長輸熱網(wǎng)吸收式換熱機組電耗經(jīng)濟性分析

王晶晶

（太原市熱力集團有限責任公司，山西 太原 030027）

0 引言

“雙碳”[1]開啟了零碳發(fā)展的序幕，作為全面落實國家節(jié)能減排政策、推進城市清潔供熱的示范樣板項目，太古供熱工程開創(chuàng)了全國乃至世界供熱先河。作為其關(guān)鍵技術(shù)環(huán)節(jié)的大溫差輸送，大大提高了供熱能力[2]。在輸送相同熱量情況下，由于吸收式換熱機組的投運，大幅度降低長輸熱網(wǎng)的回水溫度，增大供回水溫差，系統(tǒng)流量減少[3]，水泵運行頻率顯著降低，使該部分電量消耗得以減少[4]，但由于機組本身屬于耗電設備，啟動與停運的時間節(jié)點不同，必然對總電耗的增大與減少產(chǎn)生影響。因此需要對比兩者（水泵電量減少節(jié)約的電費和機組耗電增加的電費）之間的大小關(guān)系，以衡量吸收式換熱機組電耗的經(jīng)濟性。

1 長輸管線概況

太古長輸供熱工程，高差180m，共敷設4 根DN1400，長度為37.8km 的供熱管線，連同市區(qū)敷設管網(wǎng)供熱里程共達900km[5]。為克服距離遠、高差大等因素，系統(tǒng)共設置6 級循環(huán)泵實行分布式梯級加壓，分別為電廠內(nèi)加壓泵，1#泵站回水加壓泵，2#泵站供、回水加壓泵，3#泵站回水加壓泵，中繼能源站回水加壓泵。每套系統(tǒng)每級加壓泵均設置4 臺（4 用不備），共計48臺。各泵組基本參數(shù)如表1 所示。

表1 長輸管線各加壓泵組基本參數(shù)

吸收式換熱機組是采用熱泵原理，通過溴化鋰-水溶液的循環(huán)實現(xiàn)熱交換，主要耗能設備為機組溶液泵、冷劑泵。以2020—2021 年采暖季太古熱網(wǎng)運行參數(shù)為依據(jù)，初末寒期吸收式換熱機組按照標定功率的25%（運行經(jīng)驗值）計算電耗，得到網(wǎng)內(nèi)7 個分公司所有啟動的機組日耗電量共計21330kW·h，目前熱力站電價為0.5771 元/kW·h，可得日電費成本為12310 元，具體如表2 所示。

表2 2020—2021 年采暖季太古熱網(wǎng)內(nèi)吸收式換熱機組啟用及耗電情況

2020—2021 年采暖季吸收式換熱機組實際啟動和停運時間及相應參數(shù)情況如表3 所示。其中4 座泵站耗電量單價約為0.43 元/kW·h。

表3 2020—2021 年采暖季吸收式換熱機組啟停當日參數(shù)

2 吸收式換熱機組啟動、停運數(shù)學擬合分析

吸收式換熱機組啟動指令從2020 年11 月17 日開始下達，依據(jù)該時間節(jié)點前，未啟動吸收式換熱機組時，電廠總流量與4 座泵站總電耗二者實際數(shù)據(jù)統(tǒng)計，擬合得出總流量與總電量對應關(guān)系式。

結(jié)合每日實際供熱負荷Q 和不同電廠供回水溫差△T 得出計算流量，將其代入關(guān)系式，繼而得出吸收式換熱機組延遲開啟條件下的計算耗電量。將每日計算耗電量折算成電費變化曲線，與11 月17 日之后實際總電費比較，得出吸收式換熱機組延遲啟動的經(jīng)濟性。

同理，擬合吸收式換熱機組穩(wěn)定運行階段，電廠總流量與4 座泵站和吸收式換熱機組總電耗二者關(guān)系式，結(jié)合每日實際供熱負荷Q 和不同電廠供回水溫差△T，得出吸收式換熱機組提前啟動的經(jīng)濟性。

吸收式換熱機組停運指令從2021 年2 月26 日開始下達，依據(jù)該時間節(jié)點前，吸收式換熱機組穩(wěn)定運行階段，電廠總流量與4 座泵站和吸收式換熱機組總電耗二者實際數(shù)據(jù)統(tǒng)計，擬合得出總流量與總電量對應關(guān)系式。

結(jié)合每日實際供熱負荷Q 和不同電廠供回水溫差△T 得出計算流量，將其入關(guān)系式，繼而得出大溫差機組延遲停運時的計算耗電量。將每日計算耗電量折算成電費變化曲線，與2 月26 日之后實際總電費比較，得處吸收式換熱機組延遲停運的經(jīng)濟性。

同理，擬合吸收式換熱機組全部停運后，電廠總流量與4 座泵站總電耗二者關(guān)系式，結(jié)合每日實際供熱負荷Q 和不同電廠供回水溫差△T，得出吸收式換熱機組提前停運的經(jīng)濟性。

3 吸收式換熱機組啟動溫度判斷標準

根據(jù)2020 年11 月17 日吸收式換熱機組啟動指令下達（電廠供回水溫差約在47℃左右，對應一級網(wǎng)供水溫度約在80℃左右），擬合2020 年11 月1 日至2020年11 月16 日電廠系統(tǒng)一、系統(tǒng)二總流量與4 座泵站總電費二者數(shù)據(jù)對應變化曲線，預測2020 年11 月16日之后（6d 時間內(nèi)），在未啟動吸收式換熱機組的情況下4 座泵站的總電費，與實際運行情況下的電費比較，結(jié)果如圖1 所示。

通過分析圖1 數(shù)據(jù)，當吸收式換熱機組延遲開啟時，擬合得到的總電費均明顯高于實際運行電費。

圖1 吸收式換熱機組延遲開啟預測總電費

再根據(jù)2020 年11 月17 日吸收式換熱機組啟動指令下達，擬合2020 年 11 月 28 日至 2020 年12 月10日電廠系統(tǒng)一、系統(tǒng)二總流量與4 座泵站總電費二者數(shù)據(jù)對應變化曲線，預測2020 年11 月17 日之前（6d時間內(nèi)），在提前啟動吸收式換熱機組的情況下4 座泵站及所帶熱力站的總電費，與實際運行情況下的電費比較，結(jié)果如圖2 所示。

圖2 吸收式換熱機組提前開啟預測總電費

通過對比分析圖2 數(shù)據(jù)，當興能電廠供回水溫差在44℃以上時，此時對應一級網(wǎng)供水溫度升至約75℃以上，開啟吸收式換熱機組后擬合得到的總電費較實際運行電費有明顯減少。

4 吸收式換熱機組停運溫度判斷標準

根據(jù)2021 年2 月26 日吸收式換熱機組停運指令下達（電廠供回水溫差58℃左右，對應一級網(wǎng)供水溫度約在80℃左右），擬合2021 年 2 月 15 日至2021 年2月25 日興能電廠系統(tǒng)一、系統(tǒng)二總流量與4 座泵站總電費二者數(shù)據(jù)對應變化曲線，預測2021 年2 月25 日之后（6d 時間內(nèi)），在延遲停運吸收式換熱機組的情況下4 座泵站的總電費，與實際運行情況下的電費比較，結(jié)果如圖3 所示。

圖3 吸收式換熱機組延遲停運預測總電費

通過對比分析圖3 數(shù)據(jù)，在電廠供回水溫差降至60℃以下時，對應一級網(wǎng)供水溫度85℃以下時，延遲停運吸收式換熱機組后擬合得到的總電費均明顯高于實際運行電費。

再根據(jù)2021 年2 月26 日吸收式換熱機組停運指令下達，擬合 2021 年 2 月 26 日至 2021 年 3 月 15 日電廠系統(tǒng)一、系統(tǒng)二總流量與4 座泵站總電費二者數(shù)據(jù)對應變化曲線，預測2021 年2 月26 日之前（6d 時間內(nèi)），在提前停運吸收式換熱機組的情況下4 座泵站的總電費，與實際運行情況下的電費比較，結(jié)果如圖4所示。

圖4 吸收式換熱機組提前停運預測總電費

通過對比分析圖4 數(shù)據(jù)，在電廠供回水溫差降至60℃時，對應一級網(wǎng)供水溫度為85℃時，停運吸收式換熱機組后擬合得到的總電費較實際運行電費有明顯減少。

5 結(jié)語

綜上所述，以太古熱網(wǎng)2020—2021 采暖季運行數(shù)據(jù)分析，得出以下結(jié)論。

（1）在不考慮大機組設備投資回報等經(jīng)濟因素，得到最優(yōu)啟停機組時刻：初寒期當一級網(wǎng)供水溫度升至75℃以上時（對應電廠供回水溫差44℃以上，供熱負荷約1100MW 以上），可考慮啟動吸收式換熱機組；末寒期，當一級網(wǎng)供水溫度降至85℃時（對應電廠供回水溫差降至60℃時，供熱負荷約1400MW 以下），可考慮停運吸收式換熱機組。此時運行電耗成本較低，較經(jīng)濟。

（2）基于供熱運行精細化管理的目標，熱力站未來需加裝單獨針對吸收式換熱機組的電計量裝置，更為直觀地得出在不同供回水溫度條件下，其能效與電費的實時變化情況，綜合分析吸收式換熱機組的經(jīng)濟性。

（3）大溫差換熱機組啟停條件依據(jù)相關(guān)實測數(shù)據(jù)，通過擬合推算得出，需在2021—2022 年采暖季進行驗證，進一步完善擬合結(jié)果與實際情況的吻合程度。

（4）吸收式換熱機組貢獻的低溫回水，有利于電廠回收乏汽余熱，雖然對節(jié)能降耗有著深遠意義，但是現(xiàn)階段由于熱價恒定，本文僅針對電耗方面展開論述。未來的研究重點可以從熱價浮動與電耗相結(jié)合展開深入分析，得到供熱運行調(diào)節(jié)方面更為科學、合理的策略引導。

（5）本文以太古熱網(wǎng)為例進行分析，對其他長輸熱網(wǎng)機組啟停時刻標準可參照本文的分析方法具體分析。