北京市延庆区清洁能源区域供热项目分析

　　本项目建设地点位于北京市延庆区康庄镇王家堡村，地理位置优越，距离康庄镇政府仅3千米，交通便利，紧靠康西草原，野鸭湖旅游风景区。王家堡历史悠久，气候宜人，周边有很多名胜古迹，辽代就有记载，影鹅池、榆林驿站就是当时留下的最好见证。

　　王家堡村是搬迁村，由于修建官厅水库，于1954年由现官厅水库搬迁至现在位置。王家堡村位于延庆县城西北、延怀盆地东部，地处北纬40度16分至40度47分，东经115度44分至116度34分。村域呈东北向西南延伸，东北至西南0.8KM，南北宽0.7KM，辖域面积0.56平方千米，平原区占100%。

　　本项目设计供暖（建筑）面积19000㎡，实际供暖面积2.3万平方米，其中包含50年代建房31处，150栋住宅、1栋村委会。现有村民223户450人，房屋180处，改造前主要采用传统散煤供暖方式。王家堡村新建为——太阳能辅助地源热泵供热、制冷系统，主要包括太阳能集热场、热泵机房系统、室外地源换热系统、供热管网系统、室内末端系统、控制系统及太阳能热网系统。

　　太阳能跨季节储热+地源热泵系统是结合我国北方地区用热特点，即冬季用热量远多于夏季用冷量。将太阳能光热技术、浅层地源热技术和土壤储热技术有效融合的一种新型清洁采暖解决方案。本方案具有无排放、节能、环保的特点，可有效解决我国大部分地区农村城市的采暖问题。

　　太阳能集热器全年收集太阳热量，通过循环泵及地埋换热管将热量储存到土壤中。冬季采暖时，通过热泵机组将土壤中储存的热量提取实现室内采暖。其核心是通过土壤储热实现太阳能热量跨季节储存使用。同时，解决北方浅层地热利用技术中地源热泵采暖、制冷热量失衡问题，大幅提高地源热泵采暖COP值，有效节约能源。如下各季节系统运行示意图：

　　（1）建筑负荷确定

　　根据设计院提供本项目热指标为：热指标105W/㎡，冷指标80W/㎡，总采暖面积为19000㎡，所以本项目总建筑计算总冷负荷1520kW，总热负荷1995kW。项目共设置一个地源热泵机房，机房配置2台地源热泵机组，单台制冷量为1052kW，制热量为1034kW，总供热能力2068kW、总供冷能力2104kW。布置508口室外地埋换热井，井深100米。建成后可解决王家堡村19000㎡建筑面积的冬季供热及夏季供冷。（正常情况按85％的供暖使用率计算）

　　根据项目单位委托专业公司完成的《延庆王家堡地下热响应实验报告》，地块地源热响应夏季换热量67.4W/延米，冬季26.7W/延米设计。工程采用双U管De32、钻孔的有效深度为100m，根据项目各区域的冷热负荷量总量以及系统的COP系数，并考虑增加5%的余量，确定该区域需要的地埋孔数量为508个，换热孔间距4.5m，单孔占地面积20.25m2，布孔区占地面积为10287m2。

　　根据项目系统分析热冷值差为30-35%，建筑采暖与集热器面积比12-15%设计，太阳能补热系统的设计集热面积2400㎡，太阳能系统的占地面积约3700㎡。

　　根据项目系统分析太阳能补热系统集热面积2400㎡，太阳能系统的占地面积约3700㎡。项目共设置一个地源热泵机房，机房配置2台地源热泵机组，单台制冷量为1052kW，制热量为1034kW。总供热能力2068kW、总供冷能力2104kW。

　　根据项目系统分析太阳能补热系统的集热面积2400㎡，太阳能系统占地面积约3700㎡。

　　工程采用双U管De32、钻孔的有效深度为100m，数量为508口，换热孔间距4.5m，单孔占地面积20.25㎡，布孔区占地面积为10287㎡。

　　热泵主机通过遍布全村街道的供热管网，将热量送至每户。供热管网由主管网和户内管网组成，均采用专业保温供热管道。

　　室内末端采用风机盘管的方式，部分新建农户采用地板采暖的方式。户内均设有热计量表。项目投入使用后，由村集体成立管理团队，为防止后期用户自己加装采暖末端，以及避免浪费供暖的现象发生，本系统在每户安装热计量表，村委通过热计量数据收取采暖费。

　　本方案为“清洁能源区域供热”模式，即以村为单位形成统一供热系统。项目投入使用后，由村委组织成立管理团队统一管理（厂家提供专业化的培训和技术支持）。通过安装在每户热计量表计算费用，实现社区化管理。政府通过电价补助或者采暖补助的方式给予村集体补助。

　　王家堡村新建地源热泵系统，主要包括太阳能补热系统、室外地源换热系统（储热）、热泵机房系统、户内空调末端系统、供热管网及控制系统。

　　本项目工程费用投资1667.96万元，其中附属工程242.36万元，系统费用1425.6万元（含室内末端234.78万元）。

备注：燃气锅炉不含开口费用

说明：此费用未考虑化石能源价格上涨因素，未计入人员管理费用及设备维护费用。

　　5.全生命周期内总费用对比表如下：

	地源热泵+太阳能补热	电冷中央空调＋燃气锅炉	电冷中央空调＋电锅炉	说明
系统初始投资	1425.6	730	665	燃气锅炉不含开口费用
年运行费	37.0013	97.7963	187.302	采暖时间120天
使用寿命（年）	15	5	5
年维护费用	0	0	0
15年总系统投资	1425.6	2190	1995
15年总运行费用	555.0195	1466.9445	2809.53
15年总维护费用	0	0	0
15年总运行费用	1980.6195	3656.9445	4804.53

说明：本对比数据以北京地区农村平房为例。本项目热值标为：热指标105W/㎡，冷指标80W/㎡，总采暖面积为19000㎡，按85％的供暖使用率，所以本项目总建筑热负荷为1695.75kW，总建筑冷负荷为1292kW。冬季供暖时间120天。电价按0.5元/度（无峰谷电），燃气价格2.36元/m³。燃气锅炉不含开口费用。

　　太阳能储热+地源热泵系统初始投资高于其他方案，但全生命周期内，太阳能储热+地源热泵系统总设备投资及运行费用综合明显优于其他两种方案，且本方案寿命明显由于其他两种方案。

　　根据全生命周期内总额费用变化趋势对比会发现：太阳能储热+地源热泵系统与电锅炉及燃气锅炉方案分别于第5年和第6年出现交叉，即在第5年和第6年本方案总费用与其他方案持平，随着时间推移其经济性优势开始提现。

　　目前“煤改电”项目由政府主导，组织招投标，选择供应商和施工方，政府投资。但是项目的实施及最终操作使用都是由农户来配合完成的，因此，在项目实施过程中，实际的主体单位是农户个人。这种现象就造成了施工难以标准化，甲方要求多，工程推进难度大，无法形成规范统一的后期操作使用等问题。由于操作不规范造成的系统故障高，并且用户投诉率高。

　　2.政府后期的财政压力大。

　　对于农户的电价优惠政策会造成政府的持续财政支持。在项目投入使用后，政府需要持续的进行电价补贴，给财政造成了很大的负担。

　　由于村级单位在项目实施过程中的主体责任完全没有体现，以此造成用户直接面对政府和企业的情况，给政府的管理服务造成很大的负担。

　　本系统采用太阳能跨季节储热技术，本系统不受环境温度影响，系统运行温度可靠。适用区域“多”，尤其在高寒地区其稳定可靠性远超其他常规热泵技术。非常适用于京津冀区域煤改电项目。政府主管部门避免了因技术方案不可行造成反复投资的问题，一劳永逸。

　　采用“清洁能源区域供热”模式，改变了施工方对N多终端用户的施工模式。通过建立集中的的热源站点及供热管网即可完成工程。提高了施工效率，加“快”了工程进度，规范了验收管理标准。企业、政府、用户多方收益。

　　采用“清洁能源区域供热”模式，实行“社区化”管理方式，与现行的“新农村建设”理念高度契合。由村集体统一提供供热服务，统一收费。管理简单且符合政府管理流程，后续相关政策均有政府对村委一级，简化了管理流程，提高管理效率。

　　本方案采用多能互补系统，实现太阳能储热与高效热泵系统结合。系统运行费用低，是目前“煤改电”方案中运行费用最低的方式。项目交付用户，用户接受程度高。政府后续财政补贴压力小。

　　本项目自11月22日接入“天普智慧能源管理平台”，从监控数据测算截止到12月2日，全村日用电量约8000多:kW·h，电价0.5元/:kW·h，共182户，户均日用电量22元。按照北京市供暖时间120天计算，户均每季用电约2640元。

　　结论：

　　（1）室内供热温度达到设计要求，系统正常运行。已按照设计要求完成项目实施工作。

　　（2）目前用能数据高于设计用能（20元/天·户），项目有节能优化空间。

　　现状分析：

　　（1）系统没有做变频等节能设计。

　　（2）用户端用热习惯（行为节能少）造成系统能耗高于设计值。

　　（3）供热管理需要优化。

　　（1）用户端热计量表更改为刷卡式预存费产品。（需要增加投资）

　　（2）加强宣传改变用热习惯树立节能意识。（按热量收费而非按面积收费/免费）

　　（3）对现有系统进行变频节能改造。

　　（4）参照市政供热管理方式调整供热时间（18:00-23:00全负荷；00:00-5:001/3负荷；6:00-9:00全负荷；10:00-17:00半负荷）。

　　12月1日及2日通过调整供热时间（11点-14点停止供热）方式明显看到能耗下降。（作者：天普新能源科技有限公司丁海兵）