关于北方某电厂改造替代供热方案

(黑龙江省林业设计研究院，哈尔滨 150080)

0 引 言

北方某热电厂现热源规模为1×130 t/h流化床锅炉+3×130 t/h煤粉锅炉+1×B12+2×CC12汽轮发电机组，4×70 MW热水燃煤锅炉(实际出力50 MW)、5×116 MW热水锅炉。由于3×130 t/h煤粉锅炉+1×B12+2×CC12汽轮发电机组为1985年建设投产，现已达到服役年限，且环保排放不达标。

根据2017年12月5日，国家发展和改革委员会等十部委发布“关于印发北部地区冬季清洁取暖规划(2017-2021年)的通知(能改能源[2017]2100号)”，该文件要求现有火电厂和燃煤锅炉自2019年1月1日起，要求热电联产机组和城市城区的燃煤锅炉必须达到超低排放(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/m3)。为此，需要对3台130 t/h煤粉锅炉脱硝升级改造，只能选择SCR脱硝工艺，SCR脱硝装置占用空间大，在现场老旧设备上很难具备安装空间。因此，三台130 t/h煤粉蒸汽锅炉将无法实现脱硝升级改造，2019年1月1日起，将无法实现烟气中氮氧化物达标排放。

截止目前，三台130 t/h煤粉锅炉及配套3台12 MW汽轮发电机组已超过国家规定的使用年限，属于超期服役，经过多年运行使用，设备老化、磨损严重，存在金属疲劳等严重安全隐患。如果继续使用，将对生产带来重大安全隐患，严重影响冬季安全供暖。而且由于超期服役，自2017年4月省电力公司已停止对该企业热电厂上网电量结算，严重影响了企业的正常生产经营。

鉴于上述情况，对三台130 t/h煤粉锅炉和三台12 MW汽轮发电机组进行替代建设，势在必行。

1 改建机组建设方案

按照节能环保、煤种适应性广以及符合国家能源政策和可持续发展战略，拟采用循环流化床炉型。

基于以上几点要求，本次改造锅炉拟选装机方案如下：

方案一：改建3×130 t/h高温高压循环流化床蒸汽锅炉替代原有煤粉锅炉。

方案二：改建3×130 t/h中温中压循环流化床蒸汽锅炉替代原有煤粉锅炉。

方案三：新建2×220 t/h高温高压循环流化床蒸汽锅炉替代原有煤粉锅炉。

根据“热电联产、以热定电”的原则及热负荷资料和锅炉蒸发量，拟定三种机组方案，通过比较后，确定合理的机组方案。

原有一台130 t/h锅炉为循环流化床锅炉，为中温中压参数，故在考虑方案时拟选一种与其相同参数的方案。但由于此种参数的大容量背压机组(主要指单机容量50 MW以上)没有成熟机型，故只能选择两台25 MW机组。另外两种方案选用高温高压参数，详见如下论述：

方案一：改建3×130 t/h高温高压循环流化床蒸汽锅炉配1×60 MW高温高压抽背式汽轮发电机组+改建1×12 MW中温中压抽凝式汽轮发电机组配原有1×130 t/h中温中压循环流化床蒸汽锅炉。

方案二：改建3×130 t/h中温中压循环流化床蒸汽锅炉配2×25 MW中温中压抽背式汽轮发电机组+改建1×12 MW中温中压抽凝式汽轮发电机组配原有1×130 t/h中温中压循环流化床蒸汽锅炉；

方案三：异地新建2×220 t/h高温高压循环流化床蒸汽锅炉配1×80 MW高温高压背压式汽轮发电机组+改建1×12 MW中温中压抽凝式汽轮发电机组配原有1×130 t/h中温中压循环流化床蒸汽锅炉。

1.1 方案一汽平衡

背压机承担基本热负荷，当热负荷超过背压机最大供热能力时，投运热水锅炉供热供热。

1台60 MW高温高压抽背压机组+1台12 MW中温中压抽凝机组+4台50 MW热水锅炉汽(热)平衡计算表，见表1。

表1

根据采暖期热平衡图，计算出汽机的发电功率：

8.83 MPa、535 ℃蒸汽焓值为3 476 kJ/kg，至首站热网加热器蒸汽焓值为2 770 kJ/kg，工业抽汽蒸汽焓值为2 944 kJ/kg，发电机组电效率取0.96，以此计算发电功率。

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

根据计算结果可知，发电机机功率为59.67 MW，在保证安全生产的前提下，尽可能全部利用过剩蒸汽进行发电。因此，发电机选配要大于最大工况时蒸汽发电所产生的电功率向匹配，因此，发电机容量60 MW的是最适宜的。

运行方式说明：采暖期最大负荷工况，60 MW汽机基本处于满发状态，至热网首站排汽量为264.2 t/h，工业用汽抽汽量为70 t/h，背压机额定工况最大供热能力为178.7 MW。其它不足热负荷由原有4台50 MW热水锅炉及原有12 MW抽凝机组供热。

1.2 方案二汽平衡

背压机及原有12 MW抽凝机组承担基本热负荷，当热负荷超过而二者的最大供热能力时，投运热水锅炉供热。

2台25 MW中温中压抽背压机组+1台12 MW中温中压抽凝机组+4台50 MW热水锅炉汽(热)平衡计算表，见表2。

表2

方案二：采暖期最大、平均负荷工况热平衡图

根据计算结果可知，发电机机功率为44.86 MW，由于中温中压参数单机容量25 MW以上机组很少有成型设备，故按2台汽机计算，即44.86 MW/2=22.43 MW，在保证安全生产的前提下，尽可能全部利用过剩蒸汽进行发电。因此，发电机选配要大于最大工况时蒸汽发电所产生的电功率向匹配，因此，单台发电机容量按25 MW选配。

运行方式说明：采暖期最大负荷工况，25 MW汽机基本处于满发状态，至热网首站排汽量为268.5 t/h，工业用汽抽汽量为70 t/h，背压机额定工况最大供热能力为181.6 MW。其它不足热负荷由原有4台50 MW热水锅炉及原有12 MW抽凝机组供热。

1.3 方案三汽平衡

背压机承担基本热负荷，当热负荷超过背压机最大供热能力时，投运热水锅炉供热供热。工业热负荷全部由改建后的12 MW机组供应。

1台80 MW高温高压背压机组+1台12 MW中温中压抽凝机组+4台50 MW热水锅炉汽(热)平衡计算表，见表3。

表3

续表3

类别项 目单位最大工况平均工况采暖热负荷采暖热负荷MW390253.2280MW汽机供采暖热负荷MW23423412 MW汽机低真空供采暖热负荷MW404050MW热水锅炉采暖热负荷MW1500热平衡MW+34+20.78

运行方式说明：采暖期最大负荷工况，80 MW汽机基本处于满发状态，至热网首站排汽量为393 t/h，背压机额定工况最大供热能力为234 MW。其它不足热负荷由原有4台50 MW热水锅炉及原有12 MW抽凝机组供热。

改建后12 MW汽机最大工业抽汽量只能供应80 t/h，最大热负荷时缺口40 t/h。建议尽早与相关用汽业主沟通，减少部分工业热负荷供应量。

2 改建机组方案比较及推荐方案

根据拟选的三个方案汽热平衡来看，均可满足现有供热负荷替代要求，本次方案比较，主要从投资、经济性、运行方式、以及国家相关产业政策要求来进行比较，最后得出推荐方案，见表4。

表4 改建机组方案综合比较表

续表4

序号比较内容方案1:3×130t/h +1×60MW抽背机组方案2:3×130t/h +2×25MW抽背机组方案3:2×220t/h+1×80MW背压机组比较结果7与国家产业政策要求 无论机组参数还是容量,均符合《热电联产项目可行性研究技术规定》和“发改能源[2016]617号—热电联产管理办法”要求。 从技改角度,同参数改建将来运行较方便,但此参数属于淘汰型参数,不符合国家相关产业政策。 无论机组参数还是容量,均符合《热电联产项目可行性研究技术规定》和“发改能源[2016]617号—热电联产管理办法”要求。属于供热主流产品。方案3较优8建设期供热安全保证性整个建设期需要两年完成,需要考虑过渡期备用热源。整个建设期需要两年完成,需要考虑过渡期备用热源。 整个建设期需要两年完成,对原供热体系没有什么影响,不需要考虑过渡期备用热源问题,可在本工程完全建成投产后再停运或拆除原有3台130t/h煤粉炉。方案3较优

从上表的比较分析可知，在产品成熟度、机炉匹配性方面，各方案相当；在运行灵活度、初始投资以及原系统利用率方面方案二较优，但在最核心、关键的运行经济性、国家相关产业政策要求方面以及过渡替代、对供热安全可靠影响方面，方案三占绝对优势，故推荐方案三：异地新建 2×220 t/h高温高压循环流化床锅炉+1×80 MW背汽轮发电机组。

3 结束语

供热机组有背压机或抽凝机两种型式。抽汽机运行灵活，电、热负荷调整方便。背压机年运行时间受热负荷影响，当没有热负荷或热负荷很低时无法运行。背压机没有冷源损失，机组热效率高。

本工程所供热力主要为城市居民供热，具有稳定的热负荷，根据国家发展和改革委员会发改能源[2004]864号文件《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》，对于有充足、稳定的工业热负荷和采暖负荷的地区，原则上建设背压式机组。故改建供热机组方案按背压机组选择是合理、可行的，符合国家的相关产业政策。

本工程属集中供热热电联产项目，工程主要任务为利用煤进行发电、供热。本供热方案认为从本企业目前供热状况、城市建设热负荷发展、热源建设规划、电力需求、地区经济发展、能源供给和投资条件以及国家能源利用政策看，方案采用的技术路线是合理、可行的，符合国家有关政策规定，体现了高效、节约用能思想，主要能量转换设备选择均为国家推荐高效节能产品。锅炉选用循环流化床锅炉，该锅炉适用燃料范围广、燃烧效率高；汽轮机选用背压式汽轮发电机组，进行排汽供热，热能完全利用，没有冷源损失。故本供热改造方案技术路线制定、主要能量转换设备选择、技术参数设定基本合理，能量转换、能源利用效率较高，环保效果较好，是可行的技术路线。

综合上述分析研究，本供热改造方案认为该工程技术路线制定合理可行，符合国家能源利用政策和热电联产建设规定，是目前国家鼓励提倡的热电联产技术路线，具有很好的节能环保效益。