引言集中供热是当前城市供暖领域的重点趋势，热电厂已经成为城市集中供热最关键的环节，对于提高能源的利用率、减轻城市大气污染有着重要意义。热电联产集中供热系统是一种使用热电联产机组将电能和热能的生产相结合的供暖方式[1]，具有改善大气环境、提高电力供应、节约能源和提高供热质量的优点[2]，是实现可持续发展的重要举措。以此热电联产机组为例，结合实地热负荷调研结果，通过分析、计算，确定合理的装机方案，为今后同类电厂的设计和建设提供参考。1热负荷分析目前项目所在区块尚未有集中供热热源，基本为分散小锅炉供热。为了适应经济发展的需要，综合考虑，在该区块规划新增一个热电厂，对区域内用热企业集中供热。根据统计，项目所在区块现有平均热负荷117.8 t/h；已经在建和立项的项目新增平均热负荷约26.25 t/h；近期热负荷为现有热负荷加上近期新增热负荷，近期平均热负荷144.05 t/h。在供暖范围内热用户的用汽一般为0.4~0.6 MPa的饱和蒸汽，0.6 MPa蒸汽（饱和温度为158 ℃）热值约为2 756 kJ/kg。根据热源以及热用户参数，经技术经济比较后，确定新增规划热源供热蒸汽参数：压力1.3 MPa、温度300 ℃，对应热值约为3 044 kJ/kg，焓值折算系数取0.905。最小热负荷、平均热负荷和最大热负荷的同时利用率分别取0.9、0.8和0.75，热网损失按4%计。设计热负荷最大值114.61 t/h，设计平均热负荷109.4 t/h，设计最小热负荷79.95 t/h。区域及热电厂出口设计热负荷数据如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.006.T001表1区域及热电厂出口设计热负荷汇总项目最小热负荷/（t/h）平均热负荷/（t/h）最大热负荷/（t/h）用气参数压力/MPa温度/℃区域现有热负荷72.80117.80131.10——区域近期热负荷94.20144.05162.10——热电厂出口设计热负荷79.95109.4114.611.33002电站规模及机组主要技术参数2.1主机选型2.1.1蒸汽轮机选型按热力特点，汽轮机组包括热电联产用汽轮机（包括背压式、抽汽背压式、抽汽凝汽式）和固定式发电用汽轮机（凝汽式）。背压式汽轮机具有供热稳定，系统设计简单，一次性装备投入较少，易于操作，维修量小等优势。从电站的运行效率、对建设单位所带来的投资回报效益、对社会的环境效益等角度考虑，背压式汽轮机都远高于抽汽凝汽机组[3-5]。使用背压机组还可以降低发电机组的冷端损失，从而减少电站的厂用电量，且不用再增设新的循环冷却水系统和冷却塔。根据我国国家发改委发改能源[2007]141号文《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》[6]的要求，为进一步提高能源的有效利用，优先考虑配置背压型热电联产机组，限制新建并逐步淘汰次高压参数及以下燃煤（油）抽汽凝汽机组。因此，选择较高参数的背压机组一直是热电项目的主要发展方向。本次工程用汽工况全年稳定，连续进行，波动较少，为提高整体热效率及降低一次投入成本，汽轮机选型拟采用背压式汽轮机。2.1.2锅炉选型我国目前以煤为主要燃料的热电工程可选择的锅炉类型主要为煤粉燃烧锅炉（煤粉炉）和循环流化床锅炉（CFB炉）。煤粉炉的燃烧工艺运用范围较广，具有出力稳定、燃烧热效率高、辅机装备通用性好等优势[7]；但由于传统煤粉锅炉为高温燃烧，NOx排放浓度难于控制，配套的脱硝系统又造成了烟气系统复杂、占地面积大、一次投资和运行费用高昂等问题。本项目燃煤为市场采购、煤质变化因素较多，对煤质适应性较差的煤粉炉较为不利，不建议采用煤粉炉方案。CFB锅炉具有燃料适应性强、负荷调节灵敏等优势，CFB低温燃烧的特点更能抑制NOx产生，从源头上控制污染物的生成，是经济可行的环保手段[8]；国内220 t/h及以下容量规模的CFB锅炉目前已在中小型热电厂中广泛推广与应用，在设备运行的安全可靠性以及管理维护经验等方面，均已相当成熟。因此，从燃料特点及锅炉环保性、锅炉工艺技术成熟性、运行可靠性、投资运行的经济性等各方面综合考虑，本工程设计选用了CFB锅炉。2.2装机方案方案一：3×90 t/h锅炉（2用1备）+2×10 MW背压汽轮发电机组。方案二：3×110 t/h锅炉（2用1备）+2×12 MW背压汽轮发电机组。方案三：2×90 t/h锅炉（1用1备）+1×10 MW背压汽轮发电机组，1×140 t/h锅炉+1×15 MW背压汽轮发电机组。2.2.1方案供汽量及供汽裕量根据现有热负荷和背压机的额定供汽量，计算得到不同方案现有供汽裕量，如表2所示；根据近期热负荷和背压机的额定供汽量，计算得到近期供汽裕量，如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.006.T002表2不同方案现有供汽裕量计算方案单台背压机额定供汽量额定供汽量现有最小供汽裕量现有平均供汽裕量现有最大供汽裕量方案一≈632×63=126273264方案二≈762×76=152535890方案三≈10063+100=1636469101注：最大供汽裕量=额定供汽量－最小热负荷；最小供汽裕量=额定供汽量－最大热负荷平均供汽裕量=额定供汽量－平均热负荷。t/h10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.006.T003表3不同方案近期供汽裕量计算方案单台背压机额定供汽量额定供汽量近期最小供汽裕量近期平均供汽裕量近期最大供汽裕量方案一≈632×63=12641146方案二≈762×76=152303772方案三≈10063+100=163414883注：最大供汽裕量=额定供汽量－最小热负荷；最小供汽裕量=额定供汽量－最大热负荷平均供汽裕量=额定供汽量－平均热负荷。t/h2.2.2装机方案比选经对比，方案一的经济性最好，供汽量可满足现有的热负荷需求。方案二和方案三均留有较大的供汽裕量，但经济性均低于方案一，主要是装机方案规模大于方案一，投资费用增大。根据前期热负荷调研，方案一能满足近期热负荷的需求，同时也有较好的经济性。方案二、方案三虽能满足中期热负荷的需求，但经济性略差。考虑建设场地仍有扩建的余地，热电厂的建设期间或建成后热负荷快速增长，扩建工程实施后也能满足当地的需求，因此将方案一作为推荐方案。2.2.3供热方式春节期间（1~2月）区域热负荷总量约为平时的1/2，为了提高机组运行的经济性，可考虑只运行1台10 MW的机组。部分企业晚上不运营，为了避免机组每天频繁启停、对周围住户造成噪声困扰，可考虑2台10 MW的机组降负荷运行。发电机组选型遵循“统一规划、分步实施、以热定电、适度规模”的原则，根据对该区块热负荷的分析预测，区块热源点燃煤热电联产装机方案为：3×90 t/h锅炉（2用1备）+2×10 MW背压汽轮发电机组。预留中期机组扩建厂地，根据热负荷发展情况扩建机组规模及配套管网。2.3机组主要技术参数本工程锅炉设备采用高温高压循环流化床锅炉，为单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，支吊结合结构，全钢架Π型布置。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是高温绝热旋风分离器，尾部的竖井烟道布置2级4组对流过热器，过热器下方布置2组膜式省煤器和空气预热器。汽轮机选用10 MW高温高压背压式汽轮机。发电机采用空气冷却汽轮发电机，励磁采用同轴交流励磁机。锅炉：3台（2用1备）；额定蒸发量90 t/h；过热蒸汽出口压力9.81 MPa；过热蒸汽出口温度540 ℃；省煤器进口给水温度215 ℃；空气预热器进风温度20 ℃；排烟温度140 ℃；锅炉保证效率90%；NOX排放值（SCR入口）≤150 mg；布置形式为半露天。汽轮机：2台；功率10 MW；主汽门前蒸汽压力8.83 MPa；主汽门前蒸汽温度535 ℃；主汽门前蒸汽流量90 t/h；给水温度215 ℃；排汽压力1.3 MPa；排汽温度300 ℃；排汽供汽量63 t/h。发电机：2台；额定功率10 MW；频率50 Hz；额定转速3 000 r/min。项目蒸汽平衡如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.006.T004表4项目蒸汽平衡类别项目装机方案：3×90 t/h+2×B10最大值平均值最小值锅炉新蒸汽锅炉蒸发量（9.8 MPa）168.90161.22117.82汽轮机进汽量（8.83 MPa）165.52158.00115.47减温减压器进汽量（应急备用）000汽水损失3.383.222.36工业用汽厂内自用汽量高加用汽（2.32 MPa）16.9716.2011.84除氧器用汽（0.588 MPa）15.7115.0010.96汽动给水泵用汽16.7616.0011.69汽封损失1.371.310.96对外供汽量（1.3 MPa、300 ℃）114.61109.4079.95t/h机组主要技术指标：年发电量103.9 GWh，全厂年供热量194.3×104 GJ/a，平均年利用小时数6 000 h，热电比634.15%，总热效率81.51%，供热标煤耗39.87 千克标准煤/GJ，供电标煤耗194.87 千克标准煤/kWh，发电标煤耗187.61 g/kWh，发电厂综合用电率18%。3结语浙江某电厂拟建热电联产集中供热系统，以解决地区供热问题。结合实地热负荷调研结果，对三种装机方案进行比选，通过计算、分析，最终确定该区块热源点热电联产项目装机方案为：3×90 t/h锅炉（2用1备）+2×10 MW背压汽轮发电机组。通过分析，本工程能适应当地用热的需要，选取方案合理，对今后同类电厂的设计和建设具有一定的借鉴和参考价值。