CN106371319B - 一种基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化方法 - Google Patents

Abstract

一种基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化系统及优化方法，本发明涉及基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化系统及优化方法。本发明是为了解决现有技术电厂分散控制系统DCS中滑压运行模块未考虑抽汽点数量位置不同、抽汽量大范围变化的滑压曲线设计造成抽汽供热机组未在最优主蒸汽压力点下工作，导致热损耗偏差大的问题。本发明系统包括：用于采集机组DCS中实际运行数据的采集输入模块，所述DCS为分散控制系统；用于折算电负荷和限幅的修正计算模块；用于获得滑压运行主蒸汽压力的的查询计算模块；用于输出滑压运行主蒸汽压力的输出模块。本发明应用于火力发电领域。

Description

一种基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化方法

技术领域

本发明涉及基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化系统及优化方法。

背景技术

火电机组中滑压运行相比于定压运行在经济性、安全性方面都得到了不同程度的改善，是目前公认的提高机组部分负荷运行工况经济性和安全性的最有效方式之一。对于国内大容量高参数的机型来讲，采用滑压运行方式较定压运行方式可平均降低发电煤1～4g/kW·h，全年可节约成本所产生的经济效益十分显著。滑压运行已普遍应用于火电机组实际运行当中。

随着经济的发展和人民生活质量的提高，城市集中供热系统以及需要工业蒸汽的大型工厂得到迅速发展，其中热电联产能源转换效率具有明显优势，因此，政府对热电联产生产方式非常重视，这也使抽汽供热机组得到了大力的发展。随着热电联产生产方式的发展，各热电厂都在挖掘机组的节能潜力，以达到降低发电煤耗、节约发电成本。然而，火电机组目前普遍采用的滑压运行曲线，一般是将机组的负荷作为自变量来确定机组的主蒸汽压力，机组负荷发生变化，机组的主蒸汽压力便随之改变。由于机组负荷的影响因素较多，例如抽汽热电联产机组，当抽汽点以及抽汽量发生改变时会使机组电负荷发生显著的变化。并且，热电联产机组在非采暖期采用的滑压运行曲线一般都是机组出厂时的原始设计曲线，或者机组在非采暖期进行试验获得。所以，机组非抽汽供热工况时的滑压运行曲线，已经不再适用于抽汽供热工况的经济运行；甚至，在一些低负荷区域不能满足抽汽供热需求而不得不放弃自动滑压运行方式，而采用手动定压方式运行。这对机组的最优经济性就会产生很大的影响，因此，热电联产机组在采暖期的滑压运行方式的研究就显得非常重要。

如今的大部分供热机组，很少甚至几乎不考虑供热抽汽量变化的影响，即使有些考虑了热负荷变化，但是仍然没有考虑热负荷变化对汽轮机滑压运行曲线造成的影响。以某些热电联产机组为例，纯凝工况的滑压运行曲线在供热抽汽期就会偏离最优主蒸汽压力运行工况，经济性会严重下降；此外，在某些负荷点还可能出现抽汽量不能满足抽汽供热需求的问题。

图1为目前电厂分散控制系统DCS中的以机组负荷为自变量的滑压运行模块方式。当供热机组的负荷或主蒸汽流量通过系统输入滑压运行模块中时，在纯凝工况给定的滑压运行曲线中进行插值，即可得到纯凝工况下的主蒸汽压力值。以供热机组电负荷作为自变量来确定机组的最优滑压值只适用于纯凝工况工作，当实际机组进行抽汽供热时，该主蒸汽压力值已非最优；当以供热机组主蒸汽流量作为自变量来确定机组的最优滑压值时可以在一定程度上对主蒸汽压力进行修正，但是在多抽汽点大抽汽量的火电机组中也存在着一定的缺陷，所得到的主蒸汽压力值与实际最优主蒸汽压力值存在着一定的差别。针对供热机组抽汽点调整以及抽汽量大范围变化的特点，传统的滑压运行曲线设计方法及实现方式存在着一定的局限性。

由于传统的滑压运行曲线设计方法的每一确定负荷点对应一个机组滑压运行主蒸汽压力。当以供热机组热负荷即机组抽汽量作为自变量来确定滑压曲线时，就会出现一个抽汽量对应一条滑压曲线的情况。因此，滑压曲线必为一组而非一条，曲线图就变成了二维图。给以机组实际负荷作为自变量查图来确定最优滑压值带来不便。

如图2所示，在机组主蒸汽流量相同的情况下，当抽汽量发生变化时，机组负荷势必同样发生变化，不同抽汽量下对应的机组功率分别为M₀、M₁、M₂，根据机组实际运行滑压曲线机组线性插值得到的机组运行主蒸汽压力分别为P₀、P₁、P₂；可以看出在不同功率 M₀、M₁、M₂下机组运行主蒸汽压力差异性很大，必然存在机组不在最优工况下工作的问题，所以目前的滑压曲线不考虑抽汽量变化的设计方法存在着一定的缺陷。虽然现有供热机组在供热工况实际运行中利用修正系数对主蒸汽压力静态修正，但是依然不能满足在抽汽供热机组抽汽量大范围变化的工况下保证机组处于最优运行主蒸汽压力的需求。所以现在急需一种可以考虑多抽汽点大抽汽量变化工况的滑压运行优化方法。

发明内容

本发明是为了解决现有技术电厂分散控制系统DCS中滑压运行模块未考虑抽汽点数量位置不同、抽汽量大范围变化的滑压曲线设计造成抽汽供热机组未在最优主蒸汽压力点下工作，导致热损耗偏差大的问题，而提出的基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化系统及优化方法。

一种基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化系统包括：

用于采集机组DCS系统中实际运行数据的采集输入模块，所述DCS为分散控制系统；

用于折算电负荷和限幅的修正计算模块；

用于获得滑压运行主蒸汽压力的查询计算模块；

用于输出滑压运行主蒸汽压力的输出模块。

一种基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化方法按以下步骤实现：

步骤一、对抽汽供热机组不同供热抽汽点和不同抽汽量进行性能试验；

步骤二、采集试验过程中各试验过程的各供热抽汽点对应的抽汽量数据以及机组负荷数据；

步骤三、获得每一个供热抽汽点对应的抽汽量与电负荷折算关系；

步骤四、对将步骤三获得的不同供热抽汽点对应的折算关系植入现有DCS系统中；

步骤五、在抽汽供热工况下，对各供热抽汽点的抽汽量进行折算，得到各抽汽点折算电负荷并进行叠加，进一步得到总折算电负荷；

步骤六、将修正计算模块得到的总折算电负荷与机组实际负荷叠加，通过查询计算模块得到滑压运行主蒸汽压力。

发明效果：

1、本发明采用了各抽汽点抽汽量作为自变量对滑压曲线进行实时修正的方法来获得更接近全工况下最优经济性运行的滑压运行方式，解决现有技术电厂分散控制系统DCS 中滑压运行模块未考虑抽汽点数量位置不同、抽汽量大范围变化的滑压曲线设计造成抽汽供热机组未在最优主蒸汽压力点下工作，导致热损耗偏差大的问题。

2、本发明通过引入抽汽点和抽汽量作为自变量来对滑压曲线进行修正，实现多个抽汽工况下的运行，具有良好的扩展性和可实施性；

3、本发明设置限幅模块避免了抽汽量信号干扰带来的主蒸汽压力调整过于频繁的问题。

附图说明

图1为现有技术供热抽汽火电机组滑压运行DCS系统示意图；

图2为同等运行工况、不同抽汽量下时机组滑压运行主蒸汽压力差别表示图。M₀、M₁、M₂分别为不同抽汽量下对应的机组功率，P₀、P₁、P₂为根据机组实际滑压运行曲线在M₀、M₁、M₂下的机组滑压运行实际主蒸汽压力；

图3为一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化及实现方法在火电机组 DCS系统中的实现方法模块图。

具体实施方式

具体实施方式一：一种基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化系统包括：

用于采集机组DCS系统中实际运行数据的采集输入模块，所述DCS为分散控制系统；

用于折算电负荷和限幅的修正计算模块；

用于获得滑压运行主蒸汽压力的查询计算模块；

用于输出滑压运行主蒸汽压力的输出模块。

具体实施方式二：本实施方式与具体实施方式一不同的是：所述修正计算模块包括：

用于折算各抽汽点折算电负荷的N个折算支路模块；

用于对各抽汽点折算电负荷进行加和的叠加模块；

用于对总折算电负荷修正限幅的变化限幅模块。

其它步骤及参数与具体实施方式一相同。

具体实施方式三：本实施方式与具体实施方式一或二不同的是：所述折算支路模块包括：

用于输入机组DCS系统采集的抽汽位置及抽汽量数据的输入模块；

用于利用抽汽量折算电负荷的修正值计算模块。

其它步骤及参数与具体实施方式一或二相同。

具体实施方式四：本实施方式与具体实施方式一至三之一不同的是：所述变化限幅模块为在叠加模块后设置的模块，当抽汽量变化对折算电负荷的影响超过阈值时，变化限幅模块对机组实际负荷进行修正，通过查询计算模块利用纯凝工况滑压运行曲线得到滑压运行主蒸汽压力；所述阈值设置为5MW。

其它步骤及参数与具体实施方式一至三之一相同。

具体实施方式五：一种基于多抽汽点大抽汽量的火电机组滑压运行优化方法包括以下步骤：

步骤一、对抽汽供热机组不同供热抽汽点(每个抽汽点)和不同抽汽量(每个抽汽点的不同抽汽量)进行性能试验；

步骤二、采集试验过程中各试验过程的各供热抽汽点对应的抽汽量数据以及机组负荷数据；

步骤三、获得每一个供热抽汽点对应的抽汽量与电负荷折算关系；

步骤四、对将步骤三获得的不同供热抽汽点对应的折算关系植入现有DCS系统中；

步骤五、在抽汽供热工况下，对各供热抽汽点的抽汽量进行折算，得到各抽汽点折算电负荷并进行叠加，进一步得到总折算电负荷；

步骤六、将修正计算模块得到的总折算电负荷与机组实际负荷叠加，通过查询计算模块得到滑压运行主蒸汽压力。

其它步骤及参数与具体实施方式一至四之一相同。

具体实施方式六：本实施方式与具体实施方式五不同的是：所述步骤一中对抽汽供热机组不同抽汽点和不同抽汽量进行性能试验的具体过程为：

对N个供热抽汽点的供热抽汽机组，每个供热抽汽点做6组不同抽汽量的性能试验，共做6N组试验，其中N≥1；对第n个供热抽汽点做的6组试验中，第1组的抽汽量为 0，第2组的抽汽量为1/5C_nmax，第3组的抽汽量为2/5C_nmax，第4组的抽汽量为3/5C_nmax，第5组的抽汽量为4/5C_nmax，第6组的抽汽量为C_nmax，其中C_nmax为汽轮机热力系统说明书中第n抽汽点所允许的最大抽汽量值；对第n个抽汽点进行试验时，保证其余N-1个抽汽点的抽汽量控制为0，即抽汽蝶阀全关；其中N≥n≥1。

具体试验如下表1所示，对N(N≥1)个抽汽点的供热抽汽机组，每个抽汽点做6 组不同抽汽量的性能试验，共做6N组试验；全部实验过程中保持供热机组主蒸汽压力、主蒸汽温度、主蒸汽流量均处于额定工况且维持稳定，以保证机组在实验过程中处于相同工作状态。其中，C_nmax为汽轮机热力系统说明书中第n抽汽点所允许的最大抽汽量值。

表1

其它步骤及参数与具体实施方式五相同。

具体实施方式七：本实施方式与具体实施方式五或六不同的是：所述步骤二中采集试验过程中各试验过程的各供热抽汽点对应的抽汽量数据以及机组负荷数据具体为：

第n个抽汽点的6组试验中采集得到的对应的抽汽量数据的平均值为M_n1、M_n2、M_n3、M_n4、M_n5、M_n6，第n个抽汽点的6组试验中采集得到的对应的机组负荷数据的平均值为 Pe_n1、Pe_n2、Pe_n3、Pe_n4、Pe_n5、Pe_n6，通过上述数据得到M_n1、M_n2、M_n3、M_n4、M_n5、M_n6抽汽量下的折算电负荷分别为0、Pe_n1-Pe_n2、Pe_n1-Pe_n3、Pe_n1-Pe_n4、Pe_n1-Pe_n5、Pe_n1-Pe_n6。

根据采集的数据处理得到的结果如下表2所示。

表2

表1与表2中的试验序号一一对应。

其它步骤及参数与具体实施方式五或六相同。

具体实施方式八：本实施方式与具体实施方式五至七之一不同的是：所述步骤三中获得每一个供热抽汽点对应的抽汽量与电负荷折算关系具体为：

通过步骤二获取的抽汽流量与电负荷数据，获得每一个供热抽汽点对应的抽汽量与电负荷折算关系，即以坐标点(M_n1，0)，(M_n2，Pe_n1-Pe_n2)，(M_n3，Pe_n1-Pe_n3)，(M_n4，Pe_n1-Pe_n4)，(M_n5，Pe_n1-Pe_n5)，(M_n6，Pe_n1-Pe_n6)依次连接构建抽汽量与电负荷折算曲线。

其它步骤及参数与具体实施方式五至七之一相同。

具体实施方式九：本实施方式与具体实施方式五至八之一不同的是：所述步骤四中将步骤三获得的不同供热抽汽点对应的折算关系植入现有DCS系统中具体为：将步骤三中得到的抽汽量与电负荷折算曲线植入利用抽汽量折算电负荷的修正计算模块中，在实际DCS系统中利用线性插值实现任意抽汽量下的电负荷折算。

其它步骤及参数与具体实施方式五至八之一相同。

具体实施方式十：本实施方式与具体实施方式五至九之一不同的是：所述步骤五中在抽汽供热工况下，对各供热抽汽点的抽汽量进行折算，得到各抽汽点折算电负荷并进行叠加，进一步得到总折算电负荷的具体过程为：

在抽汽供热工况下，将采集到的第n供热抽汽点抽汽量Q_n进入第n个折算支路模块进行修正计算，得到第n抽汽点折算电负荷Z_n，同时将N个折算支路模块得到的折算电负荷Z_n相加，得到总修正折算电负荷值Z_sum；最终利用变化限幅模块对总折算电负荷值进行限制，以防止抽汽量波动导致的主蒸汽压力过于频繁调整的问题。

其它步骤及参数与具体实施方式五至九之一相同。

实施例一：

对一台未考虑抽汽点以及抽汽量变化的具有两个抽汽点且抽汽流量较大的600MW超临界供热机组DCS系统进行专利所述的考虑抽汽点变化以及抽汽量变化的滑压方式优化。

通过抽汽供热机组实际运行数据测试，相对不考虑抽汽点以及抽汽量变化的基本滑压运行曲线，供热机组在主蒸汽流量为1200t/h～1600t/h对应的工作区间，热耗平均下降 27KJ/KWh，供热机组运行经济性得到明显改善，如表3所示为供热机组在主蒸汽流量均为1600t/h、不同抽汽点抽汽量的工况下，对应的优化前后的耗差值；按照25KJ/KWh折合1g/KWh煤耗、机组年平均利用4500小时以及300元/t的煤价进行计算，抽汽机组年经济效益显著。

表3

第一段抽汽量(t/h)	第二段抽汽量(t/h)	耗差(KJ/KWh)
			50	100	12.11
50	200	17.27
			100	200	20.64
100	300	28.49
			150	350	38.72
150	450	44.08

Claims (8)

1.一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法，所述基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法通过基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行系统来实现，所述基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化系统包括：

用于采集机组DCS系统中实际运行数据的采集输入模块，所述DCS为分散控制系统；

用于折算电负荷和限幅的修正计算模块；

用于获得滑压运行主蒸汽压力的查询计算模块；

用于输出滑压运行主蒸汽压力的输出模块；

其特征在于，一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法包括以下步骤：

步骤一、对抽汽供热机组不同供热抽汽点和不同抽汽量进行性能试验；

步骤二、采集试验过程中各试验过程的各供热抽汽点对应的抽汽量数据以及机组负荷数据；

步骤三、获得每一个供热抽汽点对应的抽汽量与电负荷折算关系；

步骤四、对将步骤三获得的不同供热抽汽点对应的折算关系植入现有DCS系统中；

步骤五、在抽汽供热工况下，对各供热抽汽点的抽汽量进行折算，得到各抽汽点折算电负荷并进行叠加，进一步得到总折算电负荷；

步骤六、将修正计算模块得到的总折算电负荷与机组实际负荷叠加，通过查询计算模块得到滑压运行主蒸汽压力；

所述步骤一中对抽汽供热机组不同抽汽点和不同抽汽量进行性能试验的具体过程为：

对N个供热抽汽点的供热抽汽机组，每个供热抽汽点做6组不同抽汽量的性能试验，共做6N组试验，其中N≥1；对第n个供热抽汽点做的6组试验中，第1组的抽汽量为0，第2组的抽汽量为1/5C_nmax，第3组的抽汽量为2/5C_nmax，第4组的抽汽量为3/5C_nmax，第5组的抽汽量为4/5C_nmax，第6组的抽汽量为C_nmax，C_nmax为汽轮机热力系统说明书中第n个抽汽点所允许的最大抽汽量值；对第n个抽汽点进行试验时，其余N-1个抽汽点的抽汽量控制为0，即抽汽蝶阀全部关闭；其中N≥n≥1。

2.根据权利要求1所述的一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法，其特征在于，所述修正计算模块包括：

用于折算各抽汽点折算电负荷的N个折算支路模块；

用于对各抽汽点折算电负荷进行加和的叠加模块；

用于对总折算电负荷修正限幅的变化限幅模块。

3.根据权利要求2所述的一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法，其特征在于，所述折算支路模块包括：

用于输入机组DCS系统采集的抽汽位置及抽汽量数据的输入模块；

用于利用抽汽量折算电负荷的修正值计算模块。

4.根据权利要求3所述的一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法，其特征在于，所述变化限幅模块为在叠加模块后设置的模块，当抽汽量变化对折算电负荷的影响超过阈值时，变化限幅模块对机组实际负荷进行修正，通过查询计算模块利用纯凝工况滑压运行曲线得到滑压运行主蒸汽压力；所述阈值设置为5MW。

5.根据权利要求1所述的一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法，其特征在于，所述步骤二中采集试验过程中各试验过程的各供热抽汽点对应的抽汽量数据以及机组负荷数据具体为：

第n个抽汽点的6组试验中采集得到的对应的抽汽量数据的平均值为M_n1、M_n2、M_n3、M_n4、M_n5、M_n6，第n个抽汽点的6组试验中采集得到的对应的机组负荷数据的平均值为Pe_n1、Pe_n2、Pe_n3、Pe_n4、Pe_n5、Pe_n6，通过上述数据得到M_n1、M_n2、M_n3、M_n4、M_n5、M_n6抽汽量下的折算电负荷分别为0、Pe_n1-Pe_n2、Pe_n1-Pe_n3、Pe_n1-Pe_n4、Pe_n1-Pe_n5、Pe_n1-Pe_n6。

6.根据权利要求5所述的一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法，其特征在于，所述步骤三中获得每一个供热抽汽点对应的抽汽量与电负荷折算关系具体为：

通过步骤二获取的抽气流量与电负荷数据，获得每一个供热抽汽点对应的抽汽量与电负荷折算关系，即以坐标点(M_n1，0)，(M_n2，Pe_n1-Pe_n2)，(M_n3，Pe_n1-Pe_n3)，(M_n4，Pe_n1-Pe_n4)，(M_n5，Pe_n1-Pe_n5)，(M_n6，Pe_n1-Pe_n6)依次连接构建抽汽量与电负荷折算曲线。

7.根据权利要求6所述的一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法，其特征在于，所述步骤四中将步骤三获得的不同供热抽汽点对应的折算关系植入DCS系统中具体为：将步骤三中得到的抽汽量与电负荷折算曲线植入利用抽汽量折算电负荷的修正计算模块中，在实际DCS系统中利用线性插值进行任意抽汽量下的电负荷折算。

8.根据权利要求6所述的一种基于多抽汽点大抽汽量火电机组的滑压运行优化方法，其特征在于，所述步骤五中在抽汽供热工况下，对各供热抽汽点的抽汽量进行折算，得到各抽汽点折算电负荷并进行叠加，进一步得到总折算电负荷的具体过程为：

在抽汽供热工况下，将采集到的第n个供热抽汽点抽汽量Q_n进入第n个折算支路模块进行修正计算，得到第n个抽汽点折算电负荷Z_n，同时将N个折算支路模块得到的折算电负荷Z_n相加，得到总修正折算电负荷值Z_sum；最终利用变化限幅模块对总折算电负荷值进行限制。