热网系统设备规范
秦热发电有限责任公司企业标准
热网运行规程
（试行）
二〇一四年八月三十日发布二〇一四年八月三十日实施
秦热发电有限责任公司
目录
1.热网系统概况 (1)
1.1热网换热站概述 (1)
2.热网系统设备规范 (2)
2.1热网加热器规范
2.2水泵和配用电机
2.3系统安全门动作值
2.4热网系统保护定值
3.启动前的试验工作
3.1热网循环泵启动前试验
3.2热网系统的联动试验
3.3热网加热器进汽调整门试验
3.4供热抽汽逆止门试验
3.5热网加热器水位异常保护试验
4.热网启动前的准备工作
4.1启动前系统、设备准备情况
4.2热网加热器禁止启动条件
4.3启动前的联系和准备工作
4.4启动前汽水系统准备
5. 热网循环泵的运行
5.1热网循环泵启动前系统准备
5.2热网循环泵启动
5.3热网循环泵停运
6. 热网加热器的运行
6.1热网加热器启动前准备
6.2热网加热器通水
6.3热网加热器投入
6.4热网加热器停止
6.5热网加热器的备用
6.6热网加热器的运行维护及注意事项
7. 热网系统的运行
7.1热网系统的启动
7.2热网系统的停止
7.3热网系统停运后热网加热器水侧冲洗
7.4热网系统的注意事项
8热网系统事故处理
8.1回水压力升高
8.2回水压力下降
8.3 热网加热器水位升高
8.4热网加热器钢管破裂
8.5热网加热器冲击或振动
8.6 热网循环泵汽化
8.7 热网疏水泵汽化
8.8厂用电中断
9低压除氧器运行
9.1 低压除氧器设备规范
9.2 低压除氧器的启动
9.3 低压除氧器的解列
9.4 低压除氧器的停止
9.5 低压除氧器正常运行及维护 9.6 低压除氧器事故处理
10机组抽汽系统的投入
1. 热网系统概况
1.1热网换热站概述
1.1.1.热网加热器的配置
本期工程每台机的热网站设热网加器2台，并列运行。两台机热网加热器串联运行。
1.1.
2.加热蒸汽
热网加热器加热蒸汽来自汽轮机5段抽汽。抽汽采用双管，两根管道各分别分为两根接入2台热网加热器，即每台热网加热器有2个进入蒸汽接口。
采暖蒸汽压力：0.2～0.55MPa（A）
采暖蒸汽温度：230～280℃
1.1.3.热网循环水
1.1.3.1.热网循环水为经除氧的软化水，水质如下：
1.1.3.
2.热网循环水回水经热网循环泵升压后进入6号机热网加热器，之后进入5号机热网加热器，热网循环水系统设4台热网循环泵，3台运行，1台备用。热网循环泵基本参数如下：
流量：4103m3/h
扬程：150m
1.1.4.热网加热器疏水
1.1.4.1.两台热网加热器疏水管合并为1根，经热网加热器疏水泵送入机组除氧器或炉定排。1.1.4.
2.每台机设3台热网加热器疏水泵，额定工况2台运行，1台备用，低负荷时，1台运行，2台备用。热网加热器疏水泵基本参数如下：
流量：315 m3/h
扬程：170 m
1.1.4.3.热网加热器疏水泵疏水量由泵出口管道上设置的调节阀根据热网加热器水位进行调节。
1.1.4.4.热网加热器出口总管设再循环管道，控制疏水泵最小流量。再循环疏水回到热网加热器，加热器应预留再循环疏水接口。
1.1.5.运行方式
1.1.5.1.热网低负荷时1台热网加热器运行。高负荷时2台加热器并列运行。
1.1.5.
2.本期工程6号机的热网加热器与5号机热网加热器串联运行。三期工程两台机组完成后，在正常情况下，6号机热网加热器循环水加热温度为105/70℃，5号机的热网加热器加热温度为135/105℃。在5号机或6号机热网加热器故障情况下,由6号机或5号机单独供热时，其热网加
热器均应在进口温度70℃时，出口温度达到105℃。
1.1.5.3.热网加热器换热量的控制通过控制循环水流量和控制热网加热器加热循环水温度实现。
热网供水温度调节通过汽机低压调门和汽轮机中、低压缸导汽管采暖调节阀控制采暖抽汽量进行。
2.热网系统设备规范
2.1热网加热器规范：
3.启动前的试验工作
3. 1热网循环泵启动前试验
3.1.1热网循环水泵联锁
3.1.1.1热网循环水泵运行泵跳闸，联启备用泵。
3.1.1.2 热网循环水泵出口母管压力低，联启备用泵。
3.1.1.3热网循环水泵轴承温度高，保护停止热网循环水泵。
3.2.2 热网软化水泵
3.2.2.1热网软化水泵运行泵跳闸，联启备用泵。
3.2.2.2热网低压除氧器水位高，保护停止热网软化水泵。
3.2.3 热网疏水泵
正常工况2台热网疏水泵运行。任一热网疏水泵事故跳闸联启另一台备用热网疏水泵。
3.2.4热网补充水泵
3.2.
4.1 一台泵运行，热网回水流量低，联锁启动另一台泵。
3.2.
4.2一台泵运行，低压除氧器水位高，联锁启动另一台泵。
3.2.
4.3运行泵跳闸，联启备用泵。
3.2.5热网加热器
3.1.2热网循环泵启动条件：
3.1.2.1 循环泵启动无跳泵闭锁条件；
3.1.2.2 循环泵MCC可用；
3.1.2.3 循环泵启动油泵已运行；
3.1.2.4 循环泵入口门已开；
3.1.2.5 循环泵出口已关；
3.1.2.7 循环水回水母管压力>0.35Mpa。
3.1.3热网循环泵热工保护试验
3.1.3.1 将各试验泵送试验电源位置，送好操作电源。
3.1.3.2 辅助油泵送电，投入辅助油泵联锁开关，油泵应联启。
3.1.3.3 退出热网循环泵润滑油压低保护开关。
3.1.3.6 合启热网循环泵。
3.1.3.7 联系热工分别短接电机前，后轴承1、2温度高90℃跳泵接点，热网循环泵应跳闸，复
归热网循环泵操作开关。
3.1.3.8 合启热网循环泵。
3.1.3.9 联系热工短接热网循环泵入口滤网差压高0.05MPa跳泵接点，热网循环泵应跳闸，复归
热网循环泵操作开关。
3.1.3.10 合启热网循环泵。
3.1.3.11 联系热工恢复润滑油压低0.05MPa保护，热网循环泵应掉闸，复归热网循环泵操作开
关。
3.1.3.12 热网循环泵启动后，短接泵出口压力与出口母管压力，联开泵出口电动门。试验时，
出口电动门送电，启泵后联开正常，将出口门关闭，开关打“就地”位，试验完毕打
“远方”。
3.1.5热网循环泵联动试验
3.1.5.1将各热网循环泵试验泵电源放试验位置、辅助油泵送好操作电源。
3.1.5.2启泵条件满足，试验泵投入备用，联系热工短接出口母管压力低0.45MPa接点，备用泵联启。以同样方法依次试验其它各泵。试验后复位各泵。
3.1.5.3启泵条件满足，合启试验泵，备用泵联锁投入。
3.1.5.4按试验泵的事故按钮，此时事故喇叭响，试验泵掉闸，画面变黄；备用泵联动；以同样方法进行其它泵的相互联动试验，试验完毕，解除各泵联锁，停止各泵，根据需要将泵的电源开关放工作位或停电。
3.1.5.5投入热网循环泵辅助油泵联锁，因油压低该辅助油泵应联启；退出联锁，停止油泵运行。以同样方法进行其它辅助油泵联锁试验。
3.2热网系统的联动试验
3.2.1热网疏水泵互联试验
3.2.1.1将各试验泵送试验电源，送好操作电源。
3.2.1.2联系热工将热网加热器水位高一值1000mm联动疏水泵信号甩开。
3.2.1.3合试验泵的操作开关，投入备用泵联锁。
3.2.1.4按试验泵事故按钮，此时事故喇叭响，画面掉闸泵变黄；备用泵联动，复归各泵，以同
样方法进行其它泵的相互联动试验，试验完毕，断开各泵联锁，各疏水泵置停止状态。
3.2.2 热网加热器水位高联动疏水泵试验
3.2.2.1热网加热器水位高联动疏水泵试验前各热网疏水泵在停止状态，联锁未投。
3.2.2.2联系热工分别短接一台热网加热器水位高一值1000mm接点，另一台热网加热器水位置
正常位，投入一台泵联锁，此时该泵应联动，疏水再循环电动门联关；以同样方法依次
投入各疏水泵联锁，对应各泵应联动。试验完毕联系热工断开各热网加热器水位高一值
信号，热网加热器水位恢复正常。
3.2.2.3联系热工分别短接两台热网加热器水位低400mm接点，疏水再循环电动门应联开。
3.2.2.4联系热工短接疏水流量高270T/h信号，投入一台泵联锁，此时该泵应联动；以同样方
法依次投入各疏水泵联锁，对应各泵应联动。试验完毕联系热工恢复流量计信号。
3.2.2.5联系热工短接疏水流量低44 T/h信号，疏水再循环电动门应联开。
3.2.2.6 试验完毕后，解除各泵联锁开关，停止各泵，联系热工恢复热网加热器水位高低信号，
根据需要将各泵电源开关放置工作位置或停电位置。
3.2.3热网补水泵相互联动试验
3.2.3.1将各试验泵电源开关放试验位置，送好操作电源。
3.2.3.2试验联系热工断开热网补水母管压力低0.25MPa接点。
3.2.3.3合启试验泵，将联锁投入，备用泵联锁投入。
3.2.3.4按试验泵的事故按钮，此时事故喇叭响，掉闸泵画面变黄；备用泵联动，以同样方法进
行另一台泵的互联试验。
3.2.4热网补水母管压力低联动试验
3.2.
4.1热网补水母管压低定值0.25MPa，低于该值备用热网补水泵联动。
3.2.
4.2联系热工短接热网补水母管压力低接点，投入热网补水泵联锁，备用热网补水泵应联动，
以同样的方法进行另一台泵的联动试验。
3.2.
4.3试验完毕后，解开泵联锁，停止泵运行，联系热工恢复热网补水母管压力信号，根据需
要将各泵电源开关放置工作位或停电位置。
3.3 #5，6机热网加热器进汽调整门试验
3.3.1 试验前检查热网加热器进汽电动门应在关闭位置。
3.3.2 进汽调整蝶阀调整试验
3.3.2.1EH油系统具备投运条件，开启供调整门供回油门
3.3.2.2远方调整灵活可靠，蝶阀动作与调整器对应，开度指示相同。
3.3.3 进汽调整蝶阀自动调整试验
3.3.3.1 进汽调整蝶阀调整器设好定值投入自动位置。
3.3.3.2 联系热工在对应热网加热器循环水出口温度变送器输入变化信号，此时蝶阀开度应随输
入信号变化动作。
3.4供热抽汽逆止门试验
3.4.1试验前检查热网加热器进汽电动门应在关闭位置。
3.4.2 汽机具备挂闸条件。
3.4.2供热抽汽逆止门开关试验
3.4.2.1就地手动操作供热抽汽逆止门控制电磁阀，供热抽汽逆止门应开关灵活、迅速、无卡
涩现象；关闭时间不大于0.5秒。
3.4.2.2远方操作供热抽汽逆止门，应准确可靠；
3.4.3供热抽汽逆止门保护试验
3.4.3.1开启供热抽汽逆止门，投入保护联锁。
3.4.3.2联系热工短接对应热网加热器水位高二值信号、供热抽汽逆止门应迅速自动关闭。
3.4.3.3开启供热抽汽逆止门，投入保护联锁。
3.4.3.4按三台疏水泵事故按钮，三台疏水泵同时事故跳闸，并联系热工短接加热器水位高联
泵值，热网加热器进汽调整门应迅速自动关闭。
3.4.3.5开启供热抽汽逆止门，投入保护联锁。
3.4.3.6手动汽机危急保安器，机组掉闸，自动主汽门关闭后，供热抽汽逆止门应迅速自动关
闭。（此项试验只在机组静态试验时进行）
3.3.3.7开启供热抽汽逆止门，投入保护联锁
3.3.
4.8 联系热工短接102%超速，供热抽汽逆止门关闭。
3.5热网加热器水位异常保护试验
3.5.1 热网加热器水位保护内容：
3.5.1.1热网加热器水位高二值1400 mm，#1、2机热网加热器汽源调整门、供热抽汽逆止门自
动关闭，加热器进汽隔绝门关闭，热网加热器解列。
3.5.1.2热网加热器水位高一值1000mm，备用热网疏水泵延时５秒自启动，并联关再循环电动
门。
3.5.1.3热网加热器水位低400mm，报警并延时5秒联开再循环电动门。
3.5.2 保护试验
3.5.2.1校验各水位报警值，保护动作值。
3.5.2.2试验时疏水泵开关放试验位置，送好操作电源，投入联锁开关。
3.5.2.3试水位高二值时，应先确认加热器进汽电动门关闭，开热网加热器进汽调整门进行试验。
3.5.2.4试验完毕投入热网加热器水位保护。
4.热网启动前的准备工作
4.1启动前系统、设备准备情况
热网设备和系统安装、检修后，运行人员应掌握设备的安装、检修和改进情况。热网启动前检修工作应全部结束，影响热网启动的工作票应全部收回，设备均处于完好状态。运行人员应明确分工，制定好措施，填写操作票，准备好专用工具。全面检查设备，如有影响启动的问题，及时汇报领导，尽快联系处理。
4.2热网加热器禁止启动条件
4.2.1热网加热器管束泄漏；
4.2.2热网加热器的进汽调整蝶阀、进汽电动门卡涩或不能关闭严密；
4.2.3热网加热器的进汽调整蝶阀调节失灵，保护不能正常投入，供热抽汽逆止门任一卡涩、失
灵或不能关闭严密、关闭时间大于0.5秒；
4.2.4热网加热器的疏水调整门失灵，水位保护不能正常投入；
4.2.5本机热网循环泵转速调整失灵；
4.2.6热网主要系统严重泄漏不能运行；
4.2.7主要仪表失灵，保护电源消失；
4.2.8热网系统主要电动门失灵；
4.2.9保护不能正常投入。
4.3启动前的联系和准备工作
4.3.1热网加热各附属设备及其周围地面必须清洁，照明设施齐全，光线充足。
4.3.2联系电气测量电动机绝缘，合格后送电，做好系统阀门开关试验。
4.3.3联系热式投入仪表、信号及保护电源。热网系统各项保护装置均应投入正常。
4.3.4联系化学，低压除氧器准备上水。
4.3.5联系热调外网做好启动准备，要求管线所有阀门开关位置正确，系统畅通，所有管道放水
门关闭，放空气门开启。
4.4启动前汽水系统准备
5.补充水系统管道冲洗：（首次投运）
1.水箱冲洗：
1）查定排无工作，管道连接完好，各电动门及调整门传动完毕备用。
2）开启低脱高低位放水电动门。
3）关闭地脱至热网补充水泵及热网定压水泵入口总门。门前接临时
管道。
4）通知化学开启补税旁路门，补水调整门前后截门关闭。启动软化
水泵，用旁路控制流量对低脱水箱冲洗。
5）水质合格后，投运补水调整门。
6）冲洗结束后，拆除临时管道，并对补水调整门进行检查。有无异
常。
2.系统冲洗：
1）水箱冲洗合格后，，通知热工投入低脱各水位计。
2）关闭低脱至定排放水电动门。
3）关闭热网循环泵入口电动门，开启门前管道放水门。
4）关闭热网回水电动总门。开启门前管道放水门。
5）开启热网补充水泵出口调整门后管道放水门。
6）开启补充水泵出入口管道放空气门及热网回水母管放空气门。
7）通知化学启动软化水泵，低脱注水。各处放空气点见水后关闭。
当水位达2.0米时，启动热网补充水泵冲洗管道，控制放水量，
走再循环。直至水质合格。
4.4.1热网加热器汽系统各阀门应符合下列位置：
进汽管道疏水门开启
热网加热器至凝结器空气门关闭
进汽电动门及调整门关闭
4.4.2热网加热器疏水系统各阀门应符合下列位置：
疏水泵入口门开启
密封水和冷却水门开启
疏水泵出口门开启
疏水调节阀前后截断门关闭
疏水调节阀关闭
疏水调节阀的旁路门关闭
疏水管道上所有放水门关闭
疏水再循环电动门关闭
疏水再循环至#1、2加热器分门开启
疏水排放门关闭
疏水流量表、温度表投入
疏水水位调节信号切换到正确位置
4.4.3循环水系统各门应符合下列位置：
热网回水总管电动门开启
热网供水总管电动门开启
#1、2机热网循环水回水电动门开启
#1、2机热网循环水供水电动门开启
#1机热网加热器进出水旁路门开启
#2机热网加热器进出水旁路门开启
各热网加热器进、出口门关闭
各热网循环泵入口门开启
各热网循环泵出口门关闭
循环水道上所有放空气门开启
循环水管道上所有放水门关闭
4.4.4热网补水系统各阀门符合下列位置：
各补水泵入口门开启
各补水泵出口门关闭
热网补充水泵旁路门关闭
补水调整门前后截断门关闭
补水调整门旁路门开启
补水管道放水门关闭
至厂区热网补水门关闭
生水补水电动门关闭
锅炉连排至热网补水门关闭
4.4.5热网循环水系统充水
4.4.
5.1启动低压除氧器，低压除氧器维持水位2.3～2.5米，温度104℃，压力
0.02Mpa。
4.4.
5.2通知化学热网系统充水，注意软化水流量的变化。
4.4.
5.3启动热网补水泵旁路门向热网系统充水。
4.4.
5.4系统充水期间检查系统各部有无泄漏。
4.4.
5.6系统充满水后，关闭各放空气门。启动热网补水泵，回水管水压补至0.25～
6. 0.3Mpa，开启热网补水调整器前、后截断门，投入补水调整器自动，关闭
补水调整器旁路门；投入热网补水泵联锁开关。
4.4.
5.7全面检查热网系统各部无泄漏，隔绝的系统确与运行系统隔绝开。
5.热网循环泵的运行
5.1热网循环泵启动前系统准备
5.1.1查热网循环周围清洁，无妨碍运行杂物，照明充足。
5.1.2联系电气热网循环泵出、入口电动门及电动机测绝缘合格送电。
5.1.3检查热网循环泵出口门、出口逆止门关闭，泵入口滤网放水关闭，入口门开启，入口滤网
及泵体内空气放净；热网循环泵检修后，查入口门在关闭位置，稍开入口门，开启入口滤网及泵体放空气门，入口滤网及泵体内空气放净后关闭放空气门，全开热网循环泵入口门。
5.1.4开启泵两侧盘根冷却水。
5.1.5投入各泵机械密封水门及机械密封水冷却水门。
5.1.6投入电机冷却水，注意开启电机冷却水放空气门，见水后关闭。
5.1.7查各轴承润滑油已加好，油色、油位正常。
5.1.8检查油箱油位在高油位红线处，油质合格；开启冷油器冷却水出、入口门、检查油箱工作
温度，如果油温低于10℃，适当关小冷油器的入口门。
5.1.9查电机电源线、地线均已接好；风扇及风道正常，无杂物堵塞。
5.1.10查电动机、偶合器、水泵手动盘车灵活，无摩擦滞动，对轮连好，并上好防护罩；电动
机检修后必须确证电动机转动方向正确后，方可连接对轮。
5.1.11联系热工，热工保护电源。检查油压正常，投入油泵联锁。
5.1.12查各压力表、温度表、电流表、液位计均投入正常。
5.1.13联系电气人员，热网循环泵电动机测绝缘送电。
5.2热网循环泵启动
5.2.1通知外网，启动热网循环泵。
5.2.2合热网循环泵操作开关，注意泵出、入口压力、电动机电流变化及泵转速值，记录电流返
回时间；全面检查各部振动、声音、温度、转动方向、压力均正常。
5.2.3手动调整热网循环泵转数，缓慢调整至满足外网所需压力、流量值；缓慢开泵出口门。测
泵组振动一次并记入专用记录。升速过程中，检查热网循环泵出口逆止门应缓慢开启。
5.2.4调整冷油器入口冷却水门，保持冷油器出口油温在35 ～45℃范围内，勺管
回油温度在45～80℃范围内。
5.2.5全面检查各部正常后，投入热网循环泵保护及联锁。
5.3热网循环泵停运
5.3.1联系外网，停止热网循环泵。
5.3.2降低热网循环泵转速，热网循环泵出口逆止门应逐渐关小，逆止门手柄应逐渐接近水平位
置。
5.3.3热网循环泵转速减至空负荷时，查出口逆止门手柄在接近水平位置，
关闭出口门，将热网循环泵联锁退出，停止热网循环泵。
5.3.4热网循环泵冷油器冷却水门停后作备用，冷油器冷却水出口门全开，冷油器冷却水入口门
稍开。
5.3.5若停泵后作备用，注意经常检查备用热网循环泵正常具备启动条件，投入备用联锁。
5.4热网循环泵运行维护及注意事项
5.4.1偶合器轴承润滑油压正常值0.15Mpa；油压在0.12Mpa以上；以偶合器轴端两侧油封不漏
油为准；低于0.10Mpa辅助油泵联启，油压低于0.05 Mpa联停泵；油滤网差压高0.035Mpa，应停泵联系检修清理润滑油滤网。
5.4.2运行中调整冷油器入口冷却水门，维持冷油器出口油温在35 ～45℃范围内，
5.4.3热网循环运行过程中，泵入口压力维持在0.25～0.3Mpa之间。
5.4.4热网循环泵运行过程中，泵出口逆止门手柄指示开度应在大于0°小于90°
的范围内，不得超过90°。
5.4.7运行中调整热网循环泵转速应缓慢平稳，运行的最低转速应保证泵的必需冷却水量，避免
热网循环泵汽化。各并列运行的热网循环泵，应控制出力（电动机电流）在同一水平。5.4.8运行中油箱油位、各轴承油位应高于最低油位线，否则应及时补入新
油。
7.4.9每小时检查偶合器润滑油压、工作油温度、各轴承温度、振动应正常。
5.4.10定期测量泵组振动并记入专用记录。
6.热网加热器的运行
6.1热网加热器启动前准备
6.1.1检查热网加热器各法兰人孔门螺栓全部上好，加热器循环水出、入口门关，加热器进汽电动门、调整门、供热抽汽逆止门、热网加热器空气门均在关闭位
置。
6.1.2热网加热器循环水入口门后、出口门前放水门关闭；出口门前放空气门全开；水室放空气
门全开，放水门全关。
6.1.3 热网加热器疏水门开，疏水管道各放水门关。
6.1.4 热网加热器汽侧放空气门、放水门关；供热抽汽管道至本机疏水扩容器疏水门开。
6.1.5 热网加热器就地水位计、控制室水位表及加热器水位保护投入正常；汽、水侧各压力、温
度表投入，表计指示正确。
6.1.6各热网疏水泵出、入口门、空气门、密封水门、冷却水门开，各放水门关；出、入口压力
表投入；各轴承加好润滑油。
6.1.7热网疏水泵出口调整器前、后截门及旁路门关，再循环门开，再循环至两台加热器分门开。
6.2热网加热器通水
6.2.1联系外网及其他有关岗位。
6.2.2稍开热网加热器水侧入口门，加热器水室及出口管放空气门见水，排净空气后关闭。
6.2.3缓慢开启加热器水侧出、入口门，关用加热器水侧旁路门。
6.2.4加热器开始通水后，注意检查加热器水位变化，如发现汽侧水位升高，应停止注水或解列热网加热器水侧运行，通知化学化验。
6.3 热网加热器投入
6.3.1机组抽汽系统的投入
6.3.1.1投入连通管压力控制（CV控制）
6.3.1.2必须首先投入连通管压力控制后方可投入抽汽压力控制回路（EV控制）
6.3.1.3机组电负荷大于96MW时，在DEH中投入连通管控制阀控制回路。
6.3.1.4中压排汽压力设定点设定为0.379Mpa(a).
6.3.1.5中压排汽压力变化速率设定为0.01～0.05Mpa/min。
6.3.1.6电负荷大于160MW时，根据热网需要，中压排汽压力设定点可设定为0.655Mpa(a)或0.379Mpa(a)。
6.3.1.7投入抽汽阀控制（EV控制）
6.3.1.8在连通管压力控制投入后方可投入抽汽阀压力控制回路。
6.3.1.9电负荷在96MW～160MW之间时，抽汽压力设定点可根据热网需要在0.196～0.343Mpa(a)之间连续设定。
6.3.1.10电负荷大于160MW时，抽汽压力设定点可根据热网需要在0.196～0.637Mpa(a)之间连续设定。
6.3.1.11抽汽压力变化速率设定为0.01～0.05Mpa/min。
6.3.1.12电负荷达到约215MW以上时，CV可达到全开状态，抽汽压力仅通过EV节流来调节。
6.3.1.13当CV全开时，若中压排汽压力等于低压缸最小进汽压力0.111Mpa(a)时，为保证低压缸最小冷却流量136.2T/H，此时EV阀自动停止打开，需增加机组负荷后方可增加抽汽量；当中压排汽压力低于0.111Mpa(a)时，EV将强制关小以维持中排压力不低于0.111Mpa(a)。
6.3.1.14当CV开度小于1.5%时，EV自动关小，直至CV开度大于1.5%。
6.3.1.15在抽汽投入工况下，运行人员任何时间均可退出抽汽工况，此时CV全开、EV全关，抽汽压力设定点保持。
6.3.2机组电负荷小于96MW时，抽汽工况自动退出。
6.3.1加热器通水后检查各部正常，如系统运行正常，水位保护投入正常。
6.3.2开启抽汽逆止门前疏水至疏扩手动门、加热器进汽电动门前疏水至疏扩手动门。
6.3.3 缓慢开启加热器进汽电动门，供热抽汽逆止门。
6.3.4 稍开加热器进汽调整门，维持内部压力0.05Mpa暖管20分钟后，关闭供热抽汽管道各部疏水。
6.3.5根据热负荷需要，增大加热器进汽量，调整加热器出口水温至需要值。升温过程中注意控制加热器出口水温升不得超过0.5℃/分。
6.3.6 为保证抽汽压力不产生较大波动，防止抽汽室压力高或隔板差压大保护报警，进行温度调节时，控制抽汽调整门一定要缓慢。
6.3.7 当加热器水位高于100mm时启动一台疏水泵，投泵联锁开关，另一台疏水泵联锁开关投入泵处于备用状态；启动初期疏水倒地沟。通知化学化验水质，水质合格后，开启加热器疏水调整器后截门，疏水倒走凝结水管送至高压除氧器，投入热网加热器疏水调节器自动。
6.3.8 热网疏水回收标准：硬度≤5μmol/L、铁≤50μg/L、钠≤20μg/L、油≤0.3mg/L
6.3.9 通知单元注意汽机真空变化，稍开加热器至凝汽器空气门。
6.3.10检查各种保护、自动均投入正常。
6.4热网加热器停止
6.4.1 通知外网及有关岗位, 热网加热器停止。
6.4.2 联系主值关闭凝结水至热网加热器疏水罐注水门。
6.4.3 关闭热网加热器空气门。
6.4.4 逐渐关小进汽调整门，注意加热器出口水温变化不得超过0.5℃/分。
6.4.5 根据热负荷可停止一台热网循环泵，热网疏水泵。
6.4.6 加热器进汽调整门全关后，关闭进汽电动门，开启进汽管道疏水门。
6.4.7 当加热器水位降到100mm时，将各热网疏水泵联锁退出，停止热网疏水运行；关闭热网疏
水泵出口调整前、后截断门、旁路门。
6.4.8 确证热网加热器进汽电动门关闭严密的情况下，开启加热器水侧旁路门，缓慢关闭热网加
热器水侧出、入口门；开启入口门后、出口门前放水门，开启水侧放空气门，热网加热器水侧积水放净。
6.4.9 开启各疏水管道放水门、汽侧放空气门，热网加热器汽侧疏水放净后关闭热网加热器疏水
门，在此期间注意主机真空变化。
6.4.10根据需要可停止本机全部热网循环泵运行，关闭热网循环水总管供、回水电动门，开启热
网循环水管道各部放水、放空气门。
6.5热网加热器的备用
6.5.1 备用的热网加热器应按启动要求准备好系统，加热器水侧处于满水、旁路门、
出口门开启状态。
6.5.2热网加热器备用时，应严密监视加热器汽侧水位，发现汽侧水位增高，应立即联系化学化
验并认真检查系统运行方式，发现加热器泄漏，立即解列加热器水侧，联系检修进行查漏工作。
6.6热网加热器的运行维护及注意事项
6.6.2热网加热器启停注意事项
6.6.2.1热网加热器通水前，必须保证加热器水位保护动作灵敏准确，投入正常；
8.6.2.2热网加热器发生钢管泄漏，严禁投入汽或水侧运行；
6.6.2.3热网加热器投入汽侧前，必须保证水侧已投入且运行，同时应保证在一条管路上至少有
一台备用热网循环泵；必须保证加热器及管道暖热充分；
6.6.2.4热网加热器启、停过程中，严格控制循环水出口温升（温降）速度小于0.5
℃/分；每小时温升（温降）小于30℃；
9.6.2.5同机配置的两台并联加热器应同时投入或退出；
6.6.3热网加热器运行注意事项
10.6.3.1热网加热器运行中，调整热负荷应严格控制循环水温升（温降）速度小
于0.5℃/分；每小时温升（温降）小于30℃；
6.6.3.2热网加热器运行中，严格控制加热器热负荷、循环水流量、加热器温升及出口温度在规定范围以内。基本负荷加热器的最大供热能力为425GJ/h,最大温升为50℃，最大循环水流量为2032t/h，循环水出口温度为120℃。在热网回水温度低于70℃时，要严格控制加热器的温升不应超过规定值；并根据回水温度和中热器出口温度，适当减少进入加热器的循环水量，防止加热器超负荷。
6.6.3.4热网加热器运行中根据疏水量，及时启、停热网疏水泵；同时用凝结水至热网加热器疏水罐注水门调整疏水泵的出力不小于170t/h，不大于270 t/h。
11.6.3.5定期检测热网加热器疏水水质，发现水质超标，应认真分析查找，如确证加热器钢管泄漏，应立即停止故障加热器的运行，解列加热器的汽水侧，进行查漏工作。
6.6.3.6热网加热器运行中水位维持在640mm-760mm之间，以保证疏水泵入口压力；两台加热器
水位出现偏差时，用疏水门限制水位低加热器疏水量。
6.6.3.7热网加热器长期停止运行，对热网加热器的汽、水侧均应进行保护。
7. 热网系统的运行
7.1热网系统的启动
7.1.1 联系外网及各有关岗位；参与启动人员分工明确；有关启动前的试验进行完毕；设备处于
完好状态。
7.1.2 准备好热网启动系统；各截门位置正确灵活；
7.1.3 通知热电里小区水暖班，开启热网至小区供、回水手动门。
7.1.4 启动低压除氧器，向热网系统补水。
7.1.5 热网系统充满水后，关闭系统各放空气门，查系统各部无泄漏和向系统外跑水。
7.1.6 启动一台热网循环泵，热网系统升压至正常压力后，查系统各部无泄漏和向系统外跑水。
在热网循环水循环初期和供热初期，应加强检查各热网循环水管道放空气处是否积存空气，并将空气排净。
7.1.7当热网系统水循环正常、压力稳定后，将备用热网循环泵联锁开关投入；投入对应机组的热网加热器，缓慢提升热网加热器出口水温，对热网循环水进行循环加热。
7.1.8当热网系统供、回水温度、压力稳定后，根据热力公司要求，可增开热网循环泵或投入另一台热负荷机组的热网系统。
7.2热网系统的停止
7.2.1联系外网及各有关岗位；人员分工明确。
7.2.2根据热负荷的需要，降低热网循环泵的勺管，减少热网循环水量；可根据各热网循环泵的电流、出口压力及总的循环水量停止一台热网循环泵的运行。调整过程注意，各泵应保持出力均匀，并应保证各泵的必须冷却水量，避免出现因勺管开度偏差大，造成某台循环泵出口逆止门关闭的现象。调整热网循环泵勺管应缓慢平稳。
7.2.3 停止一台带热负荷机组的热网系统汽水运行。注意降低热网循环泵勺管要缓慢平稳同时注
意循环泵出口逆止门应逐渐关小，当出口逆止门全关后关闭出口电动门，切热网循环泵操作开关，停止热网循环泵运行。
7.2.4 当热调通知停止供热时，停止另一台带基本负荷机组的热网系统运行，停止全部热网循环
泵运行。
7.2.5 关闭#5，6机热网供水电动门，关闭#5，6机热网回水电动门。
7.2.6 开启厂区热网循环水系统的各放水、放空气门，热网汽、水系统内存水放净。
7.3热网系统停运后热网加热器水侧冲洗
7.3.1 热网系统全部停止运行后，要求对热网加热器水侧进行冲洗。
7.3.2 洗前系统准备：
7.3.2.1 准备好软化水系统、低压除氧器系统及热网补水系统。
7.3.2.2#5、6机热网系统：供、回水门开；热网加热器出、入口门开，旁路门关；各热网循环泵
出、入口门开启，并将出口逆止门强制开启。
7.3.2.3 热网供、回水总门关闭；补水门开启。
7.3.2.4 厂区热网循环水系统上各放水门关闭，各放空气门开启。
7.3.3冲洗
7.3.3.1联系化学，向低压除氧器内补水，低压除氧器水位补至2000mm后，开启下水门和热网补
水泵出入口门及调整门前后截门，向热网系统内补水。开始补水后注意监视各热网加热器汽侧水位，发现水位变化及时联系化学化验。
7.3.3.2 各放空气门见水后关闭。
7.3.3.3 开启各热网加热器水室放水门和出口门前放水门，对各热网加热器水侧进
行冲洗。
7.3.3.4冲洗一段时间后，联系化学从各热网加热器出口门前放水取样化验，各加热器出口水
质均合格后，方可停止冲洗。
7.3.3.5 联系化学停止向低压除氧器补水。开启热网系统各放水门，将系统内存水
放净。
7.4热网系统的注意事项
7.4.1热网系统的重大操作必须由值长进行统一指挥协调。
7.4.2热网运行中，控制各设备、系统运行参数在规定值以内。
7.4.3热网运行中，调整热负荷应缓慢均匀，各热网加热器出口温度变化速度≤0.5℃，热网系统
循环水温度每小时变化≤30℃。
7.4.4 热网循环水系统流量、压力的调整，应缓慢进行，避免大幅度变动；严禁在热网循环泵出
口管道无压力或本机组无热网循环泵运行时，在热网循环泵出口门开启的状态下，强行启
动热网循环泵，防止热网循环水系统水锤事故的发生。
8热网系统事故处理
8.1回水压力升高
8.1.1 原因：
8.1.1.1 外网调整不当或停止用水，送出流量减少。
8.1.1.2 补水过多，调整器失灵。
8.1.1.3 热网循环泵跳闸或不上水。备用热网循环泵倒转。
8.1.1.4 供回水温度升高膨胀。
8.1.1.5 误开生水至热网补水门。
8.1.2 处理
8.1.2.1 锅炉连排疏水倒走锅炉定排。
8.1.2.2 补水调整器倒为手动或停止补水泵运行。
8.1.2.3 如同时供水流量减小，供水压力升高，联系值长和热调，停止一台热网循环泵，注意调
整供水温度。
8.1.2.4 热网循环泵跳闸或不上水时，立即启动备用热网循环泵，停止故障泵并关闭出口门。发
现备用热网循环泵倒转，应立即退出备用泵联锁开关，关闭其出口门。
8.1.2.5 在允许范围内，降低供回水温度。
8.1.2.6 查生水至热网补水门是否有人误开。
8.1.2.7 联系外网查找原因，是否系统回水压力升高或不均衡所致。
8.2 回水压力下降
8.2.1 原因
8.2.1.1 补水量减少或中断，调整器失灵。
8.2.1.2 管路、热网加热器泄漏或误开放水门，水侧安全门动作。
8.2.1.3 外网调整不当。
8.2.1.4 供回水温度降低过多。
8.2.1.5 厂区热网系统泄漏严重。
8.2.1.6 回水滤网堵塞。
8.2.1.7 回水管路节门误关。
8.2.2 处理：
8.2.2.1 联系化学值班员，增大补水量，将锅炉连排疏水全部倒入热网补水，将补水调整器倒为
手动开大，并开启热网补水泵，关闭热网补水泵直通门，增大补水量。
8.2.2.2 查找厂内系统有无泄漏，各阀门位置是否正确，报告值长联系热调查找外网是否正常。
8.2.2.3 当回水压力降至0.15Mpa时，关小热网泵出口门或减小勺管开度减少供水量，必要时停
止一台或数台热网循环泵。
8.2.2.4 大量补水后仍不能维持回水压力，而威胁全厂正常运行时，联系热调切除城市热网泄漏
部分系统运行。
8.2.2.5 回水滤网堵塞时，切换系统运行方式，联系检修清理滤网。
8.3 热网加热器水位升高
8.3.1 原因
8.3.1.1 热网加热器钢管破裂或泄漏。
8.3.1.2 误关疏水泵出口门或疏水泵事故跳闸后备用泵未联动。
8.3.1.3 热网疏水泵汽化。
8.3.1.4 热网加热器疏水调整门自动失灵。
8.3.1.5 误关并联运行的热网加热器进汽电动门。
8.3.1.6 热网加热器凝结水注水门开得过大。
8.3.1.7 热网疏水泵出口逆止门卡涩，凝结水倒流入热网加热器汽侧。
8.3.1.8 热网加热器水位投自动的情况下误将定值调高。
8.3.1.9 热网加热器水位调整变送器失灵。
8.3.2 处理
8.3.2.1 停运热网加热器，隔绝查漏。
8.3.2.2 开大热网疏水泵出口门或启动备用泵。
8.3.2.3 开启备用泵，停止汽化的疏水泵。
8.3.2.4 水位调整器失灵，倒为手动调整，注意水位变化。
8.3.2.5 开启热网加热器进汽电动门。
8.3.2.6 调整热网加热器凝结水注水门。
8.3.2.7 疏水倒地沟，关闭疏水调整门后截门。
8.3.2.8 调整热网加热器水位定值。
8.3.2.9 热网疏水调整门切手动，调整加热器水位。
8.4热网加热器钢管破裂
8.4.1 现象：
8.4.1.1 水位升高，高水位报警。
8.4.1.2 疏水流量增大。
8.4.1.3 疏水泵入口压力增高和电动机电流增大。
8.4.1.4 热网加热器发生振动。
8.4.1.5 热网加热器内部汽侧压力升高，热网循环水出口温度降低。
8.4.1.6 疏水水质不合格。
8.4.2 处理：
8.4.2.1 联系化学值班人员，分别化验两台加热器疏水水质，水质不合格的加热器隔绝查漏。
8.4.2.2 如水位已满，内部压力显著增大，应关闭故障加热器进汽电动门、空气门，以及加热器
疏水门；开启进汽门前至本机扩容器疏水门，防止水由抽汽口返入汽轮机内。
8.4.2.3 关闭故障加热器出、入口门，开起故障加热器水室放水门、放空气门。带基本供热负荷
机组，若本机组两台热网循环泵运行，可停止一台热网循环泵。
8.4.2.5 启动备用热网加热器。
8.4.2.6 报告值长及热调。
8.5热网加热器冲击或振动
8.5.1 原因
8.5.1.1 冷态启动暖管、疏水不充分，启动过快。
8.5.1.2 热网加热器水位过高。
8.5.1.3 热网加热器水侧空气排不出去。
8.5.2 处理：
8.5.2.1 投入前必须充分暖管、疏水，热网加热器必须充分暖热；热网加热器进汽、进水阀门要
缓慢开启，严禁操作过快。
8.5.2.2 检查热网加热器水位及疏水泵运行情况，水位高时可采取降低水位的措施。
视频监控系统技术规范
视频监控技术规范书 第一章概述与总体技术要求 1.1范围 本规范规定了视频监控系统主要设备的技术要求、系统级联方式、监控图像传输、显示、存储及应用，以及系统测试、验收和维护管理的相关规则。 1.1.1 术语、定义和缩略语 1．报警与监控系统。以维护社会公共安全为目的，综合运用安全防范、通信、计算机网络、系统集成等技术，构建具有信息采集、传输、控制、显示、存储与处理等功能的能够实现不同设备及系统间互联、互通、互控的监控综合系统。利用该系统，可对需要防范和监控的目标实施有效的视频监控、报警处置，并可为城市应急体系建设提供相应的信息平台。 2．监控设备。用于监控的信息采集、编码、处理、存储、传输、安全控制等设备。 3．监控资源。监控设备和各类监控系统提供的图像、声音、报警信号和业务数据等资源信息，主要分为社会监控资源和公安监控资源。社会监控资源，指社会各企事业、个人主导建设的监控资源。公安监控资源，指公安机关主导建设的监控资源。 4．监控平台。对联网系统内的资源进行集成和处理，对设备和网络进行管理，提供相关业务服务的平台。用户通过调用监控平台的服务来进行监控管理、业务处理。 5．监控中心。对各类报警与监控资源进行集中监控管理和指挥调度的场所。 6．用户。是资源使用者，通过共享平台的接口访问，来使用共享平台提供的资源和服务，进行监控管理和业务处理。主要包括用户终端和应用系统。 7．视频专网。专用于承载监控系统信息的传输和交换，是一个完全独立的网络，并且与其他网络物理隔离。 8．流媒体。能以一定策略控制、可连续传输、以稳定的码流速率输出、可连续实施播放的数字视频、音频数据流。 9．卡口监控系统。利用光电、计算机、图像处理、模式识别、远程数据通信等技术对经过卡口的车辆图像和车辆信息进行全天候实时采集、识别、记录、比对、监测的系统，利用该系统可完成布/撤控、报警、查询、统计、分析等功能。 10．卡口前端车辆图像捕获率。卡口前端摄像机记录的有效车辆数与实际通过卡口的车辆数的百分比。11．号牌捕获率。号牌被自动识别的车辆数与号牌信息有效的车辆总数的百分比。 12．SIP协议。由IETF组织制定的多方多媒体通信的框架协议。它是一个基于文本的应用层控制协议，独立于底层传输协议，用于建立、修改和终止IP网上的双方或多方多媒体会话。 13．SIP设备。支持通信协议SIP的监控资源和设备，主要有网络摄像机、编码器、报警、出入口控制与存储设备等。 14．SIP网关。负责在SIP网络和非SIP网络之间协议转换，以实现网络之间的信息交互。用于不同标准的监控系统之间对接的协议转换。 15．边界接入平台。保证与监控平台不在同一安全域内的监控资源接入监控平台的安全性，不在同一个安全域内的资源的系统不能直接接入和进行访问，需要通过边界接入平台才能进行IP方式的接入。 16．高清视频。由美国影视工程师协会确定的高清标准格式，指经过视频编码后的图像分辨率达到1080P 以上（含）的数字视频，即分辨率不小于1920×1080像素的监控图像。 17．高清摄像机。指摄像机图像分辨率达到1080P以上，本规范未指明的均为1080P以上的高清摄像机。18．网络摄像机。网络摄像机是拥有独立的IP地址和嵌入式的操作系统从而实现网络监控的智能化产品，它可以通过LAN，或者是无线网络适配器直接连接到网络上。 1.1.2 符号及缩略语 720P 分辨率为1280×720逐行扫描的视频图像
供暖系统自动化控制方案
XXXXXX有限公司供热管网自动控制系统方案 同方股份有限公司 2010年6月
目录 1 大滞后控制对象自动化系统要点分析................................. 2分时、分温、分区供暖自动控制模式................................. 3供暖节能自动控制系统的构成....................................... 供热自动控制系统总体架构............................................ 节能自控系统的组成.................................................. 监控中心的主要功能.................................................. 设备配置....................................................... 监控管理软件................................................... 监控管理主机................................................... 系统组态功能................................................... 人机界面的特点................................................. 各换热站的设备功能.................................................. 数据采集....................................................... DDC智能控制器.................................................. 触摸式操作显示屏............................................... GPRS无线数据传输器............................................. 供暖节能自动控制系统的设备配置...................................... 4节能自动控制系统拟选设备简介..................................... DDC智能控制器....................................................... 一体化彩色液晶触摸屏（工控机）...................................... GPRS无线数据传输器.................................................. 5热网监控系统解决的问题和产生的效益...............................
多能源智能能源网供能系统介绍
多能源智能能源网供能系统介绍 1.引言 能源是人类赖以生存和发展的基础，是国民经济的命脉，如何在确保人类社会能源可持续供应的同时减少州能过程中的环境污染，是当今世界各国共同关注的热点。通过电、气、热多种能源系统的一体化规划设计和运行优化，构建由分布式终端综合能源单元和与之相耦合的集中式能源供应网络共同构成的区域综合能源系统，成为适应人类社会能源领域变革，确保人类社会用能安全和长治久安的必由之路。 2.项目背景随着《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》、《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》、电改9 号文件及6 个配套文件（《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤n 备电厂监督管理的指导意见》）和光伏发电政策等一系列政策的出台和落地，发展能源互联网和区域综合能源网供能系统是一个大趋势。 3.构建思路多能源智能能源网供能系统示范项目能源输入端主要有 光伏电站、风力发电系统、分布式能源、储能系统等，具有多能源多种类输人的特点。负荷侧主要有电负荷、热负荷和冷负荷，且一般负荷需求稳定（图1）。可以考虑的节能方案主要有节能改造、冰蓄冷、冷热电三联供等。因此，建设区域多能源智能能源网供能
系统是一项具有重大经济效益和社会效益的示范工程。 区域多能源智能能源网供能系统是利用风、光、天然气、地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站。在现有能源供给系统以及利用可再生能源发电、互联网信息以及先进储能等技术的基础上，以电能为主体形式，并与智能气网、智能热网具有互联开放特性的能源共享网络网络设施，基于区域建设的风、光、天然气、地热等各类分布式能源多能互补，具备较高新能源接入比例，可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡，可根据需要与公共电网灵活互动且相对独立运行的智慧型能源综合利用局域网。基于智能综合能量管理系统，实现冷热电负荷的动态平衡及与大电网的灵活互动；在用户侧应用能量管理系统，指导用户避开用电高峰，优先使用本地可再生能源或大电网低谷电力，并鼓励新能源接人本地区电力需求侧管理平台；具备足够容量和反应速度的储能系统，包括储电、蓄热（冷）等。 区域多能源智能能源网供能系统可以实现各个微能源网之间的能源互补和协调控制，降低发电成本达到优化社会效益的目的，是推进能源发展及经营管理方式变革的重要载体，是“互联网+”在能源领域的创新性应用，对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义。 4.能源网智能运营和管理多能源智能能源网供能系统管理平台是一个具备完善安全策略且具有互联开放特性的综合信息处理平台。在此平台下，互联信息网络通过在电网、燃气网、热网、负荷网等能源系统范同内装设海量信息采集和传感设备，采集各种能源设备运行状态及各能源系统的实时运转状况等海量信息，并通过云计算和大数据技术对
热网系统运行规程
秦热发电有限责任公司企业标准 热网运行规程 （试行） 二〇二〇年八月六日发布二〇二〇年八月六日实施 秦热发电有限责任公司
目录 1.热网系统概况 (1) 热网换热站概述 (1) 2.热网系统设备规范 (2) 热网加热器规范 水泵和配用电机 系统安全门动作值 热网系统保护定值 3.启动前的试验工作 热网循环泵启动前试验 热网系统的联动试验 热网加热器进汽调整门试验 供热抽汽逆止门试验 热网加热器水位异常保护试验 4.热网启动前的准备工作 启动前系统、设备准备情况 热网加热器禁止启动条件 启动前的联系和准备工作 启动前汽水系统准备 5. 热网循环泵的运行 热网循环泵启动前系统准备 热网循环泵启动 热网循环泵停运 6. 热网加热器的运行 热网加热器启动前准备 热网加热器通水 热网加热器投入 热网加热器停止 热网加热器的备用 热网加热器的运行维护及注意事项 7. 热网系统的运行 热网系统的启动 热网系统的停止
热网系统停运后热网加热器水侧冲洗热网系统的注意事项 8热网系统事故处理 回水压力升高 回水压力下降 热网加热器水位升高 热网加热器钢管破裂 热网加热器冲击或振动 热网循环泵汽化 热网疏水泵汽化 厂用电中断 9低压除氧器运行 低压除氧器设备规范 低压除氧器的启动 低压除氧器的解列 低压除氧器的停止 低压除氧器正常运行及维护 低压除氧器事故处理 10机组抽汽系统的投入
1. 热网系统概况 热网换热站概述? 1.1.1.热网加热器的配置 本期工程每台机的热网站设热网加器2台，并列运行。两台机热网加热器串联运行。1.1.2.加热蒸汽 热网加热器加热蒸汽来自汽轮机5段抽汽。抽汽采用双管，两根管道各分别分为两根接入2台热网加热器，即每台热网加热器有2个进入蒸汽接口。 采暖蒸汽压力：～（A） 采暖蒸汽温度：230～280℃ 1.1.3.热网循环水 1.1.3.1.热网循环水为经除氧的软化水，水质如下： 1.1.3. 2.热网循环水回水经热网循环泵升压后进入6号机热网加热器，之后进入5号机热 网加热器，热网循环水系统设4台热网循环泵，3台运行，1台备用。热网循环泵基本参 数如下： 流量：4103m3/h 扬程：150m 1.1.4.热网加热器疏水 1.1.4.1.两台热网加热器疏水管合并为1根，经热网加热器疏水泵送入机组除氧器或炉定 排。 1.1.4. 2.每台机设3台热网加热器疏水泵，额定工况2台运行，1台备用，低负荷时，1 台运行，2台备用。热网加热器疏水泵基本参数如下： 流量：315 m3/h 扬程：170 m 1.1.4.3.热网加热器疏水泵疏水量由泵出口管道上设置的调节阀根据热网加热器水位进
供热智能网络监控系统
供热智能网络监控系统 一、系统概述 CHR-Themal5000是针对区域集中供热所开发的网络智能控制系统。系统以先进的自动化、计算机通讯和网络支持为基础，采用新一代产品、方案及服务，可以显著地提高系统的供热效率、保证系统运行的的稳定性和安全性，系统通过现场总线和网络集成而构成自动控制系统网络，按照公开、规范的道讯协议在智能设备之间、智能设备与远程计算机之间实现数据传输和信息交换，从而实现控制与管理一体化的综含自动控制系统。系统最大的特点是以热源（锅炉）、管网和用户作为整体，采用开故式结构，实现了供热系统的量化控制。达到‘按需取热，按需供热”的目的。 二、系统分类 按照热源及供热模式可分为以下系统控制类型 ·燃气锅炉直／间供控制系统CHR-Thermal5000-C0／C10 ·燃气锅炉直／间供控制系统CHR-Thermal5000-G0／G10 ·燃油锅炉直／间供控制系统CHR-Thermal5000-O0／O10 ·电锅炉直／间供控制系统CHR-Thermal5000-E0／E10 三、系统结构 CHR-Thermal5000分为上位监控系统、通讯系统和现场控制系统。各部分协调工作，监控中心和现场控制系统通过通讯系统形成热网监控系统，监控中心接受并显示各种现场数据信息，也可干涉现场控制系统。现场控制系统既可独立工作，也可接受监控中心指号进行
工作，同时具有信息采集、发送、接受命号、实施自动控制的功能。 四、控制原理 1、管网（用户）控制 根据室外温度变化，通过调节电动阀，使供出热量曲线与设计热量曲线相吻含。对不同的供热系统，可进行修正补偿，如建筑性质，换热器换热效率等，进而达到保证用户温度舒适，同时最大化节能的目的。 2、热源（锅炉）控制 按照选定的控制参数（总出水／回水温度、锅炉出水／回水温度），保证锅炉在最佳工况运行的基础上，通过动志燃烧控制系统，调节燃料耗量，使控制参数与设定的参数相吻合。智能模拟系统根据自适应控制模型（Self - trace control mode)和实际
热网自动控制系统的汽源改造
2012年5月 内蒙古科技与经济 M ay 2012 第9期总第259期 Inner M o ngo lia Science T echnolo gy &Economy N o .9T o tal N o .259 热网自动控制系统的汽源改造 白银峰,宋海霞,张美清 (内蒙古国电能源投资有限公司新丰热电厂,内蒙古丰镇 012100) 摘 要:一般的火力发电机组要想在原有系统基础上改造为热电联产的热电机组,汽源的改造是热网控制系统第一步,文章介绍了如何选择热网汽源管道位置,热网汽源所增设阀门的自动控制原理,以及保障机组主蒸汽温度、压力不受影响的方法。 关键词:热网;汽源;自动控制;调节蝶阀;抽气止回阀;内蒙古 中图分类号:T U995(226) 文献标识码:A 文章编号:1007—6921(2012)09—0099—02 内蒙古国电能源投资有限公司新丰热电厂热网系统主要由4台加热器、4台疏水泵、4台循环泵组成。首先通过循环泵把化学热网水箱的水打入加热器中,热网汽源在加热器中把水加热,供厂外热网用户使用。热交换后,加热器中的凝结水通过疏水泵打回凝结水箱,以便再次利用。内蒙古国电能源投资有限公司新丰热电厂原本是单纯发电机组,要想在原有火电厂的基础上实现既能发电又能利用锅炉产出的多余蒸汽供暖,首先需要改造出热网所需的汽源。这是改造项目的第一步。 热网汽源的压力、温度根据负荷要求决定,因内蒙古国电能源投资有限公司新丰热电厂热网是为整个丰镇市区供热,故压力、温度比较高,一般压力为1M Pa ,温度在400℃左右完全可以满足用户需求。那么,从机组管道中的何处分出一路作为汽源,即不影响机组运行,同时满足热网压力温度要求,是文章需要解决的问题。 1 热网汽源改造的位置选择1.1 改造前系统概图 改造前的系统见图1 所示。 图1 改造前系统 从图1中可见,煤粉燃烧加热锅炉使锅炉中的水变为水蒸汽,通过过热器加热之后,过热蒸汽进入 高压缸,高压缸排气进入再热器进行二次加热,所产生出的再热汽冲转中压缸,中压缸排气进入低压缸,低压缸排汽到凝汽器。汽轮机旋转的机械能带动发电机发电把机械能转换为电能。1.2 热网汽源分支位置的选择方法 在单纯的发电机组中,过热器加热后的蒸汽,即为主蒸汽,它的温度、压力是运行时严格控制的,也是保障机组稳定运行的关键参数,它的波动将带来不可估量损失。温度、压力控制不好很有可能造成水冷壁爆管、汽轮机汽蚀等严重后果。如果从主蒸汽管道上分出一路供热网汽源,一定会造成主蒸汽的波动,加重了运行人员的调节负担,使操作变得更加复杂。所以,要想分出一路汽源供热网是坚决不能考虑在进入汽轮机之前的这部分。冲转中压缸的再热蒸汽,同样也面临和主蒸汽一样的境遇,其温度、压力同样是我们最复杂的调控的对象之一,通过中压主汽门、中压调门来控制负荷、转速,在此处最好不做任何改造,以保证机组稳定运行。 在整个系统中我们可见只有中压缸排汽到低压缸之间没有任何阀门,不需要调节,直接冲转低压缸。如果在此处分出一路汽源供热网系统,是不会改变原有系统的任何操作,而且温度、压力也完全可以满足热网系统的需求,所以在此处分出一路供热网汽源是最为理想的办法。 2 热网汽源改造中需解决的问题和办法 如果从中压缸排汽到低压缸的管路分出一路供热网汽源,面临以下难题:首先势必会影响到冲转低压缸的汽压和凝汽器的真空;同时,还需考虑故障情况下的应急处理办法,当故障发生时以隔离热网系统,保障机组稳定运行为首要条件。为解决这一问题,我们采用了在分支后加装调节阀用来控制热网汽压,在热网汽源管道上加装快关阀用来保障故障时快速关闭,隔离热网系统的作用,再装一个止回阀用来防止汽或者冷凝水倒流。通过以上措施完全解决了汽源压力控制,和故障情况下的隔离热网系统的需求。 改造后的系统见图2所示。 ? 99? 收稿日期:2012-03-12
构建供热企业调度系统的几点体会
构建供热企业调度系统的几点体会 作者：韩建明 来源：《现代装饰·理论》2012年第07期 摘要：随着供热行业设备自动化的实现，供热企业调度体系的调整必将随之进行。本文通过分析总结唐山市热力总公司调度体系构建的思路和做法，与同行进行交流。 关键词：构建；调度体系；提高；管理水平 唐山热力总公司成立于1978年，肩负唐山市城区的供热任务。伴随着“新唐山”的城市发展步伐，现供热规模已达3000万平方米，热源以四大电厂为主，各热源热网之间联网运行。唐山市热力总公司的供热调度体系原为四个供热公司调度室分别调度热源及热力站参数，由总公司调度室向各供热公司调度室统一下达调度指令并实施监督的模式。随着近年多热源环网供热体系的逐步完善，原调度系统已不能适应发展的要求。2010年智能热网监控系统建成，将智能热网监控系统融入到了供热调度系统中,形成了由总公司中心调度室调度热源、监控热力站，各供热公司调度室调度热力站的新的两级调度模式。该模式经过验证，更加适应多热源环网的调度管理，并充分发挥了智能热网监控系统的作用，管理层次鲜明，调度效率显著提高。在明显改善整体供热效果的前提下，能源消耗指标显著下降。仅电厂热量一项，第一个供热季热量单耗指标较上一个供热季下降3.56％。第二个供热季对智能热网监控系统进行了完善，热量单耗指标在上一个供热季基础上又下降5.24％。 本人有幸参与了现有调度体系的构建与运行全过程，针对该类项目的实施有以下几点感触： 1 智能热网监控系统设备的硬件配置应有超前意识 唐山市热力总公司早在九十年代中期，就引进了供热自控设备，但限于当时技术局限，远程监控的配套成本太高，未进行大规模配套开发，而只是实行了自控系统本地控制。2010年规划智能热网监控系统时发现，由于当时的自控设备配置标准高、兼容性好，仍可以继续在现有系统中应用，使得项目的启动资金大幅减少。因此在智能热网监控系统开发规划中，软硬件系统均具备较强的通用性、良好的可扩展性和兼容性是非常重要的。 2 智能热网监控系统持续改进，需要供热技术专业和自控和软件技术专业紧密结合 智能热网监控系统是供热系统调度指挥的核心，是调度人员的眼睛和工具。智能热网监控系统持续改进的目的是不断满足供热生产的需求，即生产需求是系统功能所要达到的目标。要建立成熟、完善的智能热网监控系统，需要供热技术专业和自控及软件专业人员的紧密结合。供热技术人员要将调度工作流程、供热系统工艺流程、关注参数、主要设备情况等让自控及软
热网系统操作规程
热网运行规程1.1 设备规范 热网除氧器技术规范 热网疏水扩容器及疏水箱技术规范
热网加热器技术规范
1.1.1 热网系统投入 1.1.1.1 系统投入前的检查及恢复 a)热网投入运行前对系统的阀门、仪表、支架等设备进行全面检查，按《热网保护 试验卡》要求进行试验，并统计缺陷，及时联系有关单位处理； b)关闭热网首站供、回水管道上的所有放水门； c)热网供、回水管道上的所有放空气门适当开启，注水时通知热力公司设专人监视， 注水完毕后关闭热网供、回水管道上的所有放空气门。 1.1.1.2 热网运行前冲洗和试压。 a)供热管网供水压力接近运行压力时，冷运行2h，在充水过程中观察排气情况，检 查供热管网有无漏泄； b)蒸汽管进行暖管，暖管的恒温时间大于1h，暖管时及时排出管内疏水。疏水排净 后，及时关闭放水阀；
c)热水供热管网温升，每小时不超过20℃（或依照热力公司要求，但不得超过此标 准），在升温过程中，检查供热管网及补偿器、固定支架等附件的情况； d)热水管线在每次升压不超过0.3MPa（或依照热力公司要求，但不得超过此标准）， 每升压一次对供热管网检查一次； e)无特殊情况，应全开热网供、回水联络门，投入变频热网循环泵，应保证每台热 网加热器投入运行，使供热机组母管始终处于热态，以便事故状态下及时转移供 热负荷。 1.1.1.3 热网设备和系统进行检查及恢复 a)接到值长命令后，通知单元长和临机； b)通知化学准备足够的补水； c)联系热力公司，通知外网启动时间； d)热网系统所有设备、管道安装结束，保温完整； e)所有压力、温度、流量表，电动门、泵电机、变频器等设备已送电，开启热网各 热工仪表和信号一、二次门； f)LV阀和供热快关阀开关试验良好，联锁保护动作正确、可靠； g)各加热器事故疏水系统试验良好，水位计已投入，指示准确、可靠； h)供热抽汽管路逆止门前后疏水门开启，供热蒸汽母管低点疏水门开启； i)关闭补水泵出、入口截门； j)关闭热网除氧器加热蒸汽调节门、调节门前截门，开启前截门门前疏水； k)关闭热网除氧器水位调节门、调节门前截门，关闭热网除氧器再沸腾门，关闭热网除氧器溢流门及放水门； l)清扫热网滤水器完毕后，滤水器旁路门及放水门在关闭位置； m)开启热网滤水器进、出口门及滤水器排空气门，空气排净后关闭排气门； n)开启各热网循环水泵入口门，关闭各泵出口门； o)开启各热网加热器水侧出、入口门，开启循环水泵出、入口缓冲旁路门，热网循环水泵、加热器水侧出口放空气门见水后关闭； p)热网加热器进汽门在关闭位置，汽侧放空气门适当开启；汽侧放水门及加热器汽侧危急放水门在关闭位置，加热器水位计投入； q)检查热网加热器水侧旁路门在关闭位置； r)各热网循环水泵轴承润滑良好，机械密封严密； s)加热器水侧出、入口母管放水门在关闭位置； t)检查加热器疏水总门在关闭位置； u)疏水泵入口门全开，出口门全关，疏水泵入口母管排空气门开启，见水后关闭。 1.1.1.4 热网系统的充水
供热管网监测系统
供热管网监测系统设计 唐山平升电子技术开发有限公司免费技术服务：400-611-8633
目录 一、概述 (3) 二、系统解决方案 (3) 三、监控系统建设 (4) 3.1管线监测点建设 (4) 3.1.1微功耗测控终端特点 (4) 3.1.2、高能锂电池组供电方式测点设备配置 (5) 3.1.3 终端设备工作原理示意图 (6) 3.1.4终端设备安装方式 (6) 3.1.5 现场安装照片 (7) 3.2电池供电型超声波冷热量表 (7) 3.3、通信网络选择及系统运行分析 (8) 3.4、监控中心建设 (8) 3.4.1、系统安装环境 (8) 3.4.2、供热管网流量远程监控管理系统软件特点 (9) 3.4.3、系统特点 (11) 四、设备清单 (11) 1、中心监测系统 (11) 2、监测点现场 (12)
一、概述 某市热力总公司为了使居民度过一个温暖、祥和的冬天，确保优质的供热服务，积极筹划，精心准备，提早动手，扎实工作，今冬集中供热工作已全部启动。 为了保证安全供热，实现数字化科学调度管理，热力总公司计划建立一套“供热管网监测系统”。首期在管线上设立30个流量监测点，监测供水流量与回水流量，并计算出供回水流量差。 二、系统解决方案 由于管线监测点一般在表井下，取电困难，所以需要选择使用高能量电池供电型的设备来对供回水的流量进行计量，并且将这些数据通过GPRS 网络无线传输到中心。 该系统由四部分组成：监控中心、通讯网络、远程测控终端、计量与控制设备。 监控中心：包括服务器与供热管网流量远程监控管理系统软件； 通讯网络：中国移动GPRS网络平台； 远程测控终端：微功耗测控终端； 计量设备：电池供电型超声波流量计；
监控系统技术要求规范书
实用文档 变电站综合自动化系统 技术要求 XXXX公司 O—四年十月
文案大全
招标项目技术要求 说明：对于招标文件中标有“ * ”下画线的条款，投标人必须满足；对这些条款的偏 离可能会导致废标。 1适用范围及工程概况 1.1适用范围 本项目要求书适用于 10kV & 0.4 kV 变电站综合自动化系统项目 所用的变电站自动化系统，满 足实现高、中、低压设备智能化监控的集成。 1.2 工程概况 本项目变电所为10kV 变电站和0.4 kV 变电所，工程内容为 10kV 变电站增加一台高压配电设 备，0.4kV 变 电所增加相应的一套低压配电设备。 投标单位需将0.4 kV 变电所按照综合自动化系统的要求进行系统集成，具体要求如下: 1.2.1按要求提供系统后台硬 件及软件，软件必须有免于买方第三方侵权起诉的完整知识产权。 1.2.2设计并实施系统综合布线，该布线内容除网络布线外尚需包含低压柜等智能设备的通讯网络系 统的二次接线设计、端子排布置设计和供货及现场接线等。 1.2.3*提供智能仪表 YYEL2000系列硬件和配套的通讯接口软件，并接入监控系统，要求监控系统完 整采集中标设备可提供的有关参数如：电流、电压、功率、功率因数、有功电度、无功电度等。 1.2.4提供系统所需的操作台、椅、控制柜等。 2供货范围及工程要求 *投标方必须是施耐德公司电力配电监控系统的系统集成商，并且须具有相关的授权书资质; 近三年内具有两个以上的电力监控系统的系统集成业绩。 2.1 *低压开关柜上的多功能智能型电力参数测量仪必须为 液晶显示屏、 10 模块、通讯接口等。 2.2设备的生产制造应按照设计图纸进行。 卖方责任范围 负责提供所供系统（设备）与其它系统（设备）的接口要求，配合相关的接口设计。 提供所供系统（设备）的技术文件、拓扑图、技术资料及与其它（系统）设备的接口设计。 YYEL2000系列，每台仪表应配置大屏幕 2.3 设备的包装及运输应符合相关标准要求。 2.4 设备的交货地点：XXXXX 工地。 2.5 设备的交货日期：合同签订生效后 1个月内。 2.6 设备的现场安装、调试：现场条件具备后进场。 3.1 负责监控系统的设计、生产、安装调试。 3.2 3.3 3.4 负责对买方技术人员的培训。
精编【OA自动化】长治市集中供热热网自动化控制系统技术
【OA自动化】长治市集中供热热网自动化控制系统 技术
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长治市集中供热热网自动化控制系统 招标文件 (技术部分) 招标编号：HT2016-186 项目名称：长治市集中供热热网自动化控制系统 招标人: 长治市惠城热力有限公司(盖章)
招标代理机构: 山西海通工程招标有限公司(盖章) 日期：二○一六年九月
目录 目录1 1总则-1- 1.1项目总体介绍-1- 1.2承包商的职责范围-5- 1.3承包商与业主的联系-7- 2投标商的资质要求以及制造商的要求-7- 2.1投标商须知-7- 2.2投标商的资质要求-8- 2.3制造商的要求-8- 3热网控制系统总体技术要求-9- 4控制系统设备的安装、调试、验收-12- 4.1设备的安装、调试-12- 4.2设备的验收-12- 5设计联络与培训-13- 5.1设计联络会议-13- 5.2技术培训-13- 6承包商应提供的技术资料-14- 6.1硬件资料-14- 6.2软件资料-14- 7售后服务和备品备件-14- 7.1售后服务-14- 7.2备品备件-14- 8设备及软件技术要求-14- 8.1GPS校时系统-14- 8.2DLP大屏幕显示系统-15- 8.3.计算辅助设备以及附件-19- 8.4自动化检测仪表--技术要求-24- 8.5电视监控系统-31- 8.6热网计算机监控系统-34-
8.7现场控制系统技术要求-41- 8.8监控软件（SCADA软件）-45- 8.9工业实时数据库软件-51- 8.10水力仿真软件-53- 8.11热网控制软件技术要求-58- 8.12热力站控制要求-64- 8.13通信系统与通信软件-67- 8.14地理信息系统（GIS）-67- 8.15其他-67- 9设备清单（增加防火墙、杀毒软件，工业级）-68- 9.1热网调度室监控系统及辅助设备（设置在热力公司办公楼内）-68- 9.2热力站仪表及控制系统（一系统）-69- 9.3热力站仪表及控制系统（二系统）-70- 9.4热力站仪表及控制系统（三系统）-71- 9.5热力站仪表及控制系统（四系统）-71- 9.6生产报表系统-72-
IDH智能热网简介
当代的IDH(Intelligent District Heating)智能热网监控中心不同于以往的监控中心，在很多方面有新的特点和新的要求。本文尝试从各角度各方面与业内朋友分享IDH智能热网中的一些新特点、新技术、新方向。 1.大数据 当代IDH智能热网的在线监控和管理范围已经不只是热源、热网和换热站，已经深入到每一户住户的监控，每户的数据包括室温、设定温度、阀门状态、累计开阀时间、分摊热量、户表热量、流量、供水温度、回水温度等，另外还有电池电量、通讯状态、各种故障等数据，每户的数据量达到20个。对于10万户热用户的热力企业而言，每小时的数据量就在200万条。这就要求智能热网监控中心的数据吞吐能力达到大数据量级。 IDH智能热网一般要求单系统最大容度为： ■100 万户 ■ 1 亿平米 ■1000个换热站 ■大于10 年历史数据 ■20,000,000 IO数据点 ■同时使用人数1000 人 系统还要求具有集群能力，集群系统最大容度达到1000万户，10亿供热面积。 为满足这一要求，北京硕人时代科技股份有限公司数据中心在设备和系统部署方面采用了负载均衡器、光纤存储、磁盘阵列、虚拟化服务器、通讯冗余、专门为远程测控高数据吞吐设计的专用通讯机群、远程隔离交换机等。软件系统设计为分布式构架，采用高速Socket 接口和专用的高速通讯协议；采用大型数据库作为存储基础，同时设计有高速数据访问缓冲层，满足高密度数据访问的要求。 2.高级数据安全 数据安全在当代的IDH智能热网中有更高的要求。除了一般配置的防火墙、存储冗余外，在对数据安全的更高要求下，高级容灾得到更深度的应用，主要包括：自动火灾灭火，与一般消防不同，该系统在灭火的同时能保证硬件设备，特别是硬盘不受损；异地容灾，即在与中心距离较远的地方设立后备中心，定期同步主中主的数据。 3.基于在线大数据的专业分析 将海量的现场状态以数据的方式汇集到IDH智能热网中心，这是IDH的基础。但对这些数据深入分析，给运营管理提供依据和指导则是系统的增值点。下面选几个具有代表性的专业分析模块介绍给大家： a)供热质量分析 供热质量，简单地说，主要指室温的满足度，深入地说指满足室温前提下的供热生产效率，即是否达到了最优的节能效果。 IDH 供热质量分析模块基于IDH 监控系统的数据，全方位分析供热质量，帮助热力企业提升供热服务质量，挖掘节能潜力。 系统以饼图等方式展示不同范围内基于汇总数据分析统计出来的室温分情况，基于室温分布情况，可进行总能能耗状态分析节能潜力分析、异常用热识别、供热质量及用户满意度评估等分析。
供热管网热力系统热源热网换热站的平衡调节方法
供热管网热力系统热源热网换热站的平衡调节方法发布时间：2011-7-8 我们只要把热源、热网、换热站、用户作为一个统一的体系进行分析采用多变量复合控制法，其控制效果及稳定性会大大提高。就是由调度监控中心计算机把热源和各个换热站测量的数据统一进行分析处理，既考虑各个换热站的调节反馈变化情况，又考虑整个热网及热源总的变化情况，由热源厂或调度中心进行主动调节，实现整个热网的动态平衡调节，做到尽可能的节能运行。现提出以下两种供热调节控制方式供大家讨论： 一、供回水平均温度控制，引入供、用热总量相对变化量的控制方法： 各换热站采用二次网供回水平均温度控制和热源供热量与各换热站用热总量的相对变化量的复合控制方法，其给定控制目标为各换热站二次网供回水平均温度，调节对象为该换热站一次网的供水流量。 根据热网热量平衡和控制原理可建立如下动态平衡表达式： tghi ＝（ηKiQR）÷（∑Qhi＋Q0+Q补）×tgh ΔQ总＝ηQR－（∑Qhi＋Q0+Q补） 平均调节系数S为：（ηKiQR）÷（∑Qhi＋Q0+Q补） S>1为升温过程，S<1为降温过程。 tghi——某一换热站控制器的给定值，即目标值； tgh——各个换热站的二次网供回水加权平均温度，或面积加权平均温度； QR——热源出口供热量（一个调节周期的累计值），多热源联供管网时为各热源供热量之和；Ki——修正系数或权重系数； η——一次供热管网平均输送效率； Qhi——各换热站一次网供热量（一个调节周期的累计值），Qhi也可取该换热站瞬时供热量的采样平均数与调节周期的积； ΔQ总——一个调节周期热源供给各换热站的总热量与各换热站实际用热量的差。 换热站控制器比较给定值与该换热站供回水温度平均值（tg+th）/2的差值进行范围调节。考虑热惰性问题，各换热站给定值不易频繁变化，一个调节周期对各换热站目标值进行一次调整，调节周期（换热站目标值的给定）一般以30～60分钟较合适，根据管网特性不同选择不同的调节周期。其控制特点如下： 1、热源厂供热量是全网供热效果随室外温度变化的主控量。在主热源基本不变的情况下，调峰热源根据室外温度变化和ΔQ总的变化进行预见性主动提温或降温调节,主动提温或降温时ΔQ总相应大于零或小于零（实际为某一控制范围），非主动提温或降温时根据ΔQ总的变化相应跟踪调节。用户室温的平均值变化作为热源调节的参考量。把各换热站的被动调节变为整个热网的热量动态分配。换热站二次网温度变化为阶梯式递增或递减变化。 2、其优点在于把热源供热总量与所有换热站实际用热量的相对变化引入对换热站给定目标控制量后，能比较及时有效地进行平衡调节，热源供热量增加或减少，换热站控制器给定值相应增大或减小，热网再大各换热站参数变化相对于热源参数的变化控制在一个调节周期内，能够缩短质调节时各换热站温度比的时间差。 3、在热负荷变动时热网总流量要同时变化，要求一次网循环泵要能适应流量变化的需要（满足一次网阻力最大换热站流量变化的需要），即实现同步调节，这样还可同时保持一次网供水温度的相对稳定（温度升高或降低一个变化量Δt引起流量增加或减少一个量ΔG，因而供热量增加或减少，使温度不在继续升高或降低就达到了热量调节目标）。即换热站一次网整个调节过程是以流量调节为主（满足最大、最小流量限制要求），温度调节为辅(相对变化幅度较
热网监控系统
热网监控系统技术方案 1、概述 随着国民经济的不断进步和人民生活水平日益提高，社会对环境的要求越来越高。近年来国家大力提倡城镇集中供热，改变原来各单位、各片区自己供热、单独建立锅炉房给城市带来的污染，由城市外围的一个或者多个热电厂提供热源，市内各片区建立换热站，统一给用户供热。因此建立一套完善的热网生产调度系统，对热网进行监测和有效的调节，以降低能源消耗和提高供热质量成为供热管理的迫切需要。热网监控系统为供热管理人员提供集中供热系统的运行状况，帮助工作人员选择合适的运行方式，进行优化生产和运行。监控系统提供的数据实时、准确，使热网的调控有了可靠的依据。系统的投入不仅明显改善了供热效果，还节约了大量的能源，既能保证热量充足时减少热能的消耗，又能保证热量不足时热量的均摊，对保证供热质量、节约能源起到了积极作用。 为了实现热源控制一体化，热网智能化，终端用户信息化；解决了系统整体过量供热，管网存在水力失调，室温存在冷热不均及锅炉冷凝水的问题，达到整个系统的节能目的；提高了供热品质及舒适度，延长了设备的使用寿命。为此我们集中公司中的科研力量开发了具有自主品牌的——“‘耐威科’城市供热管网集中控制管理平台”（以下简称：耐威科管理平台），该平台是集现代计算机技术、自动控制技术和通讯技术为一体的。整个耐威科管理平台分为用户计量与控制系统、‘耐威科’无人值守换热站控制系统（以下简称：控制系统）和集中控制监控管理中心（以下简称管理中心）三个部分。
2、热网监控系统的组成及特点 整个热网监控系统分为三个部分：集中控制监控管理中心、‘耐威科’无人值守换热控制系统和室内无线通讯计量与控制系统。 2.1集中控制监控管理中心 2.1.1集中控制监控管理中心组成 集中控制监控管理中心由上位机、服务器、上位管理软件、交换机、GPRS 解析终端等设备组成。它可以宏观掌握整个供热系统运行状况、运行质量。保证供热系统的运行参数。对热网的水力工况和热力工况进行全自动调节，解决各换热站的耦合影响，消除热网水平失调，平衡供热效果。同时他可以监控整个供热区域内的所有用户的用热情况，并根据实际情况对用户的用热情况进行调节。 2.1.2集中控制监控管理中心特点 ◇超大系统容量。可以同时容纳上万个I/O 点，10万个以上监测数据采集点；◇超长时间数据存储。由于管理中心采用了专用的数据库存储系统。数据存储时间可达50 年上。存储数据可达T级。 ◇全面系统冗余处理。包括数据库冗余，系统冗余，通讯冗余等。 ◇全面的热网系统管理。根据热网系统的特点，可以把系统分为许多小的管理单位； ◇灵活定制各级管理员及管理权限； ◇数据自动报警显示。包括声光提示等； ◇大分辨率显示器和投影仪支持； ◇同时支持B/S，C/S 结构网络访问；
智能热网改造整体经济效益分析
智能热网改造整体经济效益分析 摘要：本文主要针对智能热网改造整体经济效益进行分析探讨。 关键词：智能热网；改造整体；经济效益 2013年，石家庄华电供热集团实施了石热、裕华区域智能热网远程监控系统改造，2013-14采暖季两区域单位面积热指标（W/m2）与2012-13采暖季同期相比分别下降了11.17%和11.38%；但全网平衡控制策略2013年12月底投入后充分发挥了系统的节能效果，单位面积热指标同比进一步下降到13.8%和14.33%；整个采暖季石热裕华区域单位面积热指标低于鹿华区域6.54%，2014年1-3月份低于鹿华区域9.63%；从以上情况可以看出，按照比较保守的统计，可以认为如2013-14采暖季西部区域智能热网按期投入，将比2012-13采暖季热耗至少降低10%。 采用供热行业常规经济测算方式，石热、裕华及西部区域均以2012-2013采暖季购热量数据为基础，节能率为10%，进行经济效益测算如下：从上表可以得出， 石热区域采暖季节约购热量为4206022×10%=420602.2GJ 裕华区域采暖季节约购热量为4925355×10%=492535.5GJ 鹿华区域采暖季节约购热量为 4442131×10%= 444213.1GJ 北城区域采暖季节约购热量为 1222268×10%= 122226.8GJ 石热供热系统降低供热负荷40.57MW，采暖热指标降至48.28W/m2，节省的热量可以多供面积84.03万平方米； 裕华供热系统降低供热负荷47.51MW，采暖热指标降至49.76W/m2，节省的热量可以多供面积95.46万平方米； 鹿华供热系统降低供热负荷42.84MW，采暖热指标降至62.65W/m2，节省的热量可以多供面积68.39万平方米； 北城供热系统降低供热负荷11.79MW，采暖热指标降至44.66W/m2，节省的热量可以多供面积26.40万平方米； 合计节省的热量可多供274.28万平方米。 各供热区域内居民和非居民采暖面积比例分别按80%：20%；居民供热价格按18.55元/m2测算，非居民供热价格按33.1元/m2测算； 则综合采暖收费价格为 18.55×80%+33.1×20%= 21.46元/m2 据此推算，石热供热系统每年增加采暖收费1803.28万元；裕华供热系统每年增加采暖收费2048.57万元，鹿华供热系统每年增加采暖收费1467.65万元，北城供热系统每年增加采暖收费566.54万元，合计5886.04万元。 同时，监控系统改造后可以有效降低隔压换热站循环流量，进而节省电能费用支出。2013-2014采暖季隔压换热站供热面积约1500×104m2，实耗电费1584万元，每平方米电费消耗1元。现状管网调节条件下，每104m2循环流量约11t/h，监控系统改造完成后可将每万循环流量降低至8t/h，根据循环水泵的轴功率计算公式（P=2.73HQ/η），经简单计算，改造完成后可降低电耗27%。2014-2015采暖季，改造区域供热面积将达到2000×104m2，按照现状条件电费消耗每平米1元节省27%计算，全采暖季可节省够电成本540万元。 石热、裕华区域智能热网改造投资为4700万元，西部区域和热一区域智能热网改造投资为4789万元和1800万元，供热集团合计智能热网投资为11289万元，静态投资回收期为1.92年。 参考文献： [1]张然.城市智能热网综合管控系统应用研究[J].科学中国人，2016（24）：118-119. [2]何乐，李琳.IDH智能热网系统在供热系统上的应用分析[J].区域供热，2017（2）：76-
采暖供热系统的应用
采暖供热系统的应用 采暖供热系统的应用 摘要：随着环保要求的提高和电力峰谷差的拉大，燃煤锅炉采暖受到严格限制，而其他采暖形式，如燃气采暖、电动采暖和蓄热的应用，开始受到关注。本文对热电联产、燃气锅炉、电炉、电动热泵以及蓄热的应用前景做初步的分析与探讨。关键词：采暖蓄热应用 中图分类号：F407.61文献标识码：A 文章编号： 一、引言近年来，我国大气污染日益严重，人们要求保护环境、净化天空的呼声日益增高，而北方冬季城市空气污染的重要来源是采暖燃煤锅炉所排放的粉尘和有害气体。与此同时，许多地区电力出现了相对过剩、电力峰谷差不断拉大的现象。例如，东北电网系统的最大峰谷差已是最大负荷的37%，而华北电网已达峰负荷的40%[1]。为解决电力系统的这种供需矛盾，电力系统用户侧和发电侧均采取了一定措施。在发电方面，一大批初投资巨大的抽水蓄能电站、运行费昂贵的燃油燃气尖峰电站相继建成并投入调峰运行，甚至一些高参数的大型火电厂也以被迫降低发电效率为代价而参与电力调峰。同时，电力系统也加强了用户侧管理。例如，采取分时电价，鼓励用户在电力低谷时多用电，在电力高峰时少用电。因此，在环保要求高的城市采暖供热中，燃煤锅炉房或燃煤炉灶将严格限制使用，取而代之的几种可能的采暖形式主要有集中供热的电锅炉、大型电动热泵和燃气锅炉房以及分散在用户房间内的家用燃气炉、电暖器。同时，为减小电力网发电的峰谷差，也可考虑在供热系统中设置蓄热装置，使得在满足采暖要求的同时，对电力负荷起到削峰填谷的作用。为此，本文将对上述采暖系统形式的应用作初步的分析与探讨。 二、各采暖系统应用分析1.传统采暖供热系统 传统的采暖供热系统主要有锅炉采暖系统和热电联产集中供热系统。