季节性储热是区域供热网络脱碳的关键要素。它可以将夏季的工业余热、地热能、热泵和太阳能热能转移到冬季，为满足冬季负荷做出重要贡献，从而减少对燃料的需求（见图 1）。
作者：Ralf-Roman Schmidt，AIT 奥地利技术
研究所高级研究工程师 Gerhard Totschnig，AIT 奥地利技术
学院研发工程师 Bernhard Mayr，AIT 奥地利技术学院初级研究工程师
发表于 Hot Cool 2024 年 5 月 |国际标准刊号：ISSN 0904 9681 |
本文基于具体案例研究描述了季节性储热在奥地利区域供热网络脱碳中可能发挥的作用，其中已经为当地公用事业制定了脱碳战略。分析表明，如果使用热泵最大限度地提高其存储容量，获得低成本的余热（即低电价或地热能过剩），并且生物燃料的成本高，那么季节性存储在经济上是可行的。然而，它们的集成仍然需要克服一些挑战，包括高空间要求、技术可用性和廉价的生物燃料。
图 1：顶部：夏季的供热需求与余热和其他可再生热源以及热泵的供应之间的时间不匹配，冬季使用（化石）燃料来满足供热需求;底：在季节性
蓄热的帮助下，夏季的盈余被带到冬季，有助于满足热量需求。
我们从哪里开始。
2022 年，一家奥地利公用事业公司旨在制定一项优化的“无悔”战略，以实现整个联邦州的供热脱碳，包括长期和整体的观点。奥地利理工学院 （AIT） 和一家德国咨询公司被要求提供与战略制定和优化相关的支持 [1] 。
所考虑的区域供热网络是一个中型城市系统，目前由
65% 天然气热电联产，
16% 工业余热
11% 生物质 CHP 和
8% 来自高峰负荷供热厂。
功率-加热装置（直接电动）主要用于平衡能量。
在过去的几年里，区域供热网络已经经历了脱碳过程。一个新的生物质热电联产工厂已经在建设中，投产后将供应 12%。到 2024 年，可再生能源在整个区域供热网络中达到 40% 的份额。
到 2030 年，最低份额为 50%，从 2040 年起应达到 100% 的可再生热能供应（遵循奥地利国家目标）。
聚焦技术。
脱碳战略的重点是选择合适的供热组合，包括储存。除了为现有工厂供电外，可能的新工厂还包括：
a 块状气体-CHP，
垃圾焚烧 [2] ，
生物质纯热锅炉，
一个新的废热源和一个现有废热源的扩展，
不同的大型热泵（空气、水）、
直接电加热器 /
太阳热能 /
深层地热能和
不同种类的存储（钢罐和不同大小的 PIT 存储）。
收集了每种技术的技术经济参数，重点关注公用事业的专业知识，因为已经对个别技术进行了一些可行性研究。这种方法产生了一个现实的数据集，尽管一些假设仍然保守以避免高估经济表现。
我们周围的世界。
与效用一起，讨论并商定了开发转型途径需要考虑的重要系统边界条件和情景：
电力（包括每小时变化）、天然气、生物质、生物甲烷和氢气的能源价格情景，以及每种可再生燃料的 CO2 价格和可用性（即每年提供的最大能源）。
与生物燃料的使用、补贴等相关的监管框架条件。
与参考年相比，2040 年的最小和最大热量需求增长情景分别为 +40% 和 +100%。
制定区域供热转型战略的一个重点是建立和使用基于模型的创新优化框架。这包括区域供热网络中现有和未来可能的供热厂和储存设施的详细模型。所使用的模型可以模拟和优化具有不同网络部分且两者之间的传输能力有限的区域供热系统（见图 2）。
图 2：对区域热网进行建模
实施的单位承诺优化的特点：
可以对复杂和嵌套配置进行建模（参见图 3）
对每个单位的多个输入和输出能量流进行建模（各种燃料、电、蒸汽、高压热、低压热）
所有输入和输出都考虑了部分负载运行
启动成本，最短开启和关闭时间
不同的设备配置（蒸汽抽取、背压等）
图 3：在复杂系统配置中对具有多个输入和输出的区域热发生器进行建模。
优化季节性储热集成。
区域供热网络中的不同供热选项被认为在夏季可用，从而导致潜在的热量过剩。优化模型预见了不同规模的季节性蓄热。简化的敏感性分析表明，其经济可行性的重要参数是冬季的比燃料成本以及充满电时的最高储存温度与完全放电时的最低储存温度之间的 δT（见图 4）。
图 4：简化敏感性分析的结果：储存中的 ΔT 和冬季的特定燃料成本对季节性储热投资回报的影响。
由于生物质价格情景是乐观的，因此分析旨在增加 ΔT 以提高季节性储存的经济表现。该模型使用热泵在冬季后将储存温度降低到 5°C（见图 5）。因此，与仅在 60°C 至 95°C 的回水温度之间使用存储相比，已用存储容量高出 2.5 倍。
图 5：季节性区域供热储存的平均温度水平。
我们喜欢优化。
为了制定稳健而合理的策略，基于模型的优化框架被用于基于混合整数投资的投资优化和考虑简化工厂运营优化的单位承诺优化。优化运行包括 2026 年、 2030 年、 2035 年和 2040 年。
为了提高优化性能，我们精心选择了每个分析年的周数和模拟周内的时间分辨率。对象功能是最小化总折扣成本。分析了各种情景和策略变体，重点关注不同的能源价格情景和发电方面的限制。
来到结果。
通过允许优化模型选择最佳存储大小并将其与仅允许有限存储的情况进行比较，分析了季节性蓄热对区域供热系统脱碳的重要性。
图 6（顶部）显示了 2040 年完全脱碳系统中每小时的区域供热量，没有存储大小限制。在冬季，热电联产机组在电价高、供热需求高的时候运行。在夏季，热泵和地热提供的热量超过了所需的热量。
这些热量储存在季节性储热中。冬季，库位排出，灰色区域是蓄热供热。优化器选择的存储大小在一个小型足球场的范围内，这相当于年平均热量需求的存储容量约为 26 天（根据供应和返回温度计算）。
在图 6 中，底部，存储大小限制为 0.5 天的年平均热量需求。在这里，总体成本高出约 2%，可使用的地热能减少 21%，热泵容量减少 60%，热量产生量减少 84%。大量的生物质主要在冬季使用 （+400%），可用性值得怀疑。
图 6，顶部：具有最佳存储容量的脱碳区域供热系统，底部：具有有限存储容量（平均年热量需求 0.5 天）的脱碳区域供热系统。
克服挑战。
尽管该公用事业公司已经认识到季节性储热的潜力，但其实施存在一些障碍。季节性蓄热对空间的要求很高，这在城市地区尤其难以实现，同时还可能存在接受问题。
此外，可能需要额外的供热网络基础设施，从而增加投资成本。另一个挑战是技术的可用性，即迄今为止最大的存储量为 20 万 m3，温度水平低于许多城市区域供热网络所需的温度水平。生物燃料是主要竞争对手，因为奥地利的供应量，尤其是固体生物质，相对较好，对其价格和供应的预测是乐观的。
地热能可能是充电存储的重要能源。然而，开发风险被认为是一项重大挑战。或者，空气源热泵与季节性存储相结合时特别有趣，并且受益于高源温度和夏季低电价。
然而，它们面临着与区域供热网络温度水平和所需的电网容量相关的挑战，尤其是对于大型装置。
下一步是什么？
该策略的实施过程仍在进行中，一些实施步骤需要额外的详细分析。此外，预计该战略将进行更新，特别是考虑到全球能源市场的变化。
然而，管理层或政治框架的变化可能会延迟进一步的步骤。此外，该公用事业公司往往在供热方面是保守的，即关注供应安全，包括市场就绪和久经考验的技术，特别是那些已经应用于类似区域供热系统的技术。
从积极的方面来看，季节性储热是奥地利持续关注的对象，即最近启动的一个研究项目专注于结晶岩中的洞穴热能储存。
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