論述蓄能系統(tǒng)技術(shù)方案

常立宏

【摘 要】目前因經(jīng)濟下行壓力，熱電廠常因機組出力受限而達不到對外供熱的要求，“以熱定電”的主要思維邏輯和電力市場的供求關(guān)系之間使東北部分地區(qū)供熱受阻，還對新能源的發(fā)展形成了阻礙，風熱矛盾日益尖銳，汽輪機低壓缸光軸改造技術(shù)使熱電機組擺脫了以熱定電的尷尬，本文主要就供熱抽汽端改造的兩大主流：光軸改造和打孔抽汽改造兩個技術(shù)進行論證。

【關(guān)鍵詞】打孔抽汽 蓄熱罐 光軸

隨著國家對城市化進程的不斷推動，城市熱用戶不斷增加，熱用量不斷的加大，但是迫于機組出力逐年降低的實際情況，各熱電廠開始在供熱汽源端上做足文章，本文主要就華電富拉爾基發(fā)電廠二期4、5、6號機組打孔抽汽方案和光軸改造方案進行技術(shù)論證。

1 機組概況

富拉爾基發(fā)電廠汽輪機為哈爾濱汽輪機廠生產(chǎn)N200-130/535/535型超高壓一次中間再熱、三缸三排汽、凝汽式汽輪機，機組有三個低壓缸?？傃b機容量 1200MW，分為二期建設(shè)，一期 3 臺 200MW 機組，二期擴建3 臺 200MW 機組，共 6 臺 200MW 凝汽式機組。汽輪機均為哈爾濱汽輪機廠有限責任公司八十年代產(chǎn)品，汽輪機為沖動式三缸三排汽凝汽式汽輪機。分別于 1982、1983、1984、1987、1988、1989 年投產(chǎn)發(fā)電。其中二期 3 臺汽輪機分別在 1996、1997、1998 年采用全三維技術(shù)進行了通流部分擴容改造，額定功率達到 210MW。

2 方案簡介

富發(fā)電廠機組進行供熱改造，擬采用技術(shù)成熟的常規(guī)打孔抽汽和光軸抽汽組合方案。擬將#4汽輪機組進行光軸抽汽改造，#5、#6汽輪機組進行打孔抽汽改造。

本蓄熱系統(tǒng)方案將以2臺機組的供熱運行模式來進行本次蓄熱系統(tǒng)工程項目，本蓄熱罐項目技術(shù)方案有以下幾種模式：

方案一：機組為2臺連通管抽汽運行模式；方案二：機組為2臺汽輪機光軸抽汽運行模式；方案三：機組為1臺連通管抽汽和1臺汽輪機光軸抽汽運行模式。

3 方案對比和分析

3.1 方案一

本方案選取2臺機組為連通管抽汽運行模式進行蓄熱系統(tǒng)設(shè)計計算。由于連通管打孔抽汽量有限，因此，本方案計算在最大新汽量610t/h，最大抽汽量120t/h情形下，機組的供熱能力和調(diào)峰蓄熱能力，計算結(jié)果見表1。

由表1可知，當運行的2臺機組全部采用打孔抽汽時，在最大抽汽量120t/h的情況下，2臺機組最大抽汽負荷為164.94MW，能滿足250萬m2供熱面積的142.71MW負荷。白天所蓄熱量在2臺機組晚上期間完全不抽汽供熱情形下，不能完全滿足晚上7小時250萬m2的供熱需求，機組熱負荷缺口在89.72MW。根據(jù)理論反推，折合單臺機組電負荷為112.197MW，抽汽65t/h的工況下運行才能滿足供熱需求。

對于此打孔抽汽方案，由于機組抽汽量有限，在滿足白天供熱的情況下，導(dǎo)致白天可蓄存的熱量有限，不能完全滿足晚上的供熱需求，晚上機組仍需保持抽汽供熱模式運行；經(jīng)電廠與汽輪機廠家溝通，得知機組在進汽量為420t/h以下時，汽機已經(jīng)不能再進行抽汽。也就是機組在420t/h進汽以下時，機組為純凝工況運行。根據(jù)電廠實際運行的經(jīng)驗得知，機組的最低電負荷為120MW，此時的進汽量為345t/h，不能滿足上述反推的晚上單臺機組電負荷為112.197MW的運行需求。同時，依據(jù)東北電網(wǎng)的補償調(diào)峰補償政策，該負荷不能滿足深度調(diào)峰的要求（機組電負荷<104MW）。因此，此方案在富發(fā)電廠最大供熱負荷需求情況下，可以滿足電廠的基本供熱需求，但是不能滿足機組深度調(diào)峰的需求。

3.2 方案二

本方案選取2臺機組為汽輪機光軸抽汽運行模式進行蓄熱系統(tǒng)設(shè)計計算。由于光軸運行抽汽量比較大，為了核算蓄熱系統(tǒng)的大小，僅對最小新汽量為320t/h工況進行核算。

通過校核，當2臺機組全部采用光軸運行方案，在最小進汽量320t/h，最大電負荷（最小抽汽量）情況下，2臺機組的抽汽可輸出熱負荷約為145.39MW，和富發(fā)電廠遠期250萬m2供熱面積的供熱負荷142.71MW相差不大，機組的抽汽完全能滿足的250萬m2供熱面積。由于機組采用光軸運行方式，機組始終處于抽汽狀態(tài)，目前已經(jīng)是最小抽汽工況運行，因此，機組無法進行蓄熱，在規(guī)劃的供熱面積基礎(chǔ)上無法實現(xiàn)對機組深度調(diào)峰的功能。

3.3 方案三

由于2臺機組全部采用光軸導(dǎo)致抽汽量有多余，并且無法實現(xiàn)機組調(diào)峰蓄熱的功能，現(xiàn)核算采用1臺機組連通管打孔抽汽運行和1臺機組光軸運行的運行模式。由于連通管打孔抽汽機組，抽汽量可以隨時調(diào)整，而光軸機組抽汽量有一個最小抽汽值，因此，本方案考慮蓄熱系統(tǒng)時，以光軸機組運行進行核算，連通打孔抽汽機組為輔助調(diào)節(jié)運行。

當機組晚上進行點負荷調(diào)峰時，晚上采用白天所蓄熱量進行供熱，然后機組負荷下調(diào)，現(xiàn)以晚上機組320t/h新汽時，最大抽汽量（最小電負荷88164kW）155t/h工況進行核算，計算結(jié)果如表2所示。

由表2核算可知，當單臺機組晚上在320t/h新汽，最小電負荷工況下運行時，單臺機組抽汽不能滿足夜間的供熱需求，夜間有56.85萬m2的供熱缺口?？紤]白天蓄熱，晚上進行熱負荷缺口彌補，通過核算，白天單臺機組在滿足供熱需求和蓄熱系統(tǒng)蓄熱的前提下，所需抽汽總量為227.7t/h。這和單臺機組460t/h新汽進汽時，機組的抽汽量為223t/h基本吻合。

通過以上分析，單臺機組白天460t/h新汽，223t/h抽汽，電負荷126110kW工況運行，晚上320t/h新汽，155t/h抽汽，電負荷88164kW工況運行，既能滿足富發(fā)電廠的供熱需求，又能實現(xiàn)機組的深度調(diào)峰條件（機組電負荷<104MW）。

4 結(jié)語

通過上述幾種供熱改造方案以及相配套的蓄放熱運行模式，可以得出：

（1）方案一中，2臺機組全部采用打孔抽汽供熱改造方案運行時，其在最大新汽610t/h，最大抽汽量120t/h情形下，能滿足白天250萬m2供熱面積的負荷。白天所蓄熱量不能完全滿足晚上250萬m2供熱面積7小時的供熱需求，機組熱負荷缺口在89.72MW，折合單臺機組應(yīng)維持在65t/h的抽汽工況下運行，此時的輸出電負荷為112MW。

（2）方案二中，2臺機組全部采用光軸供熱改造運行時，白天能滿足富發(fā)電廠250萬m2的供熱負荷142.17MW的需求。由于光軸供熱改造方案抽汽量大，以及機組不能停止抽汽，導(dǎo)致2臺機組有富余的熱量蓄存，沒有足夠的供熱需求來滿足。

（3）方案三中，其中1臺機組采用光軸供熱改造運行時，白天抽汽為223t/h，白天可以滿足富發(fā)電廠250萬m2的供熱需求，同時蓄熱819.49GJ。晚上機組保持汽機最小進汽量下抽汽為155t/h，電負荷為88164kW，白天所需熱量基本可以滿足晚上機組供熱缺口，因此在具有蓄熱系統(tǒng)的前提下，晚上能滿足富發(fā)250萬m2的供熱需求。另外1臺機組可以考慮采用打孔抽汽供熱改造運行方式，進行電負荷調(diào)峰。

（4）結(jié)合如上說明，方案三中的1臺機組進行光軸供熱改造，另外1臺采用打孔抽汽供熱改造運行方式能有效的調(diào)節(jié)機組在白天和晚上不同時期電力負荷的不同，起到電力調(diào)峰的作用。因此本可研報告，推薦在1臺機組采用光軸供熱改造運行，另外1臺機組采用打孔抽汽供熱改造運行的方式上，進行蓄熱罐選型設(shè)計。