江亿：发电和工业余热实现北方城镇清洁供热

 
 
江亿：发电和工业余热实现北方城镇清洁供热  
 

我国的建筑运行用能可分为北方城镇采暖用能、不包括北方采暖的居住建筑用能、公共建筑用能以及农村居住建筑用能四大部分。

之所以把北方城镇采暖用能单独列出，是因为其用能特点不同。而且，在这四大类建筑运行用能中，北方采暖的能耗总量最大，对大气污染的影响最大，但节能潜力也最高，是我国建筑节能工作的重点。

热电联产和工业余热利用获技术突破

目前，我国北方城镇的民用建筑总量为145亿平方米，80%采用不同规模的集中供热方式，其中约60%的热源为热电联产电厂提供，其余为大型燃煤、燃气锅炉及少部分工业余热。剩余20%的建筑则采用燃气壁挂炉、地源或空气源热泵等分散方式。

目前，热电联产、燃煤燃气锅炉和分散供暖三种方式采暖能耗分别平均为每平米每个冬季12、18和14公斤标煤，北方城镇145亿平米建筑冬季供暖总能耗为2.1亿吨标煤。

热电联产是利用发电余热作为供暖热源。不同的热电联产工艺输出热量的能耗不同。目前我国大多数热电联产电厂是抽凝机组，抽取部分原本进入低压缸继续发电的0.5兆帕左右的蒸汽，把热网循环水从50~60℃加热到110~125℃。剩下的部分蒸汽仍进入低压缸发电，其冷凝热量在20~40℃的温度下由冷却塔或空冷岛排出，排出余热约为机组总热量的20%~30%。

近年来，部分电厂进行多种形式的背压改造，消除了冷端损失，但同时也减少了发电量。按照火用分摊方法把电厂消耗的燃煤分摊给输出的电力和热力，这两种方式输出热量的煤耗在20~30公斤标煤/吉焦之间。

前述热电联产产热折合煤耗仍然偏高的主要原因是进入电厂的热网循环水回水温度太高（50℃以上），只能用较高的热源加热。通过在供热系统末端采用新的吸收式换热器（AHE）等技术，可以使回水温度降低到10~30℃。这时再采用新的热电联产热回收工艺，就可以回收全部冷端余热，而不会进一步减少发电量。在循环水温度仍加热到120℃的条件下，输出热量所分摊的煤耗可降至10~15公斤标煤/GJ。

低回水温度使热网的供回水温度从120/50℃的70K温差提高到120/15℃的105K温差，这就使得同样的热网循环水流量所输送的热量提高50%，降低了热网输送热量的初投资和运行成本。低温回水还可以进入冶金、有色、化工、建材等工厂去有效回收工业生产过程排放的低品位余热。这一技术从2010年开始陆续在山西、河北、宁夏等多地推广，已在可靠性、经济性、可实施性等多方面得到全面证实，引起供热界的高度关注。

北方城镇供热方式亟需改变

我国未来北方城镇需要供热的民用建筑总量将达到200亿平米。根据目前城市热网发展状况，其中160亿平米可由热电联产和工业余热提供基础热源。其中，4亿千瓦发电能力的热电厂供应130亿平米，由冶金、有色、建材等生产过程排放的低品位工业余热供应30亿平米。在此基础上，这160亿平米建筑每年只需要再消耗150亿立方米天燃气和450亿千瓦时电力作为终端调峰和循环水泵用电，就可以满足供热要求，综合耗能每平米每年9公斤标煤以下。

要实现这一供热规划，就必须回答未来我国是否还会保留这样多的燃煤电厂，同时还要考察这些热源的地理位置是否与需要热量的城镇位置相匹配，热量输送成本是否可接受。

我国北方采暖区域内目前已有热电厂装机超过6亿千瓦。未来大规模发展风电、光电，需要由足够的蓄能能力和灵活电源以适应风电、光电的大幅度日波动和电力负荷侧的日变化。水电和抽水蓄能电站是最好的蓄能和灵活电源，然而我国的地理资源决定的水电和抽水蓄能电站总量很难超过3亿千瓦。考虑未来发展1~1.5亿千瓦的核电，还需要8亿千瓦以上容量的热电厂作为调峰电厂，才可能与风光电互动，满足未来我国的电力需求。

此外，冬季北方受枯水期限制和避免黄河冰凌的影响，水力发电能力大幅下降，也需要额外1亿千瓦火电来补充冬季水电的不足。这样，我国北方冬季应有5亿千瓦以上的火电和核电运行，才能在大比例发展风电、光电、水电的前提下满足未来的电力供应，大于供热所要求的4亿千瓦火电的装机容量。

然而，这些冬季按照热电联产方式运行的火电和核电必须同时承担电网的快速峰谷调节任务，而不能按照传统的“以热定电”模式运行。当进入电厂的热网回水温度低于20℃后，通过在电厂设大容量的蓄热装置和电动热泵，可以在需要发电时全功率发电，用蓄热罐的热量供热，并蓄存发电余热；而在电力需求低谷期最大量抽气，并开启大容量电动热泵，提升电力高峰期蓄存的低品位余热。通过工艺流程优化，可以使热电厂全天的综合热效率高于95%，输出电力在35%~100%范围内快速调节，而全天输出电力与输出热量之比不低于45%。