山西焦化60 MW供热首站项目方案选择及运行总结

景艳君

(山西焦化股份有限公司，山西 洪洞 041606)

0 引 言

随着国家环保治理决心和力度的不断加大，山西焦化股份有限公司(简称山焦股份)所在区域环保现状异常严峻，环保压力巨大，尤其是冬季采暖期，受燃煤取暖的影响，大气污染特别严重，为解决山焦股份周边区域冬季大气污染的问题，推进散煤治理和清洁能源的替代工作，改善周边空气质量，当地政府希望山焦股份利用生产区余热向周边农村区域提供清洁取暖热源，满足约730 000 m2的供热需求。为积极适应环保高压新常态，有效释放焦炭产能，提升企业经济效益，山焦股份决定将装置满负荷生产与企业周边农村区域清洁取暖问题协同考虑，以干熄焦余热蒸汽为热源，在原有一期40 MW供热首站的基础上扩容建设(新建)二期60 MW供热首站。以下对有关情况作一介绍。

1 一期40 MW供热首站概况

山焦股份一期40 MW供热首站主要包括1台3 MW背压式汽轮机、1台3 MW发电机、1座换热站，利用化产品回收厂2#汽机抽出的250 ℃、0.5 MPa低压蒸汽直接进入3 MW背压式汽轮机组发电，并将乏汽送入汽水换热器将采暖循环水回水从50 ℃加热至95 ℃，采暖循环水给水和回水分别接至厂区管网中的采暖上水管和采暖回水管，为生活区二次换热站供暖。

山焦股份一期40 MW供热首站主要设备配置为：1台型号为B3-0.5/0.12的3 MW背压式汽轮发电机组；2台额定换热量为40 MW、供/回水温度为95/50 ℃的管壳式换热器；2台额定流量为62 m3/h、扬程为78～86 m的凝结水泵；3台额定流量为420 m3/h、扬程为96 m的热网循环水泵；2台额定流量为34 m3/h、扬程为40～47 m的补水泵；1台过滤精度为1 mm的滤水器；1套蒸汽压力由0.50 MPa减至0.12 MPa的减温减压阀。

2 二期60 MW供热首站项目方案比选

2.1 方案一

本方案拟采用“溴化锂热泵+尖峰加热器”两级加热的方式供热。50 ℃的热网回水首先通过热网循环水泵升压，然后分成两部分，其中800 t/h的热网回水供至现有40 MW的供热首站，剩余1 200 t/h的热网回水供至溴化锂热泵加热至85 ℃，再利用尖峰加热器加热至95 ℃，供至山焦股份周边农村集中供热区域各二级换热站。本方案涉及到的系统配置情况如下。

(1)供热系统：本方案配置2台单机设计负荷为22 MW的溴化锂单效热泵机组及2台单机出力为30 MW的尖峰加热器，在溴化锂机组故障状态下，尖峰加热器100%的负荷也可保证周边区域的冬季供热。

(2)热网循环水系统：扩容增加的二期60 MW供热首站需要1 200 t/h的热网循环水，二期60 MW供热首站同已有的一期40 MW供热首站并网运行，热网循环水量总需求为2 000 t/h；热网循环水泵采用背压汽轮机拖动技术，设计循环水泵总流量2 000 t/h、单泵扬程96 m，汽轮机进汽压力3.43 MPa、进汽温度435 ℃、排汽压力0.981 MPa。

采用本方案，二期60 MW热网首站占地面积475 m2，热网首站建设地点为回收车间库区，将回收车间库区闲置的4个储罐拆除作为60 MW供热首站厂房；整个热网站分2个区域，2个区域分2层布置、框架结构，热泵房区域用彩钢板简易房单层布置。供热工程总投资约3 000万元，建设周期约6个月。

2.2 方案二

本方案拟采用热网加热器换热的方式供热。50 ℃的热网回水首先通过新增的2台热网循环水泵(两开无备，单台设计流量600 m3/h)升压，1 200 t/h的热网循环水送至热网加热器加热至95 ℃后，供至山焦股份周边农村集中供热区域各二级换热站。本方案涉及到的系统配置情况如下。

(1)蒸汽供热系统：本方案2台热网加热器进汽汽源为汽机房汽轮机抽汽，进汽母管从原汽轮机抽汽管道电动阀后引接，蒸汽参数0.98 MPa、311 ℃，蒸汽通过架空管道送至热网加热器，凝结水经凝结水冷却器接至车间除盐水箱。

(2)热网循环水系统：原一期40 MW供热首站2根DN400热网循环水供水、回水管道，调整为一期40 MW供热首站和二期60 MW供热首站的热网循环水共用回水管道，其中约800 t/h回水经DN400管道送至一期热网循环泵，其余回水经合并后的DN500管道送至二期热网循环泵；二期DN500回水管道设置全自动滤水器，回水经滤水器后进入热网循环水泵升压，之后进入热网加热器由50 ℃加热至95 ℃；二期DN500热网供水管道与一期DN400热网供水管道在热网加热器后合并成1根DN600母管，送至厂区围墙处，供水管路在围墙外分为两路，一路DN400供山西焦化内部使用，另一路DN350供农村集中供热区域各二级换热站使用。

(3)凝结水系统：凝结水系统采用单元制，凝结水由热网加热器引出经凝结水泵升压后送至凝结水冷却器，经凝结水冷却器冷却至35 ℃以下送除盐水箱；2台凝结水泵(两开无备)出口管道旁通管后设置调节阀组，以调节出水压力，凝结水压力能满足进入除盐水箱压力要求时就不启动凝结水泵，凝结水压力不能满足进入除盐水箱压力要求时则启动凝结水泵。

(4)冷却水系统：二期60 MW供热首站用于凝结水冷却的冷却水取自厂区DN800循环水管道，冷却水母管规格DN250。

(5)热网补水系统：二期60 MW供热首站热网补水取自一期40 MW供热首站原除盐水补水母管，除盐水先进入新增补水箱，经补水泵升压后进入热网循环水回水母管。

采用本方案，二期60 MW热网首站位于一期40 MW供热首站(原热电站除盐水站)西侧墙外空地，占地面积200 m2，设备露天布置。供热工程总投资约1 000万元，建设周期约3.5个月。

2.3 方案确定

对上述两个方案进行比较，可以看出，方案二具有工艺流程顺畅、与一期40 MW供热首站紧邻且布局紧凑、操作控制简便、建设投资省、工期短等特点，综合比较后最终确定选用方案二。

3 60 MW供热首站项目关键核心设备选型

二期60 MW供热首站项目的关键核心设备为热网加热器，其换热温差较大——311 ℃蒸汽换热后冷凝为95 ℃的冷凝液、采暖水由50 ℃升温至95 ℃。目前供热项目上多采用两种类型的热网加热器，一种为管壳式换热器(U形管)，另一种为热管式换热器。

3.1 管壳式换热器

优点：管壳式换热器的管束可以在壳体内自由伸缩，不会因管束与管壳之间的温差而产生热应力，热补偿性能好；管程至少为两程，流程较长，流体流速较高，传热性能较好，承压能力强；管束可从壳体内抽出，便于检修和清洗；水力特性好，热媒和被加热水的流动阻力小，节能效果好；结构简单、紧凑、体积小，可节省占地面积，建筑高度小。

缺点：管壳式换热器换热管分布不够紧凑，管束中间的管子更换困难，且U形换热管会出现弯曲减薄；壳程流体易短路而影响换热效果。

3.2 热管式换热器

热管式换热器结构为两不等径的圆管同心相套，又称为径向热管。当外管外侧为高温侧、内管内侧为低温侧时，处于真空状态的套管间隙内热侧工质受热汽化膨胀，与冷侧工质形成高速对流并在冷侧凝结，即当热量传入热管的外管时，工作介质吸热蒸发流向冷侧，在冷侧介质蒸汽被冷却而释放出汽化潜热，工作介质冷凝成液体后返回热侧，如此反复循环，通过工质的相变和传质实现热量的高效传递。

优点：热管式换热器的径向热管具有很高的等温性能，不凝性气体对其影响极小，传热性能相对较好，换热效率很高；热管式换热器结构比较紧凑，流体流动阻力较小，运行费用低；换热管具有很好的承压能力；水路的焊接点均在热管式换热器外侧，换热器维修方便、使用寿命长。

缺点：热管式换热器换热温差较大时，换热器高度较大。

3.3 关键核心设备选型确定

鉴于热管式换热器换热效率高、结构紧凑、流体流动阻力小、运行费用低、换热管承压能力强、维修方便、使用寿命长等优点突出，二期60 MW供热首站热网加热器最终确定选用热管式换热器。

4 项目实施

二期60 MW供热首站项目2020年8月底启动，2020年9—10月完成工程设计及设备和材料的采购及到货工作，2020年10—11月初完成供热设备管道及配套电气仪表自控系统的安装施工，2020年11月11—15日设计单位与施工单位现场积极配合完成项目的调试工作，2020年11月16日供热系统开始试运行。

5 试运行存在的问题及解决措施

2020年11月16日二期60 MW供热首站供热系统开始试运行，热网循环水供水温度95 ℃、回水温度50 ℃，基本满足设计要求，受供热初期热负荷较低等因素的影响，运行时出现了以下一些问题。

5.1 系统负荷提升困难

供热系统试运行初期，由于气温不是太低，采暖热负荷较低，一期40 MW供热首站和二期60 MW供热首站均处于低负荷运行状态——一期供热首站开1台热网循环水泵(一期配置3台420 m3/h热网循环水泵，正常运行时两开一备)、循环水泵出口阀全开，二期供热首站开1台热网循环水泵(二期配置2台600 m3/h热网循环水泵，正常运行时两开无备)、循环水泵出口阀开度40%，此低负荷运行工况下热网循环水供水温度95 ℃、回水温度50 ℃。当二期60 MW供热首站1台循环水泵出口阀开度由40%增大时，一期供热首站热网加热器蒸汽系统出现憋压而放空，造成二期供热首站负荷无法提升。

经分析，当二期60 MW供热首站1台热网循环水泵出口阀开度由40%增大时，一期供热首站热网加热器蒸汽系统出现憋压放空的主要原因是两期供热首站装置规模不同，二期配套的进水管为DN500，一期配套的进水管为DN400，两期进水管连通，当二期循环水泵负荷增大时，会瞬时造成一期供水负荷降低，继而引起一期进汽减少而致蒸汽系统憋压。

解决措施：在一期、二期供热首站热网循环水泵出口母管上增加联通管道和控制阀，实现2套供热装置的串联、并联灵活运行。整改后，二期供热首站提升负荷时，系统运行稳定，有力地保证了供热系统试运行初期的低负荷稳定运行。

5.2 外送热量无法计量

二期60 MW供热首站设计采用在外送DN600供热主管上安装热量表(实际为双声道超声波流量计，经计算后换算成热量)计量外送热量，二期供热系统试运行初期，计量用双声道超声波流量计接受的强度信号在控制屏上没有显示，造成外送热量无法计量，给山西焦化造成一定的经济损失。

计量用双声道超声波流量计接受的强度信号在控制屏上没有显示，即没有测量数据显示，经分析并查看流量计说明书，双声道超声波流量计只能测满管管道，如果流体不满管，对超声波信号的发射与接收均十分不利，要么测量值的精度很差，要么没有信号无法测量，而双声道超声波流量计流体不满管的原因应该是开车初期管道内的空气未完全排出。

解决措施：打开供水管上的放气阀排气，直至没有气体排出为止。排气完成后，双声道超声波流量计恢复流量测量，外送热水流量数据开始显示，与现场实际运行水泵的流量数据进行对比，热量表测量数据准确。

5.3 单台凝结水泵故障时需切换热网加热器

二期60 MW供热首站2台凝结水泵并联运行，由于单台凝结水泵与单台热网加热器为一一对应，当系统低负荷运行而单台凝结水泵出现故障时，需启动另一台凝结水泵，并切换至对应的热网加热器，操作较为繁琐。

解决措施：在2台凝结水泵入口管道增加连通管道。整改后，当系统低负荷运行而单台凝结水泵出现故障时，可快速切换至另一台凝结水泵而无需切换热网加热器，操作变得简单、快捷。

5.4 开车初期热网加热器液位不稳定

二期60 MW供热首站试运行初期，由于蒸汽凝结水质量不合格，因而未进行回收利用，而是通过略开凝结水出口自调阀外排，一段时间内，新安装的热网加热器下部液位不能保持稳定，时有时无，无法建立稳定的液位，导致凝结水泵无法投用。专业技术人员检查，现场及远传液位计均无问题。后经仔细分析认为，开车初期送入热网加热器的蒸汽流量较小，加之热网加热器底部排水阀开启，使得热网加热器中蒸汽阻力小、停留时间短、凝结水量小，从而导致新安装的热网加热器底部液位不能保持稳定。

解决措施：开车初期，关闭热网加热器底部排水阀，待热网加热器液位建立后,再开启凝结水泵。调整操作后，通过凝结水泵出口自调阀与热网加热器液位的自调实现了热网加热器液位的稳定。

5.5 开启外送供热阀门后系统压力迅速下降

二期60 MW供热首站供热系统开车试运行时，由于农村区域供热外网施工略为滞后，开车初期热网上水首先送至山西焦化内部DN400管道，一段时间后才送至农村集中供热区域各二级换热站供热用DN350管道，在开启外送供热阀门后，出现系统压力迅速下降的情况。经排查，发现农村集中供热区域各二级换热站外送DN350管道从管架上滑落，导致热水从滑落管道的漏点处迅速外流。

分析认为原因为，二期60 MW供热首站供热系统试运行时，开车初期热网上水首先送至山西焦化内部DN400管道，一段时间后才送至农村集中供热区域各二级换热站供热用DN350管道，由于当时气温较低，为快速满足村民家中供暖需求，外送热网上水阀门开启较快，而上水水温约95 ℃，造成DN350热网上水管道快速升温，尽管管道已设置补偿器解决管道热应力问题，但由于短时间内热应力太大，导致了DN350供热管道从管架一侧滑落。

解决措施：迅速抢修后，缓慢开启外送热网上水阀门，控制DN350热网上水管道升温速率。调整后，DN350热网上水管道温升稳定，再未出现过从管架滑落漏热水的问题，满足了农村集中供热区域各二级换热站的供热需求。

6 60 MW供热首站项目效益评价

山西焦化二期60 MW供热首站项目投运后，经过一段时间的试运行及优化调整，并对暴露出的问题及时处理后，供热系统运行稳定，热网循环水供水温度95 ℃、回水温度50 ℃，完全满足设计要求及周边居民的冬季供暖需求。

6.1 直接(经济)效益

经测算，山西焦化二期60 MW供热首站满负荷运行时，低压蒸汽消耗为77 t/h、小时电耗为426 kW·h，按低压蒸汽价格75元/t、电价0.5元/(kW·h)计，再加上人员工资、设备折旧和维修费用等，内部初步核算供热成本约25元/m2。由于清洁取暖集中供热收费涉及千家万户与企业的利益，需经当地发展和改革委员会(物价局)核定供热成本后确定价格，不过，山西焦化二期60 MW供热首站以干熄焦余热蒸汽为热源，利用的是企业生产区的余热，只要能有效控制好供热成本，企业是有望实现保本微利的。

6.2 间接(社会)效益

山西焦化二期60 MW供热首站项目的投运，最大的间接(社会)效益就是解决了周边农村的冬季清洁取暖问题，极大的地改善了周边村镇的环境质量。此外，还具有以下间接(社会)效益：① 可提高冬季山西焦化生产装置的负荷，有效释放焦炭产能，降低焦炭生产成本，间接提高企业的经济效益；② 用能合理，提高了山西焦化的热能利用效率，节约了取暖用大量燃料的消耗；③ 采用农村集中供热方式，减少了分散小锅炉房及其煤场、灰场的占地面积，减少了分散小锅炉房维修、设备更换的劳力和资金，改善了供热生产条件；④ 减轻了对环境(土地、大气和水源等)的污染，供热质量得到改善，为实现城镇现代化创造了条件。

7 结束语

利用工业余热集中供暖是一种清洁高效、节能环保、避免资源浪费的供热方式，不仅是一件实实在在的惠民工程，而且有效减少了污染物的排放，对解决冬季大气污染问题具有积极的意义。仅就利用工业余热集中供暖这一公共事业而言，供热价格通常由地方政府制定，供热企业一般处于微利状态或略有亏损，因此供热企业一定要从自身实际情况出发，兼顾社会效益与经济效益，不断对供热首站的运行工况进行优化，做好供热系统设备的运行维护，实现精准计量、有效控制供热成本，提升企业的经济效益，以利企业的健康、可持续发展。