蓄能技术与光轴技术结合供热

常立宏

【摘 要】近来来，随着供热面积逐渐加大，城市供热压力逐渐增大，由于原供热区域已有热电厂运行，新建电厂成本过大，且现在我国的装机容量已明显过剩，东北等高寒地区的热电厂要想摆脱“以电定热”的窘境，必须从机组自身技术革新抓起，华电能源富拉尔基热电厂将汽轮机低压缸进行了光轴技术改造，改造后的新机组竞争力明显提升，本文将就华电能源富拉尔基发电厂光轴改造技术进行详细介绍，蓄能技术作为光轴技术深度调峰的关键，是本文的主要研究对象。

【关键词】蓄能技术 光轴技术 热网供热

引言

电厂的光轴改造深度调峰离不开蓄能技术，机组进行光轴供热改造后，白天电负荷高峰期抽汽，利用蓄能装置蓄热；在夜间电负荷低谷期抽汽量小时，蓄能装置放热给热用户，保证供热质量，满足热用户供热需求，同时机组最低发电负荷保持在88MW，实现机组深度调峰，缓解东北电网热电矛盾。

1 机组简介

华电能源富拉尔基发电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的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 低压缸转子光轴改造的原理

华电能源富拉尔基发电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的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。原计划在联通管打孔抽汽供热改造，但是这种模式抽汽量小，稳定性差，机组要想多供汽，最好进行低压光轴供热改造，将#2、#3号低压缸解列，用新设计低压光轴转子代替原低压转子，因为低压缸原设计为三缸， #1低压缸与中压缸是一体结构，#2、#3号低压缸对称分布，在低压缸光轴改造中低压缸三缸的对称性改造是难点。

改造后，低压缸采用双转子互换形式，非供热期仍采用原机组低压转子，低压缸以纯凝形式运行；供热期低压转子采用低压光轴，只起连接作用，低压部分并不作功发电，中低压联通管排汽用于供热，充分利用汽轮机排汽供热，减少冷源损失，增大供热量，以满足冬季采暖供热，扩大热网供热能力，降低机组运行热耗，能有效的满足富发电厂规划的250万平方米的供热负荷，并为富发电厂新机供热提供备用热源，保障供热安全。同时还可以实现机组深度调峰，解决冬季电网热电矛盾，实现电厂节能减排、节约用水、创造经济效益的目标。

3 蓄能技术的实际应用

3.1 蓄热罐的选型

蓄热罐作为整个蓄能系统的核心，其重要性不言而喻。

据统计，到2013年末，富拉尔基总采暖面积为956.4万m2。其中富热电厂实际接带583.4万m2，为一级网方式直接供热，包含三大供热分网，分别为红岸网、北钢网和一重网。

其余157万m2由部分民营锅炉房、自营锅炉房供热，现改为集中供热，统一由富拉尔基发电厂供热，并且将要新增93万m2供热面积。

截止到2013年底，富拉尔基区常住人口约为24万人，较2010年的27万人减少了3万人。目前来看，富拉尔基区常住人口呈逐年递减的趋势。基于富拉尔基区常住人口数量下降的现状，使得富区供热市场需求增长低于预期。

经现场调研并会同富拉尔基区城建局根据富区供热现状及未来发展趋势测算，至2015年，富拉尔基区接入集中供热面积为730万m2，其中富热电厂已接入集中供热面积583.4万m2，富发电厂集中供热面积30万m2，新增并网面积130万m2。

综上，至2020年，富拉尔基区可接入集中供热面积为850万m2。考虑富热电厂350MW供热机组投产后供热能力约为600万m2，故富发电厂可承担的供热面积为250万m2。各年的供热面积大致如表1所示。

本蓄热罐选型将以表1所示的至2020年富发电厂的供热面积250万m2作为蓄热罐的设计边界条件。

3.2 对供热负荷的研究

供热负荷采用下列公式计算小时采暖期最大、最小、平均热负荷数值。

设计热负荷计算公式：Q=qnF；

其中：

qn—采暖综合热指标，根据电厂提供资料，在进行蓄热罐选型设计时，取56.5W/m2。

F—采暖建筑物建筑面积，本项目中蓄热罐考虑至2020年富发电厂所带的集中供热面积约250万m2。

本文在进行蓄热罐选型设计的时候，按照富发电厂2020年最大的供热规划面积250万m2来计算，供热负荷为142.71MW。

3.3 蓄热和放热时间的选择

一般情况下，白天时期，供电负荷需求量大，发电机组负荷率大；晚上时期，供電负荷需求量小，发电机组负荷率小。当机组改为供热机组时，电负荷的波动给供热造成影响，而白天电负荷大，晚上电负荷小的特点也为蓄热系统应用提供一个可能。

蓄热罐在供热过程中起到削峰填谷的作用。白天机组电负荷较高时，同时供热能力也较大，通过一部分抽汽对蓄热罐蓄热；晚上机组电负荷较低，同时供热能力降低，这时供热能力不足的部分用蓄热罐进行放热。而在蓄热系统设计时，蓄热和放热的时间选择时蓄热系统设计的重要因素，因此必须结合机组实际运行情况来分析。

表2为富发电厂所提供的机组在未进行供热改造之前，机组的电负荷情况在一天当中的变化情况统计表。

从表2我们可以看出，富发电厂在往年运行过程中，白天负荷较高，负荷率维持在75%以上，晚上基本上负荷率维持60%左右。

本蓄热罐项目中的蓄热罐运行以完成一次蓄热和放热过程为一个周期。根据上面分析，本项目在选型蓄热罐的时，将白天蓄热时间定为17小时，晚上放热时间定为7小时。

3.4 蓄能技术的选择

目前与蓄能技术配套使用的供热热源改造技术主要是两个方向：即汽轮机低压光轴改造技术和汽轮机打孔抽汽供热改造技术，下面我们将结合实际数据分析论证这两种汽源改造技术和蓄能技术的关系：

（1）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）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）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。

结合如上说明，1台机组进行光轴供热改造，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。因此我们可以在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。

4 结语

随着城市化的推进，集中供热需求日益增长，依据供热需求和当前的政策，华电能源富拉尔基发电厂计划对现有3台200MW纯凝发电机组进行供热改造，其中两台机组进行打孔抽汽改造，1臺进行光轴供热改造，同时在此基础上配套调峰蓄热系统，为富拉尔基地区进行采暖供热。改造后可有效提高区域供热能力，满足了250万m2的供热需求，缓解富拉尔基热电厂的供热压力。蓄能技术配合供热源端汽源改造技术取得了很好的供热效果和深度调峰收益，为热电厂的转型发展提供了一个很好的思路。