某热电厂新增燃气锅炉保障工业供气可行性分析

山西华阳集团新能股份有限公司发供电分公司 李升明

某热电厂总装机容量为130MW，属于坑口自备电厂，后期由于市政规划，为满足居民集中供热需求，扩建一台共用机组，只在冬季供暖期供热。电厂建设的初衷是保证煤矿供电、生产生活用蒸汽，特别是对北方冬季防止煤矿坑口防冻起着举足轻重的作用。

电厂自备机组装机容量2×35MW，公用机组装机容量为60MW，自备机组发电机通过2台SF8-45000/35型变压器升压，经三趟35kV 联络线与坑口煤矿降压站及自备电网110kV 降压站相连；公用机组发电机通过1台SF10-80000/110型变压器升压，单回110kV 线路接入国网220kV 变电站，同时电厂配有1台10t/h 燃气锅炉，在电厂正常生产时周边煤矿生产生活用气由汽轮发电机接带，在电厂停产检修时，启用10t/h 燃气锅炉，供电厂启动用及周边煤矿生活用蒸汽，燃气锅炉总貌如图1所示。

图1 燃气锅炉总貌

1 项目建设的必要性

电厂供热区域主要为周边煤矿居民，同时包括周边煤矿班中餐、澡堂，总供热面积为600万m2，年总供热量340万GJ，年发电量6.2亿kWh，电厂蒸汽供热区域为周边煤矿广场区域、洗煤厂区域、压风机房新厂区，日供汽量约为300t。省、市贯彻落实中央生态环境保护督察报告整改方案的要求，要求机组实行“上大压小”，进行容量置换，电厂3台机组当年3月底采暖期结束后停止运行。

电厂燃煤机组停运后，原来由电厂供热的行政福利区域热水系统将由新建电厂机组供应。由于周边煤矿距离新建电厂10km，无法实现长距离蒸汽供汽，原来由电厂蒸汽供热区域为坑口煤矿广场区域、洗煤厂区域、压风机房新厂区将失去热源，需要重新设置热源供应原有的蒸汽供热系统，为此在电厂旧厂区扩建矿井瓦斯燃气锅炉用于坑口煤矿原有的蒸汽供热系统的供热热源，以保证煤矿冬季安全生产。

2 热负荷计算

2.1 新景矿现在实际蒸汽用量

根据电厂实际运行情况，周边矿现在实际蒸汽用量见表1。

表1 蒸汽管道供汽数据统计

根据表1数据，周边煤矿现在实际蒸汽用量如下。

采暖期：供气时间13h，小时供气量约为26t/h～28t/h。非采暖期：供气时间13h，小时供气量约为15t/h～-20t/h。新景矿蒸汽供热负荷为采暖期最大28t/h，非采暖期最大为20t/h。

2.2 井筒防冻热负荷

井筒防冻热负荷按下列公式计算：

式中：Q—井筒防冻所需热负荷，kW。

0—井筒进风流量，m3/s。

ρ—空气密度，取1.243kg/m3。

Cp—空气质量平均比热，取1.01kJ/kg.℃。

T1—冷、热风混合后温度，取2℃。

T0—冷空气计算温度，取－16.1℃。

周边矿现有主斜井和副立井2个进风井热负荷有电厂热源提供，进风量分别为：主斜井41.3m3/s、副立井110.0 m3/s，井筒防冻热负荷统计见表2。

表2 井筒防冻热负荷统计一览表

主斜井和副立井2个进风井热负荷有电厂热源提供，其中主斜井的井筒防冻由电厂的蒸汽系统直接供给，折合蒸汽用量约1.5t/h，上述蒸汽负荷已经包含；副立井的井筒防冻由三电厂的高温热水系统供给，折合蒸汽量4.0t/h。

3 设备选型和附属设施

3.1 锅炉选型设计

综合考虑蒸汽系统和热水系统的热负荷后，周边煤矿总体供热负荷为：采暖期最大为32t/h（蒸汽负荷28t/h+高温热水负荷4t/h），非采暖期最大20t/h。

利用现有启动锅炉房内的WNS10-1.25-Q 型燃气蒸汽锅炉1台。设计新选用WNS15-1.25-Q 型燃气蒸汽锅炉2台，额定工作压力1.25MPa，额定蒸发量为15t/h，额定蒸汽温度194℃。设计燃料：矿井瓦斯，配置锅炉给水泵3台，流量18.0m3/h，扬程160m，功率18.5kW，二用一备[1]。

非采暖季启用1台WNS15-1.25-Q 型燃气蒸汽锅炉和1台WNS10-1.25-Q 型燃气蒸汽锅炉，采暖季2台NS15-1.25-Q 型燃气蒸汽锅炉和1台WNS10-1.25-Q 型燃气蒸汽锅炉同时启用。燃气锅炉房正常通风量按换气次数6次/h 确定，事故排风量按换气次数12次/h 确定。

3.2 煤气输送管道

2台15t/h 的燃气锅炉加上原有的10t/h 锅炉小时用气量约10000m3/h。

煤气管路拟接自马家坡河与桃河交界处的供氧化铝二期DN700的中压煤气主管，设计管径D529×9，管道沿桃河直向西埋敷设电厂西侧芦湖河与桃河交界处，从桥底直埋穿越赛鱼西路后，过路直埋至电厂，然后架空敷设至电厂燃气锅炉房调压计量间，距离约为4500m。

3.3 辅助设施

锅炉房软化水可以利用电厂现有软化水制备系统及水箱，锅炉给水泵、常温海绵铁除氧器，以及汽—水换热机组设置于软化水箱附近的原有燃煤锅炉换热设备间内，锅炉给水管及锅炉供汽—水换热机组的蒸汽管道均沿着车间外墙架空敷设至用水及用气点处。锅炉房还配置了燃气专用的调压计量间及配电设备专用的配电室、控制室，以及烟气在线检测室等。

3.4 控制系统

系统采用DCS 集中分散控制，信息管理集中的结构，在底层控制系统的基础上建立上位集中监控系统。通过操作权限的设置，使系统在正常运行中排除外来人员的误操作，同时也保证了工程师可以根据现场情况随时修改运行参数和运行算法，提高系统运行的灵活性。

单台锅炉控制柜由锅炉厂家自带控制箱，预留与上位机集中监控系统通信接口。辅机控制柜由设备厂家自带控制箱，预留与上位机集中监控系统通信接口。1台10t 锅炉为利用现有，将其现有控制柜接入集中监控系统。整套控制系统含有手动/自动控制，就地/远程控制，便于操作[2]。

3.5 可燃气体报警系统

锅炉房燃气调压计量间、燃气锅炉间及其他可能产生可燃气体泄漏的房间内设置防爆型可燃气体报警探测器。控制室设置可燃气报警控制器，当任意一台防爆可燃气体报警探测器的测试值达到规定值时，监控系统声音报警的同时启动锅炉房风机进行通风，工作人员可根据各报警器显示的数值在短时间内查找泄漏点并及时进行维修。

4 电负荷计算

新建锅炉房设380V 低压配电室及电控室各一间，与新建燃气锅炉房联建。

新建锅炉房用电负荷属二级负荷，用电设备额定功率为269.5kW，计算功率为228.5kW，负荷统计见表3。

表3 电气负荷统计

燃气锅炉房配电室380V 双回路电源就近分别引自场面两台现有变压器，供电距离200m，因采用低压380V 供电且负荷较大，为满足载流量及压降要求，选用双电缆并联供电，电缆型号NHYJV22-0.6/1kV-4×185+1×95，穿镀锌钢管室外地坪下埋深0.8m 敷设。低压配电室设GGD2型低压配电柜4台，分别为1台双电源进线柜和3台出线柜。低压电源电缆载流量校验：

式中：Ijs—用电负荷最大电流（A）。

Pjs—最大有功负荷（kW）。

Ue—额定电压（kV）。

cosφ—用电负荷功率因数。

NHYJV22-0.6/1kV-4×240+1×120埋 地敷设时的载流量为318A，并联敷设时载流量为318×2×0.8=508.8A，电源线路载流量满足要求。

低压电源电缆电压降校验：

ΔU%—电压降百分数。

Δu%—线路每A·km 负荷矩电压损失百分数。

当cos=0.85时，单根电缆Δu%=0.064%，双电缆并联Δu%=0.032%。

Ijs—用电负荷最大电流（A）。

L—线路长度（km）。

电源供电线路压降满足要求。

5 气源平衡分析

设计最大日供气量9.6万m3，瓦斯气源为集团老区矿井煤层气，集团老区储配站日供气设计规模为150万m3，现平均每天供民用、工商用户、煤泥烘干约20万m3、4座煤层气电厂约80万m3、采暖锅炉约7万m3、煤气公司民用、采暖及工业用户20万m3，总计127万m3，可供本工程气量23万m3，新建热电厂新增燃气锅炉设计最大日供气量9.6万m3，老区气源完全可以满足本工程的需求。

6 盈利能力分析

项目建成投产后，每年可产蒸汽总量为11.07万t，售价为275元/t（不含税）。预计可实现年均营业收入3044万元（含税），年均利润总额968万元，年均净利润726万元，年均息税前利润968万元。项目税后投资回收期4.8年（含1年建设期），税后投资财务内部收益率26.18%，税后财务净现值为3091.21万元，盈亏平衡点56.78%[3]。

总之，从以上分析来看，新建燃气锅炉建成后以煤矿瓦斯代替煤炭燃料，燃气锅炉本身低氮燃烧后NOX≤50mg/Nm3，符合国家产业和环保政策，既节约了能源，又减少了大气污染，特别是满足了周边煤矿生产生活用气，其经济效益、环保效益非常明显。