1. 前言
北京市拥有世界上规模最大的城市热网，其供热面积已达1亿平米。采暖能耗占全市建筑能耗总量的约55％【1】。预计到2010年北京热电厂的供热能力都将达到极限，能源供需矛盾非常突出。而新建大型热电厂投资高、建设周期长，并受到城市环境容量的强烈制约。因此，开展能源的高效利用和循环利用，充分挖掘现有热电联产热源的能力，是降低建筑采暖能耗的重要途径之一。
北京市的热电厂即使在冬季最大供热工况下，也必须有占电厂总能耗10～30％的热量由循环水（一般通过冷却塔）排放到环境。图1所示为一个典型的热电联产机组的能流分布。在该机组中有19％的燃料能量以废热形式通过循环水排掉。根据调研，北京的四大热电厂冬季可利用的循环水余热资源量就达1000MW以上。如果有效回收这部分余热量，相当于在不新增电厂装机容量和不增加当地污染物排放的情况下，新增供热面积3000万平方米以上，同时节约大量因为蒸发而损失的循环冷却水，因此这是一种极具吸引力的城市集中供热新形式。
图1 热电联产机组能流分布图
1- 锅炉；2-凝汽式汽轮机；3-发电机；4-凝汽器；5-凝结水泵；
6-除氧器水箱；7-锅炉给水泵
2. 系统基本形式
低真空运行回收余热方式
由于正常情况下循环水的温度比较低（一般冬季20～35℃），达不到直接供热的要求，要用其供热，必须想办法适当提高其温度。目前在利用电厂循环水余热供热方面，国内外发展和应用比较多的是汽轮机组低真空运行，即降低排汽缸真空，提高乏汽温度，用排汽加热循环冷却水作为热网热水，或将凝汽器作为热网的一级加热器，从而实现利用汽轮机乏汽余热供热的目的。汽轮发电机组低真空运行供热理论上可以实现很高的能源利用效率，国内外都有很多研究和成功运行的实例，技术已很成熟，但是该技术主要受到两方面的限制：首先，低真空运行机组类似于热电厂中的背压机组，其通过的蒸汽量决定于用户热负荷的大小，所以发电功率受用户热负荷的制约，不能分别地独立进行调节，即其运行也是“以热定电”，因而只适用于用户热负荷比较稳定的供热系统；其次，凝汽式汽轮机改造为低真空运行循环水供热时，对小型机组和少数中型机组在经过严格的变工况运行计算，对排汽缸结构、轴向推力的改变、轴封漏汽、末级叶轮的改造等等方面做严格校核和一定改动后，可以实行，但这种情况对现代大型机组则是一般不允许的，在具有中间再热式汽轮机组的大型热电联产系统中，凝汽压力过高会使机组的末级出口蒸汽温度过高，且蒸汽的容积流量过小，从而引起机组的强烈振动，危及运行安全。大型汽轮机组的循环冷却水进口温度一般要求不超过33℃，相应的出口温度在40℃左右，目前只有地板低温辐射采暖等少量高效供热末端装置能够适应这一温度范围，因此该技术的应用受到比较大的限制。
热泵回收余热方式
提高电厂循环水温度用于供热的另一个方法是采用热泵技术，即以电厂循环冷却水为低位热源、利用热泵技术提取其热量后向高温热网供热。热泵供热技术的节能、环保特性已经得到公认。电厂循环水与目前常用的热泵热源相比，具有热量巨大、温度适中而稳定、水质好、安全环保等优点，是一种优质的热泵热源。
2.2.1 热泵机组置于用户热力站
图2 循环水源热泵供热系统原理图
1－热泵（用户热力站内）；2-凝汽式汽轮机；3-发电机；4-凝汽器；5-凝结水泵；
循环水供热系统基本方案如图2所示，将热电厂的循环冷却水通过待建的一次循环水管网输送到设立在各个用户处的热力站，热力站内分别安装有吸收式热泵机组或者电动压缩式热泵机组。电厂循环水在相应的热泵机组中放热降温后，返回电厂凝汽器吸热升温后再输送到热力站。如此循环往复地将电厂凝汽器余热输送到用户热力站，热泵机组从循环水吸热并根据不同的用户采暖末端设备的要求加热二次侧热水至不同的温度范围。例如北京地区，在针对地板低温辐射采暖的热用户，热泵机组出口水温达到40～50℃；而针对此采用暖气片的热用户，则要求热泵机组出口水温达到55～65℃。
2.2.2 热泵机组置于电厂内
图3 循环水源热泵供热系统原理图B
1－热泵（设置在电厂内）；2-凝汽式汽轮机；3-发电机；4-凝汽器；5-凝结水泵；
6-热网水泵；7-二级热网换热器；8-第n级热网换热器
当电厂附近没有合适的或者足够规模的热用户时，则可以采取如图3所示的系统形式来回收循环水余热。此时，热力站设置于电厂内，热泵机组提取了循环水余热后直接加热温度t0的城市热网回水至温度t1, 然后再由原供热抽汽通过第二级、第三级……直到第n级热网换热器分别加热至t3、t4……直到tn（北京城市热网所需的温度，一般为120～130℃）。同图2所示的方案相比，此处使用的热泵机组一般来说要求有更高的出水温度（t0一般为60～70℃，而t1需要达到80～90℃），这必然导致热泵机组 COPh下降，但是此种方式不需要新建循环水管网，能节省大量初投资和时间成本，回收的低位热量直接进入城市热网，其利用可以摆脱与热电厂之间距离的限制。当t1达到80～90℃时，压缩式热泵的COPh从4.0～5.0下降至2.0～2.5左右；吸收式热泵的COPh则从1.7～2.2下降至 1.3～1.4左右。对典型案例的分析显示，此时采用电力驱动的压缩式热泵机组在经济性上已经不可行，而由于电厂内具有较丰富和相对廉价的蒸汽资源，吸收式热泵机组仍然具有经济和能耗两方面的可行性。由于吸收式热泵需要蒸汽或者高温热水驱动，在COPh相对较低的情况下，电厂内热泵机组能够回收的循环水余热量也将受电厂蒸汽产量的限制，一般来讲难以实现循环水余热的全部回收。
2.2.3 热泵机组+调峰锅炉房联合运行方式
为了改善热泵在用户要求的供热温度范围内有尽可能高的供热效率（COPh），适应更宽的供热温度范围，在如图2所示系统的基础上采用热泵与锅炉调峰联合供热的方式。该系统的运行原则是以热泵机组承担基本负荷，锅炉承担尖峰负荷。如图4所示，设计工况下热媒在热泵前后温度由t0升高到t1，经过锅炉前后温度由t1升高到t2。以北京地区冬季气象资料统计的用户负荷延时曲线为依据，假设热泵系统承担全年90％的供热量，则可以推算得到热泵机组的供热能力与设计热负荷之比仅为0.68。变工况时的运行调节采用质调节：室外气温最低时热泵与锅炉均满负荷运行，随着室外气温的升高，逐渐减小锅炉的供热量，锅炉出口温度t2随之降低，直至锅炉全停。以后的调节再通过改变热泵容量完成。由于热泵机组出口温度不高于t1，从而使电动压缩式热泵机组能够长期在满负荷或较大负荷下以较高的COPh≈5.0运行（满负荷运行时长约占采暖季总时长的56％）。考虑到锅炉的供热量只占全年总供热量的10%左右，此系统仍能充分发挥热泵的节能特性。热泵容量仅为用户热负荷的70％，不仅节省了相应热泵机组投资，对于电动压缩式热泵还能显著减少变电站和机房土建投资，大大增强本供热系统在经济上的竞争力。节省的热泵投资一般来说足以抵消或者明显高于调峰锅炉房的投资。因此从总体上看，此种热泵与调峰锅炉联合供热的方式在经济上和能耗上都优于传统的区域锅炉房供热方式。
图4 循环水源热泵与锅炉联合供热系统流程示意图
1－热泵 2－锅炉 3－电厂凝汽器
相对于常规城市集中供热方式，循环冷却水的可利用温差相对较小（为10～15℃左右），热能品味较低，因此大规模利用这部分热量仍然受到以下两方面因素的制约：首先要求在电厂附近有相应的热负荷需求；其次是提供热负荷所需要的温度时热泵机组的COP是否具有经济性。小温差大流量的特点使得循环水区域供热系统的供热距离、路由、管径等参数对管网投资和运行管理费用影响很大。采取如图2所示的系统形式，根据对典型案例的分析，综合考虑节能性和经济性，可以确定循环水供热的适用范围为电厂周边半径3～5公里以内。随着北京市城市规模的快速发展，原先远离城市中心的热电厂已经处于城市边缘或接近城市中心，近年来许多电厂周边3～5公里的范围内的热用户不断增加，可以预见的短期内还将形成大量的潜在热用户；另一方面，采用如图4所示的热泵和调峰锅炉联合运行的方式可以有效的保证热泵机组始终以较高的COP运行。这些事实都为循环水热泵区域供热系统的实施和大规模应用创造了条件。
3. 各种集中供热方式运行成本比较
热力站的位置以及站内热泵的形式，需要结合电厂周边用户热负荷以及高位能源供应状况而定。相对于采用蒸汽或者热水驱动的吸收式热泵，压缩式热泵系统直接使用电力驱动，其热力站的位置设置更加灵活，同样容量下机组的体积和初投资都小于吸收式机组。考虑到燃料发电的效率（燃煤发电效率35％，燃气发电效率 55％，考虑燃煤发电量占80％），使用电驱动的压缩式热泵机组在同样的供热工况下，其综合能源利用率略低于蒸汽驱动的吸收式热泵，同时由于电价和蒸汽价格的巨大差异，压缩式机组供热日常运行成本显著高于吸收式热泵机组。多种区域供热方式的能源成本如表3-1所示：
表3-1 几种方式的能源利用效率与能源成本比较
项目 循环水热泵区域供热 常规区域供热
热水吸收式 蒸汽吸收式 电动压缩式 城市热网 燃煤锅炉房 燃气锅炉房
COPh 1.7 2.2 4.5 － 0.8 0.9
一次能源利用效率 1.6 2.0 1.8
能源成本（元/GJ） 29.4 16.2 42.5 25 23.5 64.8
注：燃气热值35.1MJ/m3，燃气价格2.05元/m3；燃煤价格550元/吨标煤；电价0.68元/kW.h；热力站处热水售热价格50元/GJ；用户处蒸汽售热价格80元/吨汽；没有考虑电厂循环水热价。一次能源利用效率=联合循环电厂发电效率 （=0.40）×COPh；
4. 北京市循环水余热潜力调研及节能环保效益估算
本文完成了北京市主要热电厂的循环水余热潜力的调研，结果如表4-1所示：现状循环水余热量约为1191MW，该热量在整个采暖季比较稳定，可以作为供热的基本负荷，配以约500MW的调峰容量，如果综合考虑建筑采暖热指标50W/m2，可实现3000万m2以上的新增供热面积。
表4-1 北京市热电厂循环冷却水余热量统计
电厂名称 循环水余热量
现状（MW） 规划（MW）
石景山热电厂 199 199
高井热电厂 327 327
华能热电厂 387 530
国华热电厂 78 78
京丰热电厂 200 350
草桥热电厂 - 58
太阳宫热电厂 - 116
郑常庄热电厂 - 84
合计 1191 1742
按照40％余热采用电动压缩式热泵利用，其余60％采用吸收式热泵利用的方案，整个采暖季实现供热量1859万GJ，回收循环水余热约943万GJ，共计消耗电能29935万Kwh，消耗蒸汽量为320.7万吨。将该方案与相同规模的燃煤锅炉房和燃气锅炉房比较为了能够进行统一比较，三个方案中不同种类的能源消耗需折算成同一种能源。北京市采用循环水供热后年采暖节能量如表4-2所示。相对于燃煤锅炉和燃气锅炉房，现状循环水余热全部利用后，每年可以节约标煤33.9万吨或节气2.76亿m3；此外，每年可以减少的循环水蒸发损失1000～1200万吨。如综合考虑建筑采暖热指标45W/m2，考虑高位能量以及一定的调峰容量，现状循环水供热潜力可实现新增供热面积3000万m2以上。
表4-2 年采暖节能量统计
项目 单位 现状
年供热量 万GJ 1859
耗电量折合煤耗 吨标煤 454349
耗电量折合气耗 万Nm3 31112
燃煤锅炉房 总耗煤量 吨标煤 793012
节约煤耗 吨标煤 338663
燃气锅炉房 总耗气量 万Nm3 58742
节约气耗 万Nm3 27629
注：1）燃煤锅炉房供热锅炉效率80%；煤热值29.3MJ/kg； 2）燃气锅炉房供热锅炉效率90%，天然气低位热值LHV =35.16MJ/Nm3；3）循环水泵电耗按温差15℃时的流量计算；4）发电煤耗按照2006年全国平均供电标准煤耗水平366g/KWh进行折算；燃气发电效率按照燃气-蒸汽轮机联合循环方式计算，目前其供电效率已达60%，此处按55%计算。
本文主要通过对比各种污染物的排放量来评价不同供热采暖方式的环保效益。主要的污染物有烟尘、SOx、NOx、CO2。循环水供热方案中消耗的蒸汽属于电厂原供热能力的一部分，因此也不会额外增加北京市的当地污染物排放。根据一个采暖季供热耗能量，可计算得到因采暖而造成的污染物排放总量见表4-3。
表4-3 不同供热方式年污染物当地排放量比较
供热方式 耗气量 耗煤量 SOx NOx 烟尘 CO2
万Nm3 吨标煤 吨 吨 吨 吨
本方案 0 0 0 0 0 1181307/528907
区域燃煤锅炉 0 793012 12918 3830 5042 2061814
区域燃气锅炉 51921 0 3 334 0 1115579
注：1）燃煤锅炉按除尘效率95%、不脱硫、不脱硝、煤的含硫量0.8%计算；2）燃气锅炉NOx 排放量是以北京市31 台燃气锅炉实测结果的平均值为依据，燃气采用陕甘宁天然气。
可以看出，相对于燃煤锅炉房，每年将减少CO2排放880507吨，减少SOx排放12918吨，减少NOx排放3830吨，减少烟尘排放5042吨；相对于燃气锅炉房，每年将减少CO2排放586672吨，减少SOx排放3吨，减少NOx排放334吨。另外因热泵对循环水的冷却作用可减小冷却塔负荷，每年可减少电厂循环水蒸发损失1000～1200万吨，弱化了循环水热湿排放对电厂周边环境的影响，因此该技术推广后的环境效益非常显著。
5. 结论
综上所述，因为压缩式机组在热力站的位置选取上更加灵活，如图2所示的分布式热力站形式能更好的适应电厂周边不断变化的用户热负荷。但是从一次能源利用效率以及经济性两方面考虑，采用吸收式热泵机组的循环水区域供热方式都要优于压缩式热泵机组。因此在具备蒸汽和高温热水等热源的区域应优先考虑使用吸收式热泵机组来构建区域供热系统。当电厂周边没有合适足够规模的的用户热负荷时，可以采用如图3所示的电厂内循环水热力站回收多余的循环水余热，使得这部分余热的利用突破与电厂距离上的限制。
循环水供热完全符合当前国家关于节能减排的方针政策，同时满足北京市当前对“清洁高效”能源的迫切需求. 通过关键技术研发与科学合理的规划，能够显著提高热电厂的综合能源效率10％～15％，仅北京市的循环水余热量就有增加供热面积3000万m2的潜力。因此在正常的技术推广应用中，政府应加强引导，并给予强有力的政策支持与激励机制做保障。
参 考 文 献
[1] 清华大学建筑节能研究中心．2007中国建筑节能年度发展研究报告．2007
[2] 张世钢．热电联产中的深度余热回收技术研究．清华大学博士后研究报告，2006.8
[3] 季杰等．以电厂循环水为热源利用热泵区域供热的可行性分析[J] ．暖通空调，2005，35（2）：104
