呂夢菲

（北京國電電力大連開發(fā)區(qū)熱電廠，遼寧 大連 116600）

0 引言

近年來，為改善我國北方地區(qū)空氣質(zhì)量，燃煤鍋爐和工業(yè)鍋爐淘汰力度不斷加大，以火力發(fā)電廠為熱源的集中供熱工程加快推進，市場發(fā)展迅速。隨著集中供暖規(guī)模的持續(xù)擴大，供熱安全問題日益突出，如何在提升集中供熱規(guī)模的同時保證供熱質(zhì)量和安全，已經(jīng)成為關(guān)系民生的重大課題。另一方面，由于我國北方地區(qū)大量可再生能源發(fā)電機組投用，以及區(qū)域工業(yè)用電負荷增速放緩，在每年冬季采暖期內(nèi)，為了確保城區(qū)采暖供熱的需要，燃煤火電廠一直按照傳統(tǒng)的“以熱定電”模式運行，電網(wǎng)調(diào)峰困難，供暖與電網(wǎng)調(diào)峰的矛盾突出[1]。

某熱電廠近年來供熱市場開拓成效顯著，通過1 號機高背壓改造提高供熱能力降低發(fā)電機組煤耗；1、2 號機高低旁路改造等措施提升機組深度調(diào)峰能力下的供熱能力，目前實際承擔供熱面積1 400 萬㎡，遠期規(guī)劃供熱面積1 600萬㎡。隨著供熱面積的增加，缺乏備用熱源的問題日益凸顯，供熱安全性和可靠性亟需增強。另一方面，在供熱中期為滿足供熱需求，全廠機組的綜合調(diào)峰能力不足，無法獲得更深度調(diào)峰的收益[2-3]。

此外，目前電廠啟動鍋爐為燃煤鍋爐，存在諸多問題：首先，未設(shè)置除塵、脫硫、脫硝等環(huán)保設(shè)施，面臨污染排放罰款風險；其次，燃煤啟動鍋爐系統(tǒng)復(fù)雜，維護量較大，系統(tǒng)可靠性較差和出力不足；再次，現(xiàn)有啟動鍋爐房與氫站的距離不滿足安全距離要求，存在重大安全隱患。啟動鍋爐房或氫站需要異地重建任務(wù)緊迫，對廠內(nèi)場地規(guī)劃影響較大。以上幾方面問題亟待解決。

為提高電廠供熱安全可靠性，挖掘深度調(diào)峰能力和提升啟動鍋爐的可靠性及環(huán)保要求，急需對現(xiàn)有機組實施供熱技術(shù)改造，進一步提升全廠供熱能力和深度調(diào)峰能力，確保機組在供熱期安全、穩(wěn)定運行。

1 供熱負荷現(xiàn)狀分析

該熱電廠現(xiàn)裝機容量2×350 MW，主要以集中采暖熱負荷為主，同時有約90 MW 工業(yè)熱負荷。設(shè)計供熱能力844 MW，每年供暖期共計152 d，供暖面積1 398 萬㎡。1 號機組最大供熱能力491 MW，2 號機組中排抽汽最大供熱能力353 MW，高低旁路最大供熱能力497 MW。目前電廠無其它備用熱源，當單機故障時無法保障供熱需求，供熱可靠性差。

該熱電廠常規(guī)運行方式為1 號機組高背壓帶基本熱負荷；2 號機組以常規(guī)方式運行，帶尖峰供熱負荷，參與電網(wǎng)調(diào)峰，同時還需提供工業(yè)抽汽流量約為冬季100 ～120 t/h、夏季30 ～40 t/h，抽汽壓力1.3 MPa，溫度270 ℃。但是在采暖期優(yōu)先采用1 號機組低能耗高背壓供暖運行方式時，如遇深度調(diào)峰，1 號機組負荷受限，高背壓供暖無法滿足外部需求，須優(yōu)先投入2 號機組低壓抽汽，再次投入1 號機組低壓抽汽。當以上方式均無法滿足外界需求時，投入高低旁路供暖。

供熱中期所需熱負荷為560 MW。當1 號機組在供熱中期供熱受阻時，最低熱量保證率僅能達到63%，無法達到行業(yè)標準規(guī)定的事故工況下75%的最低熱量保證率。在2 號機組故障情況下，采暖熱負荷最低要求420 MW，額定工況下1 號機組的最大供熱能力為491 MW，除去必須承擔的工業(yè)熱負荷約90 MW，用于采暖的最大負荷為401 MW，約有19 MW 的供熱缺口；在1 號機組故障情況下，2 號機組抽汽的最大供熱能力為353 MW，用于采暖的最大負荷為263 MW，最大約有157 MW 的供熱缺口；2 號機組高低旁最大供熱能力497 MW，用于采暖的最大負荷為407 MW，最大約有13 MW 的供熱缺口，但2 號機組高低旁供熱存在低旁后蒸汽超流速嚴重導(dǎo)致供熱受限問題，且受現(xiàn)場空間所限無法對低旁進行擴容改造以降低蒸汽流速。以上供熱缺口主要因沒有其它備用熱源，供熱可靠性差所致。

在供熱期調(diào)峰時段，1 號機組以高背壓方式運行，2 號機以高低旁方式運行，在滿足供熱前提下參與電網(wǎng)調(diào)峰。其中2 號機組高低旁方式運行電負荷理論可降至70 MW，但受鍋爐雙磨運行安全性低及汽機中調(diào)門調(diào)節(jié)品質(zhì)差兩方面影響，2 號機組高低旁方式運行實際電負荷為120 MW。調(diào)峰能力見表1。

表1 該熱電廠目前供熱期調(diào)峰能力

2 供熱調(diào)峰技術(shù)改造方案

本改造方案在解決備用熱源的同時，還需要使熱電聯(lián)產(chǎn)機組具有深度調(diào)峰和靈活運行的能力，實現(xiàn)熱源與供熱系統(tǒng)的優(yōu)化與經(jīng)濟運行[4]。在用熱高峰且上網(wǎng)電價處于較低的波動區(qū)間時，則可以維持較少的發(fā)電量，缺少的部分熱量由儲熱罐儲存的熱量提供。

2.1 改造方案

為了解決該熱電廠備用熱源，同時提高機組深度調(diào)峰靈活運行能力，實現(xiàn)熱源與供熱系統(tǒng)的優(yōu)化與經(jīng)濟運行，本方案計劃對2 號機組實施低壓缸零出力供熱改造，并在現(xiàn)有啟動鍋爐房內(nèi)增設(shè)1 臺40 MW 高壓電極熱水鍋爐和1臺35 MW 高壓電極蒸汽鍋爐，配套500 m3常壓蓄熱水罐，滿足備用熱源、調(diào)峰、啟動鍋爐改造需求。

1） 2 號機組低壓缸零出力技術(shù)改造

低壓缸零出力供熱改造突破傳統(tǒng)供熱機組運行模式，實現(xiàn)了機組低壓缸零出力運行，從而降低低壓缸的冷卻蒸汽消耗量，提高汽輪機電調(diào)峰能力和供熱抽汽能力[5-6]。本技術(shù)采用可完全密封的液壓蝶閥替代現(xiàn)有液壓蝶閥，切除低壓缸原進汽管道進汽，通過新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓缸零出力后低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動產(chǎn)生的鼓風熱量。低壓缸零出力技術(shù)解除了低壓缸最小蒸汽流量的制約，將原進入低壓缸的蒸汽用于供熱，提高了機組的供熱能力，在供熱量不變的情況下，可顯著降低機組發(fā)電功率，實現(xiàn)深度調(diào)峰[7-8]。改造完成后，2 號機供熱能力增加約110 MW，彌補供熱中期1號機供熱事故狀態(tài)下53 MW供熱缺口，改造后增加的供熱能力能夠滿足供熱熱源互為備用的需求。

2）高壓電極鍋爐

為充分保障供熱的可靠性，新建兩臺電鍋爐作為備用熱源。即在現(xiàn)有啟動鍋爐房內(nèi)增設(shè)1臺40 MW 高壓電極熱水鍋爐和1 臺35 MW 高壓電極蒸汽鍋爐，替換原有燃煤啟動鍋爐。在雙機停運需要啟動機組時，高壓電極蒸汽鍋爐作為輔助蒸汽汽源用于機組啟動用汽；另外在機組正常運行時，加熱熱網(wǎng)水，補充機組深度調(diào)峰所需要的熱源，滿足調(diào)峰能力，當在采暖季一臺機組故障停機時，與高壓電極熱水鍋爐共同作為備用熱源承擔供熱負荷,實現(xiàn)電網(wǎng)調(diào)峰功能的同時確保供熱安全和穩(wěn)定。

單臺電鍋爐的經(jīng)濟運行區(qū)間5%～100%，熱水電鍋爐能提供10 ～48 MW 供熱量（電鍋爐系統(tǒng)效率按95%計算），高壓電極蒸汽鍋爐能提供22 MW 的供熱量，整個電鍋爐能提供10 ～70 MW 的熱量。同時，2 號機組低壓缸零出力改造后，新增110 MW 的供熱量。配套500 m3常壓蓄熱水罐，滿足備用熱源、調(diào)峰、啟動鍋爐改造需求。

原啟動鍋爐房內(nèi)新建電鍋爐供熱站和對外供熱的部分二次循環(huán)系統(tǒng)，與現(xiàn)有熱網(wǎng)并聯(lián)連接，作為其中的一級加熱站，即供熱站產(chǎn)生的供暖熱水通過板式換熱器加熱現(xiàn)有熱網(wǎng)的熱網(wǎng)水，接入電廠的熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)。在雙機停運需要啟動機組時，高壓電極蒸汽鍋爐作為輔助蒸汽源用于機組啟動用汽。系統(tǒng)配置蒸汽旁路和汽水換熱器，作為熱網(wǎng)回水的加熱系統(tǒng)，實現(xiàn)備用熱源和電網(wǎng)調(diào)峰功能。

3）蓄熱水罐

蓄熱水罐就近布置于電鍋爐房附近，供回水管道依據(jù)現(xiàn)有廠區(qū)綜合管道走向架空敷設(shè)。常壓蓄熱水罐容量500 m3，直徑8 m，高10 m，罐體及相關(guān)附屬設(shè)備占地面積約60 m2。

2.2 供熱能力分析

1）備用熱源。若1 號機組因故障停運，改造后2 號機組最大供熱能力約為463 MW，另加電鍋爐70 MW 熱負荷，實際熱量保證率達到79.1%；若2 號機組供熱因故障停運，1 號機組最大供熱能力約為491 MW，再加上電鍋爐70 MW 熱負荷，亦能達到國家現(xiàn)有標準規(guī)范對嚴寒地區(qū)最低熱量保證率不低于75%的要求，實際達到84.1%。

2）供熱能力。改造后1、2 號機組在正常情況下，全廠的最大供熱能力由現(xiàn)有的844 MW提高至1 024 MW。改造后在滿足單機運行達到75%要求前提下，單機供熱能力為476 MW，按照每平方米40 W 折算為1 586 萬平方米，即改造后在保障75%供熱安全前提下，在目前承擔1 400 萬平方米的基礎(chǔ)上，可多承擔186 萬平方米。

2.3 調(diào)峰能力分析

供熱期調(diào)峰時段，首先以機組自身能力參與電網(wǎng)調(diào)峰，1 號機組以高背壓方式運行，2 號機組以抽凝方式或切缸方式運行，滿足基本調(diào)峰需求。當出現(xiàn)深度調(diào)峰需求時，電鍋爐投入運行，最大調(diào)峰功率可達75 MW，電鍋爐投運后產(chǎn)生的熱量可替代機組部分抽汽供熱量，機組可進一步調(diào)減出力，在滿足供熱前提下參與電網(wǎng)調(diào)峰，調(diào)峰能力見表2。

表2 改造后機組調(diào)峰能力

3 運行效益分析

3.1 改造后機組運行方式

1）供熱初末期

根據(jù)前述可知，在供熱初末期所需熱負荷較低，2 號機組按照原來運行方式，不需要投入切缸運行。改造前，供熱初末期所需熱負荷為350 MW，1 號機高背壓運行發(fā)電負荷140 MW，熱負荷195 MW；2 號機抽凝運行發(fā)電負荷140 MW，熱負荷193 MW，全廠發(fā)電負荷共280 MW。改造后1 號機高背壓運行發(fā)電負荷122.5 MW，熱負荷16 5MW；2 號機切缸運行發(fā)電負荷60 MW，熱負荷150 MW，全廠發(fā)電負荷182.5 MW。配合電鍋爐75 MW 滿負荷運行，發(fā)電出力可由182.5 MW 下降至107.5 MW，深度調(diào)峰能力增加172.5 MW,全廠供熱量（電鍋爐轉(zhuǎn)換效率95%，下同）為386.25 MW，其中多余的36.25 MW 熱量進入蓄熱罐蓄熱。

2）供熱中期

供熱中期供熱負荷較高，在1 號機組高背壓運行的同時，2 號機組可采用切缸運行方式，機組運行經(jīng)濟指標與背壓機組基本相同。在非調(diào)峰時段，如果熱負荷穩(wěn)定，可使2 號機組帶基本負荷運行，1 號機組進行熱負荷調(diào)峰運行。改造前供熱中期所需熱負荷為560 MW，1 號機組高背壓運行發(fā)電負荷175 MW，熱負荷230 MW；2 號機組抽凝和高低旁路運行發(fā)電負荷284 MW，熱負荷305 MW，全廠發(fā)電負荷共459 MW。改造后1 號機組高背壓運行發(fā)電負荷122.5 MW，熱負荷165 MW；2 號機組切缸運行發(fā)電負荷122.5 MW，熱負荷325 MW，全廠發(fā)電負荷245 MW。若電鍋爐滿負荷運行，發(fā)電出力可由245 MW 下降至170 MW，深度調(diào)峰能力增加289 MW，全廠供熱量561.25 MW，滿足熱負荷需求。

改造前在2 號機組故障情況下，采暖熱負荷最低要求560×0.75=420 MW，在額定工況下，1 號機組的最大供熱能力為491 MW，在保證約90 MW 工業(yè)熱負荷的前提下，實際機組的供熱能力為401 MW，約有19 MW 的供熱能力缺口；在1 號機組故障情況下，2 號機組抽汽的最大供熱能力為353 MW，扣除工業(yè)熱負荷約90 MW 后，用于采暖的負荷最大為263 MW，最大約有157 MW 的供熱能力缺口；2 號機組高低旁最大供熱能力497 MW，扣除工業(yè)熱負荷90 MW 后，用于采暖的最大負荷為407 MW，最大約有13 MW的供熱能力缺口，但2 號機組高低旁供熱存在低旁后蒸汽超流速嚴重導(dǎo)致供熱受限問題，且受現(xiàn)場空間所限無法對低旁進行擴容改造以降低蒸汽流速。

改造后新配置電鍋爐75 MW 供熱能力，在2 號機組故障情況下，僅將電鍋爐保持19 MW以上供熱負荷即可滿足規(guī)范要求。在1 號機組故障情況下，2 號機組通過低壓切缸后，增加110 MW 的供熱能力，2 號機組實際的最大供熱能力為463 MW，扣除工業(yè)用汽后，實際供熱能力373 MW，此時電鍋爐僅需保持47 MW 供熱負荷即可滿足供熱的要求。

3.2 改造后技術(shù)指標分析

本方案若改造完成后，2 號機組切缸改造完成后，該熱電廠的主要經(jīng)濟運行技術(shù)數(shù)據(jù)與現(xiàn)行背壓機組運行水平基本相同，但改造前后主要經(jīng)濟指標變化比較明顯。在采暖初末期，兩臺機組基本在40%或50%的以下工況下運行，改造后全廠發(fā)電標準煤耗由0.196 5 kg/kWh 下降至0.154 6 kg/kWh，下降幅度達21.3%；供熱標準煤耗由38.948 4 kg/GJ 下降至38.73 kg/GJ，下降幅度0.56%。待開發(fā)區(qū)的采暖負荷上升至950 MW 以上時，兩臺機組均在100%工況下運行時，全廠發(fā)電標煤準耗由改造前的0.248 1 kg/kWh 下降至0.193 2 kg/kWh，下降幅度達22.1%；供熱標煤耗由改造前的38.888 9 kg/GJ 下降至38.664 2 kg/GJ，下降幅度達0.58%。

4 改造后經(jīng)濟效益測算

4.1 測算邊際條件

通過對遼寧省電網(wǎng)近兩年供熱期調(diào)峰運行小時數(shù)的歸納和分析，對本項目電蓄熱調(diào)峰裝置投運后的投運時間及調(diào)峰深度進行估算。供熱中期90 d 內(nèi)，平均每天調(diào)峰時長按4 h 折算；供熱初末期60 d 內(nèi)，平均每天調(diào)峰時長按2 h 折算，整個供熱期調(diào)峰小時數(shù)累計480 h。

結(jié)合遼寧電網(wǎng)近年供熱期調(diào)峰結(jié)算情況，并充分考慮市場競價等因素影響，一檔出清價格以0.35 元/kWh 計，二檔出清價格以0.6 元/kWh 計。調(diào)峰收益補貼報價標準見表3。

表3 調(diào)峰收益補貼報價標準

電鍋爐調(diào)峰用電成本由兩部分構(gòu)成：燃料單位成本、因調(diào)峰機組降負荷增加煤耗的燃料及環(huán)保成本，該熱電廠供熱期標煤單價約700 元/t（含稅），發(fā)電煤耗約160 g/kWh，由此可得燃料單位成本0.161 元/kWh（含稅價），因調(diào)峰機組降負荷增加煤耗的燃料及環(huán)保成本以0.1 元/kWh（含稅價）計，電鍋爐調(diào)峰用電成本為0.261元/kWh（含稅價）；熱價按40 元/GJ（含稅）核算。

4.2 投資收益測算

供熱調(diào)峰改造后增加的機組調(diào)峰能力由兩部分構(gòu)成，即2 號機實施低壓缸零出力改造增的調(diào)峰能力與電鍋爐投入運行后增加的調(diào)峰能力。改造后調(diào)峰收益增加由兩部分構(gòu)成，分別是改造后增加的機組調(diào)峰能力產(chǎn)生的收益和電鍋爐調(diào)峰產(chǎn)生的收益，不含機組現(xiàn)有調(diào)峰能力產(chǎn)生的收益。另外，由于調(diào)峰產(chǎn)生的熱量替代了部分機組抽汽的供熱量，此部分也將產(chǎn)生供熱收益。改造后年調(diào)峰收益預(yù)測見表4。

表4 改造后年調(diào)峰收益預(yù)測

由上表可知，電鍋爐參與調(diào)峰后，所獲得的年度綜合收益為調(diào)峰收益與供熱附加收益之和1 712.88 萬元,切缸改造后獲得的收益約為2 634 萬元,項目整體總收益為4 346.88萬元。

5 總結(jié)

該熱電廠通過1 號機高背壓改造和2 號機旁路改造等措施，顯著提升了全廠供熱和調(diào)峰靈活運行能力，但由于缺乏備用熱源，仍然無法滿足日益增加的供熱需求，同時全廠機組的綜合調(diào)峰能力不足，從而無法獲得更深度調(diào)峰的收益。為了解決上述問題，本文提出了對2 號機組實施低壓缸零出力供熱改造，并增設(shè)1 臺40 MW 高壓電極熱水鍋爐和1 臺35 MW 高壓電極蒸汽鍋爐，配套500 m3常壓蓄熱水罐的改造方案，滿足備用熱源、調(diào)峰、啟動鍋爐改造需求。

改造后，機組供熱能力和調(diào)峰能力顯著提升，全廠發(fā)電標準煤耗下降21.3%，供熱標準煤耗下降0.56%。兩臺機組均在100%工況下運行時，全廠發(fā)電標煤準耗下降22.1%，供熱標煤耗下降0.58%。電鍋爐參與調(diào)峰后，所獲得的年度綜合收益為1 712.88 萬元，切缸改造后獲得的收益約為2 634 萬元，項目整體總收益為4 346.88萬元。具有明顯的經(jīng)濟效益。