城市集中供热分布式变频系统Word格式文档下载.docx

1、 阀门调节的VWV系统及其设计工况下的水压图图4-5是通常采用的VWV系统的形式，主循环泵采用变频调节控制末端压差，各末端采用阀门调节来控制各用户的流量。从水压图可以看出，在设计工况下，为了满足系统最末端用户的资用压头要求，近端用户不得不用阀门将大量的剩余压头消耗掉，各用户虚线上面的部分就是阀门消耗的压头。从水压图可以看出，这部分节流损失是很大的。而在部分负荷时，由于各用户负荷变化的不一致性，节流损失的比例又会远远大于设计工况下的节流损失。通常，整个运行季阀门的节流损失要占到整个网络能耗的40%以上。假定水泵的综合效率为0.7，则这种系统的动力输送效率不足0.42.可见，对于通常的VWV系统，

2、阀门的节流损失是影响动力输送效率的主要因素之一。为此，设想选择一个小的主循环泵并将各用户支路的阀门取消，代之以变频泵调节，主循环泵提供的压头不足的部分由用户支路的变频泵补齐，从而减少了阀门的节流损失，大幅提高系统的动力输送效率。改造后的系统形式如图4-6所示，系统下方是设计工况对应的水压图。这种系统形式作者称之为分布式变频泵系统。 图1-2 分布式变频泵系统及其设计工况下的水压图由于没有了阀门的节流损失，只要在设计时充分考虑系统的运行工况变化，选择合适的水泵，保持各水泵在调节过程中能在高效率点工作，其节能效益是不言而喻的。在杭州望江门冷热联供工程的方案论证过程中发现，采用分布式变频泵系统，输配

3、系统的全年动力输送效率能达到0.65以上，较各末端采用阀门调节的系统提高50以上。技术产品优势：采用分布式变频泵系统有如下好处：1） 适应管网热负荷的变化能力强分布式变频泵的方案，由于站回水加压泵功率小、扬程低，移动动力强，适应管网热负荷变化的能力也强。2） 降低管网管道公称压力，大幅度减少管网管道投资；采用一般的阀门调节的方法时，主循环泵须满足系统最不利用户资用压头的要求，采用分布式变频泵系统时，主循环泵只需提供系统循环的部分动力，其余动力由各热力站的回水加压泵进行调节，这使得主循环泵的扬程降低，管网总供水压力降低，由于降低了管道公称压力，使得管道投资下降。3） 增加管网输送效率，降低管网输

4、送能耗。采用一般阀门调节的方法时，为了满足系统最末端用户的资用压头要求，近端用户不得不用阀门将大量的剩余压头消耗掉，节流损失很大，输送效率低下。采用分布式变频泵系统时，热力站采用回水加压变频泵进行调节，这种系统的综合动力输送效率较高。节能率（区间）：节能率区间在20%至50%之间。技术产品应用案例：案例一：分布式变频控制系统解决方案太原西山分布式变频泵系统太原西山集中供热系统由于地处采矿区，各热力站和热源相互间相对高差较大，其管网的设计和运行难度相对较大。某采矿区正计划建设集中供热热源（热电厂）和集中供热网，以取代目前矿区中众多小锅炉供热系统，这可形成能源的梯级利用，节约一次能源，降低采暖费用

5、，也有利于采矿区的大气环境保护。该集中供热系统的管网拓扑结构图如下图所示： 图 1集中供热系统拓扑结构图及标高（单位：米）图中所示圆形图标代表各热力站，方形图表代表热源，数字代表管网中各点的标高。从图中可看出，由于采矿区地处山区，各热用户分步在高低不一的丘陵或小山上，且高差相差较大。集中供热网中绝对标高最高的热力站为1073米，最低的为846.3米，热源绝对标高为976.5米，最高最低高差达226.7米。如此巨大的高差，为热网的设计和运行均带来了较大的难度。为降低难度，水力计算时将系统划分为两个独立的水力工况区：上半区和下半区。上半区包括1、2和3热力站，最高最低相差96.5米；下半区则为其余

6、19个热力站，最高最低相差129.7米。在前期方案论述时，清华同方利用利用自主研发的的水力计算软件HACNet，分析了采用一般的阀门调节的方法和分布式变频泵系统两种不同的方法时系统的基本特点。采用一般的阀门调节的方法所谓一般的阀门调节的方法，即为在各热力站设置阀门进行流量调节的方法，如图所示：系统压力分布在下半区供热系统中，热源位于系统的最高点，取热源主循环泵入口为系统定压点，定压压力为20mH2O，经水力计算后，系统供回水压力分布如下图所示： 图 2一般的阀门调节的方法下管网供回水压力分布图（单位：米水柱）如图中所示，各节点对应的两个数据中，上边的为该节点的供水压力，下边的为回水压力。并可绘

7、制出水压图如下图所示： 图 3一级管网水压图（从热电厂至26热力站）图中有四条压力曲线和一条地形相对标高曲线，以热源所处平面为基准面。所谓动水压曲线是在网络循环泵运转时，网络水管各点的测压管水头的连接线。图中供水动水压、回水动水压曲线共同构成水压图曲线。而压力曲线则为网络循环泵运转时，网络水管各点压头的连接线，而任意点压头的等于该点测压管水头高度和该点所处的位置相对标高之差。从图中可以看出，采用一般的阀门调节的方法时主循环泵须得满足系统最不利用户资用压头的要求，所提供得管网供回水压差须不低于120mH2O，管网总供水压力达140mH2O。随水流流动方向，地势越来越低，由于高差的影响，供水压力反

8、而不断升高，很快就超过了1.6MPa。因此，管网中大部分管道的公称压力为2.5MPa，这使得管网管道总投资额增加50以上。同时，这种方法的系统循环动力均由主循环泵提供，在保证系统最不利环路压差的条件下，其它热力站采用阀门调节来获得所需的流量。这使得管网输送能耗大，输送效率低下。系统输送效率从水压图可以看出，在设计工况下，为了满足系统最末端用户的资用压头要求，近端用户不得不用阀门将大量的剩余压头消耗掉，这部分节流损失是很大的。外网输送效率可定义为：式中：是管网中循环泵的数量，、为管网中第i个水泵的流量和管网供回水压差，即为管网中所有循环泵提供给外网的循环能量；是管网中阀门的数量，为管网中流过第i

9、个阀门的流量和阀门消耗的压降，为管网中所有阀门节流所消耗的能量。采用的阀门节流的方法，通过主循环泵提供系统循环的动力，为达到系统最不利点的压差要求，系统中其他热力站均需采用阀门调节来控制各用户的流量。从水压图可以看出，为了满足系统最末端用户的资用压头要求，近端用户不得不用阀门将大量的剩余压头消耗掉，这部分节流损失是很大的。通过计算可以得出，整个运行季阀门的节流损失要占到整个网络能耗的35%以上，而外网输送效率在65以下。假定水泵的综合效率为0.75，则这种系统的综合动力输送效率不足50，输送效率是很低下的。分布式变频泵系统所谓分布式变频泵系统，是指在热力站中采用变频回水加压泵来代替阀门来完成流

10、量的调节的系统。如下图所示：同样取热源主循环泵入口为系统定压点，定压压力为20mH2O，经水力计算后，系统供回水压力分布如下图所示：图 4分布式变频泵方法下管网供回水压力分布图（单位：图 5一级管网水压图（从热电厂至26热力站）供水动水压、回水动水压曲线共同构成水压图曲线。从图中可以看出，由于采用了分布式变频泵系统，主循环泵只需提供系统循环的部分动力，其余动力由各热力站的回水加压泵进行调节，这使得主循环泵的扬程从120mH2O降低到30mH2O，管网总供水压力降低到50mH2O。随水流流动的方向地势越来越低，供水压力也不断升高，但由于管网总供水压力的起点低，直到管网最不利点，供水压力仍没有超过

11、1.6MPa。但在回水管网上，由于部分末端热力站回水加压泵的扬程高，回水压力超过了1.6MPa，这部分管网仍需要采用公称压力为2. 5 MP的管道。由于降低了管道公称压力，也使得管道投资大幅度下降。系统中，只有4#、5#、6#、7#、8#等5个热力站需要采用阀门调节，其它18个热力站均采用回水加压变频泵进行调节。因此，通过取消系统中大部分热力站的调节阀门，代之以变频泵调节，主循环泵提供的压头不足的部分由用户支路的变频泵补齐，从而减少了阀门的节流损失，大幅提高系统的动力输送效率。只要在充分考虑系统的运行工况变化，选择合适的回水加压泵，保持各水泵在调节过程中能在高效率点工作，其节能效益是不言而喻的

12、。通过计算可以得出，整个运行季阀门的节流损失只占到整个网络输送能耗的5%以下，而外网输送效率在95以上。假定水泵的综合效率为0.75，则这种系统的综合动力输送效率超过70，每年节约一级网泵耗将达50以上。总结由于该项目地处采矿区，各热力站和热源相互间相对高差较大，其管网的设计和运行难度相对较大。我公司技术人员对两种方案进行了分析比较，一为采用一般的阀门调节的方法，一为在热力站站内采用回水加压泵调节的方法，即为分布式变频泵系统的方法。采用分布式变频泵系统，较之采用一般的阀门调节的方法，有如下好处：降低管网管道公称压力，大幅度减少管网管道投资；采用一般的阀门调节的方法时，主循环泵须满足系统最不利用

13、户资用压头的要求，所提供得管网供回水压差须不低于120mH2O，管网总供水压力达140mH2O。因此，管网中大部分管道的公称压力为2.5MPa。采用分布式变频泵系统时，主循环泵只需提供系统循环的部分动力，其余动力由各热力站的回水加压泵进行调节，这使得主循环泵的扬程从120mH2O降低到30mH2O，管网总供水压力降低到50mH2O。由于降低了管道公称压力，使得管道投资大幅度下降50以上。增加管网输送效率，降低管网输送能耗。采用一般阀门调节的方法时，为了满足系统最末端用户的资用压头要求，近端用户不得不用阀门将大量的剩余压头消耗掉，节流损失很大。整个采暖季阀门的节流损失要占到整个网络能耗的35%以

14、上，而外网输送效率在65以下。假定水泵的综合效率为0.75，则这种系统的综合动力输送效率不足50，输送效率低下。采用分布式变频泵系统时，系统中只有5个热力站需要采用阀门调节，其它18个热力站均采用回水加压变频泵进行调节，整个采暖季阀门的节流损失只占到整个网络能耗的5%以下，而外网输送效率在95以上。最终我公司在实施该项目时采用了分布式变频泵系统，该方案较之一般在热力站增加阀门节流进行调节的方法，即可降低管网管道公称压力，从而大幅度降低管道的投资，而且在运行中能提高系统输送效率，降低管网输送泵耗，同时能有效降低管网工作压力，使得管道使用寿命增长。该项目在实施时，将该系统整体纳入到热网监控系统中，

15、并采用全网平衡控制策略，多年以来运行效果良好，为业主单位带来了较好的经济效益。案例二：分布式变频泵控制系统整体解决方案案例大同市热力有限责任公司分布式变频泵系统同方股份有限公司于2006年成功为大同市热力有限责任公司成功实施了分布式变频泵系统，并于当年调试完成，达到了很好的节能效果。大同市2006年热源为两个热电厂。随着城市的不断发展，两个热源的供热能力已经难以满足集中供热负荷的需求，已规划在两个热源附近新建新的热电厂，利用该热电厂发电后的抽汽供热。预计该热电厂供热能力将达到300万平米，并计划接入200万平米，可解决该部分区域现有供热系统效率低、污染严重的现状，获取较好的经济效益和社会效益。

16、为适应城市新增供热负荷的需要，该市集中供热网也须做出相应的调整。三个热源均位于该市城西，三个热源相互间距离很近，但距离城区较远，约为7KM。管网拓扑结构图示意图如下图所示： 图 1大同市2006年集中供热网拓扑结构示意图在2005年采暖季时，其中一个热源通过DN1000的主管道供应城东城南区域，另一个热源则通过DN800的主管道供应城西城北区域，在两个热源水泵基本满出力的运转条件下，管网最不利端热力站的资用压头刚刚能满足要求。由于已建的DN1000管道和DN800管道已经占据从电厂至城区的两条道路的路由，再覆设一条新管道从电厂进市已相当困难，而且投资也很高，故只考虑利用已覆设的两条供热管道把热

17、量输送进市区的方案，在管道压差不满足要求的地方设置加压措施。如图中资用压头分界线所示，约有一半的热力站资用压头将不能满足要求。为解决管网输送问题，项目实施前讨论了两种解决方案，一为在管网支干线上增加管网回水加压泵房的方法，一为在不能满足管网压差要求的热力站站内增加回水加压泵的方法，即为分布式变频泵系统的方法，清华同方对这两种方案进行了分析比较，最终通过技术经济分析，选用了分布式变频泵方案。管网回水加压泵方案浅析管网回水加压泵为解决管网输送问题，方案之一为在回水支干线上增设回水加压泵房。经水力计算发现，有三条主干线上需增加管网回水加压泵，如下图所示： 图 2管网回水加压泵方案下资用压头分布图（单

18、位：如图中所示为各热力站节点对应的数据为该热力站的资用压头，图中还给出了三个回水加压泵所在位置及设计工况下的所需提供的最小扬程和最小流量，在进行设备选型时，还需考虑一定的安全系数。根据计算结果，可绘制出水压图如下图所示： 图 3一级管网水压图（从热电厂至最不利热力站）方案浅析采用管网回水加压泵房的方案有如下几个特点：首先，回水加压泵房的方案，系统无用功消耗大，运行费用高。回水加压泵的运行，需能满足系统中最不利用户的要求，但其他换热站仍需采用阀门调节来消耗剩余的资用压头。在设计工况下，三个回水加压泵泵房所需要提供的最小功率约为550KW，而这部分功率仅在阀门上消耗即超过50，有效功率不到50，节

19、流损失是很大的。三台回水加压泵全年功耗将超过120万度电，而在阀门上的消耗就将近70万度电，无用功消耗是惊人的。其次，回水加压泵房的方案，适应热负荷变化的能力较差。回水加压泵房的方案是在具体的热负荷分布情况、城市管网的拓扑结构等诸多已知条件下，经水力计算并考虑一定安全系数后形成的。但城市热负荷的发展是逐步形成的，在负荷发展初期，远端热力站未能达到设计负荷时，系统往往会因为几个供热不能达标的热力站而开启管网回水加压泵，其工作扬程、流量均会偏离设计工况，水泵很可能工作在低效区域，使得无用功消耗比例增大。而在负荷充分发展后，热负荷的分布与设计时的预想往往会产生偏差，也有可能会出现回水加压泵运行效率低

20、的情况。第三，回水加压泵房的方案，初投资较大且可移动能力较差。回水加压泵泵房的建设较为复杂，需考虑占地、土建、电增容、水增容等诸多因素，初投资较大。而且，正如前所述，回水加压泵房的方案是在具体的热负荷分布情况、城市管网的拓扑结构等诸多已知条件下，经水力计算并考虑一定安全系数后形成的，设想在回水加压泵泵房建设完成后，热负荷的分布与设计时的预想产生严重偏差，或者出现集中供热网引入其它热源导致水力工况发生巨大变化时，由于回水加压泵房的位置的移动、调整较为困难，已建成的泵房就将面临报废的风险。分布式变频泵系统方案浅析为解决管网输送问题，方案之二为在资用压头不足的热力站增加站内回水加压泵，即构建分布式变

21、频泵系统的方案。经水力计算后5，管网资用压头分布如下图所示： 图 5管网回水加压泵方案下资用压头分布图（单位：如图中所示为各热力站节点对应的数据为该热力站的资用压头，图中还给出了设计工况下各站回水加压泵的扬程分布情况。 图 6一级管网水压图（从热电厂至最不利热力站）在进行设备选型时，泵流量即为该热力站的设计流量、扬程即为该热力站资用压头不足之值，并考虑一定的安全系数后形成。如下图所示给出了各站回水加压泵的电机容量的分布曲线。 图 7站内回水加压泵总功率分布情况 从图中可知，由于有些站供热负荷较小使得回水加压泵工作流量小、有些站靠近热源使得回水加压泵的扬程较小，这样大部分热力站站内回水加压泵总功

22、率在10KW以内，而最大的回水加压泵泵总功率也未超过30KW，一方面泵体较小，站内安装改造方便，另一方面大部分热力站无须因增加了回水加压泵发生电路改造等电增容的工作量，同时这为泵的可移动性也带来了较多的便利条件。方案分析较之在管网上增加回水加压泵房的第一方案，采用分布式变频泵的方案的实际上是将回水加压泵化整为零，只在供回水差压不足的热力站的站内回水管上增设变频加压泵。本方案如下几个特点：首先，分布式变频泵的方案，系统无用功消耗小，运行费用低。各站回水加压泵的运行，只需满足本站运行的资用压头即可。在设计工况下，各站回水加压泵所需要提供的最小功率约为200KW，而有效功率达到100。在部分负荷时，

23、由于各用户负荷变化的不一致性，仍可调节本站回水加压泵的转速以满足网络运行需求即可，基本无阀门的节流损失。经计算可知，约50个热力站的回水加压泵全年功耗约为50万度电。相对于管网回水加压泵房的方案节能在50以上。其次，分布式变频泵的方案，站回水加压泵功率小、扬程低，移动动力强，适应热负荷变化的能力也强。在城市热负荷的发展的初期，远端热力站未能达到设计负荷时，可在远端几个不能满足要求的热力站增加几个扬程较小的回水加压泵即可。而在负荷充分发展后，热负荷的分布与设计时的预想往往会产生偏差时，在将扬程小的回水加压泵移动到离热源较近的热力站，而在远端用户增加扬程较高的回水加压泵。如在匹配水泵时充分考虑系统

24、的运行工况变化，保持各水泵在调节过程中能在高效率点工作，其节能效益是不言而喻的。结论降低系统投资和运行费用采用回水加压泵房的方案阀门节流损失大，运行能耗高。该方案回水加压泵房的全年耗电将超过120万度电，而在阀门上的消耗将超过70万度电。若采用分布式变频泵的方案，可将各站回水加压泵全年总耗电降低到约50万度电。适应管网热负荷的变化能力强但若采用回水加压泵房的方案，由于回水加压泵泵房的建设较为复杂，初投资较大且移动能力较差。若在回水加压泵泵房建设完成后，热负荷的分布与设计时的预想产生严重偏差或者集中供热网引入新的热源导致水力工况发生巨大变化时，由于回水加压泵房的位置不可能相应移动、调整，已建成的泵房将面临报废的风险。经分析可知，采用分布式变频泵系统的解决方案较之管网回水加压泵房的解决方案，即可降低设备初投资和管网运行费用，同时适应热负荷变化能力更强，综合考虑以上因素，采用分布式变频泵的解决方案较优。 该项目分布式变频泵系统整体纳入了整个热网监控系统，采用均匀性调节的控制策略，最终了实现了统一管理、统一运行调度，多年来运行效果良好