基于300 MW 供热机组配套储热罐改造方案研究

刘依畅，盛 伟

（沈阳工程学院a.研究生部；b.发展规划处，辽宁沈阳 110136）

在我国“三北”地区，热电联产机组比重大，水电、纯凝机组等可调峰电源稀缺，调峰困难已经成为电网运行中最为突出的问题。以东北电网为例，在目前的电源结构中，火电占总装机的70%，风电占总装机的20%，核电机组也在陆续投运。在冬季采暖期，供热机组运行容量占火电机组运行总容量的70%，热电机组按“以热定电”方式运行，调峰能力仅为10%左右，使得风电消纳问题更为突出[1]。

针对东北某电厂调峰能力受到“以热定电”的因素限制，本文提出在电厂中增加储热罐设备[2]，实现电力生产和热力生产的解耦运行，显著提升热电机组的供热调峰能力，有效地缓解可再生能源的消纳困境。

1 常压热水储热罐技术简介

图1 为常压热水储热罐热网循环水系统流程图。常压热水储热系统主要利用水的显热来存储热量，热介质存储在储罐的上方，冷介质在储罐的下部，依靠密度差，热介质始终保持在上部，冷介质始终保持在下部。中间形成一段温度梯度层—斜温层[3]。常压储热罐系统的储热及放热标准过程以采暖期一日24 h 内完全储热并完全放热一次作为基准。在实际运行时，只要热电联产机组与热泵所组成的热源系统的对外供热量满足热网负荷需求并有富裕量，便可以进行储热。与此同时，由于参与热电解耦深度调峰而降低负荷造成对外供热量不足时，可以启动热水储热罐系统对外放热，即可以根据需要调整储热与放热的次数。

图1 常压热水储热罐热网循环水系统

2 储热罐的设计

根据电厂的实际供热情况，热网循环水的温度不超过95 ℃，因此采用常压热水储热罐系统。储热罐由罐体、布水盘、水位控制器、排水系统、安全装置、自控监测调节装置、温度及压力测量装置等组成。根据热网循环水的水质情况，储热罐系统还设置排污系统，将底部的部分杂质等排出。

2.1 储热量的确定

在以热电厂为热源的集中供热系统中，热用户的负荷类型为采暖热负荷，此类负荷属季节性热负荷，负荷大小主要受室外气温变化影响。白天时用电负荷较高，当发电余热满足供热外仍有富余时，这部分富余的热量可以存储起来；夜间发电负荷率根据调度要求降低，机组供热能力下降，不足的供热功率由储热罐负担，从而避免为满足供热需求而在用电低谷时段产生强迫发电的情况[4]。

图2 日发电余热变化与热负荷需求变化

当电网调度发出调峰指令时，电厂需要降低发电功率，机组的供热能力也随之降低，供热能力不足。图2 为发电余热变化与热负荷需求之间的关系，下半部分表示缺少的供热量，这部分缺少的热量将由上半部分（即白天多存储的供热量）来满足。由此可见，在完成供热任务的同时，并未出现强迫发电，而是利用白天的发电余热来解决调峰时导致供热能力不足的问题，从而满足了火电机组作为主力发电机组在发电负荷灵活性方面的需求。

储热量的大小是储热装置选型的重要依据。对电网调度部门而言，在供热负荷（供热功率）一定的情况下，储热量越大，放热时间就越长，热电解耦能力越强，但相应的投资也有所增加；反之，储热量越小，可以大大降低投资，但放热时间缩短，热电解耦能力也降低，储热器充放热的频率增加。

储热量和放热量之间满足式（1）的关系，才能保证放热时有足够的热量释放出来。

式中，Qstorage为储热量；Qrelease为放热量。

放热量的大小可由放热功率与设计放热时间来表示，如式（2）所示。

式中，Ph2为放热功率；t为放热时间，取6 h。

当放热时间一定时，放热量的大小取决于放热功率的大小，供热功率与发电功率之间的关系如式（3）所示。

整个采暖期内，发电量最小的时段出现在春节前后，对应的最小供热功率也出现在这个时间段，而此时又是热用户用热功率达到最大的时段。因此，需由储热罐提供的最大放热功率可由式（4）表示，即热用户的最大用热功率（设计热负荷）与最小供热功率之差。

由储热罐提供的最大放热量可由式（5）求出。

2.2 储热罐储热量的计算

储热罐储热量或放热量如式（6）所示。

式中，Q为储热罐储热量或放热量；h供为热网供水的焓值；h回为热网供水的焓值；ρ为储热或放热阶段介质密度；V为储热罐有效容积；H为储热罐储热或放热阶段有效液位高度；h0为储热罐储热或放热阶段斜温层厚度。

对于储热系统而言，机组在24 h内的总供热量是固定不变的，储热系统实现了“移峰填谷”。考虑参与深度调峰热电解耦的时间为6 h，热水储热方案电厂日供热能力与热负荷需求情况如图3 所示，24 h 内的总供热量为13 842 MW·h，折算的平均供热功率为576 MW[5]，高于实际热网最大热负荷，这表明电厂在现有情况下的供热能力能够满足采暖期最冷时段深度调峰热电解耦6 h 的要求，可以通过设置储热系统来实现热电解耦；反之，如果平均供热功率小于热网实际最大热负荷，则表明电厂现有供热能力不足，即便设置了储热系统，在最冷时段也会因在储热时段无法将热水储罐储满而造成晚间放热时段无法达到6 h 热电解耦的要求，需要缩短放热时间或投用高低压两级减温减压器来增大供热量。与此同时，可以计算出热水储罐系统所需的储热量为1 302 MW·h[6]。

图3 热水储热方案电厂日供热能力与热负荷需求

不同解耦时间储热罐容积如表1 所示。随着热电解耦时间的延长，热水储热罐的容积显著增加，对应储热罐本体的初投资与储热量也有一定程度的上升。根据初步计算，在该热电厂供热能力不变的条件下，最大热电解耦时间约为7 h，对应最大储热罐容积为26 000 m3，即储热罐容积超过26 000 m3时，将无法完全储热而浪费一定的容积。

表1 不同解耦时间储热罐容积

2.3 斜温层储热罐罐体参数

该储热罐采用常压储热系统，储热温度不超过100 ℃。原则上，只要有热量剩余，均可进行储热，储热时间为18 h，储热效率为97.9%，储热介质为水，常压储热罐参数如表2所示。

表2 常压储热罐主要设计参数

3 改造后电厂热电解耦能力分析

整个采暖期中，热负荷的基本趋势是先逐渐增加再逐渐减少。采暖初期，热负荷很小，夜间热电解耦时热电厂汽轮机及热泵的总供热能力绰绰有余，无需启动热水储罐就能保证深度调峰的要求，同时满足供热需求，此时的热电解耦能力是24 h[7]。

随着热负荷的逐渐增加，夜间热电解耦时热电厂汽轮机及热泵的总供热能力逐渐不足。超过热负荷需求时，需要启动热水储罐系统，供热功率不足的部分由储热罐放热来补充。由于此时热负荷与电厂在深度调峰模式下的供热能力相差不多，解耦期间需要储热罐分担的热量也较少，因此将罐内的热量全部放完所需时间较长，即热电解耦能力比24 h要小一些。

进入采暖中期后，热负荷继续增加，电厂在深度调峰模式下的供热能力已不能满足供热需求，此时需要热水储罐在有限的时间内完成充热，以保证在夜间的6 h 连续放热能力。此时，热电解耦能力逐渐趋近于6 h。

图4 2018～2019年采暖期热电解耦时间

根据国家能源局东北监管局《东北区域火电厂最小运行方式（2015）》相关文件，该电厂在供热初、末期的最小运行方式为双机365 MW，供热中期最小运行方式为双机450 MW。经过灵活性改造后，机组在供热中期调峰困难时段以40%发电负荷运行，则整个电厂的调峰能力增加了210 MW，当室外温度低于-8 ℃时，储热罐将参与深度调峰模式下的对外供热。图4 是根据电厂MIS 系统中的数据绘制的2018～2019 年采暖期内热电解耦时间曲线。从曲线中可以看出，随着室外气温的逐渐降低，热电解耦能力逐渐接近6 h。

3.1 技术及经济性分析

设置热水储罐系统后，热电厂对外供热量基本不变，因而对外供热部分的收益与改造前相同。根据现行《东北电力调峰辅助服务市场监管办法》，参与深度调峰热电解耦的电厂能够获得调峰补贴收益。

与此同时，由于该热电厂参与深度调峰，也将存在以下几方面收益损失：

1）在储热系统对外放热的过程中，机组负荷率降低，导致电厂发电量减少，发电收益降低；

2）由于电厂的平均负荷率降低，厂用电率偏高，发电和供电的煤耗会有所上升。

根据储热系统特性及相关参数，可以计算出该热电厂在设置热水储热罐后的主要经济性指标，热电解耦时段发电负荷率为40%，对应单台机组发电负荷为120 MW，经济性指标如表3所示。

表3 主要技术经济性指标

3.2 污染物减排分析

该热电厂改造后每个采暖期能够减少标煤量为2.341 万t，按照每燃烧1 t 标煤排放二氧化碳约2.6 t，二氧化硫约24 kg，氮氧化物约7 kg 计算[8]，每年的污染物减排量如表4所示。

表4 污染物减排分析

4 结论

根据该电厂所在省近几年用电负荷以及新能源的发电特性，热水储热罐方案的储热时间确定为18 h，最小放热时间确定为6 h。根据热电厂的实际热负荷情况，储热罐储热量为1 302 MW·h，能够确保整个采暖期中每天至少6 h 热电解耦时间，满足电网深度调峰以及新能源上网的需求。

机组非热电解耦时间平均发电负荷率为70%，避免由于夜间热电解耦增加白天的发电量与负荷率。在热电解耦期间，锅炉按照48%负荷率连续运行，机组发电负荷率为40%，满足国家有关提升火电灵活性改造文件的要求，热水储热罐系统起到了“移峰填谷”的作用[9]。

进行火电灵活性改造并参与深度调峰后，该热电厂每个采暖期能够减少标煤量2.341 万t，按照每燃烧1 t 标煤排放二氧化碳约2.6 t，二氧化硫约24 kg，氮氧化物约7 kg 计算，能够相应减少污染物排放，折算后每年二氧化碳减排量为6.087 万t，二氧化硫减排量为561 t，氮氧化物减排量为164 t。