1、中深层地热源热泵供热技术实践案例探讨上海中金能源投资有限公司上海中金能源投资有限公司20192019年年0303月月3131日日1.1 中深层地热源热泵供热技术原理井内换热器构造示意井内换热器构造示意采用套管式井内换热器结构，即向高温岩层钻进一定深度（约20003000米，井底温度60100），采用固井工艺封闭地热井井底及井孔，并在井内安装绝热内管，建立套管式井内换热结构。低温水从环间进入换热器向下流动，与周边土壤及岩层进行换热后温度升高，到达底部后从内套管向上流出换热器。平均地热梯度平均地热梯度3/100m通过中深层地埋管套管式换热结构加热循环出来的热水作为热源进入热泵机组蒸发器，通过热泵机

2、组的提升，达到建筑物采暖所需的供水温度实现稳定地向建筑物供暖。中深层地热井内换热供热系统原理图中深层地热井内换热供热系统原理图热泵机组1.1 中深层地热源热泵供热技术原理2.1 示范项目基本信息项目名称：天津卓朗科技园能源站商务模式：BOT（运营期20年）设计供热面积：33160平方米实际供热面积：15000平方米钻井数量：2口（单井深度2800米）装机制热量：2410kW(1205kW2)供热装机指标：72.7 W/m2投入运营时间：2016年11月用户侧水泵卓朗工程照片2.2 示范项目施工过程卓朗地热井竣工照片2.3 示范项目竣工照片卓朗工程竣工照片2.3 示范项目竣工照片2.4 2017

3、-2018采暖季监测数据 卓朗科技园20172018采暖季监测数据67270676775875144.142.339.739.040.9203040506009002017/112017/122018/12018/22018/3热源侧水温（）/循环水量（m/h）单孔取热量（kW）月份取热量从井中流出的水温7.177.236.976.756.796.616.536.276.056.226.135.965.885.635.745.05.56.06.57.07.52017/112017/122018/12018/22018/3系统性能月份热泵能效COP热源能效COPhs系统能效

4、COPsys系统月均能效分析系统月均能效分析取热孔月均出水温度及取热量取热孔月均出水温度及取热量采暖季耗热量指标采暖季耗热量指标GJ/m20.232采暖季耗电量指标采暖季耗电量指标kWh/11.07单位单位GJGJ供热成本供热成本元元/GJ/GJ47.747.7(平均电价：平均电价：1 1元元/kWh)/kWh)0.14 0.14 0.14 0.15 0.15 0.0110.0140.0130.0140.0150.0120.0150.0160.0170.0146.135.965.885.635.740.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.05.56.06.50.000.

5、030.060.090.120.150.180.210.242017/112017/122018/12018/22018/3系统能效（kWh热/kWh电）单位制热量电耗（kWh电/kWh热）月份热源泵用户泵热泵主机系统能效COPsys 卓朗科技园卓朗科技园20018年供热季运行性能年供热季运行性能2.4 2017-2018采暖季监测数据输配能耗占总能耗的输配能耗占总能耗的16%16%，水系统输配系数较高，水系统输配系数较高，得益于大温差运行、管径偏大、水泵全变频运行。得益于大温差运行、管径偏大、水泵全变频运行。卓朗科技园卓朗科技园20018年供热季年

6、供热季末端供热效果末端供热效果2.4 2017-2018采暖季监测数据20年供暖季用户侧供回水温度曲线年供暖季用户侧供回水温度曲线典型日典型日室内外温度对比曲线室内外温度对比曲线1）空调末端供水温度根据负荷情况在3845度之间；2）白天室内各温度监测点均处于21-23度之间，室内舒适性良好。2.4 2017-2018采暖季监测数据 20018供热季热源逐日水温供热季热源逐日水温 全年地热井进水温度基本维持在23左右，出水温度随运行时间及取热量的变化而变化要要素素级别级别范围范围/标准标准P1必查检查冷却塔填料是否有塌陷、破损问题P2必查检查风

7、机运行状态是否正常、有无明显震动、异响或过热等现象P3必查检查冷却塔进水手动阀及电动阀状态正常P4必查检查冷却塔出水管、连通管阀门状态正常P5必查检查冷却塔内补水管有无异常、回水孔有无堵塞、异物等现象P6必查检查接水盘内水位处于中间位置、有无污泥、菌藻、垃圾等情况P7换季制冷季结束后，需将冷却塔至机房所有水清放干净，避免冻管；并定期对冷却塔进行清洗、清洁，风机、填料进行保养3.1 卓朗项目运营管理点检看板（巡检要求可视化）3.2 卓朗项目运营管理EDS系统展示产品码名称产品码名称特殊列特殊列记录人记录人添加时间添加时间设备运行状况设备运行状况 异常情况描述异常情况描述 异常情况描述异常情况描述

8、照片照片卓朗设备信息 1#ECO6463控制柜卓朗项目运维2017/8/10 16:11 正常情况描述http:/oss-cn- 1#ECO6463控制柜卓朗项目运维2017/8/10 16:33 正常情况描述http:/卓朗设备信息 1#能源站机房动力柜卓朗项目运维2017/8/10 16:38 正常情况描述http:/卓朗设备信息 1#空调循环泵卓朗项目运维2017/8/10 16:40 正常情况描述http:/卓朗设备信息 1#水冷冷水机组卓朗项目运维2017/8/10 16:43 正常情况描述http:/卓朗设备信息 1#电加热热水锅炉卓朗项目运维2017/8/11 9:10 未使用情

9、况描述http:/卓朗设备信息 锅炉动力柜卓朗项目运维2017/8/11 9:12 正常情况描述http:/oss-cn- 2#电加热热水锅炉卓朗项目运维2017/8/11 9:12 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 1#锅炉配电柜卓朗项目运维2017/8/11 9:14 正常情况描述http:/oss-cn- 2#锅炉配电柜卓朗项目运维2017/8/11 9:14 正常情况描述http:/oss-cn- 1#放冷/热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:15 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 2#放冷/热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:15 未使用情况描述htt

10、p:/卓朗设备信息 3#放冷/热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:16 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 4#放冷/热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:16 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 5#放冷/热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:17 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 5#放冷/热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:17 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 1#蓄冷/热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:18 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 2#蓄冷/热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:18 未使用情

11、况描述http:/卓朗设备信息 1#锅炉热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:19 未使用情况描述123号未使用http:/卓朗设备信息 1#锅炉热水循环泵卓朗项目运维2017/8/11 9:20 未使用情况描述123号未使用http:/卓朗设备信息 锅炉热水循环泵工频柜卓朗项目运维2017/8/11 9:30 异常情况描述除湿器上口有烧胡现象http:/oss-cn- 蓄冷热循环泵变频柜卓朗项目运维2017/8/11 9:31 正常情况描述http:/oss-cn- 3#4#5#放冷热循环泵变频柜卓朗项目运维2017/8/11 9:32 正常情况描述http:/oss-cn- 1#2

12、#放冷热循环泵变频柜卓朗项目运维2017/8/11 9:33 正常情况描述http:/oss-cn- 3#ECO6463控制柜卓朗项目运维2017/8/11 9:33 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 软化水装置卓朗项目运维2017/8/11 10:19 正常情况描述http:/oss-cn- 2#板式换热器卓朗项目运维2017/8/11 10:20 未使用情况描述http:/卓朗设备信息 补水箱卓朗项目运维2017/8/11 10:21 正常情况描述http:/卓朗设备信息 隔膜气压罐(井)卓朗项目运维2017/8/11 10:23 正常情况描述http:/卓朗设备信息 隔膜气压罐(末

13、端)卓朗项目运维2017/8/11 10:24 正常情况描述http:/oss-cn- 1#水冷冷水机组卓朗项目运维2017/8/11 10:25 正常情况描述http:/oss-cn- 2#水冷冷水机组卓朗项目运维2017/8/11 10:27 未使用情况描述减震侯滴水http:/oss-cn- 2#水冷冷水机组卓朗项目运维2017/8/11 10:27 未使用情况描述减震侯滴水http:/卓朗设备信息 1#高温热源热泵机组卓朗项目运维2017/8/11 10:28 未使用情况描述http:/oss-cn- 2#高温热源热泵机组卓朗项目运维2017/8/11 10:29 未使用情况描述htt

14、p:/项目点位名称记录者时间状态异常情况描述运行参数、异常添加的图片、视频链接3.3 卓朗项目运营管理机房5S管理 运行中关注评价系统效率KPI：热/冷量，电耗，效率类别类别内容内容单位单位指标（指标（KPIKPI）当月值当月值累计值累计值日期-年度年月-运营指标供能面积3316015000主机效率W/W水泵输送系数W/W系统效率W/W服务指标供能时间保障率%100100温度达成率%100100投诉办结率%90100客户满意率%100100安全指标员工值守出勤率%95100三级故障问题件00安全事故件00卓朗清洁能源站运维KPI管理看板3.4 卓朗项目运营管理机房KPI管理THANKS谢 谢

15、聆 听COMPANY：上海中金能源投资有限公司中深层地热源热泵供热系统实践案例探讨爱柯冷暖 为了更好的你爱柯二氧化碳空气源热泵低温采暖爱柯二氧化碳空气源热泵低温采暖最佳解决方案最佳解决方案二氧化碳超低温空气源热泵清洁采暖示范项目项目概述供暖系统介绍实际运行分析关于爱柯冷暖目录CONTENTS项目概述项目介绍京张线沙城站新建北京至张家口铁路的沙城站位于张家口市怀来县沙城镇，由中铁工程设计咨询集团有限公司承担建筑设计工作。采暖系统选用二氧化碳超低温空气源热泵作为热源主机。站区房屋的末端换热器为暖气片，设计供水温度65，回水温度55。CO2作为环保工质，服务于奥运项目，是最佳的选择，也为冬季滑雪爱好

16、者出行提供温暖如春的车站场所。供热系统介绍供热系统介绍沙城站站区总供暖面积约19860m2，通过既有房屋热负荷核算，选用了两台分体复叠式二氧化碳热泵机组，型号为ARSCO2H1200，设备名义制热量1193kW，名义COP=2.49，机组总容量可满足整个沙城站区房屋的冬季采暖负荷。2017-2018年采暖季，两台CO2热泵机组仅为站区既有房屋供热，实际供暖面积约为10220m2。京张线沙城站爱柯CO2空气源热泵技术自行检测结霜情况和厚度，智能按需融霜，融霜速度快，对末端温度影响小智能融霜智能融霜温度温度充分利用CO2冷却过程是个变温过程应用复叠技术，解决暖气片的高回水温度问题供热系统介绍供热系

17、统介绍热泵机房系统图实际运行分析实际运行分析京张线沙城站2017-2018采暖季，室外空气温度在2018年1月份达到最低，最低平均气温为-13。室外温度变化如图所示。实际运行分析京张线沙城站经实际测试，沙城站区在整个采暖季中，热泵机房的水泵总用电量为39520kWh，两台热泵机组总用电量为329292kWh。房屋供暖效果良好，室内温度满足供暖要求。两台热泵机组运行期间热水供回水温度变化如下图所示。实际运行分析京张线沙城站1号热泵机组采暖季总制热量985129.6kWh，2号热泵机组采暖季总制热量171412.8 kWh，两台热泵机组交替运行，采暖季机组的平均能效比为3.51，热泵系统的平均能效

18、比为3.14。关 于 爱 柯 冷 暖关于爱柯冷暖黑龙江爱科德科技有限公司，是一家拥有制冷，供热，智能电控行业前沿技术的研发和产品制造公司。旗下有自主知识产权的三大品牌：爱柯冷暖ARCO，爱柯冷冻ARCOOL和爱科德智控ARCTI。谢谢！吉林热力低回水温度直混热网吉林热力吉林热力低回水温度直混热网低回水温度直混热网情况简介情况简介吉林市热力集团有限公司目前在网面积吉林市热力集团有限公司目前在网面积24562456万平方米，占吉林市集中万平方米，占吉林市集中供热面积的三分之一，由三家热电厂提供热源，主、支线总长度供热面积的三分之一，由三家热电厂提供热源，主、支线总长度9393公里，公里，有有7 7

19、座加压泵站，热网布置为环状管网，各热源之间形成相互备用、相互座加压泵站，热网布置为环状管网，各热源之间形成相互备用、相互补充、相互接环。补充、相互接环。热源名称热源名称装机规模（装机规模（MWMW）现状向吉林热力供热面积现状向吉林热力供热面积（万平米万平米）供热量（供热量（MWMW）吉林热电厂吉林热电厂2 2125+1125+11100100松花江热电厂松花江热电厂2 2125+1125+1350+2350+240+140+25900900源源热电厂源源热电厂2 26+16+112+212+22525320320205205合计合计245624561

20、2051205热 力 集 团 共热 力 集 团 共 4 4 04 4 0 座 热 力 站，绝 大 部 分 为 直 混 供 热 系 统。单 个 热 力 站 供座 热 力 站，绝 大 部 分 为 直 混 供 热 系 统。单 个 热 力 站 供热 规 模 均 在热 规 模 均 在 2 02 0 万 平 米 以 下，其 中万 平 米 以 下，其 中 8 08 0%单 站 供 热 规 模 在单 站 供 热 规 模 在 6 6-8 8 万 平 方 米。热 用万 平 方 米。热 用户 户 内 采 取 地 板 辐 射 采 暖 末 端 型 式 的 占户 户 内 采 取 地 板 辐 射 采 暖 末 端 型 式 的

21、 占 4 0%4 0%左 右，采 用 散 热 器 末 端 的 占左 右，采 用 散 热 器 末 端 的 占6 0%6 0%。供 热 面 积 中 住 宅。供 热 面 积 中 住 宅 占 比占 比 8 48 4%，公 建 占 比，公 建 占 比 1 6%1 6%，节 能 建 筑 占 比 达，节 能 建 筑 占 比 达 7 0%7 0%。供热站负荷统计图表直供混水系统流程图直供混水系统流程图直混系统流程图直混系统流程图吉林市热力有限公司整个自动化系统主要分为总控制室指挥调度系统、吉林市热力有限公司整个自动化系统主要分为总控制室指挥调度系统、ADSLADSL公共公共通讯平台传输系统、站内自动化控制系统

22、。通讯平台传输系统、站内自动化控制系统。操作员站操作员站调度终端调度终端网络打印机网络打印机数据服务器WEB服务器通过通过CDMA(150k/bps)无无线网络连接线网络连接INTERNETSCU-2000-CDMA/GPRSPOWERCDMA嵌入式嵌入式系统系统通过通过ADSL连接连接INTERNET生产调度监控中心生产调度监控中心冗余数据服务器冗余数据服务器InternetSCU-2000-ADSLPOWERADSL嵌入式嵌入式系统系统防火墙防火墙ADSL Modem通过通过ADSL(256k)连接连接INTERNETTSCC-ADSL-DCSTSCC-CDMA-DCSVPN现场仪表现场仪

23、表 P/T/F变频器变频器 PWM调节阀调节阀 V通过通过WEB方式方式进行浏览和监控进行浏览和监控分公司分公司摄像头摄像头0204060801001202017/10/252017/11/252017/12/252018/1/252018/2/252018/3/25温温度度（）一次网供水温度一次网回水温度全年参数汇总全年参数汇总吉林市供热天数为吉林市供热天数为166166天。每年的天。每年的1010月月2525日开始，到次年的日开始，到次年的4 4月月1111日结束。吉林市的供暖室日结束。吉林市的供暖室外计算温度外计算温度-2424，供暖室外平均温度是，供暖室外平均温度是-8.58.5。一次

24、热网最冷天为。一次热网最冷天为9 95 5/3/35 5、初末寒期为、初末寒期为5555/3/30 0，一次热网循环水量，一次热网循环水量5.7t/h/5.7t/h/（万（万m m2 2）。20年供暖季单位面积耗热量年供暖季单位面积耗热量0.44GJ/0.44GJ/（m m2 2.a a），），20018年采暖季的实际室外年采暖季的实际室外平均温度平均温度-7.47.4，按标准气象年折算单位面积耗热量，按标准气象年折算单位面积耗热量0.46GJ/0.46GJ/（m m2 2.a a）。下图为。下图为吉林热力公司吉林热力公司的主力热源松花江电厂

25、的主力热源松花江电厂20018年采暖季一次网供回水温度的变化曲线。一次热网的运行方年采暖季一次网供回水温度的变化曲线。一次热网的运行方式为分阶段质量调节，具体如下图所示。式为分阶段质量调节，具体如下图所示。二次网供热参数情况二次网供热参数情况20253035404550556473829273172181190温温度度（）二次网供水温度二次网回水温度20018年吉林市室外温度最低值发生在年吉林市室外温度最低值发生在20172017年年1 1月月2525日，室外温度平均值是日，室外温度平

26、均值是-25.525.5，下下图图是该日的是该日的190190个热力站的二次网供回水温度的情况，最冷天该集中供热系统的二次网供回水温个热力站的二次网供回水温度的情况，最冷天该集中供热系统的二次网供回水温度的平均值度的平均值分别是分别是40.840.8和和33.833.8。二次网供水温度的最高值。二次网供水温度的最高值温度是温度是4747，二次网回水温度的最，二次网回水温度的最高高值值3535。各热力站二次网最冷天供回水温差，。各热力站二次网最冷天供回水温差，76%76%左右是左右是5 51010间，间，17%17%是小于是小于5 5，7%7%是是10101212间。最冷天二次网供回水温度，二次

27、网循环量平均间。最冷天二次网供回水温度，二次网循环量平均5050（t/h/t/h/万万m m2 2）。024685334899791169177185温温差差（）低回水温度直混热网低回水温度直混热网供热站的效果分析供热站的效果分析一、提高热源热输出效率。一、提高热源热输出效率。吉林热力公司集中供热吉林热力公司集中供热低回水温度直混热网低回水温度直混热网系统运行取得了良好的效果，电厂热网系统运行取得了良好的效果，电厂热网回水温度最冷天不超过回水温度最冷天不超过3737，初末寒期可低至，初末寒期可低至3131。

28、较低的回水温度便于热电厂充分利。较低的回水温度便于热电厂充分利用乏汽余热直接加热热网循环水，使热电厂供热煤耗大幅度降低，并由回收余热满足增用乏汽余热直接加热热网循环水，使热电厂供热煤耗大幅度降低，并由回收余热满足增长的供热需求。长的供热需求。根据汽轮机低真空循环水供热原理，对余热汽轮机组进行低真空循环水供热改造，根据汽轮机低真空循环水供热原理，对余热汽轮机组进行低真空循环水供热改造，回收汽轮机循环水余热用于供暖，实现能源的梯级利用，增加了热电厂的供热能力，明回收汽轮机循环水余热用于供暖，实现能源的梯级利用，增加了热电厂的供热能力，明显提高电厂能源的综合利用效率，具有显著的节能和环保效益。目前为

29、吉林市热力集团显提高电厂能源的综合利用效率，具有显著的节能和环保效益。目前为吉林市热力集团供热的三家电厂均进行了低真空改造，其要求热网回水温度小于等于供热的三家电厂均进行了低真空改造，其要求热网回水温度小于等于4242，直混供热的，直混供热的一次网回温基本在一次网回温基本在3535左右，这是换热系统无法达到的回水温度，为电厂低真空改造提左右，这是换热系统无法达到的回水温度，为电厂低真空改造提供了良好的外部环境，通过低真空系统可提高热网回水温度约供了良好的外部环境，通过低真空系统可提高热网回水温度约7 7-1212，增加供热面积，增加供热面积1515-20%20%。二、在一次网管径不增加的前提下

30、，提高热网输送能力。二、在一次网管径不增加的前提下，提高热网输送能力。由于直混系统的一次网低回温，相较换热系统可使一次网回水温度低由于直混系统的一次网低回温，相较换热系统可使一次网回水温度低1010-1515，在相，在相同供水温度的前提下，增加一次网温差同供水温度的前提下，增加一次网温差1010-1515，在一次网温差，在一次网温差5050-6060的通常参数下，的通常参数下，提高管网输送能力提高管网输送能力1515-20%20%。这在当前城市老城区建设飞速发展，管网更换建设滞后的条。这在当前城市老城区建设飞速发展，管网更换建设滞后的条件下，提高管网输送能力无疑为供热企业的发展提供助力，也是保

31、护环境，节能增效的件下，提高管网输送能力无疑为供热企业的发展提供助力，也是保护环境，节能增效的良好途径。良好途径。三、减少供热站占地面积，降低供热站建设费用三、减少供热站占地面积，降低供热站建设费用直连混供系统减少了站内设备，不用每个站内都设立换热器和补水定压装置，其泵直连混供系统减少了站内设备，不用每个站内都设立换热器和补水定压装置，其泵站设备费用和站内使用面积都要比间接供热方式低很多，工艺简单。间接换热供热方式站设备费用和站内使用面积都要比间接供热方式低很多，工艺简单。间接换热供热方式比直供混水供热方式的使用空间多大约比直供混水供热方式的使用空间多大约50%50%的建筑面积。在总供热面积为

32、的建筑面积。在总供热面积为100100万，面积万，面积热指标为热指标为58W/58W/的前提下，间接供热与直供混水供热机组供热方式初投资费用节约资金的前提下，间接供热与直供混水供热机组供热方式初投资费用节约资金约约232232万元。万元。四、降低管网阻力，减少换热效率，运行费用可观。四、降低管网阻力，减少换热效率，运行费用可观。直连混供系统泵站与换热系统泵站相比，减少了换热器的阻力损失，和板换的换热直连混供系统泵站与换热系统泵站相比，减少了换热器的阻力损失，和板换的换热效率损失，同时可以充分的利用一次网的自用压头，做用于二次网循环，降低了系统循效率损失，同时可以充分的利用一次网的自用压头，做用

33、于二次网循环，降低了系统循环泵和补水泵的电耗及热量损失，此部分可节能环泵和补水泵的电耗及热量损失，此部分可节能3 3-5%5%。以以100100万平方米的供热面积为基础计算，每年运行费用约可节约：万平方米的供热面积为基础计算，每年运行费用约可节约：水泵耗电年节约资金：水泵耗电年节约资金：11.2711.27万元万元补水系统年节约资金：补水系统年节约资金：167.38167.38万元万元热能方面年节约资金：热能方面年节约资金：80.980.9万元（每吉焦热费万元（每吉焦热费3030元计算）元计算）五、降低调节难度、有利于户间平衡五、降低调节难度、有利于户间平衡直混系统采用的是大流量，小温差的运行

34、模式，当流量系数大于直混系统采用的是大流量，小温差的运行模式，当流量系数大于2.5kg/2.5kg/*h,h,流量流量系数的增加，对换热设施的热量的输出的影响将逐渐减小，水力工况的平衡对热力工况系数的增加，对换热设施的热量的输出的影响将逐渐减小，水力工况的平衡对热力工况的平衡不再起关键影响作用，二次网的大流量循环将降低调节难度，同时二次网的小温的平衡不再起关键影响作用，二次网的大流量循环将降低调节难度，同时二次网的小温差使户间供热平均供温范围减小，更有利于户间的热量平衡。二网平均供水温度的降低，差使户间供热平均供温范围减小，更有利于户间的热量平衡。二网平均供水温度的降低，将使建筑物的热量消耗进

35、一步降低。将使建筑物的热量消耗进一步降低。具体计算说明：供回水温度为具体计算说明：供回水温度为60/4060/40，室温，室温2020时，流量减少到时，流量减少到1/31/3时，热量减少时，热量减少42%42%，流量增加到，流量增加到3 3倍时，热量增加倍时，热量增加23%23%。供回水温度。供回水温度40/3540/35，室温，室温2020时，流量减少到时，流量减少到1/31/3时，热量减少时，热量减少22%22%，流量增加到，流量增加到3 3倍时，热量增加倍时，热量增加9%9%。另外采用地板辐射采暖和多加散。另外采用地板辐射采暖和多加散热器方式使得末端散热装置传热能力增大，二次网回水温度降

36、低，还会进一步改善过量热器方式使得末端散热装置传热能力增大，二次网回水温度降低，还会进一步改善过量供热现象。由于某种原因过量供热，使室温升高时，低温供热会使得供暖系统与室温之供热现象。由于某种原因过量供热，使室温升高时，低温供热会使得供暖系统与室温之间的传热温差减小。当热水平均温度为间的传热温差减小。当热水平均温度为3535，室温为，室温为2020时，室温上升时，室温上升11会使供热量减会使供热量减少少7%7%，而当热水平均温度为，而当热水平均温度为5555，室温为，室温为2020时，室温上升时，室温上升11仅会导致供热量减少仅会导致供热量减少3%3%。结束语结束语在目前地热广泛普及，节能建筑

37、占主导的采暖环境下，二次网供、回水温度大幅度降低，而在目前地热广泛普及，节能建筑占主导的采暖环境下，二次网供、回水温度大幅度降低，而流量则相应提高，这种工况的产生更有利于用户室内温度的均衡，也对二次网水力工况平衡起到流量则相应提高，这种工况的产生更有利于用户室内温度的均衡，也对二次网水力工况平衡起到了辅助作用，直供混水系统将二次网的回水温度直接输送回电厂，在热源节能、管网输送能力提了辅助作用，直供混水系统将二次网的回水温度直接输送回电厂，在热源节能、管网输送能力提高、用户舒适度提升等方面均有良好的体现，针对直混系统的调节难度大、用户端失水量大等问高、用户舒适度提升等方面均有良好的体现，针对直混

38、系统的调节难度大、用户端失水量大等问题正在逐步被自控系统的完善所解决后，低回水温度直混系统的应用在节能降耗的实践中将逐步题正在逐步被自控系统的完善所解决后，低回水温度直混系统的应用在节能降耗的实践中将逐步得到更广泛的应用。得到更广泛的应用。谢谢！供热热源能耗评价及应用方式分析2019年3月31日目录目录1.热电联产评价方法热电联产评价方法2.热电联产供热方式比较热电联产供热方式比较3.热源的评价与应用分析热源的评价与应用分析热电联产评价方法热电联产是我国集中供热的主热源热电联产占集中供热热源比例的50%热电联产同时产生电力和热力两种产品热电品味不同，分析供热与发电的能耗水平需要科学的评价方法

39、热电联产评价方法好处归电法供热视为燃煤锅炉供热，单位供热量煤耗37.9kgce/GJ电厂耗煤量扣除供热煤耗后视为发电煤耗该方法将锅炉产生的高参数蒸汽等同于供热所使用的低参数蒸汽，没有考虑两者的能量品味差异好处归热法发电煤耗按全国火电机组供电标准煤耗计算电厂耗煤量扣除发电煤耗后视为供热煤耗该方法没有考虑不同机组性能的差异焓差法按输出的焓值分摊煤耗，此时热和电相同，无法体现热电品味的差异这3个方法都没有客观地体现热和电的品味差异热电联产评价方法分摊法按照热电输出的分摊法分摊煤耗按折算系数将热折算为热电联产燃煤1份发电0.3份折算系数0.256供热0.5份折算系数1发电0.3供热0.128发电分摊煤

40、耗0.7供热分摊煤耗0.3热网供热网供/回水温度回水温度折算系数折算系数130/600.25660/450.161130/200.209热电联产与热泵方式比较热电变动法热电变动法是用于比较热电联产改造前和改造后热与电的变化状况，用电的减少量与热的增加量相除，得到等效于热泵的COP的参数，用来评价改造的合理性等效COP可用于评价改造的合理性，并且可以和电热泵进行比较热电联产纯凝发电电热泵等效=等效为纯凝电厂+电热泵目录目录1.热电联产评价方法热电联产评价方法2.热电联产供热方式比较热电联产供热方式比较3.热源的评价与应用分析热源的评价与应用分析热电联产供热方式的评价热电联产各供热方式分摊法和热电

41、变动法计算结果高背压换转子技术吸收式热泵技术切除低压缸供热技术高背压低压转子凝汽器抽汽加热器90 采暖季更换高背压低压缸转子排汽75kPa抽汽0.5MPa130 60 中压缸低压缸抽汽加热器切断低压缸进汽管道抽汽0.5MPa130 60 中压缸低压缸抽汽加热器90 排汽15kPa抽汽0.5MPa130 60 吸收式热泵中压缸供热分摊煤耗：20.4kgce/GJ发电分摊煤耗：285gce/kWh等效COP：6总热效率：81%供热分摊煤耗：20.0kgce/GJ发电分摊煤耗：280gce/kWh等效COP：6总热效率：84%供热分摊煤耗：20.7kgce/GJ发电分摊煤耗：290gce/kWh等效

42、COP：4.3总热效率：81%常规抽凝供热供热分摊煤耗：20.7kgce/GJ发电分摊煤耗：289gce/kWh等效COP：4.5总热效率：73%低压缸抽汽加热器130 60 中压缸抽汽0.5MPa冷却塔热电联产供热方式的评价源网荷一体化60 130 60 45 二次网20 130 60 45 二次网一次网一次网常规水水换热吸收式换热热用户吸收式换热机组20 热用户吸收式换热机组20 60 45 130 130 60 45 一次网二次网二级网采暖抽汽汽轮机汽轮机多级凝汽器串联梯级加热130 20 120采暖抽汽一次网热水Q201号机组乏汽热网加热器T2号机组乏汽n号机组乏汽中间机组热网温度（1

43、30/20）发电煤耗（gce/kWh）供热煤耗（kgce/GJ）单台机组27816.3两台机组27215.9四台机组26515.5降低热网回水温度，并在电厂采用多级串联梯级加热方式供热煤耗从20kgce/GJ降低到了15.5kgce/GJ发电煤耗从280gce/kWh降低到了265gce/kWh目录目录1.热电联产评价方法热电联产评价方法2.热电联产供热方式比较热电联产供热方式比较3.热源的评价与应用分析热源的评价与应用分析供热热源的评价对各种常见供热热源的供热煤耗进行比较电采暖的供热煤耗按所消耗电力乘以全国平均供电煤耗310gce/kWh热电联产供热煤耗最低电锅炉煤耗最高，不宜推广供热热源的

44、评价采用热电变动法计算得到的等效COP与各电热泵供热方式相比较纯凝机组改造为热电厂并全部回收乏汽后，供热系统的等效COP可达到7-9，高于各类热泵方式热电联产在各种清洁供暖方式中供热能耗最低，是最节能的方式。热电联产应该得到足够的重视，成为北方供热发展的主要方向供热方式供热方式改造后等效改造后等效COP或热泵或热泵COP改造电厂改造电厂回收回收余热余热供热（供热（130/20）79水源热泵（水源热泵（60/45）45地源热泵（地源热泵（60/45）45集中空气源热泵（集中空气源热泵（60/45）12 分户空气源热泵（分户空气源热泵（40/30）23热电联产承担北方城镇供热基础负荷燃煤火电的供热

45、潜力300MW600MW燃煤机组回收全部余热后的供热能力与铭牌发电功率的比例约为1.7600MW以上燃煤机组供热能力与铭牌发电功率的比例约为1.4各地火电厂的供热能力北京在充分挖掘现有热电厂供热潜力的基础上，将河北、天津及内蒙古靠近北京的部分电厂余热长距离输送至北京供热山西、内蒙古、新疆及宁夏燃煤火电厂较多，仅需将热负荷附近的部分火电厂改为热电厂山东和辽宁未来将有大量核电装机，将核电和燃煤火电的余热用于供热，即可承担基础供热负荷，并且山东可不用300MW以下小机组黑龙江和吉林的热电联产供热能力不足，应在充分利用燃煤火电的乏汽余热供热能力的基础上提高调峰热源比例，并发展生物质能等其他清洁供热方式

46、青海虽然热电联产供热能力较低，但有大量的可再生能源电力，利用可再生能源产生的电力结合各种电热泵供热北方地区燃煤火电的供热潜力省、市、省、市、自治区自治区2050年年供热面积供热面积热电联产热电联产供热能力供热能力热电联产供热能力热电联产供热能力亿GWW/可承担热负荷比例北京北京12.712.39.731%天津天津6.012.520.867%河北河北21.254.125.682%山东山东34.9106.730.699%河南河南26.070.227.091%山西山西11.051.647.1大于100%陕西陕西11.726.222.564%内蒙古内蒙古9.964.665.0大于100%辽宁辽宁19.

47、563.532.589%吉林吉林10.117.317.146%黑龙江黑龙江15.717.711.331%新疆新疆9.255.060.0大于100%宁夏宁夏2.827.496.1大于100%青海青海1.72.011.934%甘肃甘肃7.613.818.252%合计合计200533.1热电联产需承担热电联产需承担56%以上供热基础负荷以上供热基础负荷供热热源应用方式分析形成以电厂余热为集中供热基本负荷，以具有优质低温热源的电热泵为补充，以分布式燃气锅炉为调峰热源的供热体系火力发电厂余热回收电热泵热用户热网电厂余热承担供热基本负荷工业余热污水源地热源 燃气锅炉分布式燃气锅炉承担调峰负荷合理利用优质低

48、温热源发展电热泵谢谢！谢谢！河北省迁西县河北省迁西县利用利用低品位工业余热集中供热低品位工业余热集中供热1目前,迁西县城供热面积为360万平米，按当前热指标50W/计算，县城所需供热负荷180MW津西、万通厂区自留供热负荷分别为12.8MW和7.2MW预计2020年，迁西县城供热面积增长至450万平米2030年以后，县城最终供热面积将发展到700万平米迁西县供热面积不断增加，原有燃煤热源厂已不能满足供热需求，且国家禁止新建燃煤锅炉，天然气、地源热泵等供热方式成本过高。县城供热面积厂区自留热量总供热负荷一期360万20MW200MW二期450万20MW245MW三期700万20MW370MW迁西

49、县工业余热应用于城市集中供热示范工程迁西县工业余热应用于城市集中供热示范工程背景介绍2014.092014.082014.072014.062014.05钢铁厂内余热利用施工钢铁厂内余热利用施工1 1、迁西和然公司成立、迁西和然公司成立2 2、城区供热管网技改、城区供热管网技改3 3、迁西热力公司改制、迁西热力公司改制签订特许经营权协议签订特许经营权协议1 1、达成合作意向、达成合作意向2 2、成立迁西富龙热力、成立迁西富龙热力1 1、与迁西县政府接洽、与迁西县政府接洽2 2、余热资源调研、余热资源调研3 3、可行性研究报告、可行性研究报告4 4、迁西县政府前往赤、迁西县政府前往赤峰考察峰考察

50、首站和万通厂区内开工首站和万通厂区内开工城区供热开始城区供热开始钢铁厂内管线完工，钢铁厂内管线完工，万通投入试运行万通投入试运行1 1、余热供热主管线完工、余热供热主管线完工2 2、余热供热联网运行、余热供热联网运行余热利用项目运行正常，供热效余热利用项目运行正常，供热效果超过预期设想果超过预期设想2014.102014.112014.122015.022015.02至今项目实施过程迁西县由津西钢厂和万通钢厂作为供热热源，距县城的距离分别为9km和4km。津西钢铁厂现有炼铁高炉9座，炼钢转炉6座，年产铁量600余万吨，产钢量650万吨，现有余热发电机组共5台，分别是1台80MW、2台50MW，

51、1台18MW和1台12MW。万通钢铁厂有炼铁高炉3座，炼钢转炉2座，年产铁量200余万吨，产钢量200万吨，现有余热发电机组共3台，分别是1台6MW发电机组，1台9MW机组和1台18MW机组。目前可用余热总量320MW（不考虑后期场内扩建）。系统从津西钢厂和万通钢厂采集余热，然后经设在首站的主循环泵输配至三个热力所，老年公寓、北400线和丰顺线。这三个热力所再向下细分到67个换热站。津西、万通两钢铁厂余热情况津西、万通两钢铁厂余热情况热源情况取热方案取热方案设计原则取热方案设计原则炉壁冷却循环水35 45 冲渣水65 85 冲渣闪蒸蒸汽95 100连铸钢锭450650低压蒸汽结合迁西县的供热负

52、荷发展规划，项目施工分三期规划采集技术较成熟的热源优先利用；距离主管网较近的热源优先利用；经济性较优的工业余热热源优先利用；转炉煤气净化水沉淀池万通取冲渣水余热，津西钢铁厂在2015-16供暖季采用吸收机+低压发电蒸汽+冷却水的流程，2016-2017供暖季采用烟气余热+煤气发电余热的形式，为迁西城镇供暖。取热方案2015-16供暖季热源2016-17供暖季热源管网状况津西取热至首站的管道为DN900，首站至丰顺主管道为DN1000，老年公寓支路的管线为DN700，北支线管道DN400。采暖时间为2016.11.15至2017.03.15，总计121天。丰顺支路使用锅炉进行补热，或者切换阀门自

53、循环供热，因此供回水温度规律与首站不相同。老年公寓和北400线的流量在整个供暖季比较稳定，几乎没有调节。而丰顺热力所，因为有热网直供，锅炉补热和锅炉自循环三种工况，流量进行调节。其中丰顺流量降为0时为锅炉自循环供热，此时锅炉配套的水泵运行。中间时期为锅炉和热网共同供热。具体各热力所面积，流量和耗热量如下表，根据各热力所的统计数据，县城2016-2017供暖季平均耗热量指标为0.46GJ/m2。在网面积收费面积耗热量耗热量指标万m2万m2GJGJ/m2老年公寓老7007246220.47老年公寓新700174118570.48北4006038170.44丰顺997431*0.41总计418286

54、1310.462016-2017年供暖季各热力所面积和耗热量末端改造2013年起，进行了多个楼宇式吸收式供热示范，包括办公楼、长途车站、住宅小区等，供暖面积12万。采用吸收式换热器降低回水温度，更有效地回收钢厂低品位余热，但目前只上了很少一部分。而降低回水温度的相关技术，对节能降耗的意义重大。项目名称供暖面积/m2东湖湾小区13000迁西新汽车站30000新蓝湾小区45000龙凤嘉园小区30000迁西汽车站迁西龙凤嘉园迁西东湖湾运行状况迁西余热项目，2015年投产运行，至今已3年。分析2015-2016年，2016-2017年两个供暖季的运行数据，对热源运行进行了跟踪测试。0204060801

55、00/1211/1911/2612/312/1012/1712/2412/311/71/141/211/282/42/112/182/253/43/113/18/MW津西渣水万通渣水蒸汽补热吸收机总供热量2015-2016年各热源逐日供热量如上图所示。整体来看，津西和万通的渣水相对稳定，承担基础负荷。而回收冷却余热的吸收机和蒸汽补热有一定的波动，承担峰值调节，完全满足供热要求。0204060800/MW津西渣水万通烟气烧结+电厂蒸汽县城供热量2016-2017年各热源逐日供热量如上图所示。在12月10日热源供热量有波动，推测是受工厂生产影响。其中津西

56、渣水和万通渣水一直使用，而蒸汽在严寒期使用。自2017年1月15日起部分烟气烧结余热和电厂余热也开始供暖。同时津西渣水和万通渣水也承担着厂区内部供热。经济效益2015-2016年供暖季，总供热量138.6万GJ。其中，蒸汽供热量20.3万GJ，占总供热量的15%，吸收机供热量为13.3万GJ，约占总供热量的10%。总体的经济指标17.2元/GJ，运行能源成本2.6 kgce/GJ。供热量/万GJ耗电量/万kWh热源费用/万元总费用/万元运行经济成本元/GJ运行能源成本kgce/GJ津西渣水89.923.3404.11445.14.7吸收机13.327.3472.736.614.4蒸汽20.3/

57、787.638.817.8万通渣水15.2993.2*68.4574.4/总计138.61043.81732.92380.917.22.62016-2017年供暖季，总供热量128.1万GJ。运行中未开启吸收机，增加烟气回收、蒸汽用量下降，烟气回收供热量4.0GJ，占总供热量的3%，蒸汽25.8万GJ，占总供热量的20%。总体的经济指标15.8元/GJ，由于蒸汽用量增加，在总供热面积减小的情况下，余热利用总量减少，运行能源成本提高到3.6 kgce/GJ。供热量/万GJ耗电量/万kWh热源费用/万元总费用/万元运行经济成本元/GJ运行能源成本kgce/GJ津西渣水80.826.1363.614

58、45.113.14.1烧结烟气3.214.4发电烟气0.83.6蒸汽25.81046.9万通渣水17.5799.378.8574.4/总计128.1825.41507.32019.515.83.6 2015年3月8日中国节能产业委员会、中国城镇供热协会共同组织在迁西召开项目评估会，对迁西项目给予高度评价，评估委员会一致认为：该项目是我国当前解决能源和雾霾问题的重该项目是我国当前解决能源和雾霾问题的重要途径要途径，是城镇供暖的革命性创新是城镇供暖的革命性创新，建议有关部门制定相关政策建议有关部门制定相关政策、创新机制创新机制，全面推广全面推广。环境效益现场展示迁西富迁西富龙热力龙热力政府政府津西

59、钢津西钢铁铁迁西和迁西和然节能然节能EPCEPC项目工程实施项目工程实施PPPPPP特许经营特许经营“迁西”模式1、“PPPPPP”模式”模式迁西富龙热力作为项目主体与县政府签订特许经营协议负责运行及管理2、迁西富龙热力与津西钢铁签订余热利用协议3、“EPCEPC”模式模式迁西和然节能与迁西富龙热力签订合同能源管理（EPCEPC）合同，由迁西和然节能投资建设钢铁厂内余热利用部分，与迁西富龙热力分享节能效益项目合作模式项目效果 引起了唐山市、河北省、国家发改委等相关部门的高度重视引起了唐山市、河北省、国家发改委等相关部门的高度重视，分别到现场进行了调研，分别到现场进行了调研 20152015年年

60、4 4月月2929日，唐山市政府在迁西召开现场会，在全市推广低品位余热利用项目日，唐山市政府在迁西召开现场会，在全市推广低品位余热利用项目 国际能效合作伙伴关系组织（国际能效合作伙伴关系组织（IPEECIPEEC）的）的十大节能技术和十大节能实践评选中十大节能技术和十大节能实践评选中 入选中国入选中国“双十佳”、国际“双十佳”最佳节能实践案例“双十佳”、国际“双十佳”最佳节能实践案例 20162016年中国节能协会唯一的科技进步一等奖年中国节能协会唯一的科技进步一等奖和然节和然节能有限责任公司能有限责任公司成立时间：2010年7月；注册资本：34000万元；低品位工业余热应用于城镇集中供热系统

61、集成服务商，对低品位工业余热利用项目及城镇供暖项目进行投资、建设、改造、运行及管理;；自成立以来一直专注于对低品位工业余热应用于城镇集中供热系统研究与实践，并与清华大学建筑节能研究中心成立科研小组；余热暖民领军企业；中国节能协会常务理事单位、EMCA副主任委员单位、余热利用专业委员会副主任委员单；公司简介 降低城镇及企业的能源消耗；降低城镇及企业的能源消耗；减少雾霾；减少雾霾；实现“绿色”供热；实现“绿色”供热；谢谢 谢！谢！美丽的赤峰欢迎您！2019.03.312019.03.31北京京能未来科技城烟气余热深度回收项目北京京能未来科技城烟气余热深度回收项目报告内容报告内容方案介绍方案介绍工程

62、建设工程建设测试分析测试分析所获荣誉所获荣誉总结总结1方案介绍原设计方案未来科技城燃气热电厂为未来科技城园区供热，燃气热电厂工程建设规模为200MW级天然气联合循环供热机组。该燃气热电厂的系统图和主要参数如下所示：换热器换热器冷却水循环泵冷却水循环泵冷却水循环泵冷却水循环泵热网加热网加热器热器冷冷却却塔塔凝汽器凝汽器燃气蒸汽联燃气蒸汽联合循环机组合循环机组S凝凝水水余热余热锅炉锅炉120709 9E E燃气热电厂内燃气热电厂内热网用户热网用户热网循环泵热网循环泵热网循环泵热网循环泵空气空气抽气抽气0 0.3 3MPaMPa换热站换热站12070热网用户热网用户换热站换热站天然气天然气热网热水热

63、网热水发电机发电机换热器换热器排烟排烟8989参数参数单位单位数量数量燃气耗量燃气耗量Nm3/h54856发电量发电量MW220发电效率发电效率%44.1供热量供热量MW202供热效率供热效率%40.5能源总利用效率能源总利用效率%84.6热网供热网供/回水温度回水温度/120/70排烟温度排烟温度891方案介绍烟气余热回收方案该热电厂存在着供热效率低、烟气排放温度高、换热环节不可逆损失大等缺点。针对问题，在电厂内设置吸收式热泵和直接接触式换热塔深度回收烟气余热，在热力站设置吸收式换热机组降低热网回水温度。近期可实现回水温度43，排烟温度可降至33；远期可实现回水温度25，远期排烟温度可降至2

64、0。该系统图（以远期为例）和主要参数如下所示：吸收式换吸收式换热机组热机组冷却水循环泵冷却水循环泵冷却水循环泵冷却水循环泵吸收式吸收式热泵热泵冷冷却却塔塔凝汽器凝汽器燃气蒸汽联燃气蒸汽联合循环机组合循环机组S凝凝水水余热余热锅炉锅炉120259 9E E燃气热电厂内燃气热电厂内热网用户热网用户热网循环泵热网循环泵热网循环泵热网循环泵空气空气换热站换热站热网用户热网用户换热站换热站烟气烟气8989天然气天然气热网热水热网热水发电机发电机吸收式换吸收式换热机组热机组凝凝水水抽气抽气0 0.3 3MPaMPa热网换热网换热器热器烟气烟气8989排烟排烟2020直接接触直接接触式换热器式换热器中间中间

65、介质水介质水2 2中间中间介质水介质水1 1板式板式换热换热器器参数参数单位单位近期近期远期远期供热量供热量MW250280供热效率供热效率%50.156.2能源总利能源总利用效率用效率%94.2100.3排烟温度排烟温度3320热网供热网供/回回水温度水温度/120/43120/251方案介绍方案比较 1、节能比较近期方案，相当于年减少燃气耗量1314万立方米，回收冷凝水11万吨；远期方案，相当于年减少燃气耗量2071万立方米，回收冷凝水18万吨。2、经济性比较该系统同原系统比较，近期和远期方案静态增量投资回收期分别为4.3年和4.1年，具有较好的经济效益。参数参数单位单位近期方案近期方案远

66、期方案远期方案增加供热量增加供热量MW4878提高供热效率提高供热效率%23.838.6年回收余热量年回收余热量万GJ/年5182折合年净节约燃气量折合年净节约燃气量万Nm3/年13142071年回收冷凝水年回收冷凝水万t/年1118增加投资增加投资亿元亿元1.32.0年净运行收益年净运行收益万元万元/年年29924843静态增量投资回收期静态增量投资回收期年年4.34.12工程建设按照电厂机组目前负荷率，首先建设了近期方案按照电厂机组目前负荷率，首先建设了近期方案中四台中四台12MW热泵中的两台，具体进度如下热泵中的两台，具体进度如下：2013年中，完成可研、立项、深化设计；2013年11月

67、，完成设备工程招标、接口预留；2013年底，正式进场施工；2014年11月，主体施工工程完工；2014年12月，完成系统调试工作，进入系统试运行。未来科技城项目施工现场及竣工效果未来科技城项目施工现场及竣工效果3测试分析测试报告封面及关键数据页2015年年初初，华北电力科学研究院对北京未来，华北电力科学研究院对北京未来科技城电厂进行了烟气余热深度回收项目性能科技城电厂进行了烟气余热深度回收项目性能试验，试验，测试结论如下：测试结论如下：余热回收系统机组性能能够达到设计指标；烟气侧降温明显；烟气中的NOx浓度低了约16%；因此烟气余热深度利用技术在回收余热的同时具有良因此烟气余热深度利用技术在回

68、收余热的同时具有良好的减排效果，若配合脱销技术，则能够大幅降低燃好的减排效果，若配合脱销技术，则能够大幅降低燃气电厂氮氧化物的排放气电厂氮氧化物的排放4所获荣誉该工程为该工程为国内外第一家国内外第一家大型燃气热电联产烟气余热深度回收项目，于大型燃气热电联产烟气余热深度回收项目，于2016年年3月通过了月通过了教育部教育部组织的组织的技术鉴定技术鉴定。2016年年作作为“全热回收的天然气高效清洁供热技术及应用”为“全热回收的天然气高效清洁供热技术及应用”报奖报奖项目的重要组成部分，该项目项目的重要组成部分，该项目最终最终获得北京市科学技术奖一等奖获得北京市科学技术奖一等奖2019年作为年作为“烟

69、气烟气全热回收的高效清洁供热技术及应用”报奖项目的重要组成部分，该项目全热回收的高效清洁供热技术及应用”报奖项目的重要组成部分，该项目目前目前正在申报国家技术发明奖二等奖正在申报国家技术发明奖二等奖。5总结1、技术路线先进、技术路线先进项目采用项目采用吸收式换热机组吸收式换热机组+三级发生三级发生/冷凝的吸收式热泵冷凝的吸收式热泵+直接接触式换热塔直接接触式换热塔的技术路线的技术路线，降低了热网回水降低了热网回水温度，温度，深度回收深度回收了了烟气烟气余热余热，同时还能实现烟气消白，同时还能实现烟气消白脱氮脱氮，回收大量冷凝水。，回收大量冷凝水。2、供热效率提升、供热效率提升近期将烟气温度降低

70、至近期将烟气温度降低至33，回收烟气余热，回收烟气余热48MW，提升供热效率，提升供热效率23.8%；远期进一步将烟气温度降至；远期进一步将烟气温度降至20，回收烟气余热，回收烟气余热78MW，供热效率提高近，供热效率提高近38.6%。3、经济性良好、经济性良好近期方案，静态投资回收期为近期方案，静态投资回收期为4.3年；远期方案，静态投资回收期为年；远期方案，静态投资回收期为4.1年。年。4、节能环保、节能环保近期方案，相当于年减少燃气耗量近期方案，相当于年减少燃气耗量1314万万Nm3/年，回收冷凝水年，回收冷凝水11万万t/年；远期方案，相当于年减少燃气年；远期方案，相当于年减少燃气耗量

71、耗量2071万万Nm3/年，回收冷凝水年，回收冷凝水18万万t/年年；另外经过测试，；另外经过测试，烟气中的烟气中的NOx浓度降低约浓度降低约16%。该项目的主要优势：该项目的主要优势：谢谢！谢谢！北方冬季供热对大气环境的影响2019.03第十五届“建筑节能学术周”公开论坛22不同热源方式的排放强度1供热对大气污染的影响3“2+26”城市群供热的直接排放量4清洁供热相关对策供热对大气污染的影响1 1供热对大气污染的影响1 1PM2.5浓度NO2浓度SO2浓度CO浓度 污染物浓度在时间尺度存在“U形”分布-“2+26”城市群的PM2.5、NO2、SO2、CO等污染物浓度在采暖季有明显上升 北方冬

72、季采暖恶化了大气空气质量-NO2、SO2、CO主要由化石燃料燃烧产生-化石燃料一般用于发电、工业、交通、冬季采暖等。一般认为，火电、工业和交通在不同月份用能相近，而北方冬季采暖消耗了大量化石燃料 2017后大气质量较往年有明显改善-以北京为例，201718年采暖季PM2.5平均浓度为58，2017年非采暖季为46，2018年非采暖季为411污染物数据来源：中国空气质量在线监测分析平台（真气网https:/）4供热对大气污染的影响1 1排名省份城市1山西临汾市2河北石家庄市3河北邢台市4河北唐山市5河北邯郸市6河南安阳市7山西太原市8河北保定市9陕西咸阳市10山西晋城市11河南焦作市12陕西西安

73、市13河南新乡市14山西阳泉市15山西运城市16山西晋中市17山东淄博市18河南郑州市19山东莱芜市20陕西渭南市2018年112月169个重点城市空气质量排名后20位城市名单31数据来源：生态环境部_2017年中国生态环境状况公报2数据来源：国家统计局_2018年国民经济和社会发展统计公报3数据来源：生态环境部_生态环境部通报2018年12月和112月全国空气质量状况 北方城市空气质量不佳-2017年，全国338个地级及以上城市中，空气质量达标城市仅占29.3%，未达标城市占70.7%。1-2018年，在监测的338个地级及以上城市中，空气质量达标城市仅占35.8%，未达标城市占64.2%。

74、2-其中，2018年全年，我国169个重点城市空气质量排名后20位城市均为我国北方城市。3 空气质量问题受到高度重视-2013年9月，国务院发布大气污染防治行动计划-2017年10月，十九大报告要求：“坚持全民共治、源头防治，持续实施大气污染防治行动，打赢蓝天保卫战。”-2018年6月，国务院发布打赢蓝天保卫战三年行动计划5供热对大气污染的影响1 11数据来源：国家大气污染防治攻关联合中心_目前已基本弄清京津冀及周边地区大气重污染的成因2数据来源：江亿、唐孝炎、倪维斗等，北京PM2.5与冬季采暖热源的关系及治理措施_院士论坛 PM2.5与氮氧化物(NOx)相关性较强-对“2+26”城市的PM2

75、.5与各污染物浓度进行相关性分析-发现不同城市在采暖季的PM2.5浓度与NO2呈现强相关性（相关系数0.52，且通过显著性检验（sig0.05）研究表明，NOx和VOC导致PM2.5增加的主要原因-硝酸盐超过硫酸盐成为京津冀大气PM2.5中最主要的二次无机组分：20172018年采暖季期间，其中有机物、硝酸盐、硫酸盐、铵盐等主要组分的占比分别为28%、19%、12%和11%。1-大气氧化驱动的二次转化是京津冀大气污染积累过程中爆发式增长的动力1-研究表明：NOx和VOC是导致大气氧化性增强，大量生成二次细颗粒，从而造成大气雾霾现象的元凶。2 控制NOx排放是治理冬季雾霾切实可行的措施-NOx主

76、要来自化石燃料的燃烧，便于集中控制；而VOC排放源较为分散，控制难度较大62 2不同热源方式的排放强度2不同热源方式的排放强度1供热对大气污染的影响3“2+26”城市群供热的直接排放量4清洁供热相关对策72 2不同热源方式的排放强度 以下针对不同热源形式分别讨论其单位供热量的污染物排放强度 讨论供热对大气影响时，最终落脚点应为单位采暖建筑面积对应的污染物排放 它与单位采暖建筑面积需热量、热源输出单位热量所排放的污染物有关2.1污染物的直接排放与间接排放2.2燃煤热电厂排放2.3燃煤锅炉房排放2.4燃气热电厂排放2.5燃气锅炉房排放2.6生物质及散煤热源排放2.7不同热源方式的排放强度对比 单位

77、采暖面积需热量：与当地气候条件和建筑保温性能有关 热源输出单位热量所排放的污染物：与热源形式有关82 2不同热源方式的排放强度 热源产生的污染物的直接排放与间接排放直接排放间接排放燃煤、燃气锅炉远地（长途输送）热源电力驱动的热源当地热电联产（负的发电间接排放）-直接排放：热源的在地实际排放，如燃煤、燃气锅炉-间接排放：采用远地（长途输送）热源或热源用电进而在电厂产生的排放-热电联产同时输出热力和电力，二者都消耗燃料，也都产生污染物-目前，热电厂建在城市附近的目的主要是供热-直接排放：热电厂实际产生的所有排放所有污染物均在当地排放-间接排放：负的发电间接排放热电厂同时输出电力，相应地减少了外地电

78、厂的排放（当地）热电联产热源的排放 2.1 直接排放与间接排放92 2不同热源方式的排放强度-单位供热量污染物的排放强度=单位供热量耗燃料量*单位燃料排放量-单位供热量耗燃料量：依据热源供热效率（供热量/燃料热值）确定，例如：假设燃煤CHP的供热效率为55%（乏汽余热充分回收），即热源供出1GJ热量需燃烧62kgce燃料-单位燃料排放量：依据相关国标计算单位燃料排放量规定的电厂排放限值1、锅炉排放限值2计算 直接排放强度：采暖季排放总量/供热量 2.1 直接排放与间接排放 单位供热量排放强度（g/GJ）的计算 间接排放强度：用（发）电产生的排放总量/供热量 依据相关标准进行折算 调研实测-对燃

79、煤CHP的供热量、污染物排放浓度进行调研-对农村生物质及散煤热源进行实测1数据来源：锅炉大气污染物排放标准（GB132712014）2数据来源：锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）3备注说明：考虑我国电力是以煤电为主，因此将热源用电按发电煤耗法折算到大型燃煤电厂4备注说明：热电联产发电、供热用煤按照分摊法计算-用电热源：间接排放=单位供热量耗电量*单位发电耗燃料量3*单位燃料排放量-发电热源（CHP）：负的间接排放=CHP单位供热量发电量*单位发电耗燃料量4*单位燃料排放量1数据来源：火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）2数据来源：国家发改委、能源局等十部委北方地

80、区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）3数据来源：调研某集团大型燃煤电厂（装机普遍在300MW以上）102 2不同热源方式的排放强度 燃煤电厂的排放标准-呈现逐年降低的趋势，SO2和烟尘排放下降明显-2017年，调研电厂基本满足一般地区（在用）标准-多数省份调研电厂SO2排放，全部调研电厂烟尘排放满足国标重点地区标准-部分调研电厂达到超低排放机组要求NOx烟气浓度SO2烟气浓度烟尘烟气浓度热源类型NOxSO2烟尘一般地区（新建）110010030一般地区（在用）110020030重点地区11005020燃煤超低排放机组2503510大型煤电（调研2017年）350.92 37.40 6.0

81、2 大型煤电（调研2016年）368.26 62.97 10.93 燃煤电厂排放标准：烟气中污染物浓度（mg/m烟气）大型燃煤电厂实际排放：逐年降低 2.2 燃煤热电厂排放2017年2016年2015年国标超低排放机组2017年2016年2015年国标重点地区超低排放机组2017年2016年2015年国标重点地区超低排放机组2 2不同热源方式的排放强度 单位供热量排放强度（g/GJ）-直接排放：采暖季排放总量/实际供热量-间接排放：负的由于发电产生的排放总量/供热量1数据来源：火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）2数据来源：国家发改委、能源局等十部委北方地区冬季清洁取暖规划（2

82、017-2021年）3数据来源：调研某集团大型燃煤电厂（装机普遍在300MW以上），按供热量进行加权平均 依据排放标准折算的单位供热量排放强度（g/GJ）11热源类型发电间接排放g/GJ直接排放g/GJNOXSO2烟尘NOXSO2烟尘一般地区（新建）1-48-48-14646419一般地区（在用）1-48-96-146412919重点地区1-48-24-10643213燃煤超低排放机组2-24-17-4.832236.4调研电厂(2017年)3-82-57-8.9936510.3-直接排放：假设供热效率为55%（乏汽余热充分回收），即热源供出1GJ热量需燃烧62kgce燃料-发电间接排放：燃煤

83、热电联产热电比按1.6，发电煤耗按260gce/kWh（分摊法）计算 2.2 燃煤热电厂排放2 2不同热源方式的排放强度 调研电厂单位供热量排放强度(g/GJ)普遍偏高12-并非污染物控制不佳：部分电厂达到超低排放标准-而是没有充分挖掘供热潜力，热电比偏低：排放强度高的热电厂的热电比普遍在0.2左右-热电比越低，单位供热直接污染物排放强度越高-热电厂供出一份热量的同时发出更多的电量，从而产生更多的污染物-目前，我国实际燃煤热电联产热电比一般在0.52.0-只有对热电联产进行节能挖潜，才能降低单位供热量的污染物排放 2.2 燃煤热电厂排放NOx排放强度SO2排放强度烟尘排放强度 热电联产单位供热

84、排放强度与热电比紧密相关132 2不同热源方式的排放强度 小型燃煤锅炉污染强度高于大型燃煤锅炉-燃煤锅炉房的排放属于当地直接排放-燃煤锅炉供热效率按85%计算，即热源供出1GJ热量需消耗40kgce燃料热源类型NOxSO2颗粒物一般地区（新建）130030050一般地区（在用）140040080重点地区120020030燃煤锅炉房排放标准：烟气中污染物浓度（mg/m烟气）1数据来源：锅炉大气污染物排放标准（GB132712014）2数据来源：中国建筑节能年度发展研究报告（2015年）3备注说明：表中数据是依据锅炉大气污染物排放标准排放限值折算的，该标准要求：新建锅炉自2014年7月1日起、10

85、t/h以上在用蒸汽锅炉和7MW以上在用热水锅炉自2015年10月1日起、10t/h以下在用蒸汽锅炉和7MW以下在用热水锅炉自2016年7月1日起执行。该表不考虑排放不达标锅炉。依据排放标准折算到单位供热量排放强度 2.3 燃煤锅炉房排放单位供热量污染物直接排放因子3（g/GJ）-实测发现，由于小型燃煤锅炉较难上脱硫等尾气处理装置，20t/h以下燃煤锅炉单位排烟量的SO2排放可以是80t/h的23倍，颗粒物排放可以是后者的810倍。2-此外，小型锅炉效率较低，单位供热量需要消耗更多燃料，排放更多烟气-近两年，多地开展清洁热源替代小型燃煤锅炉行动，燃煤锅炉整体排放情况得到改善热源类型NOxSO2颗

86、粒物一般地区（新建）112512521一般地区（在用）116716733重点地区1838313142 2不同热源方式的排放强度 燃气轮机的氮氧化物排放高于燃气锅炉1数据来源：火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011 2数据来源：北京_固定式内燃机大气污染物排放标准DB 11/1056-20133参考文献：同济大学、重庆大学、哈尔滨工业大学等.燃气燃烧与应用M4 版.北京:中国建筑工业出版社2011:6-7 2.4 燃气热电厂排放-燃气电厂中单位燃料产生的NOx排放限值：燃气轮机1.78g/Nm燃气，燃气锅炉1.27g/Nm燃气-因为燃气轮机的燃烧温度高，易生成更多的热力型氮氧化物热源类

87、型NOxSO2烟尘基准含氧量天然气锅炉11003553%天然气燃气轮机组15035515%大型燃气轮机机组（调研2017年）14 0.58 0.87 15%内燃机（北京）275 55%燃气热电联产排放标准：烟气中污染物浓度（mg/m烟气）热源类型NOxSO2烟尘m烟气/Nm燃气3天然气锅炉11.270.440.0612.7天然气燃气轮机组11.781.240.1835.5大型燃气轮机机组（调研2017年）0.490.020.0335.5内燃机（北京）21.060.0714.1燃气热电联产排放：单位燃气的污染物浓度（g/Nm燃气）调研燃气电厂排放强度明显低于排放限值-调研燃气轮机电厂多为新建，且

88、对烟气进行减排处理-SO2和烟尘排放显著低于排放限值：天然气中几乎不含硫和尘152 2不同热源方式的排放强度1数据来源：火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011 2数据来源：北京_固定式内燃机大气污染物排放标准DB 11/1056-20133备注说明：以上数据均依照相关标准排放限值进行折算；事实上，由于天然气中几乎不含硫和尘，其SO2和烟尘实际排放一般可以明显低于标准排放限值。在与燃煤热源比较时，不建议采用上表数据；实际上，燃气热源排放中只有NOX与脱硝后的燃煤热源排放相当，SOX和烟尘明显减小。2.4 燃气热电厂排放燃气热电联产单位供热量排放强度3（g/GJ）热源类型发电间接排放g/

89、GJ直接排放g/GJNOXSO23烟尘3NOXSO23烟尘3燃气轮机机组1-101-71-101278913燃气蒸汽联合循环1-200-燃气蒸汽联合循环（回收部分烟气余热）1-126-88-1314510114内燃机热电联产2-62-4.1765.0 依据排放标准折算的单位供热量排放强度-直接排放：假设燃气轮机、燃气蒸汽联合循环、燃气蒸汽联合循环（回收部分烟气余热）、内燃机热电联产的供热效率为40%、23%、35%和40%，即热源供出1GJ热量需燃烧71Nm、124Nm、82Nm、71Nm天然气（热值取35MJ/Nm）-发电间接排放：热电比分别按1.1、0.5、0.

90、7、1.0，发电气耗分别按0.23Nm/kWh、0.19Nm/kWh、0.18Nm/kWh、0.21Nm/kWh（分摊法）计算162 2不同热源方式的排放强度 国家标准较宽泛，地方标准不断升级-国标一般地区（在用）与北京（新建）标准在NOx排放上有十余倍之差-目前主要的低氮技术：采用低氮燃烧器结合烟气再循环、采用选择性催化还原法（SCR）工艺进行脱硝等热源类型NOxSO2颗粒物一般地区（新建）12005020一般地区（在用）140010030重点地区11505020北京（新建）230105北京（在用）280105天津（新建）3802010天津（在用）31502010北京调研（2017年）351

91、.71燃气锅炉房排放标准：烟气中污染物浓度（mg/m烟气）1数据来源：锅炉大气污染物排放标准（GB132712014）2数据来源：北京市锅炉大气污染物排放标准DB11-139-2015 3数据来源：天津市锅炉大气污染物排放标准DB12-151-2016 不同地方执行标准具有明显差别 2.5 燃气锅炉房排放-北京燃气锅炉排放标准总体已严于欧洲锅炉排放标准，接近最严格的美国南加州排放标准 北京燃气锅炉满足严格的排放标准-调研的所有燃气锅炉均满足NOX（在用锅炉）和SO2标准。172 2不同热源方式的排放强度热源类型NOxSO2颗粒物一般地区（新建）281208一般地区（在用）21624012重点地

92、区261208北京（新建）31242北京（在用）33242天津（新建）43284天津（在用）46184北京调研（2017年）140.70.4燃气锅炉房单位供热量污染物排放强度（g/GJ）11备注说明：除北京调研（2017年）排放因子外，其余数据均依照相关标准排放限值进行折算1数据来源：锅炉大气污染物排放标准（GB132712014）2数据来源：北京市锅炉大气污染物排放标准DB11-139-2015 3数据来源：天津市锅炉大气污染物排放标准DB12-151-2016 2.5 燃气锅炉房排放-燃气锅炉房的排放属于当地直接排放-燃气锅炉供热效率按90%计算，即热源供出1GJ热量需消耗31Nm（热值取

93、35MJ/Nm）依据排放标准折算的单位供热量排放强度NOx排放强度SO2排放强度 北京燃气锅炉满足严格的排放标准182 2不同热源方式的排放强度生物质及散煤热源污染物实测排放因子11备注说明：以上排放因子均为我国北方农村的实测结果，其中NOx和SO2排放因子与燃料成分和采暖炉的燃烧情况有关，上表中秸秆压块单位热量排放因子高于秸秆颗粒，主要是因为二者实测地点不同，燃料成分和采暖炉燃烧情况有较大差异。2备注说明：为燃料燃烧排放的一次细颗粒物，不包含污染物在大气中反应生成的二次污染物2.6 生物质及散煤热源排放-生物质及散煤热源的排放属于当地直接排放-散煤热源在SO2和一次细颗粒物上排放强度大 我国

94、农村实测排放因子设备燃料类型单位燃料排放因子（g/kg燃料）供热效率GJ/吨燃料单位热量排放因子（g/GJ)NOXSO2PM2.52NOXSO2PM2.52大型生物质锅炉木质颗粒0.890.040.1615.059.52.710.7玉米秸秆颗粒1.050.040.0611.492.23.55.3秸秆颗粒0.390.030.2512.132.22.520.7花生壳大颗粒0.340.270.0612.527.321.74.8户用生物质采暖炉木质颗粒2.290.050.2814.3160.73.519.7稻壳颗粒4.450.070.211.8376.55.916.9秸秆颗粒3.750.270.711

95、1.1337.224.363.9秸秆压块4.390.610.310.7409.556.928.0散煤土暖气散煤2.051.783.738.4244.9212.7445.6192 2不同热源方式的排放强度 2.7 不同热源方式的排放比较-热电比越低，当地直接排放越高-国标折算的燃煤CHP与燃煤锅炉的直接排放相近：火电厂国标比普通锅炉锅炉国标对排放要求更严格 热电联产单位供热量直接排放强度高发/用电间接排放g/GJ直接排放g/GJ热源类型NOXSO2烟尘/颗粒物NOXSO2烟尘/颗粒物备注燃煤热电联产机组-48-24-10643213火电排放国标（重点地区）-82-57-8.9936510.3调研

96、数据（2017年平均）燃煤机组超低排放-24-17-4.832236.4清洁取暖规划（用能强度按燃煤热电联产计算）燃煤锅炉-838313锅炉排放国标（重点地区）燃气轮机-101-71-101278913火电排放国标燃气蒸汽联合循环-200-火电排放国标联合循环（回收部分烟气余热）-126-88-1314510114火电排放国标-35-1.4-2.2401.62.3依据调研数据折算（2017年平均）1燃气锅炉-61208.1锅炉排放国标（重点地区）-3242.0锅炉排放地标（北京在用）-140.70.4调研数据（2017年北京平均）电动地源热泵（COP取4）22114

97、.5-按310gce/kWh折算到大型煤电电动空气源热泵（COP取3）30156.0-燃气CHP较燃煤CHP在NOX排放强度高-燃气轮机燃烧温度高，易生成热力型NOX-燃气CHP热电比小：对燃气蒸汽联合循环，无余热回收最大0.50.7，有余热回收最大0.81；对燃煤CHP，无余热回收最大1.51.7，有余热回收最大1.82.3-天然气硫、尘含量低，单位供热量排放少-北京燃气锅炉实际排放可以更低 天然气锅炉较燃煤锅炉排放水平低 热泵间接排放较低-热泵从自然环境中取热，用能强度低-系统COP越高，排放强度越低1备注说明：在燃气电厂调研排放浓度下，考虑供热效率为35%、热电比为0.7情形下的单位供热

98、排放强度202 2不同热源方式的排放强度-散煤排放远高于燃煤锅炉和燃煤CHP-散煤供热效率低，用能强度大；且尾气难处理 散煤土暖气单位供热量直接排放强度高发/用电间接排放g/GJ直接排放g/GJ热源类型NOXSO2烟尘/颗粒物NOXSO2烟尘/颗粒物备注燃煤热电联产机组-48-24-10643213火电排放国标（重点地区）-82-57-8.9936510.3调研数据（2017年平均）燃煤机组超低排放-24-17-4.832236.4清洁取暖规划（用能强度按燃煤热电联产计算）燃煤锅炉-838313锅炉排放国标（重点地区）1备注说明：排放因子为我国北方农村的实测结果，其中NOx和SO2排放因子与燃

99、料成分和采暖炉的燃烧情况有关，表中秸秆压块单位热量排放因子高于秸秆颗粒，主要是因为二者实测地点不同，燃料成分和采暖炉燃烧情况有较大差异。生物质热源能降低SO2和细颗粒物排放-大型生物质锅炉和户用生物质采暖炉在SO2和一次细颗粒的单位供热量排放强度明显低于散煤土暖气-生物质中含一定量氮元素，因而户用生物质采暖炉的NOx排放水平较高热源类型直接排放g/GJ备注NOXSO2细颗粒物大型生物质锅炉60311木质颗粒（实测）9245玉米秸秆颗粒（实测）32221秸秆颗粒（实测）27225花生壳大颗粒（实测）户用生物质采暖炉1161420木质颗粒（实测）376617稻壳颗粒（实测）3372464秸秆颗粒（

100、实测）4105728秸秆压块（实测）散煤土暖气245213446实测数据 2.7 不同热源方式的排放比较213 3“2+26”城市群供热的直接排放量2不同热源方式的排放强度1供热对大气污染的影响3“2+26”城市群供热的直接排放量4清洁供热相关对策223 3“2+26”城市群供热的直接排放量 3.1“2+26”（京津冀大气污染传输通道）城市的提出-研究表明：在经济发达、人口集中的城市群，大气污染不再局限于单个城市内，城市间大气污染变化过程呈现明显的同步性，区域性污染特征十分显著。1 大气污染呈现明显的区域性特征1参考文献：柴发合_区域联防联控是大气污染治理的必由之路_光明日报_2014年9月2

101、5日第011版2015年，北京环保工作组：“2+4”城市（京津冀核心区6市）：北京+廊坊、保定，天津+唐山、沧州2016年6月，环保部京津冀大气污染防治强化措施（2016-2017）传输通道城市首次出现在大众视野“2+18”城市：北京，天津，河北省石家庄、唐山、保定、廊坊、沧州、衡水、邯郸、邢台，山东省济南、淄博、聊城、德州、滨州，河南省郑州、新乡、鹤壁、安阳、焦作2017年3月，环保部京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案确定了京津冀大气污染传输通道城市“2+26”城市：北京市，天津市，河北石家庄、唐山、保定、廊坊、沧州、衡水、邯郸、邢台，山东省济南、淄博、聊城、德州、滨州、济宁、菏

102、泽，河南省郑州、新乡、鹤壁、安阳、焦作、濮阳、开封，山西省太原、阳泉、长治、晋城市 区域联防联控工作进程233 3“2+26”城市群供热的直接排放量 3.2 传输通道城市PM2.5相关性分析 传输通道城市在时间尺度上存在相关关系-多数城市间的相关系数在0.8以上，其余城市也均在0.5以上-地理位置相近的城市，相关性要强，例如：北京与毗邻的廊坊（相关系数0.913）、唐山（相关系数0.872）和天津（相关系数0.867）高度正相关，与较远的晋城（相关系数0.531）、济宁（相关系数0.589）和长治（相关系数0.620）相关程度较弱北京天津石家庄唐山保定廊坊沧州衡水邯郸邢台济南淄博聊城德州滨州济

103、宁菏泽郑州新乡鹤壁安阳焦作濮阳开封太原阳泉长治晋城北京1.000天津0.8671.000石家庄0.7740.9011.000唐山0.8720.9520.8721.000保定0.7810.9240.8910.8881.000廊坊0.9130.9230.8390.9260.9011.000沧州0.7900.9440.9360.9090.9280.8961.000衡水0.8070.8930.8360.8580.9410.9130.9211.000邯郸0.6870.8690.9040.8290.8850.8270.9210.8871.000邢台0.7930.8970.9180.8770.9560.89

104、10.9410.9500.9341.000济南0.7760.8190.7600.8310.8700.8760.8420.9420.8220.8871.000淄博0.7720.8740.8060.8820.9240.8880.8860.9460.8590.9180.9681.000聊城0.7580.8440.7640.8370.8970.8680.8560.9510.8320.8940.9780.9731.000德州0.8120.8810.7810.8690.9260.9220.8780.9750.8340.9140.9610.9670.9741.000滨州0.8210.9100.8300.90

105、40.9140.8850.9050.9250.8470.9070.9230.9550.9430.9361.000济宁0.5890.7040.6860.7160.8020.7680.7710.8650.7770.8080.9290.9080.9470.8920.8401.000菏泽0.6690.8050.7640.8070.8790.8190.8380.9120.8460.8810.9430.9470.9710.9250.9020.9631.000郑州0.6720.7950.7900.8170.8780.8070.8140.8720.8290.8810.8950.9060.9040.8760.8

106、450.8900.9381.000新乡0.7240.7590.7510.7770.8290.8000.7880.8880.7760.8500.9070.8910.9100.8930.8440.8900.9060.9381.000鹤壁0.7750.8670.8940.8430.8670.8510.9130.9150.8890.9150.8830.8780.8880.8810.8690.8370.8770.8830.9121.000安阳0.7400.8780.9110.8500.9200.8450.9230.9110.9270.9460.8590.8880.8820.8720.8820.8240.

107、8970.9200.8850.9461.000焦作0.6880.7950.8120.8200.8340.7630.8200.8330.8250.8580.8220.8290.8210.7970.8260.7710.8430.9270.8960.8930.9011.000濮阳0.6850.8120.8340.8230.8720.8260.8800.8880.8730.8980.9030.9120.9150.8800.8770.9110.9430.9490.9320.9270.9530.8891.000开封0.6450.7810.8120.7670.8460.7720.8500.8720.8430

108、.8770.8750.8720.8920.8470.8330.8860.9210.9390.9280.9380.9360.8970.9631.000太原0.7370.8790.9280.8290.8150.7810.9070.7760.8620.8420.6670.7420.6980.7040.7780.5980.6860.6810.6370.8380.8420.7240.7440.7241.000阳泉0.6530.7420.7900.6660.7050.6800.8170.7130.7180.7660.5990.6140.6050.6210.6770.5330.5910.6220.6520.

109、8000.7530.7230.6970.7370.8011.000长治0.6200.7740.7760.7270.7960.7340.8270.8770.8300.8440.8340.8230.8660.8430.8080.8470.8600.8410.8780.9200.8620.8390.8640.8940.7360.7471.000晋城0.5310.6140.6480.5680.5530.5540.6710.6430.6850.6620.6220.5790.6410.5910.6200.6100.6610.6660.7100.8050.7380.7350.7390.7910.6540.7

110、360.8381.0001.00.90.80.70.60.5“2+26”城市月均PM2.5污染皮尔逊相关系数11备注说明：对“2+26”城市2013-2018年月均PM2.5浓度进行相关性分析，表中数据均在p0.01显著水平通过检验。243 3“2+26”城市群供热的直接排放量 3.2 传输通道城市PM2.5相关性分析 传输通道城市的聚类分析-按照大气污染相关性强弱，将“2+26”城市细分为六个小城市群-小城市群沿铁路呈线性分布：B城市群沿京广线，C城市群沿京九线1备注说明：为保证城市群在地理上的连续性，将部分周边城市并入小城市群进行分析：其中晋中并入F城市群，泰安、莱芜并入D城市群A城市群：

111、D城市群：北京，天津，河北廊坊、唐山、沧州B城市群：河北石家庄、保定、邢台、邯郸，河南安阳山西太原、阳泉、长治、晋城、晋中1F城市群：C城市群：河北衡水，山东德州、聊城、菏泽，河南濮阳山东滨州、淄博、济南、济宁、泰安1、莱芜1河南开封、鹤壁、郑州、新乡、焦作E城市群：253 3“2+26”城市群供热的直接排放量 3.3 小城市群冬季供热的直接排放量 小城市群单位面积的各类污染物排放强度-NOX排放：A城市群略高于F城市群，远高于其他城市群-SO2排放：A城市群略高于F城市群，明显高于其他城市群-城镇烟尘排放：A城市群高，但总体排放强度不高-农村细颗粒物：六个城市群的单位面积排放强度均偏高1备注

112、说明：各城市供热量数据来源于中国城市建设统计年鉴（2017年）和中国县城建设统计年鉴（2017年），图中数据为2016年清洁供暖改造工程之前的（行政区域）单位面积的排放量小城市群冬季采暖形成的单位面积直接污染物排放1ABCDEFA城市群：改善维护结构性能，降低需求侧负荷；充分挖掘电厂和工业余热潜力，执行更严格的排放标准；考虑从区域外引热（如张家口）入京B、C、E、F城市群：农村供热产生的污染物高于城镇供热，优先治理农村地区细颗粒物和NOX排放，利用生物质或热风型空气源热泵替代散煤，或利用余热供暖D城市群：农村地区细颗粒物和NOX排放强度较高264 4清洁供热相关对策2不同热源方式的排放强度1供

113、热对大气污染的影响3“2+26”城市群供热的直接排放量4清洁供热相关对策274 4清洁供热相关对策 降低供热产生的污染物排放是清洁供热最终要解决的问题-提高供给侧热电比，减少供热导致的直接污染物排放-避免新建燃气热电联产对城市供热；对已有燃气热电厂，应改为电力调峰模式，同时挖掘烟气余热潜力，提高热电比一、改善建筑围护结构性能，从源侧降低热负荷需求，同时减少供热各环节的损失二、充分挖掘热电联产供热潜力-例如已完成的太原古交长距离输热工程，长输距离约40km，供热面积达8000万三、对热电联产供热潜力不足的城市，考虑跨区域的长途输热-把相邻城市高污染方式导致的排放量降下来起到的改善作用要比治理城市

114、内低排放污染源更有效四、区域城市协同合力，联防联控-分析发现，农村供热产生的一次细颗粒物是目前很多城市的主要污染物五、重点治理农村散煤燃烧导致的污染物排放-氮氧化物对雾霾的产生具有很强的相关性六、控制氮氧化物的排放是改善大气质量的可行措施谢谢2019.03第十五届“建筑节能学术周”公开论坛第十五届清华大学建筑节能学术周第十五届清华大学建筑节能学术周北方城镇供暖最佳实践案例颁奖北方城镇供暖最佳实践案例颁奖太原清洁供热规划规划方案充分挖掘现有大型热电厂和工业余热潜力规划方案充分挖掘现有大型热电厂和工业余热潜力，同时远距离引入城市以外的电厂余同时远距离引入城市以外的电厂余热供热热供热，实现了市区燃煤

115、锅炉的全部替代实现了市区燃煤锅炉的全部替代，在不明显增加供热成本前提下在不明显增加供热成本前提下，大幅度降低供热大幅度降低供热能耗和污染排放能耗和污染排放，减少燃煤消耗减少燃煤消耗240240余万吨标煤余万吨标煤，减少减少PMPM1010、SOSO2 2、NOxNOx排放合计约排放合计约1402114021吨吨，减排幅度达到减排幅度达到4949%。实施情况供热规划太原清洁供热规划太原清洁供热规划城区余热挖潜城区余热挖潜+远距离电厂余热供热远距离电厂余热供热+大温差热网大温差热网构建城市清洁供热新模式构建城市清洁供热新模式太原（太古）大温差长输供热项目01实际运行期间，供热能耗为6.2kgce/

116、GJ，与常规热电联产相比，供热能耗降低约50%供热综合能耗180米高差，40公里距离，五级泵输送电耗为1.8kWh/m2采暖季，与常规集中供热系统循环泵电耗接近；沿程管道温降不超过2K，管道散热损失不到2%供热电耗和温降建设成本02大温差改造总投资每平米不超过100元0103太原（太古）大温差长输供热项目太原（太古）大温差长输供热项目世界上第一个成功实施的大温差长输余热供热工程世界上第一个成功实施的大温差长输余热供热工程为开辟北方地区主流清洁供热模式建立了示范，为开辟北方地区主流清洁供热模式建立了示范，树立了榜样！树立了榜样！吉林热力低回水温度直混热网202530354045501101928

117、3746556473829273172181190温温度度（）二次网供水温度二次网回水温度 吉林市热力集团有限公司目前在网面积吉林市热力集团有限公司目前在网面积24562456万平方米万平方米，共共440440座热力站座热力站。其中其中7979%单站供单站供热规模在热规模在1010万平米以下万平米以下，均为混水供热站均为混水供热站 20018年采暖季松花江热电厂一次网供年采暖季松花江热电厂一次网供回水温度最冷天为回水温度最冷天为9191/3737、初末寒期为初末寒期为6161/3232 最冷天该集中供热系统的二次网供回水温度最冷

118、天该集中供热系统的二次网供回水温度的平均值分别是的平均值分别是4040.8 8和和3333.8 80204060801001202017/10/252017/11/252017/12/252018/1/252018/2/252018/3/25温温度度（）一次网供水温度一次网回水温度吉林热力低回水温度直混热网吉林热力低回水温度直混热网在寒冷的吉林通过混水直供实现供热季一次网回水在寒冷的吉林通过混水直供实现供热季一次网回水温度不超过温度不超过4040，其他地区回水温度是不是就应该更低？，其他地区回水温度是不是就应该更低？降低回水温度，吉林的同事做出了表率。降低回水温度，吉林的同事做出了表率。济南燃

119、煤烟气回收工程济南燃煤烟气回收工程国内首例燃煤烟气的低温余热回收工程采用多种工艺解决腐蚀脏堵问题直接接触式换热提高换热效率，避免换热面腐蚀吸收式热泵采用钛管蒸发器沉淀水箱多重过滤烟气温度降至39，回收热量16MW，提高锅炉热效率约4%年省标煤0.9万吨，减排SO2 86.3t，NOx 17.6t，静态投资回收期约3.8年回收冷凝水作为脱硫补水具备“节能，减排，节水”三重功效采用喷淋式换热喷淋式换热与吸收式热泵吸收式热泵结合的新工艺，实现燃煤烟气低温余热深度回收与减排一体化卧式喷淋换热器卧式喷淋换热器立式喷淋换热器立式喷淋换热器吸收式热泵房吸收式热泵房系统流程图系统流程图济南燃煤烟气回收工程济南

120、燃煤烟气回收工程喷淋换热与吸收式热泵相结合新工艺喷淋换热与吸收式热泵相结合新工艺燃煤烟气余热回收与深度减排一体化燃煤烟气余热回收与深度减排一体化国际领先，世界首创国际领先，世界首创敢于做第一个吃螃蟹的人敢于做第一个吃螃蟹的人济南热电为全国节能减排事业不懈奋斗济南热电为全国节能减排事业不懈奋斗北京京能未来科技城烟气余热深度回收项目先进的技术路线先进的技术路线-大温差热力站大温差热力站-三级发生三级发生/冷凝吸收式热泵冷凝吸收式热泵-直接接触式换热塔直接接触式换热塔国内外第一家大型燃气热电厂烟气余热国内外第一家大型燃气热电厂烟气余热深度回收项目深度回收项目远期远期可可减少燃气耗量减少燃气耗量200

121、02000万万NmNm3 3/年，回年，回收冷凝水收冷凝水1818万万t/t/年年烟气中的烟气中的NOxNOx浓度降低约浓度降低约16%16%三级发生三级发生/冷凝吸冷凝吸收式热泵收式热泵实测数据实测数据烟道改造烟道改造竣工后的外观竣工后的外观北京京能未来科技城北京京能未来科技城烟气余热深度回收项目烟气余热深度回收项目深度回收烟气余热，是大规模利用天然气深度回收烟气余热，是大规模利用天然气时必须重视的问题。未来城电厂做出了有意义时必须重视的问题。未来城电厂做出了有意义的尝试！的尝试！迁西县工业余热应用于城市集中供热示范工程渣水换热器转炉煤气净化水沉淀池迁西东湖湾 国内首家完全利用低品位工业余热

122、供热的节能减排示范城镇；2016-2017年供暖季，总体经济指标15.8元/GJ，运行能源降低到3.6 kgce/GJ；得到供热协会和节能协会的一致认可，认为是我国当前解决能源和雾霾问题的重要途径；工业余热供热将大有作为，钢铁厂作为城市供热热源厂，迁西项目起到了积极地示范作用。迁西县低品位工业余热应用于迁西县低品位工业余热应用于城市集中供热项目城市集中供热项目钢铁厂应该成为供热热源厂钢铁厂应该成为供热热源厂，挖掘工业余热供热挖掘工业余热供热大有所为大有所为。迁西项目的实施将迁西县城打造成我国首迁西项目的实施将迁西县城打造成我国首座无煤化供热县城座无煤化供热县城，在这个方向上做出了有益示范在这个

123、方向上做出了有益示范。项目名称淄博市工业余热利用项目本项目位于淄博市高新区，多个工业余热热源联网运行，包括山东开泰实业有限公司的丙烯酸生产工业余热、山东金晶科技股份有限公司的玻璃生产工业余热和汇丰石化的工业余热等3个工业余热热源，另有科技园燃气锅炉房备用调峰。区域既有供热面积约480万m2，工业余热最大供热功率218MW。根据各个热源运行参数特点，科学制定运行策略和热源负荷配比，使各热源首站设备运行效率运行在高效区，在确保供暖质量的前提下，提高了运行的经济性。该项目每个供暖期可实现减排二氧化碳约2.2万t，氮氧化物约6.3万t。每供暖期热耗约180万GJ左右，每供暖季热耗节约成本约2070万元

124、，成本回收期为3.8年。淄博市工业余热利用项目淄博市工业余热利用项目在工业余热资源丰富地区，通过深入发掘工业余在工业余热资源丰富地区，通过深入发掘工业余热热源，利用高温水网将其引入城市供暖主干网，实热热源，利用高温水网将其引入城市供暖主干网，实现“并网运行、清洁供暖”现“并网运行、清洁供暖”，淄博热力有限公司在这，淄博热力有限公司在这方面有着优秀示范案例。方面有着优秀示范案例。项目设计供暖面积3.3万，采用中深层地热源热泵供热系统，热源侧开采2口（深度2800米）封闭式套管换热器，取热不取水；20172018年供暖季，实际供暖面积1.5万，仅开启单口地埋管运行，每天实际运行10小时，充分利用地

125、埋管间歇运行蓄热特性，运行阶段平均出水温度可达40.5，单孔瞬时取热量可达750kW；供暖季单孔总取热量82.8万kWh热，按24h连续运行折算，平均取热量为236kW；电驱动热泵机组及其输配系统的高效设计，供暖季全工况的精细化管理与调控，热泵机组平均COP可达6.95，系统平均COP可达5.82；天津卓朗科技园中深层地热源热泵供热项目天津卓朗科技园中深层地热源热泵供热项目天津卓朗科技园中深层地热源热泵供热项目利用间接换热方式提取中深层地热供暖，是未利用间接换热方式提取中深层地热供暖，是未来清洁供暖发展的重要方式之一。来清洁供暖发展的重要方式之一。间歇运行，利用建筑热惯性和地层深处连续传间歇运

126、行，利用建筑热惯性和地层深处连续传热的特性，可以使这种热泵靠谷电运行，为电力调热的特性，可以使这种热泵靠谷电运行，为电力调峰做贡献。峰做贡献。二氧化碳超低温空气源热泵清洁采暖示范项目 CO2作为环保工质，服务于奥运项目，是最佳的选择，也为冬季滑雪爱好者出行提供温暖如春的车站场所。经实际测试，热泵系统在张家口寒冷地区的平均能效比为3.14 该设备的投入使用很好的解决了供暖、环保与低能耗三者之间的矛盾，也为寒冷及严寒地区实现“煤改电”提供了有效可行的解决方案。二氧化碳超低温空气源热泵清洁采暖示范项目二氧化碳超低温空气源热泵清洁采暖示范项目京张线沙城站供暖项目，采用京张线沙城站供暖项目，采用COCO

127、2 2低温高效空气源低温高效空气源热泵，采暖季机组实测平均能效比达到热泵，采暖季机组实测平均能效比达到3.513.51，节能效，节能效果显著，爱柯冷暖为果显著，爱柯冷暖为COCO2 2空气源热泵在严寒地区的应用空气源热泵在严寒地区的应用推广提供了成功的实际项目依据！推广提供了成功的实际项目依据！项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目介绍内容源于工程实践的创新技术2016年-2017年采暖季，采暖天数175天，每GJ费用58.18元。与燃气供热每GJ费用109.09元和空气源热泵每GJ费用63.71元相比，经济效益显著。根据2016年-2017年采暖季污水源热泵运行的用电量数据，每建筑平

128、方米的耗电为39.4kWh，每GJ电耗62.66kWh。年节省标煤282.2吨。按现行标准，减排CO2约为703.8吨，SOx约为1.6吨，NOx约为1.4吨，烟尘约为0.2吨。进口管流道分离口管板污水进口分离流道分离口倒角经济效益环保效益采用间接式污水源热泵工艺，系统运行稳定，满足医院要求大连市第七人民医院原生污水源热泵项目大连市第七人民医院原生污水源热泵项目求是创新，污水也能变废为宝求是创新，污水也能变废为宝脚踏实地，工程才能节能降耗脚踏实地，工程才能节能降耗第十五届清华大学建筑节能学术周第十五届清华大学建筑节能学术周北方城镇供暖最佳实践案例北方城镇供暖最佳实践案例太原清洁供热规划太原清洁

129、供热规划太原（太古）大温差长输供热项目太原（太古）大温差长输供热项目吉林热力低回水温度直混热网吉林热力低回水温度直混热网济南燃煤烟气回收工程济南燃煤烟气回收工程北京京能未来科技城烟气余热北京京能未来科技城烟气余热深度回收项目深度回收项目迁西县低品位工业余热供热迁西县低品位工业余热供热淄博市工业余热利用淄博市工业余热利用天津卓朗科技园中深层地热源热天津卓朗科技园中深层地热源热泵供热项目泵供热项目二氧化碳超低温空气源热泵清洁二氧化碳超低温空气源热泵清洁能源采暖示范项目能源采暖示范项目大连市第七人民医院原生污水源大连市第七人民医院原生污水源热泵项目热泵项目008100906城市

130、能源系统的热电气协同模式目录目录1.背景背景2.热电协同热电协同3.气热协同气热协同4.气电协同气电协同5.城市能源系统的热电气协同模式城市能源系统的热电气协同模式6.案例案例背景电力、燃气和热力是未来城市能源的主体煤、油逐步退出城市城市能源系统追求的目标是什么？安全低碳（高效）清洁经济低碳清洁经济背景案例某生态城的能源方案，如何实现20%可再生能源目标？规划十年过去了，现实呢？可再生能源城市电网分布式能源热电联产天然气余热可再生能源可再生能源热电联产热电联产余热余热分布式能源分布式能源天然气天然气城市电网城市电网三联供太阳能热水风光垃圾光伏风力发电热泵城市电网太阳能热水热泵城市电网风力发电光

131、伏发电风光互补垃圾三联供污泥发电污水源热泵北塘热电厂地源热泵水源热泵三联供地热北疆余热北疆电厂道路能源北塘余热北塘热电厂北疆电厂北疆余热地源热泵地热水源热泵三联供污水源热泵道路能源北塘余热背景城市是能源消费主体，占社会能源总消费量的80%，但不是能源生产主体，如何实现低碳？气，如何低碳？电，如何低碳？场地限制热？节能（提高能效，降低需求），柔性电力负荷电力系统面临的挑战电力系统需要大力发展可再生能源发电到2050年我国的碳排放总量要降低到目前的1/3，为满足我国社会和经济持续发展，既要实现我国建成现代化强国、实现中国梦的目标，又要控制二氧化碳排放总量发展可再生能源发电对电网调峰提出更高要求可再

132、生能源发电具有随机性，发电出力不可调节不可调节电源占比增加，电网调峰更加困难，导致近年来弃风、弃光频发供热系统的问题城市仍存在大量燃煤锅炉截至2016年底，燃煤锅炉在北方城镇供热热源中仍占32%“煤改气”、“煤改电”成本高，多数城市难以承受，清洁、低碳、经济的热源是什么？冬季学生操场晒太阳上课冬季学生操场晒太阳上课66050002500300005000250030002001520162017消费量（亿立方米）时间（年）生产量进口量消费量02000400060008000100001

133、20002017/3/152017/3/302017/4/142017/4/292017/5/142017/5/292017/6/132017/6/282017/7/132017/7/282017/8/122017/8/272017/9/112017/9/262017/10/112017/10/262017/11/102017/11/252017/12/102017/12/252018/1/92018/1/242018/2/82018/2/232018/3/10（用气量）万Nm3时间北京市年度用气曲线峰谷差接近峰谷差接近8/18/1高峰日用气量突破高峰日用气量突破1 1亿亿NmNm3 3/h/

134、h8%7%16%3%18%31%00.10.20.30.4201520162017增速（%）时间（年）天然气消费量和进口量增速消费量进口量应从综合能源系统的角度看城市能源问题城市电力、供热、天然气系统相互联系又相互制约充分认识热、电、气各自的特征，综合考虑并充分发挥它们各自的优势领域，使得热电气相互协同，才能实现清洁低碳、高效安全的城市能源系统电热气气热协同目录目录1.背景背景2.热电协同热电协同3.气热协同气热协同4.气电协同气电协同5.城市能源系统的热电气协同模式城市能源系统的热电气协同模式6.案例案例热电协同热电协同将发电与供热相结合，发电厂变为热电厂，热电联产长输供热，经济输送半径已超

135、过100公里，绝大多数电厂可成为热电厂城市及周边现有热电厂挖潜，包括一部分乏汽及烟气，超过现有供热量40%冷却塔电厂锅炉汽轮机回收电厂余热供热烟气余热7%乏汽余热55%发电32%G供热成本与输送距离的关系热电协同模式供热系统为电力调峰优于蓄电调峰热是产品，过剩电量转化为热可直接使用，减少能量转化环节，蓄能效率高储热成本远低于储电储热：60元/kWh储电：1000元/kWh热电协同热电联产发电供热热用户储热改变发电与供热的比例，并通过储热平衡供热波动电热泵供热储热低谷期消耗过剩电力，并储存热量高峰期释放热量减少电力消耗热电协同让整个供热系统成为电力的蓄能体电源侧：热电厂“热电协同”运行，热电厂为

136、可再生能源发电调峰，同时稳定高效地供热需求侧：电热泵结合储热装置，接受电网调度运行，实现电负荷削峰填谷电网热电厂储热电热泵热用户储热电热泵低谷期运行削峰填谷热电厂为电网调峰热网热电协同热电厂的“热电协同”模式高峰期电厂不供热，纯发电供热负荷由储热承担低谷期热电联供，发电量减少热量一部分供给热用户，一部分储存起来纯凝发电储热热用户用储存的热量供热电网降低发电储热热用户电网储存热量供给热用户实现热电厂“热电协同”的各种方式将在之后的报告中详细介绍和比较热电协同电热泵“热电协同”模式运行电热泵是高效的供热方式，结合蓄热装置可为电网调峰电热泵“热电协同”供热热用户高峰期电热泵停机不耗电电热泵热用户储电

137、耗电1份耗电1.25份电热泵热用户电热泵耗电1.1份耗电1份低谷期高峰期电热泵热用户储电放电1份耗电1份储能过程损失20%蓄热罐散热损失5%斜温层增加热泵电耗5%储能效率电热泵：90%蓄电：80%单位调峰量投资（元/kW）电热泵3000抽水蓄能8000供热系统为电力调峰的潜力到2050年，4亿kW装机容量的火电厂改为热电联产承担120亿平米供热面积，这些热电厂可产生约3.2亿kW的电力调峰能力电热泵承担约10亿平米供热面积，产生0.5亿kW电力调峰能力供热系统可提供3.7亿kW调峰能力，超过全国火电装机容量的30%“热电协同”模式解决了电力系统的调峰问题，同时实现了高效清洁的供热热电协同电网热

138、电厂储热电热泵热用户储热0.5亿kW调峰能力3.2亿kW调峰能力130亿平米供热面积热网目录目录1.背景背景2.热电协同热电协同3.气热协同气热协同4.气电协同气电协同5.城市能源系统的热电气协同模式城市能源系统的热电气协同模式6.案例案例供热调峰燃气锅炉初投资小，运行费用高用于承担尖峰负荷，提高整体经济性调峰热源容量占比根据整体供热系统的经济性定量分析确定热电联产余热供热系统投资大，运行成本低，应长时间稳定运行，需要调峰燃气调峰宜采用分布式燃气比热易于输送，燃气调峰应放在末端调峰燃气使用已有的居民用气管道即可满足要求分布式燃气调峰可与热泵相结合可进一步降低回水温度，进一步提高管网输送能力，提

139、高管网利用率降低回水温度可降低热电联产的供热成本，从而提高整个供热系统的经济性增设天然气季节性储存气热协同实现城市供热无煤化城市供热无煤化不能简单地采用“煤改气”、“煤改电”耗气量大，能效低、经济性差回收火电厂余热为基础热源，用天然气锅炉为火电厂余热调峰，并用电热泵回收优质低温热源余热供热，才能形成真正经济可行的城市无煤化供热系统城市供热无煤化到2050年，我国北方城镇200亿平米的供热面积，利用燃气锅炉承担其中约20%的调峰负荷，仅需要消耗天然气110亿立方米而这还不到北京市2017年燃气电厂和燃气锅炉的耗气量（133亿m）热电厂电热泵热用户热网电厂余热承担基础负荷燃气调峰锅炉不增加电厂煤耗

140、燃气消耗减少60%以上燃气热泵目录目录1.背景背景2.热电协同热电协同3.气热协同气热协同4.气电协同气电协同5.城市能源系统的热电气协同模式城市能源系统的热电气协同模式6.案例案例天然气为电力调峰燃气热电联产应慎重发展燃气热电厂在“以热定电”的运行模式下，其灵活性高的优势丧失燃气热电联产的燃气消耗量大，相同供热量下，耗气量比燃气锅炉多5倍以上燃气电厂启停快、调节灵活，是电力调峰的最佳选择应发展燃气电厂为电网调峰某燃气热电厂采暖季发电曲线050100150200燃气电厂燃气锅炉耗气量（Nm/GJ）冬季耗气量全年耗气量燃气热电联产“热电协同”已建成的燃气热电厂应深度回收余热供热，并采用“热电协同

141、”的运行模式，承担电力调峰任务天然气总耗量不变，燃机变负荷运行，实现热电解耦低谷期发电压减至30%，高峰期提高到100%通过回收余热增加供热能力40%以上00.20.40.60.811.202468022负负荷荷率率热电协同现状 高温罐12020烟气90烟气烟气10烟囱一次网余热回收机组低温罐喷淋塔热网加热器抽汽目录目录1.背景背景2.热电协同热电协同3.气热协同气热协同4.气电协同气电协同5.城市能源系统的热电气协同模式城市能源系统的热电气协同模式6.案例案例城市能源系统的热电协同模式天然气给电和热调峰给电调峰燃气发电电力短时间动态调节给热调峰调峰热源供热季节性调峰热给

142、电调峰热电厂热电协同电力短时间动态调节电动热泵结合蓄热电力短时间动态调节热力、天然气服从于电力，创造柔性城市能源的大环境，为高比例可再生能源城市能源系统提供保障城市能源系统的热电协同模式供热为电力调峰，电力系统可实现高比例可再生能源发电热电厂热电协同运行，为电网大幅度调峰电热泵进一步消耗低谷绿电供热热、电、气协同的效果高比例可再生能源发电电力调峰需求电热泵供热热电厂发电调峰城市能源系统的热电协同模式充分利用低谷绿电供热热电厂在纯凝电厂压低负荷后，进一步减少发电，制取热量热电厂比纯凝电厂减少的发电量均由绿电弥补电热泵在低谷期消耗绿电制取热量上述热量一部分进入热网供给热用户，另一部分储存起来用于高

143、峰期供热高峰期供热来源于低谷期蓄热，也是绿电供热热、电、气协同的效果电热泵消耗绿电供热热电协同“消耗”绿电供热城市能源系统的热电协同模式天然气为供热系统调峰调峰运行方式大幅提高了以电厂余热为基础热源的供热系统的能源利用效率和经济性天然气消耗量缩减至独立燃气锅炉供热的1/3以下天然气为电力系统调峰充分发挥燃气电厂的调节幅度大、调节速度快的灵活性优势，为电网调峰调频天然气作为电力、热力的调峰能源，是保障低碳能源的救火队，真正起到能源领域的“巴黎香水”作用热、电、气协同的效果目录目录1.背景背景2.热电协同热电协同3.气热协同气热协同4.气电协同气电协同5.城市能源系统的热电气协同模式城市能源系统的

144、热电气协同模式6.案例案例西部热网供热西部热网供热0.640.64亿亿平方米平方米东部热网供热东部热网供热1.241.24亿亿平方米平方米北京市供热现状 北京市现状总供热面积85416万平米 天然气供热为主导的供热模式，占比超过90%天 然 气 热 电 联 产 供 热 面 积15160万平方米，占比17.7%；天然气锅炉（含燃气壁挂炉）供热面积61916万平方米，占比72.5%；注：外热燃煤热电联产1.7%0.00100.00200.00300.00400.00500.00600.00700.00800.00北京市天津市上海市济南市石家庄市哈尔滨市东京市立方米立方米/人人北京市天然气人均资源占

145、有量大问题1：北京供热以气为主造成供气保障危机 和煤相比供热成本高，巨额的政府财政补贴，且燃气电厂供热成本最高其它城市能耗成本=381*0.47+2.36*45=285亿元北京市能耗成本=381*0.65+2.36*84=446亿元北京市因此每年多付出代价：161亿元73亿Nm3用于电厂发电381亿kwh供热4700万GJ60亿Nm3用于锅炉供热18900万GJ供热2.36亿GJ问题2：天然气供热经济代价昂贵007080燃煤电厂燃气电厂燃气锅炉排放量(g/GJ)烟尘SO2NOx燃气和燃煤电厂超低排放比较污染物排放情况（采暖季折算）71.6734.1133问题3：天然气供热

146、仍然有大量污染排放 清洁能源天然气并不“清洁”燃气电厂和锅炉共计排放NOx仅次于交通的排放源。问题4：以燃气锅炉为主的供热方式，造成能源的巨大浪费 天然气锅炉高能低用，效率低，仅为是燃气电厂的三分之一燃气锅炉：1份天然气转化为0.9份热燃气热电厂：1份天然气转化为0.57份热和0.48份电，该电用于热泵回收低温热量（污水、工业余热等COP平均取5）转化为2.4份热，总计2.97份热 燃气锅炉占北京市供热的四分之三 北京市集中供热的热电联产比例非常低，仅为17.7%1.热电厂热电协同与烟气余热利用相结合供热工况下的出力偏低，没充分发挥能力燃气热电厂采暖季负荷率仅65%左右，造成设备闲置和能源浪费

147、（相当于5000万的电直热采暖）北京市供热发展思路00.20.40.60.8111/1512/151/152/153/15负荷率高井电厂采暖季负荷率逐日值平均值0.6700.20.40.60.8111/1512/151/152/153/15负荷率华能电厂采暖季负荷率逐日值平均值0.6500.20.40.60.8111/1512/151/152/153/15负荷率太阳宫电厂采暖季负荷率逐日值平均值0.66北京市供热发展思路1.热电厂热电协同与烟气余热利用相结合尚有大量烟气余热没有得到利用，可使供热能力提高46.4%（烟气温度10）燃气电厂烟气温度降低到10，烟气余热回收3196MW序号项目简称燃

148、机类型装机容量（万千瓦）燃机供热能力（MW）烟气余热量（MW）1京丰热电（三热）1*9F级411161422京阳热电（太阳宫）2*9F级785492783华电郑常庄2*9E级50.83871714华润协鑫热电2*6B级1570695电子城动力南厂2*6B级1268696东南热电中心（高碑店）2*9F级92.36502882*9F级99.87732887西南热电中心（草桥）2*9F级83.85922608西北热电中心京能项目（京西）3*9F级130.78833919西北热电中心大唐项目（大唐高井）3*9F级东北热电中心京能项目（京能高安屯）2*9F级84.559624811

149、东北热电中心国华项目（国华高安屯）2*9F级95.167328912未来科技城区域能源项目1*9E级25.52089713海淀北部区域能源项目1*9E级26.62029714通州运河核心区区域能源项目3*6F级21.3153103合计994.468833196北京市供热发展思路1.热电厂热电协同与烟气余热利用相结合 保持天然气耗量不变，燃机变负荷运行以实现热电解耦采暖季平均低谷期压负荷至30%，高峰期100%，平峰期60%通过回收余热增加供热能力45%以上 高温罐12020烟气90烟气烟气10烟囱抽汽热网加热器二次网一次网大温差换热机组余热回收机组低温罐喷淋塔00.20.40.60.811.2

150、02468022负负荷荷率率热电协同现状北京市供热发展思路2.充分发展余热供热热源 通过蓄热+热泵，消纳谷电（绿电）回收余热供热燕山石化余热 1000MW中水 1000MW垃圾焚烧厂 950MW燃气锅炉余热 1000MW域外余热 7435MW02040608000200300400500供供热热成成本本（元（元/GJ）长输距离（长输距离（km）长输供热空气源热泵中深层地埋管燃气DN1600DN1400DN160070km北京市供热发展思路 供热半径的变化 参考比较对象由燃煤锅炉房变为电热泵和燃气锅炉房长输DN1400管线，大温差供回水温度：130/2

151、0，调峰比例40%，电价0.6元/kWh，气价2.39元/m3长输热网空气源热泵中深层地埋管天然气锅炉北京市供热发展思路3.整合燃气锅炉，并入热网，作为调峰热源 燃气锅炉调峰比例太小，仅有21.8%，与合理调峰比例40%相差甚远北京市供热发展思路综合评价能耗北京增加绿电消纳73.5亿kW.h，占北京全年用电量7%依靠热电协同，冬季减少谷电发电量31.5亿kW.h依靠蓄热冬季增加供热耗谷电量（绿电）42亿kW.h，其中本地16亿kWh发挥热电厂剩余容量，冬季增加高峰发电量31.5亿kW.h规划供热方案相比常规供热方案节能42亿m3，降低化石能源消耗47%规划方案47亿m3，常规方案89亿m3综合

152、评价经济性 运行费运行费相比常规方案节省74亿，相对节省33%投资增加368亿元 静态回收期5年供热方案热电联产气耗（亿m3）热电联产发电量（亿kWh）锅炉气耗量（亿m3）长输耗电量（亿kWh）供热耗电量（亿kWh）长输管网外购热量（亿GJ）运行费用（亿元）常规方案39.616171 0.9929 0.1626225 新方案39.616131 6.3845 0.7523150 项目投资（亿元）电厂烟气余热回收及热电协同改造11 锅炉烟气余热回收11 盘山电厂长输管线34 北疆电厂长输管线76 大温差改造106 长输供热区域热网管线100 中水余热供热13燕山石化余热供热17合计368注：热电天

153、然气价按2.39元/m3，锅炉天然气价按2.49元/m3，长输电价按0.6356元/kWh，其它电价0.8053元/kWh，发电上网电价0.47元/kWh，外购常规热按30元/GJ，大温差模式热量按20元/GJ谢谢！谢谢！项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目一、项目概况二、方案设计三、运行效果一、项目概况1 1、项目背景、项目背景大连市第七人民医院位于大连市甘井子区，始建于1954年，是一所市级专科医院。一直采用自主供暖，热源为6吨燃煤蒸汽锅炉。项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目此外，为满足医院需求，供暖时间需要参照室外天气的

154、变化进行调整，供暖开始时间需要提前，供暖结束时间可能延后。再有，大连市第七人民医院的2号楼（95年建）和3号楼（83年建）无空调设备，亟需提出相应的空调解决方案。现有集中供热方式无法满足医院使用要求。6t燃煤蒸汽锅炉环保要求供暖热源改造污水源热泵系统自主供暖采暖空调2 2、负荷需求、负荷需求建筑面积为30342.23m2冬季采暖建筑面积为10556.68m2考虑建筑围护结构和患者的实际需求平均热负荷指标为65W/m2平均冷负荷指标为120W/m2总热负荷为1972kW总热负荷为2191kW考虑10%的安全余量总冷负荷为1266.8kW夏季空调项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目一、项

155、目概况3 3、污水源情况、污水源情况5在距离七院现有锅炉房约130m的距离凌水河旁有一管径为DN1000的污水管网，经现场测试和查询相关历史资料，该污水管内污水水量和水温可以满足七院院区内全部建筑冬季采暖和夏季2号、3号住院楼空调系统对冷热源的需求。项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目一、项目概况大连第七人民医院大连第七人民医院1 1、项目思路、项目思路二、方案设计6锅炉房改造为热泵机房建设50m3缓冲池安装污水过滤设备和污水泵污水输送至热泵机房进行换热回收原生污水中的热量和冷量锅炉房锅炉房缓冲池缓冲池项目名称：大连市第七人民医院原生污水

156、源热泵项目大连第七人民医院大连第七人民医院2 2、设计参数、设计参数7夏季：中介水供回水温度25/31.8，总流量380m3/h；冷冻水供回水温度7/12.5，总流量400m3/h；污水温度22/28.4。冬季：中介水供回水温度9/5，总流量380m3/h；热水供回水温度55/50，总流量404m3/h；污水温度11/7。现变电所400kVA变压器拆除，更换一台1000kVA变压器。为使建筑内的散热设备同时具备采暖和空调的功能，将现有散热器更换为立式明装风机盘管，更换数量为467台(含部分管道，并增加凝结水管道)。项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目二、方案设计3 3、工艺流程、工艺

157、流程系统流程示意图该间接式污水源热泵系统由污水调节池、污水输送管网、疏导式污水专用换热器、热泵机组、水泵及其它敷设设备构成。项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目二、方案设计热泵机房安装设备热泵机房安装设备名称数量（台）热泵机组2污水专用换热器4中介水、热水循环泵3污水加压泵3电子水处理仪2补水箱2补水定压装置2水泵配电控制柜34 4、主要设备、主要设备项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目二、方案设计疏导管式换热器疏导管式换热器图2 疏导管式换热器工作原理换热器入口管板处采用流道分离技术对污水进入换热管内的流量进行逐级分配，同级换热管间的污水流动方向相反（成180度）。该种设

158、计方法解决了污杂物对换热器的堵塞问题。换热器内设置阴阳极保护措施。4 4、主要设备、主要设备项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目二、方案设计进口管流道分离口管板污水进口分离流道分离口倒角11三、运行效果图5 部分采暖期的污水流量与取热量变化图6 部分采暖期的制热量与性能系数图4 部分采暖期的水温数据实际运行，供暖季一台机组满足供暖需求。采集2016年12月31日至2017年1月6日这7天内的实际运行数据，该机组的中介水流量稳定在195-210m3/h，采暖循环水流量在195-205m3/h。机组运行时的水温、制热量、电耗和热泵机组制热系数如图所示:1 1、运行数据、运行数据项目名称：

159、大连市第七人民医院原生污水源热泵项目2 2、运行经济性、运行经济性2016年-2017年采暖季，采暖天数175天，污水源热泵系统采暖用电量119.6万kWh，运行总电费77.74万元（平均电价0.65元/kwh），单位平方米运行费用25.62元。（每GJ费用58.18元；采用燃气供热，每GJ费用109.09元/不含水泵费用；空气源热泵供热，每GJ费用63.71元/不含水泵费用。）具有良好的经济效益。污水热泵系统既满足了七院延长供暖时间需求，又满足了部分建筑需要空调需求，而且具有较好的运行经济性。三、运行效果项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目3 3、节能环保性、节能环保性三、运行效果

160、年节省标煤约为282.2吨减排CO2约为703.8吨减排SOx约为1.6吨减排NOx约为1.4吨减排烟尘约为0.2吨污水源热泵每平米耗电为39.4kWh每平方米的采暖标煤耗量为12.2千克标煤锅炉采暖，每平方米采暖煤耗量约为21.5千克标煤每平方米采暖节标煤量约为9.3千克标煤项目名称：大连市第七人民医院原生污水源热泵项目太原（太古）大温差长输供热项目第十五届”清华大学建筑节能学术周“太原市热力集团有限责任公司目录01020304项目概况电厂系统长输热网及市网的设计运行项目经济性05项目节能环保性06结论1项目概况01.项目背景 2012年后，太原市供热面积增幅较大，既有热源大唐第二热电厂、瑞

161、光电厂、太一电厂、城南热源厂、城西热源厂及清洁能源等无法满足供热需求 太一电厂搬迁太原市供热“热源严重不足”213 现有大型热电厂，尚有超过其供热量40%的低温余热有待挖掘利用，其中乏汽余热占30%低品味的乏汽余热可用于供热热电厂余热回收利用需求 2011年，按照“扩大规模、完善功能、提升品质、彰显特色、强化管理”城乡发展总思路，全面启动清洁供热全覆盖工作 京津冀及周边地区环境改善清洁供热全覆盖01.项目背景010203太原市大量分散式锅炉需要拆除燃气紧缺煤不进城02.规划理念太阳能远郊常规热电联产大温差长输供热基础负荷土壤源、水源热泵燃气尖峰负荷大型热源厂备用调峰电能工业余热主要热源补充热源

162、其他清洁能源1.95亿平方米435万平方米03.供热格局规划方案 太原市集中供热专项规划（2013-2020）太原市清洁能源供热方案（2013-2020）多源一网燃气分布式调峰 统一大热网形成热源统筹调配和事故工况下的互为备用 太原目前有13大热源 分布式燃气锅炉房 燃气调峰热源厂 煤改气工程04.项目概况直埋20km，穿越屯兰河、汾河、市区、边山路架空17.8km，占比48%，隧道15.2km，钢桁架2.6km4座泵站37.8km05.建设历程2013年年攻坚克难砥砺前行2月28日项目提出10月完成可研批复及立项编制2014年年3月开工建设2016年年2015年年1月1#隧道贯通3月1#斜井

163、掘进正洞9月2#隧道贯通10月中继能源站开工3月隧道全线贯通5月钢桁架吊装完成10月29日系统I启动 12月15日系统II启动10 月泵 站送电完成06.系统构成180m80m260m37.8km太古长输供热管网32km一次管网70km供热半径分布式吸收式热泵机组251030m852m770m989m长距离多泵站多级泵联动大高差大温差06.多系统联动联控电厂高温网一级网热力站全网平衡泵阀联控全网监测 区别于传统供热机组电厂水泵不可控，实现电厂、高温网、一级网、热力站多系统的联动联控2电厂系统01.加热方式 多级汽轮机乏汽串联梯级加热各机组低压缸乏汽串联加热，中压缸抽汽调峰

164、加热 可回收乏汽余热2367万GJ，余热比例为68%太原市低温回水为电厂余热回收利用创造了有利条件6#机5#机4#机3#机2#机1#机热网回水热网供水304552.47660MW660MW600MW300MW300MW600MW3长输热网及市网设计运行01.供热面积7600万m2，含古交市区800万m2十家供热单位，6882万m2七家供热单位，供热面积5600万m2四家供热单位，供热面积3500万m2ACBD设计2018-2019采暖季2017-2018采暖季2016-2017采暖季02.运行参数28%.4%%100%2018-

165、2019设计供热面积2685万m24285万m25400万m27600万m2供水温度98108120130回水温度47.742.84430供回温差50.365.276100循环流量16687t/h24583t/h27104t/h30000t/h压力2.5MPa各采暖季严寒期运行工况03.供热区域及大温差分布供热负荷分布图大温差分布图绿色为大温差机组04.大温差2017投运比例：49.97%一级网回水温度：382018投运比例：56.16%一级网回水温度：36大温差比例逐年增加，回水温度降低2016投运比例：30%一级网回水温度：43000070809

166、0100一级网回水温度（）投运比例（%）4项目经济性01.项目经济性温降控制电耗02.温降高温网系统设计温降为5，实际温降为1左右，热损仅为设计工况的20%，输送效率达98.7%03.电耗高温网系统耗电输热比逐年降低04.余热利用实际运行期间，乏汽余热利用比例远高于设计参数，电厂热经济性得到有效提高+15%+32%+27%5项目节能环保01.节能环保节煤电厂总供热量3579GJ，回收乏汽2367GJ，年节煤量达101.2万t/a节电项目耗电量为3.28亿Wh/a，年耗电量可节约0.45亿Wh/a节水用水单耗为218.5kg/m2/a，年节水量为2816万t/a02.能效水平01实际运行期间，供

167、热能耗达6.2kgce/GJ，与常规热电联产相比，供热能耗降低约50%供热综合能耗五级泵输送电耗为1.8kWh/m2采暖季供热电耗建设成本0302太古项目总投资为48亿元，包括大温差改造总投资每平米不超过100元03.环保性01 取缔燃煤锅炉房4505座，燃煤烟囱5017根；取缔土小锅炉19371座，土小锅炉烟囱16623根；减少锅炉房和煤灰占地5680.05亩分散燃煤锅炉清零022018年太原市区优良天数170天，优良率为47.8%；市区空气质量综合污染指数为7.07，比2017年下降9.2%重污染天气减少太原（太古）大温差长距离输送供热项目为改善京津冀周围环境，太原成为首批2+26城市清洁

168、供热试点城市，并取得显著成效6结论01.示范工程2018年12月13日14日，由住房和城乡建设部科技与产业化发展中心组织，中国城镇供热协会承办，在太原山西大酒店召开了“太原（太古）大温差长输供热项目评估与研讨会”多位院士及专家经过严谨讨论，一致同意太古长输供热工程通过评估，同意太古长输供热工程作为示范工程向全国推广谢谢！太原市清洁供热规划北京清华同衡规划设计研究院有限公司2019.31.规划背景2.清洁供热规划方案简介3.节能减排4.经济性5.规划实施情况6.总结目目录录规划背景 2012年供热情况及存在问题 总供热面积1.46亿m2 热源严重不足 满足城市发展要求的热源（包括太二、太钢自备电

169、厂、瑞光电厂及其它清洁供热方式面积约5000万）仅占1/3。各类燃煤锅炉供热面积超过50%，太一电厂关停替代，各类煤改气、煤改电供热方式成本昂贵 每年新增供热面积8001000万规划背景 太原市当年备选解决方案 新建58套29F燃气蒸汽联合循环电厂（包括嘉节电厂），年增加电厂耗气4064亿m3 新建瑞光热电二期4300MW机组 大型热源厂煤改气，燃气锅炉作调峰热源东山东山49F瑞光瑞光 6300MW西山综合利用电厂西山综合利用电厂350MW太钢太钢 2300MW大唐清徐燃气大唐清徐燃气29F嘉节燃气嘉节燃气29F太一燃气太一燃气29F太二太二 2300MW+29F西贾燃气电厂西贾燃气电厂29F

170、城西热源厂东山热源厂小店热源厂城南热源厂大井峪燃气大井峪燃气 29F燃气热电联产燃煤热电联产燃气热源厂 备选方案存在的问题 采用燃气热电联产供同样的供热面积，采暖季耗天然气是燃气锅炉的5倍，造成采暖成本高昂和用气紧张。且和燃煤相比需要增加巨额的供热和发电补贴。城区内新建燃煤电厂和燃煤锅炉房由于环保限制和控制新增燃煤量，无法落地实施规划背景1.规划背景2.清洁供热规划方案简介3.节能减排4.经济性5.规划实施情况6.总结目目录录采暖供热方式的比较全年当地大气污染物排放量供热成本（系统总初投资折算+运行费用）0 050500200200250250废热废热电动热泵电动热泵电采

171、暖电采暖燃气锅炉燃气锅炉燃气热电燃气热电燃煤锅炉燃煤锅炉燃煤热电燃煤热电当地大气污染物（当地大气污染物（g/m2g/m2）PM10SO2NOx0 00 0391392152150 0注：天然气采暖3.15元/Nm3，标煤600元/tce，燃气热电厂天然气价2.3元/Nm3，供热成本为扣除发电收益后的折算（由于燃气热电厂投建的主要目的为供热，上网发电价格参照燃煤发电上网价格0.4元/kWh计算）。电采暖谷电价格0.292元/kWh，电热泵电价，居民电价0.467元/kWh，一般工商业电价0.676元/kWh020406080100120废热废热电动热泵电动热泵电采暖电采暖燃

172、气锅炉燃气锅炉燃气热电燃气热电燃煤锅炉燃煤锅炉燃煤热电燃煤热电供热成本（元供热成本（元/GJ）454560601 103031024 40 0282825254 40 081清洁供热规划方案 余热资源6575MW，可满足1.3亿平米供热面积热源现状电厂抽汽（MW）乏汽余热（MW）太二六期630281太二七期498361太钢350989瑞光515198古交4480交城410266合计24036575太钢电厂及余热太钢电厂及余热瑞光电厂瑞光电厂二电二电六期、新建七期六期、新建七期古交电厂古交电厂新一电新一电2300MW+2600MW+2660MW2350MW2300MW2300MW+2330MW太

173、钢余热资源工段介质流量回水温度供水温度热量t/hMW焦化一段初冷水1500584522.5二段初冷水3750433528.5净环水1500453512高炉4350（2座）冲渣水2448705093高炉1800冲渣水14307050二钢北区软水1330403310.8软水133039339.3软水46531.5281.9净环水100039319.3软水180037.63015.9净环水240032305.6净环水96032302.2软水1182413015.1浊环水1500453320.91490403017.3浊环水00433015.1二钢南区浊环水76040327.1浊

174、环水100040329.3浊环水75042.13010.5浊环水60032301.4轧钢浊环水.9净环水5500353031.9浊环水.9净环水4200353024.4ccpp等发电机循环水干熄焦乏汽706345.52*300MW机组乏汽50050325合计989低温余热量低温余热量989MW41MW175MW134MW340MW114MW379MW2.48%10.5%8.01%20.4%6.85%29.1%22.7%20-30度余热 30-40度余热 40-45度余热 45-60度余热 60-70度余热 150-200度烟气余

175、热 200-400度烟气余热 484MW供热规划方案总体思路 以以热电联产热电联产+工业余热为主，其他清洁能源为补充，建立清洁、安工业余热为主，其他清洁能源为补充，建立清洁、安全、稳定的供热系统全、稳定的供热系统 市区内部热电厂和工业余热全面挖潜，大温差改造，提高供热能力 引入远郊电厂余热，通过大温差运行的长输管线向主城区大热网输配 由热电联产及工业余热承担基础负荷，利用燃气承担尖峰负荷，大型热源厂作为备用安全保障太原清洁供热规划热源供热能力（MW）采暖抽汽（MW）余热（MW）供热面积（万）备注新太一电厂（4350MW）3525旧址拆除，异地重建太二电厂（4300MW）1

176、703拆除四五期，新建七期，七期兼顾工业用汽古交电厂（2300MW+4600MW）34881新建三期2600MW，新建向市区供热长输管线，考虑热损太钢526含自备电厂及工艺余热嘉节燃气电厂（29F）6024031991136现状,按70%负荷率，含烟气余热瑞光电厂（2300MW）9347351991762现状，向榆次供热30%，向太原供热70%阳曲热电厂（2350MW）9347002341762新建东山燃气电厂（29F）6635101531251新建，按70%负荷率，含烟气余热调峰燃气热源28835439合计1441466154

177、91626866燃气热电厂燃煤热电厂太钢电厂及余热瑞光电厂嘉节燃气电厂二电六期、新建七期古交电厂新一电新建东山燃气电厂新建阳曲县电厂38km18km8km35km1.往南的两组DN1400管线中一组沿西中环敷设，另一组沿西外环高速敷设。用于往南输送古交热源热量；2.沿北中环敷设DN1200管线用于往东、往南输送古交热源热量及太原二热、太钢；3.沿东中环敷设DN1200管线东中环地势标高较高，远期作为东山片区低区供热干管使用4.沿南中环敷设DN1200管线用于往东输送古交热量及往西输送瑞光热量规划2020年形成八源一网的供热格局太钢低温供热，主要供太钢周围地区 1-281-312-32-62-9

178、2-122-152-182-212-050607080900二次水进一次水出二次水出一次水进温度 日期图图错误!文档中没有指定样式的文字。.1-1 吸收式换热机组的性能测试结果 分体型补燃型模块机大温差的实现 分布式降温热力站大温差改造热力站空间不够，采用分体型和模块机调峰和降温结合0500025003000350040004500050002500300035004000热热负负荷荷（MW）时间（时间（h）0070809005000250030003500

179、4000万元万元/MWh.年年时间（时间（h）长输热网燃气调峰调峰比例18%大温差的实现 太古长输大温差系统突破常规换热的温差极限，一次网回水温度显著低于二次网温度；提高热网输送能力60%以上；热网回水温度的降低同时也为回收电厂余热创造了有利条件50 120 60 45 二次网一次网常规水水换热25 120 60 45 二次网一次网吸收式换热抽汽尖峰加热热用户吸收式换热机组高背压机组常规机组多级凝汽器串联梯级加热25 长输管网130 30 120 25 热用户补燃型吸收式换热机组20 天然气60 45 热用户常规板换50 120 120 120 60 45 60 45 一级热网二级网二级网二级

180、网中继能源站125 30 电厂余热利用在供热能耗和经济性方面具有突出优势供热能耗只有常规热电联产50%，仅有锅炉房供热的20%热乏汽余热占总热量的70.8%供热煤耗7.69kgce/GJ 投资较少，总供热成本10.26元/GJ，远低于其他方式 主要原因 热网回水温度显著降低 多级汽轮机乏汽串联梯级加热工艺不同供热方式的供热煤耗比较二期抽汽供热三期抽汽供热并联高背压并联吸收式多级串联加热不同供热方式的供热成本比较古交电厂余热回收不同供热方式的供热煤耗比较二期抽汽供热三期抽汽供热并联高背压并联吸收式多级串联加热太钢余热回收流程示意图太钢余热回收项目 太钢厂内供热站太钢厂内供热站 251MW热泵机组

181、热泵机组120热泵机组热泵机组热泵机组热泵机组热泵机组热泵机组1525二钢北区二钢北区、二钢南区二钢南区、轧钢轧钢、炼焦循环水炼焦循环水回收余热量回收余热量：964MW供热量供热量：1693MW热力站热力站换热器换热器CCPP发电乏汽发电乏汽一网水泵一网水泵一网水泵一网水泵2200026000t/h 148MW换热器换热器二钢北区二钢北区、二钢南区二钢南区、轧钢轧钢、炼焦循环水炼焦循环水干熄焦乏汽干熄焦乏汽换热器换热器239MW120炼焦一段初冷水炼焦一段初冷水高炉冲渣水高炉冲渣水燃气热量燃气热量：308MW电力电力：46MW3040300MW机组乏汽机组乏汽500t/h 325MW太二电厂太

182、二电厂热泵热泵机组机组电力电力46MW7090城北热力热力站城北热力热力站900012000t/h1525300MW机组抽汽机组抽汽500t/h 375MW燃气燃气12068Nm3/h 106MW能源站能源站热力站热力站0t/h60008000t/h1100016000t/h4555分布式燃气调峰分布式燃气调峰23092Nm3/h 202MW二次网二次网二次网二次网1525太钢设计方案 太钢方案 太钢供热系统1为工艺循环水余热、CCPP乏汽以及自备电厂30万kW发电机组乏汽余热构成的独立的供热循环，其主要的供热区域为城北热力公司北部、西部及东北部供热区域和市热力高温水供热

183、区域 太钢供热系统2为太钢炼焦工段和干熄焦发电工段的低温余热构成的独立供热循环，其主要的供热区域为城北热力公司东部供热区域 太钢供热系统3为太钢高炉工段的低温余热构成的独立供热循环，其主要的供热区域为城北热力公司东南部供热区域电厂供热首站电厂供热首站两台高炉两台高炉焦化焦化一台高炉一台高炉东南区域东部区域东部区域东北部区域东北部区域北部区域北部区域西部区域西部区域轧钢等循环水余热轧钢等循环水余热1.规划背景2.清洁供热规划方案简介3.节能减排4.经济性5.规划实施情况6.总结目目录录太原市集中供热系统供热能源结构4.2%4.2%43.6%43.6%51.2%51.2%0.9%0.9%燃气燃气采

184、暖抽汽采暖抽汽余热余热电电节能减排分析 规划方案充分挖掘现有大型热电厂和工业余热潜力，同时远距离引入城市以外的电厂余热供热，实现了市区燃煤锅炉的全部替代，大幅度降低供热能耗和污染排放 将规划方案的污染物当地排放量与对比方案（保留现有大部分大型热源厂和热电厂，新建燃煤机组和燃气热电机组）进行比较，规划方案能减少燃煤消耗249.7万吨标煤，燃气消耗29亿m3，减少PM10、SO2、NOx排放合计约14021吨，减排幅度达到49%。1.规划背景2.清洁供热规划方案简介3.节能减排4.经济性5.规划实施情况6.总结目目录录 总投资将达到149.1亿元 八大热源厂内余热回收改造投资15.7亿元 主城区热

185、力站调峰及大温差技术改造投资52.1亿元 古交电厂及瑞光、太一、阳曲新建电厂至主城区的长输管线系统（含隔压站及到城区的主干管线）需投入建设资金56.8亿元。方案投资预测热源名称热源热网系统供热系统投资成本能源成本总成本投资成本能源成本总成本投资成本 能源成本 总成本元/平米元/GJ元/GJ元/平米元/GJ元/GJ元/平米元/GJ元/GJ古交10.4413158019.638.287.719.640太钢23.415.920低温网31.727.534.346.325.135.2高温网23.123.928.9嘉节9.459.861.516.263.166.623.763.168.2新太一2.216.

186、116.526.822.428.42922.428.8太二216.416.825.121.426.826.621.427.2瑞光2.516.216.732.421.128.334.921.128.8余热供热平均8.218.720.344.324.934.950.924.836.4参考值：区域燃煤锅炉452840452840规划方案改造供热成本预测除了嘉节燃气电厂外，其他几个项目的经济性并没有明显劣势，从规划最终形成的余热供热系统来看，供热系统总成本36.4元/GJ，低于区域燃煤锅炉的供热成本，在经济上是可行的。1.规划背景2.清洁供热规划方案简介3.节能减排4.经济性5.规划实施情况6.总结目

187、目录录规划实施情况热源实施情况回收第二热电厂、瑞光、嘉节、太钢自备电厂等电厂的乏汽余热，和太钢冲渣水、烧结烟气等工业余热引入距离太原市38km的古交电厂热源目前除新太一电厂和阳曲电厂受煤电建设影响未建设外，其它热源均已投用。城区内的城西燃煤热源厂保留备用，城南、小店、东山燃煤热源厂均进行煤改气调峰备用。规划实施情况 热网实施情况发展远郊区的大型电厂热源通过大温差运行的长输管线远距离向主城区大热网输配，是全国首个大规模利用电厂余热实现大温差长距离输配供热的城市，解决了长距离输送、地形高差、经济输送三大技术难题。城市主干环线随中环路修建均已完成，南部热电联产2*DN1400长输管线在新太一电厂未投

188、建的情况下依托于交城电厂热源也已建成 自2013年开始至2016年逐年新增集中供热扩网面积1200万2500平方米，包括替代分散小燃煤锅炉和满足新增供热面积供热。规划实施情况热电联产+工业余热79.2%调峰燃煤热源厂9.0%燃气热源厂4.1%其它分散清洁采暖方式7.6%00.20.40.60.811.21.41.61.82200.051.31.561.691.781.91集中供热面积（亿平米）集中供热面积（亿平米）2017年太原市现状供热面积年太原市现状供热面积2.07亿平米亿平米红色点为大温差站 大温差改造情况城区供热范围内热力站广泛设置吸收式换热

189、机组，并结合燃气调峰发展了燃气补燃型吸收式换热机组，扩大供回水温差，提高了热网的热量输送能力。初步统计2017年太原市各热力企业已经安装吸收式换热机组的热力站总供热面积达到6496万平米，已改造大温差面积占太原市集中供热面积（17063万平米，除太钢电厂和工业余热外）的38%。90.8819.5843.7435.770204060805205255305355405455505555605655705755805855905955555温度（）时间（min）热力站温度一次供水温度一次回水温度二次供水温度二次

190、回水温度2018/12/11某大温差热力站吸收式换热机组参数31.8902040608067895161718温度（）电厂供水温度电厂回水温度一级网供水温度一级网回水温度2018/12/4长输热网及一次热网供回水温度规划实施情况2012年20162017年太原4100万平米小燃煤锅炉 太原市2018年的空气环境质量与2013年相比有较大的好转规划实施情况201820131.规划背景2.清洁供热规划方案简介3.节能减排4.经济性5.规划实施情况6.总结目目录录总结 规划采用热电联产+工业余热利用为主的新型模式，引入古交电厂热源，充分利用太钢余热，新建阳

191、曲、东山燃气热电、新太一热电，八大供热热源可实现清洁供热全覆盖 规划方案实施后，在均实现小燃煤锅炉替代和满足新增负荷的前提下，主城区与常规供热方案相比减少大气污染物排放49%，为改善太原冬季大气环境质量提供强有力的保障。问题 近几年内太原市现状热源挖潜回收热电厂乏汽、烟气余热，发展调峰供热热源是发展方向，否则就要上更多的燃气锅炉和电厂 热网大温差改造解决输配问题，同时为回收余热创造条件，尤其是长输供热工程需要推进热网回水进一步降温，在分布式降温改造的基础上建设中继能源站结合调峰热源进一步降低热网回水温度 改进价格机制，热价制定应体现按温度分段计价，低温低价，促进热力企业实施降低热网回水温度的积

192、极性；在电厂参与电力调峰的情况下如何保障热源供热能力；我国北方城镇冬季清洁供暖现状集中供热分散供热通过热水循环管网把热源产生的热量送到多个用户末端进行供暖。各家独立供暖炉，包括小煤炉、燃气壁挂炉、小型空气源热泵、电热膜、电热缆等。供热清洁供热利用清洁化能源、通过高效用能系统实现低排放、低能耗的取暖方式。建筑供暖系统能耗建筑供暖综合能耗（建筑耗热量）、管网热损失率、管网水泵电耗、热源热量转换效率等。包含以降低污染物排放和能源消耗为目标的取暖全过程，涉及清洁热源、高效输配管网（热网）、节能建筑（热用户）等环节北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021 年）12345供热面积热源现状热网现状建筑耗

193、热量现状能源消耗与环境影响1北方地区集中供热率显著提高，自76%升至84.5%热电联产占比增长迅速，从42%升至48%，燃煤锅炉占比明显下降，从42%下降到32%，燃气及可再生供热得到进一步发展。供热面积北方各省份集中供热面积（2016年）近十年，北方集中供热面积年均增长率13%2016年集中供热的面积约110亿，集中供热率84.5%，相对于2013年的集中供热率76%有明显提升。集中供热主要以城市为主，小城镇也得到迅速发展，占比从2006年的12.8%上升至2016年的20%。2绝大部分电厂供热潜力尚待进一步挖掘工业余热资源丰富，但利用率不高燃气供热稳步推进，应关注资源保障及经济性地热、污水

194、、垃圾、生物质等可再生能源供热仍有较大空间热源现状热源结构我国北方供热领域仍然以燃煤为主，燃煤热电联产和燃煤锅炉供热比例为77%。数据来源：住建部调研数据能源结构：热电联产占比明显提升(42%升至48%)，燃煤锅炉占比下降(42.4%降至31.9%)，燃气锅炉和壁挂炉占比提升（由12%升至14.8%）发展趋势：热源现状热源供热比例数据来源：实地调研数据，1718供暖季各省热源结构差别较大，内蒙古、山东、河南等省份以热电联产为主，辽宁、吉林等省份燃煤锅炉占比较大，而北京、青海等地区则燃气供热占比较大。不同城市的热源结构存在较大差异：部分城市完全依赖燃煤锅炉，部分城市完全采用热电联产，部分城市则具

195、有多种热源相结合的复合型热源结构。数据来源：住建部调研数据热源现状热电联产2016年我国热电联产机组容量为3.9亿kW，占全国总火电装机容量的37%；北方地区热电联产装机2.86亿kW，占北方总火电装机的50.9%不同省份热电联产发展程度存在差异，部分省份电厂供热功能得到较大的发掘，而部分省份电厂供热发展尚不充分。数据来源：中国电力年鉴 统计范围为6MW以上机组热源现状热电联产针对某集团的现状供热出力进行调研，该集团热电联产热量产出仅为可产出量的44%，绝大多数机组供热潜力仍存在很大的挖掘空间。目前北方存量机组的供热能力尚未得到充分的利用，应在确保存量机组充分利用的前提下方可新建热电联产机组。

196、某集团北方各火电机组设计供热能力与装机之比某集团各电厂2017-2018供暖季实际热电比数据来源：某集团调研数据余热产出不稳定。包括内在的不稳定（生产工艺或调度因素）和外在的不稳定（政策或环保要求的“限产”“减产”）余热资源类型单一。主要集中在钢铁厂和石化厂余热利用，少有其他类型高耗能工业部门的余热利用工程。余热利用方式粗放。缺乏统筹规划，往往只利用最容易回收的余热，不考虑余热供暖项目的长远发展。“工业余热供暖可实现生产和生活系统循环链接”工业余热热源现状工业余热2015年供暖期内北方地区的低品位工业余热量约有40亿GJ，若回收30%，至少为60亿建筑提供基础负荷。目前应用占比不足1%，仍有很

197、大潜力。问题2政策方面不够完善。延续性不强，不足以很好地调动工厂参与余热供暖的积极性。需要关注：主要供热方式.锅炉房、壁挂炉、热电联产、直燃机、热泵等，锅炉房最为常见，其次为壁挂炉截止2016年底，我国北方地区天然气供暖面积约22亿平方米。2017年通过煤改气工程建设，天然气供暖面积呈现出爆发式增长，天然气消费总量同比增长了15%以上。热源现状燃气供热序号省市天然气总消费量（亿m3）采暖用天然气耗量（亿m3）本地区采暖用天然气占天然气总消费量比例本地区采暖用天然气占全国采暖用天然气比例1北京165.951.631.1%32.42%2天津75.73.354.4%2.11%3河北104.617.0

198、16.3%10.71%4河南95.55.986.3%3.76%5山东132.610.07.5%6.29%6山西58.15.329.2%3.35%7黑龙江39.21.213.1%0.76%8吉林25.84.2916.6%2.70%9辽宁63.22.774.4%1.74%10内蒙古42.42.886.8%1.81%11宁夏21.42.6812.5%1.69%12青海39.44.9912.7%3.14%13甘肃30.56.5421.4%4.11%14陕西93.511.9712.8%7.53%15新疆137.428.520.7%17.90%北方总计1125.2159.014.1%100.00%主要供热

199、区域.京津冀、西北地区水热型地热能直接利用以年均10的速度增长。至2017年底，全国水热型地热能供暖建筑面积超过1.5亿平方米，其中山东、河北、河南增长较快。在陕西省得到了较为普遍的应用，截至2017年底，陕西省供暖面积超过500万，供暖季总供热量接近150万GJ。2010年以来，以年均28%的速度递增，截至2017年底，我国地源热泵装机容量达2万MW，位居世界第一，年利用浅层地热能折合1900万吨标准煤，实现供暖（制冷）建筑面积超过5亿。水热型间壁式换热12浅层地热能中深层地热能：温度高于25，埋深3000米以浅的地热能（一种说法为4000米以内），可以长期、稳定的高效供热。我国中深层地热资

200、源丰富，在地下2000m4000m范围内储存的热量相当于51.6万亿吨标准煤炭。热源现状地热资源中深层地热能全部无害化处理的垃圾若均进行热电联产，则通常可负担当地城镇建筑热负荷的1%4%，可见垃圾焚烧热电联产并非城镇供暖的主力热源，其发展定位应为城镇供热辅助和补充热源。我国城镇垃圾无害化处理量与无害化处理率均呈明显上升趋势。2016年我国城镇总垃圾无害化处理量达到25354万吨，总无害化处理率达到93.8%，其中焚烧处理量占比31%。目前，全国共有30个省（区、市）投产了生活垃圾焚烧发电项目339个，累计并网装机725.3万千瓦，年发电量375.2亿千瓦时，垃圾焚烧发电也成为城镇供热可再生热源

201、之一。热源现状城镇垃圾供热生产总量资源利用能力定位图表数据来源：中国城乡建设统计年鉴生物质能是重要的可再生能源，我国生物质资源丰富，能源化利用潜力大目前我国农林生物质通过发电、成型燃料、天然气、液体燃料等方式得到了发展和利用至 2016年底，我国北方地区生物质能（含农林和城镇垃圾）清洁供暖面积共约2亿。热源现状农林生物质资源条件应用途径供暖现状北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021 年）指出，生物质能清洁供暖布局灵活，适应性强，适宜就近收集原料、就地加工转换、就近消费、分布式开发利用，可用于北方生物质资源丰富地区的县城及农村取暖，在用户侧直接替代煤炭。利用方式利用现状直燃发电装机装机53

202、0万千瓦沼气发电装机装机30万千瓦生物质成型燃料年利用量约800万吨生物质沼气理论年产量约190亿立方米生物液体燃料燃料乙醇年产量约210万吨，生物柴油年产量约80万吨表格数据来源：生物质能发展“十三五”规划29%9%7%18%空气源热泵、海（河）水源热泵、污水源热泵、浅层地源热泵、深层地源热泵2016年底，北方地区建筑供暖面积中各类热泵供暖面积已经达到约6.7亿2017-2018年间，各类热泵新增供暖面积约2.08亿，占新增非煤非燃气的60%。电能-当地零排放，电供热成为城市降低供热大气污染的手段之一，尤其是近年来天然气不断涨价，使得电能供热的经济成本凸显出一定优势，并得到较快发展。禁止电直

203、供热，热泵供热是使用电供热的最好方式。3%土壤源污水源地下水源2016年电热泵类型比例淡水源66%34%热源现状电供热地源空气源图表数据来源：中国建筑科学研究院等单位的相关调研统计海水源空气源 热泵系统整体效率与热泵本身制热效率和热泵两侧输配效率有关。其中热泵效率主要与提供热量所需要提升的温差以及系统的容量调节（负荷率）有关，而热泵两侧的输配效率则主要受输送水或空气的供回温差以及水泵风机的自身效率决定。热源现状电供热编号地区建筑面积单位供热量能耗单位供热量电耗综合COP系统形式kgce/GJkWh/GJA北京16727.889.63.1空气源热泵+地板辐射B合肥8536.6118.22.35空

204、气源热泵+地板辐射C沈阳119万28.792.63浅层水源热泵D沈阳210万31.9102.92.7浅层水源热泵E沈阳314万24.679.43.5浅层水源热泵F沈阳45.8万22.572.73.82浅层水源热泵G西安2.1万23.074.33.74深层地源热泵H西安4.4万23.876.73.62深层地源热泵I西安5.6万23.575.93.66深层地源热泵J西安3.8万23.676.13.65深层地源热泵K/86.1277.81电锅炉数据来源：中国建筑科学研究院等单位的相关调研统计3管网运行参数逐渐优化，正在向低温供热过渡。供热输配系统电耗、水耗还有相当空间实现节能一次网回水温度多数45，

205、可通过调整换热设备降低回水温度，提升一次侧供回水温差，增强管道输送能力，便于回收电厂乏汽余热。越是北方寒冷地区，二次侧的供回水温度越低。通过改善室内散热器及系统管理，二次网回水温度40，实现“低温供热”。2016年，我国集中供热管线总长度约26.05万公里，其中蒸汽管道1.50万公里，热水管道24.55公里城市城市二次供水二次供水（）二次回水二次回水（）济南5446太原5442石家庄5848包头5042阜新4741赤峰5141延吉4232吉林4839哈尔滨5040城市城市一一次供水次供水（）一一次回水次回水（）济南9250太原10748/24石家庄8858包头8348阜新8547赤峰9652大

206、同10538吉林9540哈尔滨9246我国集中供热管线长度统计情况运行参数热网现状一次网流量基本在0.51.5kg/(h*)左右一次网泵耗受到管长、运行参数等因素影响，即便是相同采暖期的各城市泵耗差异也较大。二次系统连接形式相同，电耗区别反应管理水平。北方地区热力站二次网耗电量约14kWh/之间。热网现状管网输配电耗典型城市间接连接系统一次网电耗典型城市集中供热系统二次网电耗图中横线表示的是相同采暖期各城市二次网电耗最低值由于管道安装和维护水平差异、运行管理水平不同，导致不同地区耗水量差异巨大。12各城市一、二次网水损仍较高，造成严重浪费、加剧管道与换热设备的结垢和锈蚀，解决失水问题应该是供热

207、行业现代化管理首先解决的问题。部分城市一、二次热网耗水量统计热网现状管网水耗4 北方地区目前集中供热年耗热量约为50亿GJ。建筑不保温、供热管道漏损、过量供热不能调节、楼间楼内不均匀，全是供热系统最最常规的问题，也是供热行业耳熟能详的的老问题。同一个城市，热力站间耗热量也存在较大差异；即便是保温性能相近的一类建筑，耗热量也存在较大差异。说明目前在建筑物保温和供热系统的调控上仍存在较大的改进空间赤峰市不同建筑类型的热力站单位面积耗热赤峰市不同建筑类型的热力站单位面积耗热不同城市热力站耗热量分布不同城市热力站耗热量分布建筑耗热量现状建筑物实际热耗达到65%节能标准的新建建筑，其综合传热系数0.71

208、.2 W/.K之间截止至2016年，全国城镇新建建筑全面执行节能强制性标准，累计建成节能建筑面积超过150亿，节能建筑占比47.2%；全国城镇累计完成既有居住建筑节能改造面积超过13亿，其中北方采暖地区累计完成12.4亿。北方地区各省“十二五”期间既有建筑节能改造面积建筑耗热量现状建筑保温供暖系统不能随天气变化及时调节所造成的过量供热损失10%20%管网的漏热损失（二次系统约10%）空间分布不均造成的过量供热损失（楼栋间、楼内）建筑耗热量现状系统调控建筑耗热量现状成因改造措施管道漏热、漏水损失管道保温层脱落、跑冒滴漏等检查漏水点，修缮管道缺乏及时调节造成的过量供热损失系统未根据天气和热负荷情况

209、进行调节安装气候补偿器及自控设备楼栋间不均匀损失管网设计不合理，缺乏调节增强运行精细化调节楼内不均匀损失室内管道设计不合理，用户私改对老旧室内管道进行改造加强供热系统的调控，杜绝过量供热现象，减少热量损失继续增强建筑物保温工作，对老旧建筑进行保温改造，新建建筑严格执行节能标准5供热能耗逐渐降低，正向国家标准接近。碳排放总量及排放强度、以及污染物排放总量将逐渐下降。05,00010,00015,00020,00025,00020004200520062007200820092000162017一次能耗（万tce）热电联产燃煤锅炉燃

210、气锅炉其他集中热源分散燃煤锅炉分散燃气锅炉分散电采暖集中热网水泵电耗北方城镇供热各类能源方式消耗构成图.2017年北方采暖总一次能源消耗2.01亿tce一次能源消耗以煤为主，其次是天然气、电力热电联产、燃煤锅炉是最主要的热源提供方式供热能源消耗Down2017NOx02040608000220032004200520062007200820092000162017排放总量（万吨）NOxSO2粉尘供热环境影响 随着高污染物排放的分散燃煤锅炉逐步被更清洁的热电联产和大型锅炉代替，各种污染物排放总量在达到峰值后不断下降。排放总量为42

211、万吨（占全国排放量的3%）SO2排放总量为64万吨（占全国排放量的4%）粉尘排放总量为44万吨（占全国排放量的4%）北方城镇供热各类污染物排放总量北方城镇供热各类污染物排放总量我国北方地区供热事业取得很大发展，供热面积、集中供热率、清洁能源比例均有很大提高。总结碳排放总量及排放强度及污染物排放总量将逐渐下降。供热节能稳步推进，热源、热网、热用户尚有很大节能挖潜空间。供热能耗逐渐降低，正向国家标准接近。可再生能源供热发展取得可喜进展，仍需要政策、资金、技术以及市场引导。谢谢！济南燃煤烟气回收工程案例介绍主主要要内内容容项目概况技术流程工程建设系统运行与测试经济效益与社会影响工程建设背景济南热电有

212、限公司北郊热电厂有蒸汽锅炉四台：3台130t煤粉炉，1台220tCFB锅炉 采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，煤粉炉共用一座脱硫塔，CFB锅炉单独一座脱硫塔发电量70MW湿法脱硫后排烟温度约48，需要从烟气中回收16MW热量1项目概况电厂烟道、脱硫塔电厂汽轮机烟气热量估算设计要求：总回收余热量16MW2技术流程 根据燃煤成分分析获得烟气余热潜力成分水分灰分挥发份固定碳Sum%6.7927.0814.2351.9100 通过热力计算，得到湿法脱硫后烟气饱和温度与脱硫前烟气温度之间的关系，并获得烟气温度与回收热量之间的关系 对于本项目而言，烟气温度降低到39，既能够满足回收余热量16MW 要求系统流程

213、采用了基于喷淋换热的燃煤烟气深度回收与减排一体化技术，通过空塔喷淋+吸收式热泵的形式，回收烟气的热量，同时能够对烟气进行二次洗涤，降低排烟污染物浓度回收的烟气热量用于加热热网水，热网回水首先与汽轮机乏汽换热，然后进入吸收式热泵升温，最后进入热网加热器加热到所需温度提供给热用户吸收式热泵通过0.7MPa蒸汽减温减压后驱动2技术流程工程建设过程建设周期：2015年8月12日开工建设，2015年11月20日完成建设并投入使用3工程建设过程施工前现场情况220tCFB锅炉对应脱硫塔220tCFB锅炉烟气进烟囱前水平烟道3x130t煤粉炉对应脱硫塔3x130t煤粉炉烟气进烟囱前烟道工程建设过程-塔区建设

214、3工程建设过程拆除竖直烟道，建设立式喷淋换热器拆除原水平烟道，建设卧式喷淋换热器在卧式喷淋换热器底部建设中介水箱 根据现场具体情况，在达到项目要求的前提下因地制宜的选择最合适的喷淋换热器形式工程建设过程-热泵房建设 系统2015年11月20日完工，经过调试之后，于2015年12月2日进入168h试运行，2015年12月10日顺利结束168h试运行后一直处于自动运行状态，已圆满运行四个采暖季，运行至今未出现任何故障、报警，本身处于稳定运行状态，保证了整个系统运行的稳定性。3工程建设过程热泵吊装热泵就位泵房施工系统性能测试在系统运行期间，进行了热平衡、回收余热量测试余热回收量维持在16MW以上，达

215、到设计要求增加循环水泵、热泵电耗333KW4系统运行与测试系统余热回收量瞬时回收热量瞬时回收热量17.75MW排烟温度排烟温度39.7度度系统在线监测瞬时值系统性能测试在系统运行期间，进行了阻力测试 在烟气流速为3.4m/s的情况下，新增阻力400Pa，增加风机电耗约3.1KW，对原锅炉烟风系统影响很小 由于立式换热器中喷淋层采用顺喷的形式，因此喷淋带来的阻力为负值4系统运行与测试卧式喷淋换热器阻力测试立式喷淋换热器阻力测试系统性能测试由于在喷淋换热器中中介水对烟气的二次洗涤，排烟中污染物浓度得到了有效的降低 在系统运行期间，进行了减排效果测试4系统运行与测试二氧化硫浓度氮氧化物浓度卧式喷淋换

216、热器立式喷淋换热器环保部门监测数据平均减排：平均减排：SO2 65%NOx 10.5%平均减排：平均减排：SO2 56%NOx 8.6%余热回收余热回收系统投运系统投运平均减排：平均减排：SO2:41mg/Nm3 16.8mg/Nm3减少59%NOx:60mg/Nm3 54.7mg/Nm3减少8.8%运行性能总结设计参数与实际运行参数对比如下表所示：烟气进出口温度、回收余热量均与设计值相当，系统实际运行圆满达成设计指标4系统运行与测试编号编号项目项目平均运行值平均运行值卧式喷淋换热器立式喷淋换热器1回收余热量 MW16.72系统供热量 MW45.43消耗蒸汽量t/h44.74换热前烟气温度48

217、.545.25换热后烟气温度39.76烟气工况下流量 km3/h4407827热网水进机组温度59.88热网水出机组温度78.69热网水流量 t/h2083.710新增烟气阻力 Pa377275.8投资回收期工程经济性分析如下所示回收余热量16.7MW，可回收余热量19.1万GJ/年静态投资回收期4年，经济效益良好达到节能节能、减排减排、节水节水三重效果减排效益系统减排效益如下省省标标煤煤万万吨吨/年年0.9减排减排CO2 万万吨吨/年年1.68减排减排SO2 吨吨/年年86.3减排减排NOx 吨吨/年年17.6回收冷凝水回收冷凝水 万吨万吨/年年6项目项目数额数额投资成本投资成本工程总投资万

218、元2880运行成本运行成本年增加电耗万kWh96.7年增加电费万元77.4年增加购碱费用万元72年回收余热量 万GJ/年19.1年增加收益 万元890纯收益万元纯收益万元740静态投资回收期年静态投资回收期年3.95经济效益与社会影响社会影响在本工程竣工投运后，得到了社会媒体的广泛关注，在新闻与报刊上均获得了报道，为推广燃煤烟气的余热回收与减排技术带来了积极的影响5经济效益与社会影响济南新闻播报了本项目相关报刊对本项目的介绍谢谢大家2019.3.31淄博热力有限公司清洁取暖案例及经验分享淄博热力有限公司介绍工业余热综合利用项目淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heati

219、ng Limited Company工业余热综合利用项目1淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company泛热网系统：是指依托智慧热网系统对供热全过程统一调度和智能调节，将各种热源、管网、换热站、终端用户等环节进行高效集成，构建多种热源集中供热的“泛热网系统”，实现不同热源之间的实时协同、优势互补，形成“一张热网、多个热源、智能管控、供需协调”的系统格局，实现了供热的安全性、经济性和舒适性。淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company一张热网多个热源智能管控供需协调泛热网系统多热

220、源联合供热的承载平台泛热网技术路线：立足工业城市特点，利用好丰富的工业余热资源2021年底工业余热供热能力达到2840万平方米。占集中供热总面积的24%以上。积极挖掘污水源热泵等可再生能源供热潜力。新增可再生能源供热面积224万平方米。主要工作：工业余热利用；污水源热泵供热；土壤源热泵供热。金晶玻璃厂金晶玻璃厂工业工业循环水循环水 50热泵机组热泵机组 热泵热泵机组机组 303580一网水泵一网水泵一网水泵一网水泵 热网加热热网加热器器 95烟气烟气78蒸汽蒸汽蒸汽蒸汽蒸汽蒸汽因地制宜发展工业余热淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Comp

221、any本项目位于淄博市高新区，总投资9694万元。其中余热首站投资6128万元，管网建设、改造投资3566万元。包括山东开泰实业有限公司的丙烯酸生产工业余热、山东金晶科技股份有限公司的玻璃生产工业余热和汇丰石化的工业余热及科技园燃气锅炉房等4个热源。区 域 既 有 供 热 面 积 约 480 万 m2，2017/18供暖季实际供热天数137天，该供暖季室外平均温度2，区域单位面积热耗为0.36GJ/m2，按照淄博市室外设计温度-7.4折算全区域平均热负荷指标约为47W/m2。淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company2018/19供

222、暖期采多热源联合供热，即正常用“3+1”模式实现状态下开泰首站、金晶首站和汇丰石化三大余热热源联网运行，燃气锅炉房作为调峰热源备用。工业余热利用之化工余热开泰首站淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company化工行业余热-开泰首站项目投资3000万元供热能力290万m2热泵类型溴化锂吸收式热泵数量2台热泵功率30MW2节能效果节约标煤1.5万吨/年节约电量25万度/年节约水4.2万吨/年减少排放CO2、SO2、氮氧化物、粉尘等合计约3.7万吨淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Com

223、pany淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company开泰首站工艺原理图工业余热利用之建材余热金晶首站淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company建材行业余热-金晶首站项目投资2000万元供热能力100万m2热泵类型溴化锂吸收式热泵数量1台热泵功率45MW节能效果节约标煤6000吨/年节约水3万吨/年每年减少污染物排放CO2约1.5万吨，SO2约450吨，氮氧化物约225吨淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company淄

224、博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company金晶首站工艺原理图工业余热利用之热电联产汇丰首站淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company汇丰首站简介本工程热源建设方案为：利用现有6MW抽凝机组、30MW抽凝机组凝汽器低真空余（热量约101MW）。利用厂内低压蒸汽尖峰加热（热量约149MW），合计供热能力250MW。淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company汇丰首站站貌汽轮拖动热网循环泵凝汽器尖峰加热器淄博热力有限公司

225、淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company汇丰首站工艺图智能调控中心是实现工业余热（多热源）联合供热的核心，事关整个运行的安全、平稳以及经济性。公司调控中心已实现热源和首站远程监控调度、二级站曲线设定和控制、家家暖泛热站的监控（含污水源热泵、空气源热泵等不同热源类型）、首站凝结水综合利用及一次网区域性应急自动补水、节能管理、自控策略研究探索等多种工作融合应用，智慧供热得到不断推进和发展。淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict H

226、eating Limited Company公司智能调控中心淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company余热首站主控室多热源联合供运行效果淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company根据2018/19供暖期各个热源首站12月运行记录显示，极寒期开泰、金晶、汇丰石化三个首站的供热功率如图所示，供热量随外温变化而调节，最大功率分别为67MW、54MW和97MW，合计最大供热功率218MW。2018年12月首站供热量淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heat

227、ing Limited Company运行情况“多热源联合供热”并非简单的“多站”或“多泵”联合运行。众所周知溴化锂热泵和热电联产系统运行时，若一次网回水温度可以保持在相对较低的温度以内，可以大大提高热泵和凝汽器的工作效率。因此，公司在设计和建设首站、一次网以及二级站时都进行了科学、细致的考虑，再加上科学的运行策略，使得供暖期内（即便是在严寒期），一次网的回水温度也严格控制在48以内（甚至可以实现低于45）运行，大大提高了热泵和热电联产的运行效率。2018年12月首站供回水温度淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company运行情况010

228、20304050一级网回水温度一级网回水温度/地暖（技改）地暖（技改）地暖（未技改）地暖（未技改）暖气片（未技改）暖气片（未技改）暖气片（技改）暖气片（技改）通过技改降低一级网回水温度降低一网回水温度的主要措施之一是非供暖季检修技改更换部分换热器，对部分换热器拆洗，提高了换热效率。运行情况淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company热源面积购入蒸汽购入高温水余热购热成本淄博高温水单价差值万万GJ万元万GJ万元万GJ元/GJ元/GJ元/GJ开泰首站12.9 682 003.3 42.1 金晶首站6.8 361 002.0 41.1 汇丰

229、石化0016.1 660 041.0 区域合计48819.7 1043 16.16605.341.5 5311.5 说明：购热成本=（购入蒸汽和高温水合计金额）（购入蒸汽和高温水以及提取余热合计热量）2018年12月淄博市高新区区域成本统计表采用2018年12月的实际成本数据进行成本测算。开泰首站和金晶首站购入蒸汽单价为53元/GJ，汇丰石化首站高温水单价为41元/GJ；本供暖期暂未开启燃气热水调峰锅炉，无燃气成本，余热不计费。综合测算高新区区域的购热成本为41.5元/GJ，而淄博市高温水统一单价为53元/GJ，因此项目实施后每吉焦热节省11.5元成本。经济分析淄博热力有限公司淄博热力有限公司

230、Zibo Disrict Heating Limited Company经济性对比注：居民电价注：居民电价0.520.52元元/度度天然气价天然气价3.03.0元元/Nm/Nm3 3谷段电价谷段电价0.370.37元元/度度（元/）淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company淄博热力有限公司2淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company淄博热力有限公司位于山东省淄博市，是一家有着30年供热历史的全资国有供热企业，牢固树立创新发展理念，以绿色发展为导向，以智慧供热为核心，以用户

231、服务为根本，全面推进清洁取暖、智慧供热、“家家暖”服务品牌建设等工作，走出了一条绿色智慧发展的创新之路。2016年7月，公司牵头研发的“基于管网参数与用户室温的供暖自动控制系统”科技成果顺利通过国家科技成果鉴定，2018年8月，公司三项研发成果荣获国家实用新型专利证书。多项技术储备达到国内行业领先水平。淄博热力有限公司淄博热力有限公司Zibo Disrict Heating Limited Company谢 谢淄博热力有限公司天然气烟气全热回收技术及应用主要内容余热回收工艺及关键技术推广应用及经济社会效益技术背景提高天然气的供热效率技术背景提高天然气的供热效率意义重大严寒期气源保障困难气荒问题

232、经济成本高政府财政补贴负担重天然气供热需要解决的问题天然气供热的比重越来越大关键3*2017北京市用气比率技术背景全热=显热+潜热现状系统排烟温度约8090度燃气燃烧反应方程式 CH4+2O2=CO2+2H2O降低排烟温度，充分回收烟气热量。1Nm3 天然气燃烧后产生1.65kg水蒸气。降到20，可使效率提升15%-20%。以北京为例，每年可节省立方米。010 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 15080.084.088.092.096.0100.0104.0108.0112.0 过量空气系数排烟温度（）天然气低位热值效率（%）提高天然气供

233、热效率的途径露点温度区间如何提高天然气的供热效率？提升15%-20%20亿4技术背景国内外技术路线技术路线1：省煤器技术路线2：空气预热器*基于热网回水温度50度左右条件下。热网50回水省煤器燃气锅炉天然气空气0热网回水65热网供水120空气预热器天然气空气40热网供水120热网回水50空气0燃气锅炉烟气100排烟50烟气100排烟50上述两种技术，效率提高值仅在5%以内。常规技术仅能将排烟温度降至约505技术背景若要进一步回收烟气全热，有两个难题：如何将烟气中露点温度以下的低品位全热（20-50）取出，用来加热50以上的热网水？烟气冷凝水呈酸性，严重腐蚀换热面。6技术发明背景创新思路利用高温

234、烟气的显热驱动回收低温烟气全热总体思路热网回水热网供水高温烟气排烟20高温显热Q1热网热量Q3Q1+Q2=Q35020-50低品位烟气全热吸收式热泵低温全热Q27间壁式换热器不额外消耗技术发展历程2000年开始研究烟气余热回收技术2010天津西站项目2011年东坝锅炉房烟气余热回收项目2012-2013年北京市科委两大示范工程2000年，在清华提出2005年，在清华大学超低能耗示范楼建立热电冷三联供系统（间壁式换热器）2008年，北京南站热电冷三联供系统（间壁式换热器）开发出专用于烟气余热深度回收项目的吸收式热泵采用间壁式换热器该技术首次应用于燃气锅炉烟气余热回收采用直接接触式换热器2015年

235、巴黎气候大会 该技术首次应用于燃气电厂烟气余热回收项目 巴黎气候大会中国三大推荐技术之一通州竹木场锅炉烟气余热回收北京总后63号院锅炉烟气余热回收2017年北京市科学技术奖一等奖 获该领域唯一奖项“首都蓝天科技示范工程”奖 北京市科学技术奖一等奖技术背景冷凝水技术背景创新思路利用高温烟气的显热驱动回收低温烟气全热总体思路热网回水热网供水高温烟气排烟20高温显热Q1热网热量Q3Q1+Q2=Q3直接接触式换热塔60中和自动加碱装置20-50低品位烟气全热吸收式热泵低温全热Q29实现余热回收、减排与节水的一体化不额外消耗 避免了传热面的腐蚀问题 换热效果增强，端差不到2 阻力大幅减小 体积为间壁式的

236、20%50%减排NOx技术发明背景排烟温度20总体思路燃气锅炉供热新流程燃气内燃机热电联产供热新流程燃气轮机热电联产供热新流程产业化并推广应用123燃气内燃机热电联产供热燃气轮机热电联产供热燃气锅炉供热系统余热回收机组与直接接触式换热塔10主要内容技术背景推广应用及经济社会效益余热回收工艺及关键技术新流程1燃气锅炉供热新流程及装备排烟80一次网回水锅炉受热面燃气一次网供水锅炉燃烧室常规系统12新流程1燃气锅炉供热新流程及装备锅炉受热面燃气一次网回水一次网供水高温烟气燃烧室吸收式热泵机组排烟20回收冷凝水换热塔授权发明专利9项锅炉供热效率提高10%以上1120-50新流程1装备研发2：直接接触式

237、换热塔燃气锅炉供热新流程及装备喷嘴试验台不同喷嘴压力-流量特性曲线气动力表面张力液滴粒径喷嘴雾化角贯穿距 实心锥 空心锥 螺旋喷嘴雾化全息照片机理研究实验研究直接接触式换热掌握粒度、水汽比、雾化压力等诸多规律解决了低压头雾化、最优水气比选择、流场优化、高效除雾、防腐等技术难题旋流除雾器流场模拟两级旋流除雾器实测性能喷嘴雾化14新流程1燃气锅炉供热新流程及装备新系统的优化设计与运行技术支撑体系揭示冷凝换热器和热泵之间的参数匹配规律余热回收系统与原供热系统之间的优化匹配方法提出系统启停、调节、安全运行方法及控制策略用户侧负荷需求用户侧负荷需求系统模型系统模型系统配置系统配置优化运行优化运行年净收益

238、或年净收益或投资回收期投资回收期最优最优最优配置最优配置结束结束是是否否改变配改变配置参数置参数初投资年等值费用初投资年等值费用年减少运行能耗费用年减少运行能耗费用天然气烟气吸收机冷凝换热器冷却水冷冻水TTTT控制器伺服放大器伺服放大器AORS485通讯计算机AO烟阀A烟阀B内燃机AIAIAIAI实时冷却水温度热泵烟阀开度实时冷冻水温度烟气冷凝换热器烟阀开度吸收机主控板供热温度目标值冷冻水温度范围RS485报警Break执行关机程序发电功率手动调节检查冷冻水冷却水流量有开热泵烟阀冷水出水降至设定温度开烟气冷凝换热器烟阀RS485报警报警并关闭热泵烟阀开机否是是BREAK进入调节命令换热面积对排

239、烟温度的影响锅炉房费用随排烟温度的变化优化配置流程系统变工况控制原理新流程控制系统原理图供热工况系统开机流程15新流程2燃气内燃机热电联产供热新流程及装备烟气80发电常规流程用户供热中冷水换热器燃气内燃机烟气换热器高温烟气缸套水换热器缸套水16新流程2发电用户供热中冷水换热器燃气内燃机排烟20输出热量提高30%以上换热塔高温烟气缸套水热泵机组吸收式新流程燃气内燃机热电联产供热新流程及装备新流程获得系统及核心设备的发明专利9项17新流程3燃气蒸汽联合循环热电联产供热新流程及装备排烟约80汽轮机空气天然气大型燃气蒸汽联合循环热电联产供热系统烟气余热占电厂原供热量的40%S汽水换热器蒸汽热网回水热网

240、供水排汽余热锅炉露点约40过量空气系数大烟气量大，排烟热损失大露点温度低，余热品位低18新流程3燃气蒸汽联合循环热电联产供热新流程及装备汽轮机空气天然气S蒸汽对燃气蒸汽联合循环热电联产系统，发明了源网一体化烟气乏汽协同回收新流程热网供水热网回水大型换热塔排烟20排汽解决了困扰燃气电厂供热能力不足（热电比小）、燃气消耗量大的问题，输出热量提高40%以上板式换热器吸收式热泵机组授权中国发明专利7项国际发明专利1项余热锅炉19与常规技术比较提高供热效率10%-15%燃气内燃机热电联产供热系统省煤器本技术排烟温度提高供热效率，%3.4%30%排烟温度均降到20度排烟温度和供热效率方面燃气锅炉供热系统（

241、比较基准热网回水50度）省煤器空气预热器省煤器+空气预热器本技术排烟温度提高供热效率，%3.4%3.4%5.3%14.4%燃气轮机热电联产供热系统扩大省煤器本技术排烟温度提高供热效率，%9.8%40%提高供热效率30%以上提高供热效率40%以上投资回收期4年以内无腐蚀问题本技术性能全面优于其他技术2020 20 51 55 55 80 80 20主要内容技术背景余热回收工艺及关键技术推广应用及经济社会效益知识产权情况序号名称专利证授权号1发明专利利用吸收式热泵回收烟气余热的集中供热系统201110110470.X2发明专利一种以高温烟气和热水为驱动热源的地温能供热制冷机组20101911409

242、2.5 3发明专利一种以燃气蒸汽联合循环热电联产为主的能源供应系统201010141597.3 4发明专利热泵型燃气锅炉余热回收机组200910238452.7 5发明专利一种新型吸收式气-水换热机组200910089209.9 6发明专利一种增热型热电冷联供系统201010116782.7 7发明专利以高温气体为热源的吸收式供热制冷一体机200910087691.2 8发明专利一种能够实现液位自动稳定的蒸发装置201410029503.1 9发明专利用于烟气余热回收的填料塔201410397371.8 10发明专利基于溶液吸收循环的烟气余热回收系统201010238743.5 11发明专利回

243、收燃气蒸汽循环热电厂烟气余热的吸收式热泵供暖装置1139760.812发明专利利用燃气蒸汽循环热电厂烟气余热的吸收式热泵供暖装置1139761.613发明专利一种适于大温差、可充分利用能源的溴化锂吸收式制冷机1115340.714发明专利一种直燃型吸收式冷热水机组1144419.315发明专利一种以燃气轮机为动力的双联热泵式热电联供系统3109716.216发明专利一种以内燃机为动力的热泵式热电联供系统3109718.917发明专利一种以内燃机为动力的双联热泵式热电联供系统3109719.718发明专利以固体氧化物燃料电池为发电装置的热泵型热电联供系统200910081746.9 19发明专利

244、一种开式吸收式热泵201110200864.4 20实用新型烟气余热回收的系统201420456128.4 21实用新型用于锅炉烟气余热回收的分布式监控系统201520466200.6 22实用新型用于收集烟气中冷凝水的系统201520437918.2 23实用新型余热回收塔201520437919.7 24实用新型燃机背压保护装置201520437936.0 25实用新型基于热电联产锅炉烟气余热回收装置201420681923.3 26实用新型烟气余热回收装置201420469712.3 27实用新型天然气烟气余热余热回收利用及净化系统201520688121.3 28实用新型用于烟气余热回

245、收的填料塔201420456128.4 29实用新型一种燃气内燃机热电冷联供系统200820079067.9 30国际发明专利Gas-Steam Combined Cycle Centralized Heat Supply Device and Heat Supply MethodPCT/CN2015/08934831国际发明专利一种低氮高效的烟气余热回收装置PCT/CN2015/09699632国际发明专利适于主动配电网的蓄能型热电冷联供装置及其运行方法PCT/CN2015/096997授权中国及国际发明专利26项，实用新型专利15项，研究论文95篇。22推广应用燃气锅炉供热系统总后烟气全热

246、回收项目 降低供热成本286万元/年 余热回收量3.18万GJ/年竹木厂烟气全热回收项目 降低供热成本290万元/年 余热回收量3.3万GJ/年北京永安热力有限公司南环供热厂烟气全热回收项目 降低供热成本763万元/年 余热回收量8.48万GJ/年燕山石化星城锅炉房烟气全热回收项目 降低供热成本280万元/年 余热回收量3.0万GJ/年大龙热力裕祥锅炉房烟气全热回收项目 降低供热成本76万元/年 余热回收量0.85万GJ/年昌平永安热力有限公司沙河锅炉房烟气全热回收项目 降低供热成本48万元/年 余热回收量0.53万GJ/年23推广应用大型燃气轮机热电联产供热系统在未来城热电厂中应用已立项或启

247、动的项目北京高安屯燃气热电厂海淀北部燃气热电厂通州能源中心高井燃气热电厂24推广应用应用效果00烟气温度（）烟气进口温度烟气出口温度已有项目连续运行7年以上总后案例：排烟温度至20开机前排烟情况开机后排烟情况减少白烟项目运行稳定可靠25推广应用已实施工程在北京、天津、山西、山东、河北、内蒙古等11个省市获得大规模应用。应用项目名称状态涉及供热面积（万）额定余热回收功率（MW）新增供热面积（万）北京市昌平区京能未来城科技城电厂烟气全热回收项目已实施7002453 北京市昌平区永安热力有限公司南环供热厂烟气全热回收项目已实施375818 北京市昌平区永安热力有限公司北环供热厂

248、烟气全热回收项目已实施265613 北京市朝阳区望京蓝天锅炉房烟气全热回收项目已实施14037 北京市丰台区总后锅炉房烟气全热回收项目已实施7037 北京市通州区竹木厂锅炉房烟气全热回收项目已实施20037 北京市房山区燕山石化星城锅炉房烟气全热回收项目已实施9637 北京市顺义区大龙热力裕祥锅炉房烟气全热回收项目已实施320.82 北京市昌平区永安热力有限公司沙河锅炉房烟气全热回收项目已实施210.51 北京市朝阳区东坝锅炉房烟气全热回收项目已实施850.20 山西省太原市供热站烟气余热回收项目已实施-2556 天津西站烟气全热回收项目已实施351.43 山东省济南西苑换热站烟气全热回收项目

249、已实施731.53 山东省济南北郊电厂烟气全热回收项目已实施351636 26实现节能减排年节约天然气1.2亿m3减排19.4万tCO2/年减NOx排放210t/年已实现的社会效益节能减排与低碳技术成果转化推广清单（第二批）（2015）国家重点节能技术推广目录（2015）列入科技部和发改委节能减排推广目录2015年，代表中国节能减排自主技术，在巴黎气候大会上向世界展出已实施项目促进节能环保产业发展吸收式制冷企业参与制造，带动行业发展促进产业结构优化升级，增加就业岗位，拉动经济经济社会效益27预计在北方地区推广后，节能-每年节气60亿m3致 谢热电联产乏汽余热回收技术0分摊法利用分摊法计算热电联

250、产的发电煤耗和供热煤耗分摊法可以体现能源转换过程中不同能源品位的差别，根据输出的热量的品位，将热量转换为等效电，再和发电量一起分摊输入的燃煤量：发电分摊燃煤比例=电/(电+热折算系数)供热分摊燃煤比例=热折算系数/(电+热折算系数)热网水折算系数=1 0ln名称单位数值抽汽流量t/h500抽汽压力/温度MPa.a/0.4/247.4低压缸排汽流量t/h229.4背压kPa.a9发电功率MW250.3供热功率MW329.2热网供回水温度130/60名称单位数值热网水折算系数0.2577发电煤耗分摊比例0.747供热煤耗分摊比例0.253总耗煤量kgce/h95668（锅炉效率取93%）发电分摊耗

251、煤量kgce/h71453供热分摊耗煤量kgce/h24215发电煤耗gce/kWh285.5供热煤耗kgce/GJ20.4300MW空冷供热机组额定抽汽工况参数026527027528028529029530030531031519.019.520.020.521.021.522.022.5发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ名称抽汽流量抽汽压力/温度低压缸排汽流量背压发电功率抽汽供热功率等效供热COP单位t/hMPa.a/t/hkPa.aMWMW300MW供热机组空冷5000.4/247.4229.49.0250.3329.24.97湿冷5000.4/253.1213.65.3

252、9258.5330.74.48300MW供热改造机组空冷2000.8/326.3468.515.0277.8140.23.98湿冷3000.8/326.0352.75.39278.2210.23.48600MW供热机组空冷6000.5/239.8803.515.0601.4391.74.96湿冷6000.482/263.0410.94.9545.8399.83.50600MW供热改造机组空冷5001.0/357.2710.915.0522.9358.83.79湿冷3501.0/359.7785.84.9571.8251.72.98046810300MW供热改造机组（空冷）

253、300MW供热改造机组（湿冷）600MW供热改造机组（空冷）300MW供热机组（湿冷）300MW供热机组（空冷）600MW供热改造机组（湿冷）600MW供热机组（空冷）600MW供热机组（湿冷）分摊法热网供回水温度130/601背景电厂乏汽余热节能潜力巨大火力发电厂存在大量余热，因温度较低不能直接利用而通过冷却塔直接排放到大气环境中将这些火电机组进行供热改造，使之成为热电联产集中供热热源，可满足北方地区150亿平米的供热面积回收这部分热量对于北方城镇供热的节能减排意义重大热电联产集中供热常规热源：调整抽汽IPHPLP LP320 kPa主蒸汽再热蒸汽供水 100130 S回水 5060 0.2

254、1.0 MPa空冷凝汽器湿冷冷却塔乏汽余热占30%以上S2热电联产余热回收供热方式低压缸转子光轴改造和切除低压缸供热技术相当于背压机的供热方式，高参数的中压缸排汽用去直接加热热网回水低压缸光轴改造（采暖季用）原低压缸转子（非采暖季用）低压缸热网回水热网供水中压缸排汽（+）热网加热器2热电联产余热回收供热方式高背压直接换热供热方式在抽汽工况的基础上提高背压或进行换转子改造，热网回水先和低压缸排汽直接换热，可减少一部分抽汽尖峰加热量，抽汽流量更少，用去多发电抽汽热网回水热网供水热网加热器S汽轮机凝汽器 低压缸双转子互换改造（采暖季用）原低压缸转子（非采暖季用）吸收式热泵供热方式以抽汽做驱动力提取乏

255、汽余热2热电联产余热回收供热方式热网回水热网供水抽汽汽-水换热器吸收式热泵汽轮机乏汽水源吸收式热泵乏汽源吸收式热泵2热电联产余热回收供热方式以上几种电厂余热回收技术，在常规热网回水温度下，采用简单的单元制加热流程，仍存在很大的换热损失，煤耗并没有有效降低，不是合理的余热回收方式406080001TQ601300.41.0MPa 中压缸排汽一次网热水需要热源、热网结合一体化考虑，电厂回收余热的工艺流程要结合梯级利用的方式进行优化，不能仅仅考虑热源自身的改造28228428628829029220.220.320.420.520.620.720.8发电煤耗/gce/kWh供热

256、煤耗/kgce/GJ20.7192954720.7427281620.2668403220.51237025切除低压缸供热方式热源与热网的换热损失图利用分摊法计算各供热方式的发电和供热煤耗抽汽供热切缸供热换转子供热（1台机组）吸收式热泵供热（1台机组）320 吸收式换热常规水水换热一次网一次网火火积损失积损失T TQ Q二次网二次网一次网一次网火火积损失积损失T TQ Q二次网二次网热电联产余热回收多级串联梯级加热工艺清华大学提出电厂乏汽余热回收多级串联梯级加热的工艺在热力站，利用吸收式换热的方法大幅降低一次网回水温度突破常规换热的温差极限,一次网回水温度显著低于二次网温度(达到20以下）提高

257、热网输送能力50%以上热网回水温度的降低同时也为回收电厂余热创造了有利条件3由于考虑“网源一体”，大幅降低回水温度，使电厂内余热回收的工艺路线有所不同 原则：多级串联，梯级加热 采用多台汽轮机同时供热，机组凝汽器串联，背压梯级升高，尽可能减小各个加热环节的不可逆损失，降低供热能耗热电联产余热回收多级串联梯级加热工艺120采暖抽汽一次网热水Q201号机组乏汽热网加热器T2号机组乏汽n号机组乏汽中间机组名称背压发电煤耗 供热煤耗单位kPa.agce/kWh kgce/GJ一台机组53280.416.4两台机组1号机组2号机组273.016.011.753四台机组1号机组2号机组3号机组4号机组26

258、6.315.67.816.532.6 60.2 以300MW湿冷供热机组高背压供热为例凝汽器1号机组抽汽排汽凝结水凝汽器2号机组抽汽排汽凝结水凝汽器n号机组抽汽排汽凝结水热网加热器采暖抽汽凝结水热网回水热网供水3热网回水温度参数对于余热回收供热改造方式有较大影响2652702752802852909202122发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ4台机组2台机组1台机组2030405060在回水温度较高时，多台机组串联对于降低系统能耗的影响不大随着回水温度降低，多台机组“梯级加热”以减小换热损失的优势更加明显随着串联的机组台数增加，其发电煤耗和供热煤耗显著降低

259、热电联产余热回收多级串联梯级加热工艺3吸收式热泵供热方式多台汽轮机同时供热，系统配置时应遵循热网水“梯级加热”的基本原则按照背压由低到高凝汽器串联，共同承担供热基本负荷，然后由吸收式热泵回收余热，最后由抽汽直接加热作为调峰凝汽器1号机组抽汽排汽凝结水凝汽器热网回水n号机组抽汽排汽吸收式热泵机组凝结水热网加热器凝结水采暖抽汽抽汽凝结水热网供水凝汽器2号机组抽汽排汽凝结水低压缸排汽至热泵至热泵至热泵名称单位一台机组两台机组四台机组背压kPa.a11.71号机组8.41号机组5.42号机组11.02号机组19.93号机组23.04号机组40.0发电功率MW262.3536.41116.8供热功率MW

260、466.9925.51823.5发电煤耗gce/kWh277.8272.0265.0供热煤耗kgce/GJ16.315.915.5以300MW湿冷供热机组吸收式热泵供热为例热电联产余热回收多级串联梯级加热工艺3当存在多台机组时，通过把各机组冷凝器串联，形成不同的背压，从而产生加热循环水的梯级热源温度，可有效避免加热热源的循环水之间的三角形温差，从而获得很好的能源转换效率，降低发电和供热煤耗此时，将多台机组的凝汽器按照背压由低到高进行串联，用这种简洁方式已经形成了加热热源的梯级温度，不再需要由吸收式热泵来形成梯级温度因此，当多台机组供热时，优先选择的加热方式应该是不同背压串联加热，采用吸收式热泵

261、回收余热供热的方式已不太有效以300MW湿冷供热机组为例，高背压和吸收式热泵供热方式下不同机组台数的发电煤耗和供热煤耗（回水温度20）26026527027528028529015.015.415.816.216.617.0发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ0246802468高背压供热-1台机高背压供热-2台机高背压供热-4台机吸收式热泵供热-1台机吸收式热泵供热-2台机吸收式热泵供热-4台机热电联产余热回收多级串联梯级加热工艺3热电联产余热回收多级串联梯级加热工艺应用：大同第一热电厂乏汽利用示范工程(2010年)规模：供热面积440万增至640万工程内容:电厂安装2台余热回收

262、机组，热力站安装18台吸收式换热机组 12037空冷岛2135MW机组 供热抽汽0.245MPa 主蒸汽 凝汽 余热回收机组余热回收机组 尖峰加热器尖峰加热器吸收换吸收换热机组热机组4000t/h供热面积供热面积:273万万 板式板式换热器换热器疏水凝水一次网一次网供热面积供热面积:365万万首站首站热力站热力站2200t/h2 100t/h390MW热力站热力站提取凝汽吸收换吸收换热机组热机组示范工程效果分析供热能力改造前440万改造后640万增加幅度49%供热能耗系统总供热量356 万GJ/a回收余热179 万GJ/a节约标煤量7.5 万吨经济性投资9350万元年运行费减少3580万元投资

263、回收期2.6年05003003504002041241281321时间(小时)热功率(MW)抽汽热量凝汽热量改造前改造前 改造后改造后余供热量余供热量20.0万万GJ抽汽供热量抽汽供热量16.9万万GJ抽汽供热量抽汽供热量18.0万万GJ时间时间(小时小时)热功率热功率(MW)供热量构成对比改造前改造前改造后改造后一次网参数对比用户室温对比3热电联产余热回收多级串联梯级加热工艺应用：山西太原古交电厂余热回收方案高背压“梯级加热”的余热回收方式电厂余热回收供热相比抽汽供热节能45.563.5%5#机组机组2#

264、机组机组3#机组机组4#机组机组抽汽抽汽800t/h排汽排汽410t/h抽汽抽汽600t/h排汽排汽547t/h抽汽抽汽190t/h排汽排汽1277t/h抽汽抽汽0t/h排汽排汽677t/h4552.489.3262MW258MW649MW324MW71热网回水热网回水30000t/h热网供水热网供水13030000t/h945MW尖峰尖峰加热器加热器三期抽汽加热三期抽汽加热1600t/h凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器6#机组机组抽汽抽汽800t/h排汽排汽410t/h262MW凝汽器凝汽器301#机组机组抽汽抽汽0t/h排汽排汽680t/h80314MW凝汽器凝汽器474M

265、W尖峰尖峰加热器加热器二期抽汽加热二期抽汽加热790t/h1034052.495MW142MW71MW71热网回水热网回水6565t/h热网供水热网供水1306565t/h207MW尖峰尖峰加热器加热器凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器8068MW凝汽器凝汽器103.8MW尖峰尖峰加热器加热器1036041MW34.7MW71热网供水热网供水1303205t/h64MW尖峰尖峰加热器加热器凝汽器凝汽器凝汽器凝汽器8033MW凝汽器凝汽器50.7MW尖峰尖峰加热器加热器1035.8MW55热网供水热网供水95540t/h凝汽器凝汽器8015.7MW凝汽器凝汽器3.6MW尖峰尖峰加热器加热器厂区

266、供热厂区供热系统系统屯兰马兰屯兰马兰供热系统供热系统古交供热系统古交供热系统向太原供热系统向太原供热系统10.5kPa15kPa35kPa54kPa72kPa89.389.389.33不能盲目推广小容量的燃煤背压热电联产机组用于采暖燃煤背压热电联产的方式，尤其是小容量、高热电比的背压机方式并不具备节能优势小容量背压机蒸汽初参数低、发电效率低，且大多小型背压机原来用于工业用汽，排汽参数高，即便是热电联产，其能源利用效率也没有优势因此，不能盲目推广小容量的燃煤热电联产机组，即使是背压机组名称单位数值进汽流量t/h200.5进汽压力/温度MPa.a/8.82/535排汽流量t/h160.1排汽压力/

267、温度MPa.a/1.078/273.56发电功率MW25.8排汽供热功率MW103.6发电煤耗gce/kWh362.3供热煤耗kgce/GJ25.9某电厂25MW背压机组供热工况参数热电联产余热回收多级串联梯级加热工艺4多种余热回收供热方式的小结600MW湿冷机组不同供热方式及25MW机组背压供热的煤耗2602803003203403603809202发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ回水20回水60小背压机供热的方式发电煤耗和供热煤耗远远高于大容量机组，不能盲目地推广小容量的燃煤背压热电联产机组。046810供热

268、机组 抽汽供热(回水60)供热机组 高背压供热(回水20)供热机组 切缸供热(回水60)供热机组 吸收式热泵供热(回水20)纯凝改造机组 抽汽供热(回水60)纯凝改造机组 高背压供热(回水20)纯凝改造机组 切缸供热(回水60)纯凝改造机组 吸收式热泵供热(回水20)25MW背压机供热(回水60)4多种余热回收供热方式的小结纯凝改造机组的煤耗高于供热机组的煤耗。对于同一种冷却方式的机组，300MW机组的煤耗要高于600MW机组的煤耗。切缸供热方式虽然可以增大供热能力，但发电煤耗较高，高背压供热和吸收式热泵供热方式煤耗较低。2502602702802903003819202

269、1222324发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ回水20回水60250260270280290300384发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ回水20回水60250260270280290300384发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ回水20回水60250260270280290300384发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ回水20回水60600MW湿冷机组600MW空冷机组300MW湿冷机组300MW空冷机组

270、4多种余热回收供热方式的小结一次网回水温度的影响对于常规的抽汽供热方式，随着回水温度升高，发电煤耗降低，供热煤耗升高随着回水温度升高，高背压和吸收式热泵的供热方式的煤耗升高随着一次网回水温度升高，热网水与乏汽直接换热部分减少，甚至无法通过直接换热的方式回收乏汽热量，只能通过抽汽加热或吸收式热泵来加热，而抽汽影响的发电量更多，导致损失增大，煤耗升高回水温度继续升高，会出现即使抽汽量达到最大也无法全部回收乏汽余热的情况，需要弃掉一部分低温乏汽余热，使得煤耗进一步升高在热网回水温度大幅降低的条件下，对于多台机组的电厂，应结合“多级串联、梯级加热”的原则优化余热回收流程2602652702752802

271、852902953003059202122发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ203040506002468012345678抽汽供热高背压供热-1台机高背压供热-2台机高背压供热-4台机吸收式热泵供热-1台机吸收式热泵供热-2台机吸收式热泵供热-4台机以某电厂300MW湿冷机组为例计算煤耗5总结热电联产余热回收应从热源、热网结合一体化考虑，改造热网末端、降低回水温度是实现余热高效回收的重要前提在低回水温度的基础上，电厂回收余热的工艺流程应按照梯级利用的原则进行优化。尤其对于多台机组的电厂，余热回收应采取多台机组逐级串联梯级加热的流程目前常用的切低压缸、换转子

272、等方式在热网加热过程存在较大的换热不可逆损失，导致供热能耗增大，不宜在低热网回水温度下作为主要方式使用不应盲目推广小容量的燃煤背压热电联产机组根据回水温度制定科学的热价体制，真实反映热电厂的发电成本、不同温度抽汽或乏汽的供热成本以及供热企业降低回水温度的成本投入，利用市场机制，调动热电和供热企业积极性谢谢大家热热烈烈祝祝贺贺第十五届建筑节能学术周举行！第十五届建筑节能学术周举行！第十三册年度发展研究报告出版！第十三册年度发展研究报告出版！第十五届建筑节能学术周活动主题：城镇清洁供暖的低碳路径主要内容：欧洲的低碳能源革命和第四代供热技术 核能热电联产和核能供热的可行性 热电联产、水热同输技术 煤

273、改电、煤改气的路径 新区能源规划：原则、指标、技术和案例 热电气协同技术 热电联产专题:燃料的热电分摊方法，余热提取流程、回水温度的影响 长距离经济输热技术和工程实践 粤港澳大湾区建筑调适与节能2推进电力供热健康发展1、不应该发展电直热方式供暖不应该发展电直热方式供暖，只有在热网和燃气网无法到达的严寒地区，建筑达低能耗标准下，可采用直接电热方式的热源，也提倡分散电采暖。2、利用城市热网在热电联产热源侧推广热电协同模式热电联产热源侧推广热电协同模式，统筹解决供热不足和电力调峰问题。3、在用户侧推广电驱动热泵用户侧推广电驱动热泵，充分利用地热、污水、空气、低品位工业余热等低温热源，并结合蓄热或按可

274、中断负荷模式满足电网调节的灵活性。4、电驱动热泵供热时，应尽量贴近终端热用户，减少管网热损失和水力热力失调导致的损失，并根据用户实际热量需求尽量采用较低供水温度进行供热。5、应在热泵供热系统运行过程中持续监测实际热泵电耗和制热性能系数、循环水泵电耗及输配系数等关键性能指标，及时纠正系统设计、施工、运行阶段存在的导致能量浪费或效率偏低的问题，实施热泵供热系统效果全过程管理和持续调适。6、推广电驱动热泵供热时，优先考虑中深层地热能优先考虑中深层地热能，建议采用取热不取水的间壁换热型取热方式，配以地面高效热泵机组和高效输配系统，并根据电网调节需求进行蓄能和运行调控。3对煤改气的建议1、天然气天然气热

275、电联产不宜在我国城市大量推广热电联产不宜在我国城市大量推广。天然气热电联产耗气量巨大，而我国天然气资源短缺，供气安全保障问题日益严峻；燃气热电联产发电成本高昂，增加财政负担；燃气热电联产还存在氮氧化物等污染排放问题。2、对于已经上马的燃气热电厂，应增强为电网灵活调峰的能力已经上马的燃气热电厂，应增强为电网灵活调峰的能力，同时深度回深度回收烟气和乏汽余热收烟气和乏汽余热，提高热电比，降低热网回水温度，可以在不增加天然气耗量和不减少发电量的情况下，提升电厂供热能力40%以上。3、燃气燃气锅炉宜作为城市热网的调峰热源锅炉宜作为城市热网的调峰热源，并设置在热网末端，承担严寒期供热调峰任务。有条件的燃气

276、锅炉应逐步并入大热网，做为调峰热源。在热网难以到达的区域可采用分布式小型化燃气锅炉独立供热。4、为配合天然气给供热调峰，应进一步加大天然气储气设施建设进一步加大天然气储气设施建设，提高冬季供热保障能力。4发展热电联产发展热电联产热源是未来的方向1、采用分析方法科学分摊热电联产的发电和供热煤耗采用分析方法科学分摊热电联产的发电和供热煤耗，从而客观地反映不同热电联产流程的用能状况。2、热电联产余热回收应从热源、热网结合一体化考虑，改造热网末端、降低回水温度是改造热网末端、降低回水温度是实现余热高效回收的重要前提实现余热高效回收的重要前提。在此基础上，电厂回收余热的工艺流程应按照梯级利用的原则进行优

277、化。尤其对于多台机组的电厂，余热回收应采取多台机组逐级串联梯级加余热回收应采取多台机组逐级串联梯级加热的流程。热的流程。3、目前目前常用的切低压缸、换转子等方式在热网加热过程存在较大的换热不可逆损失常用的切低压缸、换转子等方式在热网加热过程存在较大的换热不可逆损失，导致供热能耗增大，不宜在低热网回水温度下作为主要方式使用不宜在低热网回水温度下作为主要方式使用。4、不宜不宜推广采暖用小容量的燃煤背压热电联产机组推广采暖用小容量的燃煤背压热电联产机组。大容量抽凝供热机组在充分回收乏汽余热后，其能源综合转换效率远高于100MW以下机组。5、应根据不同热网回水温度制定科学的热价体制根据不同热网回水温度

278、制定科学的热价体制，真实反映热电厂的发电成本、不同温度抽汽或乏汽的供热成本以及供热企业降低回水温度的成本投入，利用市场机制，调动热电和供热企业积极性。建议计价供热量按照下式计算：计价供热量=（供水温度-参考回水温度）热网循环流量比热参考回水温度由热电企业和供热企业协商，可在35-455实现热电气协同的城市能源系统模式 随着可再生能源发展和产业结构调整，电力供需之间匹配的矛盾日益加剧，并成为我国进一步发展可再生电力的瓶颈 电力供需之间为刚性连接，热力供需之间为柔性连接，燃气虽然为半刚性连接，且相对易储存 热电气协同：燃气和热力为电力调日内峰谷，燃气为热力调季节内峰谷，燃气跨季节储存解决季节之间的

279、负荷差 发展柔性电力负荷，缓解电力供需矛盾 应通过合理的价格政策鼓励各类调峰措施，使主动调峰者有经济回报6建筑节能年度发展研究报告2019 上篇：中国建筑能耗和碳排放现状 下篇：今年主题北方城镇建筑供暖节能 第二章：北方地区城镇供暖现状 第三章：我国未来能源的低碳发展第三章：我国未来能源的低碳发展 第四章：热电联产技术辨析 第五章：工业余热技术 第六章：供暖与大气污染 第七第七章：北方城镇供暖未来发展理念章：北方城镇供暖未来发展理念 第八章：北方城镇供暖技术 第九章：城镇供暖最佳案例7中国建筑运行能耗现状8 2017年中国建筑总运行能耗9.6亿tce，占全社会总能耗的20%3.9kgce/m2

280、城镇住宅（除北方采暖）2.26亿 tce公共建筑(除北方采暖)2.93亿 tce农村住宅商品能2.43亿 tce23.9kgce/m214.4kgce/m2生物质能 0.90亿tce10.5kgce/m2北方采暖2.01亿 tce238亿 m2123亿 m2231亿 m2建筑面积9.5kgce/m2能耗强度除北方采暖外能耗强度140亿 m2北方供热能耗现状 2017年我国北方城镇供热建筑面积140亿m2，能源消耗2亿tce905,00010,00015,00020,00025,0002000420052006200720082009200132014

281、201520162017一次能耗（万tce）热电联产燃煤锅炉燃气锅炉其他集中热源分散燃煤锅炉分散燃气锅炉分散电采暖集中热网水泵电耗我国未来的低碳能源消费与供给结构10电力消费（万亿电力消费（万亿kWh）非电燃料消费（亿非电燃料消费（亿tce）20050需求预测需求预测工业4.151612建筑1.434.82.5交通0.5253.5总计61025.818供给规划供给规划水电1.21.5生物天然气3.5风电0.241.5生物固态燃料5.5光电0.071化石燃料9核电0.21.5火电4.34.5余热副产品37亿GJ合计61025.818发展热电联产和工业余热热源 电和热的分摊方

282、法 热电联产是能效最高的热源方式 热电联产余热和工业余热应该是我国城镇未来的主导热源 我国北方地区除黑龙江、吉林、青海三省外，其余各省市都可以利用热电联产作为供热基础热源 我国北方低品位工业余热资源十分丰富，可至少为40亿平方米建筑提供基础负荷11冬季供暖与大气污染12发发/用电间接排放用电间接排放g/GJg/GJ直接排放直接排放g/GJg/GJ热源类型热源类型NOXSO2烟尘/颗粒物NOXSO2烟尘/颗粒物备注燃煤热电燃煤热电联产机组联产机组-48-24-10643213火电排放国标（重点地区）-82-57-8.9936510.3调研数据（2017年平均）燃煤燃煤机组超机组超低排放低排放-2

283、4-17-4.832236.4清洁取暖规划（用能强度按燃煤热电联产计算）燃煤锅炉燃煤锅炉-838313锅炉排放国标（重点地区）燃气轮机燃气轮机-101-71-10.11278913火电排放国标燃气蒸汽联合循环燃气蒸汽联合循环-200-火电排放国标联合循环（回收部分烟气余联合循环（回收部分烟气余热）热）-126-88-1314510114火电排放国标内燃机热电联产内燃机热电联产-62-4.1765.0北京排放地标燃气锅炉燃气锅炉-61208.1锅炉排放国标（重点地区）-324.02.0锅炉排放地标（北京在用）-140.71.6调研数据（2017年北京平均）电动地源热泵

284、（电动地源热泵（COPCOP取取4 4）22114.5-按310gce/kWh折算到大型煤电电动空气源热泵（电动空气源热泵（COPCOP取取3 3）30156.0-冬季供暖与大气污染 A城市群（北京、廊坊、天津、唐山、沧州）供热面积大，热负荷需求也较高，应该提高建筑围护结构性能降低热负荷需求，充分挖掘电厂和工业余热潜力用于供热，并在热源侧执行更严格的排放标准。同时可以考虑从区域外引热入京，替代域内热源，降低城内污染。减少农村地区的细颗粒物和NOX排放也是工作重点。B城市群（石家庄、保定、邢台、邯郸、安阳）农村供热产生的污染物已经高于城镇供热导致的直接污染物，应优先治理农村地区的细颗粒物和NOX

285、排放，利用生物质压块颗粒或热风型空气源热泵等清洁方式替代散煤土暖气取暖，周边有条件的可以考虑采用电厂或工业余热进行供暖。C城市群（衡水、德州、聊城、濮阳、菏泽）与B城市群类似，应优先治理农村地区的细颗粒物和NOX排放。D城市群（滨州、淄博、济南、济宁、泰安、莱芜）农村细颗粒和NOX排放强度较高，应优先治理。E城市群（开封、鹤壁、郑州、新乡、焦作）农村供热产生的NOX和SO2约为城镇供热产生的34倍，同时农村细颗粒物也偏高，须优先重点治理农村供热污染物排放。F城市群（太原、阳泉、长治、晋城、晋中）与E城市群类似，应优先重点治理农村供热污染物排放。13小城市群冬季采暖形成的单位面积直接污染物排放我

286、国北方城镇清洁供暖路径 在全面满足北方地区城乡建筑冬季供暖要求的前提下，大幅度降低冬季供暖导致的PM2.5相关污染物的排放，同时降低化石能源消耗总量和碳排放总量，并优化电、热、燃气构成的能源系统的运行。无论从经济、能源利用效率还是环境排放上，利用热电联产和工业余热供热方式比传统的煤改电、煤改气都具有优势，因而应该是我国城镇清洁供热的首选供热方式。多热源联网协同供热是利用工业余热供热系统的关键。所有连接在热网上的热源和热用户均需实现统一的热网参数以减少互相掺混造成的损失。电是高品位的能源，直接转换成热，是能源利用效率最低的一种采暖方式，应尽可能不采用。宜在用户侧推广电热泵，充分利用地热、污水、空

287、气、低品位工业余热等低温热源，并结合蓄热满足电网调节的灵活性。合适的天然气供热方式是以锅炉房形式作为城市热网的调峰热源。在集中供热难以到达的地方可以考虑采取分布式小型化燃气锅炉独立供热，或者安装在住户内的壁挂炉形式供热。14不同的取热方式的发电煤耗和供热煤耗2802852902953003059202122发电煤耗/gce/kWh供热煤耗/kgce/GJ2030405060068抽汽供热吸收式热泵供热-1台机吸收式热泵供热-2台机吸收式热泵供热-4台机高背压供热-1台机高背压供热-2台机高背压供热-4台机回水温度最佳实践案例 太

288、原城市供热规划 古交太原长距离输热工程 吉林市低回水温度案例 济南燃煤电厂烟气余热回收 北京未来城燃气电厂烟气余热回收 唐山迁西钢厂余热供暖 淄博工业余热供暖 天津中深层间接换热地热热泵 大连污水源热泵 哈尔滨爱柯二氧化碳复叠式低温空气源热泵16谢谢各位专家！17我国北方城镇清洁供热途径内容提要 北方城镇清洁供热方式分析 北方城镇清洁供热途径 清洁供热发展规划思路 总结清洁供热方式分析“煤改气”问题尤为突出，表现为供气难以保障、成本昂贵和效率低下等。简单地采取燃气锅炉，燃气热电厂等方式不合理冬季学生操场晒太阳上课66050002

289、500300005000250030002001520162017消费量（亿立方米）时间（年）生产量进口量消费量02000400060008000017/3/152017/3/302017/4/142017/4/292017/5/142017/5/292017/6/132017/6/282017/7/132017/7/282017/8/122017/8/272017/9/112017/9/262017/10/112017/10/262017/11/102017/11/252017/12/102017/12/252018/1/92

290、018/1/242018/2/82018/2/232018/3/10（用气量）万Nm3时间北京市年度用气曲线峰谷差接近8/1高峰日用气量突破1亿Nm3/h8%7%16%3%18%31%00.10.20.30.4201520162017增速（%）时间（年）天然气消费量和进口量增速消费量进口量清洁供热应用方式分析“煤改电”的困境 电锅炉等方式的电直热供热最浪费能源。电热泵效率较高，但受到低温热源资源条件和成本限制清洁供热应用方式分析 其他供热方式 可再生能源 太阳能，受成本、场地制约 风能，不提倡电锅炉+蓄热，热泵 生物质，不适于专门城市供热 核能 核电厂热电联产，余热利用，应鼓励 低温堆？需要全

291、面分析其适用性清洁供热应用方式分析 新建燃煤热源 燃煤锅炉 煤粉炉 水煤浆 燃煤热电厂 大型热电厂 小型背压机 重新回到老路？新建燃煤锅炉：能源利用效率、碳排放劣势 新建燃煤热电厂：我国电力装机容量过剩，发展可再生能源发电内容提要 北方城镇清洁供热方式分析 北方城镇清洁供热途径 清洁供热发展规划思路 总结北方城镇清洁供热途径 我国城市供热仍然燃煤为主 燃煤热电厂 大批小热电厂，能源利用效率显著低于大型热电厂，且在市中心，将会逐步退出 大型热电厂，存在巨大供热潜力有待挖掘 燃煤锅炉，将会逐步退出城市供热 如何替代以上燃煤热源？北方城镇清洁供热途径 传统热电联产存在超过其供热能力40%的余热挖潜空

292、间 乏汽余热，占供热量的30%烟气余热，占供热量的10%，天然气热电厂则40%锅炉锅炉排烟加温度烟气余热烟气余热占占10%10%乏汽余热占乏汽余热占3030-40%40%大同第一热电厂乏汽利用示范工程(2010年)规模:供热面积400万增至640万 工程内容:电厂安装两台余热回收机组;热力站安装18台吸收式换热机组 供热能力增加49%,每年节约标煤7.0万吨大型应用示范工程(大同)改造前改造前改造后改造后一次网参数对比05003003504002041241281321时间(小时)热功率(MW)抽汽热量凝汽

293、热量改造前改造前 改造后改造后余供热量余供热量20.0万万GJ抽汽供热量抽汽供热量16.9万万GJ抽汽供热量抽汽供热量18.0万万GJ时间时间(小时小时)热功率热功率(MW)用户室内温度对比供热量构成对比示范工程效果分析供热能力改造前400万改造后640万增加幅度49%供热能耗系统总供热量356 万GJ/a回收余热179 万GJ/a节约标煤量7.5 万吨经济性投资9350万元年运行费减少量3580万元投资回收期2.6年北方城镇清洁供热途径 济南北郊热电厂烟气降污余热回收项目 蒸汽锅炉四台：3台130t煤粉炉，1台220tCFB锅炉；发电装机容量70MW 余热回收量要求：16MW 建设时间：20

294、15年8月15日2015年11月15日北方城镇清洁供热途径 大多数纯凝发电厂改为热电联产 如果将北方城镇供热全部由热电联产取代，北方地区火力发电容量6亿kW，满足200亿供热 关键问题：能够经济地长途输送至城市负荷中心北方城镇清洁供热途径 长输供热可行 大温差技术 供回水温差高达100以上，能大大提高管网的热量运输能力 回水温度低，减小总散热损失 大管径 随着管径增加，输送能力增加，输送成本降低 随着管径增加，管道温降差值也越来越小 电厂余热利用 与常规的市内热源（常规热电联产、燃煤锅炉、燃气锅炉）相比，供热成本降低，供热半径增长北方城镇清洁供热途径吸收式换吸收式换热机组热机组吸收式换吸收式换

295、热机组热机组热力站热力站E-4S余热回余热回收机组收机组E-3乏汽乏汽凝水凝水一次网一次网供热供热汽轮机汽轮机新汽新汽供热抽汽供热抽汽循环泵循环泵循环泵循环泵冷却水冷却水循环泵循环泵热热 源源热力站热力站二次网二次网二次网二次网凝水凝水12020热用户热用户热用户热用户循环泵循环泵北方城镇清洁供热途径多级串联梯级加热 大同华电一电厂2台135机组串联，2010-2011 同煤4台50MW机组串联，2012-2013 太原二电厂2013-2014 古交电厂6台机组串联 2014-20160%10%20%30%40%50%60%70%80%050000000250003000

296、035000400001/11/31/51/71/93/153/173/193/213/23乏乏 汽汽 供供 热热 比比 例例%二二 期期 供供 热热 量量 GJ日日 期（严寒期和末寒期）期（严寒期和末寒期）尖峰加热量（GJ）驱动抽汽供热量（GJ）乏汽供热量（GJ）乏汽供热比例（%）吸收式热泵乏汽加热抽汽加热热网回水热网供水抽汽乏汽低压缸三期尖峰加热器90 130 二期采暖抽汽30 乏汽余热凝汽器低压缸乏汽余热凝汽器低压缸乏汽余热凝汽器低压缸乏汽余热凝汽器三期采暖抽汽低压缸乏汽余热凝汽器低压缸乏汽余热凝汽器二期尖峰加热器45 52.4 71 80 103 6#5#4#3#2#1#120采暖抽汽

297、一次网热水Q201号机组乏汽热网加热器T2号机组乏汽n号机组乏汽中间机组 太原大温差长输供热示范工程（2013-2016）长输项目总投资48.7亿元，其中隧道工程投资11亿元 敷设4根DN1400管线到隔压站，总长度37.8km 能耗是常规热电联的50%成本与燃煤锅炉相当北方城镇清洁供热途径 热电联产集中供热的变革 网源一体化，大温差热网为热电联产大幅度降低能耗奠定基础 热电厂超远距离供热，为纯凝电厂为热电联产开拓出巨大空间 多级汽轮机乏汽串联梯级加热工艺 烟气余热深度回收 效果 供热能耗降低50%供热能力提升50%024681012热电联产电动热泵新热电联产等效COP热源方式北方城镇清洁供热

298、途径17工业总能耗：工业总能耗：24.6424.64亿吨标煤亿吨标煤20122012年年五大类工业部门能耗：五大类工业部门能耗：15.6715.67亿吨标煤亿吨标煤北方五大类工业部门能耗：北方五大类工业部门能耗：7.837.83亿吨标煤亿吨标煤低品位余热：低品位余热：3.133.13亿亿tcetce我国北方低品位工业余热资源采暖季采暖季1.141.14亿亿tcetce2012年，北方采暖地区工业用水总量260.3亿亿m3五大类工业占比1/6（保守估计）主要用于冷却（约70%）约30亿亿m3/年年r=2500kJ/kg，总余热量总余热量0.94亿亿tce0070工业用水量工

299、业用水量/亿立方米亿立方米1、能耗角度估计、能耗角度估计2、水耗角度估计、水耗角度估计 工业能耗数据来自中国统计年鉴2013；五大类高耗能工业部门能耗数据来自中国能源统计年鉴2013；五大类高耗能工业部门的低品位余热比例按照40%估计；采暖季按照120天计算，工业生产按照330天计算。全国全国高用水行业：火力发电、纺织印染、石油化工、造火力发电、纺织印染、石油化工、造纸、钢铁，占比纸、钢铁，占比2/32/3。其中火力发电占。其中火力发电占3/43/4。北方五大类高耗能工业北方五大类高耗能工业部门用于冷却的水耗部门用于冷却的水耗“径流量”“径流量”3030亿亿m m3 3/年年南水北调中线南水北

300、调中线设计输水量设计输水量径流量径流量9595亿亿m m3 3/年年v.s.北方地区工业余热总量约1亿吨标煤北方城镇清洁供热途径2+26城市跨区域供热总供热面积50亿区域供热41.2亿平米电厂余热 25亿平米工业余热 3亿平米燃煤热电联产 5亿平米天然气调峰8.2亿平米 热源：多种热源互补，实现低品位热源的调峰 电厂及工业余热在城市外承担基础负荷 天然气在城市内分布式调峰北方城镇清洁供热途径构建清洁供热新模式成本供热小时数燃气锅炉热电联产2003500热负荷供热小时数初投资折旧初投资折旧调峰调峰基础负荷基础负荷北方城镇清洁供热途径构建清洁供热新模式 热源：以大能源的视角看清洁供热的热、电、气协

301、同 热、电协同 由“以热定电”转变为“热电协同”供热为电力调峰 气、热协同 区域供热需要季节性调峰 燃气适宜于季节性储存 燃气调峰 降低回水温度，增大热网输送能力 减小热网尖峰供热北方城镇清洁供热途径构建清洁供热新模式 热网：大温差长输供热管网，为余热利用奠定基础 大规模输送热量是降低长输供热成本的条件 加大供回水温差是提高热网输送能力的途径 降低回水温度是降低热电厂供热能耗的关键北方城镇清洁供热途径构建清洁供热新模式 三级管网大温差、低回水温度，保障长输经济性，为回收利用低品位余热创造条件 城外长输网大温差 城区一次网低温回水 小区二次网小温差内容提要 北方城镇清洁供热方式分析 北方城镇清洁

302、供热途径 清洁供热发展规划思路 总结北方城镇清洁供热发展规划思路 我国北方地区城镇未来供热面积达到200亿规模考虑 利用现状电厂和其他工业余热供热，在现有热电联产基础上实现供热140亿 对现状热电厂进一步余热挖潜 距离城市较远的余热资源 供热成本低于天然气锅炉供热 热电联产及余热承担120亿 其他工业余热承担20亿 新建热电联产热源，这种供热方式发展约20亿 周边也没有其他供热资源，包括内蒙古、东三省、新疆等地区的部分城市 生物质、清洁燃煤、燃气、城市垃圾北方城镇清洁供热方式规划思路 在热网难以覆盖的少数地区，可考虑分散清洁供热方式，共计40亿建筑 各类热泵，供热规模20亿 拥有中深层地热资源

303、的地区可采用中深层地源热泵,具备冬夏热平衡条件的浅层地源热泵等,约10亿 城市污（中）水源热泵和江河湖海等地表水，发展2亿 气温相对较高地区的建筑取暖，考虑采用空气源热泵，规模8亿。小型燃气供热方式，包括燃气锅炉、燃气壁挂炉等，承担其余20亿城镇供热面积。大力发展城市热网,北方城镇80%以上的建筑依靠城市热网供热 无条件接入城市热网的20%建筑，可以通过土壤源热泵、空气源热泵以及分散的燃气采暖等方式解决采暖问题供热能耗 目前北方地区平均供热煤耗15kgce/计算，200亿平米供热需要3亿tce。按规划方案总供热能耗约1亿tce，每年供热将节能2亿tce。供热系统平均煤耗约5kgce/，仅为目前

304、北方地区供暖能耗的的三分之一 回收电厂余热影响的电厂发电量和回收工业余热所需的电量约1100亿kWh 热量输送所需的水泵电耗约400亿kWh 各类电热泵耗电量约800亿kWh 燃气调峰锅炉耗气量约110亿m；燃气锅炉及燃气壁挂炉耗气量约200亿m依据十部委北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021）的精神，设置参考供热规划方案 按照200亿供热规模 燃煤热电厂供热61亿 燃煤锅炉供热23亿 燃气热电联产供热15亿 燃气锅炉和燃气壁挂炉供热46亿 电直热供热12亿 空气源电热泵供热8亿 地源热泵供热11亿 工业余热供热面积2亿 生物质能清洁供热面积21亿 以及太阳能供热1亿 总供热能耗约1.9

305、亿tce 热电厂供热影响的发电量和回收工业余热所需的电量约1200亿kWh 热网输送水泵电耗约400亿kWh 各类电热泵耗电量约2300亿kWh 燃气锅炉及燃气壁挂炉耗气量约460亿m 燃煤锅炉耗煤量约2300万tce余热方案与参考方案对比 能耗 供热能耗降低约9400万tce，节能约50%减少天然气消耗370亿m 参考方案消耗燃气760亿m 燃气热电厂采暖季耗气量300亿m 燃气锅炉和燃气壁挂炉消耗的燃气470亿m 余热方案天然气消耗390亿m 总污染物排放量 余热方案仅为参考方案的20%余热方案与参考方案对比 经济性比较 投资 余热方案总投资比参考方案少接近3200亿元 运行费 余热方案运

306、行成本比参考方案降低约20%规划方案投资(亿元)参考方案投资(亿元)燃气热电 0 2719 燃气锅炉 642 170 壁挂炉 232 1595 燃煤热电 4093 524 工业余热 875 126 生物质 167 618 地源热泵 815 1147 水源热泵 589 0 空气源热泵 934 918 蓄热式电直热 0 3671 合计 8346 11488 规划方案（亿元）参考方案（亿元）燃煤成本 0 162 燃气成本 827 1388 热泵耗电 1007 1790 回收电厂余热影响发电 386 0 合计 2221 3339 内容提要 北方城镇清洁供热方式分析 北方城镇清洁供热途径 清洁供热发展规

307、划思路 总结总结构建城市清洁供热新模式总结构建城市清洁供热新模式总结构建城市清洁供热新模式汇报完毕，谢谢！降低城市热网回水温度的技术路径2降低回水温度对热源的好处对于电厂余热，回水温度影响余热回收量、发电量和设备投资对于工业余热，回水温度影响余热回收量对于其他大多数热源，都有相同规律典型钢厂余热回收效果与回水温度的关系电厂余热回收效果与回水温度的关系0.00.51.01.52.02.50204060800506070指标指标b:单位输配电耗余热回收量单位输配电耗余热回收量/GJ/kWh指标指标a:余热回收率余热回收率/%一次网回水温度一次网回水温度/指标a指标b典型钢厂典

308、型钢厂降低回水温度的好处3降低回水温度对输送的好处降低回水温度还有利于提高热网输热能力、降低水泵能耗降低回水温度实现大温差供热后，与天然气比，经济输送半径可达300公里输送成本与回水温度的关系降低回水温度的好处4如何降低热网回水温度？取热流程室内空气换热器二次网暖气片一次网热力站建筑物热源100505040首先降低末端回水温度上一级热网的回水温度受下一级热网的影响要降低回到热源的回水温度，首先要降低末端的回水温度降低末端回水温度5降低末端回水温度的原理末端散热器的换热公式：=增大换热面积减小热需求欧洲第四代热网低温供热的目标：供水5060，回水接近25低温供热末端加强围护结构保温智能温控阀调节

309、室内空气二次网散热器建筑物504020供热量Q供水温度变化趋势回水温度变化趋势降低末端回水温度图片来源：Lund H,Werner S,Wiltshire R,et al.4th Generation District Heating(4GDH):Integrating smart thermal grids into future sustainable energy systemsJ.Energy,2014,68(4):1-11.6延吉市的末端普遍采用辐射地板采暖严寒期的二次侧回水温度能降到35以下初末寒期的二次侧回水温度能降到25供暖质量比暖气片好202530354045501 2 3

310、4 5 6 7 8 9 5水温（）热力站编号回水温度平均值：33.3严寒期的二次侧供回水温度二次侧供回温度的变化规律0 05 502525303035354040454550502013/10/232013/10/232013/12/22013/12/22014/1/112014/1/112014/2/202014/2/202014/4/12014/4/1水温（水温（）日期日期供水温度供水温度回水温度回水温度辐射地板采暖实现低温供热降低末端回水温度数据来源：中国建筑节能年度发展研究报告20157固定周期，改

311、变通断比固定通水时间，改变通断周期通断控制实现温度调节我国过量供热问题严重，末端缺少调节二次网采用“小温差、大流量”运行，温控阀变流量调节效果不好，通断调节则能够起到很好的效果通断调节的两种方式：固定周期，通过改变通断比来调节热量固定通水时间，通过改变通断周期来调节热量降低末端回水温度8小型热网采用低温直供模式凝汽器室内空气暖气片建筑物热电联产5040电厂或低品位余热直供末端的低回水温度不经换热回到热源直接回收低品位余热，热源综合能效最高适用于热源距离近、供热规模小的热网乏汽低压缸降低回到热源的回水温度9大型热网的主要矛盾取热流程室内空气换热器二次网10K暖气片一次网100K热力站建筑物热源1

312、20205040供热规模越大，流量对经济性的影响越大，导致供需两侧对温差有不同需求源侧热网：大温差，有利于减小输送成本末端热网：小温差，有利于降低供热温度和实现均匀供热中间设置换热站，两侧可以有不同的温差，同时起到隔压作用换热站需要解决温差比矛盾“小流量、大温差”利于输送“大流量、小温差”均匀供热温差矛盾降低回到热源的回水温度10吸收式换热器解决温差比矛盾吸收式换热器可以把原本浪费的换热温差转化为驱动力，驱动吸收式热泵降低回水温度换热效能=上游供水上游回水上游供水下游回水1下游温差越小、回水温度越低，吸收式换热器上游的回水温度越低降低回到热源的回水温度0.80.911.11.21.31.402

313、46810换热效能温差比=上游温差下游温差板式换热器1吸收式换热器120Q205040上游热网下游热网基准温度取决于下游，温度降幅取决于温差比吸收式换热器T205040直接换热发生-冷凝过程驱动源蒸发-吸收过程被提升部分蒸发-吸收发生-冷凝直接换热Q120常规热力站庭院管网15K4560常规热力站11不同的吸收式换热模式比较楼宇吸收式热力站吸收式热力站大型集中吸收式换热站热电联产楼内管网10K4050庭院管网15K4560一次网60K50110100K100K100K小型集中吸收式换热站3040K508090100K降低回到热源的回水温度温差比=10庭院管网15K4560温差比=6.7温差比=

314、1.7温差比=2.53.3回水温度最低回水温度较低回水温度最高回水温度较高零次网比较原则：下游回水温度越低越好下游温差越小越好12楼宇式吸收式换热器回水温度最低：一次网：90/25二次网：50/40北欧模式、单栋可调、单栋计量楼内热网规模小，流量大、泵耗低、室温均匀谢晓云团队已研发出全新设备，在赤峰、迁西有多个示范工程，长达五个采暖季安全运行楼宇式吸收式换热器实物图楼宇式吸收式换热器实物图楼宇式吸收式换热器小区布置图降低回到热源的回水温度13热力站吸收式换热器热力站吸收式换热器实物图回水温度也很低一次网：120/25二次网：60/45设备成熟且已成规模化生产太原市案例总供热面积为6669万平米

315、，已完成大温差改造的热力站共有346座，供热面积4007万平米，占本区域供热面积60%左右降低回到热源的回水温度14集中式换热站安装吸收式换热器目前城市热网的供回水温差普遍在30K以上直接安装吸收式换热器的换热效能太低，无法降低回水温度，需要优化降低回到热源的回水温度202530354045505560/5070/5080/5090/50集中站的回水温度（）下游供/回水温度（/）目前城市一次网的供回水温差情况集中站回水温度与下游温差的关系204060801000.50.60.70.80.91温度（）负荷率一级网供水一级网回水锅炉进水15减小集中式换热站的下游温差=增大循环流量：受既有管网管径和

316、水泵扬程的限制减小供热负荷：摘除部分热力站，采用分散式换热站，集中站维持最大流量运行，从而减小温差用调峰热源承担一部分温差调峰起始点降低回到热源的回水温度调峰热源承担热电联产一级网二级网分散式换热站集中式换热站零级网吸收式换热器锅炉5090零次网一次网调峰热源7828K100K流量比=3.6摘除供热负荷减小温差的方式调峰减小温差的方式50.50.60.70.80.91零级网回水温度（）负荷率16解决回水温度高的问题如果调峰热源为天然气，可以驱动热泵进一步降低回水温度调峰比例越大，集中站回水温度越低，同时综合能耗和能源成本也越高最不利工况是调峰起始工况调峰起始工况吸收式换热

317、器吸收式热泵1205090零级网23一级网30%天然气降低回到热源的回水温度4050607080901000.50.60.70.80.91供热量（MW）负荷率基础热源调峰热源调峰起始工况7436与调峰结合的集中式换热站的回水温度变化规律（下游90/50、调峰比30%工况的）17集中与分散相结合分散式能为集中站提供更多调峰热源，有利于降低严寒期的回水温度分散式能帮助降低总的回水温度如果热源或输配对回水温度有要求，就要求分散式必须大于一定比例分散式比例继续增大，回水温度进一步降低集中式换热站获得更多调峰热源总体回水温度随分散式比例增大而降低50.50.60.70.80.91l

318、零级网回水温度（）负荷率集中式吸收机分散式吸收机分散式比例越大，整体回水温度越低集中式原有调峰量分散式提供的调峰量降低回到热源的回水温度18城市热网降低回水温度的模式大力发展分散式吸收式热力站，特别是楼宇式吸收式热力站实在改造困难时，可以规划小比例的小型集中吸收式换热站不应建设大型集中吸收式换热站热电联产零级网分散吸收式热力站常规热力站集中吸收式换热站分散式换热站集中吸收式换热站降低回到热源的回水温度19降低回水温度的热价机制回水温度的降低依靠热网公司的投入和努力 用户末端改造，改地板采暖和增加散热器 精心调节，保持各支路平衡（能把回水温度降低40）楼宇式吸收式换热器需要投资1520元/供热平

319、米 热力站西嗾使换热器需要投资710元/供热平米（能把回水温度降到25）目前热源与热网的热量结算方式是：Q=流量比热（供水温度-回水温度），热力公司无法从中获得任何受益改为：Q=流量比热（供水温度-协议温度约40）政策机制 高于40，热力公司多交钱，弥补热源余热回收改造投入的损失 低于40，热力公司获得受益，回收其降低回水温度的投入谢谢！清华大学建筑节能研究中心高效电驱动热泵供热系统的评价指标与应避免的问题推进电力供热健康发展推进电力供热健康发展21.1 电力为建筑供热的正确打开方式：贴近终端，高效热泵数据来源：中国建筑节能年度发展研究报告2019全球：约10%能源用于各类建筑物冬季供暖；我国

320、：北方城镇建筑供暖每年消耗2亿吨标煤（2017：2.01亿），并与“雾霾”形成有关；增长：北方城镇供暖面积2000年以来增加1.8倍；清洁供热：必然的选择，关键是怎么做大规模市政集中供热：燃煤热电联产、工业余热利用 效率高，清洁市政热网难以到达的区域：分散式燃煤锅炉，小煤炉灶：燃烧效率低，污染严重；天然气锅炉供热：也与“雾霾”形成相关，而且对外依存度超过40%；太阳能、风能、地热能：备受关注，但受自然资源禀赋限制；电能：直接电热不合理（可再生能源发的电，也不应浪费，能量高质低用总是浪费）电力供热：从低品位热源中取热、实现高效供热的热泵技术是正确选择注：本文中热泵均指电驱动热泵 供暖能耗：总量大

321、，随城镇化进程持续增长 本届节能周主题：未来城市能源与清洁供热3 热泵原理：1份电+从低温热源搬运的多份热量低温热源高温热汇T0TkHPPQ0QkPQkCOP=例如：建筑物效率：投入产出比1.2 热泵技术发展应用历史悠久 地源热泵应用面积：有限，效果？4实测项目供热面积340万m2编号热源建筑功能建筑面积(m2)末端形式A中水住宅292,700地暖B空气住宅3,000暖气片C地埋管住宅43,000辐射天棚+新风D海水(直连)住宅+酒店260,000酒店：FCU住宅：地暖+部分暖气片E地埋管学校18,500风机盘管F地埋管学校32,769教室：风机盘管+新风大空间：全空气G地埋管办公实验室35,

322、024风机盘管H污水住宅40,000暖气片+地暖I地埋管住宅27,236风机盘管编号热源建筑功能建筑面积(m2)末端形式J地埋管住宅及辅助141,289风机盘管K地埋管工厂202,000空调箱风机盘管L污水(海水备用)住宅、商业742,000暖气片M海水(直连)住宅、办公58,800-N地埋管门诊楼、病房67,688大空间：全空气其他：风机盘管+新风O地埋管住宅及辅助112,153风机盘管P地埋管商业-风机盘管Q污水住宅、商业1,360,000风机盘管R海水(间连)办公8,138风机盘管+新风少量空调箱1.3 对实际工程项目展开实测：运行工况，连续监测51.3 对实际工程项目展开实测：运行工况

323、，连续监测1.4 不是用了“热泵”就是“节能”：应用效果难言“高效”8 热泵机组运行性能偏低，大量系统能效不达标 水系统输送性能不佳：输送系数低于40，泵耗电大 小区集中供热：庭院管网热损失较大 小区集中供热：水力失调，热力不平衡，过热损失存在2电驱动热泵供热应避免的问题82.1 电驱动热泵供热系统应避免的问题供热量过高热损失大庭院管网漏热楼内管网漏热存在过量供热水力不平衡楼间不平衡楼内不平衡室内过热系统能效低主机能效低缺乏验收调适维护不足选型不当控制不佳输配电耗高大流量小温差水泵性能差不合理阻力过滤器脏堵阀门动作不当2.2 精确识别末端供热需求，避免过量供热 建筑体围护结构需要定期维护，减少

324、需热量；定期维护管网保温，避免庭院管网漏热损失；定期调节管网平衡，避免水力失调和热力失调；根据供暖需求调节供水温度，避免过量供热；92.2.1 建筑体围护结构需要定期维护，减少耗热量 对于老旧建筑由于建筑材料及保温技术落后导致维护结构热性能不佳的情况，需要通过围护结构保温改造提升保温性能，减少冬季耗热量。如果建筑物保温性能不佳，供热末端不能自主调节，电力供热必然成本高、效果差；窗框存在热桥导致围护结构漏热半地下室外窗漏热情况用户存在开窗行为10112.2.2 定期维护管网保温，避免庭院管网漏热损失 庭院管网过大、保温维护不佳，导致漏热损失偏大，20%的热量白白耗散在输配管网上；电力供热：电热转

325、换设备越靠近终端用户，损失越小，应将管网热损失减到最小4#1#机房11#10#9#13#5#3#2#16#12#15#14#创业大厦21#20#19#18#17#8#7#6#1#支路2#支路2.2.3 定期调节管网平衡：如何避免水力失调和热力失调12对于不同支路，随着支路所带末端数量的增加，水力失调现象会更加严重；对于同一支路，随着干管距离的增长，水力失调现象会更加严重同理电力供热：电热转换设备应尽量靠近终端用户，避免失调导致过量供热损失4#1#机房11#10#9#13#5#3#2#16#12#15#14#创业大厦21#20#19#18#17#8#7#6#1#支路2#支路各楼平均温差（调适前）

326、2.2.4 根据需求调节供水温度，避免过量供热13供水温度不仅对热泵机组能效有所影响，还对建筑物耗热量有较大影响；特别是室外温度较高时，供水温度偏高，末端缺乏调节，室内会严重过量供热；如果用热泵供热：一定要尽量降低供水温度（欧洲称为Low-Temperature Heating），并根据实际供热需求进行调整，一是能避免末端过量供热，二是能提升热泵性能；某热泵供热系统不同住户室温测试某住户辐射地板红外图2.3 热泵机组实际运行性能普遍偏低，水泵输配电耗高14 大多数机组实际运行工况下实测的能效比，折算到额定工况：均低于设备标称的额定值 热泵供热系统在低温热源侧和用户侧至少各有一个水泵（空气源热泵

327、是风机），输配电耗不能忽略，也是非常大的耗电量2.3 热泵供热真的节能么：折算一次能源，部分项目节能量很小15 今天不详细讨论提升热泵机组能效比和水泵效率的问题 按全国火力发电平均供电煤耗0.310kgce/kWh计算，如果热泵供热系统供出一份热量的消耗大于0.440份电量（1kgce热值按29.3MJ计算，燃煤锅炉效率90%），那么热泵供热并不节能单位制热量系统各环节电耗（kWh电/kWh热）节能量更浪费能源2.4 小结：如果采用热泵供热，需因地制宜，选取合适低温热源16 对于热泵系统，其关键在于寻找低温热源热泵类型优点不足空气源热泵体积小、安装灵活、输配损失少（王建民，2012）特别适合于

328、广大农村（江亿，2016）受室外温度影响大（王建民，2012），除霜（张楠，2010）海水源热泵海水温度较空气高；水温波动小，机组运行稳定；腐蚀性；脏堵；取水点深度不够，水温低；受可利用条件限制（吴丹，2012）污水源热泵污水温度较高；节能环保、综合利用；（江亿，2005）受可利用条件限制土壤源热泵地下水式土壤温度全年基本稳定，冬季地下水温高系统性能受地下水水量、水温以及供水稳定性影响较大（张静波，2011）地埋管式不会对地下水系统造成影响，机组运行更加稳定；地埋管深度较浅，热源温度不高（Zhijian Liu，2015）常规热泵系统，热源受气候条件、地理环境影响；为了获得更加高温、更稳定的低

329、温热源，最直接的方法：增加取热点深度 中深层地热3中深层地热源热泵供热系统：地热能持续高效广泛利用的方式183.1 地热能：清洁能源，应用前景好 中深层、深层地热资源丰富，热量来自于地心放射性元素衰变；以往对于该热量的利用，主要集中在发电的应用，全球发电能力总量达到14369MW，我国仅为27.9MW；初期投资高、发电效率低，应用效果不佳；我国北方地区，深度在1.53km，岩层温度60120的热源尚未充分利用：温度不足以发电，但供热应用具有可行性；常用地热发电技术我国地热资源分布情况193.2 水热型地热能供暖直接利用：与资源禀赋有关 水热型地热能水热型地热资源一般是指4000m以浅、温度大于

330、25的热水和蒸汽，可用于供暖、旅游疗养、种植养殖、发电和工业利用等方面。据国土资源部2015年发布数据，4000米以浅水热型地热资源量折合标煤12500亿吨，年可采资源量折合标煤18.7亿吨。形成了以天津、河北为代表的地热供暖，以北京、东南沿海为代表的温泉旅游与疗养等水热型地热资源直接利用方式。到2017年底，全国水热型地热供暖面积达到1.5亿平方米；受资源禀赋限制，同时存在诸多环境问题203.3 思路：用间壁式换热的方法，提取中深层地热能，用于供暖 地温梯度普遍存在：不同地点不同，通常为13K/百米垂直深度，在地下23km处岩层温度70120通过钻机向地下20004000米深处岩层钻孔，固井

331、；在钻孔中安装封闭的金属套管（石油套管）换热器；换热器外壁与岩层换热（间壁换热），将地下深处的热能取出；通过地面热泵机组、输配系统等，向建筑物供热。热泵机组绝热内管石油套管地下金属换热器结构示意固井材料密闭换热器，与岩层“换热不碰水”，对环境无干扰213.4 从实践出发：勇于实践，同时开展深入研究 2012年以来，我国陕西工程科技工作者在国内（国际）率先建成并运行多个该技术示范项目 截至2017年底：正在实现供热运行的项目23个，供暖面积近400万平方米；设计供暖项目36个，计划打取热孔339口，供暖面积607万平方米；需通过实测数据，客观评价系统运行性能 需建立合理的评价指标体系，指导系统高

332、效运行 需建立理论分析架构，指导进一步研发 以工程实际问题出发，通过现场实测、长期监测、理论分析以及模拟计算，对中深层地热源清洁供热技术进行深入研究，不断完善22项目名称ABCDE建筑功能住宅住宅住宅住宅住宅实际供暖面积 6000 18700 38000 1334007560末端形式辐射地板装机功率 kW1040 1986 2600 56802160取热孔深度 m20002000200025002000取热孔个数（使用/已有）1/23/35/58/83/3连续监测时长2周2周2个供暖季2个供暖季2周3.5 持续对多个项目进行实测研究233.6 热源侧取热量大，但项目之间偏差较大ABCDE地埋管

333、深度（m）20002000200025002000单孔日平均取热量（kW）2582单孔日连续取热量（GJ）22.313.724.923.410.5 得益于高温的热源，单孔取热量高；1根取热孔（2000m）取热量相当于3070根浅层地埋管（100m）取热量，节省大量占地面积；项目D单孔供暖季取热量达到了2066GJ，结合热泵机组，可承担1.2万的居住建筑供暖需求。243.7 系统实际运行性能良好，仍然存在较大的提升空间项目名称ABCDE热源侧供水温度（）27.129.820.034.723.3热泵机组COP5.644.714.354.825.70热源侧输送系数32.456.646.125.026.1热源COP4.804.354.014.074.64用户侧输送系数18.513.539.517.325.7系统COP3.813.283.613.663.51 得益于高温的热源，