如何解决大城中心高效集中供暖难题Word格式.docx
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完全可以利用一次能源转换、利用最末端、“低级”温位的热量作为热源。
而目前的CHP供暖从汽轮机抽出约0.5—1.0MPa、饱和温度约150--180°
C的蒸汽，通过130—65°
C的循环热媒水加热80-50°
C不等的采暖循环水，保障18-20°
C的室内环境温度；
这其实也是“高能低用”。
而热水锅炉用燃烧温度可达1400°
C的天然气直接加热热水，更是极端的“高能低用”。
这是中国能源利用效率比世界平均低13个百分点的重要原因之一。
二、目前的天然气替代燃煤供暖模式面临的能效和经济性问题
北京、沈阳、大连等城市为解决PM2.5问题已经着手天然气替代燃煤供暖的改造。
以北京市为例，方案的主旨是1）、迁出六环路以内的所有燃煤电站，2）、建设4个大型天然气热电联产机组集中供暖，3）、不足部分辅以天然气热水锅炉。
其它城市以天然气为主的供暖方案也大同小异。
这种供暖方案存在着三个致命的问题：
1）、天然气机组的热电产出与实际需求比率严重不匹配。
根据住建部的统计，我国建筑物终端耗能中空调和供暖占65%，热水占15%，电占14%，炊事占6%，即热电比约为80/14，大于5。
而大型天然气联合循环机组发电效率已达50%，抽汽供暖模式的热负荷即使达到燃料热值的20%，热电产出比都不到0.5。
既不能满足供热需求而必须大量依靠锅炉供暖；
大量多余电力上网又严重亏损。
2）、我国终端消费的天然气与燃煤的等热值比价高于2，天然气发电成本比煤电高近一倍，大多数亏损。
抽汽供热的成本也远远高于燃煤供暖。
为避免增加居民负担，地方政府需支付数十到数百亿元计的补贴。
仍占多数的天然气热水锅炉辅助供暖，不仅能源利用效率更低，亏损更多。
3）、由于能效低，单位供暖耗天然气量过大，致使城市天然气耗量冬夏季节差高达10倍以上，给天然气上、中游生产、运输和贮存系统运行带来极大的冲击和负担。
导致冬季北方天然气价格上涨，进一步加剧了供暖的经济负担。
三、其它替代方案和先进供暖模式的探索和分析评价
迄今各地对解决供暖热源问题做出了许多努力和探索。
北方许多地方采用了地源热泵，即利用大面积浅层土壤和地下水的蓄热能力，冬季用作热源取热并采用热泵升温供暖，地（水）温有所降低；
夏季制冷用作热阱把热量回传，再使其温度回升。
成功的案例系统投资约为400元/m2，但热泵的COP可达4左右；
总体的供暖成本与燃煤机组抽汽供暖差不多。
不过这种模式受到地质条件，城市中心可供打井的面积和成本的很大限制，并不是到处可用。
特别是大城市打井更难。
而且有冬夏供/取热不平衡，埋管传热系数衰减等问题。
沿海有的城市也学习瑞典经验，采用海水源热泵。
冬季北方海岸附近水温3-4°
C。
即使采用50多°
C的循环水温，因提升温度差高达50°
C，热泵的功耗也很大，COP只有2-3左右。
大连等地的试点项目表明，供暖费用十分昂贵。
利用汽轮机乏汽冷凝潜热的尝试和创新不的涌现。
早在20年前，北方电厂小机组就已经有“破坏真空”供暖的部分推广。
即藉降低冷凝器的真空度（也就是适当提高背压到50kPa左右）提高凝气温度到70--75°
C左右，用于直接加热68—50°
C的供暖循环水。
虽然因背压提高减少了发电，但因“温度对口”，有效能损失大大减小，与抽汽供暖相比，电力损失小得多。
既经济、能效也高。
2009年，清华大学江亿、付林等提出了采用大温差（130—20°
C）循环热媒水，远端采用“吸收式换热器”使之与60—45°
C的供暖循环水换热，20°
C的回水加上利用0.25MPa抽汽吸收式热泵、回收部分复水器低温冷凝潜热的专利技术，并在大同等地实施。
全供暖季将近一半的热量可取自乏汽冷凝废热。
近年来一些大型GW级超超临界燃煤机组也开始尝试抽汽供热。
与蒸汽管线输送技术创新相结合，已经有了供热半径延伸到20—30km的用例。
此外，在我国北方，越来越多地方采用辐射供暖，即把交联聚乙烯水管大面积预埋设在地板或天花板中。
由于辐射传热均匀、高效，不仅人体感觉更舒适，而且室内温度也可比散热片方式低1-2°
供暖循环水温也可以大幅度降低。
北京某奥地利设计的公寓供暖水温只有35°
C左右。
使得利用废热的比率可以进一步提高。
正在规划建设的陕西某新城区规定，在严格执行住建部建筑节能标准基础上，所有新建住宅都必须采用辐射供暖模式；
成为使规划的区域能源利用效率达到84%以上的一项重要举措。
这些探索和创新为解决我国大城市供暖难题提供了技术基础；
指出了“梯级利用”低温余热、废热供暖，降低供暖能耗，全面提高总体能源利用效率的方向。
四、供暖能源利用方式革命：
大城市科学用能，系统优化的供暖方案
1、利用远程燃煤CHP机组的余热
“十一五”和近几年在国家政策支持下，在我国各地建设了一大批2×
300MW或2×
350MW燃煤热电联产机组。
2012年CHP装机已经达到火电装机容量7.96亿kW的25%。
按规划到2015年将达2.5亿kW，占火电装机容量的32--35%。
为什么规划到2015年CHP供暖只能占集中供暖的一半呢？
本文第二节已经分析：
因控制PM2.5排放的需要而采用天然气联合循环机组抽汽供暖，热电比很低；
用天然气热水锅炉补充，不仅供暖成本更高而且严重“高能低用”。
而在城市中心地带采用本文第三节所述的地源热泵等技术也不具备条件。
解决中国大城市供暖需要战略性的考虑。
本文提出了以上述清华大学专利技术为基础，利用大城市远郊大型燃煤CHP机组的饱和压力<
0.4MPa的低温余热和乏汽冷凝潜热，与市区内天然气CCHP机组相结合的供暖方案，可使天然气CCHP机组的供暖能力成倍提高。
在距某特大城市新开发的副中心20kM处建有2×
300MW燃煤热电厂。
进入汽轮机的总蒸汽量约2000t/h。
该机组不需改造就可以向外提供0.4MPa的蒸汽热量300MW；
1200t/h凝汽提供15~25℃之间的低温热量约700MW；
合计约1GW。
根据需要，在设计工况下利用其中的500MW；
采用热泵技术提高其温位用于建筑物供暖。
这比采用3-4℃的海水或10--14℃的浅层土壤源热作为低温热源热泵提升的温度区间小得多，因而能效和经济性大大提高。
采用吸收式热泵利用0.4MPa低压抽汽作为驱动热源，提升上述排汽冷凝热的温位，可藉10--120℃的循环热媒水，把上述500MW热量送达20kM之外的城市能源供应中心。
然后通过4条5kM的分输管线输送到4区域的热力站。
在热力站，高温热媒水通过“吸收式换热器”将热量传递给35--50℃的二次采暖循环水，自身降温到10℃；
再返回20km外的CHP机组取热。
“吸收式换热器”能力不足部分可用电压缩式热泵补充，或者接力运行。
即125—25°
C的热媒水采用吸收式换热器与二次采暖循环水换热；
25-10°
C部分热媒水的低温段热量采用电压缩式热泵升温供暖用于公共建筑物。
由于系统结构和参数复杂、且存在多种可能方案，必须建模优化。
在实际工程规划中，远程燃煤机组余热是与城市副中心天然气CCHP机组汽轮机的余热一并统筹安排利用的；
并且成为分布式冷热电联供能源供应服务系统的一部分。
该中心第一能源站近期规划2×
9E联合循环机组，余热锅炉的360t/h蒸汽也可采用同样流程协同配合供暖。
两管制的热泵供暖设施在夏季可用于向公共建筑供冷。
此外，利用这些低温位的热源，也可以全年为全区生活热水系统供热。
核算表明，这种模式的供暖成本与传统燃煤CHP机组抽汽供暖相当，大大低于天然气CCHP+热水锅炉辅助供暖系统的成本。
在整个供暖季节，平均供暖负荷大约为设计负荷的40%。
通过调节热媒水量和温度，可以减少0.4MPa蒸汽的用量，多用乏汽废热供暖。
计算表明，采用供/回水温差超过100℃的热媒水远程供暖的经济距离可以达到30km；
此时泵的功耗和散热损失都远远小于原来的主观想象。
我国北方多数大城市周边都已建设了2×
300或350MW燃煤CHP电厂。
远离城市中心30km之外的燃煤CHP机组不会拆除。
充分利用这些设施；
解放思想，改变必须抽0.5—1.0MP蒸汽、加热130-65℃热媒水供暖的思维定势；
大部分城市都有可能实现上述以燃煤CHP机组低温余热为主体、与天然气CCHP机组相结合的供暖模式，降低成本，节约大量天然气，并大大缩小冬夏天然气耗量的巨大差值。
图1给出了利用远程燃煤CHP汽轮机余热供暖的典型流程。
天然气CCHP中的汽轮机余热供暖流程与之相同。
图1利用燃煤电厂远程供暖流程
2、采用天然气高压锅炉/汽轮机的CCHP方案
当附近没有燃煤CHP等低温余热可用时，大型超高压天然气锅炉/汽轮机机组既能够先产生燃料热值30--40%的电力，又能够以占燃料热值50%以上的低温余热、包括乏汽冷凝潜热供暖，热电比最大可达2。
与大型燃机联合循环机组相比，产电略少；
但供热却成倍增加。
与热水锅炉相比，则相当于比烧热水多耗用的天然气以100%的效率转化为电。
核算表明，无论能效还是经济效益，都比燃机联合循环+热水锅炉方案好。
在2012年美国能源部统计的3138个CHP/CCHP项目清单中有近30个规模几十到几百MW的天然气区域能源系统中，有好几个是早期建设在北方，供暖为主、采用锅炉/汽轮机方案，并且一直沿用至今的。
超高压天然气锅炉/汽轮机机组模式的DES/CCHP，不仅冬季也能够充分利用乏汽冷凝潜热供暖，达到80-90%的高能效；
而且夏季也能供冷，四季供应生活热水。
并且同样采用16h/d的运行模式，协同电网调峰。
春秋季节没有冷热负荷时，发电加供应生活热水，能效也可达到55%左右。
与夏、冬供冷、热时的高能效加权，累计全年总能效也可以达到70%以上。
五、评价供暖方案和整个区域能源系统能效、经济性和碳排放的指标
供暖单位耗能和能效：
对供暖能效的认识有三个误区：
一是按照设计工况数据计算能效。
错在把设计所取的最大供暖负荷当作了正常运行负荷；
实际上平常的供暖负荷远远小于最大负荷。
全供暖季的总供暖负荷严格地说应按逐时负荷数据累计积分计算。
粗略地可按全供暖季平均负荷×
总供暖时数估算。
根据不同地区气象特点估算，平均负荷大致是设计负荷的40%到一半左右。
二是把供暖期的能源利用当作全年的能源利用；
我国最冷的北方全供暖期也不到半年，其它季节没有供暖负荷，但有冷、热水和电，能效必须全面折合计算。
三是把供暖能耗和能效与整个区域能源利用效率混淆。
不同模式供暖设计耗能和能效分析
有人说，天然气热水锅炉的热效率可以“高达90%”，这是热力学第一定律只考虑能源数量的概念。
即使如此，考虑管输散热和泵送的功耗，35W/m2的一次能源消耗约为44W/m2，能源利用效率也只有80%。
但这是只考虑供暖设计方案消耗的能源的数量而不顾其质量的传统思维；
是不科学的。
CHP用0.5MPa抽汽供暖，35W/m2的0.5MPa抽汽所消耗的一次能源并不是35W；
因为一次能源是要“分摊”到“联产”的电和低压抽汽上的。
按照合理考虑能量品位的火用经济学方法计算，对超临界燃煤机组，按照热/电等火用成本分摊计算，35W的0.5MPa抽汽所消耗的一次能源仅为29W，（发电一次能源消耗71W）。
此时供暖的第一定律能源利用效率是120%。
而如果按照上述科学用能的余热供暖模式计算，高峰时段35W/m的供暖负荷在整个供暖季大部分用的是原来被排弃的乏汽冷凝潜热，仅消耗少量低压抽汽和电；
折合一次能源不到15W/m。
其供暖的第一定律能源利用效率可达200%以上。
由此可以知道天然气热水锅炉的能源利用效率是很低的。
为了对各种不同的供能模式进行科学的、客观的评价，提出下列评价指标：
1、区域能源利用效率：
必须指出，通常所提到的“能耗”指标是指一个区域内满足全年所有终端供能（冷、暖、热、电、汽）的累计负荷所消耗的一次能源总量。
累计终端负荷占一次能源消耗总量的分率是“能源利用效率”。
全年实际累计消耗冷、暖、热水、电、蒸汽总量
区域能源利用效率==-----------------------------------------------------------------
全年实际消耗的一次能源总量
在传统模式下，是必须把冷、暖、热、电、汽各自“分产、分供”的效率累计加权平均才能算出区域总体能源利用效率的。
2012年我国规模以上机组的供电煤耗为320gce/kWh，加上高低压输变电损失，总体的终端耗电一次能源利用效率不过33%，分体电空调在供冷期实际平均COP不过2.7左右，折合一次能源利用效率（乘以0.33）也不到90%，半负荷运行时效率更低，并且折合满负荷供冷期一半不超过2000小时/年；
小锅炉产汽---供汽总效率很少能够达到70%；
而且折合满负荷供暖的累计时间也不过2000多小时。
春秋季节的4000多小时是没有冷热负荷的；
耗电为主的折一次能源效率就是33%左右。
家用电热水器的一次能源效率更低不过30%。
几项全年累计计算的区域一次能源利用效率最多也就是40--50%左右。
不搞清楚这些一次能源利用效率的基本概念而按照设计工况下的效率平均计算，是非常错误的。
有的计算把所耗用的网电按1kWh=860克标煤的热功当量折算，实际上我国目前6000kW以上大型机组的平均供电煤耗都在320克标煤/kWh。
CCHP能源利用效率之所以能够达到70%以上就在于它能够着眼系统全局，统筹规划，把整个一次能源从高到低按品位高低科学用能、梯级利用，特别是把原来排弃的低品位能量用于低品位（暖、热水、空调）需求，从而实现最少排弃。
2、碳排放：
________________________________________________________________________________________________________________________________倍候/CCHPpasuou_________________________________________________________________________________________________________________区域耗能全年累计的碳排放总量是必须按照实际所消耗的一次能源的排放量累计计算的。
在传统模式下，如果供暖和蒸汽是燃煤的，空调制冷、生活热水是耗电的；
那么就必须先把年耗电总量按照全国单位用电的排放因子核算排碳量（注意；
目前我国70%左右的电量都是煤电！
），再按供暖和蒸汽耗煤总量核算相应的碳排放量，两者加合。
在天然气CCHP加远程电厂低温余热共暖模式下，则须推算到天然气总消耗量、利用网电总量、采用远程燃煤CHP机组余热实际消耗的低压蒸汽折算的耗煤量，分别计算出二氧化碳排放量，然后加合。
利用远程燃煤CHP机组原来排弃的乏汽冷凝潜热是不折算一次能耗的。
最错误的是把所消耗的网电当做“零排放”的清洁能源。
这是把碳排放的责任全部推给公用事业的发电厂。
须知发电厂并不是终端能源用户！
单位热值的天然气碳排放量是煤的56%，但是由于天然气DES/CCHP系统能效远远高于燃煤，所以在仍然部分采用网电的天然气DES/CCHP区域，碳排放总量一般都可比传统模式降低60-70%。
3、经济性：
供暖：
传统模式在供暖季的大部分时间，特别是开始和结束期，系统在低于30%的负荷下运行，成本较高。
而大部分采用天然气CCHP加远程电厂低温余热的方案，在此时主要靠废热供暖，只需消耗很少的蒸汽和电力，所以供暖成本有可能与CHP抽汽供暖差不多；
而远低于天然气供暖成本。
供电：
在合理的天然气价格下，由于昼开夜停，只发高价值的峰/平段电自用，从而少买价格较高的网电；
夜间停机，用便宜的低谷价网电；
既可以节省白天购电费，又可以避免夜间开机发电成本高于低价谷电。
从宏观大局上说，电力“就地直供消纳”节省了大量升降压变电、远程输电的投资、电力损耗和管理费用。
所以经济性非常显著。
供冷：
日本多年的经验总结表明，区域供冷DCS由于同时系数低、机组设计和运行效率高，所以能效和供冷成本都比分体空调和中央空调低12%左右。
虽然冷水管网的投资、泵功耗和冷损会增加其成本。
但是规划设计、运营得好，总体上还是优于前者。
而且在DES/CCHP系统内的DCS白天用能源站自发的、比网店价格低的直供电，更可进一步降低成本。
供蒸汽和热水：
由于天然气先以40-50%的联合循环效率发了电，蒸汽和热水都是用较低品位的热量生产和供应的，成本自然比直接用燃料生产的低得多。
综上所述,CCHP所有联供的冷、暖、热水、电、蒸汽都比传统分产分供模式经济。
所以提供同样的终端供能服务DES/CCHP消耗的总一次能源费用比传统模式大大降低。
有时候甚至可以成倍降低。
六、新开发区供暖方案和能源利用的两两条道路
当前我国能源形势极其严峻。
为了实现2020年碳强度降低40—45%的承诺，在能源“十二五”规划中已定出了燃煤“封顶”的指标。
今年以来严重的灰霾污染进一步加速了大城市供暖“煤改气”的步伐。
然而价格差距和天然气增供速度两个因素使沿袭现有能源利用模式的“煤改气”行不通。
一则地方政府难以负担大笔的供暖补贴，二者无论是开采还是进口天然气的增速都难以弥补不大幅度增加烧燃煤导致的能源供应缺口。
唯一的出路就是以“十八大”提出的两个能源革命的精神。
在尽最大努力加速国产常规和非常规天然气开发建设的同时，坚决实行能源利用方式的革命：
在所有新区做好能源规划，推广天然气冷热电联供DES/CCHP系统；
使所有新区能效达到70%以上，拉动全国平均能效提高5个百分点以上，从而节约2亿吨/年以上的标煤。
新区地方政府必须意识到，如果在新区建设的能源利用方式上不作为，仅仅下达“不许烧煤”的命令；
则新区的能效、碳排放、能耗费用都难以改善。
入住园区的企业、机关单位和居民小区，绝大部分将沿袭传统的能源利用模式；
与绿色、低碳、生态、可持续发展的目标大相庭径。
并且必将为补贴居民供暖费用支出大笔财政经费。
而如果能够利用社会的资金建设天然气DES/CCHP系统，就可以实现能效提高到70%以上、碳减排60%以上，能耗费用大幅度降低、并节省支付居民供暖补贴开支的目标。
政府需要做的，就是贯彻国家各项新出台的能源政策，做好区域能源规划和组织好招投标；
并在融资、税收、政策法规等方面给予必要的支持，和必要的价格监管；
扶持这一低碳产业快速发展。
在向低碳能源转型的历史时期，大城市供暖难题的解决是必须与整个能源利用模式的革命性转型在一起解决的。
“十二五”已经过去了近3年，大城市郊区的许多新开发区域都正在建设。
错过了这个空前绝后的历史时机，等到各种供能设施都按传统模式建成之后再想改造，不仅难以挽回已造成的能源、经济和环境损失，而且将耗费加倍的资金。
政府官员应该不把目光局限在自己的“任期目标责任”之内，而放眼国家和人民的科学发展和长远利益；
给后代留下能源环境低碳转型的历史业绩。
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