大型热电厂供热首站选型及常见问题分析

单龙辉

（徐州华润电力有限公司，江苏徐州221000）

0 引言

大型热电站供热蒸汽管网普遍存在管网热损失大、检修维护量大、运行安全性差等弊端。蒸汽供热用户的二级汽-水换热站，由于大多采取分时、间断供暖方式，蒸汽流量峰谷差现象十分明显。在用户集中用汽时段，蒸汽流量大、流速高，压降、温降也大，部分末端用户的供热质量不能保证；而到了夜间，大多数用户暂停用汽，流量降至最低，致使部分蒸汽冷凝成水，因此管网损失极大，平均热损在15%～30%，最高可达50%。另外，因蒸汽供热管网是单管敷设，大量的凝结水无法回收，能源浪费极大。对于蒸汽供热企业而言，实施供热管网技术改造、降低网损是供热企业节能减排的重要措施。

1 设备概况

徐州华润电力有限公司一二期4×320 MW机组为上海汽轮机厂引进美国西屋公司的技术制造的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机，汽轮机型号为N320-16.7/537/537。

为不断优化供热模式，满足用户需求，同时减少供热成本，机组在实施蒸汽供热改造后同步建设供热首站，接带部分新增供热用户，也为规划逐步采用高温热水供热代替蒸汽供热打下基础。供热首站利用汽轮机供热抽汽进入首站换热器加热循环水，被蒸汽加热后的高温循环水送至厂外热水网，再通过二级换热站向各用户供热，低温循环水回水通过厂外热水管网循环水主干线回至供热首站，形成循环。

2 供热首站建设方案

2.1 方案选型

根据热电厂供热区域内的近、远期热负荷特点、分布及发展情况，本项目制定了两个供热方案可供选择。方案一：在电厂内建设汽-水换热首站，沿规划路线建设高温热水管网至各用户换热站。方案二：自电厂敷设蒸汽管网至北三环附近，在北三环附近择地建汽-水换热首站，同期沿规划路线敷设高温热水管网至各用户换热站。蒸汽管网长度约6.5 km，考虑敷设凝结水回收管道，凝结水回收至电厂。下面对这两个方案的优缺点进行分析比较。

2.1.1 方案一

优点：（1）高温热水管网长距离输送（最长供热距离可达30 km），管网损失小，（3%～5%），较蒸汽管网供热管网损失小、热效率高，节能效益显著。（2）便于电厂内能源的综合利用。远期随着热负荷的不断发展，可考虑利用电厂循环水余热供热，可大大降低运行成本，提高供热能力。（3）汽-水换热首站设于电厂内，不存在水、电增容问题，可利用厂内水、电价格相对便宜的有利条件，同时可利用厂内蒸汽驱动循环水泵，排汽还可以加热外网循环水，大大降低运行电耗，同时实现蒸汽能量的梯级利用，能源综合利用率高，整体运行成本低。（4）汽-水换热首站设于厂内，便于凝结水的回收利用，节能效益显著。（5）汽-水换热首站设于厂内，不存在另行征地问题，实施可行性高。

缺点：三环路以北高温热水管网不能被综合利用，需另行敷设蒸汽管网，以满足用汽负荷需求。

2.1.2 方案二

优点：可兼顾前端工业和采暖用户，共用三环路以北的蒸汽管网进行供热。

缺点：（1）不节能，蒸汽管网的热量损失较大，长距离输送管损达15%～30%，供热成本高，给后期运营带来较大负担。（2）无法利用厂内余热，不便于电厂内能源的综合利用。（3）不利于凝结水回收，需敷设约6.5 km凝结水管网回电厂。设高压水泵，投资大、费用高，同时由于长距离管网输送，回收的凝结水水质难以保证，回收后再利用成本提高。（4）要在场外择地建站存在征地、水电增容问题，增大项目实施难度，首站投资及运行费用也相应提高。

综上，方案一将汽-水换热首站设于电厂内，沿规划路线敷设高温热水管网至用户，在区域内实施高温热水管网供热，管网损失小，节能效果显著，方便凝结水回收，便于厂内能源的综合利用，降低运营成本。另外不存在征地和水电增容问题，项目实施可行性高，故最终采用方案一建造汽-水换热首站。

2.2 热力系统简介

2.2.1 热力系统简介

整体改造的热力系统包括：汽-水换热首站、高温热水管网、二级水-水换热站。热力系统流程如图1所示。

图1 热力系统流程

（1）高温热水循环系统：高温热水管网回水由外网送回电厂，经设于首站内的除污器过滤后，由循环水泵加压进入汽-水换热器加热，加热后的供水进入供热管网送至外网各用户供热。

（2）蒸汽-凝结水系统：电厂主外供蒸汽和首站内的汽动泵排汽分别进入对应的汽-水热交换器，加热外网循环水，凝结水通过凝结水泵加压后送回电厂除氧器。

（3）补水定压系统：外部高温热水管网中的失水，由汽-水换热首站内补水装置统一补给，同时确保管网不倒空、不汽化。系统补水定压系统，采用恒压变频补水装置，补水点设在回水母管上。

2.2.2 热媒参数

热媒参数的确定是供热系统设计的一个重要问题。结合城区供热具体条件，考虑热源、管网、用户等方面的因素，本项目采用目前国内最为常用的高温热水运行参数：供水温度130 ℃、回水温度70 ℃，供回水温差60 ℃。

2.2.3 供热运行模式

主要考虑到本供热系统供热半径长、负荷集中在中后端，本供热系统采用目前国内外较为先进的分布式变频系统供热。分布式变频供热模式：热源循环水泵的扬程选择时，只需考虑热源内部及前端用户的压力损失，在用户内设循环水泵，其扬程根据用户需要确定。用户循环水泵根据用户实际耗热量，从热网中“抽水”供热，换热后将回水送回电厂汽-水首站。形象地讲，分布式变频供热系统改变了传统供热系统中电厂“送水”至用户的模式，转变为用户根据自身情况和需求热量向电厂“要水”的模式。

传统供热方式耗电3 kWh/m2；实施分布式变频系统改造后耗电下降约1.8 kWh/m2，系统节电率约40%。据大量工程统计，分布式变频系统比传统供热系统的循环水泵总耗电功率可下降30%～50%，节电效果显著。

3 供热首站常见问题分析

3.1 凝结水回收问题

供热首站凝结水回收系统如图2所示，主要存在以下问题：供热首站投运初期，由于热用户较少，最低时每小时凝结水量仅有10 t，凝结水温度低，加热器内压力偏低，原设计的高位凝结水回收装置水量较少，凝结水回收泵选型偏大，造成凝结水无法回收，供热季外排浪费水3 000 t，浪费热量9 850 GJ。

图2 供热首站凝结水回收系统

解决方案：（1）在原有的高位凝结水回收装置基础上，增加一路低位闭式凝结水回收装置，其布置在0 m处，凝结水能够在较低压力下回收至水箱；增加两台小的凝结水回收泵，满足小流量的回收要求。（2）积极拓展热水用户，降低运行成本。

3.2 回水母管空气积聚问题

存在的问题：由于用户侧大多采取分时、间断供暖方式，峰谷差十分明显。在夜间，大多数用户暂停用汽，流量降至最低，而到了用户集中用汽时段，流量大、流速高，压降、温降也大，会在循环水管道积聚空气，尤其在除污器及循泵出口母管两处放空气门处能够放出大量空气，直接影响循环水泵叶片以及循环水管道的运行安全。

解决方案：经多次试验后，循环水回水压力在0.37 MPa以上时，能保证管道内水量充足，减少空气的残留。在供热量逐年增加的情况下，可视用户总量逐步提升回水压力。

4 节能分析

4.1 降低管损节能分析

根据徐州地区的实际运行数据，蒸汽管网平均管损约20%。若采用高温热水供热，按照现有的热水管网技术评价，平均热损失可控制在3%～5%。仅减少热网损失一项，每年就可节省15%的能耗。按近期采暖面积约246万m2，综合采暖热指标46.7 W/m2计算：

总损耗：2 460 000 m2×46.7 W/m2≈114.9 MW。

蒸汽管网损耗：114.9 MW×20%=22.98 MW。

热水管网损耗：114.9 MW×5%≈5.75 MW。

热水管网比蒸汽管网减少损耗：22.98 MW-5.75 MW=17.23 MW，折合62.03 GJ/h。采暖季按100天计，则单季节约热量：62.03 GJ/h×24 h×100天=148 872 GJ。

标煤的发热量以29 307.6 kJ/kg计，折合标煤约0.5万t。

4.2 凝结水回收节能分析

（1）凝结水水量回收效益。

按供热每万平方米耗蒸汽指标为0.45 t/h。在电厂内设首站，基本可以实现凝结水100%回收；蒸汽送至小区设汽水站，凝结水做补水，回收60%凝结水；则每万平方米减少排放凝结水约0.27 t/h。以近期负荷246万m2计，则：

一个采暖季可节约凝结水量：246万m2×0.27 t/（h·万m2）×24 h×100 天≈15.9万t。

热电厂软化水成本按10元/t计算，则一个采暖季节省凝结水费用高达159万元。

（2）凝结水热量回收效益计算。

以城区供热可节约的凝结水量（66.42 t/h）为基础，凝结水每提高1 ℃可回收量：Q′=C×M×△t=4.18 kJ/（kg·℃）×66.42 t/h×1 ℃≈277 635.6 kJ/h。

每个采暖季可回收的热量：Q=24 h×100天×Q′≈666 GJ。

方案设计凝结水回收至电厂除氧器。凝结水水温一般在80～100 ℃，可节省将补水（冬季水源温度按10 ℃计算）加热至进入除氧器的温度（80℃）时所需的热量。标煤的发热量以29 271 kJ/kg计，每个采暖季凝结水温度每提高1 ℃可回收热量折合成标煤为22.76 t，则：

一个采暖季可回收的热量：666GJ×70=46620GJ。

可节省标煤：22.76 t×70=1 593.2 t。

5 结语

随着经济的高速发展，居民生活水平与生活质量不断提高，用热、用电需求有了较大的增长。对于大型热电站而言，“汽改水”供热是顺应形势发展需要，进一步深化城镇供热体制改革的具体措施，也是优化集中供热系统，实现节能降耗、降低成本、持续发展的有效途径。

在供热首站的设计选型、施工、调试、运营阶段，可能存在各种问题，通过不断的运行优化与经验积累，徐州华润电力有限公司逐渐摸索出一套成熟的供热系统运行与改造方案，不论在系统运行的经济性，还是可靠性上，都有较大的借鉴及推广意义。提升供热首站的运营水平，不仅使企业得到长足发展，也使环境质量得到改善，为经济社会的可持续发展奠定了坚固的基石。