水轮机余压回收带动回水加压泵的可行性分析

李海冬

(太原市热力集团有限责任公司， 山西 太原 030012)

1 概述

高群淞[1]针对一级管网中近端用户，提出利用富裕水头能量采用水轮机余压回收输出机械能、发电，具有一定经济效益。刘向华等人[2]在高低区直联系统的回水管上增设水轮机进行余压回收带动加压泵工作，以替代减压阀等减压装置。杨奎奎分析了热网水轮机余压回收的原理以及水轮机与水泵的连接形式[3]14。

本文针对某大高差长输热网，提出水轮机回收供水管网余压(以替代隔压热力站)带动回水加压泵方案，与设置隔压热力站方案进行经济技术性对比。

2 工程概况

某热电厂一期工程配置2台额定发电功率为350 MW的热电机组，单台额定热功率为415 MW。热电厂二期规划2台额定发电功率为660 MW的热电机组，单台额定热功率为730 MW。热电厂首站供、回水温度为130、35 ℃，质量流量为20 730 t/h。热网起点为热电厂首站，终点为市区边界，管网长度约47 km，管网路由见图1。

图1 管网路由

选用4根(2供2回)DN 1 400 mm的供热管道，平均比摩阻为20 kPa/km。管网起点海拔为1 240 m，沿途管网最高点海拔为1 260 m。管网终点为市区边界，海拔为920 m，与沿途管网最高点高差为340 m。

考虑到市区管网的安全运行，在管网终点设置1号隔压热力站与市区管网间接连接。常规解决方案是在1号隔压热力站与热电厂首站间设置2号隔压热力站，以保证热电厂首站与2号隔压热力站、2号隔压热力站与1号隔压热力站之间管道压力均不超过2.5 MPa。考虑到增设2号隔压热力站，将导致供水温度下降，笔者提出水轮机回收供水管网余压带动回水加压泵方案，在保证供水温度的前提下，确保管网不超压。热电厂首站水头损失按50 m考虑，隔压热力站水头损失按30 m考虑。

3 水轮机余压回收工艺

长输热网水轮机回收供水管网余压带动回水加压泵工艺流程见图2。在通过水轮机的过程中，水流与蜗壳、转轮等机构产生机械摩擦，部分压力势能转化为水的热力学能，但对水温影响不大，因此在热网中安装水轮机不会对供热系统正常运行造成影响。水轮机通过驱动轴、离合器带动回水加压泵2，当水轮机输出功率不足以完全带动回水加压泵2时，可增配电动机作为辅助动力源[3]15。本文设定水轮机的效率为0.8、传动比为1，即水轮机可为回水加压泵2提供的扬程为水轮机余压回收水头的80%，不足部分由电动机提供。水泵电动机功率P的计算式为：

图2 长输热网水轮机回收供水管网余压带动回水加压泵工艺流程

(1)

式中P——水泵电动机功率，kW

qm——水泵质量流量，t/h

H——不足扬程，m

η——水泵的全效率，本文取0.65

4 方案

① 方案1

设置水轮机带动2号回水加压泵。在距离热电厂首站36 km，海拔为1 128 m位置设置水轮机、2号回水加压泵。在距离电厂首站43 km，海拔为990 m位置设置1号回水加压泵。方案1水压图见图3。图3中2个环路的热网参数一致，因此仅标注了1个环路的热网参数，水压图中的数值的单位为m。图4、5也采用相同表达方法，且静水压不变。

图3 方案1水压图

由图3可知，水轮机节流水头为170 m，为2号回水加压泵提供的扬程为136 m，恰好满足热网要求。1号回水加压泵所需扬程为128 m，首站循环泵所需扬程为174 m。在1个环路中，水泵按照4用不备考虑，由此可得1号回水加压泵、首站循环泵的质量流量、水泵电动机功率(见表1)。

表1 方案1各水泵的质量流量及水泵电动机功率

② 方案2

设置水轮机、电动机带动2号回水加压泵。在距离热电厂首站36 km，海拔为1 128 m位置设置水轮机。在1号隔压热力站设置1号回水加压泵。方案2水压图见图4。

由图4可知，水轮机节流水头为170 m，为2号回水加压泵提供的扬程为136 m，而2号回水加压泵所需扬程为206 m，缺口为70 m。1号回水加压泵所需扬程为58 m，首站循环泵所需扬程为174 m。水泵仍按4用不备考虑，由此可得1号回水加压泵、2号回水加压泵、首站循环泵的质量流量、水泵电动机功率(见表2)。

图4 方案2水压图

表2 方案2各水泵的质量流量及水泵电动机功率

③ 方案3

设置2号隔压热力站。在距离电厂首站36 km，海拔1 128 m的位置，设置2号隔压热力站。距离电厂首站41 km，海拔为1 004 m位置设置1号回水加压泵。方案3水压图见图5。

首站循环泵扬程为174 m，2号回水加压泵扬程为50 m，2号隔压热力站循环泵扬程为72 m，1号回水加压泵扬程为32 m。水泵仍按4用不备考虑，将已知参数代入式(1)，可计算得到方案3各水泵的质量流量、水泵电动机功率(见表3)。

5 方案对比

① 供热能力。由方案1～3可知，方案1、2的1号隔压热力站低温侧供、回水温度为125、30 ℃，方案3为120、25 ℃。当热水质量流量一定时，各方案的供热能力基本一致。

② 耗电量。年平均有效负荷率取0.74，每日运行24 h，供暖期151 d。由计算结果可知，方案1、2的耗电量相同，方案3的耗电量高出8.6%。

③ 占地面积。水轮机房比常规隔压热力站少了换热器、除污器等设备，占地面积更小。

④ 管网安全。设置水轮机的管网阀门及控制节点比较多，与隔压热力站相比，存在更大的安全风险。

6 结论

① 方案1、2的1号隔压热力站低温侧供、回水温度为125、30 ℃，方案3为120、25 ℃。当热水质量流量一定时，各方案的供热能力基本一致。

② 方案1、2的耗电量相同，方案3的耗电量高出8.6%。

③ 水轮机房比常规隔压热力站少了换热器、除污器等设备，占地面积更小。

④ 设置水轮机的管网阀门及控制节点比较多，与隔压热力站相比，存在更大的安全风险。