超大型供热系统的水质管理

2022-09-01王旭峰

建材发展导向 2022年16期

王旭峰

(太原市热力集团有限责任公司，山西太原 030024)

太古热网热源为古交兴能电厂，电厂共有三期六台供热机组，其中一期2台300MW供热机组，二期2台600MW供热机组，三期2台660MW供热机组，发电机组总装机容量为3120MW，设计供热能力达到3484MW，实际最大供热面积约6800万m（其中包含20%调峰）。设计供水温度最高130℃。

古交兴能电厂至太原市城区37.8km，热电厂地面标高1030m，太原市地面标高850m，全程最大高差180m。管线距离长、高差大，中间设置3个中继泵站（1＃泵站、2＃泵站、3＃泵站）、1个中继能源站（隔压站），其中中继能源站通过水-水换热器将长输管线一次侧热量传递至二次侧，经大温差机组换热至用户侧供热。长输管线为4×DN1400的两套供热系统，每套供热系统有6组循环泵，每组循环泵设4台水泵，不设备用泵，全系统共计48台循环泵。

太古热网以中继能源站板式换热器为界，分为高温网系统和一级网系统。电厂至中继能源站板式换热器部分为高温网系统，分为独立的系统I和系统II两个系统，敷设四根供热管线（两供两回）；中继能源站板式换热器至下游各热力站为一级网系统，按照供热区域海拔高低的不同，一级网又分为低海拔一级网系统和高海拔一级网系统。

高温网系统内部的容水量达到23.3万t。低海拔一级网供热管线全长约922km，最大管径DN1400，管网容水量约为32.5万t。高海拔一级网管网长度约45km，计算容水量为2.7万t。其中高温网和低海拔一级网系统容水量巨大，运行过程中要保证水质的安全、稳定。

1 水质管理

在一整个自然年中，系统保压分为三个阶段：

10.1-10.25注水期（供热运行前的系统保压）

10.26-3.31补水期（供热运行中的系统保压）

4.1-9 .31湿保护期（停热时的系统保压）

在系统保压的各个阶段，要对水质进行检测，以防水质出现异常。由于水体采样点固定，当水体不循环时，检测管网内的水质没有意义。所以，在检测过程中以系统内部水体是否循环为分界点，分为补水期水质检测和注水期、湿保护期水质检测两个阶段。其中，补水期检测软化罐、软水箱和管网水质状况；注水、湿保护期检测软化罐和软水箱水质状况。管线系统的水质标准为表1所示。

表1 水质标准表

对于供热系统来说，系统内部水质情况的变化取决于给注入的水质情况，下面通过介绍各子系统的补水方式，来阐述对水质的管理重方式。

1.1 高温网水质管理

太古长输管线高差达到180m，为能够便于向系统内部注水。将海拔相对较高的古交兴能电厂、1＃中继泵站、2＃中继泵站设为补水点（见图1）。

图1 太古长输管线简图

其中，注水期和补水期是以电厂为主，1、2＃泵站为辅；湿保护期是1、2＃泵站为主，电厂不进行补水。

经统计2016—2021期间内，5年内的各个补水阶段的补水量：

补水期单系统的补水量为6000～10000t。

湿保护期单系统的补水量为5000～9000t。

注水期单系统的补水量为2000～6000t。

单系统容水量约为116000t，所以每年的置换比例为11%～22%。整体来看，长输管线系统封闭性较好，失水量较低。

太古长输管线从电厂出来后先后经过四个泵站，为保证水质化验的准确，在4个泵站都有化验点来检测水质。由于系统内部水体循环，4个点位的水质情况一致。

系统是通过离子交换树脂进行制水，制水一段时间后树脂需要冲洗，要随时检测制水情况。开始补水时，制水设备和管网中的水质情况不稳定，检测会比较频繁。随着水质情况越来越稳定，逐步延长检测间隔。具体检测方式如下。

1）补水期：开始补水时，每2h测一次水质。随着水质越来越稳定，检测间隔逐步提高，分别为4、6、8、12、24h，并一直以每24h测一次，至运行结束。

2）注水、湿保护期：设备刚启动时，每2h测一次水质，制出的水质稳定后，每4h测一次水质。

1.2 低海拔一级网水质管理

为确保太古低海拔一级网系统的安全稳定运行，尽可能避免大量失水导致失压，需在管网上设置足够多的补水点，保证正常运行状态补水及应急状态补水。各供热单位共设立21处一级网补水点。截止目前，除个别补水点由于正在建设或自来水水压不足无法补水外，其余均具备补水条件，系统持续1h计算最大补水能力为1257t。

太古低海拔一级网由中继能源站出口到管网最末端达37km，管网庞大结构复杂，在运行期管网日常失水量为5000t左右。为了保证热网正常运行，需“二补一”热力站对热网进行补水，因此“二补一”热力站水质情况对中继能源站、热力站及管网的影响十分显著，若水质硬度过大会影响能源站及热力站板换的换热效果，降低管网使用寿命。

在前4个采暖季都采取人工定时化验水质状况，由于太古热网涉及范围大，部分“二补一”热力站距离分公司较远，会出现路上2h，工作五分钟的现象，并且无法实时得知在“二补一”热力站补水时的水质情况，会存在补水时水质硬度过高的情况，因此对太古一级网“二补一”热力站安装了在线水质监测装置，可远程实时监测热力站的水质状况。

在停暖期间对太古低海拔一级网“二补一”热力站软化罐后加装在线水质监测装置（如图2、图3），该设备采用比色滴定原理检测系统的产水硬度，并通过药剂的消耗量计算出实际硬度值。系统内配置高精度蠕动泵3台，用于药剂的滴定作业，直接使用正常药剂，无需特殊配置的药剂，节约测试成本。系统根据间隔时间和间隔流量自动取样分析产水硬度，分析结果实时显示并记录保存。装置可与热力站软水罐连接，检测水质不合格时，可启动软水系统再生，如软水系统存在故障时，报警提示，不引发再生。

图2 水质在线监测装置外观与内部构造

图3 水质在线监测装置屏幕显示

水质在线监测装置采用modbus通信协议，将数据接入热力站自控PLC柜内，实现远程实时监测热力站水质状况。

太古热网共在18个“二补一”热力站，1个泵站及2个热源厂安装在线水质监测装置，并完成远程显示功能，可实时监测21个“二补一”补水点的水质状况。在运行期启动远程监测水质合格的补水点，当监测到启动补水点水质硬度过高时及时停止补水，并更换其他水质合格补水点进行补水。

太古一级网安装在线水质监测装置后，明显降低了化验人员化验水质的频率，很大程度上节约了人力、物力资源，实时监控“二补一”热力站水质情况，有效的控制太古一级网补水水源水质合格，水质硬度维持在0.44mmol/L，在线水质监测装置发挥了巨大作用。

2 运行过程中使用的新创新

2.1 旁路净化系统

太古高温网运行的前两个采暖季，发现管网内黑色粉末杂质较多，对水泵机械密封损害较大，且容易堵塞板换影响换热效果。为解决上述问题，拟试用循环水旁路净化系统。经过公司、厂家及施工单位多方沟通，在二号泵站系统I、II回水1＃除污器出口分别安装1套循环水旁路净化系统。

其工艺直接在循环系统回水管网除污器之后管道进行旁通设置，让系统杂质以旁通形式进入旁流净化系统。经过净化系统处理后的洁净水再流入循环系统，最终实现整体净化。

根据长输管线的设计参数：流量15000t/h、回水温度50℃、压力2.5MPa。循环水旁路净化系统设计规范选取循环水量的1%作为旁路净化水量，设计参数：处理水量150t/h、耐温80℃、设计压力2.5MPa、过滤精度20um。

2018年10月太古热网开始冷态联动试运行，调试并启动循环水旁路净化系统，高温网冷运持续5d，期间取旁路净化系统前后水样如图4所示。可以看出过滤后的水质较过滤前明显清澈。

图4 过滤前后水质对比

高温网冷运结束后，打开过滤罐，清洗过滤袋。发现过滤袋内黑色杂质较多，过滤罐底部有部分黑色杂质，如图5所示。

图5 过滤后设备内部情况

循环水旁路净化系统投运至今以来，长输管线系统内部的水质情况逐步改善。

2.2 螺旋除污器

太古供热项目2017～2018采暖季临近停热时进行了升流量试验，当达到设计流量时，发现中继能源站板换的一级侧堵塞现象较为严重，其中二车间堵塞更加明显。2017～2018采暖季结束之后需要对堵塞的板换进行清理，大致有50%的板换堵塞严重需要进行清理，工作量十分巨大。2018～2019采暖季整体工况将达到设计状态，为了保证中继能源站一级网侧板换不再发生大面积堵塞情况，使得板换能够有较好的换热能力，根据目前现有的一级网除污器情况，在中继能源站板换的一级网侧管道加装10台螺旋微泡除污装置，可以起到对现有经过一级网除污器的回水进行二次除污器，提高一级网侧去除各类细小颗粒杂质的能力。

中继能源站有两个车间，每个车间设置了45台板换，每三台板换串联为一组，每三组板换并联为一个阵列，即一个车间有5个阵列板换，按照一个阵列加装一台螺旋微泡除污的方式配备。

图6 螺旋除污器外部尺寸图

除污器滤网滤芯直径80mm，滤芯是通过18到22个7×12mm的长方形螺旋编制组成（见图6）。在实际运行时，丝网编织芯体能够起到捕捉微小颗粒和气泡的作用。流经除污器的颗粒和微小气泡会被芯体捕捉到，在浮力和重力的作用下，微小气泡上升到顶部的集气空腔、微小颗粒下降到腔体下部的收集区域，颗粒通过下部排污阀排出，气泡则通过上部排气阀排出系统。

加装螺旋除污器改造工程有效的缓解一级网板换堵塞情况，极大的改善供暖季一级网的换热效率，避免因为多次拆洗板换导致板换寿命加速降低的情况发生。