單龍輝

（徐州華潤電力有限公司，江蘇徐州221000）

0 引言

大型熱電站供熱蒸汽管網(wǎng)普遍存在管網(wǎng)熱損失大、檢修維護量大、運行安全性差等弊端。蒸汽供熱用戶的二級汽-水換熱站，由于大多采取分時、間斷供暖方式，蒸汽流量峰谷差現(xiàn)象十分明顯。在用戶集中用汽時段，蒸汽流量大、流速高，壓降、溫降也大，部分末端用戶的供熱質(zhì)量不能保證；而到了夜間，大多數(shù)用戶暫停用汽，流量降至最低，致使部分蒸汽冷凝成水，因此管網(wǎng)損失極大，平均熱損在15%～30%，最高可達50%。另外，因蒸汽供熱管網(wǎng)是單管敷設，大量的凝結(jié)水無法回收，能源浪費極大。對于蒸汽供熱企業(yè)而言，實施供熱管網(wǎng)技術(shù)改造、降低網(wǎng)損是供熱企業(yè)節(jié)能減排的重要措施。

1 設備概況

徐州華潤電力有限公司一二期4×320 MW機組為上海汽輪機廠引進美國西屋公司的技術(shù)制造的亞臨界、一次中間再熱、高中壓合缸、雙缸雙排汽、單軸、凝汽式汽輪機，汽輪機型號為N320-16.7/537/537。

為不斷優(yōu)化供熱模式，滿足用戶需求，同時減少供熱成本，機組在實施蒸汽供熱改造后同步建設供熱首站，接帶部分新增供熱用戶，也為規(guī)劃逐步采用高溫熱水供熱代替蒸汽供熱打下基礎。供熱首站利用汽輪機供熱抽汽進入首站換熱器加熱循環(huán)水，被蒸汽加熱后的高溫循環(huán)水送至廠外熱水網(wǎng)，再通過二級換熱站向各用戶供熱，低溫循環(huán)水回水通過廠外熱水管網(wǎng)循環(huán)水主干線回至供熱首站，形成循環(huán)。

2 供熱首站建設方案

2.1 方案選型

根據(jù)熱電廠供熱區(qū)域內(nèi)的近、遠期熱負荷特點、分布及發(fā)展情況，本項目制定了兩個供熱方案可供選擇。方案一：在電廠內(nèi)建設汽-水換熱首站，沿規(guī)劃路線建設高溫熱水管網(wǎng)至各用戶換熱站。方案二：自電廠敷設蒸汽管網(wǎng)至北三環(huán)附近，在北三環(huán)附近擇地建汽-水換熱首站，同期沿規(guī)劃路線敷設高溫熱水管網(wǎng)至各用戶換熱站。蒸汽管網(wǎng)長度約6.5 km，考慮敷設凝結(jié)水回收管道，凝結(jié)水回收至電廠。下面對這兩個方案的優(yōu)缺點進行分析比較。

2.1.1 方案一

優(yōu)點：（1）高溫熱水管網(wǎng)長距離輸送（最長供熱距離可達30 km），管網(wǎng)損失小，（3%～5%），較蒸汽管網(wǎng)供熱管網(wǎng)損失小、熱效率高，節(jié)能效益顯著。（2）便于電廠內(nèi)能源的綜合利用。遠期隨著熱負荷的不斷發(fā)展，可考慮利用電廠循環(huán)水余熱供熱，可大大降低運行成本，提高供熱能力。（3）汽-水換熱首站設于電廠內(nèi)，不存在水、電增容問題，可利用廠內(nèi)水、電價格相對便宜的有利條件，同時可利用廠內(nèi)蒸汽驅(qū)動循環(huán)水泵，排汽還可以加熱外網(wǎng)循環(huán)水，大大降低運行電耗，同時實現(xiàn)蒸汽能量的梯級利用，能源綜合利用率高，整體運行成本低。（4）汽-水換熱首站設于廠內(nèi)，便于凝結(jié)水的回收利用，節(jié)能效益顯著。（5）汽-水換熱首站設于廠內(nèi)，不存在另行征地問題，實施可行性高。

缺點：三環(huán)路以北高溫熱水管網(wǎng)不能被綜合利用，需另行敷設蒸汽管網(wǎng)，以滿足用汽負荷需求。

2.1.2 方案二

優(yōu)點：可兼顧前端工業(yè)和采暖用戶，共用三環(huán)路以北的蒸汽管網(wǎng)進行供熱。

缺點：（1）不節(jié)能，蒸汽管網(wǎng)的熱量損失較大，長距離輸送管損達15%～30%，供熱成本高，給后期運營帶來較大負擔。（2）無法利用廠內(nèi)余熱，不便于電廠內(nèi)能源的綜合利用。（3）不利于凝結(jié)水回收，需敷設約6.5 km凝結(jié)水管網(wǎng)回電廠。設高壓水泵，投資大、費用高，同時由于長距離管網(wǎng)輸送，回收的凝結(jié)水水質(zhì)難以保證，回收后再利用成本提高。（4）要在場外擇地建站存在征地、水電增容問題，增大項目實施難度，首站投資及運行費用也相應提高。

綜上，方案一將汽-水換熱首站設于電廠內(nèi)，沿規(guī)劃路線敷設高溫熱水管網(wǎng)至用戶，在區(qū)域內(nèi)實施高溫熱水管網(wǎng)供熱，管網(wǎng)損失小，節(jié)能效果顯著，方便凝結(jié)水回收，便于廠內(nèi)能源的綜合利用，降低運營成本。另外不存在征地和水電增容問題，項目實施可行性高，故最終采用方案一建造汽-水換熱首站。

2.2 熱力系統(tǒng)簡介

2.2.1 熱力系統(tǒng)簡介

整體改造的熱力系統(tǒng)包括：汽-水換熱首站、高溫熱水管網(wǎng)、二級水-水換熱站。熱力系統(tǒng)流程如圖1所示。

圖1 熱力系統(tǒng)流程

（1）高溫熱水循環(huán)系統(tǒng)：高溫熱水管網(wǎng)回水由外網(wǎng)送回電廠，經(jīng)設于首站內(nèi)的除污器過濾后，由循環(huán)水泵加壓進入汽-水換熱器加熱，加熱后的供水進入供熱管網(wǎng)送至外網(wǎng)各用戶供熱。

（2）蒸汽-凝結(jié)水系統(tǒng)：電廠主外供蒸汽和首站內(nèi)的汽動泵排汽分別進入對應的汽-水熱交換器，加熱外網(wǎng)循環(huán)水，凝結(jié)水通過凝結(jié)水泵加壓后送回電廠除氧器。

（3）補水定壓系統(tǒng)：外部高溫熱水管網(wǎng)中的失水，由汽-水換熱首站內(nèi)補水裝置統(tǒng)一補給，同時確保管網(wǎng)不倒空、不汽化。系統(tǒng)補水定壓系統(tǒng)，采用恒壓變頻補水裝置，補水點設在回水母管上。

2.2.2 熱媒參數(shù)

熱媒參數(shù)的確定是供熱系統(tǒng)設計的一個重要問題。結(jié)合城區(qū)供熱具體條件，考慮熱源、管網(wǎng)、用戶等方面的因素，本項目采用目前國內(nèi)最為常用的高溫熱水運行參數(shù)：供水溫度130 ℃、回水溫度70 ℃，供回水溫差60 ℃。

2.2.3 供熱運行模式

主要考慮到本供熱系統(tǒng)供熱半徑長、負荷集中在中后端，本供熱系統(tǒng)采用目前國內(nèi)外較為先進的分布式變頻系統(tǒng)供熱。分布式變頻供熱模式：熱源循環(huán)水泵的揚程選擇時，只需考慮熱源內(nèi)部及前端用戶的壓力損失，在用戶內(nèi)設循環(huán)水泵，其揚程根據(jù)用戶需要確定。用戶循環(huán)水泵根據(jù)用戶實際耗熱量，從熱網(wǎng)中“抽水”供熱，換熱后將回水送回電廠汽-水首站。形象地講，分布式變頻供熱系統(tǒng)改變了傳統(tǒng)供熱系統(tǒng)中電廠“送水”至用戶的模式，轉(zhuǎn)變?yōu)橛脩舾鶕?jù)自身情況和需求熱量向電廠“要水”的模式。

傳統(tǒng)供熱方式耗電3 kWh/m2；實施分布式變頻系統(tǒng)改造后耗電下降約1.8 kWh/m2，系統(tǒng)節(jié)電率約40%。據(jù)大量工程統(tǒng)計，分布式變頻系統(tǒng)比傳統(tǒng)供熱系統(tǒng)的循環(huán)水泵總耗電功率可下降30%～50%，節(jié)電效果顯著。

3 供熱首站常見問題分析

3.1 凝結(jié)水回收問題

供熱首站凝結(jié)水回收系統(tǒng)如圖2所示，主要存在以下問題：供熱首站投運初期，由于熱用戶較少，最低時每小時凝結(jié)水量僅有10 t，凝結(jié)水溫度低，加熱器內(nèi)壓力偏低，原設計的高位凝結(jié)水回收裝置水量較少，凝結(jié)水回收泵選型偏大，造成凝結(jié)水無法回收，供熱季外排浪費水3 000 t，浪費熱量9 850 GJ。

圖2 供熱首站凝結(jié)水回收系統(tǒng)

解決方案：（1）在原有的高位凝結(jié)水回收裝置基礎上，增加一路低位閉式凝結(jié)水回收裝置，其布置在0 m處，凝結(jié)水能夠在較低壓力下回收至水箱；增加兩臺小的凝結(jié)水回收泵，滿足小流量的回收要求。（2）積極拓展熱水用戶，降低運行成本。

3.2 回水母管空氣積聚問題

存在的問題：由于用戶側(cè)大多采取分時、間斷供暖方式，峰谷差十分明顯。在夜間，大多數(shù)用戶暫停用汽，流量降至最低，而到了用戶集中用汽時段，流量大、流速高，壓降、溫降也大，會在循環(huán)水管道積聚空氣，尤其在除污器及循泵出口母管兩處放空氣門處能夠放出大量空氣，直接影響循環(huán)水泵葉片以及循環(huán)水管道的運行安全。

解決方案：經(jīng)多次試驗后，循環(huán)水回水壓力在0.37 MPa以上時，能保證管道內(nèi)水量充足，減少空氣的殘留。在供熱量逐年增加的情況下，可視用戶總量逐步提升回水壓力。

4 節(jié)能分析

4.1 降低管損節(jié)能分析

根據(jù)徐州地區(qū)的實際運行數(shù)據(jù)，蒸汽管網(wǎng)平均管損約20%。若采用高溫熱水供熱，按照現(xiàn)有的熱水管網(wǎng)技術(shù)評價，平均熱損失可控制在3%～5%。僅減少熱網(wǎng)損失一項，每年就可節(jié)省15%的能耗。按近期采暖面積約246萬m2，綜合采暖熱指標46.7 W/m2計算：

總損耗：2 460 000 m2×46.7 W/m2≈114.9 MW。

蒸汽管網(wǎng)損耗：114.9 MW×20%=22.98 MW。

熱水管網(wǎng)損耗：114.9 MW×5%≈5.75 MW。

熱水管網(wǎng)比蒸汽管網(wǎng)減少損耗：22.98 MW-5.75 MW=17.23 MW，折合62.03 GJ/h。采暖季按100天計，則單季節(jié)約熱量：62.03 GJ/h×24 h×100天=148 872 GJ。

標煤的發(fā)熱量以29 307.6 kJ/kg計，折合標煤約0.5萬t。

4.2 凝結(jié)水回收節(jié)能分析

（1）凝結(jié)水水量回收效益。

按供熱每萬平方米耗蒸汽指標為0.45 t/h。在電廠內(nèi)設首站，基本可以實現(xiàn)凝結(jié)水100%回收；蒸汽送至小區(qū)設汽水站，凝結(jié)水做補水，回收60%凝結(jié)水；則每萬平方米減少排放凝結(jié)水約0.27 t/h。以近期負荷246萬m2計，則：

一個采暖季可節(jié)約凝結(jié)水量：246萬m2×0.27 t/（h·萬m2）×24 h×100 天≈15.9萬t。

熱電廠軟化水成本按10元/t計算，則一個采暖季節(jié)省凝結(jié)水費用高達159萬元。

（2）凝結(jié)水熱量回收效益計算。

以城區(qū)供熱可節(jié)約的凝結(jié)水量（66.42 t/h）為基礎，凝結(jié)水每提高1 ℃可回收量：Q′=C×M×△t=4.18 kJ/（kg·℃）×66.42 t/h×1 ℃≈277 635.6 kJ/h。

每個采暖季可回收的熱量：Q=24 h×100天×Q′≈666 GJ。

方案設計凝結(jié)水回收至電廠除氧器。凝結(jié)水水溫一般在80～100 ℃，可節(jié)省將補水（冬季水源溫度按10 ℃計算）加熱至進入除氧器的溫度（80℃）時所需的熱量。標煤的發(fā)熱量以29 271 kJ/kg計，每個采暖季凝結(jié)水溫度每提高1 ℃可回收熱量折合成標煤為22.76 t，則：

一個采暖季可回收的熱量：666GJ×70=46620GJ。

可節(jié)省標煤：22.76 t×70=1 593.2 t。

5 結(jié)語

隨著經(jīng)濟的高速發(fā)展，居民生活水平與生活質(zhì)量不斷提高，用熱、用電需求有了較大的增長。對于大型熱電站而言，“汽改水”供熱是順應形勢發(fā)展需要，進一步深化城鎮(zhèn)供熱體制改革的具體措施，也是優(yōu)化集中供熱系統(tǒng)，實現(xiàn)節(jié)能降耗、降低成本、持續(xù)發(fā)展的有效途徑。

在供熱首站的設計選型、施工、調(diào)試、運營階段，可能存在各種問題，通過不斷的運行優(yōu)化與經(jīng)驗積累，徐州華潤電力有限公司逐漸摸索出一套成熟的供熱系統(tǒng)運行與改造方案，不論在系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性，還是可靠性上，都有較大的借鑒及推廣意義。提升供熱首站的運營水平，不僅使企業(yè)得到長足發(fā)展，也使環(huán)境質(zhì)量得到改善，為經(jīng)濟社會的可持續(xù)發(fā)展奠定了堅固的基石。