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【论文精选】供热一级管网水力计算及分析

时间：2022-03-21 来源：浏览：

【论文精选】供热一级管网水力计算及分析

原创张毅龙，等煤气与热力杂志

煤气与热力杂志

微信号 GAS-HEAT1978

功能介绍《煤气与热力》始于1978年，创刊于1981年，中国核心期刊，中国土木工程学会燃气分会会刊。筛选燃气供热行业最有价值的技术信息，新闻分类整理、政策标准、热点讨论、投稿查询、论文检索、写作指导、编委风采、精品会议……

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作者：张毅龙，刘育强，郭佳，张建华，李鹤，孙刚

第一作者单位：国电东胜热力有限公司

摘自《煤气与热力》2021年12月刊

1 概述

随着我国北方地区集中供热面积不断增加，供热系统运行调节方式越来越复杂，想要在热网安全的前提下经济运行，就需要了解管网的压力分布及流量分配情况。在实际工程中，由于管网的复杂性与逐年负荷变化等多方面因素，供热企业对其管网的实际运行压力、输送能力的情况并不十分清楚，从而无法保证各用户所需流量，进而导致供热状况异常。为了让供热企业对其供热管网的压力、流量分布情况更加清楚，我们利用 水力计算软件 对整个供热管网进行静态模拟，帮助供热企业获得较为准确的管网运行情况，预知可能发生的问题，同时制定较优运行方案及管网改造方案。

本文以位于内蒙古鄂尔多斯市的国电东胜热力有限公司一级管网为例，对管网水力工况进行研究，用以帮助供热企业解决实际运行中的问题。本文的研究范围为一级管网水力计算，主要包括：水力计算工况的确定；通过对水力计算结果及水压图的分析，发现管网中存在的问题；通过将水力计算结果与实际运行数据进行对比，发现实际运行中存在问题，并提出解决方案。

2 项目简介

国电东胜热力有限公司现有一个热源，为国电东胜热电厂，热源配置见表 1 ，总供热能力为 872 MW 。现有热网循环水泵 5 台，热网循环水泵参数见表 2 。供热管网形式为单热源枝状管网，围绕热源共有 3 条支干线、 189 个热力站，规划供热面积为 1 311 × 10 ⁴ m ² ， 2020 — 2021 年供暖期实际供热面积为 1 122 × 10 ⁴ m ² ，管网设计热负荷为 615.28 MW 。由于管网各点地势起伏较大，为方便分析，本文将热源所在位置的高程定义为 0 m ，其他位置高程均为相对热源的高程。

表 1 热源配置

表 2 循环水泵参数

本文利用热力管网水力计算分析工具（ ZN-HAC ）对一级管网进行建模计算，将管网拓扑结构、管道信息、热力站信息等输入到软件中，并结合实际运行经验确认水力计算工况，水力计算工况关键参数见表 3 。本供热系统的调节方法采用分阶段改变流量的质调节 ^［ ¹ ^］，鄂尔多斯市属于严寒地区，整个供暖期内一般分为 3 个阶段进行调节，常用质量流量比（实际运行质量流量与设计质量流量的比值）分别为 100% 、 85% 、 60% 。但由于热源设置有热泵机组，为了充分利用凝结水余热，热泵需要最小管网循环质量流量不得低于 7 000 t/h ，因此，将上述管网质量流量比 60% 提高至 66% 。根据历年实际运行经验，确定水力计算采用的基本计算参数：热源供水温度为 98 ℃，回水温度为 48 ℃，定压压力为 0.2 MPa ，定压点在循环水泵入口处。

表 3 水力计算工况关键参数

3 水力工况分析

3.1 水力计算分析

① 经过对工况 1 的计算发现，管网中绝大部分管段比摩阻低于 50 Pa/m ，个别管段比摩阻大于 50 Pa/m 。工况 1 下比摩阻大于 50 Pa/m 的管段参数见表 4 ，工况 1 下管段 1 、管段 2 、管段 3 所在路径水压图分别见图 1 、 2 、 3 ，图中绿色线标注位置对应该管段的起止节点。另外，在实际运行过程中，由于多种原因造成管网运行流量大于理论计算值，这将导致上述管段比摩阻进一步加大，进而成为管网输送的瓶颈管段。

表 4 工况 1 下比摩阻大于 50 Pa/m 的管段参数

图 1 工况 1 下管段 1 所在路径水压图

图 2 工况 1 下管段 2 所在路径水压图

图 3 工况 1 下管段 3 所在路径水压图

②由于热源与部分热力站间存在较大高程差，以热源为基准，管网最高点热力站与热源的高程差为 41 m ，管网最低点热力站与热源的高程差为 -70 m 。热源现有定压方式采用补水泵定压，定压点位置为热网循环水泵入口，实际运行工况定压压力为 0.2 MPa 。当热网循环水泵停止运行时，高程高于热源 15 m 的热力站将可能出现倒空情况 ^［ ² ^］。

③当热网循环水泵正常运行时，通过对工况 1 的计算结果的全部数据及各点高程分析发现，个别热力站供水压力较高（供水压力最高点压力达 1.46 MPa ），整个管网无倒空情况。

④工况 2 管网流量为设计流量的 85% ，其管网阻力较工况 1 减小，在保证最不利用户具有足够资用压头的前提下，工况 2 热网循环水泵需降频运行，热网循环水泵出口压力降低。通过对工况 2 的计算结果的全部数据及各点高程分析发现，供水压力最高点压力为 1.31 MPa （供水压力较高的情况较工况 1 有所好转）；随着管网总流量的减小，管网阻力减小，地势较高的热力站其站内回水压力低于 0.05 MPa ，可能出现倒空情况 ^［ ² ^］。

⑤与工况 2 同理，由于工况 3 管网流量为设计流量的 66% ，工况 3 热网循环水泵出口压力小于工况 2 。通过对工况 3 的计算结果的全部数据及各点高程分析发现，供水压力最高点压力为 1.15 MPa （供水压力较高的情况较工况 1 、 2 有所好转）；随着管网总流量的减小，管网阻力减小，地势较高的热力站其站内回水压力低于 0.05 MPa ，可能出现倒空情况 ^［ ² ^］，且倒空情况较工况 2 更严重。

3.2 实际运行与水力计算结果不符的问题

针对 2020 — 2021 供暖期，工况 1 的水力计算结果显示，现有热源循环水泵能够满足管网正常运行，即可以保证所有热力站具有足够的资用压力（ 0.12 MPa ）。但在 2020 — 2021 供暖期的严寒期的实际运行中，存在管网末端部分热力站资用压力不足的情况，且已启动回水加压泵。针对实际运行情况与水力计算结果不符的问题，通过笔者对现场走访以及对 2020 — 2021 供暖期运行数据的调查分析，发现原因如下：

①存在热力公司无法控制其运行流量的热力站（自管站、趸售站）经常超流量运行，这会导致在实际工况下为了保证其他热力站流量满足需求而增加管网的总流量，进而增大管网阻力，造成管网末端热力站资用压力不足，为了保证资用压力不足的热力站能够正常供热，就需启动一级管网加压泵。

②部分 换热器 设计换热面积不足，且换热器定期清洗不及时，很多热力站换热器结垢严重，导致一级侧无法进行充分换热，因此，在实际运行中为了保证有此情况的热力站获取足够热量，也需增加一级管网流量，提高换热量，进而导致在实际工况下管网总流量增加，压力降增加，末端热力站资用压力不足，就需启动一级管网加压泵。

③热力站自控程度较低，现有电动调节阀口径偏大，控制精度不足且控制策略错误，无法保证一级管网流量的正常分配，极有可能发生管网近端热力站流量大，管网末端热力站流量不足的问题。

4 建议

①考虑到管网的发展，可针对比摩阻较高的管段进行扩径改造。或针对资用压力不足的热力站增设（启用）一级管网加压泵。

②由于管网定压点为循环水泵入口且定压压力过低，在实际运行过程中个别地势较高的位置可能出现倒空情况，建议根据实际运行流量调整定压压力。通过对多种工况进行水力计算，确定具体运行方式：工况 1 热源定压压力为 0.2 MPa ，工况 2 热源定压压力可调整为 0.28 MPa ，工况 3 热源定压压力可调整为 0.35 MPa 。

③由于管网不同位置高程相差较大，在实际运行过程中应重点关注地势较低的热力站是否出现超压以及地势较高的热力站是否出现倒空。

④加强自管站、趸售站的管理，避免出现超流量运行的情况。

⑤针对换热面积不足的换热器，需要进行换热器测评，根据测评结果采取增加换热片数量或并联换热器的方式增大换热面积；并根据实际情况制定换热器清洗计划，定期清洗换热器，保证换热器的换热性能。

⑥为了使管网运行调控更加精准，建议对电动调节阀进行测评，依据测评结果调整电动调节阀口径，保证电动调节阀调节精度。另外，在现有自动化基础上建议升级为全自动控制。