多热源联网调峰运行工况模拟仿真技术及应用

天津能源投资集团有限公司倪景宽

发布日期：2023-02-27 16:25 浏览次数：字号：[ 大中小 ]

摘要：与传统的供热方式相比，多热源联网调峰运行方式水力及热力工况更为复杂多变。基于天津能源多热源联网调峰供热系统，利用多热源联网水力计算分析系统对供热管网进行建模经反复计算、分析、优化，得到228种最佳水力热力运行和应急工况，制定运行方案和应急预案。结合系统特点和模拟仿真结果，系统联网以采暖季初末期“小流量大温差”，深冷期“大流量小温差”的运行方式，优先调用成本低、能源利用效率高的热源，根据能源利用效率及经济性，调峰热源进行热量补充；针对燃气电厂气源不足问题，根据模拟仿真结果采取不同的热量补充方案。通过实践发现多热源联网调峰运行工况模拟仿真技术对于充分发挥联网系统的运行稳定性具有重要意义。

关键词：多热源联网；模拟仿真；安全；稳定；节能

0 引言

随着我国城市供热系统规模逐步扩大，多热源联网运行方式应运而生^[1]。与传统的单热源枝状供热方式相比，多热源联网运行方式在运行稳定性和经济性方面均有大幅度的提升。但多热源联网供热系统无论是供热管网，还是水力及热力工况，均较传统供热系统复杂^{[2, 3]}，仅依靠经验判断或人工水力、热力计算方法已无法满足需求，迫切需要一款专门适用于大型多热源联网供热系统的模拟仿真系统^{[4, 5]}。一些集中供热事业起步较早的国家，比如北欧的芬兰与前苏联等已形成了自己完备的计算体系，结合计算机软件技术，能够非常精确快速的模拟大型供热管网的水力热力工况，从而找出多热源联网复杂运行工况下的最优解。前苏联热工所的研究人员研发出多热源联网热网水力计算分析软件，可对相应热源、管道、中继泵站及热力站等集中供热系统进行复杂的水力计算，且精确分析热网的实际运行情况。在这方面，天津能源投资集团有限公司与国内高校积极合作，共同开发了多款适用于多热源联网调峰运行的模拟仿真系统，并利用该系统对供热管网进行建模经反复计算、分析、优化，制定运行方案和应急预案。

1 基本情况

天津能源投资集团有限公司（以下简称“天津能源”）直接集中供热面积1.5亿m²，供热区域涵盖中心城区、环城四区和滨海新区，承担全市110万户居民和企事业单位的供热任务，已实现100%清洁供热，供热系统示意图如图1所示。已建成中心城区供热“一张网”，实现了4座热电联产热源、9座调峰热源、1座趸售调峰热源、6座地热热源联网调峰运行，联网调峰供热面积9 714万m²。系统包括A热电厂、B热电厂、C热电厂、D热电厂四座热电联产热源，以及E、F两座大型调峰热源，中心城区热源情况如表1所示。其中，A热电厂和D热电厂为燃煤热电厂，B热电厂装机规模为两套900 MW级“二拖一”燃气-蒸汽联合循环供热机组。D热电厂装机规模为2×350 MW、1×350 MW燃煤供热机组和一套650 MW级燃气-蒸汽联合循环供热机组，其中的1×350 MW燃煤供热机组和一套650 MW级燃气-蒸汽联合循环供热机组为新建机组，且燃气机组在2020年-2021年采暖季中需进行投产试运行，使采暖季本就紧张的天燃气供应承受更大的压力。

图1 供热系统示意图

B电厂热网和D电厂热网均设置有两级中继泵站，D电厂二级中继泵站为降低其后部区域的压力只设置了回水增压泵，其余中继泵站均分别设置供回水增压泵。同时，为灵活调整管网不同区域的水力工况，在D电厂二级中继泵站入口位置设置了多条连接管线，可以灵活地将不同支线切换至二级泵站出口或入口运行，实现对不同负荷区域的增压运行。

表1 中心城区热源情况

热源	燃料类型	装机规模 /MW	供热能力 /MW	供热面积 /万m²
A热电厂	燃煤	4×300	1 735	2 423
B热电厂	燃气	2×900	1 254	1 825
C热电厂	燃煤+燃气	3×350+1×650	768	1 176
D热电厂	燃煤	2×330	795	1 203
E调峰热源	燃煤	9×58	522	999
F调峰热源	燃气	3×58	174	283
G调峰热源	燃气	4×58	232	361

2 多热源联网调峰运行方式

为保证多热源联网调峰供热系统的安全稳定运行，结合集团负荷发展、管线新建及改造等情况，利用多热源联网水力计算分析系统建立2020年-2021年采暖季“一张网”水力模型，对中心城区、滨海新区“一张网”和海河教育园区锅炉房联网调峰供热系统共计2 022 km管线及2 499座热力站进行了模型校核和修正，结合电厂热源调整、锅炉房整合与热源实际供热能力、管网调节特性、负荷热耗等情况，进一步优化调度策略和调控曲线，经反复计算、分析、优化，得到228种最佳水力热力运行和应急工况，编制完成了《2020年-2021年采暖季供热运行调度及应急预案》《供热调度指挥工作标准化手册》。同时组织供热企业根据自身系统特点对方案和预案进行细化，针对管网特殊节点制定专项应急预案，特别针对热源热量不足问题梳理了不同等级“压公保民”明细，制定相应措施。

2.1 运行方案

首先利用多热源联网模拟仿真系统对4座热电联产热源、9座调峰热源、1座趸售调峰热源、6座地热热源联网调峰系统进行水力计算。通过计算得知，D电厂二级中级泵站后部管网整体压力较低，若将泵站后管网与其他供热管网联网，将造成该区域管网整体压力上升，同时其他供热管网压力下降，不利于管网的整体安全稳定运行。C热源与D热源在二级中继泵站后联网水压图如图2所示，此时C热源供/回水压力下降至1.25 MPa/0.15 MPa，回水压力低于热网循环泵气蚀余量，D热源供/回水压力上升至1.45 MPa/0.55 MPa，且D电厂二级泵站供水压力上升至1.1 MPa，造成D热源管网整体压力较高，此时压力无法满足运行需求。鉴于以上原因，利用D电厂二级中继泵站入口位置的连接管道，将D电厂与C电厂联网点位由中继泵站出口切换至中继泵站入口，实现C电厂管网不经过二级中继泵站加压，从而使两个管网在该位置的压力能够平衡，使管网整体运行稳定。

图2 C、D热源水压图

在实际运行调度中，充分发挥热电联产热源的供热能力，承担系统基础负荷，在热电联产热源产热能力不能满足实际热负荷要求时，投入运行调峰热源以弥补差额，这样可以使热电厂的高效节能供热系统更多时间运行在满负荷工况下，减少小型燃煤或燃气锅炉运行，实现节能高效率经济供热。

运行期间，根据天气变化，实时对各热源的供热温度和供水流量进行调节。在采暖季初末期，供热负荷较低，此时采用“小流量大温差”的运行方式，不仅降低了供热管网的输送能耗，而且可以实现在有限的管网输配能力的条件下，尽量增加热电联产管网向调峰热源输送的热量，延后调峰热源的启动时间，充分发挥多热源联网调峰运行的经济性；在深冷期供热负荷增加，此时为了保证供热温度不超过105 ℃，采用“大流量小温差”的运行方式，充分保障热用户在极端天气下的正常用热需求；最终实现供热系统在整个采暖季的安全稳定经济运行。根据以上两个条件，我们计算了采暖季初末期和深冷期的热负荷系数，并绘制供了回温度、流量曲线，见图3。

2.1.1 初末期

室外温度高于-2 ℃时，供热温度低于105 ℃，热负荷系数为：

采用小流量大温差运行方式对应室外温度高于-2 ℃，采暖热负荷小于最大热负荷的0.815倍。

2.1.2 高寒期

此阶段室外温度低于-2 ℃，采用大流量小温差运行方式，使最高供热温度仍保持在105 ℃，而通过增加流量的方式，满足供热需求。采暖热负荷大于最大热负荷的0.815倍。

图3 D热电厂、F调峰热源温度及流量调节曲线

2.2 应急预案

由于C电厂的一套650MW级燃气-蒸汽联合循环供热机组在2020年-2021年采暖季中需进行投产试运行，势必将造成燃气需求量增大，有可能引起B电厂的燃气供应紧张，供热量受限的问题，需通过联网调峰系统向其供热区域进行热量补充。由于热电联产热源相较于锅炉房热源更为经济，故首先调用热电联产热源向该区域进行补充。通过多热源联网模拟仿真系统计算（如图4），启动两座联网中继泵站向B电厂供热区域输送热量，A电厂、C电厂最大向其输出1 000 t/h、2 500 t/h，替代525万m²。当A电厂、C电厂输出热量不能满足需求时，启动G调峰热源向外输出热量，最大向其输出2 500 t/h，替代375万m²。

图4 A电厂、C电厂、G调峰热源向B电厂补充热量水力计算结果示意图

3 多热源联网调峰运行及效果

在运行过程中，24小时实时监视热源、中继泵站、调峰等各项运行参数，提前预判，及时调节热电联产热源供温及调峰热源出力，对多热源联网调峰供热系统进行动态调整，充分利用热电联产热源供热能力，降低调峰热源供热量。

D热源与F调峰热源热量叠加图如图5所示。由图可以看出，F调峰热源仅在锅炉测试、深冷期和D热源故障过程中启动运行，其它大部分时间保持停运或低负荷运行状态，提升了系统运行的经济性。

图5 D热源与F调峰热源供热量叠加图

2020年-2021年采暖季天津能源调峰运行水平进一步提升，正常工况调峰流量约9 000 t/h，折合供热面积1 500余万平方米，其中集团内调峰折合面积约1250万平方米，占调峰热源运营单位总供热面积的48%。采暖季热电联产热源向燃气、燃煤调峰锅炉房分别输出热量225万GJ、91万GJ，减少天然气消耗6 787万m³、标准煤消耗3.4万t，节省燃料成本及获取收益合计6 844万元（不含补贴）。其中向调峰热源运营单位输出热量261万GJ，占其总用热量的35.5%。

2020年-2021年采暖季热电联产系统万平方米流量由上采暖季的6.4 t/h降至6 t/h以下,在保证业扩负荷发展和供热质量的前提下实现联网互补和调峰运行能力进一步提升（约1 300 t/h），同时，中继泵站运行方式得到大幅优化，全部泵站运行频率大幅降低，D热源二级泵站部分时间实现停运，采暖季共计节电894万kWh较上采暖季降低27%。

2020年12月16日-18日，B电厂气源严重不足，供温大幅下降，供温最低降至66 ℃，与目标相差28 ℃，16日紧急启动应急预案，调用C电厂向B电厂管网最大输送2 500 t/h，G调峰热源最大应急输出2 500 t/h，折合替代约750万m²，同时采取“压公保民”措施，缓解热量不足影响，并操作相关阀门、启动联网中继泵站，做好极限工况下A电厂向B电厂输送热量准备，18日C电厂暂停燃机投产试运为B电厂补充气量，同时B电厂第二套机组由抽凝切至背压运行，18:00供温基本达标，逐步恢复正常运行。由此可见，多热源联网调峰系统在保障B热源供热区域稳定方面发挥了至关重要的作用。

4 结论

与传统的供热方式相比，多热源联网调峰运行方式具备强大的供热保障作用和运行经济性，但无论是供热管网的复杂程度，还是水力及热力工况的多变性，均较传统供热系统有大幅度的提升，仅依靠传统的水力、热力计算方法已无法满足需求。采用现代计算机技术，开发专门的多热源联网调峰水力计算系统，针对不同特点的供热系统进行水力热力计算，制定相应的运行方案和应急预案。通过细致的水力热力计算，得到了管网整体的流量压力分布，制定了联网方案，并最终确定了在采暖季初末期采用小流量大温差，深冷期采用大流量小温差的运行方式。2020年-2021年采暖季天津能源热电联产系统万平方米流量由上采暖季的6.4 t/h降至6 t/h以下,在保证业扩负荷发展和供热质量的前提下实现联网互补和调峰运行能力进一步提升（约1 300 t/h），同时，中继泵站运行方式得到大幅优化，全部泵站运行频率大幅降低，D热源二级泵站部分时间实现停运，采暖季共计节电894万kWh较上采暖季降低27%。

天津能源充分研究各热源供热成本及管网输送成本，根据模拟仿真结果，优先选用成本低能源利用效率高的热源，无法满足供热需求时，逐步启动调峰热源进行热量补充。2020年-2021年采暖季天津能源调峰运行水平进一步提升，正常工况调峰流量约9 000 t/h，折合供热面积1 500余万平方米，其中集团内调峰折合面积约1250万m²，占调峰热源运营单位总供热面积的48%。采暖季热电联产热源向燃气、燃煤调峰锅炉房分别输出热量225万GJ、91万GJ，减少天然气消耗6 787万m³、标准煤消耗3.4万t，节省燃料成本及获取收益合计6 844万元（不含补贴）。其中向调峰热源运营单位输出热量261万GJ，占其总用热量的35.5%。