背壓式抽凝式_背壓式抽凝式區(qū)別

　　中國火力發(fā)電網(wǎng)訊：關注電力項目圈（cnhlfdw）微信公眾號，獲取擬在建電廠資訊!

　　前言：2013年9月國務院頒布背壓式抽凝式了《大氣污染防治行動計劃》，要求到2017年，全國地級及以上城市可吸入顆粒物濃度比2012年下降10%以上，空氣質量達到優(yōu)良的天數(shù)應逐年提高;京津冀、長三角、珠三角等區(qū)域細顆粒物濃度分別下降25%，20%，15%左右，其中北京市細顆粒物年均濃度控制在60微克/立方米左右。為執(zhí)行這一計劃，各地紛紛提出相應對策，由于燃煤鍋爐是導致大氣污染的重要來源，因此全國各地開始背壓式抽凝式了大規(guī)模的“煤改氣”行動。

　　“煤改氣”治理有三條渠道，即：燃氣發(fā)電廠、燃氣鍋爐和燃氣分布式系統(tǒng)，燃氣發(fā)電廠屬于大型公共設施，需要納入到城市能源規(guī)劃中，而依托已有的燃煤熱電廠改造為燃氣分布式能源站，也不失為一種利舊、快捷的方式。

　　改造方案

　　根據(jù)國外的實踐經(jīng)驗，燃煤熱電廠改造為燃氣分布式系統(tǒng)的方式基本為四種：①改造為常規(guī)的、不補燃的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán);②改造為排氣助燃鍋爐型的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán);③改造為并列動力布置型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán);④改造為給水加熱型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)。這四種改造方式都可以使舊燃煤電站的功率、效率和污染物排放獲得一定程度的改善。

　　常規(guī)的、不補燃的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)

　　圖1給出的是改造為常規(guī)的、不補燃的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)，它是一種最常用的雙壓余熱鍋爐型的聯(lián)合循環(huán)方案。

　　圖1 常規(guī)的、不補燃的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)

　　這種改造方案的特點是：

　　(1)在現(xiàn)有蒸汽輪機機組的基礎上，用一臺或多臺燃氣輪機和余熱鍋爐來取代原有的燃煤鍋爐。燃氣輪機的排氣在余熱鍋爐中不補燃。在改造中，宜采用多臺燃氣輪機和余熱鍋爐的組合，這將有利于提高電站部分負荷下的效率。

　　(2)按照燃氣輪機功率Pgt：蒸汽輪機功率Pst=(1.5～2)：1的配比，來選擇燃氣輪機的總容量。

　　(3)本方案可以使燃煤電站的功率和效率獲得最大程度的改善，污染排放水平降至最低，改造的費用投資也較少。因而在不缺乏天然氣燃料的前提下，是改造燃煤電站的最優(yōu)選擇。

　　排氣助燃鍋爐型的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)

　　圖2給出了改造為排氣助燃鍋爐型的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)的系統(tǒng)，依然保留了燃煤鍋爐，這種方案的特點是：

　　圖2 排氣助燃鍋爐型的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)

　　(1)在現(xiàn)有燃煤鍋爐前，增加一臺燃氣輪機，通過大尺寸高溫管道，把燃氣輪機的高溫排氣供給燃煤鍋爐的燃燒器和磨煤機，以取代原鼓風機和鍋爐空預器，即把燃氣輪機排氣作為燃煤鍋爐的高溫燃燒用空氣。

　　(2)按以上配風設計，若不增加輔助送風機，Pgt：Pst=0.25～0.3;若增加輔助送風機，則Pgt：Pst=0.17～0.25。

　　(3)顯然，這種方案中燃氣輪機的排氣背壓阻力為最大，當負荷變化時，應盡可能保持燃氣輪機的負荷不做變動。改造需要燃氣輪機布置在燃煤鍋爐附近，增大了場地布置要求，投資也較大。

　　改造為并列動力布置型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)

　　圖3給出了改造為并列動力布置型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)的系統(tǒng)，保留了燃煤鍋爐，這種方案的特點是：

　　圖3并列動力布置型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)

　　(1)在燃煤電站的基礎上，并列增設一臺燃氣輪機和一臺余熱鍋爐。余熱鍋爐產生的蒸汽與燃煤鍋爐的主汽和再熱蒸汽一起進入原蒸汽輪機發(fā)電。改造后，燃氣輪機和燃煤機組可以獨立運行。

　　(2)對Pgt：Pst的選擇要比“常規(guī)不補燃”和“排氣助燃”方式靈活性大，但必須要保證改造后的蒸汽輪機能夠接受全部增加的蒸汽量，所增發(fā)的功率受限于蒸汽輪機所能承受的機械強度和發(fā)電機的極限功率，通常0.15

　　(3)新增的燃氣輪機和燃煤機組是通過蒸汽管道相連，因而節(jié)省了改造費用和時間，布置位置約束也較小。

　　改造為給水加熱型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)

　　圖4給出了改造為給水加熱型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)的系統(tǒng)，仍保留燃煤鍋爐，這種方案的特點是：

　　圖4 給水加熱型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)

　　(1)在原燃煤電站基礎上，增設燃氣輪機和余熱鍋爐，余熱鍋爐產生主汽供蒸汽輪機，燃氣輪機的排氣余熱用來加熱蒸汽輪機的凝結水和給水，減少蒸汽輪機回熱抽汽。

　　(2)按全部給水加熱來設計時，Pgt：Pst=0.35左右。

　　(3)只通過汽水管道相連，因而布置場地較靈活，投資較低，施工周期較短，運行可靠性較好。

　　優(yōu)化原則

　　在燃煤電站改燃氣的設計優(yōu)化中，應綜合考慮燃煤電站已運行的年限、現(xiàn)有設備可用度、系統(tǒng)效率最大化等因素，尋求既能使系統(tǒng)功率、效率最大化，增加投資最小化，又能滿足環(huán)保超低排放的最新要求的統(tǒng)一。

　　影響因素

　　燃煤電站已運行年限、設備可用度

　　目前，國內能夠與燃氣分布式能源配比的，燃煤電站裝機容量均不超過50兆瓦級別，而根據(jù)我國對于新建小型燃煤機組的管控，50兆瓦以下燃煤機組(非背壓式)的運行投產大多年代久遠，因此，對于主機等重要設備的改造后可用度應有詳細的論證。

　　燃料保障性

　　在不缺乏天然氣的地區(qū)，可以優(yōu)先采用常規(guī)不補燃的聯(lián)合循環(huán)機組，它可使燃煤機組的功率和效率獲得最大程度的改善，污染排放降至最低，改造投資費用也較少。但由于目前天然氣價格仍較高，為降低運營成本，改造后的機組必須承擔基本負荷或中間負荷。

　　余熱鍋爐與蒸汽輪機參數(shù)的匹配

　　目前，在常規(guī)的不補燃的聯(lián)合循環(huán)中，與分布式燃氣輪機相匹配的蒸汽輪機的參數(shù)都不超過高壓參數(shù)，因此，只有高壓參數(shù)以下的蒸汽輪機機組才有可能改造為常規(guī)的不補燃的燃氣聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)。

　　改造后效率

　　對于供電效率約為40%左右的燃煤電站來說，分別采用以上所述“排氣助燃鍋爐型“并列動力布置型”和“給水加熱型”改造后，供電效率將提高2.5%～2.8%(不設GGH可達4%)。當然，采用常規(guī)不補燃的改造方案，供電效率增長到52%，大約增加15個百分點。

　　圖5 幾種改造方案的效率變化

　　改造投資費用下圖6給出了幾種改造方案投資費用的相對關系。由圖可知：“排氣助燃鍋爐型”改造費用最高，主要是由于燃煤鍋爐、低氮及煙氣系統(tǒng)的投資較大;“并列動力布置型”投資次之，“給水加熱型”投資最低廉。

　　圖6 幾種改造方案的投資費用相對關系

　　按照目前市場價格，新建一套常規(guī)不補燃的分布式燃氣輪機機組，單位造價約為5000元/千瓦，與“并列動力布置型”投資相比具有競爭力。

　　實際案例

　　長沙某熱電廠原裝機規(guī)模為3×75噸/小時循環(huán)流化床鍋爐，配1×C15+1×B6汽輪發(fā)電機組。機組對外年供工業(yè)蒸汽40萬噸，年發(fā)電量9600萬千瓦時，熱用戶以食品加工為主。某投資方擬收購電廠進行燃氣分布式改造。

　　經(jīng)過對原機組供能負荷的分析，食品加工業(yè)年運行小時較長，季節(jié)性差異不大，因此按工業(yè)蒸汽負荷的需求年利用小時數(shù)為7000小時計算，則工業(yè)蒸汽折合小時耗量為50噸/小時，電負荷折合小時耗量為14兆瓦。

　　我們以“以熱定電”和“以電定熱”為原則，對改造方案進行了對比：

　　(一)改造模式

　　1.“以熱定電”模式

　　按照滿足蒸汽耗量50噸/小時(近期增加到60噸/小時)的需求，則改造方案為保留15兆瓦抽凝汽輪發(fā)電機組，相應新建一臺50兆瓦等級燃氣輪發(fā)電機組 + 一臺72噸/小時余熱鍋爐。

　　該方案的優(yōu)勢是，可以充分發(fā)揮天然氣分布式能源梯級利用優(yōu)勢，利用部分既有設備(汽機)，

　　缺點是，新改造后機組抽汽工況下聯(lián)合循環(huán)出力48兆瓦左右，顯然年發(fā)電量比改造前數(shù)倍增加，需要重新向電力部門申請增加發(fā)電能力(約30兆瓦)的電力并網(wǎng)(或上網(wǎng))手續(xù)和爭取有利電價。

　　新建燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)設施，發(fā)電能力50兆瓦，供汽能力約60噸/小時，總投資約2.5億元，年供電量約2.84億千瓦時，年供汽量43.68萬噸，年天然氣消耗量8630萬立方米。

　　2.“以電定熱”模式

　　參考現(xiàn)有設施發(fā)電能力，配置GE LM2500燃氣輪機(25兆瓦) + 余熱鍋爐 +燃氣鍋爐方案。該方案的優(yōu)勢是不需要重新辦理發(fā)電設施的電力并網(wǎng)手續(xù)，缺點是不能利用現(xiàn)有設備(汽機)，不能發(fā)揮天然氣分布式能源規(guī)模效益。

　　新建燃氣輪機單循環(huán)設施，發(fā)電能力25兆瓦，供汽能力約60噸/小時，總投資約1.6億元，年供電量約1.69億千瓦時，年供汽量43.68萬噸，年天然氣消耗量6790萬立方米。

　　(二)利舊分析

　　根據(jù)前期了解到的資料，熱電廠已轉固資產2.46億元;未轉固的在建工程4042萬元，其中管網(wǎng)2322萬元，脫硫脫硝工程1720萬元。轉固和未轉固總資產2.86億元，其中廠內部分資產2.3億元，廠外管網(wǎng)工程資產0.56億元?，F(xiàn)有資產中可利舊的部分包括：廠外管線設施、廠內廠房設施、廠內設備。

　　(三)改造方案

　　由于改造方案中有含熱電廠整體出售或新建方案，收購按照熱電廠現(xiàn)有資產在后續(xù)建設天然氣分布式能源設施中可用性，僅收購可利舊部分資產，建設天然氣分布式能源設施;新建為完全自行建設天然氣分布式能源設施，既含廠內設施，又包括廠外蒸汽管網(wǎng)。

　　按熱電廠現(xiàn)行蒸汽售價230元/噸(含稅)、售電價格0.4471元/千瓦時(含稅)，采用三種不同優(yōu)惠的天然氣價格2.14元/立方米、2.30元/立方米、2.50元/立方米進行測算，結果表明兩個方案下項目均無法回收投資。

　　分析該項目改造方案不成功的因素主要有：

　　1. 熱電廠利舊部分投資較大，拉低了整體收益率。

　　2. 原燃煤熱電廠運行崗位較多，運行人員過多會影響項目收益。

　　3. 由于燃煤發(fā)電成本較低，上網(wǎng)標桿電價較低，如果用燃氣分布式套用燃煤標桿電價來結算，顯然無法達到預期收益。

　　4. 由于燃煤熱電廠蒸汽成本較低，因此燃氣分布式套用燃煤蒸汽售價來結算，也無法達到效益平衡。

　　結論

　　綜上所述，燃煤熱電廠改為燃氣分布式能源站，建議在以下幾方面予以重視：(1)應先依據(jù)地區(qū)政策條件來確定改造的原則(“以熱定電”或“以電定熱”);(2)對舊有設備充分利用，以降低工程投資;(3)在上網(wǎng)電量、上網(wǎng)電價補貼以及供能(蒸汽、熱水、制冷)價格上爭取優(yōu)惠，提高項目收益率。

　　來源：本文刊登在中國城市燃氣協(xié)會分布式能源專業(yè)委員會主辦的刊物《分布式能源》總第19期。