大温差长输技术在热电联产集中供热的应用

构建大温差长输热电联产集中供热新模式李永红北京清华同衡规划设计研究院有限公司能源所2018.7目录1.城市清洁能源供热需求及发展2.大温差长输热电联产集中供热新模式3.应用城市案例简介4.总结及建议国家高度重视清洁采暖工程实施党中央和国务院要求加快推进冬季清洁取暖工作财政部、环保部、住建部、国家能源局正部署2017年北方地区冬季清洁取暖试点城市天津、石家庄、唐山、保定、廊坊等12个城市技术发明背景各种热源方式的单位供热能耗北方城镇供暖整体情况（2016）北方城镇采暖面积141亿平米热电联产集中供热是城市主要采暖方式，占到25%超过50%的燃煤非清洁采暖热电联产集中供热是北方采暖的主要方向热电联产能效最高热电联产能源利用效率高、污染物排放少技术发明背景北方城镇供热热源组成比例燃煤热电联产25%天然气15%电3%可再生能源6%其它51%供暖需求不能完全满足，大中城市普遍存在热源缺口城镇化速度快，热源建设相对滞后。城市冬季热电需求不匹配。清洁热源比例低，管网和末端能效低清洁取暖成本高清洁燃煤、天然气、以及生物质等部分可再生能源的运行成本均高于普通燃煤供暖（例如天然气的燃料成本高出普通燃煤的3-5倍）。各类电热泵（如空气源热泵、地源热泵）、余废热、地热、太阳能的运行成本虽低于普通燃煤供暖但初投资过高，且能源来源不稳定。清洁供暖面临问题热电联产具有巨大的供热能力我国火力发电厂的2/3分布于北方供热地区；我国北方地区火力发电机组若均能实现热电联产和余热利用，可满足约120亿平米建筑供热需求。火电厂发电量受用电需求限制火电厂与热负荷空间分布存在不匹配长距离输送可以在很大程度上解决空间不匹配问题6供热能力（亿平米）/城镇集中供热面积（亿平米）热电机组以热定电加大风电消纳的矛盾新能源和热电联产机组均主要集中在“三北”地区，2016年全国平均弃风率17.1%，总弃风电量497亿kWh，“三北”地区弃风电量占全国弃风电量的98.7%东北地区90%以上的弃风电量发生在供暖期，负荷低谷弃风电量又占总弃风的80%。传统热电厂难以参与电力调峰-以热定电，电网要求增加调峰能力，确保风电、光伏等非化石能源充分消纳如何解决热电联产的热电产出之间的矛盾，是未来集中供热突出问题2030年可再生能源装机容量比例超过50%，非化石能源发电量力争超50%风电出力与电网负荷表现出较强的反调峰特性新能源发电出力波动性大，而我国调节能力好的水电站、抽水蓄能电站、燃气电站等灵活调节电源比重低，系统调节主要依靠煤电机组，要加大实施煤电机组灵活性改造远期火力发电的定位是为可再生能源调峰2030发电装机比例某省某典型日风电出力和负荷曲线2030发电量结构目录1.城市清洁能源供热需求及发展2.大温差长输热电联产集中供热新模式3.应用城市案例简介4.总结及建议大温差长输热电联产集中供热新模式发展电厂余热为基础热源，利用天然气作为调峰热源能源，实现热电协同发展、热网大温差和长距离输配。推行以超低排放燃煤热电联产为主的热源形式，充分利用机组的烟气和乏汽余热，“热电协同”运行提升火电灵活性大温差长输供热热管网建设此种供热新模式可实现城市密集区无煤化，相比常规热电联产节能30%～50%，供热成本是天然气供热的一半，与大型燃煤锅炉供热相当。参考比较对象由燃煤锅炉房变为燃气锅炉房0501001502002503000100200300400500供热成本（元/GJ）输送距离（km）大温差常规温差天然气成本100元/GJ燃煤锅炉成本45元/GJ2788128新形势下供热半径的变化DN1400管线大温差供回水温度：130℃/20℃常规温差:130/70℃第一类变温器第二类变温器第一类变温器第二类变温器第二类变温器第一类变温器未来城市区域供热模式源—余热（电厂及工业）和天然气取代燃煤锅炉热电联产及工业余热承担基本负荷天然气调峰网—超大规模供热网，城市互联超低温回水（大温差），远距离输送热力站大温差换热机组取代分布式燃气调峰第一类变温器第二类变温器12通过降低热网回水温度，使电厂可以大幅度地利用乏汽余热，使余热占整个电厂输出热量的55%以上，从而显著降低了近一半的电厂供热成本;通过增大热网供回水温差，即热网供回水温度由传统的130/70℃变为130/～20℃，提高长距离供热管线的输送能力70%以上，使得长途管线能输送更多的热量，从而降低单位热量的投资折旧成本；通过采取调峰措施，使长途输送管网在整个供热期承担基本供热负荷，提高了该长输管网的利用率，进一步降低了长途管网的供热输送成本。长距离供热系统的技术思路常规热电联产集中供热系统存在的问题热网输送能力的瓶颈热电厂尚有大量余热未被利用技术发明背景余热回收难点回收难:温度20-40℃输送难330MW153MW发明点1:基于吸收式换热的集中供热新工艺流程基于吸收式换热的热电联产集中供热技术突破常规换热的温差极限,一次网回水温度显著低于二次网温度(达到20℃以下）提高热网输送能力50%以上热网回水温度的降低同时也为回收电厂余热创造了有利条件充分利用一次网回水温度降低的有利条件汽轮机采暖抽汽驱动，回收乏汽余热，梯级加热热网水提高热电厂供热能力30%以上，降低供热能耗40%以上热电厂热力站设计原则基础技术元素：热网低温回水、提高机组背压、热泵技术1）保障电厂的发电水平，尽量利用发电后蒸汽（抽汽和乏汽）的供热能力2）在相同供热量的情况下，对发电的影响最小3）优化调整各机组的背压、抽凝比供热首站设计抽汽-水换热凝汽-水换热供水回水Method3热泵技术120℃~130℃15℃90℃~100℃Method1提高背压0.3~1.0MPa抽汽乏汽吸收式换热4~70kPaMethod2降低回水温度供热首站：余热供热系统回收机组乏汽余热，并利用蓄能系统增加电厂供热期发电上网负荷调节能力。热电厂热电协同吸收式换热机组热水型和补燃型吸收式换热机组热泵驱动源直接换热制冷段热量转换一次水二次水中继能源站：充分利用现状供热区域热水管网，由于承压耐温限制，利用原有小型热电厂用地、燃煤锅炉房、大型换热站用地改造为能源站，进一步降低回水温度至15～20℃，燃气调峰或用现状燃煤锅炉调峰，能源站内设大温差机组中继能源站建设供水温度95~120℃回水温度15℃大温差机组调峰热源供水温度120℃回水温度25~45℃燃煤或燃气热源长输管网侧一次管网侧能源站电力目录1.城市清洁能源供热需求及发展2.大温差长输热电联产集中供热新模式3.应用城市案例简介4.总结及建议太原供热规划2020年热源含调峰供热面积（万㎡）备注新太一电厂（4×350MW）3000旧址拆除，异地重建太二电厂（4×300MW）2700拆除四五期，新建七期，七期兼顾工业用汽古交电厂（2×300MW+4×600MW）7600新建三期2×600MW，新建向市区供热长输管线太钢3000含自备电厂及工艺余热嘉节燃气电厂（2×9F）1000现状瑞光电厂（2×300MW）1200现状，向榆次供热30%，向太原供热70%阳曲热电厂（2×350MW）1500新建东山燃气电厂（2×9F）1000新建合计2100018km8km37.8km35km规划2020年形成八源一网的供热格局2012年2016~2017年太原4100万平米小燃煤锅炉污染物当地减排量分析（太原市主城区）单位：吨排放量下降49%污染物当地减排量分析（太原市主城区）250113621156164091452967990500010000150002000025000300003500012tNOx(t)SO2(t)PM10(t)1.对比方案热源供热能力与规划方案相当；2.古交、瑞光、阳曲、新太一远距离输热不对太原主城区产生当地污染物排放；2017年太原供热现状热源供热面积（万平米）古交兴能电厂5004764太二电厂六、七期3683华能燃气电厂1179嘉节燃气电厂1383瑞光电厂1480太钢2058交城国锦电厂936晋源区锅炉房240东山热源厂302城南热源厂1118城西热源厂755小店热源厂303西山综合电厂420合计19121古交电厂供热首站古交电厂设计向太原市区供热面积7600万平米，热网水流量30000t/h，热网供回水温度130/30℃古交电厂1#机改为双转子互换高背压机组，2#机改为单转子高背压机组，排汽压力设计54kPa。古交电厂长输供热管线共计37.8公里（其中主隧道长度15.17公里），高差180米。沿途建设三座中继泵站，一座事故补水站和一座中继能源站，主管管径为DN1400，两套供热系统（4根管道，2供2回）古交电厂长输供热管线大温差改造比例45%左右，一次网回水温度38～41℃红色点为大温差站2017年古交电厂供热晋源城南电厂未采取安全措施时系统图无安全措施下的事故分析单台水泵故障（一般事故）一路电源断电（罕见事故）两路电源断电即电厂停电（极罕见事故）尖峰加热器出口古交侧隧道口泵站入口隧道露头设置电厂系统整体旁通•电厂设系统整体旁通，旁通管安装止回阀•系统定压点调整至电厂余热回收设施入口，定压高度45米采取安全措施后事故分析单台水泵故障（一般事故）一路电源断电（罕见事故）两路电源断电即电厂停电（极罕见事故）尖峰加热器出口古交侧隧道口泵站入口隧道露头古交供热管道事故工况•古交热源/长输管道事故•影响面积：7600万m2•其他热源通过环网支援•绝大部分区域供热比大于60%•大部分区域供热比大于80%石家庄供热规划供热分区(2030年)方案正定空港产业园藁城城区栾城城区鹿泉城区平山县井陉县循环化工园区装备制造基地石家庄供热规划供热分区(2030年)方案热源工业抽汽（t/h）采暖抽汽（MW）余热（MW）长输管网热损失（MW）不含调峰供热能力（MW）调峰比例总供热能力（MW）总供热面积（万平米）西柏坡电厂1274153370273730%39108689上安电厂1580174047327330%467610391裕华热电厂200910744165430%23635251鹿华热电厂680379105930%15133363良村热电厂140046912459330%8461881石热燃气热电厂（2×9F）62812375130%10732384循环经济化工园区余热78292020%11502556循环经济化工园区燃气热电厂（4×9F）60062819081830%11692597北郊燃气热电厂（2×9F）15052319071330%10192263污水源热泵3744994991109合计235066926179117130171821840484西柏坡电厂路由总长度约为27km，高差为48m，管道设计压力等级取1.6MPa，总循环流量22000t/h，主管管径为DN1400，4根（2供2回），建设两座中继泵站上安电厂路由总长为14.9km。长输管线最大高差为156m。主管管径为DN1400，4根（2供2回）。总循环流量26400t/h，建设一座回水加压泵站及隔压换热站上安电厂、西柏坡电厂长输管网西柏坡电厂上安电厂回水加压泵站隔压换热站1#中继泵站2#中继泵站2030年“外热入济”远景规划为满足2030年3.4亿m2以及更长时间的供热需要，不同的建设时期，可依据城市需要，实施不同的外热入济工程方案。远景规划有四路引热入济通道，通过市区管网互联互通。信发电厂郝集电厂邹平六电长山电厂规划华山燃气热电规划燃气热电厂章丘电厂一期二期一期二期电厂装机容量（MW）供热能力（万m2）郝集电厂2×350+2×3604200拟建4×130010700信源电厂6×6609300在建3×710MW5200邹平六电8×3508070拟建8×60012000章丘电厂2×3001950大温差供热系统余热回收能源首站电厂电力中继能源站废热大温差热力站常规热力站燃煤（燃气）调峰电力抽汽长输管网热源一次管网隔压换热站大温差热力站(补燃或电）二次管网中继能源站燃煤（燃气）调峰电力