集中供热系统热力站运行策略分析

郎辉 李祥义

摘要：随着社会的发展，热用户对采暖需求不断提升，供热系统也在不断更新完善，通过硬件、软件的配套改进实施，运行人员在掌握各项供热参数的情况下综合分析，运用大数据平台、源头设计、工艺改造等手段践行科学供热行业理念。热力站作为集中供热系统供热网路与热用户的连接场所及输配中心，科学高效地把控站内运行参数是贯彻科学供热的关键。本文结合实践，从集中供热系统热力站设计、运行、改造等方面进行论述，提出改进措施，提前谋划，旨在确保热力站于各工况下高效运行，以供参考。

关键词：热力站；运行参数；节能降耗；工艺

DOI：10.12433/zgkjtz.20240134

一、概述

热力站供热系统作为城市生活中的重要设施，在改善人们生活条件及生活质量等方面有着重要作用，尤其是天气较为寒冷的北方地区，重要性更是不言而喻。西方国家在十九世纪初期就开始探索集中供热模式，逐步形成了热源、热网、热力站、热用户四方面运行理论及实践基础，我国集中供热市场自发展以来，热力站运行模式日益呈现多样化，在每种模式下人们归纳出一系列运行理念，对于下一步科学精准供热具有宝贵的参考价值。本文就热力站质调节模式下的某些案例进行分析和讨论。

二、水水热力站运行策略分析

（一）能源监测平台运用

1.一次侧流量偏高

沧州市交通小区热力站辖区负荷5层老旧小区及部分平房，实际供热面积2.58万m2，暖气片采暖，保温较差，前身为地热井直供模式，2019年进行庭院管网及楼内系统改造，并接入集中供热系统。根据能源监测平台实时监测数据，如表1所示，一次侧供温88.46℃，回温43.99℃，瞬时流量20.44T/H，瞬时热量3.58GJ/H，供压0.61MPa，回压0.37MPa；二次侧定温48℃，供温47.67℃，回温43.1℃，供压0.38MPa，回压0.33MPa，瞬时流量162.37T/H，瞬时热量3.32GJ/H，单位瞬时流量63T/H/万m2，调节阀开度29.25%。经能源监测平台站与站横向对比，该热力站一次侧流量明显高于同类型其他热力站，一次侧流量预设6T/H/万m2，且一次侧回温较其他热力站偏高，判定为一次侧流量过大导致一次回水温度偏高。根据定温情况可知，调节阀正常定温，调节阀开度符合定温要求，无异常。一次侧流量为20.44T/H时，二次供水达到定温要求，进而判断板换换热能力不足或结垢，提高换热系数，增大效率，且一次侧供回水压差过大。经拆卸高压清洗后，热力站运行数据如表2所示。

2.基础数据导致运行偏差

泰和小区热力站共计三个环路，热量完成率以一次侧计量，监测数据画面如表3所示，发现两处运行参数不合理：第一，双环的高环二次侧流量偏小，但用户室温普遍在20～21℃，且入户热表显示入户流量在0.5T/H左右；第二，单环路站内二次侧流量显示异常大，遂进行调网降频措施，降频后当日出现单环热用户大面积反映不热现象。基于此，现场检查站内热量计测量、安装位置及上传数据均无异常，继而由经营部门重新核实分环面积，发现面积分环错误，更正后运行数据回归正常，如表4所示。此类数据异常现象得以迅速解决，避免人、机、物力量大规模投入，可见大数据汇总对比分析解决问题的便捷性。

（二）质调节电耗问题

在电耗指标控制方面，行业多按照取暖期单位面积使用量作为核定标准，例如，年度生产大纲电耗指标0.56kWh/m2，按采暖季120日，折合运行期每日指标46.7kWh/万m2。现场一般更直观地以站内循环泵变频器上口电流3.5A/万m2进行观测，判定该站电耗是否在合格线以内。参照热力站内工艺，一次网流量由热源循环泵驱动，未设置分布式变频泵，二次侧循环泵通常定频运行，补水泵变频调速定压，考虑到站内耗电量95%来自二次侧循环泵，降低循环泵运行频率是节电的关键。

供热均衡的本质为热量分配，具体到热用户是流量分配，需要站内循环泵有足够的流量供应，然后在尽可能低频下满足用热工况要求，实现用户满意、节能降耗双目标。在变频器作用下，水泵运转时流量与频率的一次方成正比，扬程与频率的二次方成正比，轴功率与频率的三次方成正比。设计工况下，在水泵匹配某一管网时，流量扬程变化曲线如图1所示，当前工作点B点，降频后工作点至D点，扬程、流量、功率均降低，由于前期管网水力未调平，局部阻力过大或过小，流量分配不均，可能存在水力失调，原来流量可到达的热用户，降频后流量不足，进而出现管路远端室温不达标、局部过热问题。在某一频率下，降低管路阻力可增大流量，经过调网减阻，工作点由D点变为C点。例如，首先，将站内二次侧阻力控制在合理范围，一般板换0.05MPa以内，除污器0.03MPa左右；其次，调整外部管网阻力，主要检查各关断阀开闭程度以及管网老化情况等。整体流量增加后，对于下一步流量分配、降频节能有着推动作用，有利于大温差小流量理念的执行。2020年1～2月，某热网管理所辖区39座热力站61环路实供面积264.36万m2，经调网、减小站内设备阻力、降频手段，网电单耗由60kWh/万m2/日降至40kWh/万m2/日以内。

（三）集气处理

在热力运行管网输送介质过程中，加热水循环系统不可避免地会有一些空气，来自系统补水和管网泄漏。水中的空气会对热力水循环系统会产生诸多不利影响，积累的气体会形成空气阻力，造成户端循环不畅，降低热力系统传热效率、腐蚀系统设备，导致系统噪声和空气腐蚀，系统循环不良，降低设备和管网的使用寿命，直接影响整个供热系统的安全运行。传统的解决办法是：第一，在暖气片末端和立管末端安装放气阀；第二，在施工过程中使水平管道有一定坡度，但无法从根本解决集气问题。基于以上考虑，可以在热力站建设时期设置真空脱气机。

真空脱气机的脱气原理是基于亨利定律的工作原理，利用在水中的溶解度与水温和压力有关。在一定温度下，气体在水中的溶解度与压力成正比；在一定压力下，水温降低，气体溶解度增加，水温升高，气体溶解度降低。在热力循环水系统中，将软水器、定压补水装置、螺旋除污器和真空脱气机配合使用，同时与热力站压力、温度、流量等参数形成连锁控制，控制电机启停，根据需求调整脱气机的工作时间和周期。原则上，真空脱气机可安装在热力管网系统的任何位置，但必须注意安装点的压力应在工作压力、温度范围内。同时，安装基础面要求水平，使设备振幅控制在20μm范围内，设置集水坑并汇入排水沟。在采暖系统中，考虑到水温影响溶解度，设备一般安装在回水管上。启动前，检查参数设置并清洗连接管道，同时设置可靠的接地保护，汇入热力站接地网。尤其在一次网末端热力站、老旧小区，应尽可能设置全自动真空脱气机。

三、结语

综上所述，本文的案例是热力站生产运行中较常见的问题，借助现代科技辅助手段，更易直观地发现站内参数异常情况，就地操盘检查，逐步被计算机大数据整合分析取代，综合发现各类隐患，并给出处理建议，这也是现代供热控制系统的发展趋势。节能降耗亦是现代供热企业重视的一方面，大型区域供热集团公司有着严谨的年度大纲要求，热力站电耗以负荷单位面积考核，相较于局域供热公司电耗成本可降低50%，这也和前期投资、设计密切相关。真空脱气机可以科学地脱除水系统中的大气泡、微气泡和溶解气体，解决气阻、泵的气蚀以及系统的氧化腐蚀问题，降低设备维修和更换的成本，提高系统中的传热效率，可降低约5%的能耗。

参考文献：

[1]葛凤华，于秋生，胡自成.管网特性对水泵变流量运行能耗的影响[J].排灌机械工程学报，2011，29（03）：266-271.

[2]张军，吴锐，徐冬梅.文丘里减温器在供热站的应用[J].中国设备工程，2008（02）：35-36.

作者简介：郎辉（1972），高级经济师，从事供热管理工作；李祥义（1990），助理工程师，从事供热生产技术管理工作。