(西北电力设计院 陕西西安 710075)
摘要：本专题通过对xxx电厂调峰深度的要求，满足25%额定负荷10小时、50%额定负荷14小时提供1000万平方米采暖面积供热；
按照上述的要求进行热电解耦的计算，采暖天数191天，比较高背压改造、热泵改造、热水蓄能改造、电锅炉及减温减压器等方案技术、投资及收益。背压改造、热泵改造不适合本工程。其它三种方案都可以选择。
关键词：热电解耦；热水蓄能；电锅炉；减温减压器
The Possibility Studies of Thermoelectric Decoupling
ZHENG Guo-rong,MA Xin-qiang，ZHONG Xiang-yuan
(North West Electric Power Design Institute,Xian 710075 China)
Abstract:In this paper,it was based on the studies of xxx electric power plant deep peak shaving.It would work on this scale :25% rated load for 10 hours and 50% rated load for 14 hours to provide heat for 10X106 m2 heating area.
Acording to this caculating model, Adopt heating day is 191 .The comparison was based on that project: high back pressure; heat pump; hot water tank; electric boiler and pressure reducer desuperheater.The compare item is technique scheme,invest and income. High back pressure and heat pump was not accepted for this item,we would choose the best one in the other three schemes.
Key words: Thermoelectric Decoupling; high back pressure; heat pump; hot water tank; electric boiler ;pressure reducer desuperheater.
项目概述
为加快能源技术创新,挖掘燃煤机组调峰潜力,提升我国火电运行灵活性,全面提高系统调峰和新能源消纳能力,国家能源局于2016年6月28日下发了《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》（国能综电力【2016】397号），该电厂等16个电厂被确定为国家首批“提升火电灵活性改造试点项目”。
基于供热需求和机组运行、设备状况，进行高背压改造、热泵改造、热水蓄能改造、电锅炉和减温减压器等热电解耦可行性研究，通过各种热电解耦方案的技术及经济性可行性研究对比，推荐出最优热电解耦改造的方案，确保机组能在供热期间既能实现电负荷25～30%稳定运行，又能满足供热负荷的需求。
该电厂有4X330MW亚临界参数、自然循环单炉膛、一次中间再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧、固态排渣、全钢悬吊结构、紧身封闭布置的燃煤汽包炉。4X330MW亚临界参数，中间一次再热、三缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
抽汽参数和抽汽量
现有4台机组中的3、4号机组和1、2号机组分别在2010年和2012年进行供热改造，从汽轮机中、低压缸连通管“打洞”抽汽，抽汽参数为0.35MPa（a）～0.55 MPa（a）、230℃，单台机额定抽汽量为300t/h，最大抽汽量为500t/h。
热负荷
按照城镇供热管网设计规范（GJJ34-2010）规定：
我国一般民用建筑起始供暖临界温度采用+5℃，供暖室外计算温度采用历年平均不保证5天的日平均温度。各室外温度相对应的供暖热负荷可用式（6-2）计算
（6-2）[2]
式中Q-------室外温度为to时的供暖热负荷（MW）
ti------供暖室内计算温度18（℃）
t0------某一室外温度-6.1（℃）
t0’-----供暖室外计算温度-19（℃）
Q’-----供暖设计热负荷（MW）
设计热负荷为326MW,折合成采暖蒸汽量为527t/h
工况图[1]
图1.某工程工况图
从工况图中可以得到，在30%负荷附近，抽汽量大约在100t/h，从热平衡印证，该抽汽量在50 t/h左右
工程设想
我国能源结构转型，风电和光伏装机容量持续增大，消纳形势日益严峻。电力装机容量大幅度增加，产业结构调整，用电负荷的峰谷差加大北方地区热电联产机组比重加大，热电厂“以热定电”，供热期间供电与供热矛盾突出。火电是我国北方地区的主力机组，需要通过火电机组灵活性改造，释放火电机组的调峰能力。
根据目前电厂实际运行的情况，确定冬季采暖季按只运行两台机组考虑，机组的平均负荷很低。再按照业主提出满足1000万平米采暖面积供热的要求进行热电解耦的计算。
高背压改造可以解决部分供电和供热矛盾，但不能达到深度调峰的作用，对于湿冷机组，改造要同时设有两个低压转子，一个转子在采暖期高背压供热运行，另一个转子在非采暖期纯凝运行。高背压改造需要将凝汽器改造成四流程，热网也需要做相关配套改造。机组背压提高，汽轮机需要通流改造，更换转子。采暖期更换转子需要40个工作日，显然不能满足机组深度调峰的要求。
高背压改造增加工作量：汽轮机增加一根高背压转子；机组凝汽器加固及改造；给水泵汽轮机出力不够，更换两台给水泵；凝结水精处理系统设备变化，更换高温树脂；供暖季节主机循环水系统停运，辅机设备冷却水需要增加机械通风冷却塔。部分循环水管道需要保温、补偿；每年需要更换转子两次；增加DCS点数；供热水温偏低等等。
热泵适用于对于供热不足时的补充，也不能很好的解决供电和供热矛盾。受热泵出水温度的制约，只依靠热泵无法达到热网要求的供热温度，还需要抽汽加热。同时热泵造价高，大约1亿元，性价比不高。不在此次比选范围内。
因此，本工程就热水蓄热改造、电锅炉及减温减压器方案进行优选，本着供热量一致，发电量一致的原则，进行投资收益估算。
热水蓄热方案
该地区采暖期内，供热量随着热负荷进行波动，具有供热初期和末期负荷低、夜晚负荷高白天负荷低等特点；考虑到新能源对电网的影响，电负荷具有白天负荷高夜晚负荷低等特点，因此，利用热负荷和电负荷的波动，选择合适的蓄热装置在满足供热要求下实现电网调峰就具备了可行性。
热水罐蓄热分为常压式蓄热系统和承压式蓄热系统，具体采用那种蓄热系统取决于一级热网供水温度。蓄热系统一级热网供水温度在100℃以下时可采用常压式蓄热系统，常压式蓄热系统的热水储水罐运行时罐体内为大气压，这种蓄热系统的生产工艺简单，储水罐造价低；一级热网供水温度100℃及以上时采用承压式蓄热系统，承压式蓄热系统的热水储热罐运行时罐体内压力大于大气压，储热罐属于压力容器，生产工艺复杂，总体造价较高。
25%负荷运行10个小时，单台机组抽汽量60t/h,两台机抽汽量120t/h。当满足1000万平方米的供热需求，需要527.20t/h的采暖蒸汽，即单机提供263.6t/h的采暖蒸汽量。50%电负荷时单机最大能提供320 t/h的采暖蒸汽量。每台机在50%负荷时能提供给蓄热器的的抽汽量为56.4t/h，两台机共112.8 t/h，按时间折算即为157.92 t/h的采暖抽汽量。
527.20t/h的采暖蒸汽，去除两台机抽汽量120t/h的抽汽量和50%负荷时额外提供的157.92 t/h蒸汽量，剩余249.28t/h的蒸汽量将由减温减压器提供。折算到每台机大约为105t/h的主蒸汽量。
因为50%工况下机组能够弥补25%工况的采暖抽汽量仅有157.92 t/h，其余的249.28 t/h的蒸汽将由25%工况下的主汽提供。所有的数据均为两台机的量。
表2热水蓄热方案电、汽平衡
电锅炉方案
25%电负荷工况下，2台汽轮机仅能提供160t/h的蒸汽量，当进汽量由329t/h增加到448t/h时，将增加83.4MW的发电量，提供给电锅炉。电锅炉将电能转换成134t/h热水，加上124.3MW工况下两台机提供的393.4 t/h采暖蒸汽，供热蒸汽提供的热量就能够满足1000万平米采暖面积的供热需求。
表3电锅炉方案电、汽平衡
减温减压器方案
25%电负荷工况下，2台汽轮机仅能提供160t/h的蒸汽量，当进汽量增加到446t/h时，将增加174 t/h的主汽量，经减温减压器后可提供~420t/h的供热蒸汽，提供给热网，加上100t/h供热蒸汽提供的热量就能够满足1000万平米的供热需求且电负荷不变。
表4减温减压器方案电、汽平衡
经济性比较
按技术经济分析，其中A为设备费用，i为贷款率，n为回收年限，折算出每年的年金
按银行贷款利率为0.049，回收年限为15年，标煤价468元/t折算，得出热水蓄热方案设备费折算到每年为332万元，电锅炉方案设备费折算到每年为450.5万元，减温减压器方案为27.3万元。
燃煤费用为热水蓄热方案为23217.48万元，电锅炉方案为23105.16万元，减温减压器方案为23067.72万元。设备费与燃煤综合比较，电锅炉比热水蓄热方案多6.24万元，减温减压器比热水蓄热方案少454万元。
表5经济性比较表
综上所述，减温减压器方案较经济。蓄热器及电锅炉方案造价基本持平。
存在问题
1.实验数据：当电负荷降低至25%额定工况时，热网最大抽汽流量为90t/h左右（和热网疏水流量接近）。此时低压缸进汽流量为145t/h（热力特性说明书要求最低142.t/h），中压缸压力0.1MPa（DCS低报警0.1MPa），中压缸排汽蝶阀关至最小11%，热网抽汽电动门关至13%，达到边界条件。与汽机厂所提供的热平衡有出入。
2.热网抽汽25%电负荷最大抽汽工况试验因机组运行安全考虑，最终选择利用停机的机会进行，在机组滑参数停机时，每个负荷工况停留时间较短，50%、40%、30%、25%负荷每个工况各停留20分钟左右，故参数转换后可能偏差较大（一般要求2小时及以上）。当25%电负荷最大抽汽工况是否能长时间稳定住没有定论。建议甲方在25%电负荷最大抽汽工况工况下运行2小时。
3.低负荷下，凝汽器背压偏低，应适当提高背压，一般控制比额定背压高2kPa左右。当背压过低时，一方面凝结水压力偏低，凝结水溶氧量会增加；另一方面，凝结水温过低，反而会加大低加抽汽量用于提高除氧器入口凝结水温度，从而降低低压缸效率。
4.25%负荷下的纯凝工况和带抽汽工况，热耗计算值比设计值偏大，可能受到机组老化的影响，以及背压过低的影响。
5.锅炉厂需要和汽机厂配合。以满足机炉匹配。
结论
1.高背压改造及热泵方案因投资大，工期长不适用于本工程。
2.热水蓄能改造、电锅炉及减温减压器方案皆适用于本工程。
3.从投资角度来说，减温减压器方案最优。
参考文献：
[1]北京重型机械厂.电厂工况图[Z]. 北京: 北京重型机械厂,2017GJJ34-2010城镇供热管网设计规范[S]
论文作者:郑国蓉
论文发表刊物:《电力设备》2018年第21期
论文发表时间:2018/12/5
标签：负荷论文; 蓄热论文; 工况论文; 减压器论文; 电锅炉论文; 机组论文; 方案论文; 《电力设备》2018年第21期论文;