集中供热系统的节能经济运行

王艳丽，聂海涛，孙守渊，陈 勇

(1.玉门油田分公司方圆物业管理有限责任公司，甘肃 酒泉735019;2.玉门油田分公司钻采工程研究院，甘肃 酒泉735019;3.玉门油田分公司规划计划处，甘肃 酒泉735019)

0 引言

目前，我国城市集中供热已基本普及，据2010年不完全统计数据显示，全国85%以上的城市建有集中供热设施［1］。集中供热的优点是:大型设备效率高，相对低损耗、低人工、低维护、高产出，提高了能源利用率，减少了污染物排放，有良好的社会效益和环境效益，更有利于实现科学管理和节约人力资源等［2］。但由于煤水电材涨价、大气排污收费、设备陈旧维修、粗放型管理与人员素质参差不齐等诸多因素，导致供热企业运行成本逐年上升。面对严峻的现实，供热企业应立足现实条件，多方面、多角度、多渠道的寻求落实节能降耗具体措施，在努力不改变供热质量、不多收取费用的前提下，实现降低运行成本、增加经济效益，以保证自身的根本利益与长效发展。

1 集中供热系统的主要能耗环节

单纯的采暖供热系统，顺利实现供热服务，一般都要经过热制备→转换→输送→用热这几个环节。锅炉房的主要耗能设备是锅炉、燃料输送及灰渣系统、鼓风机和引风机、水处理和机泵，它们耗用的能源是燃料(一般为燃煤、燃油、燃气等)、电力、水和热;热能输送由热网承担，供热管道由钢管、保温层和保护层组成，它们的能量消耗是沿途散热的热损失和泄漏的水损失;能量转换是通过热力站热交换器把一级网的热能传递给二级网，并由它输送到热用户，热力站是二级网的热源，主要耗能设备是热交换器、二级网系统循环和补水机泵等;用热环节即终端系统用热设备，耗能设备一般是采暖散热器。

由此可见，整个供热系统，从热源到终端热用户，每一个环节都涉及到能耗问题，但各环节的能量进入和输出必须相等［3］，即

输入能量=可用能量+∑能量损失

能源利用率=可用能量/输入能量

所以，在运行过程中每一个环节的能耗变化对系统来说都非常重要，节能可挖潜力也是巨大的。以玉门油田物业公司供热站为例，拥有192.6万平米的供热面积，一级网热源设置了两座锅炉房，二级热网设置了6座热力站。主要能耗设备为6台29 MW膜式水冷壁角管锅炉、64台90 kW以上大功率电机，29组板式换热器、以及鼓引风机、除尘除灰系统等。系统近3年的煤水电主要能源消耗情况，见表1。

表1 玉门油田物业公司供热站连续三年煤水电能耗情况

从以上数据可以看出，三项主要能耗指标呈逐年下降趋势。分析原因，主要是系统近年来积极采取了各种节能技术措施，并取得显著效果。

2 已运行系统的几种节能技术措施

集中供热系统节能是一个系统性、长期性、复杂性的工作，要想取得良好的节能效果，需要从整个系统的设计建设之初开始考虑，包括基本设计参数的准确计算、设备设施的正确选型、工艺流程的合理布局、员工队伍素质的整体提升等，完成系统的每一个步骤都需要考虑到后期运行中的节能环节。但是对于已经正式投入运行的系统来说，则需要转变思路、调整结构，寻求并落实效益最大化的节能具体措施。

2.1 消除系统水力失调

所谓水力失调，就是管网各处实际流量与所需不一致，用户室温冷热不均。水力失调的原因是多方面的，任何一个供热系统都不可能通过对管网、热力站等系统的设计、管网的布置、水力计算及设备的选型等，彻底解决运行时的水力平衡问题，只有在系统运行时进行认真地调节，才有可能逐步接近水力平衡。

以玉门油田酒泉生活基地供热系统为例，运行初期水力失调具体表现在:有70%的热用户室内温度在22℃以上，最高的甚至达26℃，不少用户长期开窗散热;20%的热用户室温在18～20℃之间;另外10%的用户在18℃以下，最低的只有16℃，存在较严重的水力失调。主要原因是，靠近热力站的用户，由于进、出水的压差大，供水量远大于设计水量;远离热力站的用户进、出口压差小，供水量又小于设计流量，因此，导致了“大流量小温差”的运行方式，不仅造成大量的能源浪费，而且带来了过热和过冷的供热质量问题。

最初，系统被迫采取增开循环泵，加大循环水量的办法来提高低温用户的供暖温度，使实际循环水量达到设计水量的160%以上。由于水泵耗电量与流量的三次方成正比，依靠开泵增大流量直接导致电能消耗量超过409.6%，系统运行成本大幅度提高。在后期运行过程中，通过车削循环泵叶轮降低扬程、逐一调节用户进口流量装置等方式，才使系统运行逐渐趋于平稳，水力失调现象得到改善，能源消耗明显降低。

2.2 灵活应用集中供热调节

在集中热水供热系统中，为了在保证供热质量的同时，能够最大限度的实现系统经济合理运行，就必须灵活进行供热调节。调节的方式有很多，根据调节的地点不同，可分为集中调节、局部调节和个体调节三种［4－8］。

集中供热调节的方法主要分为

(1)质调节——循环水量不变，只改变供热温度。

(2)量调节——按室外温度高低分成几个阶段，改变流量(低温段保持设计最大流量，高温段保持较小的流量)。

(3)间歇调节——当室外温度升高时，不改变流量和供水温度，只减少每天供暖的小时数。

系统应根据实际情况，制定调节方法。总体而言，量调节的循环泵电耗最少，其原因是:从理论上说，在系统已定的情况下，减少流量和降低电耗是三次方关系。如流量减少30%，电功率节省65.7%，对于多数系统是用70%左右的流量运行，若量调节控制的好，每周期可减少电耗至少30%以上。

玉门油田物业公司供热站采取多种方式综合利用:按照室外温度绘制运行负荷图(图1)、间歇供热日生产热负荷图(图2)，并以此指导运行，初、末寒期适当减少循环泵运行台数降低流量，或随外界气温变化分时段调节供热出口温度，避免供热大于需求，浪费能量。同时，由于系统有3/5的终端用户用传统的散热片，剩余的2/5则采用了地板辐射采暖，在相同的供热条件下，地暖用户室温通常比散热片用户高5～8℃，很多地暖用户甚至全天开着窗户，热能浪费很大。针对这点，系统采用了分区质、量并调，取得较好的节能节电效果。

图1 热负荷随室外温度变化图

图2 全日生产工艺热负荷图

2.3 提高供回水温差

供热计算公式［5－9］

上述公式说明:当供热系统向热用户提供相同的热量Q时，供回水温差△T(即:Tg－Th)与循环水量成反比例关系。即系统的供回水温差大，则循环水量就小，降低流量，水泵的电耗就会相应降低。

举例说明:某供热系统设计热负荷为7 MW，外网管径为DN200，在30℃与60℃两个不同温差下各参数的对比情况，见表2。

表2 两组不同供回水温差下的运行参数对比

表2反映出一个规律:当供回水温差提高到原来的两倍，即:△T2=2△T1时，循环水量降至原来的1/2，管网的沿程阻力降至原来的1/4，而水泵的功率要降至原来的1/8。由此可看出，提高供热系统的供回水温差，可大大降低运行电耗。

2.4 合理利用分层燃烧与混煤技术

目前城市集中供热锅炉房多采用链条炉排［10］，燃煤多为煤炭公司供应的混煤，着火条件差，炉膛温度低，燃烧不完全，炉渣含碳量高，锅炉热效率普遍偏低［11－13］。采用分层燃烧技术对减少炉渣含碳量、改善锅炉燃烧状况有明显的效果。同时，通过安装混煤装置，改善原煤混合不均问题，以提高煤层的透气性，从而强化燃烧，提高锅炉热效率，节约燃煤。

玉门油田物业公司供热站1号锅炉房的4台锅炉，在运行过程中一直存在储煤斗两侧堆积粒煤，中间堆积细煤，原煤进入炉排燃烧时，两侧有40 mm宽的火床，无法燃尽等的问题。2010年，系统投资96万元对其全部进行了改造，在分层给煤机与储煤斗之间安装了混煤器。改造很好的解决了原煤进入炉排前，面煤与粒煤分配不均的问题。当原煤进入炉膛燃烧时，空气能较快、较均匀的穿透煤层，与燃料充分混合后参与燃烧，同时消除了炉排两则燃不尽、倒红火，炉排中间烧不透，灰渣含碳量过高的问题。根据一个周期的运行实践，煤单耗由0.26 kg/m2·d降低为0.228 kg/m2·d，每周期可节约原煤3 165 t，折合费用约79万元，预计1.2个采暖周期便能收回投资成本。依照油田相关部门的监测数据，改造后其他几项燃烧参数也有了较大改善，见表3。

表3 1#锅炉混煤器安装前后的各项测试数据对比

分析对比可以看出，改造后锅炉热效率提高了5.65%，炉渣含碳量下降了4.83%，其他影响供热效率的参数也均有下降，而且锅炉燃烧系统的设备故障大大减少，提高了锅炉运行的可靠性和安全性。

3 结论

供热系统节能降耗具体措施还有很多［14］，如改善锅炉系统的严密性，降低过剩空气系数;完善落实，锅炉水质管理和定期除灰制度 提高锅炉受热面的清洁，防止锅炉结垢(水垢的热阻是钢板的40倍，灰垢的热阻是钢板的400倍)等［15］，提高设备运行效率;利用微机系统实现锅炉燃烧过程自动控制，使其能够持续保持最佳燃烧工况(玉门油田供热站利用DCS集散控制系统，实现了一级热网的自动监控)，避免能源浪费;对风机、水泵等尽量采用调速技术，如变频调速一般都能达到30%以上的节电效果。但对于一个具体的运行系统，则需要联系自身工作实际，通过能效探讨和对比分析，合理利用当前科学技术 采取技术上可行 经济上合理 能够优化运行工艺，提高设备效率的具体措施，不断改进和完善系统，提高能源利用率，降低运行成本，取得节能环保良好的经济效益和社会效益。

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