电热供需矛盾下的辽宁地区热电机组规划研究

宋卓然，张子信，张明理，王 勇，顾同刚

（1.国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院，辽宁 沈阳 110015；2.国网辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006）

电热供需矛盾下的辽宁地区热电机组规划研究

宋卓然1，张子信1，张明理1，王 勇2，顾同刚2

（1.国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院，辽宁 沈阳 110015；2.国网辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006）

辽宁乃至东北地区受经济形势影响，用电增长低速徘徊，同时集中供热面积缺口大，热力与电力如何协调发展的问题亟待解决。分析了辽宁地区电力供大于求与热力供小于求的矛盾问题，系统论述了现有的供热方式、技术、经济、环境保护等方面的优势与劣势，提出采用背压机组加大型热水锅炉为主的多元供热方式作为辽宁地区热电发展规划主要思路，并通过经济分析验证了该方式的可行性。

电力供需；热力供需；供热平衡；供热方案；经济评价

受经济发展处于三期叠加阶段影响，东北地区负荷在十二五末期增长放缓，电源装机发展速度远远超过了负荷增长需求。目前，东北电网已全面呈现供大于求的用电形势，辽吉黑及蒙东火电装机利用小时数分别为4 353 h、3 433 h、4 134h、4 278 h，均排在全国后五位之中。由于富裕电力较多，本地区消纳能力有限，现已向华北送电约300万kW，造成了煤电倒流的不合理局面。辽宁电网机组利用小时数连续9年持续下滑，统调火电利用小时数已由2006年最高时的6 000 h下降到目前的4 200 h左右。

在辽宁负荷增长速度放缓的情况下，随着风电的快速发展、供热机组容量不断增加、核电机组陆续投产，辽宁电网出现了低谷调峰困难、难以全额接纳清洁能源发电的情况，导致风电、核电窝电现象出现。因此，科学制定电力、热力协调发展规划是能源发展的重要基础。

为提高供热效率，创新热电规划技术，文献［1］综述了热电联产面临的企业亏损、供热规划与电力发展规划不协调等问题，文献［2］通过对三北电网区域现役电厂供热改造可行性研究的调研评估分析，论证了城市周边现役电厂125 MW及以上纯凝机组供热改造在技术上是可行的；文献［3－5］以供热联合循环机组为研究对象，分析了主机选型、联合循环配置、燃机系统的优化措施，使机组性能得到优化；文献［6－7］针对不同类型机组热电负荷优化分配问题进行建模，提高了热电厂运行的经济性；文献［8］提出黑龙江省热电规划重点是发展单机容量300 MW的大型热电联产项目，文献［9］结合上海市居民采暖不需要集中供热的地区特点，以服务石化、钢铁、轻纺、造纸工业企业热负荷角度进行了热电机组规划。文献［10－11］从热电机组运行角度，建立了冷热电联供生产成本和环境成本目标函数，运用目标隶属度函数模糊算法，将其转化为单目标优化并利用二次规划法求解。既有的研究局限于个体热电机组的优化运行研究，并且与辽宁地区热负荷、电负荷特性不尽相同。

本文结合经济发展新常态下，面对地区装机过剩、用电量增速放缓、热负荷需求持续增加的新的复杂环境，立足于供热规划与供电规划协调发展，提出有效的热电发展规划方案。

1 辽宁地区电热供需基本形式

1.1 电力供需基本形式

根据地方政府的经济发展目标以及电力历史弹性系数进行负荷预测，十三五负荷增长率约为7.2%，辽宁省2015—2020年电力平衡结果如表1所示。辽宁省目前电力盈余装机约442万，随着负荷的增长装机盈余状况将在2020年发生转变，2020年缺少装机379万kW。

表1 辽宁省2015—2020年电力平衡表万kW

1.2 热力供需基本形式

辽宁省是城市化率比较高的省份，全省总人口4 375万。其中城镇人口2 717万，占62%。城市规模扩展和城市化进程的加快，人民生活水平的不断提高，导致集中供热负荷需求急剧增加，2014年，全省城市建筑面积约8.5亿m2，其中大中型热电联产占城市集中供热面积41%。燃煤热水锅炉占比50%（其中29 MW以下燃煤锅炉供热面积占比15%）；燃气锅炉占比1%；其它（含水源和地源热泵等供热）占比8%。根据国家及地方政府节能减排相关政策，29 MW以下燃煤锅炉为高耗能低效率供热方式，将逐步被淘汰。届时，燃煤锅炉供热占比将下降为35%，热电联产供热面积比例将上升到56%。

预计2015年城市采暖建筑面积达到9亿m2，新增采暖面积0.5亿m2；到2020年，供热面积超过11.58亿m2。新增采暖面积3亿m2。

2 主要供热方式及机组类型

2.1 热电联产

电厂锅炉产生的蒸汽驱动汽轮发电机组发电以后，排出的蒸汽仍含有大部分热量被冷却水带走，因而火电厂的热效率只有30%～40%。如果蒸汽驱动汽轮机的过程或之后的抽汽或排汽的热量能加以利用，可以既发电又供热。这种生产方式称为热电联产。其热效率可达80%～90%，能源利用效率比单纯发电约提高1倍以上。

a.大型抽凝供热机组。单机容量达到20万kW及以上，包括20万kW、30万kW、33万kW、35万kW热电机组，主要用为热电联产、集中供热。单台20万kW热电机组供热能力200 MW，单台30～35万kW热电机组供热能力300 MW。抽凝式汽轮机组的特点是，对热负荷的适应性好，运行调节灵活可靠。一般情况下2台350 MW级抽凝机组，可满足1 200万m2以上的采暖供热面积。

b.大型凝汽机组改造抽汽机组供热。将原有30万kW、33万kW、60万kW凝汽机组改造为抽汽机组，主要用为热电联产、集中供热。改造后的30～33万kW抽汽机组供热能力150 MW，60万kW抽汽机组供热能力300 MW。该改造方式的优点是改造投资相对较少，不用新增机组容量，缺点是受原机组汽缸结构条件制约，机组抽汽能力有限。

c.中型抽凝供热机组。包括10万kW、12.5万kW、13.5万kW热电机组，主要用为热电联产、集中供热。

d.背压供热机组。包括1.2万kW、1.5万kW、2.5万kW、5万kW背压机组，除解决工业热负荷外，还可通过汽水换热为采暖热用户供热。背压机组是真正意义上的热电联产机组，机组不设置凝汽器，直接利用高参数的排汽提供采暖或工业用蒸汽，由于机组不存在冷源损失，具有最高的热力循环效率，从而降低了发电煤耗、节约能源，故而得以广泛应用。然而，背压机亦有下述缺点：对负荷变化的适应性差，机组发电量受制于热负荷变化。当低热负荷时，汽轮机效率下降，从而使经济效益降低。对于常年用热在6 000 h或以上，且只有一种参数的稳定的热用户，选用背压式机组是最理想的。1座2台5万kW背压机组的电厂供热面积在1 000万m2左右。

e.小型抽凝供热机组。包括6 000 kW、1.2万kW、2.5万kW、5万kW抽凝热电机组，利用小型抽汽机组汽水换热供热。

f.企业自备热电机组供热。除解决各自企业生产用汽外，为周边提供部分采暖用热。

g.小型热电机组与大型热水锅炉联合供热。随着热负荷的增加，部分小型热电机组厂区内扩建大型热水锅炉，为采暖热用户供热。

2.2 区域锅炉房供热

大型热水锅炉供热方式越来越多的应用在供热行业，具有投资省、见效快、热效率高等优点。特别是随着大型循环流化床锅炉技术的成熟，单台容量168 MW、116 MW、70 MW、58 MW的循环流化床热水锅炉在我国得到快速发展和应用。当然，大型热水锅炉项目由于只供热、不发电，需要电网提供大量的电力，增加了大型热水锅炉项目的供热成本。另外，还有许多单台容量29 MW以下的低效率燃煤锅炉运行，浪费能源、污染环境。

a.大型热水锅炉供热。在热电厂供热区域外，新建、扩建大型热水锅炉供热系统；在热电厂供热区域内，新建、扩建大型热水锅炉作为大型热电厂调峰热源。根据统计，大型热水锅炉供热规模在各大城市所占比例均较大，单台168 MW热水锅炉可以满足320万m2的供热。

b.中小型热水锅炉供热。单台容量29 MW以下的热水锅炉供热系统。由于该规模的燃煤链条锅炉供热量小、锅炉热效率低，均在规划拆除的范围内；对于该规模新型高效煤粉锅炉由于锅炉热效率高，符合分布式供热系统的相关条件，应有条件保留。

c.大型供热锅炉与污水源热泵联合供热。大型热水锅炉、蒸汽锅炉与污水源热泵联合供热，蒸汽锅炉主要提供热泵机组动力，排汽汽水换热供热。通过能源梯级利用、利用中水热量、节能减排，节能量达30%以上。

3 供热方案分析

3.1 供热方案

为满足供热需求，可以采用现有热电厂扩建大型热水锅炉、大型凝汽机组改造抽汽机组供热等改造方式，也可采用新建热电厂的方式。由于改造方案模型涉及影响因素较多，而且规划也以新增电厂为主，因此本文仅对新建热电厂的3种方案进行对比分析，如表2所示。

表2 供热方案

方案1：电厂新建2×350 MW抽汽机组。

在额定工况下，单台机组采暖抽汽参数：压力0.39 MPa，温度251.7℃，焓值2 968.3 kJ／kg。供蒸汽量515 t／h，2台机组供汽量1 030 t／h，蒸汽疏水按110℃计算，电厂供热量717.22 MW，供热面积1 200万m2。

方案2：电厂新建2×350 MW抽汽机组＋4×116 MW热水锅炉。

热电机组参数同上。热水锅炉4×116 MW，单台116 MW热水炉循环水量1 652 t／h，额定出水压力1.6 MPa，额定出水温度130℃，额定进水温度70℃。4台锅炉供热量464 MW。

电厂总供热量1 181.22 MW。综合热指标50 W／m2，电厂可供采暖面积为2 362万m2。热化系数为0.607。

方案3：电厂新建2×B50背压机组＋4×168 MW热水锅炉。

额定工况下，单台机组采暖排汽参数：压力0.294 2 MPa，温度138.16℃，焓值2 735.3 kJ／kg。供蒸汽量273 t／h，2台机组供汽546 t／h，蒸汽疏水按110℃计算，电厂供热量344.89 MW。

热水锅炉4×168 MW，单台168 MW热水炉循环水量2 392 t／h，额定出水压力1.6 MPa，额定出水温度130℃，额定进水温度70℃。4台锅炉供热量为672 MW。

电厂总供热量1 016.89 MW。综合热指标50 W／m2，电厂可供采暖面积2 033万m2。热化系数为0.34。

3.2 主要技术经济指标

以基准收益率为7.5%，投资方内部收益率为8%测算上网电价，如表3所示。通过项目财务评价，按热价63元／GJ（含税）、项目投资内部收益率8%时，在现行条件下测算上网电价方案1为347.33元／MWh（含税），方案2为356.39元／MWh（含税），方案3为339.18元／MWh（含税），低于国家发改委核定的辽宁省标杆上网电价414元／MWh（含税），3种方案在财务上均具有盈利能力，具有操作性。

表3 3种方案电价测算

3种方案的主要技术指标如表4所示。为满足电力、热力供应需要，3种方案分别需要新建电厂14座、7座与9座。方案对应指标如表3所示。在满足热力供应需求之后，电力供应方案1是方案2的2倍，是方案3的11倍；气体污染物排放量方案1、方案2比方案3高出近1倍，总投资方案1比方案2高出近1.5倍，比方案3高出2.5倍。此外，采用方案3可以提高火电机组利用小时数近700 h，使得既有火电机组利用小时数能够达到5 000 h的经济运行空间。由此可见，方案3更适合电力冗余的供热省份，而方案1、2则更适合电力紧缺的省份。

表4 供热方案技术对比表

综合热力平衡、电力平衡结果，推荐采用方案3，尽管到2020年辽宁仍将处于缺电状态，但是考虑到负荷增长的不确定性及东北地区的特高压电网规划，建议电力缺口通过联络线受入及发展清洁能源解决。

4 辽宁地区热电发展规划

4.1 辽宁地区热电规划基本思路

为了节约能源，保护环境，满足北方地区不断增长的采暖供热需求，建议分两步完善辽宁地区供热方式。

近期，在现有城市2台30万kW级供热电厂内不再扩建同类热电机组，应根据热负荷发展和落实情况，扩建2～4台168 MW热水锅炉，解决城市热负荷增长需求；同时规划新建N个2台5万kW背压式供热机组＋2～4台168 MW热水锅炉热电项目，满足城市供热面积增长需求。

中远期，将原有规划建设2台30万kW级供热电厂方案调整为2台5万kW背压式供热机组＋2～4台168 MW热水锅炉方案。

在县级城市，根据热负荷，规划建设2台1.2～2.5万kW背压式供热机组＋2～4台168 MW（或116 MW）热水锅炉热电项目，替代原有热源项目，满足城市现有和发展供热负荷，实现省政府“蓝天工程”和“一县一热源”的战略规划。

4.2 地区热电发展政策探讨

由于采用背压供热机组供暖，只能在采暖季运行，导致机组设备利用率低，实际供热运行小时数约为2 320 h，机组全年大部分时间停止运行，严重影响背压机组供热优越性的发挥，并使项目的经济效益大大降低。

因此，为提高热电企业的建设积极性，除让业主享受目前国家和地方政府出台关于“热电联产”扶持政策外，还需进一步争取国家和地方政府有关主管部门给予其它方面的优惠政策。主要包括以下几点。

a.背压供热机组容量不纳入当地电力建设规模。

b.热电厂与大型热水调峰锅炉在同一个场地建设时，应视为同一热源项目，同等享受国家和地方政府给予的各项优惠政策。同时，热源与热网的建设及运营管理应由同一个项目业主负责。

c.上网电价实行两部制电价机制，电量电价按当地燃煤机组脱硫和脱硝标杆电价执行。容量电价由国家物价主管部门制定。

d.地方政府应该出台提供建设用地、热网配套费差异化等方面优惠政策给予支持。

5 结束语

本文对辽宁地区电热供需矛盾问题进行了分析，提出采用供热方式多元化来缓解电热供需矛盾。通过分析背压机组加热水锅炉与大型抽凝机组等多种供热方式技术经济性，给出辽宁地区未来热电发展思路及相关政策建议，可为地区能源“十三五”发展规划提供重要参考。

［1］ 郭晓克，唐 慧.发展热电联产缓解能源压力［J］.电力建设，2007，28（8）：40－43.

［2］ 谢秋野，杨旭中，姜士宏，等.三北区域电厂供热改造可行性研究［J］.电力建设，2007，28（3）：1－5.

［3］ 张 壮，马 悦.供热联合循环机组性能优化分析［J］.电力建设，2012，33（8）：63－66.

［4］ 杨 铭.热电厂供热系统的优化改造［J］.电力建设，2003，20（10）：44－47.

［5］ 郭 涛，张 旭，杨洪玲.热电联产火电厂“以热定电”可行性研究［J］.东北电力技术，2013，34（4）：13－15.

［6］ 唐家裕，付 林，狄洪发.不同类型供热机组负荷优化的研究［J］.东北电力技术，2007，28（8）：10－13.

［7］ 魏 豪，刁学广，赵伟东.供热电厂热电负荷优化分配系统的研制［J］.东北电力技术，2002，23（11）：15－18.

［8］ 张建平，徐明才，王广宏，等.黑龙江省近期热电联产展望［J］.应用能源技术，2007，24（1）：1－4.

［9］ 施明融，郭家宝，虞正发，等.上海市热电联产发展探讨［J］.上海节能，2009，28（10）：4－12.

［10］ 周任军，冉晓洪，毛发龙，等.分布式冷热电三联供系统节能协调优化调度［J］.电网技术，2012，36（6）：8－14.

［11］ 龙虹毓，何国军，徐瑞林，等.计及分布式电源热泵的热电联产协调优化调度与能效分析［J］.电力系统自动化，2013，37（14）：38－42.

Cogeneration Planning Based on the Imbalance of Power and Heat Supplying in Liaoning

SONG Zhuo⁃ran1，ZHANG Zi⁃xin1，ZHANG Ming⁃li1，WANG Yong2，GU Tong⁃gang2
（1.Economic Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110015，China；2.State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China）

The growth of electricity consumption of Liaoning and northeast area has maintained a low speed by the impact of economic situation.Meanwhile，the centralized heating area demand increases year by year，How to coordinate the development of heating and electricity becomes to be urgently solved.The contradiction problem of heating and electricity supply and demand is discussed in this paper.The advantages and disadvantages of existing heating mode is analyzed as well as technology，economy，environmental protec⁃tion and other aspects.The heat supply plan of back pressure unit and large hot water boiler combined with various heat supply is put forward as the thermal power development planning of Liaoning.The feasibility is verified by economic analysis.

Power supply and demand；Heat supply and demand；Heat balance；Heat supplying plan；Economic evaluation

TM611

A

1004－7913（2016）01－0005－04

国网辽宁省电力有限公司青年研究促进费资助项目（5222JJ14001D）

宋卓然（1985—），男，硕士，工程师，主要从事为电力系统规划、电源规划、能源规划相关研究。

2015－10－20）