摘要：当前设计的燃煤供热方案对人们赖以生存的环境造成了严重影响，为了改善供电机组性能，提出了较多供热改造技术。然而，这些改造技术对于燃煤机组性能改进是否有所帮助，成本能够得到有效控制，成为了当前重点研究内容。鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对燃煤电厂供热改造技术的相关探讨提出了一些建议，仅供参考。
关键词：燃煤电厂供热；改造问题；技术的相关探讨
引言
燃煤电厂供热改造是必要的、可行的;为保障机组安全稳定运行，供热改造应充分考虑对汽轮机、锅炉及相关热力系统的影响，确定最大安全供汽量;发电机组采用供热改造具有技术难度相对较低、投资少、回收期短、实施可行性强等特点，不仅具有良好的经济效益，还能大幅提高本地区的环保水平，实现可观的社会效益。
1、燃煤电厂供热改造技术
1.1纯凝改供热技术
此项技术在低压缸联通管加热处理中应用较多，将热网循环水集中到一起，统一输送，形成较为完整的输送体系。由于此项技术对管道抽汽压力要求较高，如果直接加热循环，将造成大量蒸汽损失，严重浪费资源。因此，这种技术在供热改造工程中应用较少。
1.2高背压余热供热改造技术
该项技术应用于高压环境，通过提高排汽温度，改善供热运行效果。在实际应用中，对环境压力控制要求较高，并且需要对机组内部低压缸进行处理，更换新的转子，此项改造技术应用成本偏高。当机组处于非供暖期时，发电能量将有所下降。
1.3背压小汽轮机供热改造技术
此项技术利用背压小汽轮机发电，经过排汽处理，实现对外供暖。在实际应用中，根据供热需求，调节蒸汽能量级别，以此充分利用能量，避免资源浪费。对于非采暖时期的供热，可以解列供热系统，不再从低压缸中抽汽，使得汽轮机逐渐恢复到正常运行状态。此项技术的应用虽然初期的成本较高，但是后期成本较低，在成本控制范围内。另外，此项技术操作灵活，可以根据实际情况调节供热改造方案，具有较强的供热能力。因此，成为了供热改造工程的首要选择。
2、供热存在的问题分析
2.1供热热源缺口问题
根据历年建筑建成面积及城市总体规划，到2020年区域的供热面积约达到1亿m2，随着燃煤锅炉的取缔，现有热源建设仍将无法满足未来城市发展的需要。
2.2节能改造缓慢
在现有技术创新和应用条件下，电厂循环冷却水或乏汽中有大量可利用的低温余热，通过技术创新，充分挖掘热源资源的潜力，为供热系统的节能减排打造新思路和发展方向。同时建筑节能改造需进一步推进，仍有老旧建筑未进行节能改造，建筑热耗量大，供热成本高。
2.3供热系统缺乏统一规划
针对供热现状及发展趋势，急需对供热系统进行资源整合，统一规划，主要体现以下方面：燃气、燃煤两种能源方式的供热资源整合方向，燃气热电厂与燃煤热电厂、燃气锅炉与燃煤锅炉、余热资源供应之间实现互为补充、统一协调，制定适宜的供热系统发展的科学方向。城市集中供热管网需统一规划：目前城市集中热网建设现状严重滞后于城市的发展，城市热网建设缺乏统一规划；老旧管网漏水损失、散热损失和水力不均匀损失较大。
2.4供热污染严重问题
按照燃煤电厂现状供热结构，采暖季供热标煤耗33.8kgce/（m2a），远高于供热能耗平均水平20kgce/（m2a），因此造成目前的大气污染主要集中在采暖季，污染类型为煤烟型污染，采暖季燃煤供热造成的TSP及SO2全面超标，进入采暖季后，二氧化硫的均值平均上升16.7%。供热能耗高主要表现为：能源利用效率高的热电联产比例低，供热能力没得到充分利用，燃煤锅炉仍然是供热主体，燃煤锅炉供热能效偏低，尤其是中小型燃煤锅炉，供热效率低、供热成本高、污染严重，且管网老旧、安全性差，这些中小型锅炉房已为供热系统带来安全隐患，坚决取缔小型燃煤锅炉已经形成共识，且具有巨大的节能减排潜力。
3、燃煤电厂供热改造技术的相关探讨
3.1推广汽轮机及其辅机设备的节能改造
（1）推广汽轮机设备的节能改造。推广汽轮机抽真空系统优化、轴封系统优化、凝泵、油泵变频改造、循环水泵双速改造、汽轮机通流间隙优化等节能技改项目。采用两阀滑压方式对阀序进行优化，可以降低煤耗约1.5g/kWh。（2）大力深化变频调速技术在电厂辅机的应用。风机、泵类平方转矩负载，采用电动机变频调速来调节流量，比用挡板、阀门之类来调节，可节电20%～50%。一台600MW超临界参数燃煤发电机组的部分风机水泵采用高压变频器调速装置，根据实际测试数据，改造后的节电率在20%以上之间，节能效果显著。
3.2抓紧建设垃圾焚烧发电机组，大力发展大型燃煤机组耦合生物质发电技术
(1)抓紧建设垃圾焚烧发电机组。目前，每天产生的生活垃圾逾9000吨，到2030年生活垃圾产生量每天将达16829吨，处理不当，极易造成“垃圾围城”现象。合理布局，抓紧建设垃圾焚烧发电机组。
生活垃圾将进行无害处理，计划建6座生活垃圾焚烧发电厂，大力发展大型燃煤机组耦合生物质发电技术。以规模为1x30MW的项目为例，项目建成后每年可消纳生物质资源为22.8万吨。可全部为玉米秸秆，折合消纳约70万亩地的玉米秸秆。极大的缓解河南省秸秆田间直接焚烧带来的大气污染问题。(3)大力推广污泥焚烧发电技术。采用燃煤机组耦合污泥掺烧技术，利用燃煤锅炉烟气余热，采用直接接触干化工艺，对污泥加热干化后，直接混入锅炉制粉系统然后通过燃烧器喷入锅炉燃烧,实现污泥的资源化利用。
3.3锅炉系统节能优化
对锅炉余热的有效运用，能够确保电厂的生产质量满足相关要求。在煤炭转化为电能期间，所形成的高温会导致气体的溢出，从而对环境造成破坏，而想要改善这一情况，就要在锅炉系统中加入余热处理设备，以提升锅炉系统的运行质量。比如，可以往锅炉的尾端安装冷凝水循环设备，这样就能够将生产期间所形成的有害物全部进行吸取。还可以对生产所形成的热量进行回收利用，从而加强资源的使用率。某些电厂还全面使用锅炉系统的余热，并往系统里安装指定的节能器，这很大程度的降低了有害物质的排放量，加强了其在热动系统中的循环效果。除此之外，为了能够提升锅炉高温废水的使用效率，防止因为进行降温处理而导致能源受到损耗，就要对高温废水进行回收，以此降低对水资源的消耗，提升水的使用率。同时，还要往锅炉系统当中安装排污扩容器，并对高温废水的热量进行二次使用，而且最好把其热量合理的灌入到热动系统里。另外在排水的尾端安设泠却器，不但可以合理的使用废水用量，而且还能够让受到冷却的废水进入到接下来的水循环当中，这样就可以提升对水资源的使用率。对锅炉所排放的高温烟气也要采取合理的节能措施。过去电厂在生产期间，主要是把高温烟气不经处理就进行排放，这不但会损失烟气热量，而且还会消耗大量的资源，并破坏附近的环境质量。所以一定要在锅炉的尾端加入低压省煤器，然后进行合理的设置，以达到凝结水循环的效果，这样一来，就会在还没有损失热气热量的时候将其进行全部的吸取。另外还要以此为基础，使用指定的节能器来吸取所排放的烟气热量，并利用好相关的程序来给废气进行加热，然后传送进热循环当中。
3.4方案比较
方案1：3×130t/h+1×60MW抽背机组，比较内容：产品的成熟性;锅炉为通用容量规格有相当数量的运行业绩，汽机为近几年供热主流机组;产品设计、设备制造经验均非常成熟。机炉匹配及供热的可靠性:机炉匹配合理。终期规模平均热负荷3炉1机运行时，锅炉负荷率合理，任何1台锅炉故障检修均不影响正常供热，运行灵活，供热的可靠性好。运行的经济性：锅炉效率较高、发电标煤耗较低、年发电量较高，经济性较好。运行的灵活性：一台锅炉故障时需要启动原有130t/h中温中压锅炉减温减压保证供热。初始投资：投资和占地面积大，拆除及需要保留的建筑较复杂，汽机间需要改建。原有系统利用率：基本不可用，全部需要推倒新建。方案2：2×220t/h+1×80MW背压机组，比较内容：产品的成熟性;锅炉为通用容量规格有相当数量的运行业绩，汽机为近几年供热主流机组;产品设计、设备制造经验均非常成熟。机炉匹配及供热的可靠性:机炉匹配合理。平均热负荷2炉1机运行时，锅炉负荷率合理，1台锅炉故障检修，影响供热能力，运行较灵活，供热的可靠性较好。运行的经济性：锅炉效率较高、发电标煤耗较低、年发电量较高，经济性较好。运行的灵活性：一台锅炉故障时需要启动调峰热水锅炉或原有130t/h中温中压锅炉减温减压保证供热。初始投资：投资和占地面积较大，需要拆除垃圾电厂建筑及附属设施，全部新建。原有系统利用率：除了水处理系统可部分利旧，其余需要全部新建。故本供热改造方案技术路线制定、主要能量转换设备选择、技术参数设定基本合理，能量转换、能源利用效率较高，环保效果较好，是可行的技术路线。
3.5经济分析
采暖收入：改造后采暖季年供热量增加约36.36万GJ，供热单价为20元/GJ（含税），年采暖收入为727.2万元。售电收入：改造后年厂用电耗减少约187.5万kWh，节省的厂用电量计入上网电量，上网电价为0.317元/kWh（含税），则年售电收入为59.44万元。年收入合计为786.64万元。煤耗：改造后年煤耗量增加约1.88万t，燃煤配比按原煤40%、矸石30%、煤泥30%计算，原煤单价371元/t，矸石单价120元/t，煤泥单价90元/t。年燃煤费用增加397.43万元。本项目年均销售收入786.64万元，年均总成本费用397.43万元，年均利润总额389.21万元，年均所得税97.31万元，年均净利润291.9万元。项目总投资818.78万元，回收期2.81年，项目经济效益良好。
结束语
综上所述，围绕燃煤供热改造问题展开研究，通过对比多项供热改造技术的性能、成本、应用要求，选取燃煤电厂供热改造技术的核心方案，通过计算，确定参数及汽轮机抽气量等，形成完整的改造方案。实践应用结果表明，提出的改造方案可以有效节约煤资源，减少空气污染。
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