關于北方某電廠改造替代供熱方案

(黑龍江省林業設計研究院，哈爾濱 150080)

0 引 言

北方某熱電廠現熱源規模為1×130 t/h流化床鍋爐+3×130 t/h煤粉鍋爐+1×B12+2×CC12汽輪發電機組，4×70 MW熱水燃煤鍋爐(實際出力50 MW)、5×116 MW熱水鍋爐。由于3×130 t/h煤粉鍋爐+1×B12+2×CC12汽輪發電機組為1985年建設投產，現已達到服役年限，且環保排放不達標。

根據2017年12月5日，國家發展和改革委員會等十部委發布“關于印發北部地區冬季清潔取暖規劃(2017-2021年)的通知(能改能源[2017]2100號)”，該文件要求現有火電廠和燃煤鍋爐自2019年1月1日起，要求熱電聯產機組和城市城區的燃煤鍋爐必須達到超低排放(即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50 mg/m3)。為此，需要對3臺130 t/h煤粉鍋爐脫硝升級改造，只能選擇SCR脫硝工藝，SCR脫硝裝置占用空間大，在現場老舊設備上很難具備安裝空間。因此，三臺130 t/h煤粉蒸汽鍋爐將無法實現脫硝升級改造，2019年1月1日起，將無法實現煙氣中氮氧化物達標排放。

截止目前，三臺130 t/h煤粉鍋爐及配套3臺12 MW汽輪發電機組已超過國家規定的使用年限，屬于超期服役，經過多年運行使用，設備老化、磨損嚴重，存在金屬疲勞等嚴重安全隱患。如果繼續使用，將對生產帶來重大安全隱患，嚴重影響冬季安全供暖。而且由于超期服役，自2017年4月省電力公司已停止對該企業熱電廠上網電量結算，嚴重影響了企業的正常生產經營。

鑒于上述情況，對三臺130 t/h煤粉鍋爐和三臺12 MW汽輪發電機組進行替代建設，勢在必行。

1 改建機組建設方案

按照節能環保、煤種適應性廣以及符合國家能源政策和可持續發展戰略，擬采用循環流化床爐型。

基于以上幾點要求，本次改造鍋爐擬選裝機方案如下：

方案一：改建3×130 t/h高溫高壓循環流化床蒸汽鍋爐替代原有煤粉鍋爐。

方案二：改建3×130 t/h中溫中壓循環流化床蒸汽鍋爐替代原有煤粉鍋爐。

方案三：新建2×220 t/h高溫高壓循環流化床蒸汽鍋爐替代原有煤粉鍋爐。

根據“熱電聯產、以熱定電”的原則及熱負荷資料和鍋爐蒸發量，擬定三種機組方案，通過比較后，確定合理的機組方案。

原有一臺130 t/h鍋爐為循環流化床鍋爐，為中溫中壓參數，故在考慮方案時擬選一種與其相同參數的方案。但由于此種參數的大容量背壓機組(主要指單機容量50 MW以上)沒有成熟機型，故只能選擇兩臺25 MW機組。另外兩種方案選用高溫高壓參數，詳見如下論述：

方案一：改建3×130 t/h高溫高壓循環流化床蒸汽鍋爐配1×60 MW高溫高壓抽背式汽輪發電機組+改建1×12 MW中溫中壓抽凝式汽輪發電機組配原有1×130 t/h中溫中壓循環流化床蒸汽鍋爐。

方案二：改建3×130 t/h中溫中壓循環流化床蒸汽鍋爐配2×25 MW中溫中壓抽背式汽輪發電機組+改建1×12 MW中溫中壓抽凝式汽輪發電機組配原有1×130 t/h中溫中壓循環流化床蒸汽鍋爐；

方案三：異地新建2×220 t/h高溫高壓循環流化床蒸汽鍋爐配1×80 MW高溫高壓背壓式汽輪發電機組+改建1×12 MW中溫中壓抽凝式汽輪發電機組配原有1×130 t/h中溫中壓循環流化床蒸汽鍋爐。

1.1 方案一汽平衡

背壓機承擔基本熱負荷，當熱負荷超過背壓機最大供熱能力時，投運熱水鍋爐供熱供熱。

1臺60 MW高溫高壓抽背壓機組+1臺12 MW中溫中壓抽凝機組+4臺50 MW熱水鍋爐汽(熱)平衡計算表，見表1。

表1

根據采暖期熱平衡圖，計算出汽機的發電功率：

8.83 MPa、535 ℃蒸汽焓值為3 476 kJ/kg，至首站熱網加熱器蒸汽焓值為2 770 kJ/kg，工業抽汽蒸汽焓值為2 944 kJ/kg，發電機組電效率取0.96，以此計算發電功率。

P=0.96×[(3 476-2 770)×264.2+(3 476-2 944)×70]/3 600=59.67 MW

根據計算結果可知，發電機機功率為59.67 MW，在保證安全生產的前提下，盡可能全部利用過剩蒸汽進行發電。因此，發電機選配要大于最大工況時蒸汽發電所產生的電功率向匹配，因此，發電機容量60 MW的是最適宜的。

運行方式說明：采暖期最大負荷工況，60 MW汽機基本處于滿發狀態，至熱網首站排汽量為264.2 t/h，工業用汽抽汽量為70 t/h，背壓機額定工況最大供熱能力為178.7 MW。其它不足熱負荷由原有4臺50 MW熱水鍋爐及原有12 MW抽凝機組供熱。

1.2 方案二汽平衡

背壓機及原有12 MW抽凝機組承擔基本熱負荷，當熱負荷超過而二者的最大供熱能力時，投運熱水鍋爐供熱。

2臺25 MW中溫中壓抽背壓機組+1臺12 MW中溫中壓抽凝機組+4臺50 MW熱水鍋爐汽(熱)平衡計算表，見表2。

表2

方案二：采暖期最大、平均負荷工況熱平衡圖

根據計算結果可知，發電機機功率為44.86 MW，由于中溫中壓參數單機容量25 MW以上機組很少有成型設備，故按2臺汽機計算，即44.86 MW/2=22.43 MW，在保證安全生產的前提下，盡可能全部利用過剩蒸汽進行發電。因此，發電機選配要大于最大工況時蒸汽發電所產生的電功率向匹配，因此，單臺發電機容量按25 MW選配。

運行方式說明：采暖期最大負荷工況，25 MW汽機基本處于滿發狀態，至熱網首站排汽量為268.5 t/h，工業用汽抽汽量為70 t/h，背壓機額定工況最大供熱能力為181.6 MW。其它不足熱負荷由原有4臺50 MW熱水鍋爐及原有12 MW抽凝機組供熱。

1.3 方案三汽平衡

背壓機承擔基本熱負荷，當熱負荷超過背壓機最大供熱能力時，投運熱水鍋爐供熱供熱。工業熱負荷全部由改建后的12 MW機組供應。

1臺80 MW高溫高壓背壓機組+1臺12 MW中溫中壓抽凝機組+4臺50 MW熱水鍋爐汽(熱)平衡計算表，見表3。

表3

續表3

類別項 目單位最大工況平均工況采暖熱負荷采暖熱負荷MW390253.2280MW汽機供采暖熱負荷MW23423412 MW汽機低真空供采暖熱負荷MW404050MW熱水鍋爐采暖熱負荷MW1500熱平衡MW+34+20.78

運行方式說明：采暖期最大負荷工況，80 MW汽機基本處于滿發狀態，至熱網首站排汽量為393 t/h，背壓機額定工況最大供熱能力為234 MW。其它不足熱負荷由原有4臺50 MW熱水鍋爐及原有12 MW抽凝機組供熱。

改建后12 MW汽機最大工業抽汽量只能供應80 t/h，最大熱負荷時缺口40 t/h。建議盡早與相關用汽業主溝通，減少部分工業熱負荷供應量。

2 改建機組方案比較及推薦方案

根據擬選的三個方案汽熱平衡來看，均可滿足現有供熱負荷替代要求，本次方案比較，主要從投資、經濟性、運行方式、以及國家相關產業政策要求來進行比較，最后得出推薦方案，見表4。

表4 改建機組方案綜合比較表

續表4

序號比較內容方案1:3×130t/h +1×60MW抽背機組方案2:3×130t/h +2×25MW抽背機組方案3:2×220t/h+1×80MW背壓機組比較結果7與國家產業政策要求 無論機組參數還是容量,均符合《熱電聯產項目可行性研究技術規定》和“發改能源[2016]617號—熱電聯產管理辦法”要求。 從技改角度,同參數改建將來運行較方便,但此參數屬于淘汰型參數,不符合國家相關產業政策。 無論機組參數還是容量,均符合《熱電聯產項目可行性研究技術規定》和“發改能源[2016]617號—熱電聯產管理辦法”要求。屬于供熱主流產品。方案3較優8建設期供熱安全保證性整個建設期需要兩年完成,需要考慮過渡期備用熱源。整個建設期需要兩年完成,需要考慮過渡期備用熱源。 整個建設期需要兩年完成,對原供熱體系沒有什么影響,不需要考慮過渡期備用熱源問題,可在本工程完全建成投產后再停運或拆除原有3臺130t/h煤粉爐。方案3較優

從上表的比較分析可知，在產品成熟度、機爐匹配性方面，各方案相當；在運行靈活度、初始投資以及原系統利用率方面方案二較優，但在最核心、關鍵的運行經濟性、國家相關產業政策要求方面以及過渡替代、對供熱安全可靠影響方面，方案三占絕對優勢，故推薦方案三：異地新建 2×220 t/h高溫高壓循環流化床鍋爐+1×80 MW背汽輪發電機組。

3 結束語

供熱機組有背壓機或抽凝機兩種型式。抽汽機運行靈活，電、熱負荷調整方便。背壓機年運行時間受熱負荷影響，當沒有熱負荷或熱負荷很低時無法運行。背壓機沒有冷源損失，機組熱效率高。

本工程所供熱力主要為城市居民供熱，具有穩定的熱負荷，根據國家發展和改革委員會發改能源[2004]864號文件《國家發展改革委關于燃煤電站項目規劃和建設有關要求的通知》，對于有充足、穩定的工業熱負荷和采暖負荷的地區，原則上建設背壓式機組。故改建供熱機組方案按背壓機組選擇是合理、可行的，符合國家的相關產業政策。

本工程屬集中供熱熱電聯產項目，工程主要任務為利用煤進行發電、供熱。本供熱方案認為從本企業目前供熱狀況、城市建設熱負荷發展、熱源建設規劃、電力需求、地區經濟發展、能源供給和投資條件以及國家能源利用政策看，方案采用的技術路線是合理、可行的，符合國家有關政策規定，體現了高效、節約用能思想，主要能量轉換設備選擇均為國家推薦高效節能產品。鍋爐選用循環流化床鍋爐，該鍋爐適用燃料范圍廣、燃燒效率高；汽輪機選用背壓式汽輪發電機組，進行排汽供熱，熱能完全利用，沒有冷源損失。故本供熱改造方案技術路線制定、主要能量轉換設備選擇、技術參數設定基本合理，能量轉換、能源利用效率較高，環保效果較好，是可行的技術路線。

綜合上述分析研究，本供熱改造方案認為該工程技術路線制定合理可行，符合國家能源利用政策和熱電聯產建設規定，是目前國家鼓勵提倡的熱電聯產技術路線，具有很好的節能環保效益。