英国拉夫堡大学Holywell Park区域供热网络低碳转型路径：热泵与季节性储热系统的优化配置研究

本研究针对现有燃气供热网络(EGS-DHN)的碳减排难题，通过建立新型模型模拟英国拉夫堡大学Holywell Park校区向超低碳区域供热网络(ULC-DHN)的转型路径。创新性提出结合热泵(HP)、真空管太阳能集热器(ETSTC)和季节性储热系统(STES)的三种配置方案，发现风电驱动热泵方案可实现最低供热成本(3.33便士/kWh)和98%碳减排，5年即可实现成本平衡，为城市区域供热低碳化提供重要技术参考。

　　

在全球城市化进程加速的背景下，城市能源消耗已占全球总量的75%，其中供热系统贡献了英国16%的二氧化碳排放。传统燃气供热网络(Existing Gas-Supplied District Heating Network, EGS-DHN)面临严峻的碳减排压力，而第四代、第五代低温区域供热网络(District Heating Network, DHN)为实现可再生能源整合提供了新机遇。然而，可再生能源供热存在供需时空错配的核心矛盾，亟需通过热泵(Heat Pumps, HPs)和季节性储热系统(Seasonal Thermal Energy Storage, STES)等技术组合寻求突破。

英国拉夫堡大学的研究团队针对该校Holywell Park校区的EGS-DHN系统，开展了向超低碳区域供热网络(Ultra Low-Carbon DHN, ULC-DHN)转型的路径研究。这项发表在《Renewable Energy》的工作创新性地构建了包含真空管太阳能集热器(Evacuated-Tube Solar Thermal Collectors, ETSTCs)和STES的系统模型，重点评估了三种电力配置方案：零碳电网供电、现场光伏(PV)发电和现场风力发电对系统性能的影响。

研究采用动态模拟方法，基于23年气象数据评估不同ETSTC面积(A_ETSTC)与STES体积(V_STES)组合对平准化供热成本(Levelized Cost of Heat, LCOH)的影响。通过建立包含热力学模型、经济性分析和碳排放核算的综合评估框架，量化了系统配置参数与性能指标的关联性。

主要研究结果

1. Configuration 1: 零碳电网供电方案
   当A_ETSTC增至2000 m²且V_STES达10000 m³时，LCOH最低降至4.12便士/kWh。系统表现出明显的规模效应，但受限于电网碳排放因子波动。

2. Configuration 2: 现场光伏供电方案
   在3MW光伏容量下，最小LCOH为4.08便士/kWh，与电网方案相当。但受英国光照条件限制，需更大A_ETSTC(2000 m²)补偿间歇性缺陷。

3. Configuration 3: 现场风电供电方案
   凭借英国风电高容量因子，3MW风电驱动HPs时实现最低LCOH(3.33便士/kWh)，同时达成98%碳减排和97%能源效率，STES体积优化至10000 m³即可满足季节性调峰需求。

结论与意义
该研究证实风电驱动热泵结合STES的配置在技术经济性上最具优势，其突破性体现在：

1. 首次量化比较风电与光伏驱动HPs在DHN中的性能差异，纠正了既往研究忽视风电价值的认知偏差；
2. 建立A_ETSTC/V_STES协同优化模型，揭示2000 m²/10000 m³为最佳配比；
3. 通过5年成本回收期的实证，为传统供热系统低碳改造提供可复制范式。

这项工作由Miguel Angel Pans Castillo等学者完成，获得英国工程与物理科学研究委员会(EPSRC)资助。研究成果不仅为Holywell Park校区能源规划提供决策依据，更对全球温带气候区城市供热转型具有普适指导价值，特别是在风光资源协同利用与大规模储热系统集成方面树立了新标杆。