大型火电机组供热技术改造与方案优化模式分析

管晓军

摘要：针对近年雾霾天气趋于严重，环保要求越来越高，使用更高效能源取缔或者替代北方冬季取暖的燃煤小锅炉是一个必然趋势。所以对大型火电机组进行供热技术进行改造，利用余热供暖是未来的一种主要趋势，本文以银川灵武电厂2×1060MW机组供热改造为例对其进行分析，根据环保“蓝天计划”逐年取缔并关停中小型燃煤锅炉的紧迫要求，至2020年自治区将关停中小型燃煤锅炉供热面积2753 万 m2，供热缺口将达 9353 万 m2，灵武电厂采取现有发电机组发电余热二次利用原则，新增建设银川供热首站及其配套设施向银川市集中供热，本项目建成后年可节省标煤约 52.4万 t，节能减排效果显著，本文对其具体方案展开研究。

Abstract： In view of the fact that smog weather has become more serious in recent years and environmental protection requirements are getting higher and higher， it is an inevitable trend to use more efficient energy to ban or replace small coal-fired boilers that are heated in winter in the north. Therefore， the reform of the heating technology of large thermal power units and the use of waste heat heating is a major trend in the future. This paper analyzes the heating of 2×1060MW units in Yinchuan Lingwu Power Plant. According to the urgent need for to ban and shut down small and medium-sized coal-fired boilers of the environmental protection "Blue Sky Plan"，  it will reduce the heating area of small and medium-sized coal-fired boilers to 27.53 million m2 by 2020， and the heating gap will reach 93.53 million m2. Lingwu Power Plant will use the principle of secondary utilization of waste heat of the existing generator sets and newly add Yinchuan heating station and its supporting facilities for central heating in Yinchuan City. The project can save about 524，000 tons of standard coal after the completion of the project， and the energy saving and emission reduction effect is remarkable. This paper studies its specific program.

关键词：火电机组;供热技术;改造

Key words： thermal power unit;heating technology;transformation

中图分类号：TM621                                        文献标识码：A                                  文章编号：1006-4311（2019）35-0188-02

0  引言

宁夏灵武电厂位于宁夏回族自治区银川市所辖的灵武市境内，厂址位于灵武市正北方向6km。电厂一期工程装有2×600MW亚临界直接空冷机组，已于2007年建成投产。电厂二期工程为扩建2×1000MW超超临界直接空冷机组，已分别于2010年12月和2011年4月建成投产。电厂总装机规模为3200MW。2015年10月20日，灵武电厂通过技术改造，完成向灵武市“集中供热”项目，项目规划供热面积600万m2，供热品质、改善环境效果显著。

2018年9月靈武电厂通过技术改造，完成了面向银川供热的一期工程。根据实际热负荷增长的需要，本文针对银川供热二期技改工程进行分析研究，并重点针对二期工程的供热方案进行补充和论证。

1  大型火电机组的热负荷与供热存在的问题分析

1.1 热负荷现状

全市供热面积由2005年3645万平方米发展到2012年5397万平方米，供热面积增长了48%，供热能源结构不断优化，热电联产在供热系统中所占比例由2005年的11%增长到了20%。2012年燃气锅炉房及壁挂炉供热面积承担供热面积1412万平方米，占总供热面积的26%。建筑节能改造工作得到深入开展。同时对新建建筑的节能规范及现有建筑的节能改造工作在全市稳步推进，有效降低了建筑采暖能耗[1]。

银川热电厂未配有调峰热源，机组供热能力不能充分发挥，既造成现有管网资源不能有效利用，从而无法整合其周边小型燃煤锅炉房，而机组长期低效运行，能耗巨大。全市燃气供热占全市供热面积约27%，随着以及燃气热电厂建设和“煤改气”工程推进，银川市燃气供热所占比例将得到大幅提升，但目前燃气清洁能源用于供热面临着挑战。从银川能源价格来看，相同热值天然气的价格是煤炭的4～5倍，燃气用于供热成本高，且燃气直接燃烧不符合能源梯级利用原理，造成能源浪费[2]。

1.2 供热问题

1.2.1 供热热源缺口问题

根据历年建筑建成面积及银川市城市总体规划，到2020年银川市三区及贺兰县等区域的供热面积约达到1亿m2，随着燃煤锅炉的取缔，现有热源建设仍将无法满足未来城市发展的需要。

1.2.2 供热污染严重问题

按照银川现状供热结构，银川市采暖季供热标煤耗33.8kgce/（m2a），远高于全国集中供热能耗平均水平20kgce/（m2a），因此造成银川市目前的大气污染主要集中在采暖季，污染类型为煤烟型污染，采暖季燃煤供热造成的TSP 及SO2全面超标，进入采暖季后，银川市全市二氧化硫的均值平均上升16.7%。供热能耗高主要表现为：

能源利用效率高的热电联产比例低，供热能力没得到充分利用，燃煤锅炉仍然是银川市的供热主体，燃煤锅炉供热能效偏低，尤其是中小型燃煤锅炉，供热效率低、供热成本高、污染严重，且管网老旧、安全性差，这些中小型锅炉房已为银川市供热系统带来安全隐患，坚决取缔小型燃煤锅炉已经形成共识，且具有巨大的节能减排潜力[3]。

1.2.3 节能改造缓慢

在现有技术创新和应用条件下，电厂循环冷却水或乏汽中有大量可利用的低温余热，通过技术创新，充分挖掘热源资源的潜力，为银川市供热系统的节能减排打造新思路和发展方向。同时建筑节能改造需进一步推进，仍有老旧建筑未进行节能改造，建筑热耗量大，供热成本高。

1.2.4 供热系统缺乏统一规划

针对银川市供热现状及发展趋势，急需对银川市供热系统进行资源整合，统一规划，主要体现以下方面：燃气、燃煤两种能源方式的供热资源整合方向，燃气热电厂与燃煤热电厂、燃气锅炉与燃煤锅炉、余热资源供应之间实现互为补充、统一协调，制定适宜银川市的供热系统发展的科学方向。城市集中供热管网需统一规划：目前银川市城市集中热网建设现状严重滞后于城市的发展，城市热网建设缺乏统一规划;老旧管网漏水损失、散热损失和水力不均匀损失较大。

基于以上分析，银川市需要新建大负荷热源点是很有必要的。同时由于离银川较近的电厂污染物排放会影响银川市区环境，将热源点选择在灵武电厂将为银川市的蓝天计划增添一份贡献。

2  大型火电机组供热技术改造方案分析

2.1 改造方案

以供回水温度130/30℃，循环水量2×15000t/h，全厂机组不换转子为前提，增加设置三、四号机高背压凝汽器，正常运行时以机组常规背压13kPa运行，在有机组事故状态下可以考虑抬高背压运行，同时对4号机组进行抽凝改造，联通管抽汽能力按13kPa运行时抽1000t/h进行设计。全厂机组最大供热能力3269MW，该供热能力下，在循环水量为30000t/h时，额定出水温度为123.8℃。银川供热二期工程新增管线供热负荷按1475MW核算。本方案主要对3、4号机组进行高背压凝汽器改造，将乏汽管道和热网循环水管道引接入高背压凝汽器，并增加空冷岛蝶阀。

供热安全分析：（以全厂总设计热负荷3269MW进行分析）：事故工况1（1号机组停运）：当新增管线以供热负荷1475MW，总设计热负荷按3269MW进行设计时，在一期机组和二期机组分别有蒸汽联络管道的情况下，当1号机组事故停运时，2号机组抽汽扣除灵武首站供热的安全汽源320t/h外，其余280t/h抽汽全部提供给银川首站，全厂总抽汽量2280t/h。在供水温度为115℃时，如果回水能降低至35℃，在没有尖峰热源的情况下，厂内事故保障率为65%。事故工况2（2号机组停运）：情况同事故工况1、事故工况3（3号机组停运）：当3号机停运时，全厂扣除灵武首站用汽2×230t/h，其余加热蒸汽共1740t/h，抽汽能将供水温度提高约38℃，在供水温度为106℃时，回水能降低至40℃以下时，在没有尖峰热源的情况下，厂内事故保障率为66%。事故工况4（4号机组停运）：情况同事故工况3。

当以本方案进行设计，全厂总设计热负荷按3269MW进行分析：如果以厂内满足单机事故状态下需保障任意一条管线65%的供热安全边界为前提，本方案在供水温度为115℃时，如果回水能降低至35℃;且供水温度为106℃时，回水温度能低于40℃。没有尖峰热源的情况下厂内自己就能满足全厂3269MW事故状态下供热安全65%负荷的需要。如果回水温度达不到上述条件，则需要外网配以相应的尖峰热源作为补充。

2.2 管控措施

银川供热二期工程改造工程热网首站热力系统、背压汽轮发电机组监控采用以分散控制系统（DCS）为基础的计算机控制系统实现，按就地无人值守考虑。通过将热网首站热力系统、背压汽轮发电机组控制纳入电厂原机组DCS的公用网络，最终实现在集中控制室以LCD/键盘为中心的集中监视与控制，在值班人员少量干预下自动完成热网首站的启动、停止、正常运行的监视控制和异常工况处理。

高背压改造部分纳入主机DCS进行监控。对于4号机组改造部分，与汽机联系紧密的中低压缸连通管抽汽部分（包括液动抽汽压力调节蝶阀、液动抽汽快关阀、电动抽汽调节阀及相关压力温度信号）纳入原汽机数字电液控制系统（DEH）或主机DCS进行监控。DEH和DCS之间的重要联络信号采用硬接线连接。热网补给水处理系统采用分散控制系统（DCS）控制，最终纳入银川首站一期补给水DCS系统内。银川供热二期工程热网首站和补给水车间设置闭路电视系统及火灾检测报警系统，并接入全厂闭路电视系统及火灾检测报警及消防控制系统，在消防中心进行监视。

银川供热二期工程改造工程热网首站热力系统及背压汽轮发电机组控制功能通过设置DCS远程控制站方式，纳入电厂主机DCS公用网络中。运行人员通过集控室内单元机组DCS操作员站实现远程监控，两台机组操作员站控制信号相互闭锁。在新建热网首站设置电子设备间，布置DCS控制柜，在电子间旁设就地控制室，布置银川供热二期工程操作员站，便于系统组态调试、启动初期及生产巡检时操作使用。银川供热二期工程热网补给水控制系统纳入银川首站一期补给水控制系统中。在电厂集控室内通过辅助车间控制网络操作员站或化驗楼化水系统就地操作员站对热网补给水处理系统进行监控。

3  结论

供热改造工程的实施可以替代当地低效率、高污染、分散的小型采暖供热设施，满足银川市采暖供热的需要，实现热电联产、集中供热，提高资源综合利用率，利于改善城区环境空气质量，进一步促进银川城区建设和经济发展，符合国家能源、产业及环保政策。本项目经济效益指标比较理想，经济效益指标满足国内行业要求、符合国家有关规定，具有较强的财务盈利能力，项目在经济性上是可行的。

参考文献：

[1]付怀仁，包伟伟，张敏，吴水木，吴文景.当前主流供热改造技术的灵活性及经济性分析[J].热力透平，2019，48（02）：99-104，145.

[2]付怀仁，宋春节，丛春华.燃煤电厂供热改造技术浅析[J].区域供热，2019（02）：74-78.

[3]辛丽君.节能技术在集中供热系统改造工程中的应用[J].山西建筑，2019，45（08）：162-163.