CN113536588A - 热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统及优化运行方法 - Google Patents

热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统及优化运行方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统及优化运行方法，本发明在供热、供电以及调峰补偿政策等多变量约束条件下，以盈利值最大为寻优目标函数，通过电、热负荷在热电联产机组和空气储能膨胀发电系统的合理分配，得出空气储能耦合热电联产机组压缩供热模式优化运行工况。本发明提出的优化运行方法，寻优目标直观且符合生产实际，风光等新能源快速发展，火电机组增设储能的大趋势下，本发明具有更为广阔的应用前景。

Description

热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统及优化运行方法
技术领域
本发明属于燃煤发电机组热电联产供热领域，具体涉及热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统及优化运行方法。
背景技术
受化石能源结构调整以及环境污染治理等因素影响，我国电力结构转型升级进程加快，风、光等新能源发展快速发展及高比例上网发电。由于风、光等可再生能源具有间歇性、时变性和波动性，要求电力系统提升调节能力。但是现阶段我国电力系统未有优良的调节电源，要求装机和发电量占主体的火电机组需持续进行灵活性改造。与此同时，随着城市化进程推进，集中用热需求不断增长，火电机组在实施电负荷灵活性改造外，仍要兼顾供热负荷的灵活性调节。
热电联产机组通过实施自身热力流程改造技术诸如低压缸零出力、高低压旁路等热电解耦外，还通过增设储热、储能系统提升电、热负荷的灵活调节能力。与其他储能方式相比，压缩空气储能系统具有寿命长、成本低、规模大、环境友好、易与外部热源相结合等优点，尤其适合热、电负荷的重新分配，适合在我国北方地区推广应用。关于压缩空气储能系统与热电联产机组的耦合，高校、科研机构已进行了先期部分研究。
文献“献“产机组通过实施自身热力流程改造技术诸如低压缸零出力、高低压旁路等热电解耦外，还通过增设储热、储能系统提升电、热负荷的灵活调节能力。与其他储能方式相比，压缩空气储能系统具有寿命长、成本低、规模大、环境友好、易与外部热compressedair energy storage for wind power accommodation[J].Energy Conversion andManagement,2019,”提出了一种绝热压缩空气储能系统与电力系统集成的热电联产调度模型，能够灵活地与电力热能系统集成，并实现电、热的储存和释放，结果显示集成系统明显减低系统运行成本和减少风力发电。
文献“王晓露、郭欢、等.火电厂热电联产机组与压缩空气储能集成系统能量耦合特性分析.储能科学与技术，2021”，就火电厂热电联产机组与压缩空气储能集成系统，以热效率、
Figure BDA0003187131920000021
效率和热电比为评价指标，探索抽凝式热电联产机组与压缩空气储能系统的集成热力学特性：热电联产机组增设压缩空气储能供热系统，拓宽了热电比；空气流量对集成系统的热效率/
Figure BDA0003187131920000022
效率影响最明显；压缩空气储能系统的压缩机/膨胀机效率以及换热器性能对集成系统各效率影响均较小。
综上论述，现有研究均侧重于压缩空气储能系统和热电联产机组的耦合工艺、耦合能效特性，关于热电联产机组增设压缩空气储能系统后的耦合系统的优化运行，未见公开研究。
燃煤热电联产机组增设压缩空气储能系统的目的是提升电、热负荷的灵活调节范围。在供热负荷给定，电网辅助调峰补偿政策以及热电联产机组发电负荷-供热负荷-标煤消耗关联特性等多变量复杂约束下，如何通过电、热负荷在热电联产机组和空气压缩储能供热系统的合理优化分配，使得整体盈利能力最大，目前未有相关优化方法。
发明内容
本发明的目的在于克服上述不足，提供一种热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统及优化运行方法，适用于指导耦合储能的热电联产机组在电、热供应及调峰补偿政策等多变量约束下的优化运行。
为了达到上述目的，热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统的优化运行方法，包括以下步骤：
S1，确定热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统优化运行方法的寻优目标函数；
S2，计算热电联产机组不同供热方式下的电负荷-供热负荷、电负荷-供热负荷-标煤消耗关联特性，以及空气储能系统压缩供热阶段的耗电负荷-供热负荷的关联特性；
S3，以耦合空气储能的热电联产机组盈利值M最大，进行在电、热供应及调峰补偿政策多变量约束下的热电联产机组优化运行。
S1中，以热电联产机组在供电、供热及调峰补偿政策等多变量约束下的单位时间盈利值M最大为寻优目标函数；
单位时间盈利值M按下式计算；
M＝Qt×h+Nnet×e-B×b+(Nnetb-Nnet)×a
Nnet＝Nge-Ncy-Nca
式中，Qt为总对外供热负荷，h为出厂热价；
Nnet、Nge、Ncy、Nca分别为热电联产机组供电负荷、发电负荷、厂用电负荷和空气储能压缩机耗电负荷，e为上网电价；
Nnetb为电网电力辅助调峰补偿政策的基准电负荷；
B为热电联产机组对外供热和发电下的标煤消耗量，t；b为标煤单价，元/t
燃煤热电联产机组对外供热，总对外供热负荷Qt由热用户根据需求实时调度，无独立权限；根据机组自身情况调节供电负荷Nnet，但过高则需承担电网考核，过低虽然可以获得电网补偿，但机组能耗相应增长；
综上，以盈利值M作为寻优目标函数，可以综合兼顾供电、供热及调峰补偿政策等多变量的复杂约束，符合生产实际。
电网电力辅助调峰补偿政策的基准电负荷Nnetb的计算方法如下：
若热电联产机组供电负荷Nnet高于电网电力辅助调峰补偿政策的基准电负荷Nnetb，则按照差值乘以补偿a；若热电联产机组供电负荷Nnet低于电网电力辅助调峰补偿政策的基准电负荷Nnetb，则按照差值乘以补偿a。
S2中，中低压连通管抽汽模式，发电负荷Nge给定，供热负荷Q在0和最大值Qmax之间灵活可调：0≤Q≤Qmax＝f1(Nge)，此时标煤消耗量B是发电负荷Nge和供热负荷Q的二元函数：B＝F1(Nge,Q)；
对于锅炉负荷维持在额定出力Dms0，热电联产机组采用中低压连通管抽汽模式，最大发电负荷Nge,max是额定出力Dms0和供热负荷Q的二元函数：Nge,max＝f2(Dms0,Q)；
连通管抽汽模式供热负荷取最大值Qmax，此时发电负荷Nge是最大供热负荷Qmax的一元线性函数：Nge＝f1-1(Qmax)；
切换为低压缸零出力供热模式，热电联产机组以热定电运行，供热负荷Q是发电负荷Nge的一元线性函数：Q＝f3(Nge)，反之发电负荷Nge是供热负荷Q的一元线性函数：Nge＝f3-1(Q)，此时标煤消耗量B是电负荷Nge或供热负荷Q的二元函数：B＝F2(Nge)＝F3(Q)；
对于锅炉负荷维持在额定出力Dms0，热电联产机组采用低压缸零出力供热模式，存在最大供热负荷Qmax-0＝f4(Dms0)；
热电联产机组厂用电负荷主要为热力循环相关的煤-风-灰-水-汽的辅机耗电，可简化为发电负荷的一元函数：Ncy＝f5(Nge)；
空气经压缩机升压耗功为多变过程，压缩机出口温度ta2与入口温度ta1、压缩比ε有关，压缩比ε为空气出口压力P2与进口压力P1的比值，按下式计算：
Figure BDA0003187131920000041
式中，n为多变系数，与流动过程的损失有关；
空气压缩机耗电负荷Ncac按下式计算：
Figure BDA0003187131920000042
式中，ma为空气压缩机入口质量流量；ηm和ηge分别为空气压缩机机械效率和电动机效率；
Cp,a2和Cp,a1分别为压缩机出口和进口空气定压比热容，可近似写成温度的单值函数，按下式计算：
Cp＝(28.11+0.1967×10-2×(t+273.15)+0.4802×10-5×(t+273.15)2-1.966×(t+273.15)3)/28.97
热电联产机组和压缩空气储能系统共同对外供热时，按照能量和质量守恒定律，遵循下式关系：
Figure BDA0003187131920000051
Figure BDA0003187131920000052
Figure BDA0003187131920000053
式中，mcw、m1分别为总热网循环水流量和分流至空气放热器的流量，ti、to、t2、t3分别为热网回水、热网供水、空气放热器出口、热网加热器出口的热网水温度，ta2、ta3分别为空气放热器入口和出口空气温度，hss1为中排蒸汽至热网加热器放热后的疏水温度，Cpw为热网循环水的定压比热容，Qchp、Qcac分别为热电联产机组和压缩空气储能系统的对外供热负荷，
综上可知，空气压缩机耗电负荷Ncac是压缩空气储能系统对外供热负荷Qcac、压缩比ε的二元函数：Ncac＝f6(Qcac,ε)。
S3中，约定边界为压缩空气储能系统单个压缩过程持续时间大于热电联产机组深度调峰持续时间；压缩机额定出力工况对应耗电负荷Ncac-d、供热负荷为Qcac-d；压缩机最小安全稳定工况对应的供热负荷为x×Qcac-d，x为系数。
S3的具体方法如下：
S301：输入经济性边界参数，输入边界参数总供热负荷Qt，电网调峰基准负荷Nnetb；
S302：进行判断：Qcac-d+Qmax-0是否大于0，若是，则进入S303；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束；
S303：制定迭代基准，令：Qcac-0＝Qcac-D，则Ncac-0＝Ncac-d，进入S304；
S304：计算Qchp-0＝Qt-Qcac-0，进入S305；
S305：进行判定：Qchp-0是否小于f4(Dms0)，若是，则进入S306；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束；
S306：Nge0＝f3-1(Qchp-0)，进入S307；
S307：B0＝F2(Nge0)，Nnet0＝Nge0-Ncac-0-f5(Nge0)，M0＝Qt×h+Nnet0×e+(Nnetb-Nnet0)×a-B0×b；
S308：定空气压缩供热负荷，先进行热电联产机组热、电负荷自身迭代，令：Nge1＝Nge0+(f1-1(Qchp-0)-f3-1(Qchp-0))，进入S309；
S309：进行判定：Nge1是否小于等于f2(Dms0,Qchp-0)，若是，则进入S310；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束；
S310；B1＝F1(Nge1,Qchp-0)，Nnet1＝Nge1-Ncac-0-f5(Nge1)，M1＝Qt×h+Nnet1×e+(Nnetb-Nnet1)×a-B1×b；
S311；进行判定：M1是否大于M0，若是，则新工况作为基准工况；若否，则原工况仍为基准工况，进入S3012；
S312：令：Nge2＝Nge1+(f1-1(Qchp-0)-f3-1(Qchp-0))，转入S309，继续进行迭代；
S313：再进行空气压缩热、电负荷迭代寻优；令，Qcac-1＝Qcac-0-0.1×Qcac-0，进入S314；
S314：进行判断：Qcac-1是否大于x×Qcac-d，若是，则进入S315；若否，则迭代终止；
S315：Ncac1＝f6(Qcac-1)，Qchp-1＝Qt-Qcac-1，转入S305，继续进行迭代；
S316：输出迭代寻优结果：以M最大为目标，得出机组最优运行方式：Ngeb、Ncac、Qchpb、Qcacb。
热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统，括锅炉和压缩机，锅炉蒸汽出口连接高压缸，高压缸的排汽出口连接锅炉，锅炉的排汽出口连接中压缸，中压缸连接低压缸，低压缸连接发电机和凝汽器，凝汽器下游依次连接低压加热器组、除氧器、给水泵和高压加热器组，高压加热器组连接锅炉，中压缸和低压缸间设置有中低压连通管，中低压连通管连接热网加热器，热网加热器连接热网循环水；
压缩机的空气出口连接空气放热器，空气放热器的空气出口连接高压空气储罐，空气放热器的热网循环水连接热网加热器，高压空气储罐的气体出口连接空气加热器，空气加热器的气体出口连接空气透平，空气透平驱动空气透平发电机，空气加热器的热源从中低压连通管引入；
中低压连通管上设置有第一阀门，低压缸的进汽管路上设置有第二阀门；
空气放热器的热网循环水管路的出水管路上设置有第三阀门，入水管路上设置有第四阀门；
高压空气储罐的进气管路上设置有第五阀门，出气管路上设置有第六阀门；
空气加热器的疏水出口管路上设置有第七阀门，空气加热器的热源管路上设置有第八阀门。
热网加热器的疏水出口连接凝汽器。
空气加热器的疏水出口连接凝汽器。
热网加热器连接热网循环水泵。
凝汽器连接凝结水泵，凝结水泵连接低压加热器组。
与现有技术相比，本发明在供热、供电以及调峰补偿政策等多变量约束条件下，以盈利值最大为寻优目标函数，通过电、热负荷在热电联产机组和空气储能膨胀发电系统的合理分配，得出空气储能耦合热电联产机组压缩供热模式优化运行工况。本发明提出的优化运行方法，寻优目标直观且符合生产实际，风光等新能源快速发展，火电机组增设储能的大趋势下，本发明具有更为广阔的应用前景。
附图说明
图1为本发明的系统图；
图2为热电联产机组连通管抽汽和低压缸零出力供热的热-电运行域示意图；
图3为本发明的流程示意图；
其中，1-锅炉，2-高压缸，3-中压缸，4-低压缸，5-发电机，6-凝汽器，7-凝结水泵，8-低压加热器组，9-除氧器，10-给水泵组，11-高压加热器组，12-热网循环水泵，13-热网加热器，14-电动机，15-压缩机，16-空气放热器，17-高压空气储罐，18-空气加热器，19-空气透平，20-空气透平发电机，21-第一阀门，22-第二阀门，23-第三阀门，24-第四阀门，25-第五阀门，26-第六阀门，27-第七阀门，28-第八阀门。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步说明。
本发明在供热、供电以及调峰补偿政策等多变量约束条件下，以盈利值最大为寻优目标函数，以空气压缩储能系统供热额定出力及热电联产机组低压缸零出力供热为基准工况，依次进行热电联产机组、空气压缩储能供热系统的热、电负荷分配，进行盈利值的对比，若不小于，新工况为对比基准工况；否则原工况仍作为对比基准。在对外供热负荷给定以及电网辅助调峰政策约束条件下，压缩空气储能耦合热电联产机组的盈利值最大值对应的工况为最优运行工况，列出热电联产机组、空气压缩储能供热系统各自的电、热负荷。
实施例：
为清晰表述本发明提出的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统优化运行方法的实施过程，以某热电联产机组增设压缩空气储能系统为实施例，图1为该实施例的系统示意。
该热电联产机组采用中排抽汽至热网加热器内加热供热循环水的方式对外供热，同时实施了低压缸零出力供热改造，具备中排抽汽和低压缸零出力供热两种供热模式。
为提升调峰能力，热电联产机组增设了压缩空气储能系统。
参见图1，锅炉1出口新蒸汽进入高压缸2做功后的排汽回至锅炉1二次提温后，进入中压缸3继续做功，排汽进入低压缸4做功后，排汽进入凝汽器6冷凝，冷凝水经凝结水泵7加压后，依次进入低压加热器组8、除氧器9、给水泵10和高压加热器组11升温升压后进入锅炉1，完成一个热力循环。
在中压缸3排汽和低压缸4进汽前的中低压连通管引汽，经第一阀门组21进入热网加热器13，放热后的疏水回至凝汽器6。在低压缸4进汽前增设第二阀门22以调节供热抽汽流量和压力。热网回水先经热网循环水泵12升压后进入热网加热器13升温后对外供出。
热电联产机组增设空气储能系统，在低电负荷和高热负荷需求阶段，空气经压缩机15加压后，以高温高压状态进入空气放热器16放热后，经第五阀门25进入高压空气储罐。压缩机由电动机14同轴驱动，电能取自发电机5出口。自热网加热器13入口前引部分热网循环水进经第三阀门23进入空气换热器吸热后，经第四阀门24和热网加热器13出口热网水汇合后对外供出，称为压缩供热过程。
在高电负荷阶段，耦合压缩空气储能系统的热电联产机组进入释能发电阶段：第三阀门23、第四阀门24和第五阀门25关闭，第六阀门26、第七阀门27和第八阀门28开启，高压空气储罐17出口的高压空气经第六阀门26进入空气加热器18升温后，进入空气透平19做功并拖动空气透平发电机20发电，并入发电机出口。自供热蒸汽母管引部分蒸汽经第八阀门28进入空气加热器18放热后，疏水回至凝汽器6。
步骤1：确定热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统优化运行方法的寻优目标函数。
以热电联产机组在供电、供热及调峰补偿政策等多变量约束下的单位时间盈利值M最大为寻优目标函数。
单位时间盈利值M按式(1)计算。约定本发明的单位时间为1小时。
Figure BDA0003187131920000091
式中，Qt为总对外供热负荷，MW；h为出厂热价，元/MW；
Nnet、Nge、Ncy、Nca分别为热电联产机组供电负荷、发电负荷、厂用电负荷和空气储能压缩机耗电负荷，MW；e为上网电价，元/MW；
Nnetb为电网电力辅助调峰补偿政策的基准电负荷，MW。具体为：热电联产机组供电负荷Nnet高于Nnetb，需承担相应考核费用，则按照差值乘以a(元/MW)的补偿；若低于，则可以获得补偿费用，按照差值乘以a(元/MW)的补偿。
B为热电联产机组对外供热和发电下的标煤消耗量，t；b为标煤单价，元/t
燃煤热电联产机组对外供热，总对外供热负荷Qt由热用户根据需求实时调度，无独立权限；根据机组自身情况调节供电负荷Nnet，但过高则需承担电网考核，过低虽然可以获得电网补偿，但机组能耗相应增长。
综上，以盈利值M作为寻优目标函数，可以综合兼顾供电、供热及调峰补偿政策等多变量的复杂约束，符合生产实际。
步骤2：得出热电联产机组不同供热方式下的电负荷-供热负荷、电负荷-供热负荷-标煤消耗关联特性，以及空气储能系统压缩供热阶段的耗电负荷-供热负荷关联特性。
根据试验或理论计算得出：
中低压连通管抽汽模式，发电负荷Nge给定，供热负荷Q在0和最大值Qmax之间灵活可调：0≤Q≤Qmax＝f1(Nge)，此时标煤消耗量B是发电负荷Nge和供热负荷Q的二元函数：B＝F1(Nge,Q)。对于锅炉负荷维持在额定出力Dms0，热电联产机组采用中低压连通管抽汽模式，最大发电负荷Nge,max是额定出力Dms0和供热负荷Q的二元函数：Nge,max＝f2(Dms0,Q)。连通管抽汽模式供热负荷取最大值Qmax，此时发电负荷Nge是最大供热负荷Qmax的一元线性函数：Nge＝f1-1(Qmax)。
切换为低压缸零出力供热模式，热电联产机组以热定电运行，供热负荷Q是发电负荷Nge的一元线性函数：Q＝f3(Nge)，反之发电负荷Nge是供热负荷Q的一元线性函数：Nge＝f3-1(Q)，此时标煤消耗量B是电负荷Nge或供热负荷Q的二元函数：B＝F2(Nge)＝F3(Q)。对于锅炉负荷维持在额定出力Dms0，热电联产机组采用低压缸零出力供热模式，存在最大供热负荷Qmax-0＝f4(Dms0)。详见附图2。
热电联产机组厂用电负荷主要为热力循环相关的煤-风-灰-水-汽等相关的辅机耗电，可简化为发电负荷的一元函数：Ncy＝f5(Nge)
空气经压缩机升压耗功为多变过程，压缩机出口温度ta2与入口温度ta1、压缩比ε(空气出口压力P2与进口压力P1的比值)有关，按式(2)计算。
Figure BDA0003187131920000111
式中，n为多变系数，与流动过程的损失有关
空气压缩机耗电负荷Ncac按式(3)计算：
Figure BDA0003187131920000112
式中，ma为空气压缩机入口质量流量，t/h；ηm和ηge分别为空气压缩机机械效率和电动机效率；
Cp,a2和Cp,a1分别为压缩机出口和进口空气定压比热容，kJ/kg·K，可近似写成温度的单值函数，按式(4)计算。
Cp＝(28.11+0.1967×10-2×(t+273.15)+0.4802×10-5×(t+273.15)2-1.966×(t+273.15)3)/28.97(4)
热电联产机组和压缩空气储能系统共同对外供热时，按照能量和质量守恒定律，遵循式(5)关系：
Figure BDA0003187131920000113
式中，
mcw、m1分别为总热网循环水流量和分流至空气放热器的流量，t/h；
ti、to、t2、t3分别为热网回水、热网供水、空气放热器出口、热网加热器出口的热网水温度，℃；
ta2、ta3分别为空气放热器入口和出口空气温度，℃；
hss1为中排蒸汽至热网加热器放热后的疏水温度，℃。
Cpw为热网循环水的定压比热容，kJ/kg·K；
Qchp、Qcac分别为热电联产机组和压缩空气储能系统的对外供热负荷，MW。
综上可知，空气压缩机耗电负荷Ncac是压缩空气储能系统对外供热负荷Qcac、压缩比ε的二元函数：Ncac＝f6(Qcac,ε)。
步骤3：以耦合空气储能的热电联产机组盈利值M最大，进行在电、热供应及调峰补偿政策等多变量约束下的热电联产机组优化运行。
约定边界：压缩空气储能系统单个压缩过程持续时间大于热电联产机组深度调峰持续时间；压缩机额定出力工况对应耗电负荷Ncac-d、供热负荷为Qcac-d；压缩机最小安全稳定工况对应的供热负荷为x×Qcac-d，x为系数，由制造厂家设计资料及式(5)计算得出。
附图3给出了本方法的实施过程。
step1：输入经济性边界参数：e、b、a、h，输入边界参数总供热负荷Qt，电网调峰基准负荷Nnetb。
step2：进行判断：Qcac-d+Qmax-0是否大于0，若是，则进入step3；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束。
step3：制定迭代基准。令：Qcac-0＝Qcac-D，则Ncac-0＝Ncac-d。进入step4。
step4：计算Qchp-0＝Qt-Qcac-0。进入step5。
step5：进行判定：Qchp-0是否小于f4(Dms0)，若是，则进入step6；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束。
step6：Nge0＝f3-1(Qchp-0)，进入step7。
step7：B0＝F2(Nge0)，Nnet0＝Nge0-Ncac-0-f5(Nge0)，M0＝Qt×h+Nnet0×e+(Nnetb-Nnet0)×a-B0×b
step8：定空气压缩供热负荷，先进行热电联产机组热、电负荷自身迭代。令：Nge1＝Nge0+(f1-1(Qchp-0)-f3-1(Qchp-0))，进入step9。
step9：进行判定：Nge1是否小于等于f2(Dms0,Qchp-0)，若是，则进入step10；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束。
step10；B1＝F1(Nge1,Qchp-0)，Nnet1＝Nge1-Ncac-0-f5(Nge1)，M1＝Qt×h+Nnet1×e+(Nnetb-Nnet1)×a-B1×b
step11；进行判定：M1是否大于M0，若是，则新工况作为基准工况；若否，则原工况仍为基准工况。进入step12。
step12：令：Nge2＝Nge1+(f1-1(Qchp-0)-f3-1(Qchp-0))，转入step9，继续进行迭代。
step13：再进行空气压缩热、电负荷迭代寻优。令，Qcac-1＝Qcac-0-0.1×Qcac-0，进入step14。
step14：进行判断：Qcac-1是否大于x×Qcac-d，若是，则进入step15；若否，则迭代终止。
step15：Ncac1＝f6(Qcac-1)，Qchp-1＝Qt-Qcac-1，转入step5，继续进行迭代。
step16：输出迭代寻优结果：以M最大为目标，得出机组最优运行方式：Ngeb、Ncac、Qchpb、Qcacb。

Claims (10)

1.热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统的优化运行方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1，确定热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统优化运行方法的寻优目标函数；
S2，计算热电联产机组不同供热方式下的电负荷-供热负荷、电负荷-供热负荷-标煤消耗关联特性，以及空气储能系统压缩供热阶段的耗电负荷-供热负荷的关联特性；
S3，以耦合空气储能的热电联产机组盈利值M最大，进行在电、热供应及调峰补偿政策多变量约束下的热电联产机组优化运行。
2.根据权利要求1所述的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统的优化运行方法，其特征在于，S1中，以热电联产机组在供电、供热及调峰补偿政策等多变量约束下的单位时间盈利值M最大为寻优目标函数；
单位时间盈利值M按下式计算；
M＝Qt×h+Nnet×e-B×b+(Nnetb-Nnet)×a
Nnet＝Nge-Ncy-Nca
式中，Qt为总对外供热负荷，h为出厂热价；
Nnet、Nge、Ncy、Nca分别为热电联产机组供电负荷、发电负荷、厂用电负荷和空气储能压缩机耗电负荷，e为上网电价；
Nnetb为电网电力辅助调峰补偿政策的基准电负荷；
B为热电联产机组对外供热和发电下的标煤消耗量，t；b为标煤单价，元/t
燃煤热电联产机组对外供热，总对外供热负荷Qt由热用户根据需求实时调度，无独立权限；根据机组自身情况调节供电负荷Nnet，但过高则需承担电网考核，过低虽然可以获得电网补偿，但机组能耗相应增长；
综上，以盈利值M作为寻优目标函数，可以综合兼顾供电、供热及调峰补偿政策等多变量的复杂约束，符合生产实际。
3.根据权利要求2所述的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统的优化运行方法，其特征在于，电网电力辅助调峰补偿的计算方法如下：
若热电联产机组供电负荷Nnet高于电网电力辅助调峰补偿政策的基准电负荷Nnetb，则按照差值乘以补偿a；若热电联产机组供电负荷Nnet低于电网电力辅助调峰补偿政策的基准电负荷Nnetb，则按照差值乘以补偿a。
4.根据权利要求1所述的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统的优化运行方法，其特征在于，S2中，中低压连通管抽汽模式，发电负荷Nge给定，供热负荷Q在0和最大值Qmax之间灵活可调：0≤Q≤Qmax＝f1(Nge)，此时标煤消耗量B是发电负荷Nge和供热负荷Q的二元函数：B＝F1(Nge,Q)；
对于锅炉负荷维持在额定出力Dms0，热电联产机组采用中低压连通管抽汽模式，最大发电负荷Nge,max是额定出力Dms0和供热负荷Q的二元函数：Nge,max＝f2(Dms0,Q)；
连通管抽汽模式供热负荷取最大值Qmax，此时发电负荷Nge是最大供热负荷Qmax的一元线性函数：Nge＝f1-1(Qmax)；
切换为低压缸零出力供热模式，热电联产机组以热定电运行，供热负荷Q是发电负荷Nge的一元线性函数：Q＝f3(Nge)，反之发电负荷Nge是供热负荷Q的一元线性函数：Nge＝f3-1(Q)，此时标煤消耗量B是电负荷Nge或供热负荷Q的二元函数：B＝F2(Nge)＝F3(Q)；
对于锅炉负荷维持在额定出力Dms0，热电联产机组采用低压缸零出力供热模式，存在最大供热负荷Qmax-0＝f4(Dms0)；
热电联产机组厂用电负荷主要为热力循环相关的煤-风-灰-水-汽的辅机耗电，可简化为发电负荷的一元函数：Ncy＝f5(Nge)；
空气经压缩机升压耗功为多变过程，压缩机出口温度ta2与入口温度ta1、压缩比ε有关，压缩比ε为空气出口压力P2与进口压力P1的比值，按下式计算：
Figure FDA0003187131910000031
式中，n为多变系数，与流动过程的损失有关；
空气压缩机耗电负荷Ncac按下式计算：
Figure FDA0003187131910000035
式中，ma为空气压缩机入口质量流量；ηm和ηge分别为空气压缩机机械效率和电动机效率；
Cp,a2和Cp,a1分别为压缩机出口和进口空气定压比热容，可近似写成温度的单值函数，按下式计算：
Cp＝(28.11+0.1967×10-2×(t+273.15)+0.4802×10-5×(t+273.15)2-1.966×(t+273.15)3)/28.97
热电联产机组和压缩空气储能系统共同对外供热时，按照能量和质量守恒定律，遵循下式关系：
Figure FDA0003187131910000032
Figure FDA0003187131910000033
Figure FDA0003187131910000034
式中，mcw、m1分别为总热网循环水流量和分流至空气放热器的流量，ti、to、t2、t3分别为热网回水、热网供水、空气放热器出口、热网加热器出口的热网水温度，ta2、ta3分别为空气放热器入口和出口空气温度，hss1为中排蒸汽至热网加热器放热后的疏水温度，Cpw为热网循环水的定压比热容，Qchp、Qcac分别为热电联产机组和压缩空气储能系统的对外供热负荷，
综上可知，空气压缩机耗电负荷Ncac是压缩空气储能系统对外供热负荷Qcac、压缩比ε的二元函数：Ncac＝f6(Qcac,ε)。
5.根据权利要求1所述的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统的优化运行方法，其特征在于，S3中，约定边界为压缩空气储能系统单个压缩过程持续时间大于热电联产机组深度调峰持续时间；压缩机额定出力工况对应耗电负荷Ncac-d、供热负荷为Qcac-d；压缩机最小安全稳定工况对应的供热负荷为x×Qcac-d，x为系数。
6.根据权利要求1所述的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统的优化运行方法，其特征在于，S3的具体方法如下：
S301：输入经济性边界参数，输入边界参数总供热负荷Qt，电网调峰基准负荷Nnetb；
S302：进行判断：Qcac-d+Qmax-0是否大于0，若是，则进入S303；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束；
S303：制定迭代基准，令：Qcac-0＝Qcac-D，则Ncac-0＝Ncac-d，进入S304；
S304：计算Qchp-0＝Qt-Qcac-0，进入S305；
S305：进行判定：Qchp-0是否小于f4(Dms0)，若是，则进入S306；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束；
S306：Nge0＝f3-1(Qchp-0)，进入S307；
S307：B0＝F2(Nge0)，Nnet0＝Nge0-Ncac-0-f5(Nge0)，M0＝Qt×h+Nnet0×e+(Nnetb-Nnet0)×a-B0×b；
S308：定空气压缩供热负荷，先进行热电联产机组热、电负荷自身迭代，令：Nge1＝Nge0+(f1-1(Qchp-0)-f3-1(Qchp-0))，进入S309；
S309：进行判定：Nge1是否小于等于f2(Dms0,Qchp-0)，若是，则进入S310；若否，则认定不满足迭代寻优条件，流程结束；
S310；B1＝F1(Nge1,Qchp-0)，Nnet1＝Nge1-Ncac-0-f5(Nge1)，M1＝Qt×h+Nnet1×e+(Nnetb-Nnet1)×a-B1×b；
S311；进行判定：M1是否大于M0，若是，则新工况作为基准工况；若否，则原工况仍为基准工况，进入S3012；
S312：令：Nge2＝Nge1+(f1-1(Qchp-0)-f3-1(Qchp-0))，转入S309，继续进行迭代；
S313：再进行空气压缩热、电负荷迭代寻优；令，Qcac-1＝Qcac-0-0.1×Qcac-0，进入S314；
S314：进行判断：Qcac-1是否大于x×Qcac-d，若是，则进入S315；若否，则迭代终止；
S315：Ncac1＝f6(Qcac-1)，Qchp-1＝Qt-Qcac-1，转入S305，继续进行迭代；
S316：输出迭代寻优结果：以M最大为目标，得出机组最优运行方式：Ngeb、Ncac、Qchpb、Qcacb。
7.热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统，其特征在于，括锅炉(1)和压缩机(15)，锅炉(1)蒸汽出口连接高压缸(2)，高压缸(2)的排汽出口连接锅炉(2)，锅炉(1)的排汽出口连接中压缸(3)，中压缸(3)连接低压缸(4)，低压缸(4)连接发电机(5)和凝汽器(6)，凝汽器(6)下游依次连接低压加热器组(8)、除氧器(9)、给水泵(10)和高压加热器组(11)，高压加热器组(11)连接锅炉(1)，中压缸(3)和低压缸(4)间设置有中低压连通管，中低压连通管连接热网加热器(13)，热网加热器(13)连接热网循环水；
压缩机(15)的空气出口连接空气放热器(16)，空气放热器(16)的空气出口连接高压空气储罐(17)，空气放热器(16)的热网循环水连接热网加热器(13)，高压空气储罐(17)的气体出口连接空气加热器(18)，空气加热器(18)的气体出口连接空气透平(19)，空气透平(19)驱动空气透平发电机(20)，空气加热器(18)的热源从中低压连通管引入；
中低压连通管上设置有第一阀门(21)，低压缸(4)的进汽管路上设置有第二阀门(22)；
空气放热器(16)的热网循环水管路的出水管路上设置有第三阀门(23)，入水管路上设置有第四阀门(24)；
高压空气储罐(17)的进气管路上设置有第五阀门(25)，出气管路上设置有第六阀门(26)；
空气加热器(18)的疏水出口管路上设置有第七阀门(26)，空气加热器(18)的热源管路上设置有第八阀门(28)。
8.根据权利要求7所述的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统，其特征在于，热网加热器(13)的疏水出口连接凝汽器(6)。
9.根据权利要求7所述的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统，其特征在于，空气加热器(18)的疏水出口连接凝汽器(6)。
10.根据权利要求7所述的热电联产机组耦合空气储能压缩供热系统，其特征在于，热网加热器(13)连接热网循环水泵(12)。
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