太原市大温差长输供热工程

太原（太古）大温差长输供热示范工程培训时间：2024年7月3日培训讲师：XXX培训期间基本要求准时培训期间保持手机静音彼此尊重每个人的发言都很有价值积极参与尽情投入！项目背景项目介绍技术研究及应用创新点及先进性经济性及节能减排推广应用应用问题及建议目录清洁取暖是当前北方地区缓解雾霾，改善大气环境的重要举措，是能源和环境领域的热点“煤改气”—供气保障、成本高等问题突出“煤改电”在北方城市难以全面推广新建燃煤热源

？污染问题，电力问题什么是北方地区城镇主流清洁供热方式？项目背景北方地区火力发电厂分布图项目背景目前北方地区单机300MW以上的火力发电厂装机容量5.8亿KW，供热能力8亿kW，可实现200亿平米供热能力，满足现状整个北方城镇供热；相当多的电厂距离城市负荷中心较远，利用现有发电厂向城市供热的关键在于：如何大幅度提高热网输送能力，实现超远距离热量输送？如何高效低成本回收电厂余热？项目背景——太原市清洁供热解决方案

2012年供热情况及存在问题总供热面积1.46亿m2热源严重不足满足城市发展要求的热源（包括太二、太钢自备电厂、瑞光电厂及其它清洁供热方式面积约5000万㎡）仅占1/3。各类燃煤锅炉供热面积超过50%，太一电厂关停替代，各类煤改气、煤改电供热方式成本昂贵每年新增供热面积800～1000万㎡项目背景太原市当年备选解决方案新建8套2×9F燃气蒸汽联合循环电厂（包括嘉节电厂），年增加电厂耗气64亿m3新建瑞光热电二期4×300MW机组大型热源厂煤改气，燃气锅炉作调峰热源燃气热电联产燃煤热电联产燃气热源厂项目背景热源含调峰供热面积（万㎡）备注古交电厂（2×300MW+4×600MW）7600新建三期2×600MW，新建向市区供热长输管线太二电厂（4×300MW）2700拆除四五期，新建七期，七期兼顾工业用汽太钢3000含自备电厂及工艺余热嘉节燃气电厂（2×9F）1000现状瑞光电厂（2×300MW）1200现状，向榆次供热30%，向太原供热70%新太一电厂（4×350MW）3000旧址拆除，异地重建阳曲热电厂（2×350MW）1500新建东山燃气电厂（2×9F）1000新建合计21000

太原市清洁供热全面覆盖方案项目背景项目介绍技术研究及应用创新点及先进性经济性及节能减排推广应用应用问题及建议目录项目介绍古交兴能电厂装机规模为2×300MW+2×600MW+2×660MW，共6台空冷火力发电机组，供热能力4480MW，可满足太原市、古交市等区域的供热向太原市区供热3484MW，承担供热面积7600万平米（含调峰供热），可替代太一电厂和满足新增供热负荷需求供热系统供热量（MW）太原长输热网3484古交市热网671马兰热网150屯兰热网150厂区热网25总计4480机组抽汽供热量(MW)乏汽供热量(MW)总供热量(MW)1#机组04424422#机组04424423#机机组4913548455#机组6062628686#机组606262868总计187326074480项目介绍太古长输管线敷设4根DN1400管线到隔压站，总长度37.8km,包含1.3km的钢桁架、15.7km的供热隧道及配套工程。管线自西至东，由兴能电厂开始，途经古交市，沿屯兰河、古交市区汾河、古交市滨河北路及边山公路、汾河河谷段、打隧道穿越西山山区至太原市区，进入中继能源站，全程高差达180米。12013年10月完成可研编制及立项批复22014年3月正式开工建设32016年3月隧道全线贯通42016年10月中旬各泵站高压设备送电52016年10月29日系统I启动运行项目介绍——建设历程项目节点62016年12月15日系统II启动运行项目介绍太古长输供热2016年供热面积2700万平米2017年供热面积4000万平米2018年供热面积6600万平米长输网供水温度长输网回水温度项目背景项目介绍技术研究及应用创新点及先进性经济性及节能减排推广应用应用问题及建议目录面临的工程技术难题工程技术难题振动强噪音大长距离大规模大高差如何实现太古长输供热工程的经济和安全性？地形复杂技术研究与应用技术路线图技术研究与应用——大温差技术技术研究与应用——大温差的实现如何针对长距离降低供热成本？采用大温差技术，提高热网输送能力降低电厂余热回收成本核心技术——大温差由于热网输送能力和电厂回收乏汽余热量的大幅度增加，大温差技术的单位热量成本明显低于常规供热系统DN1400管径，常规输配温差130/70℃，大温差改造后供回水温度130℃/20℃技术研究与应用——大温差的实现技术太古长输大温差系统突破常规换热的温差极限，一次网回水温度显著低于二次网温度；提高热网输送能力60%以上；热网回水温度的降低同时也为回收电厂余热创造了有利条件分体型补燃型模块机技术研究与应用——大温差的实现技术分布式降温——热力站大温差改造热力站空间不够，采用分体型和模块机调峰和降温结合调峰比例18%技术研究与应用——大温差的实现技术集中式降温—中继能源站中继能源站在实现长输管线和城区管网隔压的同时，充分利用中继能源站存在的燃气、电能等多种能源，进一步降低长输管网的回水温度，拉大供回水温差，降低主干网的输配能耗；隔压换热站单组换热器由三台板式换热器串联，再并联，两个系统共30组。技术研究与应用——大温差的实现技术提出三级网系统，分布式与集中式降温相结合红色点为大温差站技术研究与应用——大温差的实现技术分布式降温——热力站大温差改造该区域总供热面积为6669万平米，其中已完成大温差改造的热力站共有346座，供热面积4007万平米，占本区域供热面积60%左右。不同大温差投运比例对应的一级网回水温度2016-2017采暖季10%2017-2018采暖季50%2018-2019采暖季60%2018/12/11某大温差热力站吸收式换热机组参数2018/12/4长输热网及一次热网供回水温度电厂余热回收技术技术研究与应用——电厂余热回收技术中压缸排汽直接加热，不可逆损失大梯级加热，不可逆损失较小双转子互换技术低压缸转子光轴改造吸收式热泵技术切除低压缸供热技术随着热网回水温度的降低，电厂多机组余热回收需采用合理工艺现在的热电厂坚持机组并联工艺，换热环节不可逆损失大技术研究与应用——电厂余热回收技术抽汽供热比例100%单位供热影响发电量46~69kWh/GJ抽汽供热比例40%乏汽供热比例60%单位供热影响发电量33kWh/GJ抽汽供热比例63%乏汽供热比例47%单位供热影响发电量31kWh/GJ首次采用多级汽轮机乏汽串联梯级加热工艺——5级凝汽器加2级抽汽调峰加热技术研究与应用——电厂余热回收技术三期乏汽二期乏汽2#乏汽1#乏汽三期抽汽二期抽汽燃气调峰电厂余热利用在供热能耗和经济性方面具有突出优势供热能耗只有常规热电联产50%，仅有锅炉房供热的20%热乏汽余热占总热量的70.8%供热煤耗7.69kgce/GJ投资较少，总供热成本10.26元/GJ，远低于其他方式主要原因热网回水温度显著降低多级汽轮机乏汽串联梯级加热工艺不同供热方式的供热煤耗比较二期抽

汽供热三期抽

汽供热并联

高背压并联

吸收式多级串

联加热不同供热方式的供热成本比较技术研究与应用——电厂余热回收技术不同供热方式的供热煤耗比较二期抽

汽供热三期抽

汽供热并联

高背压并联

吸收式多级串

联加热技术研究与应用——大高差长距离系统汽化和超压防范技术技术研究与应用——多级泵站动态安全设计特点加压泵级数确定水泵扬程互相配合定压点和定压形式定压压力确定旁通管设置压力等级确定多级泵站动态安全设计6级加压泵首站\2#供\能源：80m1#\3#：60m2#回：100m电厂入口处定压定压塔定压50mH2O首站\能源站设置整体旁通2.5MPa多级泵站动态安全设计各方面互相影响，需要整体分析考虑局部的分析与优化解决当前问题的同时可能带来其他的问题技术研究与应用——多级泵站动态安全设计流程压力等级水泵级数泵站位置水泵扬程定压形式、位置、压力稳态安全性校核确定方案事故工况动态安全性校核通过通过不通过不通过水力安全优化过程需要进行反复核算多次反复分析与调整后，最终确定水力系统方案系统采用六级加压；利用定压塔定压，定压位置为余热回收机组前电厂和隔压站设置整体旁通技术研究与应用——长输管道多级泵站启停与运行调节技术多级泵站安全启停技术多级泵站同频启停与调节技术多级泵站紧急启停时长优化同频启停与调节：压力变化均匀，保证安全性分别启停与调节：极易产生超压或汽化，水压波动剧烈紧急启动时间紧急停泵时间技术研究与应用——多级泵站安全启停技术技术研究与应用——比例模型实验模型实验台搭建实验采用DN40PB管道，根据相似准则数得到模型尺寸参数，搭建实验台比例模型实验事故停泵安全性验证泵站启停时长安全性验证与模拟结果进行对比，模拟结果与实验结果符合的很好对长输事故工况下安全性进行有效验证直接启停，中继能源站出口压力超过2.5MPa3分钟启停，压力波动不大技术研究与应用——比例模型实验技术研究与应用——复杂地形下大口径供热管道敷设技术1#泵站中继能源站太原市西山汾河事故补水站2#泵站古交市屯兰河5.1km汾河2.0km滨河北路+边山公路9.5km钢桁架2.6km3座小隧道3#特长隧道11.4km2座长隧道1#1.4km2#2.4km3#泵站兴能电厂隧道设计难点特长供热隧道安全运行空间狭小，工期紧，设计方案须兼顾安装条件和工期热力管道大推力弧形隧道内管道热应力高预制保温管道小体积轻型补偿器钢结构支架，减小占地多工况管道应力分析加强型侧向支架弧度段设置π型补偿有限元分析主、次固定支座、支架复杂地形下长输供热管网建设关键技术特长供热隧道设计事故通风措施监控远控设置事故避难处实现了管道低应力运行，确保人员检修和管道安全，快捷施工钢桁架管道桥设计难点跨距大（55m）供热管道大推力2.5MPa压力平衡型补偿器管道水平力通过桁架推至山体需设行车检修通道桁架桥与热力管道结合设置高架空（最高16m）采用桁架结构提高管系整体刚度，实现大推力整体传力体系钢桁架管道桥设计难点实现了河谷内便捷安装，平稳运行，检修道路通畅特殊地形处理难点穿越铁路桥桥墩间距有限穿越汾河水位高深基坑开挖连续弧形复杂地形，开挖断面窄技术研究与应用——复杂地形下大口径管道敷设技术特殊地形技术处理深基坑开挖CT管桩技术动态调整弯管预制角度大口径连续弯管施工技术设置异型管道箱涵，调整管道为双层逆作法施工双层方涵保护性开挖技术保证特殊地形条件下管道敷设顺利实施技术研究与应用——降低长输管网热损失技术降低长输管道热损技术路线管道本体保温技术研究与应用——降低长输管网热损失技术管道间补口保温管道阀门保温管道补偿器保温管道支座保温输送距离长、敷设方式多样、局部热损失点多，尤其是大量河道下敷设部分及18.1km架空管道的存在，给长输管线输送热损失及温降的控制带来了很大难度。通过优化直埋保温管保温厚度、采用螺旋咬口镀锌钢板外护预制架空保温管、首创预安装分体式绝热支座、改进架空管道保温补口工艺等一系列创新技术及措施，实现了长输供热管道低热损运行。经鉴定，本项目输热管线实际运行工况下平均温降仅为0.9℃，保温结构单位面积平均热损失70.9W/m2，远低于规范限制值，整体温降控制效果良好。技术研究与应用——长输供热系统综合安全保障技术长输管线综合安全保障措施长输管道防水击汽化安全技术能源站及中继泵站设计安全技术管道安全优化配置技术除优化水力系统和常规供热工程安全措施外，针对本项目特点，还在管道系统内辅助配置安全保障技术措施。采用L290材质、预热安装+二次预热工艺降低管道热应力，加快施工进度；设置事故补水站、选用先导式水击泄放阀解决管道内局部发生超压和汽化的问题；在能源站、泵站内配置稳压水池、双路交叉供电系统、集散式补水系统，提升管网抗事故冲击能力在配置综合安全保障措施之后，系统安全性可靠性得到进一步提升技术研究与应用——长输供热系统综合安全保障技术技术研究与应用——生产运行技术研究与应用——生产运行长输系统运行调控单一热源多系统统一平衡调控难度大复杂系统故障点多，诊断困难一级网管网庞杂，故障风险隐患大，失压风险大传统电动阀单控无法快速平衡超大热网长输供热系统冷热态联调技术；长输管线故障诊断技术主补水点定压及分散式多点补水的集散式补水系统采用全网平衡及泵阀联控调节技术源网荷一体化技术显著提高补水点备用保障能力；有效降低管网切换过程中的压力波动更适合多级泵联控系统有效排除复杂系统的各硬件环节隐患；大幅提高故障辨别、响应、处理速度显著缩短平衡调节所需时间；降低运行中管道超压风险项目背景项目介绍技术研究及应用创新点及先进性经济性及节能减排推广应用应用问题及建议目录创新点首次采用集中与分布降温相结合、热网回水降温与供热调峰相结合、热网回水降温与水力隔压相结合等一系列创新工艺，在工程上实现大规模热网的大温差输送；首次提出多级泵组联动工艺和运行方法，解决长输管网水力输送和大高差安全问题；在大温差热网基础上，首次提出电厂多级汽轮机乏汽串联梯级加热工艺回收余热，大幅度降低电厂余热回收的成本和能耗；创新点采用特长供热专用隧道、高架空钢桁架管道桥等一系列供热管道设计及安装技术，实现复杂地形条件下4×DN1400热力管道安全、经济、高效敷设；综合设计、采用了多项先进实用的保温绝热措施，实现了长输供热管道低热损运行，经实测，37.8km长输管线实际温降小于1℃；提出了一系列合理可行的运行调度方法，建立了完善的组织管理机制和安全保障体系，保证了大温差长输供热工程的安全、经济、高效运营。先进性在世界上首次实现了复杂地形下大温差长输供热工程，并创造多项世界领先的指标单体供热规模最大已实现供热规模6600万㎡，2020年达到7600万㎡长输热网供回水温差最大设计供回水温度130/30℃。已实现长输热网回水温度37℃，一次网回水温度32℃；供热机组余热多级串联梯级加热通过热网回水温度降低，已实现余热供热比例79%，供热能耗达到6.2kg/GJ。与常规热电联产相比，供热能耗降低约50%；供热输送距离最远全长70km，其中热源至隔压站37.8km、至城区主网42公里；高差最大全网高差260m，其中热源至隔压站高差180m；长输热网管线全部沿山峦、河谷敷设，热网敷设地形复杂程度堪称世界之最共6座穿山隧道，总长度15.7km，其中3#隧道11.4km，为特长隧道；6次穿越汾河，在河道河谷敷设11km项目背景项目介绍技术研究及应用创新点及先进性经济性及节能减排推广应用应用问题及建议目录经济性长输项目总投资48.7亿元，其中隧道工程投资11亿元古交电厂购入价15元/GJ，城市热网入口供热成本为27.89元/GJ，考虑大温差改造投资和燃气调峰后折算到中继能源站出口为36.34元/GJ古交电厂长输供热系统供热成本，远低于燃气和电供热成本电厂余热供热首站长输管网中继泵站城市入口热价（含税价）：城市热网大温差热力站用户二次管网成本：电力一次管网长输管网工程城市配套管网工程燃气调峰电厂成本：15元/GJ27.89元/GJ32.59元/GJ（含大温差改造）36.34元/GJ（含大温差改造及燃气调峰）古交节能减排分析古交供热系统余热供热与电厂抽汽供热相比节能50%。与大型燃煤锅炉供热节能80%，折合每采暖季节能120万吨标煤自2016年古交电厂余热热源入市后，太一电厂四台300MW机组关停，并实现对1640万平米分散燃煤锅炉的全面替代，共减少市区燃煤276万吨标煤，相应减少市区污染排放1万吨与其它供热方式相比，减少1.1万吨至2.2万吨大气污染排放项目背景项目介绍技术研究及应用创新点及先进性经济性及节能减排推广应用应用问题及建议目录27km22km石家庄银川推广应用目前国内以太原为首、石家庄、济南、郑州、银川、呼和浩特、西安等省会城市以及山西晋城、河北张家口、北京等地级市均正在推进或论证引入城市周边的电厂热源，涉及供热面积超过10亿平米长输供热项目名称供热规模（万平米）长输管线长度（km）管径高差（m）实施情况太原南部热电联产3000422×DN140030已实施石家庄西柏坡电厂至市区8500274×DN140050已实施石家庄上安电厂长输10000204×DN1400165已实施一路银川灵武电厂东热西送8000464×DN140050已实施一路银川京能电厂东热西送4000392×DN1400150论证阶段晋城阳城电厂至市区300024.62×DN1400131初设阶段(隧道7km)济南邹平六电东部9900732×DN160070初设阶段济南信发集团西部10200654×DN140065初设阶段郑州登封电厂至市区供热6000704×DN1400240论证阶段呼市托克托电厂至市区9100704×DN140050论证阶段大同阳高电厂至市区2000242×DN1200132论证阶段华能铜川电厂至西安市区3700702×DN1400300论证阶段盘山电厂至北京6000812×DN140040论证阶段天然气供热30.4亿平米现有天然气供暖面积约12.4亿平米（北京8.6亿，天津2亿，其他1.8亿），其中燃气电厂2.2亿，燃气锅炉房8.2亿，分户式燃气壁挂炉2亿，分布式能源300万新增18亿平米天然气取暖，其中燃气电厂1.2亿，燃气锅炉6亿，壁挂炉10.5亿，分布式能源0.3亿电采暖7.6亿平米电直热5.6亿平米电热泵2亿平米（COP=3）燃煤10亿平米热电联产7亿平米燃煤锅炉3亿平米其它2亿平米地热0.8亿，工业余热0.2亿生物质0.9亿，太阳能0.1亿十部委规划方案：50亿平米，其中城市37.5亿平米“煤改气”60%，“煤改电”15%，清洁燃煤20%推广应用——关于2+26城市清洁取暖问题2+26城市电厂及大型工业企业分布山西电厂及工业余热27043MW可供热面积5.4亿平米河北电厂及工业余热74886MW，可供热面积15亿平米河南电厂及工业余热33682MW供热面积7.7亿平米山东电厂及工业余热62335MW可供热面积12.5亿平米北京电厂及工业余热10703MW，可供热面积2.1亿平米天津电厂及工业余热21040MW，可供热面积4.2亿平米

热量（MW）可供热面积（万平米）现状供热面积（万平米）北京107033.19.1天津210406.05河北7352221.014.5山东6233517.89.7河南336829.67.7山西270437.74合计22832465.250推广应用——关于2+26城市清洁取暖问题推荐方案区域供热，共计41.2亿平米电厂余热25亿平米工业余热3亿平米燃煤热电联产5亿平米天然气调峰8.2亿平米（20%燃气调峰）天然气壁挂炉2亿平米空气源热泵5亿平米（分散用户）地热0.8亿平米生物质0.9亿平米太阳能0.1亿平米（分散用户）推广应用——关于2+26城市清洁取暖问题原规划方案和推荐