供热系统运行优化（精选9篇）
供热系统运行优化 第1篇
一、管理优化
1. 对导热油炉操作制定相应的操作规程, 并严格按照规程进行操作;2.维护保养方面也制定了相应的规章制度。每月对热油循环泵进行切换, 并对备用泵维护保养;3.编写了导热油炉检修标准, 并按周期对导热油炉进行检修;4.利用正压氮气将导热油储罐中的自由空间充满, 防止高温导热油气化, 提高导热油储罐的饱和蒸汽压, 同时也避免了导热油和空气接触而发生氧化;5.严格执行每半年一次的导热油取样制度, 以掌握运行中的导热油质量, 发现问题及时更换;6.根据现场实际情况更换小功率的燃烧器;7.为了更好的研究导热油能耗, 制定每月一次的参数分析制度。
二、参数优化
导热油加热系统向厂内换热站、乙二醇再生塔底重沸器、6套脱水脱烃装置醇烃液加热器提供热源。
1. 换热站
换热站是通过导热油加热水得到热水向全厂暖气、加热盘管、生活公寓用水提供水源。目前换热站经过导热油加热后出水温度是75℃。对于换热站, 减少热损耗的主要方式是:根据气温变化掌握合理投运、停运暖气的时机;对于停用的气田水单元以及污水空罐等装置的暖气可以停止投用;空氮站在冬季时暖气也可以停用, 可以改变空压机排气方式, 将排气口由室外引向室内, 这样可以充分的利用余热, 既降低了热能耗, 又满足了室内的温度, 保护了空压机;加强对换热站补水量的监控, 防止供热系统内漏, 补水频繁, 增加能源消耗。
2. 乙二醇再生塔底重沸器
乙二醇再生主要是利用各组分的沸点不同将富液 (设计75%) 中的水和少量烃类组分蒸发出去, 实现乙二醇的贫富液转变达到重复利用的目的。其中最关键的设备是再生塔底重沸器, 它是用导热油加热富液, 使其浓度升高, 转变为贫液 (设计85%) 。
在实际生产中, 当塔底温度由115℃降至110℃左右时, 对贫液含水影响并不大, 贫液含水从13.39%升至15.53%, 仍然基本符合要求, 其对应关系基本为温度降低5℃, 含水升高2%。但当塔底温度继续降低至105℃时, 贫液含水骤升至20.83%, 温度降低5℃, 含水升高了5%。按照贫液浓度85%的设计要求, 已经严重的影响到贫液的质量。目前塔底温度为115℃左右, 可以考虑适当的降低塔底温度, 保持塔底温度不低于110℃, 这样既能保证贫液合格, 又能达到节能的目的。
3. 脱水脱烃装置的醇烃加热器
醇烃加热器的作用是对低温分离器分离出的低温液态的油醇混合液进行加热, 加热至50℃, 再进入三相分离器进行分离。其中加热的热载体就是导热油。醇烃加热器温度设定在50℃主要是为了达到三相分离器工作温度。当三相分离器温度过低会引起醇烃液发泡, 凝析油进入乙二醇再生系统, 影响贫液质量, 进一步影响脱水效果。
为了更好的利用余热, 进一步减小供热系统热负荷, 可以考虑改造一下乙二醇再生单元的流程。改造后流程是低温分离器出来的醇烃液经过醇烃加热器, 选择升高较小温度 (0℃) 进入原三相分离器进行初步分离, 分离后的乙二醇 (含有较多凝析油) 进入乙二醇再生单元贫液冷却器管程, 取代目前的循环水作为冷媒, 温度升高后进入新增的三相分离器进行进一步分离, 分离后的富液进入现有缓冲罐和后续流程, 凝析油和脱水脱烃单元分离的凝析油混合或进入凝析油稳定单元。另外是将塔顶冷却器改造为空冷器, 以此取代目前循环水作为冷媒。
对改造之后的流程进行分析评估如下:
(1) 新增三相分离器
鉴于目前运行现状及克服深层气相组分进入的不可确定性, 所以可以考虑在乙二醇单元来液入口新建一座三相分离器, 对脱水脱烃单元来的乙二醇富液再进行油醇分离, 以减少乙二醇再生单元的凝析油携入量, 从而保障装置的正常生产, 降低人员取样、收油作业的安全风险和工作量。
(2) 乙二醇发泡方面
将中央处理厂低温分离器出来的冷液经过醇烃换热器换热到0℃进入到三相分离器, 参考其他作业区, 迪那作业区醇烃三相分离器温度在-15℃以下的醇烃液发泡明显, 由上可见, 醇烃液三相分离器在温度过低时容易发泡, 导致醇烃分离不完全, 乙二醇从烃相带走。因此, 从应用情况看, 中央处理厂改造完成后将醇烃液温度控制在0℃以上, 基本能够满足生产需要。
(3) 冷却效果
贫液冷却器冷媒采用乙二醇富液, 乙二醇富液比热容在2.324KJ/kg℃, 水的比热容在4.2KJ/kg℃, 在相同换热面积下, 换热效果比水差, 但改造后富液温度维持在0℃, 比循环水的进口温度29.8℃要低, 贫液冷却器换热面积是113.9m2, 根据Q=cm△t, c为比热容, m为贫液流动质量, △t为前后温度, 因此在c、m、△t都基本相同的情况下, 壳程热媒传热量即管程的冷媒的吸热量基本相同, 目前将醇烃液加热器出来的醇烃液温度定在0℃是比较合理, 等改造完成后视具体运行情况对醇烃加热器后醇烃液出口温度做微调。
(4) 操作压力
中央处理厂三相分离器操作压力为1.88MPa, 而贫液冷却器管程设计压力为2.45 MPa, 设计温度管壳程都在200℃以内, 满足贫液冷却器耐压耐温要求。
(5) 经济效益
迪那作业区进塔富液流量, 贫富液浓度与克拉基本相同, 以迪那空冷器耗电量来看, 一台风机功率为7.5k W, 以半年 (气温高) 两台风机全负荷运行, 半年 (气温低) 单台全负荷运行计算, 年耗费电能为27.518024+7.518024=97200 (度) , 约4.9万元/年,
则改造后总共节省的费用为76.7万元/年。
通过流程改造, 可以确保油醇混合液分离更加彻底, 也能充分利用贫液的热量为油醇混合液加热, 以单套装置为例, 改造之后可以节省热能4倍还要多。中央处理厂有6套脱水脱烃装置, 这样算下来可以节省的热能相当可观。大大降低了供热系统的热负荷。
摘要：供热系统为天然气净化处理提供热源。分析被加热装置对热量的需求, 对供热系统进行优化, 研究在满足热量需求, 满足生产的条件下, 降低能耗、节约能源的新措施。
关键词：导热油,乙二醇再生塔,操作优化
参考文献
[1]张强.克拉2气田培训手册[M].2007.
供热系统优化项目考察报告 第2篇
按照市委、市政府的要求，带着如何利用基于余热回收型热电联产技术对我市供热系统进行优化升级改造的课题，11月15-17日，在市循环经济工作领导小组办公室主任张刚的带领下，由市供暖办主任姜纯辉、阜新市热力总公司副总经理孔繁丽（双益热力设计研究所所长）、阜新发电有限责任公司技术专工胡丽敏和雷海东、阜新金山煤矸石热电有限公司技术员唱千等组成的专题考察组一行7人，在北京中科华誉能源技术发展有限责任公司能源技术总监的陪同下，赴山西省华电大同第一热电厂和大同煤矿集团、北京京能热电股份有限公司石景山热电厂、清华城市规划院能源规划设计研究所等地学习考察。现将学习考察情况报告如下：
一、学习考察情况
（一）大同第一热电厂和大同煤矿集团供热系统优化改造基本情况。为满足新增200万平方米供暖面积的冬季采暖需求，大同市政府实施了网源一体的供热系统优化改造，即对大同第一热电厂热电机组和大同煤矿热网换热站同时进行基于吸收式换热的热电联产供热改造。我们从大同市政管理委员会供热科获悉：改造项目提出初期受到了多种阻力，面对热电公司资金短缺、对技术可行性及经济效益的质疑、热网换热站不具备改造条件、施工工期紧张等问题，市政府采取果断的态度，力排众议，并出面筹集部分资金，全面协调各方面积极配合项目改造工作，最终确保项目按期施工完成。现该项目已经取得了显著的经济效益和丰厚 的社会效益。大同市政府已经着手在全市大力推广该项新技术，要在全市形成市区两大热源集中供热，超大温差超大半径供热管网全城覆盖，联网运行并全线自动监测，矿区一处热源集中供暖，热网大温差高效运行。
1、大同第一热电厂2×135MW热电机组在平均抽汽量已经接近额定抽汽能力情况下，采用清华城市规划院能源所研发、经中国工程院评审通过的“基于吸收式循环的热电联产供热专利技术”，通过安装“两台HRU85型余热回收机组”，回收低温乏汽余热，在不新建热源、不增加污染物排放的情况下，机组供热能力由400万平方米提高至600万平方米。经过三个月实际运行分析，该供热改造项目完成后，两台机组总供热量可达360MW，其中采暖抽汽供热量168.5万吉焦，乏汽余热供热量187.5万吉焦，在没有新增热源的情况下，使机组供热能力增加了131.5MW，提高了49%，相当于少建4台35MW集中供热燃煤锅炉。节约7.5万吨标准煤，按大同当地使用煤质及除尘效率90%计算，年可减少烟尘排放538吨，SO2排放1266吨，NOX排放410吨，CO2排放21万吨。
2、同煤集团对热网换热站进行部分改造，在有条件的14个换热站，新建18台“吸收式换热机组”与原有的板式换热器并联，正常工况下运行吸收式换热机组，原板式换热器备用。改造后一次网供、回水温度由原来的90/50ºC变为105/37ºC，温差提高了28ºC，一次网的输送能力大幅提高，满足了新增供暖面积的需求。
大同市网源一体改造项目总投资约9300万元，每采暖季乏汽 余热回收量179万吉焦，按照15元/吉焦计算，收益2685万元，静态投资回收期约为3.5年左右。
（二）石景山热电厂项目改造情况。该厂总装机4×200MW，全部为供热机组，承担3200万㎡的供暖任务，在严寒期已达到甚至超过额定抽汽量。由于有新增供暖面积，亟需扩大热电厂的供热能力。为此采用清华大学首创的“基于吸收式换热的热电厂余热回收供热技术”提取循环水中的废热用于供暖，即将凝汽器循环冷却水（31.5℃-27.5℃）低温废热予以回收利用。项目新建10台吸收式热泵，回收余热能力82MW。在不建新热源的情况下新增160万㎡供暖面积，解决了供暖能力不足问题。
京能石景山热电厂循环水余热利用项目工程总投资8600万元，年节能收益2800万元，投资回收期在4年以内。
（三）清华城市规划院能源规划设计研究所考察学习情况。清华大学建筑技术科学系付林教授给我们简明扼要地介绍了基于吸收式换热的热电联产新技术的研发及其优势，并对我考察组提出的技术上疑问予以解答。
付林教授介绍说：通过深入研究和分析目前我国热电联产集中供热系统存在的问题，为充分挖掘其节能潜力，经过四年多的探索，我们研发出了“吸收式换热机组”和“电厂余热回收专用热泵机组”等专利新产品，使吸收式换热从理论构想到工程实践迈出了关键的一大步。完整的基于吸收式换热的新型热电联产集中供热技术由以下两个核心技术环节构成：
1、基于吸收式换热的超大温差供热技术
充分利用一次网高温热水的做功能力，借助核心设备—吸收式换热机组，显著降低一次网回水温度，即在保持二次网运行参数不变的情况下，使一次网供回水温度由传统的120℃/60℃变为120℃/20℃，供回水温差由60℃提高到100℃。
2、基于吸收式换热的余热回收技术
在热力站实现超大温差换热的基础上，设置在热电厂首站内的核心设备—电厂余热回收专用热泵机组，通过独创的热泵内部循环设计，在保证体积紧凑的前提下，将多台机组逐级升温的功能高度集成，大幅提升电厂内余热回收系统的经济性。在不考虑调峰热源加入的情况下升温幅度高达70-80℃，考虑调峰的情况下，能够实现110℃的升温能力，对传统热泵技术实现了重大突破。回收大量低温循环水余热后，使得系统供热能耗大幅降低。
“基于吸收式换热的新型热电联产集中供热技术”有以下突出优势：
①充分回收利用电厂余热，提高电厂供热能力30%以上； ②大幅降低热电联产热源综合供热能耗40%；
③可提高既有管网输送能力80%，降低新建管网投资30%以上（在城市核心区域，热负荷快速增长的同时，地下空间资源基本用尽，供回水大温差运行避免破路施工，成为管网扩容唯一解决方案）；
④用户二次网运行参数不变，热力站工程改造量小，利于快 速大规模推广应用；
⑤系统通过简单切换，夏季还可实现供冷。
针对我们考察组人员提出的疑问，付教授作了解答。
1、大同热电一厂是空冷热电机组，而我们市热电企业都是水冷机组，建“余热回收专用热泵机组”后能保证风机安全运行所需的最低真空度吗？付教授答复：在实际运行中发电机组和供热机组各有一个最佳真空度范围，平衡两者后取一个最佳值，即可在获得最佳效益的同时保证机组安全高效运行。
2、发电要求背压低，而供热却恰恰相反，怎么解决这一矛盾？付教授说，对于发电从理论上来讲背压低比较好，但是相对于每个机组它都是不同的个案，设计时必须与汽轮机设计方进行深入讨论，较核经济背压值，全面考虑综合效益。
3、冷却水余热利用后水温会进一步降低，那么冬季运行时出现结冰怎么办？付教授解释，水塔结冰主要和循环水量大小有关，如果我们在运行中全部回收循环水余热，可不再利用水塔，即使没有达到全部回收，也可以关闭大部分水塔，仅留一两座运行。
4、只改造电厂机组不改换热站机组，也可以增加供暖面积，所以不改换热站行不？付林教授答复，如果只单纯对热源进行改造，而不改热网换热站，那么热网的传输能力就会制约整个供热系统供暖能力，即热源新挖掘出来的供热能力无法借由热网充分向外部提供，只有网源一体改造，才能使综合效益最大化，热源和热网企业同时受益。
5、经过改造后供暖半径可以达20公里以上吗？付教授说，从目前国内的经验来看，常规的供热系统可以达到的最大供暖半径一般在15-20公里，而应用我们的新技术进行网源一体改造后，供暖半径20到30公里，无论从技术上还是经济上都是可行的。
二、我市热源和热网现状
市发电公司总装机1100MW，设计供暖能力1013万平方米，实际供暖面积825万平方米，远低于同容量机组的供暖能力。供热三环制改造时，一次管网设计供回水温度120℃/60℃，实际运行供回水温度85℃/45℃，与设计值相差较大，二次网换热站全部采用的板式换热器。目前我市供热管网三环制改造已经基本完成，二次网各换热站基本满负荷运行，不具备新增供热面积的能力。而随着城市的发展，供暖需求日益增大，如何解决这一问题呢？在目前我市供暖热源能力不足，一次网输送能力有限的情况下，似乎只能通过新建热源来解决。然而通过这次考察，我们设想：能不能采用清华大学的专利技术解决我市供暖系统中存在的诸多问题呢？答案是肯定的。我市完全可以通过应用清华大学的新技术，对热源供热能力深度挖潜，并配合热网换热站升级改造，实现中长期内不建新热源即满足新增采暖负荷需求。
三、考察对比情况
1、将市发电公司机组情况与大同第一热电厂和北京石景山热电厂机组情况相比较，可以得出市发电公司1100MW机组的供热能力还有很大的挖掘潜力。大同第一热电厂在机组已经满负荷的情 况下，通过建设余热回收机组提高供暖能力49%，北京石景山热电厂在机组超负荷运行的情况下，通过建设余热回收机组新增供暖面积160万平方米。而市发电公司的四台机组尚未达到满负荷运行，机组本身的抽汽供热能力就有挖掘的潜力，再加上循环冷却水低温余热的大量回收利用，完全可以实现大幅提升热源的供暖能力。
2、我市三环制管网与大同煤矿集团热网输送能力相比，一次网的输送能力还有很大提升空间。同煤集团由于原有换热站空间有限，仅对49座换热站中的14座进行了改造，新建18台吸收式换热机组，使一次网供回水温差由原来的40℃提高到了68℃，输送能力提高了约50%。如果我市大部分换热站的板式换热器改造成新型吸收式换热机组，使一次网供回水温差加大，即可实现现有管网不扩径的情况下输热能力大幅提升，以满足新增热负荷需要。
四、考察结论
通过实地考察，清华大学的专利技术--基于吸收式换热的新型热电联产集中供热技术，经大同第一热电厂、大同煤矿集团、北京石景山热电厂等企业四五个月的运行实践证明，其技术上可行，机组运行安全稳定，经济效益和社会效益显著。
五、项目建议
考察结论证明应用该项新技术进行优化升级改造，可以解决我市供热系统高效集中热源供热能力不足，网源布局不合理，燃煤小锅炉房热效率低环境污染严重，管网分段调控安全性差且运 行效率低，热网供暖半径小等诸多缺陷。建议本着综合效益最大化的原则，对我市供热系统进行网源一体的优化改造。
1、热源方面：阜新发电公司2×350MW和2×200MW机组全部实施“基于余热回收型热电联产新技术”的优化改造，将四台机组供热能力深度挖潜、废弃余热全部回收调出，作为主城区供热体系中的主力热源，与杰超热电厂联合运行，阜新市热力总公司大型燃煤热水锅炉作为调峰和备用补充热源，其它中小型锅炉房全部拆除，以满足中远期规划热负荷需求。改造后，发电厂余热全部回收利用，采暖期水塔全部或部分停运，循环水损失量大幅降低，机组热效率提高，供暖单耗下降，经济效益明显。而且由于新增供热能力主要来源于电厂废弃余热，不需要燃烧煤炭，可大幅减少污染物排放，节能环保社会效益显著。
2、管网方面：对阜新发电厂鸿源热力公司和阜新市热力总公司现有的换热站，有条件的全部实施优化改造，即以“吸收式换热机组”代替原板式换热器，并结合老旧管网更新、新管网敷设和新型换热站兴建，最终形成超大温差、超大半径、一体管网全城覆盖，全市联网运行并全线自动监测。改造后，一次管网供回水温差加大，输送热量能力大幅提升，供热半径可达30公里，全网运行更经济、安全、高效。
六、保障措施
1、组织保障：供热系统优化改造项目属民生保障工程，涉及面广，情况复杂，建议借鉴山西省大同市人民政府的经验，由市 主要领导亲自抓，政府主导强力推进，充分调动各方积极性，协调好项目实施过程中的各项重大事宜，确保工程早日建成。
2、技术保障：北京中科华誉公司组织清华大学设计团队，结合我市热源及供热管网实际，拿出项目最佳改造方案，会同市发电公司机组设计单位对机组经济运行安全性校核，然后召开项目咨询会，邀请各方面权威专家，对项目改造方案的技术可行性和经济效益进行深入论证，提出专家咨询意见，为各方决策提供依据。
3、资金保障：由电厂余热回收利用，新增供暖面积所收取的供热设施配套费（50元/平方米）全部用于新建热网敷设，其余热源及热网建设资金，由北京中科华誉能源技术发展有限责任公司投资，采用合同能源管理的模式，以节能效益分享的方式收回投资。
供热系统运行优化 第3篇
关键词：双热源；水力工况；实验；联网运行；集中供热
热源集中供热技术的开发和利用其目的主要是为了节约能源、降低成本、提高经济效益。多热源联网的应用，一定程度上实现了节约能源、降低成本、提高经济效益[1]。因此，其越来越多地被运用于工程实践中。本文就双热源联网供热管网水力的特性及运行调节情况进行分析，旨在不断完善和提高热源集中供热技术，减少环境污染，提高人民生活质量。
1.对双热源系统管网的具体水力特性进行深入分析和研究
双热源系统管网系统其实质就是具有较大复杂性的水力系统在这个复杂的水力系统中，存在于各环路间的水路均是有密切联系的，各水路的变化状况均存在不同程度的相互制约和影响。在热水供暖管网系统中同时存在多个热用户及供热机械设备。这些用户及机械设备之间也存在密切的连续，只要其中一个热用户或者供热机械设备出现状态，便会对整个系统造成一定的影响，导致管网中各点的压力分布就会随之发生新的分布变化，从而影响整个系统的供热质量。所以，在双热源联网研究中，对其相应的水力工况调节进行深入研究具有重要价值和意义。
1.1对管网的水力特性进行深入分析和研究
传统的单热源管网不存在水力交汇点，而多热源管网却存在水力交汇点，这个就是其水力特征的主要特征表现。所谓水力交汇点就是多种压力的平衡点。在该平衡点两侧的流体压力基本保持在相等的状态。水力交汇点的具体位置及数目的确定是进行管网水力特性研究的难点，同时也是重点。
①确定力交汇点的位置。通常情况下，在整个采暖期间，多热源管网中的水力交汇点位置均是不固定的，其会在一定的范围内不断地发生移动。对力交汇点的具体位置一般受管网干线热负荷分配、热网阻力数、并联热源总管资用压头三个因素的影响，由这三个因素共同决定。水力交汇点的位置移动可通过对热源总管进行调节来实现。水力交汇点位置的移动可造成热源间各水流量分配情况出现相应的变化。②连通方式及数目的确定。在双热源联网中，其连通的方式和数目才是影响水利交汇点的关键因素。本文主要以环形管网为例。在环形管网中，其相应的水力交汇点数目主要由热网回路数、热网上连结着的热源数、分布、容量等多种因素来决定。
2.水力工况调节简介
在复杂的热水供暖管网系统中，各热用户及机械设备出现状况，将会对整个系统的热水供暖情况造成影响，造成某些用户的供水过冷、某些用户的供水过热情况的出现。由此可见，在整个供热系统中，影响系统运行效率及质量的关键因素主要为水力工况调节。工况调节内容主要包括热力工况调节、水力工况调节。水力工况调节指的是在相应的工况环境及条件下，进行流量调节，实现系统流量的平衡状态。
通常情况下，在供热系统中，其调节主要分为质调节、量调节、分阶段改变流量的质调节、间歇调节等诸多种调节方式。根据供热系统的具体运行工况，正确选用相应的运行调节方式是有效保证整个系统的供暖质量及降低能源消耗的关键环节之一。应用质调节方式，水力工况较为稳定，且运行管理简便，同时可有效减少热能消耗。但其在运行过程中的循环流量一直保持在最大值状态，因此电能消耗较多。量调节方式应用于工况运行中时，其供水的温度具有较好稳定性，但水泵流量易受会到室外温度的影响，进而影响到用户室内的热量。
2.1水力工况调节模型的建立
进行水力工况调节时，必须要遵循以下三个定律：①基尔霍夫流量定律，即在任何一个集中供热系统中，流出、入某个节点的所有流量，其代数和均为0。②在任何一个集中供热系统中，任何一个回路中，存在于各各管段中的压降代数和均为0，即为基尔霍夫压力定律。如果回路流量为用户管段流量，那么，跟用户管段流量反向的为负，同向的为正。③当流体从系统中任何管段中流过时，可应用伯努利方程式将出管段断面间的能量方程式列出，求出相应的值数，即为伯努利方程。
2.2管网系统中的水力工况调节分析
促进系统中各各用户的实际流量使用得到最大限度地满足，满足各用户的暖水供应需求，是管网系统中进行水力工况调节的主要目的[2]。管网系统水力工况调节具体分为初调节。运行中调节两个内容。一般情况下，在供热系统运行之前进行相应的初调节。进行初调节的目的主要为实现多个用户间流量的优化配置，促进设计流量与实际应用流量保持一致，更好的满足用户实际流量需求。量分配不均是系统中普遍存在的问题，通过进行有效的初调节，可有效的对这一问题进行解决，同时也有效解决了冷热不均问题。所以，初调节其实质上也就是，对流量进行有效调节的方式。在供热系统中，流量的运行调节即为在室外温度对室内热负荷造成严重影响的情况下，并随着室外温度的变化而放生相应变化时，为了实现良好的室内供热质量，而通过某种方式对系统流量进行适当的调节，以实现室内内热负荷保持在合理的范围内。
在供热系统中，具体的运行工况主要包含事故、调节、设计3种工况。事故工况指的是，为满足用户具体流量需求，在事故状态下进行的工况。调节工况指得是，在相应的室外温度条件下，按照相应的调节方式进行工况设计操作。设计工况即为在相应的设计室外温度环境下，根据系统中具体的流量变化情况、具体设计负荷标准等进行的工况设计操作。在水力工况的具体调节过程中，主要包括确定实际工况、步骤：确定实际工况、计算设计工况两个步骤。一般情况下，可以不对供热系统中的供、回水干管进行调节，仅需要对热用户入口处的相关阀门进行适当调节即可完成整个设计工况的计算过程。
3.结束语
随着环境污染程度的不断加深，，开发和研究节约能力、减少污染、降低成本的供热技术及方式日益成为各国关注的话题。现在阶段，集中供热为我国应用最为广泛的采暖方式，集中供热是一种有效节约能源，可有效降低环境污染，保证供水质量，因此，应不断加强对其技术进行深入研究。
参考文献：
[1]黄文，管昌生.供热系统优化方法研究[J].国外建材科技，2012，8（35）：188-199.
供热系统运行优化 第4篇
该矿区现有的集中供热系统电厂余热供给一次高温水热源, 自电厂一级网输送至各二级水水换热站, 由二级站采用低温水输送至热用户。各供热小区因流量分配不均, 存在严重的冷热不均问题等。笔者于2010-2011年供暖季对该矿区一次水管网及二次网侧的参数进行了流量监测, 总结分析了供热系统存在的一些问题, 并对各供热小区单位面积热耗、二次网循环水泵的工作点进行了分析, 为集中供热系统优化改造做了准备。
1 测试方法
对3个换热站及各供热小区进行了测试, 用超声波流量计测得了各换热站一、二次网的流量;利用点温计获得了一、二次网的供回水温度。通过现场勘查获得了换热站的具体情况, 包括换热器、循环水泵、补水泵等的型号、台数、规格;除此之外, 还对各供暖分支进行了流量监测, 以校对现用流量计的准确性, 并对各供热小区室内采暖形式进行了分析。
2 集中供热系统现状调研分析
2.1 供热小区面积及室内采暖形式
集中供热系统总供热面积约45万m2, 整个供热系统大部采用散热器取暖, 办公楼、招待所、食堂采用中央空调。家属区基本采用单管顺流式系统, 部分小区采用单管跨越式。
2.2 冷热不均现象
笔者通过与换热站工作人员及住户的了解, 发现热用户冷热不均现象非常严重, 有的住户内温度达到26℃, 而有的还不足16℃。出现此问题和几个原因有关:一方面这和采用了上供下回单管串联式的室内热水供暖系统有关, 其实这种室内热水供暖系统本身没什么问题, 前提条件是不同层室内散热器片数选择合理, 还要供热总热量达到要求。但目前有很多楼五层住户与一层住户散热器片数一样, 这也是导致顶层热, 底层不热的原因之一。
2.3 供热管网常见现象
各小区室外管网大量裸露, 保温损害严重, 缺少维修保养。有些用户发现散热器温度较低时, 习惯性地对散热器进行放水, 这种现象在室外温度较低时较明显。
3 集中供热系统存在的问题分析
3.1 大流量、小温差运行
调研测试的3个换热站中, 一二次网供回水温差普遍偏低, 二次网温差平均值为11℃左右, 具体分布情况见下表1:
从此表可以看出, 一次水温差低于100/70℃和30℃的设计标准, 从而进一步影响了二次水的温度和流量参数。另外3个换热站3路分支二次网温差在20℃以下, 只有矿里换热站二次网温差在20℃以上。很显然, 一二次网目前都处于大流量、小温差运行状态。
3.2 存在严重冷热不均现象
经计算各换热站各分支采暖指标汇总如下表2:
根据二次网的流量、供回水温差, 计算出各换热站供热小区单位面积热耗。矿里换热站高于热耗指标55%以上, 低于热耗指标20%以上的小区共有3个分支。从整个测试结果看, 整个管网存在较严重的冷热不均现象。
3.3 输配系统存在的问题
循环水泵选型过大循环水泵的额定扬程为61m H2O, 额定流量为240 m3/h, 配用功率为55kw, 额定效率为75%, 两台水泵并联运行。根据公式计算得水泵实际运行效率约为58%。很显然由于循环水泵的额定扬程远大于实际所需, 造成水泵工作点偏离高效点, 直接导致水泵效率大幅度降低, 管网处于大流量、小温差运行, 使得输配系统的效率极大降低。
4 优化方案
4.1
针对系统冷热不均现象严重。根据测试的情况, 可以看出, 问题首先出在某些分支管路供应的总热量满足不了要求, 因此, 要解决此问题, 首先保证各分支流量计计量准确性, 根据分支所承担的供热面积合理分配二次水流量, 以满足热负荷要求, 同时每栋楼供暖主管安装自力式流量控制阀, 避免近端用户截流, 远端用户流量不足的现象, 然后再计算各层的散热器散热片数是否和各层的热负荷一致。如总负荷满足了要求, 还存在上热下冷的问题, 那一定是上层安装了过多的散热器片数, 占用了下层的热量。可以想办法减少上层住户内的散热器片数。
4.2
建议调小一次循环水流量, 升高一次水供回温度, 使其达到设计值100/70°C。这样才能提高二次水的温度, 为减小二次水的流量, 提高二次水供回温差。
4.3
建议加强供热小区二级管网的连接密封, 减少高温二次水的泄漏, 将会节约大量热量和软化水, 产生可观的经济效益。
4.4
完善温度、压力、流量计等仪表的安装, 并对它们进行标定, 使测量参数能准确反映实际运行工况。
4.5
完善自动监测系统, 制定供热系统运行参数调节方案, 根据室外温度参数的变化, 调节供暖效果。最好采用质调节的方法, 即通过调节供回水温度, 不改变流量, 这样调节简单, 节能效果显著。在一次水管路上安装二次水温度控制器, 这样能够根据气温的变化, 调解进入板换的一次水流量从而达到调节二次水供回温度, 使其满足用户需要。如气温高了, 就可以减少一次水的流量, 从而减少用汽, 节省运行费用。通过自动监测, 进行自动优化, 为运行人员调节参数提供指导。
参考文献
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[2]清华大学建筑节能研究中心.中国建筑节能年度发展研究报告2008[M].北京:中国建筑工业出版社, 2008
[3]刘兰斌, 付林, 江亿.小区集中供热系统循环水泵电耗实测分析[J].暖通空调, 2008, 38 (1) :123-127
供热系统运行优化 第5篇
一、供热现状
呼和浩特属于典型的高海拔地区, 在这里供暖期长达6个月, 这种特殊的地理位置使供热成为市民冬季正常工作、生活所需要的基本条件。供暖质量好坏, 不仅事关百姓的生活质量, 而且还事关百姓的生存、社会稳定。按多家企业的经营和现行供热成本计算, 据业内人士推算, 目前平均供暖价格应该约是4.96元/㎡月, 而政府提出的民用供热收费价格是3.68元/㎡月, 两者还有1.28元/㎡月的差距。呼和浩特市供热面积约5000万平方米, 这样供热就存在很大资金缺口, 由于这个“缺口”, 百姓和供热企业一直饱受磨难。
一直以来, 自集中供暖制度诞生起, 用热户和供热单位之间的纠纷就没有停止过。一方嫌收费太高, 另一方嫌成本难保;一方抱怨自己没有得到优质服务, 另一方又认为“我们在亏本经营, 热用户却牢骚满腹”。造成这种现象的原因是:1.供热管道无分户控制设施导致“搭便车现象”严重。现行供热价格偏低, 加之热费收缴困难, 供热企业大幅度亏损, 造成企业经营困难。呼和浩特近几年通过政府部门对某些供热单位拆、并、改整合, 现已普遍采用集中供热方式, 不同居民间供热管道彼此联通而无分户控制设施, 在技术上没有考虑对缴费用户和不缴费用户给予区分, 这就不可避免地遇到“搭便车”现象。越来越多的“搭便车”结果造成热费缴费率低, 热力公司由于无法实现收支平衡而难以为继, 只能提供低水平的供热, 产生了较大的负面影响。2.与热费收缴问题密切相关的另一个问题是热费价格, 供热企业与消费者之间存在着信息不对称问题, 作为一种商品“热”有其特殊性, 如地域垄断性, 与建筑物不可分隔性等。北方冬季供热关系到北方居民的基本生活, “暖屋子”在某种程度上的重要性不差于“菜篮子”和“米袋子”。对于老百姓来说, 热费价格是一个十分重要而又敏感的问题, 因此在某种程度上认为“热”还具有福利的性质, 原来那种供热公司给用户供热, 企业给用户交费, 在原有计划体制遗留下来的思想还未真正改变, 使热费收缴越来越难。
现阶段虽然提高了供热价格, 这对于缓解供热企业的困境有很大的促进作用。供热企业虽然说是自然垄断企业, 但它只能依据政府的要求, 按照政府定价收费, 只能是价格的接受者, 没有自主定价的权利。由于这几年能源上涨, 供热企业如果经营不好的话还可能出现大幅度亏损, 导致经营困难。这就需要供热企业了解导致供热成本增加的因素, 做好降低成本因素的工作, 在“降低成本”的因素及对策上做足文章, 在供热价格既定的情况下, 合理控制好供热成本, 保持企业持续稳定健康发展。
二、影响供热成本的主要因素及对策
按照我国供热体制改革领导小组两部热价构成指导意见, 把供热成本分为固定成本和可变动成本。固定成本包括:长期贷款利息, 房租, 建筑物和设备折旧, 固定人员工资、福利、保险, 维修费, 管理费;可变动成本包括:水、电、煤与直接人工费。现在供热企业不能裁员的情况下, 影响供热成本的因素可变成本的控制显得尤为重要, 还有管网平衡设计合理、设备维修管理也不容忽视。
第一, 原煤价格上涨是供热成本增加的主要原因。不论是供热企业还是消费居民, 大家一致认为, 煤价上涨是供暖成本增加的首要因素。煤是锅炉运行的主要原材料之一, 占锅炉运行成本的60%左右, 煤价的上涨仍然对供热企业生产成本造成较大影响。
首先, 供热企业燃用煤的各项指标要符合设计煤种要求, 锅炉设计的热力计算是以煤的发热量为基础的, 受热面布置也因煤种的不同而不同, 所以是否燃用设计煤种直接影响锅炉的热效率。燃煤过程中的适当调节, 司炉的技术素质及责任心对煤炭的充分燃烧和单位面积耗煤量起决定性作用。人员的技术培训及责任心的培养是供热企业达到节能降耗之目标采取的必要手段。
其次, 政府必须对燃煤价格进行监管, 从源头上降低成本。我们知道资源产品具有稀缺和自然垄断的特点, 涉及供暖成本的煤、电、水价格与群众生活密切相关。目前的水电价格均执行政府定价, 唯有燃煤价格实行市场调节价, 放开的燃煤价格调整随意性较大, 价格上涨直接影响群众利益。从实际情况来看放开的燃煤价格大幅度上涨已经对群众生活产生了较大的影响, 尤其对低收入人群来说影响更多。象蔬菜、蛋类、肉类价格上涨, 消费者可以根据自己的实际情况进行调节少吃一些, 对消费者只是生活水平下降。而煤价上涨就大不一样, 不论涨幅多少, 天冷的时候消费者都得无条件接受, 否则将不能正常生活, 增加的供热成本也只能有消费者或企业承担。因此, 我们认为政府控制煤价势在必行, 迫在眉睫。因为燃煤属于资源性产品, 是群众生产和生活的必需品, 在其价格形成中政府要起决定作用, 建议上级价格部门将其放开的定价权限予以收回, 重新由政府监管, 将现有的市场调节价变为政府指导价或政府定价。只有这样才能从源头上遏制煤价的寡头垄断, 降低供热成本。
第二, 水电价上升推动了供热成本的增加。水作为供热系统中输送热量的介质, 其质量与数量直接影响供热运行的安全经济性。1.确保水质保障安全经济运行。目前供热企业均能采用软化补充系统补水, 但在外网大量失水期间还存在用自来水补水的现象, 按照要求锅炉房、换热站生产用水应采用合格的软化水, 严禁采用自来水, 甚至是地下水, 不仅加热这些水所需的能耗费用相当可观, 而且容易造成设备结垢。系统中产生水垢的原因, 主要是水中暂时硬度在加热过程中沉淀而生成的, 造成锅炉、换热器结垢和腐蚀, 增加能耗和设备大修费用, 并且结垢会造成热效率降低直接影响供热效果。2.减小失水量保障安全经济运行。外网大量跑水的原因主要有两个:一是管网和阀门老化、锈蚀造成的泄漏;二是用户私自放水造成的。针对以上原因应该采取如下措施:一是根据运行期管网泄露抢修情况, 提出管段更换意见, 逐步更换超过使用期限的管网。二是在运行期采用在二次网中加臭味剂的方式有效防止用户私自放水。目前热网运行补水率差别很大, 在0.5%-10%范围变化, 正常情况下在1%以内 (同设计补水率) 。这就是说, 系统补水不仅是耗水问题, 耗热是更大的问题。例如:补水率1%, 即相当于减少至少3%的供热量;补水率10%, 即相当于减少至少30%的供热量, 其差别可见有多大。据前几年统计, 从常温的自来水处理成为1吨合格的软化水再经过加热输送到管网中的成本为16元左右。失水造成较大的经济损失甚至影响安全运行是显而易见的。应加大热力管网巡查力度及相关制度的实施力度, 确保热力管网失水在正常范围之内, 应尽量减小管网补水量。
电能是供热企业的主要能耗之一, 应积极寻求降低能耗, 提高运行的经济性的途径。从设备运行记录分析及现场的操作观察, 各锅炉房的鼓、引风机风门开度均在50%左右, 水泵阀门开度不能完全打开, 处于截流状态, 这些现象都会造成电能的极大浪费。
第三, 管网平衡设计的合理性决定运营成本。由于供热管网的设计、安装、设备配置上存在不合理因素, 小区热网局部增容、并网、扩建带来一定的不良后果, 有的供热站 (区域锅炉房) 所处位置不是在所供区域的中心位置, 这样很容易造成水力失衡, 近端温度过高, 远端温度达不到要求。为了满足远端用户, 往往采取加大流量或提高供水温度的运行状态, 以牺牲经济利益的方式保证供热效果, 造成了较大的能源浪费。针对上述问题, 对供热管网的平衡调节非常必要。对供热管网的平衡调节存在互相影响的问题, 往往调好了这里, 那里又不行了。可采取如下措施:1.在供热系统中安装相对可调和调节性较好的平衡调节阀比较有利于热网平衡, 在近端用户管网上加装自力式流量控制阀也不失为一种好方法。应采取一切有效措施加大管网的平衡调节力度, 提高供热运行效率, 节能降耗。2.提高系统的调节能力, 增加系统运行的稳定性, 改善管网失衡状况。
第四, 设备维修管理对生产成本影响举足轻重。供热企业作为设备型企业, 以设备形式存在的企业资产占固定资产的绝大比例, 随着企业发展, 产品质量、成本更加依赖于设备。备件管理已成为降低维修成本的重要环节, 也是充满挑战性和蕴涵开发潜力的管理过程。维修管理注重系统性, 把方向定位在总体目标的优化。例如, 我们在设备前期管理阶段的设备订购中能够考虑备件损耗和备件库存, 以随机备件形式订购一批关键易损备件, 对保障生产的长周期顺利运行和减少备件费用有积极的战略意义。在维修模式设计中, 对不同的设备在使用的不同阶段, 是改造、报废还是采用其他维修方式, 要从经济的角度作统筹系统的考虑, 以达到最佳的综合目标。
谈多热源联网运行供热系统 第6篇
1 多热源联网运行的优点
1.1 提高了供热系统运行的安全可靠性
多热源联网运行系统是多个热源管网相互连接、相互协调、互为补充的系统。如果是单热源供热系统,当管网某段发生故障时,故障点之后的用户的供热情况都将会受到影响,而当热源发生故障时,该热源所承担的大片供热面积都将无法得到热量。如果是多热源联网运行系统,当管网某段发生故障时,只要关闭故障点两侧的阀门即可,而当某一热源发生故障时,在热源近端热用户限定流量、远端启动加压泵的情况下,基本能满足大部分区域的负荷要求。
1.2 有利于系统的节能、经济运行
随着能源的过度开发消耗和环境污染的加剧,节约能源、保护环境越来越成为人类追求的目标,城市供热作为能源消耗和污染物排放的重要组成部分,也越来越被人们所关注。对于城市多热源供热系统,在保证供热负荷的前提下,在供热初寒期和末寒期,可以先启用能耗低、效率高的热源(如热电厂供热机组),能耗相对较高、效率较低的热源(如区域锅炉房供热)则可作为调峰热源在严寒期启用,从而降低了热源成本和设备运行及人员投入成本,达到了资源和系统之间的优化配置以及节能、经济、保护环境的目的。
1.3 提高了城市供热系统的可扩展性
多热源联网运行管网系统对城市规划提出了较高的要求,同时也适应了城市现代化建设的发展,适应了城市发展的不确定性。
2 多热源联网运行可行性研究
以大唐太原第二热电厂和太原城西热源厂为例介绍太原市集中供热多热源联网运行的可行性。
1)大唐太原第二热电厂供热概况。太原市热力公司第二供暖分公司采用热电联产方式供热,热源为大唐太原第二热电厂四期、五期、六期供热机组,供热机组及热网循环泵参数分别为:a.四期:200 MW供热机组2台,供热能力1 685 GJ/h;配循环泵5台,其中4台参数为N=1 120 kW,H=182 m,G=1 188 t/h,1台参数为N=900 kW,H=182 m,G=1 188 t/h。 b.五期:200 MW供热机组1台,供热能力837.3 GJ/h;配循环泵3台,参数为N=1 120 kW,H=172.6 m,G=1 324 t/h。c.六期:300 MW供热机组2台,供热能力2 512.8 GJ/h;配循环泵5台,参数为N=1 800 kW,H=185 m,G=2 382 t/h。
2)太原市城西热源厂供热概况。太原市热力公司城西供暖分公司采用区域锅炉房供热,热源为太原市城西热源厂供热锅炉,锅炉及热网循环泵参数为:116 MW锅炉4台;配循环泵6台,参数为N=1 000 kW,H=146 m,G=1 800 t/h。
3)目前大唐太原第二热电厂所承担负荷的在运行热力站207座,总供热面积1 694万m2,其总设计供热面积为2 000 m2。太原市城西热源厂所承担负荷的在运行热力站86座,总供热面积798万m2,其总设计供热面积为750万m2。城西热源厂在严寒期已经超负荷运行的情况下,多热源联网运行供热显得尤为必要。目前太原市热力公司第二供暖分公司与城西供暖分公司连接部分为DN800,DN500供热管道连接,通过对两个热源温度、压力流量的调节,基本可以实现在冬季供热期间尤其是初寒期、末寒期主要热源由大唐太原第二热电厂提供,城西热源厂辅助供热,在严寒期城西热源厂发挥其调峰热源的作用,加大供热能力。这既满足了节能、经济、保护环境的要求,同时也保证了整体热网系统的安全性、稳定性。
4)太原市热力公司第二供暖分公司一次网从电厂通过四、五期DN1 000和六期DN1 200两条主干线并联运行,四、五期主干线从电厂出口至北大街分支10号阀室全长12.8 km,六期主干线从电厂出口至大同路胜利街口三段16号小室全长10.9 km,分别通过电厂出口(管径DN600,DN500)、金刚堰(胜利街—旱西关,管径DN900,DN800)、五一路(胜利街—上马街,管径DN500,DN450)、解放路(北大街—水西门)和三墙路(北大街—旱西关,管径DN300)五处联络管连通;联络管的连通使整个热网呈环状,构成了同类型、同位置热源的简单的多热源联网运行系统,充分发挥了多热源联网运行的安全、可靠、稳定的优点,同时也为热力公司多热源联网运行积累了经验。
3 太原市集中供热多热源联网运行的发展前景
借鉴国外大型多热源联网环状管网系统的运行经验,通过对相关供热管网和热力站的新建与技术改造,建成主干线为环状管网的供热管网系统,充分利用太原市尤其是太原市热力公司的各个热源,通过调节各热源及近远端阀门、控制变频泵、开启一次网中继泵和热力站回水加压泵等方法改变热源间、热用户间的流量,满足最不利环路末端用户流量和资用压头的需要,保证热用户的供热需要和热网系统的安全可靠运行,也降低了能源消耗和减少了环境污染,改善了太原市空气质量。
4结语
由于多热源集中供热系统热源多、管网复杂的特点,所以多热源联网运行的关键在于各热源热量能否按需分配,满足所有热用户变动热负荷的供热要求,这就要求我们统筹规划供热系统,制定合理的调度方案。随着城市建设的发展、供热相关设施的完善和不断的实践,多热源联网技术必将被很多城市广泛的接受和采用。
摘要：研究了多热源联网运行供热的优点,以大唐太原第二热电厂和太原城西热源厂为例,对太原市集中供热多热源联网运行的可行性进行了分析,并阐明其发展前景广阔。
关键词：多热源,联网运行,供热系统
参考文献
[1]张岩,刘永风,张蓉.多热源供热系统联网运行技术[J].煤气与热力,2009(7):100-102.
[2]秦绪忠,江亿.多热源并网供热的水力优化调度研究[J].暖通空调,2001(1):97-98.
供热系统运行优化 第7篇
随着我国经济的持续快速发展, 能源的消耗也在不断地增加, 节约能源和最大限度的利用能源是我国能源政策面临的重大问题之一。建筑能耗在全国能源消耗中占有相当大的比例, 而供热系统的能耗是其中的主要方面之一。建筑能耗中有40%左右的能耗是冬季供热能耗[1]。供热系统节能包括热源、供热管网和热用户多个环节, 目前, 在我国的供热系统中, 区域锅炉房和分散锅炉房仍占有相当大的比例。然而, 由于锅炉的运行不能很好地适应室外气候的变化、锅炉排烟温度较高、循环水泵运行效率低、锅炉房控制系统不科学等问题的存在, 使锅炉房提供的热量大大超过了用户的需求, 造成极大的浪费;对锅炉房进行节能改造和合理地运用新技术是实现按需供热、节约能源的关键, 有利于促进节能减排。
本文分析某实际小区供热系统水泵运行存在的问题和采取的节能改造技术, 运行节能技术的应用效果。
2 供热系统概况和存在的问题
该小区供热系统锅炉房的燃料种类为天然气。用于冬季供热的锅炉有2台型号为T H W 1 9 2/8 0, 容量为9.1MW, 1台型号为18032/18, 容量为8.4MW, 共3台 (2用1备) 。锅炉房供热面积为338373.03m2, 其中居民供热面积为299432.62m2, 学校、办公等公共建筑面积38940.41m2。供暖系统为直供系统, 设计供、回水温度为95℃/70℃, 改造前系统主循环泵共5台, 4用1备, 流量3 0 0 m 3/h, 扬程6 0 m H2O, 额定功率9 0 k W, 转速1460 r/min。
小区供热系统存在的问题是循环水泵运行效率低。其原因是, 在锅炉房设计过程中, 由于在选择循环水泵时, 选择水泵的流量和扬程远超过实际运行时的参数。目前, 大部分供热系统采取单纯的质调节, 而且水泵不能实现变频调速, 当室外温度变化时, 水泵不能自行改变运行状态, 使水泵不能按有效的性能曲线运行, 降低了水泵的运行效率, 浪费了大量的电能, 使运行费用增加。
3 水泵节能改造技术应用
3.1 循环水泵变频技术
在供热系统中, 循环水泵的控制和调节运行对管网的水力工况起着决定性的作用。目前在很多供热系统中, 水泵容量普遍偏大, 导致系统的循环流量和水泵的压头过大, 往往是“大马拉小车”, 使水泵耗电量偏大, 造成能源的浪费。
循环水泵的轴功率是与水泵流量和扬程的乘积成正比的, 且水泵的流量、扬程和轴功率均与水泵的转速存在一定的比例关系[2]:
由此可以看出, 水泵的轴功率与流量的立方成正比, 水泵的扬程与流量的平方成正比。从理论上分析, 当水泵的流量降低10%时, 电机的转速降低1 0%, 相应地水泵的电耗将降低2 7.1%, 当水泵的流量降低2 0%时, 水泵的电耗将降低4 8.8%。所以, 在保证供热质量的前提下, 有效地降低循环水泵的流量, 能起到节约能耗的显著效益。
如图1所示, 当采用变频循环水泵后, 水泵由初始的运行工作状态点A按要求使供水流量从Q1减小到Q2。在供热系统运行过程中, 只是降低水泵的转速, 并保持管网的阻力特性曲线不变, 同时不调节供水阀门的开度, 此时水泵的轴功率与扬程H和流量Q的乘积成正比。从图1中可以明显看出B H2O Q2的面积比C H3O Q2的面积要大, 体现了变频水泵起到的节能作用。当改变水泵的扬程时, 调整水泵的运行频率, 不调节供热系统的调节阀, 保持管网的阻力特性曲线不变;同样, 可以得出水泵运行功率下降的结论。
循环水泵变频技术是在水泵的电机加变频调速装置, 自动调节水泵电机的转速, 达到控制流量的目的。采用变频调速技术后, 提高了电机的功率因数, 减少了无功功率消耗, 在满足用户热负荷的前提下, 降低水泵的转速, 即降低了水泵的耗电量, 尽可能多地节约了能源, 具有明显的节能效果。
3.2 水泵节能改造及实际效果分析
将小区供热系统的两台9 0 k W循环泵拆除, 新更换一台SB-ZL 300-250-360A型循环变频水泵, 该水泵额定流量为1 0 0 0 m 3/h、扬程为3 3 m H2O、额定功率为1 1 5 k W, 转速1480r/min, 其余3台循环水泵作为备用。
在供热期间内多次测试了循环水泵在稳定的电压、温度和压力下运行的输入有功功率。水泵改造前后工频运行工况下的三次测量数据如表1所示。根据测试的结果, 可以得出, 节能改造前水泵的输入功率为1 8 0 kW, 电耗3 0 kWh;节能改造后水泵的平均输入功率为1 1 0.1 kW, 平均电耗1 8.3 4 kWh。进一步, 可以计算得到节省电能3 8.8 4%。
水泵节能改造后的运行结果表明, 经过水泵变频节能改造后, 节省了因水泵运行消耗的电量, 起到了明显的节能效果。
4 结论
(1) 冬季供热系统能耗在建筑能耗中所占比例大, 因此应重视供热系统的节能技术应用。
(2) 本文对小区供热系统存在的问题和运行效率低的形成原因进行了分析, 从理论上阐述了采用水泵变频技术可以有效地降低供热系统的运行能耗。
(3) 对某小区的供热系统进行了节能改造, 并进行了运行状况的测试。依据测试数据进行了节能效果分析, 可以看到提高了水泵的运行效率, 节省了电量, 节能效果显著。
参考文献
[1]清华大学建筑节能研究中心.中国建筑节能年度发展研究报告 (2008) .北京:中国建筑工业出版社.2008年3月
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[3]Fisher, Vanden, Karen, Jefferson, et al.What is driving China’s decline in energy intensity.Resource and Energy Economics[J], 2004, 26 (1) :77-97.
浅谈间供闭式供热系统运行调节 第8篇
1 五重调节
1.1 一级网平衡调节。
随着信息技术的发展, 自动化水平的提高, 一级网调节一般是由主控完成, 根据室外温度、风速、湿度等参数设置热负荷运行曲线, 自动控制各换热站内一级网上电动调节阀配合计量热表实现热负荷控制。
1.2 换热站内由分集水器分出二级网各区域间的平衡调节。
这项工作一般是由运行人员根据集水器上各环路温度、压力等参数, 通过调节集水器上的平衡设备 (平衡阀、自力式流量调节阀或者自力式压力调节阀) 实现的。
1.3 同一区域庭院管网各楼 (建筑) 简单平衡调节。
这项工作一般是由运行人员根据计量井 (阀室井) 内查询楼宇热表或者利用测温枪测量得到的回水温度, 通过调节井内的平衡设备实现的。
1.4 同一栋建筑 (楼) 内各系统 (单元) 间的平衡调节。
这项工作一般是由运行人员根据测温枪测量得到的回水温度, 通过调节管道井内的平衡设备实现的。
1.5 单元管道井内各热用户之间的平衡调节。
这项工作一般是由运行人员根据查询户用热表或者利用测温枪测量得到的回水温度, 通过调节各户系统的控制阀或者平衡阀实现的。
2 平衡调节的目的
运行人员通过调节平衡设备使系统的水利运行工况达到平衡, 也就是我们常说的水力平衡, 其目的是使系统达到热工平衡即使热全部用户室内温度达到设计标准或者法律法规要求。杜绝用户室温冷的很冷、热的过热现象, 合理分配热能, 杜绝浪费。提高热效率, 以达到节能降耗要求。
3 平衡调节的难点
3.1 客观因素
3.1.1 在热电联产中同时生产出两种能源即热能和电能, 但是整个社会对于热能是不够重视的。
只是在文件中要求电厂建设时要以热定电, 而实际运行中, 为了保证电网的稳定性都是以电定热的。供热单位的工作是被动的。很多地区都出现过供热初、末期用户室温很高, 到了严寒期室温不足现象, 究其原因就是热源单位在整个采暖期都向供热单位提供恒定的热量, 而不是提供随热负荷变化的热量。
3.1.2 很多换热站所辖热用户包括既有建筑和新建建筑。
既有建筑采暖系统有计划体制下流行的上供下回系统, 也有供热单位后来改造的分户控制系统, 新建建筑一般是热计量系统。《中华人民共和国节约能源法》、《民用建筑节能规定》和《民用建筑节能条例》颁布后, 对于建筑物建筑节能标准和供热指标做了多次修改。所以不同的建设单位、不同的设计单位、不同的施工和监理单位, 不同的设计参数, 不同的供热系统形式, 不同的建设年代的建筑混杂在一起, 要求达到同样的供热效果。
3.1.3 上供下回系统一般是同程式系统, 系统平衡性好;
分户系统和计量系统一般是异程系统, 所以相同面积用户不同的运行半径 (上下层) , 相同进户管径不同的用热负荷, 用户自己室内是水平系统, 各户间主要是垂直系统, 所以系统平衡性差, 不易调节。
3.2 主观因素
3.2.1 大流量低温运行方式思想观念根深蒂固, 利用大流量方式
掩盖问题, 而不是通过调节区解决问题, 大流量掩盖了不热用户的问题, 却解决不了过热用户问题。
3.2.2 调节是个复杂的综合性工作, 而且随着运行参数、负荷的变化需要多次调节, 这样增加了职工的工作量, 不被职工接受。
3.2.3 一级网一般都是采用分阶段改变流量的质调节方式运行,
而二级网多年来一般都是只进行质调节, 利用换热站内循环泵变频调速设备进行分阶段改变流量的质调节方式运行, 不被很多领导和职工接受。
4 平衡调节的成效
2006采暖期年某直辖市一县级供热公司更换了生产经理, 该经理组织员工对供热系统进行了平衡调节, 在锅炉容量没有增加的情况下, 既解决了上期不热用户问题, 又增加了30%的供热面积;2011采暖期山东某供热公司一子公司同样更换了技术人员, 并进行了全网调整, 至采暖期结束, 在供热面积增加52%的情况下, 供热量只增加了23%。其供热指标低于全公司平均指标16%, 为其公司解约了今200万元。
总结:平衡调节能够提高运行效率, 能够合理地分配热能, 能够合理地利用热能, 能够提高热效率, 能够为企业节能降耗、内部挖潜, 提高经济效益做出贡献;能够为政府完成节能减排任务, 为国家完成节能减排目标做出贡献。
摘要：随着中央政府对于节能减排目标做出的国际承诺, 各地政府切实感到了减排指标的压力。然而我国北方地区的供热问题也确实是冬季首要的民生问题, 所以更加科学节能的热电联产形式逐渐替代了区域锅炉供热, 锅炉房逐渐改造成换热站。
关键词：换热站,调节,平衡,节能
参考文献
[1]贺平, 孙刚.供热工程 (新一版) [M].北京:中国建筑工业出版社, 1993.
[3]E Q索柯洛夫.热化与热力网[M].北京:机械工业出版社, 1988.
[3]石兆玉.供热系统运行调节与控制[M].北京:清华大学出版社, 1994.
供热系统运行优化 第9篇
关键词：供热机组,调速系统,故障检修
1 危急遮断控制模块故障
1.1 系统简介
我厂#5机组是哈尔滨汽轮机厂制造的CC159/N200-12.7/535/535型一次中间再热三缸二排汽, 双抽、凝汽式汽轮机组, 其调速系统采用上海新华控制技术公司的数字式电液调节系统, 其液压调节系统有一套独立的抗燃油供油装置, 供油压力为14MPa;机械超速保安系统使用1.96MPa的低压透平油。机组启动时通过挂闸电磁阀使危急遮断器滑阀复位, 建立低压安全油压, 再通过隔膜阀建立高压安全油压, 为遮断模块中的两个OPC、四个AST电磁阀供油, 使机组挂闸。
1.2 故障现象
在一次机组小修后, 启动前做机组打闸过程中, 突然发现遮断控制模块ASP油压高报警, 机组无法挂闸。
1.3 原因分析及处理办法
根据新华公司遮断模块原理图, ASP油压高报警首先要排查的原因是AST电磁阀内漏, 如右图所示。若AST1或AST3电磁阀发生内漏, 则ASP油压将升高, 当内漏量增大使ASP油压升高至ASP压力开关动作, 则发出ASP油压高报警;反之, 若AST2或AST4电磁阀发生内漏, 则ASP油压将降低, 发出ASP油压低报警。因为本次故障发出的是ASP油压高报警, 可判定电磁阀AST2、AST4工作正常, 可能发生故障的是电磁阀AST1或AST2。在停机状态下, 先将电磁阀AST1与AST2做好标记, 然后互换安装位置, 恢复EH系统压力, ASP油压高报警仍未消除, 可知电磁阀AST1工作正常, 同样互换电磁阀AST3、AST4, 故障现象依旧, 说明该报警讯号与电磁阀组无关。
排除电磁阀故障后, 与该报警信号有关连的只剩下模块内部的节流孔和ASP压力开关。经热控人员检查, 压力开关正常;根据以往同类型机组的经验, 一般是节流孔堵塞而导致ASP油压低报警, 而本机组却是ASP油压高报警, 由此推断为模块内的节流孔1 (如图1) 松动泄漏引起。为了核实情况, 拆解了遮断模块, 果然发现安装位置上的节流孔1丢失了, AST母管油压直通ASP压力测点, 造成油压高报警。该节流孔实际上是一颗带一字槽的沉头机米螺丝, 其中心有一个φ0.6mm的通孔, 通过螺纹固定在安装位置上, 由于长期多次的打闸、挂闸试验, 受到系统高压油的反复冲击而松动脱落漏入系统中。通过对遮断模块内部油路、EH系统油路及运行时介质的流向、压力等进行分析, 最终在隔膜阀的内部凹槽中找到了该节流孔部件, 重新安装紧固后, 机组挂闸恢复正常, ASP油压高报警消除。
2 危急遮断器滑阀故障
2.1 系统工作原理
我厂#5机组危急遮断器滑阀接收机械超速撞击子的位移信号, 滑阀组下移, 卸掉隔膜阀上部低压保安油压, 进而卸掉AST供油母管高压保安油压, 使主汽阀和调节阀迅速关闭, 切断汽源。另外, 远方操作危急遮断器电磁阀可使滑阀下部的附加保安油压泄掉, 机组快速遮断进汽。
2.2 故障现象
在一次大修调速系统试验时, 复位电磁阀断电后, 1.96MPa低压安全油无法维持稳定压力, 机组无法挂闸。
2.3 原因分析及处理办法
首先, 检查启动油泵及调速油系统供油压力正常, 排除了泵供油压力不足及管路泄漏的原因。
其次, 通过拆检危急遮断器电磁阀, 排除了该电磁阀故障开启或内漏引起低压附加保安油压泄掉的原因。
第三, 检查测量危急遮断器杠杆与两个撞击子的间隙分别为1.1mm和1.2mm, 在合格范围内。
最后, 将问题锁定在危急遮断器滑阀上, 分别测量两组大滑阀行程 (16mm) 、小滑阀 (8mm) 及过封度 (0.5mm) 均正常, 解体检查大滑阀、小滑阀各密封面均锋利, 无划痕凹陷, 装配状态下各活动部件并无卡涩。在上述手段无法查明具体原因的情况下, 通过测量制作特殊垫块, 从滑阀底部将一组阀芯强制顶起, 屏蔽其作用, 以单独测试每一组阀芯工作状态是否正常;经过试验, 发现其中一组阀芯顶部 (上图部件1) 与阀盖 (部件5) 之间的密封面有细微漏油而导致该滑阀至隔膜阀的低压安全油卸掉。因该阀芯顶部与阀盖为镜面密封配合, 且与套筒 (部件3) 垂直装配, 一般大修仅对该处密封面作拆解检查而不能手工研磨或碰撞损伤, 否则, 一般机修工序难以修复, 故紧急向厂家订购, 备品发货前还须通过模拟平台油压试验, 才能保证部件符合调速系统安全要求。此类故障较为罕见, 在火电厂机组大修外委的趋势下, 汽机技术人员应当加强对调速部件检修的监督, 以避免类似问题的发生。
3 运行中调速液压元件故障
3.1 系统简介
我厂#6机组为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8型一次中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机, 配套有HPU-V100/A型EH油站及西安热工研究院生产的KZTZ-2型EH油再生脱水装置。
3.2 故障现象
该机组投运以来, 在运行、停机检修及启动试验等过程中出现多次高压、中压调速汽门阀位摆动, 中压主汽门挂闸、试验异常等现象, 且化验EH油质水分、颗粒污染度超标, 不到一年时间里更换电磁阀4只/次, 电液伺服阀8只/次。
3.3 分析处理情况
该机组使用普通不锈钢储罐作为EH油储油、补油装置, 其中有镀锌水管等部件不符合规范, 且密封效果差, 使灰尘、水分渗入, 造成系统二次污染, 在机组检修拆卸保温层及潮湿天气等状况下更为严重, 油质污染造成液压元件故障率高。
对此, 本人自主设计了EH储油箱 (由污油箱及净油箱组成, 此设计图纸本文未赘述) , 委托上海茂晟电站机械有限公司进行制造, 新设计的EH储油箱与机组原厂配套的油站和滤油装置实现了可靠联接, 如上图所示 (同时将原管螺纹接头改为凹凸面法兰螺母接头, 避免管螺纹在紧固过程中刮损密封圈而漏油) , 避免了二次污染, 实现EH系统补油、滤油、储油三种功能的在线无缝切换, 无需外接临时设施, 操作维护简便, 经过近三年运行检验, 有效降低了EH液压部件的故障率。
参考文献
[1]新华控制工程有限公司.EH系统的典型故障及处理[M].
[2]高澍芃, 等.汽轮机设备检修技术问答[M].中国电力出版社, 2004.
[3]袁裕祥.火电发电厂维护消缺技术问答丛书.汽轮机分册[M].中国电力出版社, 2004.
[4]东北电力集团公司编.电力工程师手册动力卷[M].中国电力出版社, 2001.
