，烟气余热回收系统比直燃机系统节省44.83元，所以每年可节省21.60万元。空气源热泵系统冬季夜间运行，整个冬季比直燃机系统可节省42.45万元。

仅增设烟气余热回收系统时，内燃发电机组运行模式维持现状为夜间1 台机组50%负荷运行，白天1 台机组50%—100%负荷运行，2 台机组交替运行。烟气余热回收系统冬季全天满负荷运行，烟气余热回收系统冬季运行设备利用小时数按2 880 计算，冬季供热量约7 227.95 GJ，由于每产生1.00 GJ热量，烟气余热回收系统比直燃机系统节省44.83元，所以每年可节省32.40 万元。替代已有直燃机供能的经济效益见表6。

表6 替代已有直燃机供能的经济效益Table 6 Economic benefits obtained by replacing the original direct⁃fired absorption chiller

6.2 模型2的经济效益测算

本模型按热泵系统新增的供冷、热负荷园区全部消纳，通过增加供冷供热收入测算新增热泵系统的静态投资回收期。测算数据：空气源热泵系统制热量为3 140 kW，烟气余热回收系统制热量为697.14 kW，年供热2 880 h。空气源热泵系统年供热量为32 555.52 GJ，烟气余热回收系统年供热量为7 227.95 GJ；空气源热泵系统制冷量为4 170 kW，年供冷1 920 h，年供冷量为32 555.52 GJ。

空气源热泵系统耗电功率为1 318.33 kW，包括空气源热泵机组耗电功率及系统辅助设备水泵耗电功率；烟气余热回收系统耗电功率为136.08 kW，包括热泵机组耗电功率及系统辅助设备引风机和水泵耗电功率。增加供冷供热量的经济效益见表7。表中数据依据供冷、供热价格155 元/GJ，用电价格0.785 7 元/（kW·h）（按内燃机成本折算）计算。

表7 增加供冷供热量的经济效益Table 7 Economic benefits obtained by increasing cold energy and heat supply

7 结论

本项目能源站内已建的供能设备设计的供热供冷能力均大于产业园最大负荷需求；设备的实际供冷供热能力依然满足产业园最大负荷需求。新增2 套供能设备并不能增加外供热量，所产生的经济效益来自替代现有直燃机组供能节省的运行费用。空气源热泵系统虽然夜间利用低谷电运行费较低，但设备夏季基本不用，仅冬季可用，设备利用率低，初投资高。同时增设空气源热泵和烟气余热回收系统及单独增设空气源热泵系统的初投资回收期均较长。单独增设烟气余热回收系统冬季可利用烟气余热供热，设备初投资较低，初投资回收期较短。

按照新增2套热泵系统供能设备的供冷供热量全部增加对外供能收入的模型测算，设备初投资回收期较短，在1 年左右可收回初投资。因此当有新增供冷供热负荷需求时，增加空气源热泵系统和烟气余热回收系统的经济性远远优于替代现有直燃机节省运行费用的经济性。

综上所述，对于已建成的分布式综合能源供能项目，当无新增供冷供热负荷时，多能互补供能应优先增设烟气余热深度利用热泵系统。当有新增供冷供热负荷时，多能互补供能可同时增设烟气余热深度利用热泵系统和空气源热泵系统。