使用污水处理厂出水和电解余热的大型热泵区域供热：潜在协同的技术经济分析

《Energy Conversion and Management-X》：District heating supply via large-scale heat pumps using wastewater treatment plant effluent and electrolysis waste heat: A techno-economic analysis of potential synergies

　　

空间供暖和生活热水约占欧洲最终能源消费的三分之一，目前主要基于化石燃料的区域供热供应约占建筑相关热需求的11.7%。实现气候中和的区域供热因此需要向低碳热源转型，大型热泵是关键技术，而污水处理厂（WWTP）出水和电解余热是有前景的热源。本文研究了利用上述热源通过大型热泵供应区域供热的成本。研究人员比较了热源空间分离、共址或技术集成的不同系统配置，以识别这些配置的潜在经济协同效应。本研究采用基于模型的方法，并应用设计优化来确定在规定的年供热水平下的成本最优系统设计。结果表明，成本最优配置和可实现协同效应的程度强烈依赖于边界条件，即供热水平、电解余热可用性和电网电价。在较高的供热水平下，技术集成是最具成本效益的系统配置，而只有在较低的供热水平下电解余热主导供热时，共址才更优。分析显示，与空间分离的基准系统相比，在电价为250欧元/兆瓦时_el时，共址和集成配置可将供热成本降低高达约20%。在有利条件下，当购电价格为50欧元/兆瓦时_el时，供热成本低至21欧元/兆瓦时_th。然而，大多数边界条件导致供热成本在40欧元/兆瓦时_th至120欧元/兆瓦时_th之间。

**论文解读：利用污水处理厂出水和电解余热通过大型热泵供应区域供热的协同效应技术经济分析**

**1. 研究背景与问题**

空间供暖和生活热水在欧洲最终能源消费中占比约三分之一（约1/3）。目前，区域供热仅满足约11.7%的建筑热需求，且其主要依赖化石燃料，可再生能源占比很低。在德国，仅约23%的区域供热来自可再生能源（主要是生物质能和垃圾焚烧）。为实现气候中和目标，区域供热系统迫切需要向低碳热源转型。大型热泵被广泛认为是实现这一转型的关键技术，其潜力可覆盖2045年超过70%的区域供热需求。然而，热泵的部署不仅需要可再生电力，还依赖合适且可靠的热源。污水处理厂（WWTP）出水和电解余热是两种极具前景的热源：WWTP出水具有广泛可用、稳定、全年可获取且靠近城市热需求中心的特点，其温度通常高于地表水体，但受限于流量变化和排放法规要求的出水温度下限；电解余热作为制氢副产品，温度水平较高，但其可用性受氢气需求驱动，需与热需求协调，通常需要缓冲储存。两者的互补优势可能增强热泵运行的灵活性和效率。然而，现有研究多单独评估WWTP出水或电解废热在区域供热中的潜力，尚未系统分析两种热源组合利用（共址或集成）的技术经济协同效应。此外，已有研究表明，将电解制氢与WWTP共址可利制氢副产品（氧气）用于曝气，降低鼓风机电耗并提升经济性，但这一协同效应在供热领域尚未被量化。因此，本研究旨在填补这一空白，通过技术经济分析评估不同配置下两种热源组合供热的成本优势。

**2. 研究方法**

本研究采用基于模型的设计优化方法，针对一个假设的中欧城市（50万居民）的典型区域供热系统进行分析。主要关键技术方法包括：（1）**技术组件模型**：建立热泵（基于卡诺效率系数^{（COP_Carnot）}与温度相关效率因子η_HP及部分负荷修正因子f_off）、埋地双管输热管道（计算热损失与压降）和逆流换热器（预热水）的稳态数学模型；（2）**规则运行策略**：优先利用电解余热（因其温度更高），通过质量流量约束（WWTP出水可用性、热泵额定容量、管道容量、热需求）确定实际运行点；（3）**系统设计优化**：以最小化总年化成本（C_TAC）为目标，采用粒子群优化算法优化各组件名义容量（热泵功率、管道直径），优化问题覆盖全年逐小时时间序列数据，并以供热成本（c_supply）和季节性系统性能系数（COP_seasonal）为关键绩效指标。边界条件包括：基于需求库合成的区域供热负荷时间序列（中间负荷段峰值300 MW_th，年需求474 GWh_th），WWTP出水热源（500,000人口当量，年可提供热313 GWh_th），电解余热参数基于氢供应量（参考值9 ktH₂/a，对应79.7 GWh_th/a余热），以及电网电价（参考值250 EUR/MWh_el，并作敏感性分析）。

**3. 研究结果**

**3.1 空间分离配置（基准）分析**
- **通过优化不同年供热水平下的系统设计得出**：当供热水平≤60 GWh_th/a时，仅利用电解余热即可满足，此时热泵容量小于9 MW_th，单位成本较低（最低44 EUR/MWh_th）；超过该阈值后，需WWTP出水热泵补充，其容量随供热水平增加而线性增长，而电解热泵容量保持恒定。在320 GWh_th/a时，WWTP占比约80%，利用率仅42.8%。此时季节性COP降至2.5，主要因电耗成本主导，总成本升至125 EUR/MWh_th。
- **结论**：供热成本主要由电解余热可用性（是否足以覆盖目标需求）决定，电解余热占比高时成本低，否则因电耗增加而成本显著上升。

**3.2 系统配置比较**
- **通过对比空间分离（配置1）、共址双热泵（配置2）和集成单热泵（配置3）的成本优化结果得出**：配置2在电解余热需和水源热泵共同供热时（即供热水平>60 GWh_th/a）可降低资本支出（共享管道），成本比基准降低13%；配置3在低供热水平时成本更高（因热泵仅用WWTP出水，电解余热仅预热，效率低），但在中等供热水平（约100 GWh_th/a）时成本低于基准约11%，且在高供热水平（>120 GWh_th/a）时优于配置2（单热泵单管道投资更省）。
- **结论**：无单一配置在所有条件下最优，协同效应取决于供热水平以及电解余热可被有效利用的程度。

**3.3 电解余热可用性的影响**
- **通过改变氢供应量（1-21 ktH₂/a，对应电解容量约8-160 MW_el）并映射各供热水平下的成本最优配置得出**：当电解余热充足（可完全覆盖目标供热）时，配置1和2成本相同（因WWTP未启用）；在需两者共同供热的过渡区域，配置2最优，相对基准成本降低最高20%；当WWTP主导供热、电解余热仅贡献小部分时，配置3最优（集成优势主导）。成本最低点出现在电解余热相对偏高时，低于40 EUR/MWh_th；最高成本（160 EUR/MWh_th）出现在高供热水平与低电解余热可用性组合时。
- **结论**：成本最优配置和节省幅度由目标供热与电解余热的比值决定，比值较低时集成配置优势更显著。

**3.4 电价的影响**
- **通过重复3.3分析，但将电价分别设为50、150和250 EUR/MWh_el得出**：定性排序不变，但低电价（50 EUR/MWh_el）使配置3（集成）的优势区域向低供热水平扩展，且最大相对节省增至约25%（因投资成本差异更突出），绝对供热成本在21-40 EUR/MWh_th之间；中电价（150 EUR/MWh_el）下，协同节省仍达22.7%，绝对成本在30-85 EUR/MWh_th之间；高电价（250 EUR/MWh_el）下，最大节省20%，但过渡点向更有利的比值移动。
- **结论**：电价强烈影响绝对成本和协同节省幅度，但不改变定性模式；低电价放大资本支出节省的重要性，并使集成配置更早成为经济最优。

**4. 讨论与结论**

**讨论**：结果表明，共址与集成能实现显著协同效应，但需根据具体边界条件选择配置。研究局限性包括：基于固定边界条件（单一时空背景）、忽略与网络中其他热源或储热的相互作用（可能低估电解热利用）、假设恒定电价（实际受市场影响）、未考虑动态效应等。尽管存在这些局限，研究系统分析了典型中欧城市配置，识别出的热力学和经济模式可作为通用技术蓝图，为集成区域供热系统初步设计提供可推广的决策逻辑。

**研究结论**：共址和集成热源可产生协同效应，但成本最优配置及其经济优势的程度取决于边界条件——即电解余热与WWTP出水对目标年供热水平的相对贡献以及电网购电电价。当热负荷主要由电解余热满足时，共址因共享管道基础设施而带来经济效益；而当所需供热水平增长至电解余热可用量的约1.1至1.5倍（取决于电价）时，技术集成（电解余热仅预热单台热泵上游的回水）成为更优选择。在250 EUR/MWh_el的电价下，与空间分离基准相比，协同效应可实现最高约20%的成本降低。低电价条件下，相对成本降低可达约25%。总体而言，这些发现强调了在规划涉及多种热源的区域供热方案时，需要进行基于系统特异性优化的评估。