常珊珊 范 磊 赵玺灵 李自勇 金 凯

(1.北京清华同衡规划设计研究院有限公司,北京 100085;2.福建福清核电有限公司,福建 福州 350321;3.清华大学,北京 100084)

1 工业园区零碳发展的重点和难点

2021年9月,中共中央、国务院出台《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》,把碳达峰、碳中和纳入经济社会发展全局,坚定不移走绿色低碳的高质量发展道路,确保如期实现“双碳”目标。

2021年,福建省全社会能源消费总量1.5亿TCE,其中,工业能源消费量占66%;从能源种类看,煤炭占比48%,油类占23%,高化石能源导致了严重的污染和碳排放[1]。2019年,福建省碳排放2.78亿TCE,其中,51%的碳排放产生于电力、热力生产行业(图1)[2]。由此可见,福建省节能降碳的关键在于电力、工业用热两方面。电力方面,除构建以核能、风光等新能源为主体的新型电力系统外,还需要提高源侧和末端的灵活性,从而解决供需侧日间、季节性的不平衡问题;工业用热方面,目前福建省工业用热主要来自燃煤热源(自备燃煤锅炉和大型热电联产),其零碳化的关键在于热源需要向高效、零碳转变。

图1 2019年福建省碳排放构成

当前,国内低碳或零碳综合能源系统均是围绕“电力和热力(冷)”展开,电力侧构建以“风+光电+储能”为主的新型能源系统,冷热侧以清洁电力或燃气三联供为主。一方面,受到光伏投资、燃气价格及储能投资影响,无法大规模推广作为地区主要的能源主力,限制了系统的发展;另一方面,没有解决电力系统调峰问题。

作为天然的零碳资源,我国核电厂装机达到56993.34 MWe[3],分布在东部沿海地区。2021年,国际首创“水热同产”技术在山东海阳核电示范工程得到成功应用,实现零碳供热,是我国核能综合利用领域科研攻关的一次重大突破,为核能综合利用指明了新的方向[4]。目前,核电厂仍有60%的余热排放到海水中,没有得到充分的利用,造成了能源的极大浪费[5]。若进行余热回收,每1亿kW 核电可供热1.5亿kW,全年按运行300 d计算,年可供热39亿GJ,折合当量标煤1.47亿t。我国南方地区工业园区分布以经济更为发达的沿海地区为主,与核电厂的分布区域基本一致。通过突破性的核能综合利用技术,实现园区零碳用热、零碳用电,是我国“双碳”目标下能源结构优化和发展的重要方向。

2 基于核能的热电协同综合能源系统

本文提出一种基于核能的热电协同综合能源系统,如图2所示。该系统以核能高温输水末端制汽技术解决工业用热为核心,核电、光伏提供零碳电力。此外,在末端利用储热罐构建热电协同供热模式,以光储直柔系统为补充,提高电力侧柔性化水平,解决供需侧日间电力不平衡问题,进而提高电力系统的安全性[6]。

图2 基于核能的热电协同综合能源系统

2.1 工业用热零碳化

本系统通过高温输水末端制汽技术实现工业用热的零碳化。传统的工业蒸汽供应方式是蒸汽直接输送,设计简单、应用广泛,但是输送系统受高参数、长距离的应用限制,且部分负荷工况易凝水,导致系统热损失高,难以将核能的巨大潜力发挥[7-8]。高温热水输送末端制汽流程结合了电厂侧的余热回收梯级利用、热水管网输送、蒸汽生产设备(包括蒸汽发生器和压缩机)三部分[9],如图3所示。一方面,输送侧采用高温热水管网实现了热量的长距离输送,可以为更远的用户供汽,为核能余热远距离输送提供了基础,解决了零碳资源和工业热需求地理位置间的不匹配问题;另一方面,系统通过末端设备可实现根据需求生产不同参数的蒸汽。负荷变化容量范围广,启停方便,与蒸汽系统相比,适合用汽企业较为分散、负荷不稳定、参数需求差异大的园区,解决了核电余热与用热参数不匹配问题,为核能余热的潜力挖潜提供了基础。

图3 高温热水输送末端制汽流程

2.2 柔性化零碳用电

零碳电力方面,本系统除了利用核能、光伏等零碳电力解决园区需求外,还在末端利用储热罐构建热电协同供热模式,同时,采用光储直柔系统提高电力侧柔性化水平,以提高电力系统的安全性。

①在高温输水末端制汽的基础上,进一步通过在用户端储热的方式实现园区工业电力调节。在电力低谷期,通过热水管网制取蒸汽。此外,通过消耗多余的低谷期电力,将低温罐中热量提升温度存储到高温罐中;在电力高峰期,利用高温罐中的热水制取蒸汽,从而减小高峰期电力消耗。同时,将热网水的热量通过低温罐中的低温水存储,以便在高峰期使用[9]。

基于热电协同的核能供热技术方案,可助力实现工业侧用电负荷的柔性化,可利用低谷电替代部分高峰电,进一步降低工业蒸汽成本。

②在末端融合光储直柔系统,大力发展光伏作为清洁电力的补充。同时,设置V2G智能双向充电桩作为储能装置,实现电力削峰填谷,增强电网稳定性。

3 案例分析

3.1 园区概况及能源需求预测

闽台(福州)蓝色经济产业园(以下简称蓝色产业园)位于福清市,核心区规划面积22.69 km2,其中,工业用地面积占10.45 km2,均以发展非流程工业用热为主。目前,该园区还处于规划发展阶段。福清核电厂距离园区15 km,装机4×1089 MW+2×1161 MW,年发电能力达到500亿kW·h。考虑余热回收,目前装机具有15000 t/h的供热潜力,完全可承担园区的电力和热力需求。

①工业热负荷预测。根据《城市供热规划规范》(GB/T 51074—2015)中规定的工业热负荷指标,结合现状企业发展情况,计算得近期核心区工业需求为250 t/h。非流程工业主要为纺织业、造纸业、农副产品加工等其他制造业,主要能源需求集中在电力、热力。其中,对热力需求分为中低温热力(<150 ℃)和高温热力,根据实际调研,园区近期核心区工业用汽最高参数0.8 MPa/180 ℃。

②电负荷预测。根据《城市电力规划规范》(GB/T 50293—2014)计算园区的用电负荷为1161 MW,典型日波动曲线如图4所示,年总耗电量为66.4亿kW·h。目前,园区分时电价如表1所示,平均电价为0.51元/kW·h。

图4 园区电力负荷日曲线

表1 蓝色产业园分时电价

3.2 热电协同综合能源系统

3.2.1 工业用热零碳化分析

结合园区工业用热需求(250 t/h,0.8 MPa/180 ℃),输送和末端运行电价按照园区峰谷日平均电价0.51元/kW·h计算,分析高温输水末端制汽方案。总投资28693.4万元,以热水管网投资和末端制汽设备为主,占比98%;电厂侧只通过换热器加热热网水,投资仅占比2%。总蒸汽成本为130元/t,远远低于燃气供热成本,如图5所示。蒸汽成本以电厂侧运行成本和末端运行成本为主,电厂侧由于抽汽减少了上网电量,成本占到30%;末端由于需要对蒸汽进行压缩,耗电量大,运行成本占比超过50%。如果运行电价降低到0.4元/kW·h,蒸汽成本可以进一步降到112.5元/t。

图5 蒸汽成本构成

3.2.2 柔性化零碳用电

①热电协同技术。末端增加储热罐打造热电协同模式,相比平期,经计算高峰期用电量降低50%,低谷期用电量增加67%,如图6所示,可以助力工业用电侧的柔性化,且随着工业负荷的增加,对电力调节的能力越强。此外,由于增加了低谷电的消耗,还可以进一步降低蒸汽成本。经计算,系统增加了高温罐和低温罐,且增加了一部分低谷期的制汽设备容量,导致折旧成本相比常规方案增加5.6元/t,但运行成本降低7.3元/t,总蒸汽成本降低1.7元/t,如表2所示。

图6 生产1 kg/s蒸汽用户侧耗电功率

表2 1 t热电协同蒸汽成本 单位:元

未来,随着可再生能源电力占比的增加,电力市场还将进一步增加峰谷电价差带动用户调峰,热电协同技术的经济优势将更加突出。假设当日平均电价不变的基础上,将峰谷价差从目前的0.36元/kW·h逐步增大到0.76元/kW·h后,蒸汽成本可降低到117元/kW·h,如表3所示。

表3 增大峰谷价差后的1 t蒸汽成本 单位:元

②光储直柔系统。在末端结合双向智能充电桩、光伏,助力建筑用电的柔性化。蓝色产业园可敷设光伏板面积达107万m2,光伏装机157 MW,年总发电量16055万kW·h。同时,大力发展新能源汽车,按照规划未来电动车2万辆左右,考虑60%的双向智能充电桩,日储能力将达到60万kW·h,日调节能力84 MW。

综上,热电协同综合能源系统可以增强电网稳定性,峰谷差从48%缩短至26%,电力增容也从1250.2 MW降低至1073 MW,助力打造柔性用电模式,如图7所示。未来,随着工业热负荷的增长,热电协同模式柔性化能力也会逐步增加。

图7 蓝色产业园多日柔性用电曲线示意图

3.2.3 与常规方案比较

将热电协同综合能源系统与常规方案作比较,假设常规方案基准条件为蓝色产业园热负荷由各企业设置小型燃气锅炉承担;园区仅设置光伏发电作补充,其余全部由网上电力承担。两方案参数如表4所示。

表4 方案参数对比

经计算,两个方案总投资分别为110249万元和96201万元,如表5所示。考虑两个方案供热成本的不同,以供热方案相同收益为基准,热电协同综合能源系统售汽价格可低至150元/t,常规能源方案售汽价格需要达到316元/t。计算得本系统静态投资回收期为5.3年,同时可实现减少CO2排放390万t。若包含减碳效益,则静态投资回收期为1.8年。

表5 规划方案投资对比 单位:万元

基于核能的热电协同综合能源系统不仅可以实现蓝色产业园能源系统的零碳化,更进一步降低了企业用能成本,开启了工业园区碳中和领先模式,与园区的经济发展和招商引资相互促进,助力将产业园打造为绿色低碳、安全高效的国际一流综合园区。

4 结论

工业行业能耗高、碳排放量大,为支撑实现“双碳”目标,必须在工业园区推动清洁低碳能源的大规模替代。发挥核能天然的零碳优势,突破单一发电模式,打造核能综合利用,是促进工业园区供热低碳乃至零碳的重要方向。本文以蓝色产业园为例,提出了一种热电协同综合能源系统模式,通过高温输水末端制汽技术实现园区的零碳供热,同时解决了电力供需侧日间不平衡的问题,助力用户侧电力曲线柔性化,增强电网稳定性。实现年供零碳蒸汽量18万t,年供电66.4亿kW·h,峰谷差从48%缩短至26%,减少CO2排放390万t,保证园区内工业用户产品都是零碳标签产品,与常规能源规划方案相比具有显著的成本优势、环保优势及可靠性优势,助力福建省绿色低碳与高质量的经济发展。