基于管网储热的火电机组电力调峰方法

技术领域

本发明涉及热电联产领域，具体涉及基于管网储热的火电机组电力调峰方法。

背景技术

热电联产机组是北方集中供热的主要热源点。各地相继出台政策关停低效、高污染的小型分散燃煤锅炉，并将其并入热电联产，火电机组供热负荷呈逐年增长的趋势。热电联产多采用抽凝机组或背压机组供热，其发电出力受供热负荷限制，往往不具备深度调峰能力，且供热负荷越大深调能力越差。

近年来，风电、光伏等新能源并网装机容量大幅增加。风电、光伏产业快速发展导致三北地区新能源消纳压力较大，弃风率、弃光率常年居高不下。为促进风电、光伏等清洁能源消纳，提高电力系统安全运行水平，东北、华北、西北能源监管局相继出台了一系列的电力调峰辅助服务补偿办法，鼓励火电机组通过技术改造实现热电解耦，充分发挥市场机制在电力辅助服务中的作用。

目前，火电企业机组热电解耦常用方法如下：

1.低压缸零出力改造

通过切除汽轮机组低压缸全部进汽，仅通入少量冷却蒸汽，提高机组供热能力，降低机组发电出力。

2.光轴改造

采暖季前将原低压转子更换为光轴转子，彻底解列低压缸运行，从而达到在供热能力不变的基础上降低机组发电出力。

3.新建电调峰锅炉

在电厂内新建电调峰锅炉，通过电热转换降低电厂上网负荷，甚至使上网负荷接近于零。产生的热量补充至供热管网或进行存储。

4.新建蓄热水罐

在供热管网上并联设置蓄热水罐，解列热-电的时间耦合程度，从而使汽轮机组运行灵活性得到一定程度提升。

当前电厂汽轮机组热电解耦常用方法仍存在以下问题：

1.低压缸零出力改造后，机组在小容积流量工况下运行，末级叶片应力增加、腐蚀增强，需要对末级叶片进行相应处理。此外，小容积流量下低压缸转子容易出现鼓风工况，影响汽轮机运行安全，对设计要求极高。

2.光轴改造需要每年分别在采暖季开始前和结束后对低压转子进行一次更换，操作复杂，无法实现调峰和非调峰工况的实时切换。

3.通过在电厂内新建电调峰锅炉可以使电厂调峰能力达到最大，但由于新建电调峰锅炉容量往往较大，且需要配置一定容量的储热设备，投资较高。此外，电锅炉供暖还存在能量品味不对应的问题。

4.新建蓄热水罐进行热电解耦方法简单，投资也较少，但为尽可能提升热电解耦能力，蓄热水罐体积通常较大，占地面积大。

发明内容

本发明的目的是为了解决当前供热机组热电解耦过程中机组改造存在运行安全隐患、经常性更换低压转子工作量大、电直接转化为热量供暖时能量品味不对应以及新建蓄热水罐占地面积大等技术问题，提供一种基于管网储热的火电机组电力调峰方法，用于供热机组一定程度上实现热电解耦，助力火电企业调峰创效的目的。

本发明为实现上述目的所采用的技术方案是：基于管网储热的火电机组电力调峰方法，包括以下步骤：

S1：确定供暖室外设计计算温度t′

S2：确定一次网回水管道安全运行温度限值τ

S3：在一次网储热能力计算基础上构建基于管网储热的机组调峰测算模型，包括非调峰时段机组采暖抽汽增加量测算模型、非调峰时段机组调整后的发电出力测算模型、调峰时段机组采暖抽汽减少量测算模型、调峰时段基于管网储热的机组深调能力测算模型及整个采暖季基于管网储热的机组总调峰电量测算模型，用于指导火电企业源网精准调节和科学报价，为火电企业利用管网储热参与电力调峰辅助服务市场提供决策性依据。

进一步地，所述步骤S1中，包括以下步骤：

S11：根据实际运行过程中二次网集中供热调节方式，利用室外设计计算温度t′

S12：根据实际运行过程中一次网集中供热调节方式及上述二次网计算结果，计算不同室外温度t

进一步地，所述步骤S2中，包括以下步骤：

S21：计算不同室外温度工况下一次网温度提升式储热能力Q

一次网温度提升式储热能力计算公式如下：

S22：计算不同室外温度工况下一次网流量增加式储热能力Q

一次网流量增加式储热能力计算公式如下：

S23：计算不同室外温度工况下一次网储热能力Q

一次网储热能力为温度提升式与流量增加式储热能力之和：

Q

进一步地，所述步骤S3中，在一次网储热能力计算基础上构建非调峰时段机组采暖抽汽增加量测算模型，包括以下步骤：

1)按管网最大储热能力计算非调峰时段机组采暖抽汽增加量

式中：ΔG

2)按机组最大抽汽能力计算非调峰时段机组采暖抽汽增加量

ΔG

式中：ΔG

3)按管网放热负荷限值计算非调峰时段机组采暖抽汽增加量

式中：ΔG

4)确定非调峰时段机组采暖抽汽增加量

非调峰时段机组采暖抽汽增加量ΔG

ΔG

进一步地，所述步骤S3中，在一次网储热能力计算基础上构建非调峰时段机组调整后的发电出力测算模型，包括以下步骤：

1)根据非调峰时段初始时刻机组主蒸汽量G

2)根据机组最大主蒸汽量G

3)比较ΔG

进一步地，所述步骤S3中，在一次网储热能力计算基础上构建调峰时段机组采暖抽汽减少量测算模型：

式中：ΔG

进一步地，所述步骤S3中，在一次网储热能力计算基础上构建调峰时段基于管网储热的机组深调能力测算模型，包括以下步骤：

1)根据调峰时段初始时刻机组主蒸汽量G

2)根据采暖抽汽量G

3)根据采暖抽汽量G

进一步地，所述步骤S3中，在一次网储热能力计算基础上构建整个采暖季基于管网储热的机组总调峰电量测算模型，包括以下步骤：

1)调用各调峰时段内基于管网储热的机组深调能力P

2)计算整个采暖季基于管网储热的机组总调峰电量ΔS。

式中：n表示整个采暖季调峰时段数量。

与现有技术相比，本发明有益效果如下：

1)充分发挥既有供热管网自身储热能力，整个供热系统改造量小，技术简单，初投资低，不新建大型设备从而无需考虑占地问题；

2)避免了对机组改造引起的安全隐患问题，运行简单可靠；

3)利用管网自身储热能力削弱热-电负荷的时间耦合程度，辅助火电企业参与电力调峰服务市场，助力火电企业调峰创效。

附图说明

图1为本发明基于管网储热的火电机组电力调峰方法技术路线图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细说明，但本发明并不局限于具体实施例。

实施例1

如图1所示的基于管网储热的火电机组电力调峰方法，火电企业首先需要调查其供热系统的设计、运行参数及火电机组特性，并在此基础上构建基于管网储热的机组调峰测算模型，包括：非调峰时段机组采暖抽汽增加量测算模型、非调峰时段机组调整后的发电出力测算模型、调峰时段机组采暖抽汽减少量测算模型、调峰时段基于管网储热的机组深调能力测算模型、整个采暖季基于管网储热的机组总调峰电量测算模型，在管网最大储热能力计算基础上对调峰和非调峰时段机组的运行工况点进行确定，并对基于管网储热的机组总调峰电量进行统计，用于指导火电企业源网精准调节和科学报价，为火电企业利用管网储热参与电力调峰辅助服务市场提供决策性依据。

非调峰时段，供热机组增加采暖抽汽、调整发电出力，同时增大用户侧三通阀旁通开度，使热量提前储存在供热管网中。

当电厂接到电力调度机构调峰指令时，供热机组通过减小采暖抽汽、降低发电出力，同时减小用户侧三通阀旁通开度，使非调峰时段储存在供热管网中的热量释放出来，在保证供热质量的前提下实现供热机组深度调峰的目的。

基于管网储热的火电机组电力调峰方法包括以下步骤：

S1：确定供暖室外设计计算温度t′

具体步骤如下：

S11：根据实际运行过程中二次网集中供热调节方式，利用室外设计计算温度t′

S12：根据实际运行过程中一次网集中供热调节方式及上述二次网计算结果，计算不同室外温度t

S2：确定一次网回水管道安全运行温度限值τ

具体步骤如下：

S21：计算不同室外温度工况下一次网温度提升式储热能力Q

一次网温度提升式储热能力计算公式如下：

S22：计算不同室外温度工况下一次网流量增加式储热能力Q

一次网流量增加式储热能力计算公式如下：

S23：计算不同室外温度工况下一次网储热能力Q

一次网储热能力为温度提升式与流量增加式储热能力之和：

Q

S3：在一次网储热能力计算基础上构建基于管网储热的机组调峰测算模型，包括非调峰时段机组采暖抽汽增加量测算模型、非调峰时段机组调整后的发电出力测算模型、调峰时段机组采暖抽汽减少量测算模型、调峰时段基于管网储热的机组深调能力测算模型及整个采暖季基于管网储热的机组总调峰电量测算模型，用于指导火电企业源网精准调节和科学报价，为火电企业利用管网储热参与电力调峰辅助服务市场提供决策性依据。

在一次网储热能力计算基础上构建非调峰时段机组采暖抽汽增加量测算模型，包括以下步骤：

1)按管网最大储热能力计算非调峰时段机组采暖抽汽增加量

式中：ΔG

2)按机组最大抽汽能力计算非调峰时段机组采暖抽汽增加量

ΔG

式中：ΔG

3)按管网放热负荷限值计算非调峰时段机组采暖抽汽增加量

式中：ΔG

4)确定非调峰时段机组采暖抽汽增加量

非调峰时段机组采暖抽汽增加量ΔG

ΔG

在一次网储热能力计算基础上构建非调峰时段机组调整后的发电出力测算模型，包括以下步骤：

1)根据非调峰时段初始时刻机组主蒸汽量G

2)根据机组最大主蒸汽量G

3)比较ΔG

在一次网储热能力计算基础上构建调峰时段机组采暖抽汽减少量测算模型：

式中：ΔG

在一次网储热能力计算基础上构建调峰时段基于管网储热的机组深调能力测算模型，包括以下步骤：

1)根据调峰时段初始时刻机组主蒸汽量G

2)根据采暖抽汽量G

3)根据采暖抽汽量G

在一次网储热能力计算基础上构建整个采暖季基于管网储热的机组总调峰电量测算模型，包括以下步骤：

1)调用各调峰时段内基于管网储热的机组深调能力P

2)计算整个采暖季基于管网储热的机组总调峰电量ΔS。

式中：n表示整个采暖季调峰时段数量。

本发明方法的实现需要下述四个条件：

1)供热系统用户侧需具备恒定供热量的管网储热控制系统及调节设备；

2)统计供暖室外设计计算温度t′

3)统计一次网回水管道安全运行温度限值τ

4)提供供热机组运行工况图，掌握机组主蒸汽量、采暖抽汽量、发电功率之间的相互关系以及全部可能发生的工况范围。

实施例2

实施例1所述方法的过程及原理：

1、技术可行性

供热管网具备储热能力，可以削弱热-电负荷的时间耦合程度。非调峰时段，供热机组可以通过增加采暖抽汽，将过剩的热量提前储存在供热管网中。当火电企业接到调峰指令后，又可将储存在供热管网中的热量释放以补充供热机组因降低发电出力导致的供热能力不足。一个调峰周期内，管网储存于释放热量相同。

供热机组具备变工况特性，可以通过调整主蒸汽量、采暖抽汽量等参数对机组运行工况点进行调整，满足管网储放热过程中热源供热量匹配需求以及电网的电力调整要求。

通过一定的技术改造，用户侧可具备恒定供热量的能力，使热源增加的供热量不至于被热用户消耗掉，从而实现管网储热的功能。

2、管网储热能力计算基础

管网储热模式可分为温度提升式及流量增加式两种。管网储热能力按温度提升式储热能力与流量增加式储热能力分别进行测算，并取两者之和。

温度提升式储热能力计算公式如下：

Q

式中：Q

忽略水温对密度的影响，水的密度取1000Kg/m

式中：τ′

流量增加式储热能力计算公式如下：

式中：Q

忽略水温对密度的影响，水的密度取1000Kg/m

式中：

3、汽轮机变工况运行理论基础

汽轮机运行工况可随负荷变化进行调整，称为汽轮机的变工况特性。汽轮机工况图反映了机组主蒸汽量、采暖抽汽量、发电功率之间的相互关系以及全部可能发生的工况范围，对机组变工况运行调节具有指导作用。

汽轮机工况图一般由汽轮机制造厂提供。对于纯凝改供热机组时制造厂未提供变工况特性曲线的情况，可利用费留盖尔公式，通过建立供热机组热力系统模型，对供热机组热力系统变工况特性进行计算，绘制纯凝机组供热改造后的运行特性曲线及工况图。

本发明基于管网储热的火电机组电力调峰方法在应用时，火电企业调查其供热系统的设计、运行参数及火电机组变工况特性，并在此基础上构建基于管网储热的机组调峰测算模型，在管网最大储热能力计算基础上对调峰和非调峰时段机组运行工况点进行确定，并对基于管网储热的机组总调峰电量进行统计，为火电企业利用管网储热参与电力调峰辅助服务市场提供决策性依据，助力火电企业调峰创效。

本发明利用集中供热调节公式，对供热系统不同室外温度情况下一、二次侧供回水温度及流量进行计算，并在此基础上计算一次网储热能力。根据机组变工况特性及热负荷情况，对非调峰时段机组采暖抽汽增加量、非调峰时段机组调整后的发电出力、调峰时段机组采暖抽汽减少量、调峰时段基于管网储热的机组深调能力及整个采暖季基于管网储热的机组总调峰电量进行测算，指导火电企业源网精准调节和科学报价。

本发明可充分发挥既有供热管网自身储热能力，整个供热系统改造量小，技术简单，初投资低，不新建大型设备从而无需考虑占地问题；避免了对机组改造引起的安全隐患问题，运行简单可靠；利用管网自身储热能力削弱热-电负荷的时间耦合程度，辅助火电企业参与电力调峰服务市场，创新了火电企业赢收模式。

以上内容是对本发明所做的进一步详细说明，不能认定发明的具体实施仅限于这些说明。对本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出简单的推演及替换，都应当视为本发明的保护范围。