热电联产项目热网工程供热方案范文

《发电与空调杂志》2014年第四期

1供热方案设计

1.1热源概况

该项目为满足城市冬季供热质量及供热安全性，热源由主热源及调峰热源构成[1]。主热源为于2002年已投产发电的热电厂，此次三期需扩建设备为2×350MW抽汽凝汽式间接空冷汽轮发电机组配2×1200t/h超临界、一次中间再热燃煤锅炉。调峰热源为2004年已建成的城西供热站，设备为高温热水（130℃/80℃）供热锅炉，现装机容量为4×58MW+1×84MW，供热能力为316MW，可供热面积约为550万m2。热源的装机容量及外供热量详见表1。事故状态下的紧急预案计划将（2×350MW）热电联产配套管网与调峰配套管网实施联网运行，在冬季采暖期内若出现某一热源设备故障，两管网间可相互贯通，将事故影响降低到最小范围。区域内最大热负荷为725MW，若热电厂出现单台350MW机组故障，另一台机组与调峰联网，供热能力达631MW，事故最低热保障率为87%；若调峰1×84MW故障，电厂与调峰其他锅炉联网，可将热保障率控制为100%。该方案的实施可充分保证城市供热系统的运行安全。

1.2供热方案

1.2.1首站方案据对其他城市已建成热电联产项目的了解，首站位置一般为二种方案。第一种方案为热电厂将蒸汽送至用户附近设立首站，以缩小热水管网的高差；第二种方案为在电厂内设立首站，以符合热力站要求的130～80℃的高温水送至用户热力站。第一种方案适用于供热区域内有超压热力站，需要热电厂提高机组的抽气压力，降低发电量，且蒸汽输送热损失较大，对热电联产而言非常不经济，故该项目选用第二方案。

1.2.2（2×350MW）热电联产方案考虑到城市中心区域内现状管网的实际情况，尽量利用现有管网，避免对城市道路的破坏，因此该方案确定热电厂与调峰锅炉房之间进行切网运行。在保证供暖质量与供暖安全的前提下，确保热电厂最大供热负荷，以减少环境污染，实现节能减排的目的。室外温度为5℃，供热系统开始供热，在温度降至-1℃过程中，电厂2×350MW作为系统热源；室外温度降至-2℃系统开启调峰热源，与2×350MW热电实施切网运行。

1.3供热管网

1.3.1供热参数的确定该工程供热区域内有大量原有供热站的配套一次、二次管网，为了充分利用原有供热系统设施，便于与原系统相衔接，供热管网运行参数为：一级热网水温130℃/80℃，耐压等级1.6MPa；二级热网普散系统水温85℃/60℃，地暖系统水温50℃/40℃，耐压等级1.0MPa。系统原理如图1所示。

1.3.2补偿方式该工程管网敷设主要采用无补偿热安装直埋敷设方式，仅在部分与原有管道相连接或与其他热源并网处采用有补偿方式。管径＜DN500mm以下管道采用直埋无补偿冷安装方式，管径≥DN500mm管道采用直埋无补偿电预热安装方式。

2水力计算

2.1水力计算的条件及原则根据《城镇供热管网设计规范》（CJJ34-2010），热网供/回水温度取130℃/80℃；管道绝对粗糙度K为0.5mm；管内介质流速不大于3.5m/s。根据同等类型规模换热站经验统计数据，局部阻力损失附加α值取20%；干线末端换热站内供回水压差按13mH2O考虑。

2.2计算结果管网阻力计算。计算得出该项目一级热网水力计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。该项目一次热网最不利环路为电厂首站B～31#换热站管段，总长为8357m×2，供回水总阻力损失为637.99kPa。

2.3热网循环水泵及系统定压

2.3.1热网循环水泵的流量和扬程校核该工程的热网循环水泵在电厂内的供热首站内，（2×350MW）机组一级热网循环水泵的流量按电厂首站设计供热能力630MW进行计算，得出该工程一级热网最大流量为10833.5t/h。外网环路损失包括：热网环路的阻力损失为73.4mH2O；小区换热站内部阻力取10mH2O；首站除污器取0.5mH2O；首站内部阻力取9.5mH2O。以上数据相加得到近期首站循环水泵的总扬程H为93.4mH2O。本期新建主管网B～F10管段最大流量为404.48（t/h），远期机组最大规模747MW的设计流量可达10704.56（t/h）。现电厂首站采购热网循环水泵四台，单台水泵流量为3035t/h，扬程130mH2O，可满足热网运行及规范要求。循环水泵拟采用变频控制方式，以达到节能要求。

2.3.2系统定压及水压图该工程的供热半径约11.6km，主热源位于整个系统地势标高的中部与最高点热用户相差不太大，计算出静水压线高度为39.9mH2O，实际取40mH2O。一级热水管网的定压采用变频调速定压方式，定压点设于热电厂首站循环水泵入口，定压点压力取400kPa，因此补水泵扬程定为40mH2O。通过对最不利工况（tw=-12℃）进行水力计算分析得出，当室外温度在-4～-12℃时，热电厂与调峰热源同时运行，一级热网主干管实施切网运行。根据水力计算结果及热网的地形标高，绘制热网主干线的水压图，可知一级热网主干管最不利环路为首站至31#换热站，管道总长8357m×2，干管压力损失31.9mH2O，供回水最不利损失为63.8mH2O，系统最高点压力为133.8mH2O，无超压现象，如图2所示。

3热网运行调节

热网运行调节方式主要有质调节、量调节和质量综合调节三种[4]。热电厂2×350MW热电机组，既发电又供热，监控系统应达到一定的水平，另外尚有供热站作为调峰热源，为减少建设投资和运行费用，供热管网采用质量综合调节方式较佳。首先供热系统在投入运行之前，为使供热介质流量的分配符合设计工况，采用专用阀门，对各配热干支线的流量进行一次调节。其次在供热系统运行期间，建筑物的采暖和通风等热负荷随室外气温而变化，为保证供热质量，该工程将采用遥测、遥控等自动调节设备（热网控制器），以控制供热介质的流量、压力和温度。质量综合调节方式要求对热网和热源进行实时监控，且首站的热网循环水泵需采用变频调速泵设计。主热源担负基本负荷，根据室外温度的变化启动调峰热源。采暖初期系统流量维持主热源的设计流量不变，随着室外温度的降低，供水温度逐渐升高，当室外温度下降至-9℃以下时，（2×350MW）热电联产热电达到满负荷，随着室外温度进一步下降，（2×350MW）热电联产热将7座热力站切给调峰热源供热。

4管网监控系统设计

该工程热网主要包含电厂出口计量、首站、调峰热源、热力站和关键点。为了节能，提高供热效率，取得较好的经济效益和社会效益，有必要建立计算机监控系统。计算机控制系统将实时、全面的了解热网的运行情况，同时还是热网安全、可靠、高效运行的保证[5]。

4.1供热管网监控系统该工程监控系统采用二级网络SCADA系统，以工业级计算机和通讯网络为基础，进行分散控制、集中管理。工程将在首站设一监控中心作为上级主控中心MCC，成为整个供热系统的调度中心，该调度中心设于（2×350MW）热电联产集控室内。热网中选择重要分支关键点、热力站和最不利端用户作为分控中心的下级本地监控站LCM。通过光纤双冗余通讯方式将泵站、热力站、关键点等与监控系统相连，上报管网运行数据至上级监控分中心MCC，进行统一调度管理。计算机控制系统由主控中心、监控分统中心、本地站、远程终端站、通讯网络和与监控控制有关的仪表等部分组成。为了检修方便，建议热网控制系统与主机控制系统保持一致。供热管网监控系统结构图如图3。

4.2主控中心MCC调度中心（MCC）的任务为集中监测管理所辖范围内所有供热热网，负责分析计算、运行指导及故障监测。整个供热系统的调度指挥中心（MCC）必须获取每一个LCM的重要数据信息，以制定供热系统的整体运行方案。还需对管网水力工况的检测、监督，提出经济合理的运行方式；显示各热源厂及整个管网关键点的实时在线参数值；显示管网的水力工况分析结果；具备平均负荷预测分析、计算及管网仿真能力；在事故状态下可连续监测显示某一参数的实时变化。最终构成一个综合管理信息系统。

4.3本地监控站LCM本地监控站LCM一般设置在热源的出口、关键点及热力站，以保证热力管网正常的运行工况。监控站将所有管网的参数传至调度中心，由调度中心对热网进行管理。该热网设热源出口2个、关键点14个、热力站121个。该热网的LCM分为热力站、热源厂出口、关键点的LCM三种类型。热力站的监控参数包括一级热网和二级热网监控参数，参数包括供回水温度、压力、循环水泵状态、补水泵状态等。热源厂出口LCM完成本地监测、显示的同时，向MCC上传热水的温度、压力、流量等参数。关键点LCM监控官网运行情况，采集用户的一次进出口差压参数作为供热管网干线参数上传MCC。

5结语

该项目的主热源是（2×350MW）热电厂，其各项建设条件良好，装机容量为2×350MW机组，具备向该市供热的条件；采用热电联产集中供热的供热方式经济安全、减少环境污染、改善民生；从运行管理的安全便捷及运行的经济性上看，一级网的循环泵、补水定压均设在首站内，由电厂统一调节；项目总投资100682.28万元，按照目前的供用热价格，全部投资的投资回收期（含建设期）为税后10.88a，有一定财务盈利能力；通过研究分析，该项目在技术和经济方面是可行的，项目本身具有一定的抗风险能力，且具有环保和节能的综合效益。由于该项目供热面积大、管径大、输送距离较长，建议在初步设计中采取必要的水击防范措施，保证管网运行安全；应加紧建设该工程的配套热网工程，尽快发挥热电厂应有的效益，减少城市污染；供热管网的路由在初步设计中应进一步落实，管网的工程地质情况（地勘）应在初步设计中完成；按照目前的供热价格，项目有一定盈利能力，为保证项目顺利实施，还应争取上级部门的支持，并注意防范风险。

作者：杨婧文单位：南京交通职业技术学院