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[摘要]在集中供热间接式采暖中，经常出现这样或那样的故障，导致供热系统不能正常运行。无论是热源、热网、换热站还是热用户，在运行过程中由于设计、施工或是运行管理不善等原因产生的这些故障，除热源及换热站原因外，也有采暖系统（包括室外管网和室内系统）缺陷所造成。因此，本次笔者根据自己多年的工作实践，从现状出发，提出了一套具有实用意义的供热故障诊断方法并提出改进建议。
[关键词]水力工况富裕压头蒸流量液位传感器
中图分类号：TV13 文献标识码：TV 文章编号：1009―914X（2013）31―0332―02
1引言
集中供热是目前符合国家制定的提高能源利用率、治理大气污染的产业政策，是国家鼓励的十大节能技术之一。热电厂高温水供热首站一般通过蒸汽加热高温循环水，本研究重点针对利用蒸汽余热余压拖动循环水泵式供热系统常见问题展开探讨。
2 供热系统的现状及故障诊断和改进建议
2.1循环泵
设计图纸提供循环泵型号为：KQSN400-N6/724（T），经查阅样本得知其参数如下，Q=1798m3/h，H=150mH2O，配用电机功率为1120Kw，6kV。
现场实际配备循环泵型号为KSR1660-150，额定参数，Q=1660m3/h，H=150mH2O，配用电机功率为900Kw，6kV，三台；配用电机功率为1000Kw，6kV，一台。
经计算并查阅多家水泵厂家样本得知：若配用电机功率为900Kw，Q=1660m3/h时，其水泵扬程应为95-97mH2O之间，低于设计值53 mH2O左右；若配用电机功率为1000Kw，Q=1660m3/h时，其水泵扬程应为110mH2O左右，低于设计值40mH2O左右。同时，根据以下运行参数，蒸汽流量169.5t/h，温度307℃，压力0.43MPa；凝结水温度96.7℃；循环水供水温度94.3℃，回水温度62.1℃计算：
过热蒸汽焓值为3078.3kJ/kg，凝结水焓值为405.5 kJ/kg，可用焓值为2672.8 kJ/kg。
计算热负荷：Qj=0.278x2672.8x169.5=126x103（kW）
循环水量为：Gxs=3.6x126x103/4.18（94.3-62.1）=3370（t/h）
不难看出，计算循环水量与提供的运行数据5000 m3/h相差甚远，由此判断循环水或蒸汽的流量监测装置测量有误。所以导致水泵实验中的流量数据可信度降低。无法正确判定其运行参数。
但从所有电机的运行监测，电流均低于额定电流分析有两种可能性存在第一是水泵吸入口水量不足，压力过低，导致水泵汽蚀，第二是水泵泵体低于设计参数。同时由于四台水泵电机功率不同，扬程不同，并联运行时，势必造成大功率水泵满负荷运转，而小功率水泵出力小，甚至不出力的现象发生。
因此，针对此现象建议在正常水力工况下，对单泵进行检测试验，以求获取真实参数。
2.2水力工况
按照设计规范要求站内阻力损失应在15 mH2O左右，设计说明中回水压力40mH2O，水泵扬程为150 mH2O时，其供水压力应为150-15+40=175 mH2O，提供外网的扬程应为135 mH2O。
而根据2012年采暖季首站运行实际记录显示，其供水压力为83 mH2O，回水压力为46 mH2O，流量为5000 m3/h，按水泵实际扬程97 mH2O进行计算，实际站内损失应为97-83+46=60 mH2O，远大于设计规范要求的15 mH2O，实际为外网提供的扬程仅为37 mH2O。
经现场勘查发现，回水管径为DN900，而除污器处的管径为DN700，经计算在相同的比摩阻下，DN700的通过能力约为DN900的1/2。在流量为5000 m3/h时，DN700的比摩阻为170.38Pa/m，流速为3.72m/s；DN900的比摩阻为46.07Pa/m，流速为2.26m/s。
因此建议按设计加装另一台DN700的除污器，以减小系统的内部阻力。同时应在两台除污器进出口分别加装差压变送器用以检测除污器的堵塞程度，力求使两台除污器的差压值相同，保障正常通过能力，如下图所示。
2.3凝结水系统
现场勘察知，2013年#6汽轮机改造后抽汽能力增大至400t/h，凝结水泵的流量可以满足使用要求，但却存在扬程不足的问题，若更换大扬程凝结水泵，则存在明显的不经济。
图水循环布置图
现以D273x8母管50米，至#5机D89x3.5支管50米进行核算，
凝结水流量为 200管道型号： 89x3.5
凝结水比摩阻：28500.82凝结水流速：10.96 ；
凝结水流量：400 管道型号： 273x8
凝结水比摩阻：261.91 凝结水流速：2.23
沿程阻力为：（28500.82 x50+261.91x50）/10000=143.8（mH2O）
凝结水泵扬程应为：沿程阻力+地势高差+末端压力+富裕压头=143.8+28+80+5=256.8（mH2O）
若主管道改造为D273x7，分支管道改造为D219x6时，
凝结水流量：400 管道型号：273x7
凝结水比摩阻：251.38 凝结水流速：2.2
凝结水流量：200 管道型号：219x6
凝结水比摩阻：205.93 凝结水流速：1.72
沿程阻力为：（251.38 x50+205.93x50）/10000=2.29（mH2O）
此时凝结水泵扬程应为：沿程阻力+地势高差+末端压力+富裕压头=2.29+28+80+5=115.29（mH2O）。
通过二者对比，可见增大凝结水管道，可有效减少沿程阻力。因此建议在选择压力较低的凝结水接入点的同时，应增大凝结水管道，在效益上是经济可行的。
2.4汽水换热器
2012年采暖季，对单个换热器的实际运行参数进行校验，结果如下：循环水流量1256m3/h，供回水温度94.3/62.1℃时，单台总传热量为47.04MW，计算换热面积318.64m2。蒸汽耗量为64.2t/h。过程出现了水侧流量分配不均和运行时各换热器内凝结水液位控制不一致的现象，造成各台换热器运行时出力不均匀。同时根据现有蒸汽量及管径进行计算后，排除蒸汽流速过缓的原因。
因此，针对水侧流量分配不均，建议在换热器水侧入口处加装具有良好调节能力的阀门进行流量调节。由于各换热器内凝结水液位控制采用的是DCS自动调节模式，往往会造成凝结水液位始终在一定范围内波动，本次建议解除自动模式改为人工手动模式进行操作。
3结论
供热系统是一个复杂的系统工程，本文仅仅只是针对一小部分环节提出了一套具有实用意义的供热故障诊断方法和改进建议。我们不能忽略其中的任一环节，只有做到环环相扣，优化其中的每一个“细节”，达到能耗最低化、效益最大化，才能实现真正的经济运行，降低企业的成本，这是一套必由之路。
参考文献
[1] 蔡正敏，彭飞等.长输管道泄露故障诊断方法的研究.应用力学学报.2002.6；Vol.19（2）
[2] 施维新，汽轮发电机组振动及事故，中国电力出版社，2000
[3] 许富昌，高层建筑热水采暖系统形式的探讨[J]；煤气与热力，1997年05期
[4] 赵庆军，浅析集中供热采暖系统的故障[J]，China's Foreign Trade，2010年14期
[5] 宋喜玲，岳建军，关于供热热计量中存在的问题探讨[J]；内蒙古科技与经济，2011年14期
作者简介
李学广，男，1972.10生；籍贯：山东成武；毕业于华北电力大学及山东科技大学，大学本科学历；工作单位：国电菏泽发电有限公司菏泽市恒达热力有限公司，负责生产专业工程师，从事热网建设及生产运行管理。
[关键词]水力工况富裕压头蒸流量液位传感器
中图分类号：TV13 文献标识码：TV 文章编号：1009―914X（2013）31―0332―02
1引言
集中供热是目前符合国家制定的提高能源利用率、治理大气污染的产业政策，是国家鼓励的十大节能技术之一。热电厂高温水供热首站一般通过蒸汽加热高温循环水，本研究重点针对利用蒸汽余热余压拖动循环水泵式供热系统常见问题展开探讨。
2 供热系统的现状及故障诊断和改进建议
2.1循环泵
设计图纸提供循环泵型号为：KQSN400-N6/724（T），经查阅样本得知其参数如下，Q=1798m3/h，H=150mH2O，配用电机功率为1120Kw，6kV。
现场实际配备循环泵型号为KSR1660-150，额定参数，Q=1660m3/h，H=150mH2O，配用电机功率为900Kw，6kV，三台；配用电机功率为1000Kw，6kV，一台。
经计算并查阅多家水泵厂家样本得知：若配用电机功率为900Kw，Q=1660m3/h时，其水泵扬程应为95-97mH2O之间，低于设计值53 mH2O左右；若配用电机功率为1000Kw，Q=1660m3/h时，其水泵扬程应为110mH2O左右，低于设计值40mH2O左右。同时，根据以下运行参数，蒸汽流量169.5t/h，温度307℃，压力0.43MPa；凝结水温度96.7℃；循环水供水温度94.3℃，回水温度62.1℃计算：
过热蒸汽焓值为3078.3kJ/kg，凝结水焓值为405.5 kJ/kg，可用焓值为2672.8 kJ/kg。
计算热负荷：Qj=0.278x2672.8x169.5=126x103（kW）
循环水量为：Gxs=3.6x126x103/4.18（94.3-62.1）=3370（t/h）
不难看出，计算循环水量与提供的运行数据5000 m3/h相差甚远，由此判断循环水或蒸汽的流量监测装置测量有误。所以导致水泵实验中的流量数据可信度降低。无法正确判定其运行参数。
但从所有电机的运行监测，电流均低于额定电流分析有两种可能性存在第一是水泵吸入口水量不足，压力过低，导致水泵汽蚀，第二是水泵泵体低于设计参数。同时由于四台水泵电机功率不同，扬程不同，并联运行时，势必造成大功率水泵满负荷运转，而小功率水泵出力小，甚至不出力的现象发生。
因此，针对此现象建议在正常水力工况下，对单泵进行检测试验，以求获取真实参数。
2.2水力工况
按照设计规范要求站内阻力损失应在15 mH2O左右，设计说明中回水压力40mH2O，水泵扬程为150 mH2O时，其供水压力应为150-15+40=175 mH2O，提供外网的扬程应为135 mH2O。
而根据2012年采暖季首站运行实际记录显示，其供水压力为83 mH2O，回水压力为46 mH2O，流量为5000 m3/h，按水泵实际扬程97 mH2O进行计算，实际站内损失应为97-83+46=60 mH2O，远大于设计规范要求的15 mH2O，实际为外网提供的扬程仅为37 mH2O。
经现场勘查发现，回水管径为DN900，而除污器处的管径为DN700，经计算在相同的比摩阻下，DN700的通过能力约为DN900的1/2。在流量为5000 m3/h时，DN700的比摩阻为170.38Pa/m，流速为3.72m/s；DN900的比摩阻为46.07Pa/m，流速为2.26m/s。
因此建议按设计加装另一台DN700的除污器，以减小系统的内部阻力。同时应在两台除污器进出口分别加装差压变送器用以检测除污器的堵塞程度，力求使两台除污器的差压值相同，保障正常通过能力，如下图所示。
2.3凝结水系统
现场勘察知，2013年#6汽轮机改造后抽汽能力增大至400t/h，凝结水泵的流量可以满足使用要求，但却存在扬程不足的问题，若更换大扬程凝结水泵，则存在明显的不经济。
图水循环布置图
现以D273x8母管50米，至#5机D89x3.5支管50米进行核算，
凝结水流量为 200
凝结水比摩阻：28500.82
凝结水流量：400
凝结水比摩阻：261.91
沿程阻力为：（28500.82 x50+261.91x50）/10000=143.8（mH2O）
凝结水泵扬程应为：沿程阻力+地势高差+末端压力+富裕压头=143.8+28+80+5=256.8（mH2O）
若主管道改造为D273x7，分支管道改造为D219x6时，
凝结水流量：400
凝结水比摩阻：251.38
凝结水流量：200
凝结水比摩阻：205.93
沿程阻力为：（251.38 x50+205.93x50）/10000=2.29（mH2O）
此时凝结水泵扬程应为：沿程阻力+地势高差+末端压力+富裕压头=2.29+28+80+5=115.29（mH2O）。
通过二者对比，可见增大凝结水管道，可有效减少沿程阻力。因此建议在选择压力较低的凝结水接入点的同时，应增大凝结水管道，在效益上是经济可行的。
2.4汽水换热器
2012年采暖季，对单个换热器的实际运行参数进行校验，结果如下：循环水流量1256m3/h，供回水温度94.3/62.1℃时，单台总传热量为47.04MW，计算换热面积318.64m2。蒸汽耗量为64.2t/h。过程出现了水侧流量分配不均和运行时各换热器内凝结水液位控制不一致的现象，造成各台换热器运行时出力不均匀。同时根据现有蒸汽量及管径进行计算后，排除蒸汽流速过缓的原因。
因此，针对水侧流量分配不均，建议在换热器水侧入口处加装具有良好调节能力的阀门进行流量调节。由于各换热器内凝结水液位控制采用的是DCS自动调节模式，往往会造成凝结水液位始终在一定范围内波动，本次建议解除自动模式改为人工手动模式进行操作。
3结论
供热系统是一个复杂的系统工程，本文仅仅只是针对一小部分环节提出了一套具有实用意义的供热故障诊断方法和改进建议。我们不能忽略其中的任一环节，只有做到环环相扣，优化其中的每一个“细节”，达到能耗最低化、效益最大化，才能实现真正的经济运行，降低企业的成本，这是一套必由之路。
参考文献
[1] 蔡正敏，彭飞等.长输管道泄露故障诊断方法的研究.应用力学学报.2002.6；Vol.19（2）
[2] 施维新，汽轮发电机组振动及事故，中国电力出版社，2000
[3] 许富昌，高层建筑热水采暖系统形式的探讨[J]；煤气与热力，1997年05期
[4] 赵庆军，浅析集中供热采暖系统的故障[J]，China's Foreign Trade，2010年14期
[5] 宋喜玲，岳建军，关于供热热计量中存在的问题探讨[J]；内蒙古科技与经济，2011年14期
作者简介
李学广，男，1972.10生；籍贯：山东成武；毕业于华北电力大学及山东科技大学，大学本科学历；工作单位：国电菏泽发电有限公司菏泽市恒达热力有限公司，负责生产专业工程师，从事热网建设及生产运行管理。