长输热网吸收式换热机组电耗经济性分析

王晶晶

（太原市热力集团有限责任公司，山西 太原 030027）

0 引言

“双碳”[1]开启了零碳发展的序幕，作为全面落实国家节能减排政策、推进城市清洁供热的示范样板项目，太古供热工程开创了全国乃至世界供热先河。作为其关键技术环节的大温差输送，大大提高了供热能力[2]。在输送相同热量情况下，由于吸收式换热机组的投运，大幅度降低长输热网的回水温度，增大供回水温差，系统流量减少[3]，水泵运行频率显著降低，使该部分电量消耗得以减少[4]，但由于机组本身属于耗电设备，启动与停运的时间节点不同，必然对总电耗的增大与减少产生影响。因此需要对比两者（水泵电量减少节约的电费和机组耗电增加的电费）之间的大小关系，以衡量吸收式换热机组电耗的经济性。

1 长输管线概况

太古长输供热工程，高差180m，共敷设4 根DN1400，长度为37.8km 的供热管线，连同市区敷设管网供热里程共达900km[5]。为克服距离远、高差大等因素，系统共设置6 级循环泵实行分布式梯级加压，分别为电厂内加压泵，1#泵站回水加压泵，2#泵站供、回水加压泵，3#泵站回水加压泵，中继能源站回水加压泵。每套系统每级加压泵均设置4 台（4 用不备），共计48台。各泵组基本参数如表1 所示。

表1 长输管线各加压泵组基本参数

吸收式换热机组是采用热泵原理，通过溴化锂-水溶液的循环实现热交换，主要耗能设备为机组溶液泵、冷剂泵。以2020—2021 年采暖季太古热网运行参数为依据，初末寒期吸收式换热机组按照标定功率的25%（运行经验值）计算电耗，得到网内7 个分公司所有启动的机组日耗电量共计21330kW·h，目前热力站电价为0.5771 元/kW·h，可得日电费成本为12310 元，具体如表2 所示。

表2 2020—2021 年采暖季太古热网内吸收式换热机组启用及耗电情况

2020—2021 年采暖季吸收式换热机组实际启动和停运时间及相应参数情况如表3 所示。其中4 座泵站耗电量单价约为0.43 元/kW·h。

表3 2020—2021 年采暖季吸收式换热机组启停当日参数

2 吸收式换热机组启动、停运数学拟合分析

吸收式换热机组启动指令从2020 年11 月17 日开始下达，依据该时间节点前，未启动吸收式换热机组时，电厂总流量与4 座泵站总电耗二者实际数据统计，拟合得出总流量与总电量对应关系式。

结合每日实际供热负荷Q 和不同电厂供回水温差△T 得出计算流量，将其代入关系式，继而得出吸收式换热机组延迟开启条件下的计算耗电量。将每日计算耗电量折算成电费变化曲线，与11 月17 日之后实际总电费比较，得出吸收式换热机组延迟启动的经济性。

同理，拟合吸收式换热机组稳定运行阶段，电厂总流量与4 座泵站和吸收式换热机组总电耗二者关系式，结合每日实际供热负荷Q 和不同电厂供回水温差△T，得出吸收式换热机组提前启动的经济性。

吸收式换热机组停运指令从2021 年2 月26 日开始下达，依据该时间节点前，吸收式换热机组稳定运行阶段，电厂总流量与4 座泵站和吸收式换热机组总电耗二者实际数据统计，拟合得出总流量与总电量对应关系式。

结合每日实际供热负荷Q 和不同电厂供回水温差△T 得出计算流量，将其入关系式，继而得出大温差机组延迟停运时的计算耗电量。将每日计算耗电量折算成电费变化曲线，与2 月26 日之后实际总电费比较，得处吸收式换热机组延迟停运的经济性。

同理，拟合吸收式换热机组全部停运后，电厂总流量与4 座泵站总电耗二者关系式，结合每日实际供热负荷Q 和不同电厂供回水温差△T，得出吸收式换热机组提前停运的经济性。

3 吸收式换热机组启动温度判断标准

根据2020 年11 月17 日吸收式换热机组启动指令下达（电厂供回水温差约在47℃左右，对应一级网供水温度约在80℃左右），拟合2020 年11 月1 日至2020年11 月16 日电厂系统一、系统二总流量与4 座泵站总电费二者数据对应变化曲线，预测2020 年11 月16日之后（6d 时间内），在未启动吸收式换热机组的情况下4 座泵站的总电费，与实际运行情况下的电费比较，结果如图1 所示。

通过分析图1 数据，当吸收式换热机组延迟开启时，拟合得到的总电费均明显高于实际运行电费。

图1 吸收式换热机组延迟开启预测总电费

再根据2020 年11 月17 日吸收式换热机组启动指令下达，拟合2020 年 11 月 28 日至 2020 年12 月10日电厂系统一、系统二总流量与4 座泵站总电费二者数据对应变化曲线，预测2020 年11 月17 日之前（6d时间内），在提前启动吸收式换热机组的情况下4 座泵站及所带热力站的总电费，与实际运行情况下的电费比较，结果如图2 所示。

图2 吸收式换热机组提前开启预测总电费

通过对比分析图2 数据，当兴能电厂供回水温差在44℃以上时，此时对应一级网供水温度升至约75℃以上，开启吸收式换热机组后拟合得到的总电费较实际运行电费有明显减少。

4 吸收式换热机组停运温度判断标准

根据2021 年2 月26 日吸收式换热机组停运指令下达（电厂供回水温差58℃左右，对应一级网供水温度约在80℃左右），拟合2021 年 2 月 15 日至2021 年2月25 日兴能电厂系统一、系统二总流量与4 座泵站总电费二者数据对应变化曲线，预测2021 年2 月25 日之后（6d 时间内），在延迟停运吸收式换热机组的情况下4 座泵站的总电费，与实际运行情况下的电费比较，结果如图3 所示。

图3 吸收式换热机组延迟停运预测总电费

通过对比分析图3 数据，在电厂供回水温差降至60℃以下时，对应一级网供水温度85℃以下时，延迟停运吸收式换热机组后拟合得到的总电费均明显高于实际运行电费。

再根据2021 年2 月26 日吸收式换热机组停运指令下达，拟合 2021 年 2 月 26 日至 2021 年 3 月 15 日电厂系统一、系统二总流量与4 座泵站总电费二者数据对应变化曲线，预测2021 年2 月26 日之前（6d 时间内），在提前停运吸收式换热机组的情况下4 座泵站的总电费，与实际运行情况下的电费比较，结果如图4所示。

图4 吸收式换热机组提前停运预测总电费

通过对比分析图4 数据，在电厂供回水温差降至60℃时，对应一级网供水温度为85℃时，停运吸收式换热机组后拟合得到的总电费较实际运行电费有明显减少。

5 结语

综上所述，以太古热网2020—2021 采暖季运行数据分析，得出以下结论。

（1）在不考虑大机组设备投资回报等经济因素，得到最优启停机组时刻：初寒期当一级网供水温度升至75℃以上时（对应电厂供回水温差44℃以上，供热负荷约1100MW 以上），可考虑启动吸收式换热机组；末寒期，当一级网供水温度降至85℃时（对应电厂供回水温差降至60℃时，供热负荷约1400MW 以下），可考虑停运吸收式换热机组。此时运行电耗成本较低，较经济。

（2）基于供热运行精细化管理的目标，热力站未来需加装单独针对吸收式换热机组的电计量装置，更为直观地得出在不同供回水温度条件下，其能效与电费的实时变化情况，综合分析吸收式换热机组的经济性。

（3）大温差换热机组启停条件依据相关实测数据，通过拟合推算得出，需在2021—2022 年采暖季进行验证，进一步完善拟合结果与实际情况的吻合程度。

（4）吸收式换热机组贡献的低温回水，有利于电厂回收乏汽余热，虽然对节能降耗有着深远意义，但是现阶段由于热价恒定，本文仅针对电耗方面展开论述。未来的研究重点可以从热价浮动与电耗相结合展开深入分析，得到供热运行调节方面更为科学、合理的策略引导。

（5）本文以太古热网为例进行分析，对其他长输热网机组启停时刻标准可参照本文的分析方法具体分析。