构建空气源热泵等高效清洁的城镇供热新模式

     “好气用在调峰上”

  中国能源报：如何优化电、热、燃气等资源在城市供热中的运行?

  付林：首先要弄清楚，天然气究竟该不该用于城市采暖?我认为宝贵的天然气要用于更为合理的地方，即设置在城市热网末端承担供热调峰作用。

  目前不少城市直接将燃煤锅炉改为大型燃气锅炉供热，该方式并不值得推广。燃气锅炉宜分散而不宜集中，在热网难以达到的地方，可适当采用分散化的小型燃气锅炉供热。同时，城市应重视建设季节性天然气储气设施，保障冬天供气安全。

  此外，还可将“以热定电”转化为“热电气协同”的方式，大幅提高热电联产灵活性，实现热电解耦。在北方城市已基本覆盖热网的基础上，可加装蓄热装置和空气源热泵。电负荷低谷期，机组减小发电量并通过空气源热泵消耗电量而产生高温热量，该热量存入蓄热装置;用电高峰时，供热机组减少抽汽供热而多发电，采暖负荷通过蓄热装置放热承担。由此在改变机组不同时间发电量的同时，实现电力调峰优化运行。

  中国能源报：除调峰外，如何进一步挖掘天然气供热的潜力?

  付林：天然气由一个碳加四个氢组成，燃烧时氢元素转化为水蒸气，也就是我们常见的白烟，携带较大比例热量。若能将这部分热量回收利用，不仅可消除冒烟问题，还可进一步提高燃气供热效率。现有大型热电厂中，尚有超过其供热量40%的低温烟气余热有待利用。

  针对大型燃气热电联产，我们现可通过全热回收技术，在输入燃气量不变、输出电力基本不变的前提下，将输出热量提高40%以上。针对燃气锅炉，利用直接接触式换热技术，使烟气温度降至20摄氏度甚至更低，由此实现深度回收，再通过吸收式空气源热泵进行加热，从而将供暖热效率提升10%以上。即可实现热回收、减排与节水一体化，还可降低烟气氮氧化物浓度10%以上。

  探索京津冀清洁供暖一体化

  中国能源报：上述回收技术的经济性如何?

  付林：以北京为例，如按发电小时3500小时计算，燃气电厂年用气量约75亿方，燃气锅炉采暖季消耗气量约53亿方。根据上网电价0.65元/千瓦时、天然气价2.5元/标方折算，北京因供热产生的总成本约400亿元/年，每年额外还有上百亿元运行补贴。

  随着四大燃气热电中心的上马，北京城区已结束燃煤供热历史。北京燃气电厂供热能力现为1.2亿平方米，如能将排放烟气全部回收，再加上调峰部分的热量，即相当于在不增加天然气用量的情况下，新增供热面积1亿平方米。北京还有超过5亿平方米的天然气锅炉供热，余热回收后可增加5000多万平米供热面积。两部分相加达1.6亿平米左右，这意味着，不仅可使北京20%的建筑实现零污染供热，每年还可节约用气16亿方。

  中国能源报：基于这些技术，可为城市清洁供暖带来哪些推动?

  付林：实际上，余热回收技术既可用于燃气电厂，也可吸收北京周边燃煤电厂及工业余热。例如，利用周边燕山石化的余热可满足北京当地超2000万平方米供热需求。随着大温差、远距离供热技术得到应用，相比于天然气锅炉供热而言，余热供热的经济半径可达300公里以上。在北京300公里半径内，仅现有电厂供热潜力就达10亿平方米，甚至可满足京津冀地区其他城市的热需求。

  通过“外热入京”将余热送入北京，同时利用少量天然气配合调峰，即“4座燃气热电中心+燃气分布式调峰+N处余热回收”的方式，相比现行纯靠天然气供热的模式，不仅减少污染排放，还可减少能耗80%以上、降低供热成本1/3。

  在此基础上，我们还设想了一种以供热、天然气和电力为核心的京津冀清洁供热一体化模式。统筹考虑京津冀地区的能源资源，例如除“外热入京”，还可将北京的天然气资源分出一部分给津、冀等地，通过“热电协同”技术解决该地区乃至邻省的火电深度调峰和可再生能源消纳问题。统筹考虑京津冀地区的供热、天然气和电力资源，继而进一步实现能源一体化，推动供热、天然气、可再生能源及电力的协同发展、协同运行。