利用蓄热装置供热提高热电联产机组深度调峰系统的制作方法

本实用新型涉及一种利用蓄热装置供热提高热电联产机组深度调峰系统。

背景技术：

图1为某厂200MW供热机组工况图，在供热量一定的情况下(图中采暖抽汽量为350t/h)，其调峰上限为机组最大连续进汽量所对应的电负荷(图1A点对应的负荷)；调峰下限为在该抽汽量下与低压缸最小排汽量限制线交点所对应的电负荷(图1B点对应的负荷)。区间AB所对应的区域，即为热电联产机组在一定热负荷下的调峰范围。很明显，热电联产机组供热运行时，其调峰能力相比纯凝运行时非常有限的。如前所述，当热电联产机组运行至低压缸最小排汽量限制线时，机组无法继续调峰。

有鉴于上述的缺陷，本设计人积极加以研究创新，以期创设一种利用蓄热装置供热提高热电联产机组深度调峰系统，使其更具有产业上的利用价值。

技术实现要素：

为解决上述技术问题，本实用新型的目的是提供一种利用蓄热装置供热提高热电联产机组深度调峰系统。

本实用新型利用蓄热装置供热提高热电联产机组深度调峰系统，包括：汽轮发电机组以及通过用热管线与所述汽轮发电机组连接的热用户系统，所述的用热管线上连接有在用电负荷高、供热负荷低时，多抽汽将热量储存至蓄热装置储存起来，且当电负荷低、供热负荷高时，将储存的热释放出来用于供热的蓄热罐。

进一步地，所述的汽轮发电机组包括锅炉，锅炉的出气口连通高压缸、中压缸、低压缸，高压缸的排汽端连通锅炉的再热器，蒸汽经锅炉的再热器后输出至中压缸，中压缸连接低压缸，低压缸连接凝汽器；

高压缸的进汽管和排汽管之间设有高压旁路系统，高压旁路系统从主蒸汽管路接出，经高压旁路阀减压、减温后接至再热冷段管路；中压缸进气管接低压旁路系统，低压缸经低压旁路阀减压、减温后接至凝汽器；

在低旁控制阀及喷水减温段后，蒸汽流态稳定段设置抽汽管线，并在低旁至凝汽器入口处设置控制阀，利用低旁减温减压装置，调节蒸汽参数满足热网加热器进汽要求，连接至热网。

进一步地，主蒸汽、冷再管道间并联安装有减温减压装置及管道。

借由上述方案，本实用新型至少具有以下优点：

热电联产机组的调峰蓄热系统可以在用电负荷高、供热负荷低时，多抽汽将热量储存起来；当电负荷低、供热负荷高时，将储存的热释放出来用于供热。或者，在夜间用电低谷期将电能转化成热能，并以显热或潜热的形式储藏，在用电高峰期将储藏的热量释放出来满足采暖或生活热水需要，以达到转移尖峰电力、节省电费、减轻电力负荷的需要。

上述说明仅是本实用新型技术方案的概述，为了能够更清楚了解本实用新型的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以下以本实用新型的较佳实施例并配合附图详细说明如后。

附图说明

图1是某厂200MW热电联产机组工况图；

图2是本实用新型储热装置调峰方式示意图；

图3是本实用新型热电联产机组低压旁路改造后系统示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例，对本实用新型的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本实用新型，但不用来限制本实用新型的范围。

本实用新型利用蓄热装置供热提高热电联产机组深度调峰系统，包括：汽轮发电机组以及通过用热管线与所述汽轮发电机组连接的热用户系统，所述的用热管线上连接有在用电负荷高、供热负荷低时，多抽汽将热量储存至蓄热装置储存起来，且当电负荷低、供热负荷高时，将储存的热释放出来用于供热的蓄热罐。

参见图2和图3，本实用新型一较佳实施例所述的一种利用蓄热装置供热提高热电联产机组深度调峰系统。

冬季供热时，由于当前供热机组生产电能的同时又要满足热负荷需求，在采暖季，供热机组为保证供热，不能深度调峰，调峰能力大幅下降。

随着科学的发展和科技进步，一种可以吸收储存热量的蓄热装置为供热企业调峰成为可能。

热电联产机组的调峰蓄热系统可以在用电负荷高、供热负荷低时，多抽汽将热量储存起来；当电负荷低、供热负荷高时，将储存的热释放出来用于供热。或者，在夜间用电低谷期将电能转化成热能，并以显热或潜热的形式储藏，在用电高峰期将储藏的热量释放出来满足采暖或生活热水需要，以达到转移尖峰电力、节省电费、减轻电力负荷的需要。

调峰能力分析：储热装置调峰方式调峰能力理论上取决于配置的储热罐容量，实际还要考虑热电联产机组实际供热负荷裕量，即实际调峰能力取决于储热装置调峰前实际储热量。

这种调峰方式利用专用装置在机组高负荷时段将富裕热量存储，用于机组调峰期间的热负荷补偿，同样为机组深度调峰创造条件。

高压旁路供热改造

高压旁路系统从主蒸汽管路接出，经高压旁路阀减压、减温后接至再热冷段管路。

在原机组高旁控制阀前增加带抽汽管线的补偿抽汽管线，并增设适当控制阀组和减温减压装置，调节蒸汽参数满足热网加热器进汽要求，连接至热网。

机组调峰期间，调峰功率降至原有供热抽汽流量对应低压缸最小排气流量工况点时，开启高压旁路补偿抽汽阀组补偿热网负荷，同时降低原供热抽汽量以进一步降低电功率。

改造后的影响

(1)对锅炉运行影响

此方案改变了原有汽水循环，将原本应进入高压缸做功后蒸汽直接引出用于热网加热，减少了进入再热器蒸汽量，将引起再热器温度升高，需考虑保护再热器降温措施。高温再热器的计算金属壁温与电厂实测温度,和安全使用极限温度之间范围，应作为高旁补偿抽汽量的主要参考。

近年来一些纯凝机组为提高经济性，如已进行高旁抽汽供热改造或再热器实测温度已接近极限温度且无有效降温措施，则应选用其他方案。

(2)对汽轮机运行影响

本方案采用的旁路抽汽来源于高压旁路控制阀前端，汽源位于汽轮机主汽门之前，将不会对机组轴系及汽机各级配汽产生直接功能性影响，不会影响机组原设计抽汽工况及热网系统运行安全。

新增阀组不影响原有旁路系统主要路径和尺寸，不改变原有高压旁路功能及保护特性。由于此种工况旁路管线参与机组运行调节，应增加必要预热管路，避免了蒸汽通过时对系统管路产生热冲击。

低压旁路供热改造

低压旁路系统蒸汽旁通汽轮机中低压缸经低压旁路阀减压、减温后接至凝汽器。

低压旁路的改造内容

在原机组低旁控制阀及喷水减温段后，蒸汽流态稳定段增加抽汽管线，并在原低旁至凝汽器入口处增加控制阀，利用原低旁减温减压装置，调节蒸汽参数满足热网加热器进汽要求，连接至热网。

低压旁路实施供热改造后，在运行方式上可以采取低压旁路直接供热、高低压旁路联合供热方式，下面就两种运行方式进行说明。

仅低压旁路运行供热

(1)改造后机组调峰能力分析

机组调峰期间，调峰功率降至原有供热抽汽流量对应低压缸最小排气流量工况点时，关闭新增低旁至凝汽器入口控制阀，开启低旁控制阀及减温器和补偿抽汽阀组补偿热网负荷，降低原供热抽汽量以进一步降低电功率。

改造后的影响

a)对锅炉运行影响

低旁改造方案抽汽引自再热器出口，将不会直接对锅炉、环保设施产生功能上影响。

b)对汽轮机运行影响

此方案改变了原机组热力循环，将原本应进入中、低压缸做功蒸汽直接引出用于热网加热，减少了进入中、低压缸蒸汽量，将引起汽轮机各级配汽改变，应重新进行轴向推力核算，新核算后的中低压通流各级动静部件强度不超过设计值，抽汽后胀差和轴位移变化不超过设计值。关于新增低压旁路补偿抽汽的最大抽汽负荷，需针对具体机组具体分析后给出。

新增低旁阀组由于增加了旁路至凝汽器入口控制阀，应考虑与原旁路控制阀连锁逻辑，使用旁路功能时可以同时开启。

近年来一些纯凝机组已对中低压联通管或高压缸排气进行改造用于供热，或者已对机组冷再热段加以抽汽利用，这样使得机组各项限值已接近限值，应考虑其他方案。

高低压旁路联合运行供热

(1)改造后机组调峰能力分析

高低压旁路联合供热是指通过高压旁路的蒸汽，经再热器加热后通过低压旁路进行供热。因此，高低旁路联合供热方式其调峰能力、供热能力与高压旁路抽汽供热方案一致，即对于200MW热电联产机组，有60t/h新蒸汽通过高低压旁路对外供热，可降低电功率15.36MW，增加供热20.25MW。

(2)改造后的影响

a)对锅炉运行影响

高旁排汽经减温减压流经再热器，开启旁路期间应注意监视调节锅炉再热器温度至正常范围。

b)对汽轮机运行影响

机组按此方案运行，当经高旁的蒸汽量与低旁的蒸汽量相匹配时，将不会对机组轴系及汽机各级配汽产生直接功能性影响。但如何控制高低压旁路蒸汽流量相匹配，是机组改造后运行的关键。

此方案高旁部分完全利用原有旁路，低旁部分增加的抽汽阀组，需注意的问题与低压旁路抽汽供热方案相同。

旁路系统增容供热改造

改造内容

高压旁路系统改造：更换高旁阀，增加高旁阀容量；高旁阀前、后管道更换，增大高旁阀口径及高旁阀进出口管道的管径。也可在主蒸汽、冷再管道间并联安装减温减压装置及管道，增加高旁容量。

低压旁路系统改造：更换低旁阀，增加低旁阀容量；低旁阀前、后管道更换，增大低旁阀口径及低旁阀进出口管道的管径；低旁阀后增加两道蝶阀，增加低旁至热网联通管道。也可与低旁系统并联安装减温减压装置及管道，进行供热。

两台机组热网系统改造：连接两台机热网加热器进汽管道、热加疏水管道，适应机组系统改造后锅炉直接供热能力的增加。

除氧器、汽动给水泵汽源系统改造：核算冷再至辅汽联箱的通流量，满足除氧器及汽动给水泵用汽量需求；核算辅汽至除氧器进汽调整门通流量，保证除氧器能够在设计压力用汽量。

其它：相应改造部分支吊架及测点；对高、低压旁路系统保护进行逻辑优化，使机组旁路系统能够适应旁路供热的要求。

改造的主要原则

原有旁路系统主要路径不变，只进行局部增容改造；既不能改变旁路系统原有功能，又不能影响到机组原采暖供汽方式和能力；

经旁路系统进入热网加热器的进汽参数，应满足现有热网加热器的设计要求；

高、低压旁路系统的通流能力，按机组停高加工况设计参数进行校核；

改造后高低加不投用，仅投用除氧器，利用再热冷段的蒸汽作为汽源；汽动给水泵的汽源亦由再热冷段提供。

改造后锅炉、热网系统、环保设施，应能安全稳定连续运行。

改造后机组调峰能力分析

机组仅保持锅炉运行，可经旁路系统提供180％～200％供热能力的热负荷，对于200MW机组电负荷可减少140MW，对于300MW机组电负荷可减少 220MW。

改造后锅炉及热网系统，能够安全稳定连续运行，环保设施正常投用、稳定达标排放。

改造后影响

对锅炉、汽轮机运行影响

由于改造后运行方式不同于机组启动方式，旁路系统在供热模式下运行时，应解除凝汽器真空低联锁关闭低压旁路阀门的保护；为有效保障系统安全性，在设计热工保护中增加热网加热器跳闸联锁系统阀门及锅炉MFT逻辑保护回路功能，可进一步增大热网加热器及系统安全性。

对环保设施影响

旁路系统增容改造后，锅炉负荷接近甚至达到锅炉BRL工况的热负荷，机组尽管给水温度偏低，脱硝也能投入。因此，环保设施能够正常运行。

以上所述仅是本实用新型的优选实施方式，并不用于限制本实用新型，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本实用新型技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变型，这些改进和变型也应视为本实用新型的保护范围。