熱電聯產項目熱網工程供熱方案范文

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《發電與空調雜志》2014年第四期

1供熱方案設計

1.1熱源概況

該項目為滿足城市冬季供熱質量及供熱安全性，熱源由主熱源及調峰熱源構成[1]。主熱源為于2002年已投產發電的熱電廠，此次三期需擴建設備為2×350MW抽汽凝汽式間接空冷汽輪發電機組配2×1200t/h超臨界、一次中間再熱燃煤鍋爐。調峰熱源為2004年已建成的城西供熱站，設備為高溫熱水（130℃/80℃）供熱鍋爐，現裝機容量為4×58MW+1×84MW，供熱能力為316MW，可供熱面積約為550萬m2。熱源的裝機容量及外供熱量詳見表1。事故狀態下的緊急預案計劃將（2×350MW）熱電聯產配套管網與調峰配套管網實施聯網運行，在冬季采暖期內若出現某一熱源設備故障，兩管網間可相互貫通，將事故影響降低到最小范圍。區域內最大熱負荷為725MW，若熱電廠出現單臺350MW機組故障，另一臺機組與調峰聯網，供熱能力達631MW，事故最低熱保障率為87%；若調峰1×84MW故障，電廠與調峰其他鍋爐聯網，可將熱保障率控制為100%。該方案的實施可充分保證城市供熱系統的運行安全。

1.2供熱方案

1.2.1首站方案據對其他城市已建成熱電聯產項目的了解，首站位置一般為二種方案。第一種方案為熱電廠將蒸汽送至用戶附近設立首站，以縮小熱水管網的高差；第二種方案為在電廠內設立首站，以符合熱力站要求的130～80℃的高溫水送至用戶熱力站。第一種方案適用于供熱區域內有超壓熱力站，需要熱電廠提高機組的抽氣壓力，降低發電量，且蒸汽輸送熱損失較大，對熱電聯產而言非常不經濟，故該項目選用第二方案。

1.2.2（2×350MW）熱電聯產方案考慮到城市中心區域內現狀管網的實際情況，盡量利用現有管網，避免對城市道路的破壞，因此該方案確定熱電廠與調峰鍋爐房之間進行切網運行。在保證供暖質量與供暖安全的前提下，確保熱電廠最大供熱負荷，以減少環境污染，實現節能減排的目的。室外溫度為5℃，供熱系統開始供熱，在溫度降至-1℃過程中，電廠2×350MW作為系統熱源；室外溫度降至-2℃系統開啟調峰熱源，與2×350MW熱電實施切網運行。

1.3供熱管網

1.3.1供熱參數的確定該工程供熱區域內有大量原有供熱站的配套一次、二次管網，為了充分利用原有供熱系統設施，便于與原系統相銜接，供熱管網運行參數為：一級熱網水溫130℃/80℃，耐壓等級1.6MPa；二級熱網普散系統水溫85℃/60℃，地暖系統水溫50℃/40℃，耐壓等級1.0MPa。系統原理如圖1所示。

1.3.2補償方式該工程管網敷設主要采用無補償熱安裝直埋敷設方式，僅在部分與原有管道相連接或與其他熱源并網處采用有補償方式。管徑＜DN500mm以下管道采用直埋無補償冷安裝方式，管徑≥DN500mm管道采用直埋無補償電預熱安裝方式。

2水力計算

2.1水力計算的條件及原則根據《城鎮供熱管網設計規范》（CJJ34-2010），熱網供/回水溫度取130℃/80℃；管道絕對粗糙度K為0.5mm；管內介質流速不大于3.5m/s。根據同等類型規模換熱站經驗統計數據，局部阻力損失附加α值取20%；干線末端換熱站內供回水壓差按13mH2O考慮。

2.2計算結果管網阻力計算。計算得出該項目一級熱網水力計算的管道比摩阻基本控制在30～80Pa/m，支管的比摩阻小于300Pa/m。該項目一次熱網最不利環路為電廠首站B～31#換熱站管段，總長為8357m×2，供回水總阻力損失為637.99kPa。

2.3熱網循環水泵及系統定壓

2.3.1熱網循環水泵的流量和揚程校核該工程的熱網循環水泵在電廠內的供熱首站內，（2×350MW）機組一級熱網循環水泵的流量按電廠首站設計供熱能力630MW進行計算，得出該工程一級熱網最大流量為10833.5t/h。外網環路損失包括：熱網環路的阻力損失為73.4mH2O；小區換熱站內部阻力取10mH2O；首站除污器取0.5mH2O；首站內部阻力取9.5mH2O。以上數據相加得到近期首站循環水泵的總揚程H為93.4mH2O。本期新建主管網B～F10管段最大流量為404.48（t/h），遠期機組最大規模747MW的設計流量可達10704.56（t/h）。現電廠首站采購熱網循環水泵四臺，單臺水泵流量為3035t/h，揚程130mH2O，可滿足熱網運行及規范要求。循環水泵擬采用變頻控制方式，以達到節能要求。

2.3.2系統定壓及水壓圖該工程的供熱半徑約11.6km，主熱源位于整個系統地勢標高的中部與最高點熱用戶相差不太大，計算出靜水壓線高度為39.9mH2O，實際取40mH2O。一級熱水管網的定壓采用變頻調速定壓方式，定壓點設于熱電廠首站循環水泵入口，定壓點壓力取400kPa，因此補水泵揚程定為40mH2O。通過對最不利工況（tw=-12℃）進行水力計算分析得出，當室外溫度在-4～-12℃時，熱電廠與調峰熱源同時運行，一級熱網主干管實施切網運行。根據水力計算結果及熱網的地形標高，繪制熱網主干線的水壓圖，可知一級熱網主干管最不利環路為首站至31#換熱站，管道總長8357m×2，干管壓力損失31.9mH2O，供回水最不利損失為63.8mH2O，系統最高點壓力為133.8mH2O，無超壓現象，如圖2所示。

3熱網運行調節

熱網運行調節方式主要有質調節、量調節和質量綜合調節三種[4]。熱電廠2×350MW熱電機組，既發電又供熱，監控系統應達到一定的水平，另外尚有供熱站作為調峰熱源，為減少建設投資和運行費用，供熱管網采用質量綜合調節方式較佳。首先供熱系統在投入運行之前，為使供熱介質流量的分配符合設計工況，采用專用閥門，對各配熱干支線的流量進行一次調節。其次在供熱系統運行期間，建筑物的采暖和通風等熱負荷隨室外氣溫而變化，為保證供熱質量，該工程將采用遙測、遙控等自動調節設備（熱網控制器），以控制供熱介質的流量、壓力和溫度。質量綜合調節方式要求對熱網和熱源進行實時監控，且首站的熱網循環水泵需采用變頻調速泵設計。主熱源擔負基本負荷，根據室外溫度的變化啟動調峰熱源。采暖初期系統流量維持主熱源的設計流量不變，隨著室外溫度的降低，供水溫度逐漸升高，當室外溫度下降至-9℃以下時，（2×350MW）熱電聯產熱電達到滿負荷，隨著室外溫度進一步下降，（2×350MW）熱電聯產熱將7座熱力站切給調峰熱源供熱。

4管網監控系統設計

該工程熱網主要包含電廠出口計量、首站、調峰熱源、熱力站和關鍵點。為了節能，提高供熱效率，取得較好的經濟效益和社會效益，有必要建立計算機監控系統。計算機控制系統將實時、全面的了解熱網的運行情況，同時還是熱網安全、可靠、高效運行的保證[5]。

4.1供熱管網監控系統該工程監控系統采用二級網絡SCADA系統，以工業級計算機和通訊網絡為基礎，進行分散控制、集中管理。工程將在首站設一監控中心作為上級主控中心MCC，成為整個供熱系統的調度中心，該調度中心設于（2×350MW）熱電聯產集控室內。熱網中選擇重要分支關鍵點、熱力站和最不利端用戶作為分控中心的下級本地監控站LCM。通過光纖雙冗余通訊方式將泵站、熱力站、關鍵點等與監控系統相連，上報管網運行數據至上級監控分中心MCC，進行統一調度管理。計算機控制系統由主控中心、監控分統中心、本地站、遠程終端站、通訊網絡和與監控控制有關的儀表等部分組成。為了檢修方便，建議熱網控制系統與主機控制系統保持一致。供熱管網監控系統結構圖如圖3。

4.2主控中心MCC調度中心（MCC）的任務為集中監測管理所轄范圍內所有供熱熱網，負責分析計算、運行指導及故障監測。整個供熱系統的調度指揮中心（MCC）必須獲取每一個LCM的重要數據信息，以制定供熱系統的整體運行方案。還需對管網水力工況的檢測、監督，提出經濟合理的運行方式；顯示各熱源廠及整個管網關鍵點的實時在線參數值；顯示管網的水力工況分析結果；具備平均負荷預測分析、計算及管網仿真能力；在事故狀態下可連續監測顯示某一參數的實時變化。最終構成一個綜合管理信息系統。

4.3本地監控站LCM本地監控站LCM一般設置在熱源的出口、關鍵點及熱力站，以保證熱力管網正常的運行工況。監控站將所有管網的參數傳至調度中心，由調度中心對熱網進行管理。該熱網設熱源出口2個、關鍵點14個、熱力站121個。該熱網的LCM分為熱力站、熱源廠出口、關鍵點的LCM三種類型。熱力站的監控參數包括一級熱網和二級熱網監控參數，參數包括供回水溫度、壓力、循環水泵狀態、補水泵狀態等。熱源廠出口LCM完成本地監測、顯示的同時，向MCC上傳熱水的溫度、壓力、流量等參數。關鍵點LCM監控官網運行情況，采集用戶的一次進出口差壓參數作為供熱管網干線參數上傳MCC。

5結語

該項目的主熱源是（2×350MW）熱電廠，其各項建設條件良好，裝機容量為2×350MW機組，具備向該市供熱的條件；采用熱電聯產集中供熱的供熱方式經濟安全、減少環境污染、改善民生；從運行管理的安全便捷及運行的經濟性上看，一級網的循環泵、補水定壓均設在首站內，由電廠統一調節；項目總投資100682.28萬元，按照目前的供用熱價格，全部投資的投資回收期（含建設期）為稅后10.88a，有一定財務盈利能力；通過研究分析，該項目在技術和經濟方面是可行的，項目本身具有一定的抗風險能力，且具有環保和節能的綜合效益。由于該項目供熱面積大、管徑大、輸送距離較長，建議在初步設計中采取必要的水擊防范措施，保證管網運行安全；應加緊建設該工程的配套熱網工程，盡快發揮熱電廠應有的效益，減少城市污染；供熱管網的路由在初步設計中應進一步落實，管網的工程地質情況（地勘）應在初步設計中完成；按照目前的供熱價格，項目有一定盈利能力，為保證項目順利實施，還應爭取上級部門的支持，并注意防范風險。

作者：楊婧文單位：南京交通職業技術學院