关于北方某电厂供热改造方案

李兴国

(黑龙江省林业设计研究院，黑龙江 哈尔滨 150080)

北方某电厂现有装机规模：4×35t/h中温中压蒸汽锅炉+4×N6机(低真空供热)及1×130t/h高温高压蒸汽锅炉。其运行方式为：4×35t/h蒸汽炉及1×130t/h(减温减压)带4×N6机低真空供热。总供热面积140×104m2，其中低真空供热面积约63×104m2、间接供热面积约77×104m2。

其中低温直供的63×104m2供热管网，设有25个分配站点。间接供热的77×104m2供热管网，设有11座换热站。低温直供管网于大多于2000左右年开始投入使用，已运行十几年。间接供网于2012年10月份投入使用，且运行良好。

现有热电厂的供热能力已经完全不能满足当地的城区供热需求，且现有的1台130t/h高温高压锅炉总出现故障，维修费用高，除尘效率极差，热源厂的工作环境极差，空气中粉尘浓度严重超标。

1 热负荷

该电厂现有集中供热面积约140万平方米，根据近几年该城区每年新建建筑发展面积及人口数综合预测：该地区未来几年城镇建筑最终约200万平方米。

根据《民用建筑采暖通风与空气调节设计规范》及建设方提供的相关气象资料，该地区供暖天数为202d，总计4848h。供暖室外计算温度-33.6℃，供暖平均温度-14.2℃，采暖室内计算温度18℃。根据调查，采暖综合热指标按64W/m2设计。

表1 设计热负荷

2 方案比选

2.1 锅炉选型

根据建设单位提供的煤质情况和工程的建设规模，从炉型选择上可以有三种炉型可供选择：粉煤炉；链条炉；循环流化床燃煤锅炉。下面对这三种炉型分别做一简单的分析。

① 粉煤炉：粉煤炉主要优点为生产和运行技术经验成熟、锅炉效率高，安全可靠。这种炉型锅炉效率可以达到90%，可以适应本工程煤质的燃烧要求，此炉型的缺点是：负荷适应性较差，70%以下负荷需投油稳燃，燃煤破碎和煤粉制备电耗高，脱硫工艺复杂。

② 往复炉：这种炉型可以满足本工程燃煤的要求，碎煤电耗低，煤种的适应性好，稳燃性能较好，操作性简单，易于人员操作，缺点是锅炉效率较低，维护工作量大。

③ 循环流化床锅炉：循环流化床锅炉是近几十年迅速发展起来的一项高效、低污染的燃煤技术。它具有接近或达到同容量粉煤炉的燃烧效率；燃料适应性强，不仅可以燃用烟煤等优质煤，而且可燃用各种劣质燃料；负荷调节比宽，在30%负荷仍能稳定燃烧；低温燃烧使NOx生成量少，灰渣便于综合利用等优势，是国际上公认的商业化程度最好的洁净燃煤技术之一。

本项目的热负荷主要为该城区进行集中供热，从运行经济性的角度考虑，应尽可能选择容量较大、燃烧效率高的锅炉。从目前供热市场中的主流锅炉炉型以及再结合燃用煤质情况，本次项目推荐选用循环流化床锅炉。

2.2 热源方案

方案一：在热电厂现厂址主厂房西南侧空地建设3×75t/h中温中压循环流化床锅炉+改造4×6MW背压机组；

方案二：在热电厂现厂址主厂房西南侧空地建设2×75t/h中温中压循环流化床锅炉+改造4×6MW背压机组+1×58MW循环流化床热水锅炉。

2.3 技术经济分析

2.3.1 方案一

本方案拟在老电厂厂区，新建3×75t/h中温中压循环流化床锅炉+改造4×6MW背压机组。停运老热源内4×35t/h中温中压蒸汽锅炉，保留1×130t/h高温高压蒸汽锅炉及1×12MW汽轮机组背压机组做备用。

冬季采暖期最大、平均、最小负荷工况的汽平衡情况见下表。

汽平衡表

在采暖期最小负荷时，一炉一机运行，热负荷供蒸汽47t/h(0.294MPa、200℃)，满足采暖热负荷的需要。一台锅炉蒸发量52.5t/h，锅炉平均负荷率70%，一台6MW汽轮机机组发电功率5.7MW，汽轮机机组平均负荷率95%；在采暖期平均负荷时，两炉三机运行，热负荷供蒸汽116t/h(0.294MPa、200℃)，满足采暖热负荷的需要。两台锅炉蒸发量130t/h，锅炉平均负荷率87%，每台汽轮机机组发电功率4.7MW，汽轮机机组平均负荷率78%；在采暖期最大负荷时，三炉四机运行，热负荷供蒸汽172.4t/h(0.294MPa、200℃)，满足采暖热负荷的需要。三台锅炉蒸发量222t/h，锅炉平均负荷率99%，每台汽轮机机组发电功率5.7MW，汽轮机机组平均负荷率94%。

方案一：供热灵活性好，可靠性高，机炉比较匹配，相互备用率较高，机炉运行负荷率较高，完全充分的利用了原有电厂的发电指标。考虑到本此改建电厂的性质是热电联产项目，以城市集中供热为主并兼顾发电，装机方案的选择应充分考虑集中供热，在保证供热的前提下尽可能多发电，以实现电厂效益最大化并使项目符合国家相关产业政策。

此方案停运电厂原有的全部锅炉，将原电厂的凝汽机组全部改为背压机组，由于原电厂常年运行发电，经济效益较好，而本方案 “热电联产、以热定电”，只是在采暖季运行，非采暖季停炉检修，发电量较原有热电厂有所减少。原有1×130t/h高温高压锅炉可以与本期建设锅炉互为备用，既保证了供暖期安全，同时也兼顾了发电一举两得，但本方案初期投资较高。

2.3.2 方案二

本方案拟在老电厂厂区，新建2×75t/h中温中压循环流化床锅炉+改造4×6MW背压机组+1×58MW循环流化床热水锅炉。停运老热源内4×35t/h中温中压蒸汽锅炉，保留1×130t/h高温高压蒸汽锅炉及1×12MW汽轮机组背压机组做备用。

冬季采暖期最大、平均、最小负荷工况的汽平衡情况见下表。

汽平衡表

在采暖期最小负荷及平均负荷时，方案二与方案一运行方式相同；在采暖期最大负荷时，三炉三机运行(其中一台58MW热水锅炉调峰供热)，热负荷供蒸汽134.1t/h(0.294MPa、200℃)，需要58MW热水锅炉调峰供热。两台75t/h蒸汽锅炉满负荷运行，锅炉平均负荷率100%，三台汽机运行，每台汽轮机机组发电功率5.5MW，汽轮机机组平均负荷率91%。最大热负荷时调峰热水锅炉负荷率为62%。

方案二：蒸汽锅炉调节较为方便，负荷率较高，但热电联产供热可靠性一般，若一台75t/h锅炉故障，需要启动备用130t/h锅炉投运。由于本方案最大负荷时只运行三台6MW背压机组，故热源厂的经济效益较差，但初始的投资比方案一小。

2.4 热源方案对比说明

无论方案一、还是方案二，均未考虑利用原有1×130t/h循环流化床蒸汽锅炉+1×12MW背压机组，主要的原因是根据建设单位反馈意见，现有1×12MW背压机组运行存在一定的问题，不稳定、供热可靠性差。故以上两个方案均考虑将其作为备用锅炉。

通过对以上两个方案的对比论述可知，两个方案均可满足供热200万平方米的热负荷需求。方案一总投资约1.2亿元，方案二总投资约1亿元。

方案一优点：①可充分利用原电厂上网容量指标；②可实现热电联产集中供热，经济效益较好；③机炉匹配性较好，互为备用率较高。

方案一缺点：①一次性投资相对方案二较大；②热化系数不合理，发电设备利用小时数偏低，不能充分发挥发电机组的发电能力。

方案二优点：①投资相对较少，节省生产成本；②发电机组的负荷率较高。

方案二缺点：①未能充分利用原有发电指标，相对方案一，年发电量较少；②相对方案一经济效益略差。

3 结论

根据以上计算分析，推荐采用方案一，即新建3×75t/h中温中压循环流化床锅炉+改造4×6MW背压机组。