(黑龍江省林業(yè)設(shè)計研究院，哈爾濱 150080)

0 引 言

北方某熱電廠現(xiàn)熱源規(guī)模為1×130 t/h流化床鍋爐+3×130 t/h煤粉鍋爐+1×B12+2×CC12汽輪發(fā)電機(jī)組，4×70 MW熱水燃煤鍋爐(實(shí)際出力50 MW)、5×116 MW熱水鍋爐。由于3×130 t/h煤粉鍋爐+1×B12+2×CC12汽輪發(fā)電機(jī)組為1985年建設(shè)投產(chǎn)，現(xiàn)已達(dá)到服役年限，且環(huán)保排放不達(dá)標(biāo)。

根據(jù)2017年12月5日，國家發(fā)展和改革委員會等十部委發(fā)布“關(guān)于印發(fā)北部地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃(2017-2021年)的通知(能改能源[2017]2100號)”，該文件要求現(xiàn)有火電廠和燃煤鍋爐自2019年1月1日起，要求熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和城市城區(qū)的燃煤鍋爐必須達(dá)到超低排放(即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50 mg/m3)。為此，需要對3臺130 t/h煤粉鍋爐脫硝升級改造，只能選擇SCR脫硝工藝，SCR脫硝裝置占用空間大，在現(xiàn)場老舊設(shè)備上很難具備安裝空間。因此，三臺130 t/h煤粉蒸汽鍋爐將無法實(shí)現(xiàn)脫硝升級改造，2019年1月1日起，將無法實(shí)現(xiàn)煙氣中氮氧化物達(dá)標(biāo)排放。

截止目前，三臺130 t/h煤粉鍋爐及配套3臺12 MW汽輪發(fā)電機(jī)組已超過國家規(guī)定的使用年限，屬于超期服役，經(jīng)過多年運(yùn)行使用，設(shè)備老化、磨損嚴(yán)重，存在金屬疲勞等嚴(yán)重安全隱患。如果繼續(xù)使用，將對生產(chǎn)帶來重大安全隱患，嚴(yán)重影響冬季安全供暖。而且由于超期服役，自2017年4月省電力公司已停止對該企業(yè)熱電廠上網(wǎng)電量結(jié)算，嚴(yán)重影響了企業(yè)的正常生產(chǎn)經(jīng)營。

鑒于上述情況，對三臺130 t/h煤粉鍋爐和三臺12 MW汽輪發(fā)電機(jī)組進(jìn)行替代建設(shè)，勢在必行。

1 改建機(jī)組建設(shè)方案

按照節(jié)能環(huán)保、煤種適應(yīng)性廣以及符合國家能源政策和可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略，擬采用循環(huán)流化床爐型。

基于以上幾點(diǎn)要求，本次改造鍋爐擬選裝機(jī)方案如下：

方案一：改建3×130 t/h高溫高壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐替代原有煤粉鍋爐。

方案二：改建3×130 t/h中溫中壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐替代原有煤粉鍋爐。

方案三：新建2×220 t/h高溫高壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐替代原有煤粉鍋爐。

根據(jù)“熱電聯(lián)產(chǎn)、以熱定電”的原則及熱負(fù)荷資料和鍋爐蒸發(fā)量，擬定三種機(jī)組方案，通過比較后，確定合理的機(jī)組方案。

原有一臺130 t/h鍋爐為循環(huán)流化床鍋爐，為中溫中壓參數(shù)，故在考慮方案時擬選一種與其相同參數(shù)的方案。但由于此種參數(shù)的大容量背壓機(jī)組(主要指單機(jī)容量50 MW以上)沒有成熟機(jī)型，故只能選擇兩臺25 MW機(jī)組。另外兩種方案選用高溫高壓參數(shù)，詳見如下論述：

方案一：改建3×130 t/h高溫高壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐配1×60 MW高溫高壓抽背式汽輪發(fā)電機(jī)組+改建1×12 MW中溫中壓抽凝式汽輪發(fā)電機(jī)組配原有1×130 t/h中溫中壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐。

方案二：改建3×130 t/h中溫中壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐配2×25 MW中溫中壓抽背式汽輪發(fā)電機(jī)組+改建1×12 MW中溫中壓抽凝式汽輪發(fā)電機(jī)組配原有1×130 t/h中溫中壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐；

方案三：異地新建2×220 t/h高溫高壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐配1×80 MW高溫高壓背壓式汽輪發(fā)電機(jī)組+改建1×12 MW中溫中壓抽凝式汽輪發(fā)電機(jī)組配原有1×130 t/h中溫中壓循環(huán)流化床蒸汽鍋爐。

1.1 方案一汽平衡

背壓機(jī)承擔(dān)基本熱負(fù)荷，當(dāng)熱負(fù)荷超過背壓機(jī)最大供熱能力時，投運(yùn)熱水鍋爐供熱供熱。

1臺60 MW高溫高壓抽背壓機(jī)組+1臺12 MW中溫中壓抽凝機(jī)組+4臺50 MW熱水鍋爐汽(熱)平衡計算表，見表1。

表1

根據(jù)采暖期熱平衡圖，計算出汽機(jī)的發(fā)電功率：

8.83 MPa、535 ℃蒸汽焓值為3 476 kJ/kg，至首站熱網(wǎng)加熱器蒸汽焓值為2 770 kJ/kg，工業(yè)抽汽蒸汽焓值為2 944 kJ/kg，發(fā)電機(jī)組電效率取0.96，以此計算發(fā)電功率。

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

根據(jù)計算結(jié)果可知，發(fā)電機(jī)機(jī)功率為59.67 MW，在保證安全生產(chǎn)的前提下，盡可能全部利用過剩蒸汽進(jìn)行發(fā)電。因此，發(fā)電機(jī)選配要大于最大工況時蒸汽發(fā)電所產(chǎn)生的電功率向匹配，因此，發(fā)電機(jī)容量60 MW的是最適宜的。

運(yùn)行方式說明：采暖期最大負(fù)荷工況，60 MW汽機(jī)基本處于滿發(fā)狀態(tài)，至熱網(wǎng)首站排汽量為264.2 t/h，工業(yè)用汽抽汽量為70 t/h，背壓機(jī)額定工況最大供熱能力為178.7 MW。其它不足熱負(fù)荷由原有4臺50 MW熱水鍋爐及原有12 MW抽凝機(jī)組供熱。

1.2 方案二汽平衡

背壓機(jī)及原有12 MW抽凝機(jī)組承擔(dān)基本熱負(fù)荷，當(dāng)熱負(fù)荷超過而二者的最大供熱能力時，投運(yùn)熱水鍋爐供熱。

2臺25 MW中溫中壓抽背壓機(jī)組+1臺12 MW中溫中壓抽凝機(jī)組+4臺50 MW熱水鍋爐汽(熱)平衡計算表，見表2。

表2

方案二：采暖期最大、平均負(fù)荷工況熱平衡圖

根據(jù)計算結(jié)果可知，發(fā)電機(jī)機(jī)功率為44.86 MW，由于中溫中壓參數(shù)單機(jī)容量25 MW以上機(jī)組很少有成型設(shè)備，故按2臺汽機(jī)計算，即44.86 MW/2=22.43 MW，在保證安全生產(chǎn)的前提下，盡可能全部利用過剩蒸汽進(jìn)行發(fā)電。因此，發(fā)電機(jī)選配要大于最大工況時蒸汽發(fā)電所產(chǎn)生的電功率向匹配，因此，單臺發(fā)電機(jī)容量按25 MW選配。

運(yùn)行方式說明：采暖期最大負(fù)荷工況，25 MW汽機(jī)基本處于滿發(fā)狀態(tài)，至熱網(wǎng)首站排汽量為268.5 t/h，工業(yè)用汽抽汽量為70 t/h，背壓機(jī)額定工況最大供熱能力為181.6 MW。其它不足熱負(fù)荷由原有4臺50 MW熱水鍋爐及原有12 MW抽凝機(jī)組供熱。

1.3 方案三汽平衡

背壓機(jī)承擔(dān)基本熱負(fù)荷，當(dāng)熱負(fù)荷超過背壓機(jī)最大供熱能力時，投運(yùn)熱水鍋爐供熱供熱。工業(yè)熱負(fù)荷全部由改建后的12 MW機(jī)組供應(yīng)。

1臺80 MW高溫高壓背壓機(jī)組+1臺12 MW中溫中壓抽凝機(jī)組+4臺50 MW熱水鍋爐汽(熱)平衡計算表，見表3。

表3

續(xù)表3

類別項(xiàng) 目單位最大工況平均工況采暖熱負(fù)荷采暖熱負(fù)荷MW390253.2280MW汽機(jī)供采暖熱負(fù)荷MW23423412 MW汽機(jī)低真空供采暖熱負(fù)荷MW404050MW熱水鍋爐采暖熱負(fù)荷MW1500熱平衡MW+34+20.78

運(yùn)行方式說明：采暖期最大負(fù)荷工況，80 MW汽機(jī)基本處于滿發(fā)狀態(tài)，至熱網(wǎng)首站排汽量為393 t/h，背壓機(jī)額定工況最大供熱能力為234 MW。其它不足熱負(fù)荷由原有4臺50 MW熱水鍋爐及原有12 MW抽凝機(jī)組供熱。

改建后12 MW汽機(jī)最大工業(yè)抽汽量只能供應(yīng)80 t/h，最大熱負(fù)荷時缺口40 t/h。建議盡早與相關(guān)用汽業(yè)主溝通，減少部分工業(yè)熱負(fù)荷供應(yīng)量。

2 改建機(jī)組方案比較及推薦方案

根據(jù)擬選的三個方案汽熱平衡來看，均可滿足現(xiàn)有供熱負(fù)荷替代要求，本次方案比較，主要從投資、經(jīng)濟(jì)性、運(yùn)行方式、以及國家相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策要求來進(jìn)行比較，最后得出推薦方案，見表4。

表4 改建機(jī)組方案綜合比較表

續(xù)表4

序號比較內(nèi)容方案1:3×130t/h +1×60MW抽背機(jī)組方案2:3×130t/h +2×25MW抽背機(jī)組方案3:2×220t/h+1×80MW背壓機(jī)組比較結(jié)果7與國家產(chǎn)業(yè)政策要求 無論機(jī)組參數(shù)還是容量,均符合《熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目可行性研究技術(shù)規(guī)定》和“發(fā)改能源[2016]617號—熱電聯(lián)產(chǎn)管理辦法”要求。 從技改角度,同參數(shù)改建將來運(yùn)行較方便,但此參數(shù)屬于淘汰型參數(shù),不符合國家相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策。 無論機(jī)組參數(shù)還是容量,均符合《熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目可行性研究技術(shù)規(guī)定》和“發(fā)改能源[2016]617號—熱電聯(lián)產(chǎn)管理辦法”要求。屬于供熱主流產(chǎn)品。方案3較優(yōu)8建設(shè)期供熱安全保證性整個建設(shè)期需要兩年完成,需要考慮過渡期備用熱源。整個建設(shè)期需要兩年完成,需要考慮過渡期備用熱源。 整個建設(shè)期需要兩年完成,對原供熱體系沒有什么影響,不需要考慮過渡期備用熱源問題,可在本工程完全建成投產(chǎn)后再停運(yùn)或拆除原有3臺130t/h煤粉爐。方案3較優(yōu)

從上表的比較分析可知，在產(chǎn)品成熟度、機(jī)爐匹配性方面，各方案相當(dāng)；在運(yùn)行靈活度、初始投資以及原系統(tǒng)利用率方面方案二較優(yōu)，但在最核心、關(guān)鍵的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性、國家相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策要求方面以及過渡替代、對供熱安全可靠影響方面，方案三占絕對優(yōu)勢，故推薦方案三：異地新建 2×220 t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐+1×80 MW背汽輪發(fā)電機(jī)組。

3 結(jié)束語

供熱機(jī)組有背壓機(jī)或抽凝機(jī)兩種型式。抽汽機(jī)運(yùn)行靈活，電、熱負(fù)荷調(diào)整方便。背壓機(jī)年運(yùn)行時間受熱負(fù)荷影響，當(dāng)沒有熱負(fù)荷或熱負(fù)荷很低時無法運(yùn)行。背壓機(jī)沒有冷源損失，機(jī)組熱效率高。

本工程所供熱力主要為城市居民供熱，具有穩(wěn)定的熱負(fù)荷，根據(jù)國家發(fā)展和改革委員會發(fā)改能源[2004]864號文件《國家發(fā)展改革委關(guān)于燃煤電站項(xiàng)目規(guī)劃和建設(shè)有關(guān)要求的通知》，對于有充足、穩(wěn)定的工業(yè)熱負(fù)荷和采暖負(fù)荷的地區(qū)，原則上建設(shè)背壓式機(jī)組。故改建供熱機(jī)組方案按背壓機(jī)組選擇是合理、可行的，符合國家的相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策。

本工程屬集中供熱熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目，工程主要任務(wù)為利用煤進(jìn)行發(fā)電、供熱。本供熱方案認(rèn)為從本企業(yè)目前供熱狀況、城市建設(shè)熱負(fù)荷發(fā)展、熱源建設(shè)規(guī)劃、電力需求、地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展、能源供給和投資條件以及國家能源利用政策看，方案采用的技術(shù)路線是合理、可行的，符合國家有關(guān)政策規(guī)定，體現(xiàn)了高效、節(jié)約用能思想，主要能量轉(zhuǎn)換設(shè)備選擇均為國家推薦高效節(jié)能產(chǎn)品。鍋爐選用循環(huán)流化床鍋爐，該鍋爐適用燃料范圍廣、燃燒效率高；汽輪機(jī)選用背壓式汽輪發(fā)電機(jī)組，進(jìn)行排汽供熱，熱能完全利用，沒有冷源損失。故本供熱改造方案技術(shù)路線制定、主要能量轉(zhuǎn)換設(shè)備選擇、技術(shù)參數(shù)設(shè)定基本合理，能量轉(zhuǎn)換、能源利用效率較高，環(huán)保效果較好，是可行的技術(shù)路線。

綜合上述分析研究，本供熱改造方案認(rèn)為該工程技術(shù)路線制定合理可行，符合國家能源利用政策和熱電聯(lián)產(chǎn)建設(shè)規(guī)定，是目前國家鼓勵提倡的熱電聯(lián)產(chǎn)技術(shù)路線，具有很好的節(jié)能環(huán)保效益。