长输热网末端隔压热力站、中继泵站的比选

吴中正， 余建国， 武振宇

(河南省城乡规划设计研究总院股份有限公司，河南郑州450044)

1 概述

近年来，北方地区环保形势日益严峻，供暖期雾霾天气增多，大气环境治理难度加大。伴随着中国城市规模的不断扩大，人民对城市集中供暖的需求越来越强烈。因此，建设和采取节能环保、安全可靠的热源和供热方式迫在眉睫。

发改委、住建部印发的[2015]2491号《余热暖民工程实施方案》明确提出实施余热供暖，可降低供热成本、提高能源利用率，减少煤炭消耗和污染物排放，是重要的民生工程。利用电厂余热供暖，不但可以提高电厂能源利用率，还可降低环境污染。当热电厂作为热源时，不可避免存在热水长距离输送问题，由于供热距离较长，受管网阻力、热源位置及管网沿途地势高差的影响，易导致管网、用户出现压力不足或者超压。通常可以通过设置隔压热力站、中继泵站解决上述问题。本文结合工程实例，对长输热网末端中继泵站、隔压热力站的比选进行探讨。

2 工程概况

某市热电厂位于城市东郊，配置2台额定发电功率为600 MW的超临界燃煤发电机组，汽轮机中低压连通管改造后，供热能力达到280 MW，为该市中东部供热区域提供热源。随着供热面积增加，热电厂对热电联产机组进行深度改造，供热能力增加840 MW，为该市西部供热区域提供热源。热电厂至西部供热区域距离24.5 km，管道规格DN 1 400 mm，建成后供热面积约2 400×104m2。

长输管网设计供、回水温度为130、70 ℃，设计质量流量为12 000 t/h。管网沿途地形高差不大，定压压力为0.3 MPa。

3 设计方案

3.1 方案1

长输管网末端设置隔压热力站，方案1系统流程见图1。长输管网回水(70 ℃)进入热力首站，经首站循环泵加压送至汽-水换热器，升温至130 ℃后送至隔压热力站。一部分汽轮机抽汽经汽-水换热器加热长输热网回水，另一部分用于推动小型汽轮机带动首站循环泵。小型汽轮机排汽为热力除氧器提供蒸汽，汽-水换热器出口凝结水经除氧器处理后回到锅炉。一级热网回水(60 ℃)进入隔压热力站后通过热网循环泵加压送至水-水换热器温升至120 ℃，然后输送至用户(小区热力站)。长输管网设计压力为2.5 MPa，设计供、回水温度为130、70 ℃。一级管网设计压力为1.6 MPa，设计供、回水温度为120、60 ℃。

图1 方案1系统流程

热力首站热功率为840 MW，配置4台汽-水换热器(单台额定换热功率为210 MW)，采用联络母管制连接方式，母管上设置电动蝶阀，可实现单元制运行。配置2台凝结水泵，1用1备。配置4台首站循环泵，单台质量流量为3 300 t/h，并联连接，互为备用。对于4台首站循环泵，其中3台由小型汽轮机驱动，剩余1台由电动机驱动，并采取变频调速，在启动阶段优先运行。

由于换热量比较大，隔压热力站设置了13台水-水换热器(单台额定换热功率为70 MW)，互为备用。配置4台热网循环泵，单台质量流量为3 000 t/h，均由电动机驱动，并联连接，互为备用。配置3台热网补水泵，2用1备。配置3台软水装置，2用1备。方案1热力首站、隔压热力站主要工艺设备分别见表1、2。

表1 方案1热力首站主要工艺设备

3.2 方案2

长输管网末端设置中继泵站，方案2系统流程见图2。方案2热力首站的工艺流程与方案1一致，仅出水压力由方案1的2.5 MPa降至1.6 MPa，

表2 方案1隔压热力站主要工艺设备

因此图2中未表示热力首站的工艺流程。方案2长输管网设计压力为1.6 MPa，设计供、回水温度为120、60 ℃。一级管网设计压力为1.6 MPa，设计供、回水温度为120、60 ℃。热力首站供水(120 ℃)经首站循环泵加压后，经长输热网送至中继泵站。由中继泵站供水加压泵输送至小区热力站，回水经回水加压泵送至热力首站。

图2 方案2系统流程

热力首站供热规模、设备类型均与方案1相同，由于设计压力为1.6 MPa，首站循环泵扬程比方案1低。中继泵站供、回水加压泵均为4台，由电动机驱动，并联连接，互为备用，均为变频。配置3台热网补水泵，2用1备。配置3台软水装置，2用1备。方案2热力首站、中继泵站主要工艺设备分别见表3、4。

表3 方案2热力首站主要工艺设备

4 技术经济性分析

4.1 经济性分析

① 长输管道造价、设备购置费

方案1、2长输管网保温管道造价见表5。单位长度造价包括供回水管单位长度管材购置费、安装费等。方案1、2热力首站主要工艺设备购置费见表6。方案1隔压热力站、方案2中继泵站主要工艺设备购置费见表7。

表4 方案2中继泵站主要工艺设备

表5 方案1、2长输管网保温管道造价

表6 方案1、2热力首站主要工艺设备购置费 元

表7 方案1隔压热力站、方案2中继泵站主要工艺设备购置费 元

② 运行费用

供暖期(120 d)长输管网、一级管网采取质调节。方案1、2热力首站的运行方式一致，供暖期电动机驱动的首站循环泵在电动机额定输入电功率条件下运行，3台由小型汽轮机驱动的首站循环泵在小型汽轮机额定输出功率条件下运行。1台凝结水泵在电动机额定输入电功率条件下运行。经计算，方案1、2热力首站供暖期耗电量分别为705.6×104、532.8×104kW·h，热电厂自用电价取0.4 元/(kW·h)，可计算得到方案1、2热力首站供暖期电费分别为282.24×104、213.12×104元。

方案1、2热力首站小型汽轮机总额定输出功率分别为6 000、4 200 kW，设定小型汽轮机进排汽参数与文献[1]给出的一致，采用文献[1]给出的方法计算得到方案1、2的小型汽轮机的额定耗汽量分别为118、83 t/h。热电厂自用蒸汽价格取80 元/t，可计算得到方案1、2供暖期小型汽轮机的运行费用为2 718.72×104、1 912.32×104元。

方案1隔压热力站、方案2中继泵站的热网循环泵、供水加压泵、回水加压泵均在电动机额定输入电功率条件下运行，补水泵、软水装置的部分负荷率取0.7[2]，可计算得到方案1隔压热力站、方案2中继泵站供暖期耗电量分别为2 086.10×104、1 632.56×104kW·h。工业电价取0.76 元/(kW·h)，可计算得到方案1隔压热力站、方案2中继泵站供暖期电费分别为1 585.44×104、1 240.75×104元。

③ 经济性分析

由以上计算结果可知，方案1、2的长输管道造价和设备购置费分别为38 125×104、33 130×104元。供暖期运行费用分别为4 586.4×104、3 366.19×104元。因此，方案1的长输管道造价和设备购置费、供暖期运行费用均高于方案2。

4.2 技术性分析

对于采取设置中继泵站的方案2，由于供水温度比较高，供水加压泵的运行环境恶劣，易缩短水泵使用寿命。

虽然方案1的长输管道造价、设备购置费与供暖期运行费用均比较高，但是隔压热力站将长输管网与一级管网隔离为两个独立系统，有利于城市供热系统的运行调节。因此，推荐采用设置隔压热力站的方案。

5 结语

结合工程实例，对长输热网末端隔压热力站、中继泵站的比选进行探讨。方案1为在长输管网(设计压力为2.5 MPa)末端设置隔压热力站，方案2为在长输管网(设计压力为1.6 MPa)末端设置中继泵站。虽然方案1的长输管道造价、设备购置费与供暖期运行费用均高于方案2，但是隔压热力站将长输管网与一级管网隔离为两个独立系统，有利于城市供热系统的运行调节。推荐采用方案1即设置隔压热力站的方案。