论述蓄能系统技术方案

【摘 要】目前因经济下行压力，热电厂常因机组出力受限而达不到对外供热的要求，“以热定电”的主要思维逻辑和电力市场的供求关系之间使东北部分地区供热受阻，还对新能源的发展形成了阻碍，风热矛盾日益尖锐，汽轮机低压缸光轴改造技术使热电机组摆脱了以热定电的尴尬，本文主要就供热抽汽端改造的两大主流：光轴改造和打孔抽汽改造两个技术进行论证。

【关键词】打孔抽汽 蓄热罐 光轴

随着国家对城市化进程的不断推动，城市热用户不断增加，热用量不断的加大，但是迫于机组出力逐年降低的实际情况，各热电厂开始在供热汽源端上做足文章，本文主要就华电富拉尔基发电厂二期4、5、6号机组打孔抽汽方案和光轴改造方案进行技术论证。

1 机组概况

富拉尔基发电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产N200-130/535/535型超高压一次中间再热、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，机组有三个低压缸。总装机容量 1200MW，分为二期建设，一期 3 台 200MW 机组，二期扩建3 台 200MW 机组，共 6 台 200MW 凝汽式机组。汽轮机均为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司八十年代产品，汽轮机为冲动式三缸三排汽凝汽式汽轮机。分别于 1982、1983、1984、1987、1988、1989 年投产发电。其中二期 3 台汽轮机分别在 1996、1997、1998 年采用全三维技术进行了通流部分扩容改造，额定功率达到 210MW。

2 方案简介

富发电厂机组进行供热改造，拟采用技术成熟的常规打孔抽汽和光轴抽汽组合方案。拟将#4汽轮机组进行光轴抽汽改造，#5、#6汽轮机组进行打孔抽汽改造。

本蓄热系统方案将以2台机组的供热运行模式来进行本次蓄热系统工程项目，本蓄热罐项目技术方案有以下几种模式：

方案一：机组为2台连通管抽汽运行模式；方案二：机组为2台汽轮机光轴抽汽运行模式；方案三：机组为1台连通管抽汽和1台汽轮机光轴抽汽运行模式。

3 方案对比和分析

3.1 方案一

本方案选取2台机组为连通管抽汽运行模式进行蓄热系统设计计算。由于连通管打孔抽汽量有限，因此，本方案算在最大新汽量610t/h，最大抽汽量120t/h情形下，机组的供热能力和调峰蓄热能力，计算结果见表1。

由表1可知，当运行的2台机组全部采用打孔抽汽时，在最大抽汽量120t/h的情况下，2台机组最大抽汽负荷为164.94MW，能满足250万m2供热面积的142.71MW负荷。白天所蓄热量在2台机组晚上期间完全不抽汽供热情形下，不能完全满足晚上7小时250万m2的供热需求，机组热负荷缺口在89.72MW。根据理论反推，折合单台机组电负荷为112.197MW，抽汽65t/h的工况下运行才能满足供热需求。

对于此打孔抽汽方案，由于机组抽汽量有限，在满足白天供热的情况下，导致白天可蓄存的热量有限，不能完全满足晚上的供热需求，晚上机组仍需保持抽汽供热模式运行；经电厂与汽轮机厂家沟通，得知机组在进汽量为420t/h以下时，汽机已经不能再进行抽汽。也就是机组在420t/h进汽以下时，机组为纯凝工况运行。根据电厂实际运行的经验得知，机组的最低电负荷为120MW，此时的进汽量为345t/h，不能满足上述反推的晚上单台机组电负荷为112.197MW的运行需求。同时，依据东北电网的补偿调峰补偿政策，该负荷不能满足深度调峰的要求（机组电负荷

3.2 方案二

本方案选取2台机组为汽轮机光轴抽汽运行模式进行蓄热系统设计计算。由于光轴运行抽汽量比较大，为了核算蓄热系统的大小，仅对最小新汽量为320t/h工况进行核算。

通过校核，当2台机组全部采用光轴运行方案，在最小进汽量320t/h，最大电负荷（最小抽汽量）情况下，2台机组的抽汽可输出热负荷约为145.39MW，和富发电厂远期250万m2供热面积的供热负荷142.71MW相差不大，机组的抽汽完全能满足的250万m2供热面积。由于机组采用光轴运行方式，机组始终处于抽汽状态，目前已经是最小抽汽工况运行，因此，机组无法进行蓄热，在规划的供热面积基础上无法实现对机组深度调峰的功能。

3.3 方案三

由于2台机组全部采用光轴导致抽汽量有多余，并且无法实现机组调峰蓄热的功能，现核算采用1台机组连通管打孔抽汽运行和1台机组光轴运行的运行模式。由于连通管打孔抽汽机组，抽汽量可以随时调整，而光轴机组抽汽量有一个最小抽汽值，因此，本方案考虑蓄热系统时，以光轴机组运行进行核算，连通打孔抽汽机组为辅助调节运行。

当机组晚上进行点负荷调峰时，晚上采用白天所蓄热量进行供热，然后机组负荷下调，现以晚上机组320t/h新汽时，最大抽汽量（最小电负荷88164kW）155t/h工况进行核算，计算结果如表2所示。

由表2核算可知，当单台机组晚上在320t/h新汽，最小电负荷工况下运行时，单台机组抽汽不能满足夜间的供热需求，夜间有56.85万m2的供热缺口。考虑白天蓄热，晚上进行热负荷缺口弥补，通过核算，白天单台机组在满足供热需求和蓄热系统蓄热的前提下，所需抽汽总量为227.7t/h。这和单台机组460t/h新汽进汽时，机组的抽汽量为223t/h基本吻合。

通过以上分析，单台机组白天460t/h新汽，223t/h抽汽，电负荷126110kW工况运行，晚上320t/h新汽，155t/h抽汽，电负荷88164kW工况运行，既能满足富发电厂的供热需求，又能实现机组的深度调峰条件（机组电负荷

4 结语

通过上述几种供热改造方案以及相配套的蓄放热运行模式，可以得出：

（1）方案一中，2台机组全部采用打孔抽汽供热改造方案运行时，其在最大新汽610t/h，最大抽汽量120t/h情形下，能满足白天250万m2供热面积的负荷。白天所蓄热量不能完全满足晚上250万m2供热面积7小时的供热需求，机组热负荷缺口在89.72MW，折合单台机组应维持在65t/h的抽汽工况下运行，此时的输出电负荷为112MW。

（2）方案二中，2台机组全部采用光轴供热改造运行时，白天能满足富发电厂250万m2的供热负荷142.17MW的需求。由于光轴供热改造方案抽汽量大，以及机组不能停止抽汽，导致2台机组有富余的热量蓄存，没有足够的供热需求来满足。

（3）方案三中，其中1台机组采用光轴供热改造运行时，白天抽汽为223t/h，白天可以满足富发电厂250万m2的供热需求，同时蓄热819.49GJ。晚上机组保持汽机最小进汽量下抽汽为155t/h，电负荷为88164kW，白天所需热量基本可以满足晚上机组供热缺口，因此在具有蓄热系统的前提下，晚上能满足富发250万m2的供热需求。另外1台机组可以考虑采用打孔抽汽供热改造运行方式，进行电负荷调峰。

（4）结合如上说明，方案三中的1台机组进行光轴供热改造，另外1台采用打孔抽汽供热改造运行方式能有效的调节机组在白天和晚上不同时期电力负荷的不同，起到电力调峰的作用。因此本可研报告，推荐在1台机组采用光轴供热改造运行，另外1台机组采用打孔抽汽供热改造运行的方式上，进行蓄热罐选型设计。