太原市多热源深度联网运行分析

姬克丹

(太原市热力集团有限责任公司，山西 太原 030000)

0 引言

太原市现状供热已形成12大热网的运行模式，在成立总调度室对热网系统进行集中统一调度发现，现状热网存在初末寒期基础热源供热能力较为充裕，而热网负荷区域有限；严寒期热源紧张，调峰热源启动时间长、各热网间切换频繁，影响用户供热质量。为解决上述问题，亟需对管网运行方式进一步优化，发挥统一调度优势，提高安全性和经济性。

多热源联网运行在节能、降低运行成本方面具有显著优势，还可提高系统的可调性及可靠性[1]，学者[2-4]从仿真模拟方面对多热源联网运行提供理论指导，北京、郑州[5]、天津[6]等地已实现多热源联网运行。太原市供热面积为2.35亿m2，如何更好的调配热源、实现多热源深度联网，对热网运行的经济性和安全性显得尤为重要。

1 太原市多热源联网运行的必要性

太原热力集团供热面积为1.92亿m2，已形成“多源”“多能”的能源方式。“多源”主要指热电联产和工业余热的基础热源8座，大型调峰热源厂6座，分布式燃气调峰热力站73座；“多能”主要是热源厂：燃气4座、燃煤1座、燃煤燃气混合1座，另外还有少量的空气源热泵等其他能源方式。从热源构成来看，热电联产热源占比为70%左右，燃气热源占比为21%左右，燃煤热源占比为8%～10%左右，调峰热源满足20%的配备要求。从供热成本来看，热电联产及工业余热供热成本低于燃煤锅炉，仅为燃气锅炉的13%。

太原市供热目前面临以下几方面问题：一是燃气供热成本较高，年供热面积1 000万m2燃气供热成本与6 600万m2的 热电联产供热成本相当；二是燃煤热源厂受环保限制，无法按需启动；三是现行燃气供应体制导致出现阶段性供需不平衡；四是太原市整体供需平衡，但受运行压力、分布式变频泵(配合主循环泵为用户提供资用压头)配备等的影响，出现区域性不平衡现象；五是热网间负荷切换频繁，影响管网系统运行安全及使用寿命；六是热源热网故障时，系统调整灵活性不高。

为解决上述问题，对太原市以8大基础热源为主、燃煤燃气调峰为辅的12大热网重新进行负荷分配调整，实现初末寒期低成本热源最大能力输出，高成本热源(如燃气)尽量降低供热负荷，调峰热源、基础热源联网运行。太原市目前已形成以东中环、西中环、南中环、北中环为主的环状管网，多热源管网已实现互联互通，具备进一步深度联网运行的条件。

2 太原市多热源联网运行负荷平衡分析

太原市现状全网日均失水量较大，在事故工况下，安全隐患较大，而现状除太古热网具备实现快速隔离的条件，其余热网均未实现快速隔离。为此，在泄漏监测快速定位及隔离功能暂未实现的前提下，为保证系统安全，现阶段太原市暂未考虑多热源全域联网运行，而是综合考虑系统的承压、高差、解列严密性、管网流量限制、热负荷分配等问题，以满足基础热源和调峰热源的联网运行为条件，同时将现状原燃气基础热源CN热源厂承担负荷，划分至太古热网、二电热网、华能东山热网，形成多个多热源联网运行的系统。热网调整如下:

1)原嘉节小店热网、南部热网、晋源热网联网；2)原太古热网、城西热网联网运行；3)原瑞光热网、东峰热网联网运行；4)原二电热网与城南热网联网运行；5)原华能东山热网、白家庄热网，因高程偏高，暂未考虑联网。调整后热网区域划分情况如图1所示。调整后，太古热网供热面积最大达7 400余万m2，其余热网在1 000万m2～3 000万m2左右。

各区域划分后，因不同区域室外气温不一致，实际热指标也相应做差异化调整。对负荷区域内供需平衡进行分析，严寒期启动CN热源厂及分散式调峰热力站，基本可满足供热要求。调峰热源的启动联网运行条件以基础热源的供热能力为依据，负荷切换条件以热网整体供热能力为依据。

根据热负荷平衡分析，仅太古热网严寒期需切换负荷，其余热网通过启动调峰热源或分散式调峰热力站即可满足运行要求，二电热网启动城南热源厂后，用于承担太古热网的切换负荷。各热网调峰热源在室外温度低于-1 ℃需逐步启动，调峰热源以分散式调峰热力站、集中式调峰热源厂按序启动，在室外温度低于-6 ℃需切换负荷(见表1)。

表1 热负荷分析

3 多热源联网运行水力分析

3.1 太古热网

3.1.1 太古热网水力分析

太古热网供热面积占太原市总供热面积的1/3，热网范围内大温差机组的配置比例达70%，为了进一步降低热网回水温度，采用能源站对热网回水集中降温，回水温度降低后，同时提升太古长输热网的输送效率和电厂余热利用率，增加零碳供热比例，提升太古热网供热能力。

太古热网供热范围广，主要以主循环泵和热力站分布式变频泵的模式运行，供热面积增加后，需调整分布式变频泵。初末寒期以XN电厂承担负荷，严寒期启动CX热源厂联网运行(见表2)。对热网进行水力分析，结果如表3所示。

表2 太古热网参数设置

表3 太古热网水力工况

水力工况分析结果表明，各类工况下，热网系统运行最高压力均在1.3 MPa及以上。初末寒期，切换城南131万m2负荷后，对热网水力工况影响较小，切换城南802万m2后，热网水力工况极差，最不利工况点压差达-27.8 mH2O。严寒期联网运行(工况三)水力工况明显优于解列运行(工况四)，尤其是热网前端原千峰路、文兴路水力工况较解列运行明显好转(见图2)，无需启动分布式变频泵即可满足运行要求，水力交汇区域主要是北中环至迎泽大街(见图3)。

从分布式变频泵更改/增设情况来看，工况一新切换至太古热网的3座热力站(733，309，310A)现状分布式变频泵无法满足，其余热力站分布式变频泵均可满足水力要求；工况二，热网系统需要启动分布式变频泵575座，其中城南需要加压泵扬程在20 m～50 m之间，现状热力站有134座热力站无法满足要求，需更改增设数量较多；双塔西街热力站需加压泵扬程为10 m～30 m，现状热力站分布式变频泵有41座无法满足；工况四联网运行较工况四相比，严寒期分布式变频泵启动数量较多，因新增城南部分热网负荷，且水路由双塔西街至城南管理区域，原体育路以东亲贤北街负荷的分布式变频泵、双塔西街部分热力站无法满足要求，需要更新调配。全网需增设/更换分布式变频泵的热力站数量为67座。

3.1.2 实际运行效果分析

多热源联网运行面临的主要问题是在新增热源投入后，对热网系统可能会造成一定的冲击。2020年—2021年采暖季运行期间，实施了太古热网、城西热网联网运行，联网试验操作阀门期间，中继能源站、CX热源厂压力、流量无明显波动。热源厂因高程较中继能源站偏低，供回压力由0.8 MPa/0.33 MPa升至1.12 MPa/0.55 MPa，中继能源站供回压力维持在0.8 MPa/0.2 MPa，热网压力较高区域未改变，最不利热力站分布式变频泵运行频率由45 Hz降至37 Hz，水力工况得到改善。联网升流量试验期间，提升辅热源流量，仅增加辅热源的资用压差(增加7 mH2O)和流量(增加15%)，主热源资用压差基本不变、流量降低1%；提升主热源流量对辅热源压差影响较大，在主热源资用压差增加4 mH2O、流量增加7%的情况下，辅热源资用压差减少6 mH2O、流量降低2.5%。

此次试验证明联网运行期间，新热源的并入不会造成热网系统波动，主热源对热网系统的运行流量、压差起决定性作用。

3.2 南部热网

原南部热网在实际运行期间，为保证清徐运行资用压差，2号中继泵站供水、回水泵调整受限，建议清徐热力站增设分布式变频泵，以提升全网的可调性。此外热源波动一方面导致电子街至富康街负荷频繁在原嘉节小店热网和原南部热网间切换，另一方面造成平衡系统紊乱。原南部、嘉节小店热网有2处基础热源(GJ电厂、JJ电厂)和2处调峰热源(XD热源厂、JY热源厂)，若采用嘉节、小店、国锦、晋源联网运行方式，将可有效解决上述问题。

对热源联网运行，现状热源能力可满足负荷需求，无需启动JY热源厂即可满足运行要求(见表4)。水力结果表明，联网运行后，因定压问题，XD热源厂回水压力较原解列运行方式下偏低，运行期间需合理调整。从水力交汇区域来看，热网水力交汇点为原嘉节热网和南部热网的分割区域，GJ电厂主要承担昌盛街以南负荷，XD热源厂主要承担昌盛街至电子街负荷，同时向北与JJ电厂共同承担电子街以北负荷，热网最不利区域为平阳路南内街区域(见图4，图5)。

表4 南部热网水力工况

3.3 二电热网

原二电热网以TE电厂和TG电厂余热为主要热源，此区域未设置调峰热源，实际热网发生故障时，系统恢复时间长，影响范围广。为减小故障对热网的影响，将CN热源厂设置为该区域的调峰热源，一方面可降低CN热源厂的出力，另一方面，二电热网无需切换负荷、启动分布式变频泵即可满足运行要求。

相关水力分析参数如表5所示，二电热网新增350余 万平方米的供热负荷后，热网资用压差均大于0 mH2O，考虑站内损失后，有41座热力站需启动分布式变频泵，主要集中在迎泽大街与双塔街新增负荷区域内，原二电热网设有中继泵站，也可考虑分布式变频泵与中继泵站联合运行的方式。TE电厂和CN热源厂联网运行，水力工况明显改善(见图6)，热网最不利点资用压差达17 mH2O，整体资用压差基本维持在20 mH2O～40 mH2O 之间；热网水力交汇区域(如图7所示)与解列运行区域基本一致，迎泽南街以北负荷由TE电厂承担，迎泽南街以南负荷由CN热源厂承担。

表5 二电热网水力工况

3.4 瑞光热网

原瑞光热网与东峰热网解列运行，在RG电厂供热能力欠缺100万m2左右时，受管网通路限制，需调峰热源DF热源厂切换500余万m2负荷。为解决上述问题，严寒期可实行瑞光、东峰热网联网运行。

原瑞光热网初末寒期和严寒期均无需启动分布式变频泵，严寒期采用瑞光、东峰并网的方式运行。初末寒期及严寒期水力结果如表6，图8，图9所示，经分析，此热网范围内热力站均无需启动分布式变频泵。并网运行期间，东峰热源厂主要承担太榆路以东、中心街以北区域负荷。水力工况较差区域主要集中在太榆路。

表6 瑞光热网水力工况

4 多热源深度联网运行经济分析

采用多热源深度联网运行方式后，因热网系统互联互通性提高，热网水力工况得到明显改善，热源也可按照供热成本按需选择。现状各类型热源综合供热成本(含水、电、热)在8.5元/GJ～120元/GJ，成本排序如下：工业余热<热电联产<燃煤热源厂<燃气热源厂。联网运行后，热源以热电联产作为主要热源，减少了CN热源厂燃气基础热源的用气量，极大提升热网运行的经济性，按照各热燃煤、燃气及热电联产单位成本及相应的加权供热面积，计算采暖季综合供热成本，经分析，综合供热成本较2020年—2021年采暖季降低17%(如表7所示)。

表7 联网运行供热成本 %

5 结论与建议

1)太原市现状热源基本可满足整体供热需求，结合热源、管网设置、系统承压、快速隔离等因素，按照热电联产基础热源配备调峰热源的模式，将现状太原市12大热网调整为6大热网，形成以4大热网联网运行的模式(太古热网、二电热网、南部热网、瑞光热网)，联网运行后热网水力工况整体优于解列运行。

2)太古热网单网面积最大，达7 400余万平方米，需以主循环泵+分布式变频泵的方式运行以降低运行成本，供热负荷增加后，应合理考虑增设和更改分布式变频泵。其余联网运行热网无需启动分布式变频泵。

3)联网运行后，因最大程度发挥了基础热电联产热源在初末寒期的能力，尤其是XN电厂和TG电厂的余热利用比例的提升，充分发挥零碳能源供热优势，同时，燃煤燃气比例降低，进一步减少了碳排放，降低热网能耗，综合供热成本降低。