“我国城镇供热面积目前达140亿平方米，但其中仅30亿平方米为热电联产供热，占比不足四分之一。”日前，清华大学教授付林在“燃煤电厂冷热电三联供、供热技改论坛”上指出，我国燃煤机组在供热领域的潜能尚未得到充分挖掘，在提高能效、降低煤耗等方面仍有较大提升空间。
合理改造 节能潜力巨大
付林告诉记者，目前我国北方地区一半左右的煤电装机已改造为供热机组，如果北方地区城镇供热全部由热电联产负担，需要热电联产机组容量约6.5亿千瓦，每年可以节约1.5亿吨标煤，相当于供电煤耗整体下降30克/千瓦时。“热电联产是煤电最高效的运行方式。我国有大量没有供热的纯凝机组，很多都具备改造条件，节能潜力巨大。”
纯凝发电厂的热量损失，主要存在于烟气和乏汽余热中，热电厂对于乏汽余热的回收效率，直接决定了其节能能力。“目前一部分电厂的供热改造仅局限在低压缸转子互换、光轴改造等方面，实际上只是权宜之计。”付林指出，我国很多热电机组的供热能力还远远没有得到发挥，“这种改造方式能耗仍然较高，余热不宜全部回收，运行调节上也存在困难。”
此外，记者了解到，除改造汽轮机外，一些热电厂还选择直接在电厂内部安装吸收式热泵。但这种方式投资高、占地面积大，经济性较差。不仅如此，在抽汽参数低、热网回水温度较高的情况下，这种技术路线余热回收效果会进一步被限制。
付林指出，将电厂和热网构建成一个统一的供热系统，从降低系统整体能耗的角度出发，是最为合理的思路。“考虑到输送能力问题，供热一次网的温度往往超过110摄氏度。可以在热力站将传统的直接换热改造为吸收式换热，利用吸收式换热机组，将回水温度由原先的60摄氏度降至20摄氏度左右。”付林称，采用这种吸收式换热的热电联产模式后，可以提升热网输送能力60%，降低电厂供热能耗约50%。
对此，清华同衡规划设计研究院教授级高工李永红表示，通过降低热网回水温度，电厂可以大幅度利用乏汽余热，使余热占到整个电厂输出热量的55%以上。“电厂供热成本可以相应降低一半左右。”
长距离输送 降低供热成本
近年来，随着环保要求的不断提高，燃煤电厂多位于远离城市中心的区域。付林表示：“原先热电厂都在城市里面，现在远离城市，需要高效、低成本地把热量送出去，才能保证热电厂的竞争力。”
“由于城镇化建设进程加快，北方地区尤其一些大中型城市普遍存在供热缺口。” 李永红告诉记者，“换个角度来说，火电厂与热负荷在空间分布上也并不匹配。长距离输送可以在很大程度上解决空间分布上的矛盾，以此实现城市密集区的无煤化。”
李永红指出，将大温差供热与长距离热力管网相结合，形成大温差长距离输送热电联产的集中供热新模式，相比常规热电联产可节能30%-50%。“将热网供回水温度由传统的130/70摄氏度变为130/20 摄氏度后，热网的供回水温差增大，可以提高长距离供热管线的输送能力70%以上，使得长途管线能输送更多的热量，从而降低单位热量的投资折旧成本。”
据介绍，大温差技术使供回水温差高达100摄氏度以上，配合较大的管径，管道温降差值也明显降低。“根据某项目反馈的结果，40公里的供热管网，管网热损对温度的降低影响仅1-2摄氏度。”付林表示。
“根据计算，虽然长距离输送技术在管道上的投资增加了，但总体成本与大型燃煤锅炉供热相当，是天然气供热成本的一半。”李永红称，“以此为基础，可以把燃煤电厂余热作为主要热源，同时配置分布式的天然气调峰热源作为灵活性补充。条件允许的话，甚至可以通过建设超大规模供热网，实现城市热网之间的互联。”
谈及这套系统的具体实现方式，李永红表示，实现长距离经济性输送的关键是在于降低回水温度，相应的技术及装置已经成熟。“目前的瓶颈问题，仍然是热量的结算方式，系统的应用也需要政策和机制的进一步支持和完善。”
