隨著“節能減排”的形勢日益緊迫，各級政府已下達針對燃煤熱電企業關于“關?；蚋脑旒兡虺槟龣C組”的計劃時間表。山東省環保廳、省發展改革委省經濟和信息化委近期再次發布了關于2016~2017年燃煤機組（鍋爐）超低排放和節能改造計劃的通知。但是目前小型熱電廠在我國熱電企業中占有很大的比重，由于諸多原因，落后狀況還是沒有得到進一步的解決，耗煤量大，管網阻力不平衡，二級站循環水泵匹配不合理，輸配系統耗能大等問題，造成能源較大的浪費。因此，諸如此類的熱電廠節能改造迫在眉睫。

一、 供暖系統概述

該熱電廠2015~2016年度供熱面積為194.3萬m2，改造后2016~2017年度供熱面積為252.2萬m2。熱電廠汽輪機采用抽凝機組。改造前二級站系統形式采用混水直供方式，一級網供回水溫度為58.8℃/40.9℃。

該熱電一級網系統改造前主要存在以下幾個問題：

（1）一級網供回水溫差小，一級網流量大，管網阻力增大，首站能耗高；

（2）一個供暖季二級站運行費用約250萬元左右，較其它配置合理的熱電廠約多150%，電耗損失大，存在較大的改進空間。

（3）首站供暖季將一臺5000m3/h，揚程66mH2O，功率1250kW的水泵與一臺2680m3/h，揚程66mH2O，功率630kW的水泵并聯運行。水泵耗電輸熱比（HER）為0.02384，按《民用建筑供暖通風與空氣調節設計規范》中公式8、11、13計算耗電輸熱比限值為0.006671，水泵耗電輸熱比比計算限值高出257%；

（4）西北線新增加供暖面積較多，繼續采用原來混水直供方式系統復雜，調節困難，限制了熱電廠供暖規模的繼續擴大。熱電廠二級站分布如圖1所示。

圖1 各二級站分布圖

二、調研分析

2.1 一級網供水溫度低，管網流量大，造成管網水力失衡嚴重。

通過對南線熱網的壓損計算，繪出水壓圖[1]，如圖2所示。圖中可看出，供回水水壓線較陡，呈交叉的X型，首站近端用戶，供水比回水壓力高，末端用戶回水比供水壓力高，造成近端用戶二級站水泵配置過高，為保證系統安全運行需要用減壓裝置減掉多余的壓力，造成能源的無端消耗，而末端二級站水泵揚程需要克服二級網阻力及回水壓力與供水壓力之差，因此二級站水泵配置揚程高，功率大，耗電量大。

圖2 原系統水壓圖

2.2 對南線、北線與西線不同采暖用戶進行調研。

南線多為老舊小區，用戶采用散熱器采暖方式較多。散熱器采暖需要二級網循環水量較大，以保證較好的供暖效果；北線與西線大多為新建小區，采暖形式主要為地板輻射采暖，二級網需求循環水量少。

2.3 所有的二級站均采用混水直供方式，如圖3所示。

圖3 混水直供方式

1–混水泵；2–止回閥；3–電動調節閥；4–關斷閥；5–手動調節閥；6–反沖洗過濾器

（1）此方式全系統是連在一起的，運行時系統任何地方失水或倒空(進空氣)，都會影響全系統的供熱，甚至造成全系統無法正常運行。因此，系統運行的穩定性和安全性低，不適合超過200萬m2的大中型供熱系統；

（2）由于在直供混水系統中既存在一級網循環泵、又存在多個熱力站的混水泵，這些泵同時串聯、并聯在同一個大系統中，各臺泵的運行工況和各種閥門的調節，都會直接影響一級網和二級網的流量和壓力的變化。運行時既要保證一級網的水力平衡和理想的水壓圖狀態、又要保證二級網的供熱量和供回水壓力，因此運行調節難度大。如果沒有較好的調控設備和調節手段，就會造成嚴重的冷熱不均或供回水壓力不穩的狀態，使供熱質量難以保證，并對運行人員的技術水平要求較高[2]；

（3）各熱力站混水泵的揚程要克服供回水壓差及二級站服務區域最高供水高度，混水泵實際作用為揚程泵，耗電量大，且回水系統存在超壓隱患。

三、改造方案

通過對熱網的具體分析，在保證用戶供暖效果的前提下，考慮運行經濟性、可靠性、安全性、控制簡單性及投資合理性等因素，提出如下改造方案：

3.1 不改變首站蒸汽側的運行參數，保持原一級網回水溫度不變，降低一級網流量，提高一級網溫度至70℃左右。根據公式，一級網流量減少，溫差相應增大，可保證首站提供的熱量不變。2016~2017年采暖季熱電廠總供暖面積約240萬m2，其中南線約170萬m2，北線與西線約70萬m2。經計算70/45℃供回水溫度條件下首站循環水泵流量需求為3100m3/h。目前首站內已有水泵配置為兩臺揚程為2680m3/h，功率為630kW，揚程為66mH2O的水泵；兩臺揚程為500m3/h，功率為200kW，揚程為66mH2O的水泵。為節省水泵投資，可將一臺2680m3/h水泵與一臺500m3/h水泵并聯運行，滿足首站要求。

3.2 該熱電廠共三條主干線，南線負荷相對穩定，西線與北線是新區，每年負荷變化幅度較大，所以，對南線、西線與北線在二級站的設計上要采取不同的方案，區別對待。對于北線與西線，新增用戶較多且多為新建小區采用地板輻射采暖方式較多，將西線與北線原混水直供方式改為板式換熱器間接供暖方式，后期大規模增加供暖用戶后，供暖系統控制調節簡單方便。二級站間接供暖方式原理圖如圖4。二級站補水定壓：西線與北線采用間接連接的二級站，將一級網回水補到水箱內，再由變頻補水泵補水定壓。補水為一級網處理過的軟化水，不需要再次處理水質。系統利用補水泵與膨脹水箱對二級網系統進行單獨定壓。

圖4 板式換熱器間接換熱原理圖

1–循環泵；2–板式換熱器；3–電動調節閥 ；4–關斷閥； 5–手動調節閥；6–反沖洗過濾器

3.3 對于南線，原供熱方式為混水直供，且南線多數為老站，采暖負荷相對穩定，考慮一次性改造投資過大，建議分期改造，南線此次不做二級站內設備及管道大規模調整。一級網供水溫度提升的情況下，二級站內僅通過調節旁通水管上的電動閥，增大旁通水量，保證二級網流量及供水溫度相對改造前變化不大。南線二級網供回水溫度55/45℃時，二級站一次水與二次水的混水比為1.5。

在電力生產機組沒有改造種類之前，即在采用凝汽式機組的電力生產模式下，一級網水溫一般控制在70℃以下，在此溫度參數情況下，供暖總規模約300萬m2還是經濟的。數年后，電力生產機組變更后，供暖規模也會進一步增加，屆時可進一步提高一級網水溫，因不需要控制一級網較低的回水溫度了，此時再改造南線的二級站，可進一步的降低運行費，屆時北線西線二級站方案不變。

四、理論改造效果分析

4.1 供水溫度提升后，管網內水流量大幅減少，管道阻力損失顯著下降，能夠改善原熱網供回水壓力不平衡的問題。

圖5為改造后熱網主干線水壓圖，圖中看出熱網供回水壓力損耗明顯減少，改善了原交叉的X型管網曲線。水溫提升后，南線供暖效果不好的小區可得到有效改善。

圖5 供回水溫度70℃-45℃北翠分支水壓圖

4.2 為保證電力生產的經濟性，進凝汽器的回水溫度不宜超過45℃。由于西線與北線采取一二次水隔離的方案，且用戶多為地板輻射式采暖，因此控制西線與北線低溫回水相對容易，也比較有把握?？蓪⑽骶€與北線回水溫度控制在40℃以下。南線采用混水直供方式，且用戶多為散熱器采暖，回水溫度不宜太低，因此南線回水溫度約為45℃。南線的相對較高的回水與西北線相對較低的回水在首站混合后，可將總回水溫度控制在45℃以下是可行的。

4.3 原首站運行三臺水泵，分別為：一臺流量5000m3/h，功率為1250kW循環水泵（按流量4500m3/h變頻計算，功率911kW）；一臺流量2680m3/h，功率630kW循環水泵；一臺流量500m3/h，功率為200kW混水泵，合計功率為1741kW。

改造后首站并聯運行一臺2680m3/h、功率630kW水泵和一臺500m3/h，功率為200kW水泵，相對原系統首站內可減少功率約911kW，一個采暖季可節約用電量288.6萬kW·h。

首站內節省的電量，可并入電網，按0.3元/kW·h入網補貼計算，首站一個采暖季可獲得入網補貼86萬元。

五、實際改造遇到的問題及效果分析

5.1 站內情況

（1）板式換熱器采購失誤，導致購買的板式換熱器進出口管徑全部比設計管徑小一號到兩號，影響一級網的運行調試，且增加一級網循環阻力；

（2）購買的板式換熱器質量不佳，換熱系數較低，達不到設計要求，導致換熱器換熱量小，二級網供水溫度升不起來。

（3）二級站內一級網缺少放氣點，部分管道存在氣塞現象。

（4）首站流量500m3/h，功率為200kW混水泵已損壞不能使用，調研不到位。

5.2 對實際施工過程中存在的問題做出如下解決方案

（1）對存在較明顯的二級網溫度低，達不到供暖要求的幾個換熱站，提出將一級網管道直接插入二級網中，以提高二級網溫度保證供暖效果的措施，取得了較好的效果。

（2）原方案設計首站運行流量計劃采用原有的兩臺水泵（一備一用），運行流量為2680m3/h，并且有500m3/h×臺的水泵可調峰使用。后因水泵故障且凝汽器的流量不宜低于3000m3/h，故將設計流量做了調整，并且為節省投資，首站采用了原有額定流量為5000m3/h的水泵變頻運行。根據近半個月的外網調試，該水泵在變頻運行到一定的頻率后，揚程下降，無法滿足現有高區直連供系統的正常運行，因此將該水泵的運行流量調整為4400m3/h；在此流量下水泵揚程能夠保證系統的正常運行。盡管總的循環量偏高，但利用了原有水泵，方案是可行的。去年供暖面積約190萬m2，首站運行流量為6000m3/h；今年供暖面積增加到240萬m2，首站流量為4400m3/h；相較于去年流量同比減少了40%，該部分的運行費節省可按此定性。

5.3 改造效果如下

（1）運行調試工作主要集中在一級網水力平衡調試，2016~2017年采暖季達到了總體滿意的運行目標；但由于板式換熱器采購失誤，導致購買的板式換熱器進出口管徑全部比設計管徑小一號到兩號，給調試工作造成了很大影響。

（2）通過對供暖用戶的實際調查，大部分采暖用戶室內溫度能夠達到21℃左右，一些邊戶也能夠達到18℃左右。同時也改變了往年部分用戶開窗放熱的現象，保證了能源的有效利用。

（3）2015~2016年度供熱面積為194.3萬m2，首站耗電量646.8萬kW.h。2016~2017年度供熱面積為252.2萬m2，首站耗電量387.7萬kW·h。首站耗電量同比減少53.8% 。按0.3元/kW·h電廠內部價格計算，節省約135萬元；2015~2016年度二級站總電費291.3萬元，2016~2017年度二級站總電費368.3萬元，二級站電費同比減少2.7%，節省電費約10萬元。首站和二級站一個采暖季合計節省的電費約145萬元。這個數據僅從首站用電量來看也是相當可觀的，若算上省煤量，這個數字會相當可觀。

六、關于電力生產更新換代的建議

6.1 項目現狀

老建筑供暖面積104萬m2，新建供暖面積150萬m2，日煤耗1200噸左右。鍋爐有2臺75t的，一臺130t的，冬季運行24MW的汽輪機。目前發電煤耗率500g/kW·h。

6.2 熱指標確定

已有建筑按非節能建筑，新建供熱面積按照節能建筑計算?！冻擎偣峁芫W設計規范》CJJ34—2010、《民用建筑供暖通風與空氣調節設計規范》GB 50736—2012和《山東省公共建筑節能設計標準》DBJ 14-036—2006，確定采暖熱指標：節能建筑熱指標：32W/m2；非節能建筑熱指標：45W/m2。

6.3 采暖熱負荷及采暖延時曲線圖

根據建筑分類和采暖熱指標，熱負荷估算為94.8MW。詳見表1。

表1 規劃區采暖熱負荷估算表

依據最大熱負荷計算供熱平均系數和最小熱負荷系數為：

K理論平均熱負荷= Qpj /Qw =(tnj-tpj) /(tnj-twj)=(18-0)/[18-(-5.8)] =0.76

K理論最小負荷系數 = Qmin=(tnj-5) /(tnj-twj)=(18-5)/[18-(-5.8)] =0.55

冬季采暖最大熱負荷94.8MW，平均熱負荷72.05MW，最小熱負荷51.8MW。

圖6 采暖延時曲線圖

表2 全年采暖熱負荷表

6.4 改造方案

根據采暖延時曲線圖和背壓機組的特點，選擇機組負荷比平均熱負荷稍小一點比較合適[3-4]。改造采用背壓機組B12-4.9/0.12，額度進汽量74.14t/h，進汽壓力4.9MPa，排汽壓力0.12MPa。汽輪機發電熱耗率3681.4kj/kW·h，鍋爐效率按85%，管道效率96%計算，汽輪機發電煤耗率153.9g/kW·h。

6.5 節煤量

按照冬季采暖滿負荷年運行2000小時計算，能節標煤量為(500-153.9)×12000×2000/1000=8306.4噸標煤

6.6 投資及回收期

設備投資約為550萬元，土建及安裝費用50萬，按照700元/噸計算，每年采暖能節省700×8306.4=581.44萬元。

投資回報期：600÷581.44=1.03年，煤價若大于700元/噸，投資回報期就不到一年。改成背壓機后一級網可提高供水溫度，水流量可大幅度下調，一級網運行費可降低一倍以上。