大型煤電機組供熱改造探討

中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司 羅海泉

根據國家能源局發布的《“十四五”現代能源體系規劃》[1]，到2025年，非化石能源消費比重提高到20%左右；大力推動煤炭清潔高效利用，嚴格控制鋼鐵、化工、水泥等主要用煤行業煤炭消費，大力推動煤電節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”。在21世紀前15年左右建造的大型煤電機組，包括超臨界機組都面臨“三改聯動”壓力。在“三改”中，經濟效益好、產出投入比較高的是供熱改造，有條件的機組優先考慮供熱改造。

1 大型煤電機組現狀及發展趨勢

據中國電力企業聯合會《電力行業年度發展報告》數據[2]，2015年是中國煤機組投產的峰值，中國全年新增發電裝機容量13184萬kW，其中煤電5402萬kW，平均每星期有約100萬kW煤電機組投產。此后，煤電裝機增速逐年下降，煤電新增裝機容量由2015年的5402萬kW，連續下降到2018年的3056萬kW，年均下降速度13.27%。到2018年年末，全國電力總裝機容量達到190012萬kW，其中煤電裝機達到100835萬kW，與2015年年末相比，總裝機容量、煤電裝機容量分別增長了24.6%、12%；2015年年末總發電量、煤電發電量分別增長了21.9%、15%，年均增長率分別為5.07%、3.56%。煤電裝機占全國發電裝機的比重由59%下降到53%，發電量占比由68%下降到64%。2015—2018年，煤電設備平均利用小時在4300～4500h波動。根據國家能源局每年發布的數據[3]，我國2019年、2020年和2021年火電6000kW及以上電廠發電設備利用小時數分別為4293h、4216h及3622h。由此可見，煤電廠（火力發電廠）發電設備利用小時數呈逐年下降趨勢。

另外，據研究，我國1978—2018年各類電廠年利用小時數如圖1所示。從圖中可以看出，火電廠發電設備年利用小數整體呈下降趨勢。

圖1 1978—2018年各類型發電設備利用小時數

2020年9月22日，習近平總書記在第75屆聯合國大會一般性辯論上宣布中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和，業內稱之為“3060”的氣候目標。為實現這一目標，對于電力行業，必然要求降低煤電、火電的使用，大力發展清潔能源和再生能源。根據《“十四五”現代能源體系規劃》，堅持生態優先、綠色發展，壯大清潔能源產業，實施可再生能源替代行動，推動構建新型電力系統，促進新能源占比逐漸提高，推動煤炭和新能源優化組合。堅持全國一盤棋，科學有序推進實現碳達峰、碳中和目標，不斷提升綠色發展能力。大力推動煤電節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”，“十四五”期間節能改造規模不低于3.5億kW。新增煤電機組全部按照超低排放標準建設、煤耗標準達到國際先進水平。持續推進北方地區冬季清潔取暖，推廣熱電聯產改造和工業余熱余壓綜合利用，逐步淘汰供熱管網覆蓋范圍內的燃煤小鍋爐和散煤，鼓勵公共機構、居民使用非燃煤高效供暖產品。力爭到2025年，大氣污染防治重點區域散煤基本清零，基本淘汰35蒸噸/小時以下燃煤鍋爐。

2021年，國家發展和改革委員會發布了《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》[4]，有序放開全部燃煤發電電量上網電價。燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。擴大市場交易電價上下浮動范圍，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。

由此可見，現有大型煤電機組面臨著年利用小時數降低，上網電價夜間大幅降低，電廠經濟效益如何提升的問題。對于在廠址附近有熱負荷需求的燃煤電廠，對機組進行供熱技術改造，通過對外供熱的方式，既可以為工業企業或居民提供集中供熱，實現企業、居民、電廠和環境保護多贏的局面，又保證鍋爐在相對高效區的負荷區間運行，延長了設備的使用壽命。

2 大型煤電機組供熱改造模式

對于大型煤電機組，一般有以下幾種供熱改造的模式。

2.1 蒸汽直接減溫減壓供熱模式

該改造模式是從現有的主蒸汽、再熱熱蒸汽、再熱冷蒸汽、汽機抽汽管道抽取部分蒸汽，通過減溫減壓器，把溫度和壓力降到用戶需要的蒸汽參數。該模式優點是系統簡單，不需要對鍋爐屏式再熱器面積、末級再熱器面積、低溫過熱器面積進行改造，投資少，改造周期短，對于供熱量不大的改造比較合適。

2.2 蒸汽通過壓力匹配器減溫減壓供熱模式

該改造模式是把電廠內高參數和低參數的兩路蒸汽，引入到蒸汽壓力匹配器進行混合，壓力匹配器經過特殊設計，可以讓出口蒸汽的溫度和壓力在不同工況下，都可以滿足外部熱用戶的蒸汽參數要求。使用壓力匹配器，利用物理學原理，用一部分溫度壓力較高的蒸汽，把溫度壓力比較低的蒸汽充分利用，能夠提高機組的供熱能力。該方案特別適合用于機組容量較小的機組進行對外供熱改造。

2.3 蒸汽通過換熱器對外提供熱水模式

該改造模式是在電廠內設置汽水換熱器，通過換熱器加熱冷水，并通過泵將熱水送到熱用戶，在熱用戶處換熱后再送回來換熱器加熱，完成一個循環。該模式適用于有熱水需求的地區，特別是北方地區在冬天有供暖的需求。

以上列舉的三種供熱改造模式各有優缺點，當然還有其他供熱改造的模式。供熱改造需要采用哪種模式，建議根據項目具體情況進行技術經濟比較，擇優選用。下文就南方某電廠兩臺600MW超臨界機組供熱改造方案做探討。

3 某大型煤電機組供熱改造概況

該電廠坐落于工業區旁邊，建設兩臺600MW國產超臨界燃煤發電機組，三大主機均由上海電氣供貨。

主機設備概況。一是鍋爐，鍋爐主要性能數據見表1。

表1

二是汽輪機。

表2

三是發電機。

表3

根據外部熱負荷需求，該電廠先后共進行三次供熱技術改造。第一次技改采用的方案是從高溫再熱蒸汽管道增加三通，抽取部分蒸汽，從給水泵抽取減溫水減溫，采用調節閥減壓后供熱。第二次改造為從低溫再熱蒸汽管道抽取蒸汽減溫減壓后供熱，第三次改造是輔助蒸汽供熱改造。

4 供熱改造方案

4.1 高溫再熱蒸汽管道供熱方案

本次改造按每臺機組最大可供1.8MPa、320℃、122t/h蒸汽。在機組額定工況下，可從高溫再熱蒸汽管道抽取100t/h蒸汽。蒸汽經過調節閥的減壓以及減溫器減溫，滿足用戶參數要求的蒸汽。額定工況下高溫再熱蒸汽參數為3.562MPa、566℃，減溫減壓后參數為1.8MPa、320℃。在機組50%THA時，減溫減壓后的蒸汽參數為1.7MPa、320℃。在對外供熱前，兩臺機組的供熱蒸汽在一臺供熱聯箱混合。在參數降低前的供熱管道材料采用即A335P91，減溫減壓后的管道材料采用20號鋼。減溫水從給水泵中間抽頭引出，管道材料采用20G。供熱流程圖如圖2所示。

圖2 高溫再熱蒸汽供熱改造系統流程圖

4.2 低溫再熱蒸汽管道供熱方案

額定工況時，低溫再熱蒸汽的參數為4.047MPa（a）、303.4℃，經過減溫減壓器后蒸汽參數為：1.6MPa（a）、260℃。管路上設置有電動隔離閥、氣動止回閥、渦街流量計、快關調節閥組及其旁路、減溫減壓器。兩路抽汽匯合至一條管道中，經快關調節閥減壓和減溫器減溫后接入到供熱聯箱的兩個DN350接口，接入聯箱前采用原來的電動隔離閥。原來兩根高溫再熱抽汽供熱管道匯合成一根母管后接入供熱聯箱DN300的備用接口，原輔汽供熱管道接入高溫再熱抽汽母管。每臺機組低溫再熱蒸汽管道供熱蒸汽抽汽量按200t/h設計。

根據2014年國家能源局發布的《防止電力生產事故的二十五項重點要求》，8.1.10節，抽汽供熱管道必須設置有能快速關閉的抽汽截止門，調節閥應設置為快關調節閥，該閥的快關時間應經過汽機廠確認。

從低溫再熱蒸汽管道抽汽減溫減壓后的蒸汽流量控制在不大于200t/h，此流量通過快關調節閥控制。快關調節閥減壓和減溫器設置各一套備用的旁路，當正在運行的那路減溫器或快關調節閥故障時可以切換到備用旁路，以保證對外供熱不受影響。兩套減溫器后設置一個手動隔離閥和一個電動隔離閥，保證減壓系統能夠實現一側檢修。兩臺機組的減溫水管道通過一個手動截止閥和電動截止閥相連。供熱流程圖如圖3所示。

圖3 低溫再熱蒸汽供熱改造系統流程圖

4.3 輔助蒸汽管道供熱改造方案

從原來的輔助蒸汽母管至供熱聯箱的管道第一個電動閥后引出一路供熱管道至廠區，然后分三路與場外的現有的兩條低壓供熱母管及擬建的低壓供熱母管相連接。供熱蒸汽來源按兩路，一路從原輔助蒸汽母管來；一路來自現有的供熱聯箱。需要將原來輔汽供熱管道上的逆止閥及調節閥反裝，并將逆止閥移至引出管三通的上游位置，在原調節閥設置DN300的旁路管，并設置電動閘閥。

本次供熱管道的設計最高蒸汽參數為1.8Mpa、300℃，管道設計流量按200t/h設計。主管路上設置一個手動閥，一個電動閥及一個流量測量裝置，三條之路上各設置一個電動閥。改造供熱系統流程圖如圖4所示。

圖4 輔助蒸汽供熱改造系統流程圖

5 供熱效益

機組經過高溫再熱蒸汽供熱改造后，全廠熱經濟指標對比見表4。

表4

通過表4數據，電廠經過供熱技改后，在全廠熱效率、能源利用率和年均標煤耗方面有明顯的改進。經過三次改造后，全廠對外供熱的數量、參數和靈活性大大提高，特別是在機組需要降負荷運行時，經濟效益明顯。

6 結語

在有熱負荷需求的地方，對現有煤電機組進行供熱改造，不但提高了電廠的經濟性，有利于鍋爐在高效區運行，提高能源利用效率，延長機組的壽命，而且滿足工業企業集中供熱的需求，可關停企業本身設置的低效、高污染小鍋爐，提高當地的環境質量。