某项目供热系统节能技术改造方案

供热系统节能技术

改造方案二、供热厂基本情况简介供热系统概况供热厂建于1990年，供热系统是由北京市航天科工集团公司四院设计。现收费总供热面积为120万平米（外网平面图见附录A），为间接供热系统，热源为燃煤热水锅炉，设置4个换热站，换热器为板式换热器。（1）热源一次网系统形式如图1所示，系统内各设备设置及其运行情况如表3所示。表3一次网系统情况表锅炉型 号台数参 数Q(MW)G(m3/h)t/t(°C)P(MPa)II129450—g h 150/90W314250130/70引风机型 号台数参 数运行状况G(m3/h)全压（Pa）N(kW)I(A)365500325090177331~1107723560~2589132鼓风机G4-73-12No9238800227637G4-73-11No9D1350522440~177537G4-73-72No11D17100034849090二次鼓风R9-2624293~64405599~4786159-26No5D165496035~5381159-26No5 号台数参 数运行台数G(m3/h)H(mH2O)N(kW)初末寒严寒循环泵200R-72A326564751250R-6224506211522其它 循环泵出口闸阀开度约为25%总进出口t94Ct66C——h △t38CPP△P供热参数锅炉gt入66Ct出94C△t38CgP入0.90P出5网△P炉水泵(MPa)PPPP4P5H=56m

(2)热网一次网回水水泵除污器水回网次二水供网次二口徉热换图1一次网系统简图(2)热网一次网回水水泵除污器水回网次二水供网次二口徉热换图1一次网系统简图(3)换热站供热厂共有4个换热站，各换热站换热面积如表4所示，二次网系统如图2所示(4#换热站供热系统分为高、低两个供暖区)，各换热站供热系统内各设备设置及其运行情况如表5〜8所示。表4各换热站换热面积表(单位：万m2)换热站编号1#2#3#4#合计供热面积25342437120

表5 1#换热站供热系统情况表换热站名称1#换热站 性质公共规模（m2）/半径（m）25万/换热器型号台数参 数面积（m2）tg/(。0△P(MPa)运行台数BR6531001502BR504701504型号台心数参 数G(m3/h)H(mHO)N(kW)I(A)运行台数循环泵250R-62A2405 2 50901ISR150-125-400420050451二网参数总进出口t55t44△t11PP△Pe换热器gt入44—h t出55△t11gP入hP出网△P炉水泵(MPa)P.P一P.P.P一H2备注3开6台换热器表6 2#换热站供热系统情况表换热站名称2#换热站性质 公共规模（m2）/半径（m） 16万/换热器型号台数参 数面积（m2）tg(6△P(MPa)运行台数BR506701504循环泵型号台数参 数G(m3/h)H(mHO)N(kW)I(A)运行台数ISR150-125-4003200250451不详140550901二网参数总进出口t55t51△t4PP△Pe换热器t入51ht出62△t11P入P出△P炉水泵(MPa)PPPPP一H5开4台换热器备注

表7 3#换热站供热系统情况表换热站名称3#换热站性质公共规模（m2）/半径（m） 24万/换热器型号台数参 数面积（m2）tg/th(C)△P(MPa)运行台数BR6521201502BR506701506循环泵型号台数参 数G(m3/h)H(mHO)N(kW)I(A)运行台数250R-6214502621152121250R-62A14055090ISR150-125-400420050452二网参数总进出口t57t47△t10PP△P换热器gt47——h t57△t10 g PPrlr网△P水泵（MPa）八P——出 PP八P出P一炉H备注 1、2号泵出口阀门打开一半，南大泵出口阀门打开1/3左右表84#换热站供热系统情况表换热站名称4#换热站性质 公共 规模（m2）/半径（m）27万/换热器型号台数参 数面积（m2）tg/th(C)△P(MPa)运行台数BR6541001503BR504701503循坏泵（高区）型号台数参 数G(m3/h)H(mHO)N(kW)I(A)运行台数250R-62A1405250901ISR150-125-40022005045250R-62A140550901循环泵（低区）ISR150-125-40022005045二网参数（高区）总进出口t57t49△t8PP△P换热器 g t49——h t57△t8—g PP网△P水泵/入P——出 PP/入P出P一炉H二网参数（低区）总进出口——1 t56——2 t45——3 △t11——4 P5P△Pe换热器gt45——h t56△t11gPhP网△P水泵——入 P1——出 P2P3——入 P4出P5炉H 1 2 3 1-备注 开6台换热器（4）热用户供热厂的热用户主要为民用住宅，现收费总供热面积为120万平米，建筑年代大多在20世纪90年代。能耗状况简介（1） 运行记录根据供热厂提供的资料，以前供热基本正常。通过对供热厂锅炉房及4个换热站的运行记录整理，发现运行记录不完整，运行记录中存在很多明显的错误，故其数据只能供参考，不能作为改造的直接依据。造成这种现象的原因有二：①值班人员未经过专门培训；②有些仪表（如温度表、压力表等）未经校核。（2） 耗煤量供热厂没有专门的煤耗计量装置，虽有一台50吨的地磅，但年久失修，现已废弃不用。故没有实际耗煤量统计数据，供热厂现采用传统的按面积承包供煤制，即每个采暖季前，事先与供煤商协商好供煤价格及每平米所需煤耗，采暖季结束后按供暖面积与供煤商结账。近三年供热厂的煤耗如下（供暖面积为120万平米）：2005—2006采暖季，煤耗为25000吨；2006—2007采暖季，煤耗为25000吨；2007—2008采暖季，煤耗为24000吨。故近三年供热厂平均每年煤耗为：24700吨；合每平米。（3） 耗电量由于电计量表不全，无法进行详细的单项电耗统计，近四年供热厂的电耗如下（供暖面积为92万平米）：2004—2005采暖季，电耗为4019660度；2005—2006采暖季，电耗为3688900度；2006—2007采暖季，电耗为3577240度；2007—2008采暖季，电耗为2594320度（节电改造后）。由于2007—2008采暖季电耗是节电改造后的电耗，偏低；而2004—2005采暖季电耗据调查是电表有问题，偏高，故近几年供热厂平均每年电耗按2005—2006、2006—2007采暖季的平均电耗进行计算，为：3633070度；合每平米3.95度。（4） 耗水量近三年供热厂的水耗如下（供暖面积为92万平米）：2005—2006采暖季，水耗为80000吨；2006—2007采暖季，水耗为90000吨；2007—2008采暖季，水耗为80000吨。故近三年供热厂平均每年水耗为：83300吨;合每平米90.54kg。存在问题分析（1） 计量装置不健全1） 无地磅、电子皮带称、炉前表（煤耗计）等，无法进行煤计量；2） 节电改造之前，供热系统无热量表，全凭司炉工经验来决定锅炉运行台数及方式；3） 有些用电设备无单项电表，故单项电耗无法统计；4） 压力表、温度表多数不准，水泵与锅炉效率高低无法判断；健全计量是加强系统运行管理、节能降耗的必要手段。（2） 耗煤量高1） 锅炉鼓、引机及炉排未实现变频调速控制，风煤比不能优化，未利用现有的二次风系统，锅炉效率很低，增加煤耗。锅炉房总热量表显示：2007~2008采暖季累计总供热量为336781Gj。2007—2008采暖季，煤耗为24000t（煤的发热值按5500kcal/kg计，合22990Mj/t）。则其锅炉效率约为：336781Gj/24000tX22990Mj/t=61%；2） 无气候补偿装置，不能实现按需供热，增加煤耗；3） 未进行水力平衡调节，造成近端过热，浪费热能，增加煤耗；4） 锅炉流量较额定值偏大，造成锅炉进水温度、炉膛温度偏低，影响锅炉燃烧效率，增加煤耗；5） 无分时分区控制，不能有效节约热能，增加煤耗；6） 管理上条块分割，据调查：万隆供热厂供暖收费面积为92万平米，而实际供暖面积可能有110万平米，增加煤耗，而得不到经济收入。（3） 耗电量高1） 循环泵、锅炉鼓引机及炉排不能实现变频调速控制，增加电耗；2） 未进行水力平衡调节，造成近端过热远端不热，循环泵需加大流量才能确保远端室温达标，增加电耗；3） 锅炉流量较额定值偏大，导致阻力增加，循环泵扬程增大，从而增加电耗；4） 原循环泵选型不合理，运行工作点严重偏离高效区，循环泵出口阀门只能打开1/5〜1/4,阀上的能耗损失很大，增加电耗。2006~2007年严寒期，供热厂一次网总站，开两台大泵（115kW）和一台小泵（75kW）,测算得：一次网总流量为1050t/h；锅炉压力损失（含省煤器）约为24mH2O；锅炉房内部管道压力损失（含除污器）约为5mH2Q；循环泵出口阀压力损失约为25mHO——无用损失；一次外网（含板换）压力损失约为6mHO；2 2循环泵进、出口变径管压力损失约为 2mH2O。原一次循环泵实测扬程约为24+5+25+6+2=62mH2O；其中实测有用扬程约为24+5+6+2=37mH2O。故原一次循环泵效率约为：X1050X62/（115+115+75）=58%；其中有用效率约为：X1050X37/（115+115+75）=35%5）管理上条块分割，增加电耗，而得不到经济收入。（4）耗水量高1） 管理上条块分割，即二次网补水是供热厂负责，而二次管网的维修保养又分属不同的物业公司。管网出现跑、冒、滴、漏的现象，与负责维修保养的物业公司无直接经济关系，因为补水费是由万隆供热厂承担，故物业公司对管网维修保养的态度是：该大修的就小修，该小修的就不修。造成管网跑、冒、滴、漏现象严重，增加了耗水量；2） 由于远端有不热现象存在，用户经常放水，增加了耗水量；3） 由于煤质得不到有效控制，煤中煤砰石含量偏高，增加了冲渣耗水量；4） 由于锅炉未进行风煤比优化控制，脱硫除尘水耗增加。四、节能改造技术方案节能改造目的是改善锅炉、循环泵等设备的运行工况，提高供热系统的运行效率、降低供热能耗和供热成本、减少温室气体排放，改善环境状况。本次节能改造方案涉及范围包括锅炉房、热力站、管网；涉及技术包括节煤、节电、节水、环保、计量。整个供热系统由DCS控制系统进行实时、全面的监控。DCS控制系统可根据热负荷的需求变化，及时调节热源及管网的运行工况，以实现节能减排、按需供热。DCS集散控制技术DCS集散控制系统主要包括：DCS硬件系统1套；DCS软件系统1套；工程师站1套；操作站4套；操作台2个；打印机1台；不间断电源1个；气候补偿器1个。以PLC为核心的系统不适用于供热系统集中控制。PLC主要用于以开关量为主的机器顺控系统，供热系统集中控制是一个典型的以模拟量控制为主的过程控制系统，PLC的编程语言为梯形图，梯形图用于以模拟量控制为主的过程控制，系统编程和可读性都很难。DCS主要用于以模拟量控制为主的过程控制系统（如压力、温度、热量、频率的调节），其功能块编程语言编写以模拟量控制为主的过程控制程序方便简洁。为了充分发挥DCS集散控制系统的优势，万隆供热厂应配合做好炉排下方风仓中各风室（6个）的密封检修工作，以防各风室发生窜风现象，从而影响锅炉效率的充分发挥。水力平衡调节技术水力平衡调节是供热系统节能改造的基础和前提，进行水力平衡调节的最终目的是达到热力平衡，做到按需供热，实现节能降耗。水力失调产生的原因：①管径不能合理匹配；②设计热负荷与实际所需热负荷偏差较大；③严寒期供回水温度升高、供回水温差加大，系统阻力减少（因篇幅有限，在此不详细论证，但可从供热厂初末寒期开小泵或少数泵、严寒期开大泵或多数泵得以验证）。水力平衡调节应用范围：锅炉与锅炉之间、一次网各换热站之间、换热站内各板换之间、二次网各支管之间、热用户楼内各立管之间，等等。技术方案是：在过热支路上安装静态平衡阀，过热支路通常是离热源较近的支路，其流量调节靠人工手动完成；调节在初末寒期进行时，应使近端的流量比平均流量或计算流量稍小，这样严寒期就不会出现近端过热、远端不热的现象；调节在严寒期进行时，应使近端的流量比平均流量或计算流量稍大，这样初末寒期可保证水力基本平衡，不会出现过热或不热的现象。更换循环泵技术由于供热厂供热系统设计保守，致使循环泵的选型不合适，运行工作点严重偏离高效区，泵的实际运行效率很低，有些循环泵出口阀门只能打开1/5〜1/4，阀上的能耗损失很大。同时，供热厂有不同厂家、不同型号的泵（尤其是扬程不同）并联运行，水泵效率很低。对闭式循环系统，没有必要安装止回阀（俗称单流门“以防水泵倒转”，而止回阀上一般要毫无意义地损失水泵扬程2〜4m。技术方案是:根据实测流量和扬程，选择一台效率高的泵取代原多台泵运行，且取消循环泵出口的止回阀。循环泵变频控制技术供热厂循环泵变频控制柜，均采用一带二结构，即循环泵均为一用一备，使用时，可随时倒换。工频均采用软启动，如控制柜变频回路发生故障时，可倒换到工频回路继续运行，不影响供暖效果。变频由压差进行自动控制，锅炉房总站循环泵由锅炉进出总水管压差进行控制，根据锅炉运行台数自动调整一次网流量，且能保证锅炉的额定流量，属量调节；四个换热站循环泵由二次网供回水压差进行控制，设定好外网压差，即可保证二次网所需流量，只改变其供回水温度，属质调节。炉排变频控制技术本方案需更换四台锅炉的炉排驱动设备，并加装变频控制柜，使其受控于DCS控制系统。炉排变频控制的基本原理：由DCS控制系统根据室外温度、整个系统围护结构特点，计算出整个系统所需热负荷，再根据一次网流量计算出锅炉的出水温度，与温度传感器采集到的实际出水温度进行比较。如果实际出水温度过高，则减小炉排转速；反之，则增加炉排速度。为了保证系统的稳定性，实测温度与计算温度相差土。C以内时，炉排转速保持不变。风煤比自寻优控制技术（鼓风机的变频控制技术）风煤比自寻优控制是通过改变炉膛内的风量使锅炉的出力达到最大的一种控制方法。其控制原理为：如果鼓风机频率变化（频率增加为正，减少为负）与本步热量信号的符号（热量增加为正，减少为负）同为正向，则鼓风机频率变化为正；如果上步鼓风机频率与本步热量信号的符号同为反向，则下步鼓风机频率变化取为原来的反向，即取正；如果上步鼓风机频率变化为反向，而本步热量信号为正向，说明此时锅炉效率处于反向增大阶段，则下步鼓风机频率变化继续取为反向；如果上步鼓风机频率变化为正向，而本步热量信号为反向，即锅炉效率正在下降，则下步鼓风机频率变化应取反向。传统的燃烧控制方法是利用炉膛出口处的氧化锆传感器测量烟气中的含氧量来控制风煤比，以获得最佳燃烧。其缺点是氧化锆价格昂贵（国产的需5000元左右，进口的一套几万元），易于烧坏，需经常更换（属消耗品，因此大部分锅炉的氧化锆损坏后不再更换），不但造成运行成本增加，而且控制的可靠性和稳定性差。燃烧风煤比自寻优控制，能够使煤在炉内燃烧处于最佳工作点（也就是最佳风煤比），不但能减少机械与化学不完全燃烧损失，而且也减少了排烟损失，比人工司炉热效率提高1-3%，节煤率5%-8%，有利于节能增效；由于燃烧处于最佳风煤比，煤氛在炉内能完全燃烧，大大减少了烟囱排烟中的含碳量，减少了烟囱冒出黑烟对大气和周围环境的烟尘污染。解决了当前锅炉使用单位日益迫切的环保压力问题。符合国家“节能减排”政策，并节约开支。采用“燃烧风煤比自寻优控制”方法控制风煤比，确保燃烧处于最佳状态。不加装氧化锆传感器，降低了运行成本，提高了控制系统的稳定性和可靠性，同样能达到最佳的燃烧效果。引风机的变频控制技术引风机的变频控制参数是炉膛压力，保证锅炉在微负压（-30〜-50Pa）下燃烧。由压力传感器采集炉膛压力，与预设的压力范围（P1~P2）进行比较，如果炉膛压力低于P1，则减小引风机转速；如果高于P2,则增大引风机的转速。引风机的变频控制同样可以优化锅炉的燃烧状态，提高锅炉效率，引风机的变频控制必须与鼓风机的控制同步进行。煤渣混烧技术根据供热厂现状，采用煤与炉渣混烧法是一种投入很小，效果很好的节煤措施。因为供热厂出渣场与煤场距离近（约20米），铲车铲煤的过程中，铲入一定比例的炉渣，然后将其混合物推至第一条皮带运输机上方的煤仓中，经漏斗滑至第一条皮带运输机上，煤与炉渣在此过程中经历第一次自然混合；至中转站时，粗颗粒的煤和炉渣经振动筛后滑至破碎机上，经破碎后与细颗粒的煤和炉渣混合滑至第二条皮带运输机上，煤与炉渣在此过程中经历第二次自然混合；煤与炉渣在进入炉排燃烧前，还要经过第三条皮带运输机上方漏斗、锅炉煤斗、带混煤器的分层给煤装置三次自然混合。由此可知，煤与炉渣混合要经过五次自然混合过程，能确保其充分均匀混合，然其投入几乎是零。根据2007-2008年采暖季对供热厂现场考察可知：抓斗从渣池中捞上来的炉渣一般直径约为30〜40mm，且具有类似焦炭的性质与特征，故在自动上煤的运输过程中基本上不会因为碰撞而破碎。煤与炉渣充分均匀混合后入炉燃烧，煤中掺了颗粒较大的渣，减少了通风阻力，送风更加均匀，增加了煤层的透气性，提高了燃烧的稳定性，使炉渣含碳量显著下降，一般炉渣含碳量可下降3%〜8%。均匀混合和分层给煤燃烧技术供热厂锅炉房现已安装两台带混煤器的分层给煤装置（一台20t锅炉、一台40t锅炉），但由于其煤种多为颗粒细小的粉煤，现带混煤器的分层给煤装置几乎不发挥作用，且通风阻力大，送风不均匀，煤层透气性差，炉渣含碳量高，链条炉排也容易烧坏，每年都需大量更换。鉴于此，采用煤渣混烧技术后，煤中掺了颗粒较大的渣，带混煤器的分层给煤装置就有了用武之地。煤与炉渣经过混煤器均匀混合后，通过分层给煤装置使煤与炉渣在炉排上形成“下块上末”逐级排列的均匀布置，大块在下通风好且各部位均匀；小块在中填补大块的空隙；煤末在上，覆盖整个煤层，避免了漏煤。在锅炉运行时，整个煤层平整，炉排各部位通风阻力相同，燃烧线同步，彻底消除了“火口”和“黑带”现象，使燃烧工况得到改善。也有加快升温速度和提高锅炉出力的的作用。二次风扰动技术自炉排下面送入炉膛供燃烧的风（鼓风）叫一次风。它的主要作用是按燃煤