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【摘 要】据统计，截止至2016年年底，全国新增煤电装机规模加上已经拿到“路条”的项目达11.3亿千瓦，已超过“十三五”控制线11亿千瓦。2017年能源发展的八大任务中去产能居于首位，除了煤炭以外，重点解决的就是煤电产能过剩的问题。在目前需求增长放缓、电源建设严重过剩、发电小时数逐年减少、市场改革深化的外部环境下，煤电行业实施“两低一高”（即低能耗、低排放、高效益）、挖掘自身潜力已势在必行。
【关键词】火力发电厂;热网系统;优化
概况
某大型火力发电厂 2×660MW 机组采用再热冷段抽汽经减温减压器减压后（减温器未接通减温水）进行工业供汽，再热冷段蒸汽最高参数为：压力 4.36MPa，温度 337℃。单台机组 THA 负荷冷段最大允许抽汽量为 102t/h;75%THA 负荷最大允许抽汽量为 76t/h;50%THA 负荷最大允许抽汽量为 51t/h。经对再热冷段母管管道流速（流速 35～60m/s）进行核算，THA 工况下再热冷段最大抽汽量为 85t/h。
1、热源分析
在无集中供热地区，企业热用户生产用汽均采用自备小锅炉，由于部分企业自备锅炉不符合环保排放标准已关停，或采用燃气锅炉、生物质小锅炉，企业面临用汽困难和生产成本高等情况。火力发电厂作为集中供热的热源点，周边用热企业均在其供热半径范围内，完全满足实施集中供热的要求，电厂集中供热不但可降低热电煤耗，而且可以为用汽生产企业降低生产成本，同时减少污染，创造美好人居社会环境。
2、供汽平衡分析
该大型火力发电企业，工业供汽系统设置有南、北分支，南线热用户现状平均供汽量为7t/h，近期最大供汽量为21.25t/h，加上老北线供汽18t/h，目前该火力发电企业目前实际供汽量合计为25t/h，新建北线产业集聚区工业供汽管网暂未投运，设计供热能力为50t/h，现与该发电企业签订供汽意向的生产企业热需求约30t/h左右，按现有供热系统能力核算，在THA负荷下可满足近期向集聚区供汽需求。
由于火力发电厂受省电网调度负荷影响，该大型发电企业#3、#4机组去年以来长期运行在64%的发电负荷下，因此单台机组供汽量约为65t/h，除提供南线7t/h的供汽量尚剩余58t/h蒸汽供应北线热用户。除去向油脂厂供汽量18t/h，仅剩余40t/h供汽量。因此单台机组只能满足集聚区的现状最大用汽需求，不能满足近期最大用汽需求。
当集聚区的用汽量达到近期最大热负荷时，需要调整机组供汽运行方式：
①两台机组的减温减压系统同时运行方能满足热用户需求。
②适当增加机组电负荷以满足工业供汽量。
当660MW供热机组在进行深度调峰时，当机组电负荷降至50%负荷率以下时，可考虑将火力发电厂四台机组（2×660MW、2×320MW）的辅助蒸汽减压阀前的相连接管道同时对外抽出供工业汽。
3、对主机的影响
根据主机厂对本工程再热冷段抽汽量的核算，汽轮机和锅炉本体不需改造。机组在低负荷运行时，抽汽量较大，在实际运行中应对汽轮机高压缸排汽压力进行实时监测，以及对再热器壁温进行监测，确保机组安全、稳定运行。
3.1、热经济指标计算
注：①供热年平均煤耗仅考虑了电厂内的热损失，未考虑厂区外热用户管道及用户的热损失。
②本表改造后计算数据取自汽轮机厂提供的热平衡图：非采暖季50%负荷率工况抽汽44.2t/h、采暖季60%负荷率抽汽53.7t/h。
③机组对外供汽方式为单台机组供汽，因此本表按单台机组热经济性做对比。
经计算，新建产业集聚区工业供汽管网投运后，再热冷段抽汽至热用户，年均新增供热量994725.6GJ，在全年发电量保持与2015年相同的情况下，年均发电标煤耗、供电标煤耗相比改造前50%纯凝工况下降3.3g/kWh、3.4g/kWh，符合國家[2014]2093号、发改能源要求指标。
3.2、热网形式
热网形式分为单管制与多管制，单管制造价低但安全性差，适用于工业性质较为相近、所需蒸汽参数较为接近、无分期实施的条件。多管制造价高，安全性好，适用于工业用汽参数相差较大，可以分期实施的情况。该发电企业现有蒸汽用户用汽参数及用量符合单管制条件，因此其工业供汽系统采用单管制。
3.3、凝结水系统
由于本项目各工业企业所需蒸汽主要用于加热、化工，部分工艺流程中会直接接触产品凝结水会受到污染，在各企业实际运行中也未对凝结水全部进行回收，因此从运行及经济角度考虑本项目凝结水不做统一回收，各企业可采用就地回收利用，另外，发电企业回收管网较长，回收成本高，因此不设凝结水回收系统及管道。
3.4、节能效益
从热源设备比较，电厂锅炉热效率为92%左右，而社会中小型工业锅炉热效率一般只能达到55～75%，仅从锅炉热源设备的设计效率，运行效率两种形式的锅炉相比，利用电厂锅炉进行热电联产对社会供热，热效率就提高了30～35%。大容量热电联产热经济效益高，从节能减排，提高电厂的能源利用效率和综合经济效益，相关热用户的能源利用率和经济效率均是一项利好的举措。此举措完全符合国家发展改革委、国家能源局、财政部、住房城乡建设部和环境保护部颁布的《热电联产管理办法》。
4、经济与社会影响分析
集中供热是环保型的城市基础设施，是城市基础设施建设的重要组成部分，在建设绿色城市进程中起到至关重要的作用。集中供热对社会环境、城市环境的清洁以及集中供热提供给企业的高效生产力也被越来越多的企业所认识。集中供热通过专业人员对供热设备精心调节，可以大面积地、安全稳定地把热送到用户。做为城市文明标志之一的集中供热事业，伴随着日新月异的城市建设在快速发展。集中供热管网工程，将大大降低粉尘排放量，改善城区环境质量，促进城市社会经济可持续发展，具有战略意义。
参考文献：
[1]康慧，郭晓克，白锋军，赵连东，冯爱华.热电厂集中供热系统热源备用系数的选择[J].电力勘测设计，2018（01）：31-35.
[2]王韶韵，王磊，朱静，侯薇，高聚，刘贺丞，丁传羽，韩立杨，刘骞.吸收式热泵在实际供热系统中的节能效应[J].能源与节能，2015（06）：91-93.
[3]孙清杰，王纪军，杨均超，董忠君.大型火力发电厂作为热源的热网系统优化改造[J].区域供热，2015（01）：29-34.
（作者单位：大唐信阳发电有限责任公司）
【关键词】火力发电厂;热网系统;优化
概况
某大型火力发电厂 2×660MW 机组采用再热冷段抽汽经减温减压器减压后（减温器未接通减温水）进行工业供汽，再热冷段蒸汽最高参数为：压力 4.36MPa，温度 337℃。单台机组 THA 负荷冷段最大允许抽汽量为 102t/h;75%THA 负荷最大允许抽汽量为 76t/h;50%THA 负荷最大允许抽汽量为 51t/h。经对再热冷段母管管道流速（流速 35～60m/s）进行核算，THA 工况下再热冷段最大抽汽量为 85t/h。
1、热源分析
在无集中供热地区，企业热用户生产用汽均采用自备小锅炉，由于部分企业自备锅炉不符合环保排放标准已关停，或采用燃气锅炉、生物质小锅炉，企业面临用汽困难和生产成本高等情况。火力发电厂作为集中供热的热源点，周边用热企业均在其供热半径范围内，完全满足实施集中供热的要求，电厂集中供热不但可降低热电煤耗，而且可以为用汽生产企业降低生产成本，同时减少污染，创造美好人居社会环境。
2、供汽平衡分析
该大型火力发电企业，工业供汽系统设置有南、北分支，南线热用户现状平均供汽量为7t/h，近期最大供汽量为21.25t/h，加上老北线供汽18t/h，目前该火力发电企业目前实际供汽量合计为25t/h，新建北线产业集聚区工业供汽管网暂未投运，设计供热能力为50t/h，现与该发电企业签订供汽意向的生产企业热需求约30t/h左右，按现有供热系统能力核算，在THA负荷下可满足近期向集聚区供汽需求。
由于火力发电厂受省电网调度负荷影响，该大型发电企业#3、#4机组去年以来长期运行在64%的发电负荷下，因此单台机组供汽量约为65t/h，除提供南线7t/h的供汽量尚剩余58t/h蒸汽供应北线热用户。除去向油脂厂供汽量18t/h，仅剩余40t/h供汽量。因此单台机组只能满足集聚区的现状最大用汽需求，不能满足近期最大用汽需求。
当集聚区的用汽量达到近期最大热负荷时，需要调整机组供汽运行方式：
①两台机组的减温减压系统同时运行方能满足热用户需求。
②适当增加机组电负荷以满足工业供汽量。
当660MW供热机组在进行深度调峰时，当机组电负荷降至50%负荷率以下时，可考虑将火力发电厂四台机组（2×660MW、2×320MW）的辅助蒸汽减压阀前的相连接管道同时对外抽出供工业汽。
3、对主机的影响
根据主机厂对本工程再热冷段抽汽量的核算，汽轮机和锅炉本体不需改造。机组在低负荷运行时，抽汽量较大，在实际运行中应对汽轮机高压缸排汽压力进行实时监测，以及对再热器壁温进行监测，确保机组安全、稳定运行。
3.1、热经济指标计算
注：①供热年平均煤耗仅考虑了电厂内的热损失，未考虑厂区外热用户管道及用户的热损失。
②本表改造后计算数据取自汽轮机厂提供的热平衡图：非采暖季50%负荷率工况抽汽44.2t/h、采暖季60%负荷率抽汽53.7t/h。
③机组对外供汽方式为单台机组供汽，因此本表按单台机组热经济性做对比。
经计算，新建产业集聚区工业供汽管网投运后，再热冷段抽汽至热用户，年均新增供热量994725.6GJ，在全年发电量保持与2015年相同的情况下，年均发电标煤耗、供电标煤耗相比改造前50%纯凝工况下降3.3g/kWh、3.4g/kWh，符合國家[2014]2093号、发改能源要求指标。
3.2、热网形式
热网形式分为单管制与多管制，单管制造价低但安全性差，适用于工业性质较为相近、所需蒸汽参数较为接近、无分期实施的条件。多管制造价高，安全性好，适用于工业用汽参数相差较大，可以分期实施的情况。该发电企业现有蒸汽用户用汽参数及用量符合单管制条件，因此其工业供汽系统采用单管制。
3.3、凝结水系统
由于本项目各工业企业所需蒸汽主要用于加热、化工，部分工艺流程中会直接接触产品凝结水会受到污染，在各企业实际运行中也未对凝结水全部进行回收，因此从运行及经济角度考虑本项目凝结水不做统一回收，各企业可采用就地回收利用，另外，发电企业回收管网较长，回收成本高，因此不设凝结水回收系统及管道。
3.4、节能效益
从热源设备比较，电厂锅炉热效率为92%左右，而社会中小型工业锅炉热效率一般只能达到55～75%，仅从锅炉热源设备的设计效率，运行效率两种形式的锅炉相比，利用电厂锅炉进行热电联产对社会供热，热效率就提高了30～35%。大容量热电联产热经济效益高，从节能减排，提高电厂的能源利用效率和综合经济效益，相关热用户的能源利用率和经济效率均是一项利好的举措。此举措完全符合国家发展改革委、国家能源局、财政部、住房城乡建设部和环境保护部颁布的《热电联产管理办法》。
4、经济与社会影响分析
集中供热是环保型的城市基础设施，是城市基础设施建设的重要组成部分，在建设绿色城市进程中起到至关重要的作用。集中供热对社会环境、城市环境的清洁以及集中供热提供给企业的高效生产力也被越来越多的企业所认识。集中供热通过专业人员对供热设备精心调节，可以大面积地、安全稳定地把热送到用户。做为城市文明标志之一的集中供热事业，伴随着日新月异的城市建设在快速发展。集中供热管网工程，将大大降低粉尘排放量，改善城区环境质量，促进城市社会经济可持续发展，具有战略意义。
参考文献：
[1]康慧，郭晓克，白锋军，赵连东，冯爱华.热电厂集中供热系统热源备用系数的选择[J].电力勘测设计，2018（01）：31-35.
[2]王韶韵，王磊，朱静，侯薇，高聚，刘贺丞，丁传羽，韩立杨，刘骞.吸收式热泵在实际供热系统中的节能效应[J].能源与节能，2015（06）：91-93.
[3]孙清杰，王纪军，杨均超，董忠君.大型火力发电厂作为热源的热网系统优化改造[J].区域供热，2015（01）：29-34.
（作者单位：大唐信阳发电有限责任公司）