一、工程概况
国能吉林江南热电有限公司现有 2×330MW 亚临界供热机组，锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造，亚临界、自然循环单炉膛、一次中间再热、摆动燃烧器调温、平衡通风，四角喷燃、紧身封闭，固态排渣、全钢架悬吊结构，型号为 HG-1100/17.5-HM。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽凝式汽轮机，型号为N330/262-16.7/0.49/538/538。两台机组分别于 2010 年 12 月 23 日及 2011 年 1 月 6 日正式投产发电，总装机容量 660MW。机组的额定抽汽量为 500t/h， 最大抽气量为 550t/h，江南公司供热方式为网源一体供热模式。
二、改前情况
1、设计参数和技术指标
国能吉林江南热电有限公司现有 2×330MW 亚临界供热机组，机组的额定抽汽量为 500t/h，最大抽汽量为 550t/h，改造前供热面积为 1060 万平方米。
2、存在的问题
以东北电网为例，目前的电源结构中，火电占比较大，新能源装机容量不断增加，在国家双碳的大环境下，热电机组按“以热定电”方式运行， 调峰能力不足，使得风电消纳问题更为突出。上述情况导致电网低谷电力平衡异常困难，调度压力巨大，电网调峰与火电机组供热之间矛盾突出， 影响居民冬季供暖安全，存在引发民生问题的风险，极寒天气，江南公司在满足政府要求居民供热温度时无法进入调峰。
三、改造方案
1、技术路线
热水储热系统主要利用水的显热来存储热量，储水设备主要采用斜温层热水储热罐，储热罐的型式采用常压热水储热罐方案，供热期根据电负荷情况进行储、放热操作，采用“移峰填谷”的方式，增加电厂热电解耦能力。
2、实施方案
（1）原则性系统图
图 1 原则性系统图
（2）改造内容关键设备改造内容包含以下几项：
对于热水储热罐系统而言，原理简单，其中最重要的为容量的确定， 容量需满足电网深度调峰以及电厂实际热负荷的需求。
储热罐容量=（实际采暖热负荷-调峰时热负荷）*调峰时长。
吉林省电网每日参与深度调峰热电解耦的时间为 6 小时，机组在一日24小时内的总供热量是固定不变的，储热系统实现了“移峰填谷”。热水储热罐方案设计储热时间确定为 18 小时，放热时间确定为 6 小时，根据江南公司的实际情况，储热罐储热量为 1302MWh，能够确保整个采暖期中每天 6 小时热电解耦时间。
江南公司储热系统设备包括常压储热罐、热力管道、热网泵、相关电动门及调整门、配套变压器，母线，变频器，控制系统等电热设备。其中储热罐由罐体、布水盘、水位控制器、排水系统、安全装置、温度及压力测量装置、自控监测调节装置等组成。
热网泵采用变频控制，实现储热系统热网水流量调节的调节。热力系统可通过改变电动门开关状态实现储放热操作切换。
热水储热系统主要利用水的显热来存储热量，储水设备主要采用斜温层热水储热罐，储热时，热水储热罐底部 38℃左右的热网循环水回水经储热泵进入热泵机组及热网加热器前的热网循环水母管，经过热泵机组及热网加热器加热升温至 91℃，进入储热罐顶部，通过布水器均匀的流入储罐， 斜温层在上部重力的作用下缓慢下移，底部冷水通过底部集水器缓慢流出， 斜温层到达储罐底部后，储热完成。放热时，斜温层在底部推力的作用下缓慢上移，热水自储罐上部排出进入热网循环水供水管道，斜温层已到达
储罐顶部后，放热过程结束。
储热系统储热、放热负荷为冷水、热水热量差，即： 储放热负荷=储放热流量*（热水焓-冷水焓）。
储放热流量为 1100 吨/时，冷水温度为 38 摄氏度，热水温度为 90 摄氏度，则每小时的储放热负荷为Q=1100*4200*（90-38）/1000000=240 吉焦/时。热网温度约提高 4 摄氏度。
（3）关键设备如下
储热罐（由罐体、布水盘、水位控制器、排水系统、安全装置、温度及压力测量装置、自控监测调节装置等组成）、储热泵、电热设备、热力管道。
（4）项目总投资与施工周期
项目总投资 5084 万，改造项目开工时间 2017 年 06 月 11 日，竣工时间 2017 年 12 月 30 日。
3、创新点
利用水的显热来存储热量，实现“移峰填谷”，解决了电厂冬季采暖期的热电矛盾，实现冬季采暖期热电解耦运行。
四、实施效果
1、改造前后技术指标对比、运行情况对比
以储放热流量为 1100 吨/时，冷水温度为 38 摄氏度，热水温度为 90 摄氏度，则每小时的储放热负荷为Q=1100*4200*（90-38）/1000000=240 吉焦/时。
可实现调峰时刻提高热网温度 4 摄氏度。
2、储热系统影响经济性分析如下：
（1）以江南公司 2021 年至 2022 年供热季为例，供热初末期利用低位能和热泵供热，在非调峰时段，因电负荷增加，低位能供热量大于采暖供热要求，且公司供热为网源一体供热方式，电负荷尖峰时存在超供现象，江南公司在电负荷尖峰时进行储热，避免超供，在调峰时段进行放热， 实现“移峰填谷”，储热系统放出热量为电负荷尖峰时的超出热量，储放热流量 1100 吨/时，经统计供热初末期放热时长 204 小时，调峰时刻可增加供热量为 240 吉焦/小时*204 小时=48960 吉焦，售热单价按 36.69 元/吉焦计算可增加收益 179.6 万元（48960 吉焦*36.69 元/吉焦=179.6 万元）。供热中期，江南公司热源方式为低位能、热泵和抽汽供热，调峰时投入二级旁路系统补充调峰时供热量不足，公司在电负荷尖峰时进行储热，调峰时进行放热，减少了调峰时高耗能的二级旁路投入量，达到增加热电解耦灵活性目的，同时也增加了收益。
（2）以江南公司 2021 年至 2022 年供热季为例，储放热流量 1100 吨/时，供热期放热时长 394 小时，热网温度可提高 4 摄氏度，调峰深度可增
加 1.5 万千瓦。依据电网辅助服务收益一档调峰补偿电价按照 0.5 元/千瓦时计算，可增加调峰收益为 394 小时*0.5 元/千瓦时*1.5 万千瓦=295 万元。
综合以上两个方面，合计经济收益为 474.6 万元。
