基于分布式清洁能源供热系统应用的技术经济分析

张耀中 姜中卿

传统供热方式虽技术可靠，但工艺落后，污染严重。市场对锅炉进行强制脱硫工艺的可行性存在普遍质疑，认为传统燃煤锅炉的整治缺乏财政补贴，企业缺乏积极性和主动性，归根结底是脱硫成本高等原因。

1.政策背景

国务院大气污染治理“十条政策”于2013年6月提出。紧接着，2015年推出《中华人民共和国大气污染防治法（修订草案）》，其中第二十五条明确指出，国务院有关部门和地方各级人民政府应当采取措施，改进能源结构，推广清洁能源的生产和使用。随后，地方政府相继出台了关于燃煤锅炉清洁能源替代的相关政策及相应补贴措施。至此，以电直接驱动的蒸汽压缩式空气源热泵及以燃气为一次能源的吸收式空气源热泵供热系统逐渐引起人们的关注。

2.空气源热泵供热与传统市政供热的比较

传统市政供热是基于热电联产的方式，利用汽轮机冷凝放热后形成的110℃～130℃左右的热水作为供热系统的一次侧热源。热水通过市政供热管网输送到用热项目，通过换热站输送至末端用户。因涉及管网及换热站建设，项目开发商需要缴纳大量的配套费用[1]。

电驱动蒸汽压缩式空气源热泵是最常见的热泵形式，技术可靠，供应链比较成熟。其基本原理是通过消耗电力这种高品位能源驱动压缩机做功，通过制冷剂的相变换热使热量从低温热源流向高温热源。目前提高蒸汽压缩式热泵能效的方法主要有多级压缩和喷气增焓技术，同时采取提高热泵热力学完善度的方法，减小压缩机和换热器的不可逆损失，绝大部分产品的性能可提升20%左右。

燃气空气源热泵是一种燃气型氨-水吸收式空气源热泵机组，以氨为制冷剂，水为吸收剂。依靠天然气燃烧产生的热能驱动水对氨的吸收、释放，从而产生吸热和放热过程，进而可以制取热水作为生活热水或者应用于采暖。吸收式热泵机组工作过程中包括两个循环：制冷剂循环及吸收剂循环[2]。

燃气吸收式热泵机组的COP可以达到1.8左右，气候适应性较强。机组可在-20℃到43℃的环境下稳定运行，目前技术较先进的厂家已可实现针对机组系统特点设计水路系统的控制程序，开机即可快速满功率运行，智能化霜时可同步供热，水温控制可做到自动控制，无级调节。燃气热泵目前在市场上有热水机组和采暖机组之分，可以根据需求选择不同形式的热泵机组。

燃气吸收式热泵的能效比单从数值上不如蒸汽压缩式热泵，但是可直接消耗一次能源来完成热量从低位热源到高位热源的转移。蒸汽压缩式热泵机组消耗的是电能，而电能属于高品位能源，其获取也需要靠燃烧生物质能这种一次能源作为代价，这一过程的效率目前最高只能达到约40%左右，如果统一换算成基于一次能源消耗率下的能效比，电蒸汽压缩式热泵的COP不一定比燃气吸收式热泵高，结果要根据具体项目进行数据测算[3]。

3.技术经济分析及优化

本次研究以10万m2住宅组团为例，分别分析市政供热、电压缩空气源热泵及燃气热泵的初投资及运行费用。

居住建筑节能设计标准中，目前对于建筑耗热量指标的规定为25W/m2。则10万m2项目的总热负荷为2500kW，管网损失附加率按1.1考虑，则设备负荷为2750kW。因空气源热泵在极寒天气下的衰减比较严重，衰减附加值应再增加50%，则衰减修正后的设备负荷约为4125kW。

若按常规集中供热来算，根据济南市目前的市政配套缴费标准，需缴纳费用数额为红线外大配套费78元/m2，红线内小配套费48元/m2，共计126元/m2，收费指标为独立公建外的地上面积，则10万m2供暖配套费需缴纳总额约为1260万元。综合运行费用为26.7元/m2。

如采用电压缩式空气源热泵供热方案，设计拟采用单机制热能力40匹的空气源热泵，单机制热能力为132kW，输入功率33.4kW，制热COP平均值约为3.95。根据上述热负荷估算值，实际需要的装机台数为31.9台，取整数32台。电力增容量指标：根据优化后的设备配置方案，平摊到总建筑面积后，实际估算值为0.012kW/m2。

方案选用的热泵机组单机造价为2300元一匹，40匹机单台造价为9.2万元，那么热泵设备的初投资约为294.4万元。循环泵造价约为4万元，缓冲水箱约为15万元，一次侧管道管件及安装费合计10万元左右，二次侧管网（含能源站及热力入口装置）仍按260万元计，则设备总初投资为583.4万元（不含电力增容费）；电力增容费按259万元预估，则总投资额约为842.4万元。运行费用方面，电压缩式热泵的主要能源是电力，因此运行费主要是电费。经测算，37℃供水条件下约为16元/m2供暖面积，42℃供水条件下约为22元/m2供暖面积，综合运行费用约20元/m2，这里所指的供暖面积均默认为套内面积。

如采用燃气空气源热泵，初投资主要由设备费、安装费、辅材费、单元入口装置费及分户热计量装置费组成。设备部分总投资主要包含设备费、安装费（不含运输和现场吊装费）和辅材费。本研究项目拟选用单台制热量53kW（45℃稳定供水工况下）的燃气热泵机组，输入功率1.25kW。根据前述负荷参数，该项目需配置77.8台燃气热泵机组，取整数78台，热泵机组总投资约468万元。热力系统二次侧与前述电压缩式空气源热泵供暖系统基本一致，但因吸收式热泵的输入功率要小得多，故电力增容费要明显减小，按1500元/kW估算，则总费用为146.25万元。估算下来，总投资额约为903.3万元。

运行费用方面，燃气热泵的主要能源是燃气，附加一部分电力，因此由燃气费和电费两部分组成。研究项目所处城市商用气价为3.65元/Nm3，商用电价为0.8元/kWH。为提高数据的准确性，计算模型按照热泵负荷率分别在100%、75%、50%和25%四种工况下的加权数值来计，对应的实际使用时间比率，根据统计数据分别为3.9%、23.8%、42.2%和30.2%，统计时间自每年11月15日至次年的3月15日，每天24h共计2904h，最终测算的综合运行单价为16.34元/m2采暖面积，采暖面积均按套内面积取。

以上测算结果基于现有能源市场价格，如果能源价格变化，结果也会出现差异，但这也给运营商提供了一个思路，如果有条件争取较低的燃料价，那么热泵采暖的优势将更加明显。由于空气源热泵能效比随室外温度下降而衰减的先天不足，其供热可靠性也相对较低。同样热负荷的情况下需要配置大量的室外机组，占地面积大，对能源站结构荷载要求高，运行噪声大，设备更新及维护保养成本也比较高。

利用空气能的同时，应尽量采用组合能源供暖的方式，根据项目周边市政配套情况，采用部分燃气锅炉调峰补偿，如果有峰谷电价政策的话，也可以考虑采用谷电蓄热进行补偿的方式。电蓄热虽然不是直接的节能措施，但利用谷电可有效降低运营费用，还可以减少初投资。电蓄热带来的电力增容规模比较大，需认真权衡谷电蓄热运营经济性与电力增容附加成本之间的关系，只有在谷电蓄热带来的经济效益，可以短时间回收电力附加增容的成本时，考虑采用该模式供暖。

有条件的话，可利用分布式能源系统达到能源梯级利用的目的，有效提高一次能源的利用率。比如采用燃气轮机发电驱动电压缩式热泵及循环水系统，然后利用发电后产生的余热再驱动吸收式热泵。以资源、环境效益最大化确定系统方式和装机容量，根据终端能源利用效率最优化的原则确定规模。

4.空气源热泵应用可能存在的问题或风险

极寒天气条件下因蒸发温度过低，导致热泵蒸发器侧结霜严重，除霜导致的机组COP下降，会使采暖供水温度出现波动，工况不稳定，需额外考虑因热衰减带来的设备装机容量增加。

设备系统复杂，对运营单位的要求较高，一般热泵使用寿命在10～15年左右，独立运营需考虑设备更新和维修带来的附加成本，尤其是设备更新成本较高，一次设备更新后会导致设备运行寿命周期内的总投资远大于市政供热。

空气源热泵只能制取较低温度的采暖用水（最高不超过65℃），适合末端为辐射采暖的系统，对于末端采用暖气片的系统不适合，在末端适应上具有一定的局限性。

5.结论

对市政供热不具备或者不完全具备的寒冷地区，基于分布式清洁能源供热技术的空气源热泵系统可作为供暖替代的首选项。在不考虑设备折旧的基础上，相比市政集中供热，电压缩式热泵供热系统初投资相比市政供热减小约33%，综合运行费用降低约25%；燃气吸收式热泵系统初投资相比市政供热减小约28%，综合运行费用降低约39%；如果有条件申请到能源补贴或较低的能源单价，综合运行费用还有更大的下降空间，经济优势明显。单一空气源热泵供暖系统的工况稳定性较差，宜与其他供热方式耦合工作，以提高能源综合利用效率和系统稳定性。