长岛县恒烨热力厂集中供暖热源及管网优化节能改造项目

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一、案例名称

长岛县恒烨热力厂集中供暖热源及管网优化节能改造项目

二、案例业主

长岛县恒烨热力厂位于长岛县文苑路，2005年建成，是长岛县目前的唯一供暖集中热源。厂区建有40t/h和20t/h热水锅炉各1台，负责长岛县城区集中供热，城区共建有11座换热站，接入负荷总面积约55万平方米。2013年至2014年采暖季实际供暖面积39.1万平方米，2014年至2015年采暖季实际供暖面积44.5万平方米。

三、案例内容

1.技术原理及适用领域

该项目利用计算机技术、传感器技术、数据库技术、现代网络技术，对换热站的相关数据进行采集、汇总、传输、分析，向调度中心提供换热站实时数据。系统能够实现换热站的数据采集、计量、分析与自动化无人值守控制，主要满足供热企业热网运行调节控制、能源管理、换热站节能控制的要求，达到简化热网运行调节、自动全网平衡控制、提高供热服务质量，降低能源消耗的目的与效果。

系统包括数据采集显示（监视）和控制两部分组成。监视部分采用数据采集卡采集模拟量和输出开关量；控制部分主要是通过RS485通讯模块控制变频器输出来实现控制功能。

管网自控系统由室外温度传感器，单板机和自动调节阀组成，根据输入单板机内的运行曲线，按室外温度变化对一次系统供水量进行自动调节，来控制二次系统的供水温度，达到对二次系统质调的目的。

系统改造包括热源厂和热网两部分。控制系统实现了对多个热力站的自动控制，包括热力站本地对其站内的一次网回水电动阀门的控制，中央控制室远程对热力站的一次网回水电动阀门的控制以及全网的平衡控制。该系统具有以下功能：

（1）热源厂中控室能远程观察热力站中设备的实时运行情况，经过无线通讯设备的传输可以完成对各个热力站数据的实时采集，通过比对数据后，进行分析计算，得出结论。按所得结论进行远程控制，最终实现热网的有效调节，达到最终平衡。

（2）各个小区热力站能通过设定的温度目标值进行PID调节对阀门的控制，也可以接收上位系统下达的指令实现对一次网回水阀门的控制。

（3）通信系统能实现热力站与中控室之间数据的传输。

2.节能改造具体内容

节能服务公司负责投资对长岛县集中供暖热源及管网进行优化改造（主要包括40t/h锅炉升级改造、一次管网平衡优化等），合同期为15年。

该项目主要对原有40t/h锅炉进行升级替换，升级替换后与恒烨热力厂原有40t/h锅炉相比，锅炉运行热效率提高30%，节约煤耗30%，除尘效率达到97%，脱硫效率达到93%；其次增加管网平衡控制系统，针对目前供热领域中普遍存在的水力失调问题，设计一套智能阀门，以有效解耦复杂的供热网管系统，某个阀门的调节不会影响其他阀门，使得每个阀门控制的支路按用户需求输送合适的热量，通过确保管路的热量平衡达到节能目的。在确保各管路的流量按需分配之后，为进一步节能，还集成了列入智能变频技术，保证水泵的频率跟随管路阻力的变化而变化，彻底摆脱传统的顶压供水变频技术。在此基础上，该技术还整合了物联网和EAOC（能效分析与运行优化控制）技术，把智能阀门打造成一个通用的物联网结点，把阀门控制的建筑所消耗的能量数据以及管道内的流动数据发送到控制中心，帮助管理人员分析系统的节能量。

3.项目实施情况

项目于2014年10月开工建设，2014年11月竣工投产，并经2014-2015年采暖季实际运行，运行情况稳定可靠，达到预期改造目标和节能预期。

四、项目年节能量及节能效益

1.年节能量

（1）改造前后系统（设备）用能情况及主要参数。

项目实施前用能单位用能情况：

长岛县恒烨热力厂2013-2014年采暖季能耗数据见表1。

表1  改造前节能基准数据（2013-2014年供暖季）

项目实施前，由于锅炉系统本身原因造成的使用问题，锅炉系统缺少必要的节能技术手段，仅依靠司炉人员依据室外温度情况对锅炉的供回水温度进行调整，又由于缺少必要的管网及换热站数据监控和管网平衡控制，无法对管网的水力平衡进行调整，从而为保障末端的供回水温度，锅炉基本处于最大出力状态，从而造成近端的换热站供回水温度过高、热量浪费情况严重，同时由于没有管网运行参数的监控，在管网发生泄漏、补水系统发生故障后，不能在第一时间发现故障并进行抢修，往往是在造成系统性缺水或锅炉失压后才发现问题，且排查故障点时间长，从而使管网泄漏造成大量的热水流失，且严重影响居民的供暖质量。

项目实施后企业用能情况：

通过提升锅炉效率极大地提高了供暖能力，改造为新型锅炉后，2014-2015年采暖季实际供暖面积44.5万平方米，热源负荷率约为80%，预计负荷能力可提升至55万平方米，初步估计能提高16万平方米的负荷能力。排烟温度由300度降至70度，极大降低了烟尘排放及污染。

通过管网平衡系统优化改造，对换热站和热源均增加了二级电能表计量，对各换热站补水系统进行计量和监控，对各换热站增加了热计量表对热量消耗情况进行计量，对各换热站的压力、温度、流量等参数进行全面的集中监控，从而便于发现异常的运行参数，并在第一时间进行预防性维护，避免发生故障，极大提高采暖系统的自动化程度，均衡不同区域的供暖效果，提高居民采暖的舒适度（避免部分居民家里温度不够，部分居民家里温度过高的问题），通过变频控制等手段，节省了大量的电力消耗，具有良好的节能效益。同时采取视频监控和工艺监控结合的方案，能第一时间定位故障点和故障原因，极大降低了由于故障造成了热能损失。

通过2014-2015年采暖季的实际运营数据监控，2014-2015年采暖季能耗数据见表2。

表2  改造后能耗数据（2014-2015供暖季）

（2）节能量计算方法及项目年节能量。

①节煤量。

(上年煤耗总量/上年供暖面积-当年煤耗总量/当年供暖面积）×当年供暖面积=节煤总量；

改造前一年用煤19270吨，供暖面积39.1万平方米；

改造后用煤13177.17吨，供暖面积44.5万平方米；

即节煤量=（19270/39.1-13177.17/44.5）×44.5=8754.05吨；

节煤量×煤的热值5500大卡/标准煤热值7000大卡=节约标准煤量（6878.18吨标煤）。

②节电量。

（上年电耗总量/上年供暖面积-当年电耗总量/当年供暖面积）×当年供暖面积=节电总量；

改造前一年用电172.54万kW-h，供暖面积39.1万平方米；

改造后用电133.33万kW-h，供暖面积44.5万平方米；

即节电量=（172.54/39.1-131.33/44.5）×44.5=65.04万kW-h;

节电量×电与标准煤折算系数（1kW·h折算0.34kg标准煤）=折合节约标准煤量=221.21吨标煤。

③总节能量=节煤量＋节电量=7099.39吨标煤。

2.年节能效益

实现年节能效益约2300万元。

五、商业模式

该项目以合同能源管理（节能效益分享型）模式运行，合同期为15年。以2013-2014年采暖季单位面积实际能耗为核算基准，在节能改造后的能耗支出与能耗基准相对比，节省部分为节能收益，节能收益优先支付节能服务公司投资，待节能服务公司投资收回后，双方共同分享节能收益，第一年用能方分享节能收益的10%，之后每年递增10%，直至合同期结束，合同期结束后项目资产无偿转交给用能单位。

六、融资渠道

项目总投资865.7万元，为节能服务公司自有资金。