CN113673898A - 一种采暖热电联产机组供热能力提升方法及系统 - Google Patents

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张建元
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许朋江
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Abstract

本发明公开了一种采暖热电联产机组供热能力提升方法及系统，适用于燃煤热电联产机组为提升对外供热能力从而提高机组盈利能力，以目标需求匹配及静态投资回收期最低化为导向，提升供热能力。本发明提出的方法，厘清了热电联产机组在热、电双供应模式下采用不同供热能力提升方案的电出力‑热负荷‑机组能效的耦合机理，以静态投资回收期为寻优目标函数，统筹计量供热能力提升方案投资和收益，符合工程现场实际，适用于热电联产机组实施供热增容改造方案论证，具有广阔的应用前景。

Description

一种采暖热电联产机组供热能力提升方法及系统
技术领域
本发明属于火力发电领域，涉及一种采暖热电联产机组供热能力提升方法及系统。
背景技术
随着风、光等时变特性强的可再生能源高比例大规模并网发电，火电逐步由主体能源向基础能源转型。急需传统火电承担电网调峰、调频、调压等保障电网稳定运行任务，同时随着工业化和城市化进程的不断推进，工业蒸汽、居民采暖等集中用热需求快速增长，迫使火电机组向大热电比、高灵活性的方向发展。
现阶段热电联产机组以为200～600MW等级的机组为主，且大多采用中低压连通管抽汽技术(附图1)，该技术热电比通常较小。为满足日益快速增长的集中供热需求，扩大燃煤热电联产机组盈利能力，降低社会集中用热成本并提升安全可靠性，近年来多数燃煤热电联产机组纷纷实施供热能力提升改造。典型供热增容改造技术有高背压或低真空循环水余热回收技术(附图2)、低压缸零出力供热技术(附图3)、吸收式热泵梯级供热技术(附图4)、增设电极热水锅炉(附图5)、以及上述技术与电极热水锅炉的组合方案(附图6、7和8)。
上述的燃煤热电联产机组供热能力提升方案技术原理区别很大，部分技术方案的性能效果还受热网侧参数(热网循环水流量、供热回水温度)的影响，实施改造的投资及各方案下的供热负荷-供电负荷-标煤消耗也不尽相同。现有研究报道或涉及技术原理、或系统构成、或热-电-能效分布特性，但对于热电联产机组在热网参数、供热能力缺口、电网关于电调峰的补偿政策等变量约束条件下，如何在诸多方案中选择最优方案，目前尚无公开报道。
发明内容
本发明的目的在于解决现有技术中的问题，提供一种采暖热电联产机组供热能力提升方法及系统，具体为，核算机组在连通管抽汽供热技术的最大供热能力，根据供热增容目标确定供热能力缺口；以连通管抽汽供热为基础，制定供热能力提升方案；提出以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95，作为与热网侧参数有关联的供热能力提升方案适用与否判断；就技术适用的供热能力方案，在锅炉BMCR工况蒸发量给定，分别计算各方案的最大供热负荷Qmax，并与总供热负荷Qt对比，进行供热能力满足增容要求与否判定；就技术适用、供热能力满足增容要求的方案，确定各方案改造投资以及热负荷-电出力-标煤消耗关联特性；构建各方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值计算模型，以静态投资回收期最低进行最佳方案寻优。
为达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：
一种采暖热电联产机组供热能力提升方法，包括以下步骤：
确定采暖热电联产机组当前最大供热能力以及供热能力提升目标；
建立供热能力提升的可选方案；
以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定可选的方案是否适用；
给定锅炉工况蒸发量，分别计算各方案的最大供热负荷，并与对外供热负荷对比，判定供热能力是否满足增容要求；
确定方案改造投资、供热负荷-电出力-标煤消耗关联特性；
构建供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值计算模型，确定静态投资回收期最低的方案。
本发明的进一步改进在于：
确定采暖热电联产机组当前最大供热能力以及供热能力提升目标的具体方法包括：
①采暖热电联产机组采用连通管抽汽供热技术，定义为基准方案，通过现场性能试验的方式得出最大供热负荷Qmax随发电机出力N的关系式Qmax＝f1(N)、标煤消耗B随供热负荷Q和电出力N的关系式B＝F1(Q,N)；
Figure BDA0003234774800000031
式中，N为热电联产机组电出力，MW；实际运行中，机组电出力N给定，供热负荷Q在0～Qmax之间进行选择；
在锅炉BMCR工况蒸发量Dms条件下得出机组采用基准方案下的最大供热负荷Q0，以及发电机出力N0；
②根据热电联产机组供热增容目标，确定对外供热负荷Qt，MW；作为供热能力提升的供热负荷保障目标；
Qt＝A×w/100 (2)
式中，A为增容后的对外集中供热总面积，万/m2；
w为采暖综合热指标，W/m2，根据热电联产机组前三个供热季的统计平均值；
Figure BDA0003234774800000032
式中，q1、q2和q3分别为前三个供热季供热负荷最高的一小时的供热量，GJ；A1、A2和A3分别为热电联产机组前三个供热季的供热面积，万/m2；
根据热网侧资料，确定总供热负荷Qt条件下的供热循环水流量mcw，t/h、供水温度to，℃、回水温度ti，℃；
Qt＝mcw×Cpw×(to-ti)/3600 (4)
式中，Cpw为热网循环水的定压比热容，KJ/Kg·k；
③得出热电联产机组采用基准供热方案，在锅炉BMCR工况蒸发量Dms条件下最大供热负荷Q0以及发电机出力N0，计算供热能力缺口ΔQ＝Qt-Q0。
建立供热能力提升的可选方案的具体方法包括：
①高背压或低真空循环水供热技术，命名为供热能力提升方案1，按照汽轮机低压缸通流部分是否需要改造，分为湿冷机组高背压和空冷机组低真空两种；设置高背压热网凝汽器，采暖季提升汽轮机排汽压力，热网循环水先进入高背压热网凝汽器吸收乏汽余热后再进入热网加热器二次提温后对外供出；
②低压缸零出力供热技术，命名为供热能力提升方案2，除少量冷却蒸汽进入低压缸外，引其余中压缸排汽进入热网加热器用于对外供热；
③吸收式热泵梯级供热技术，命名为供热能力提升方案3，吸收式热泵在中压缸排汽处供热抽汽的驱动下，回收汽轮机排汽余热，共同加热供热循环水，吸收式热泵出口的供热循环水进入热网加热器二次提温后对外供出；
④在基准方案的基础上，增设电极热水锅炉，命名为供热能力提升方案4，供热回水以并联方式分别进入热网加热器和电极热水锅炉，经连通管供热抽汽和发电机出口的电能加热后汇合，对外供出；
⑤在供热能力提升方案1的基础上，增设电极热网锅炉，命名为供热能力提升方案5，高背压热网凝汽器出口的热网循环水，以并联方式分别进入热网加热器和电极热水锅炉，经连通管供热抽汽和发电机出口的电能加热后汇合，对外供出；
⑥在供热能力提升方案2的基础上，增设电极热网锅炉，命名为供热能力提升方案6，供热回水以并联方式分别进入热网加热器和电极热水锅炉，经连通管供热抽汽和发电机出口的电能加热后汇合，对外供出；
⑦在供热能力提升方案3的基础上，增设电极热网锅炉，命名为供热能力提升方案7，吸收式热泵出口的热网循环水，以并联方式分别进入热网加热器和电极热水锅炉，经连通管供热抽汽和发电机出口的电能加热后汇合，对外供出。
在判定可选的方案之前，需以与热网侧参数有无关联为标准，判定供热能力提升方案技术是否适用；判定结果为：供热能力提升方案1的高背压热网凝汽器、供热能力提升方案3的吸收式热泵以及供热能力提升方案5和供热能力提升方案7，其供热能力受热网侧参数供热循环水流量mcw，t/h和回水温度ti，℃的影响；故与热网参数无关联的供热能力提升技术有供热能力提升方案2、供热能力提升方案4和供热能力提升方案6。
以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定供热能力提升方案1和供热能力提升方案5是否适用；具体包含以下步骤：
锅炉BMCR工况蒸发量给定，连通管抽汽流量维持设计最大值Dzp，背压最大值Pc-max，计算供热循环水在高背压热网凝汽器实际可吸收热负荷Qsj和热电联产机组排汽热负荷Qex；
Figure BDA0003234774800000051
ts＝f2(Pc)＝-0.029×Pc 2+2.28×Pc+26.13
Figure BDA0003234774800000052
其中，ts为运行背压对应的饱和温度，℃；δt为高背压热网凝汽器换热端差，定义为热电联产机组运行背压对应的饱和温度和高背压热网凝汽器出口供热循环水温度的差值，℃；
mpq为热电联产机组排汽蒸汽流量，t/h；hex、hcod分别为进入高背压热网凝汽器的乏汽焓值和出高背压热网凝汽器的凝结水焓值，KJ/Kg；
判定Qid≥0.95×Qex是否成立；若乏汽余热实际可利用热负荷大于等于机组总乏汽热负荷的0.95，则认定方案技术适用；若乏汽余热实际可利用热负荷小于机组总乏汽热负荷的0.95，则判定不适用。
以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定供热能力提升方案3和供热能力提升方案7是否适用；具体包含以下步骤：
锅炉BMCR工况蒸发量给定，连通管抽汽流量维持设计最大值Dzp，吸收式热泵机组正常投运，计算供热循环水在热泵机组实际总吸热量Qab-w、按照COP设计值计算热泵理论总放热量Qab-id；
Figure BDA0003234774800000061
Figure BDA0003234774800000062
式中，tab为吸收式热泵机组出口热网循环水温度，℃；hzp、hss-ab分别为进入热泵的驱动蒸汽焓值、出热泵的凝结水焓值，KJ/Kg；Qqd和Qfq分别为吸收式热泵驱动热负荷、吸收式热泵回收利用机组乏汽热负荷，MW；
进行如下判定：Qab-w≥0.95×Qab-id是否成立；
若乏汽余热实际可利用热负荷大于等于机组总乏汽热负荷的0.95，则认定方案技术适用；若乏汽余热实际可利用热负荷小于机组总乏汽热负荷的0.95，则判定不适用。
给定锅炉工况蒸发量，分别计算各方案的最大供热负荷，并与对外供热负荷对比，判定供热能力是否满足增容要求；具体包含以下步骤：
供热能力提升方案1，供热循环水mcw全部进入高背压热网凝汽器，背压取最大值Pc-max，中排抽汽进入热网加热器，计算Q1max，并计算发电机出力N1；
Figure BDA0003234774800000071
供热能力提升方案2，低压缸零出力供热技术，计算Q2max，并计算发电机出力N2；
Figure BDA0003234774800000072
其中，Dcq-max为低压缸零出力供热模式下的采暖抽汽最大值，t/h；
供热能力提升方案3，供热循环水mcw全部进入热泵机组，中排抽汽除供给吸收式热泵外，其余蒸汽Dcq-2进入热网加热器，计算Q3max，并计算发电机出力N3；
Figure BDA0003234774800000073
供热能力提升方案4，中排抽汽取最大值，机组除保证机组厂用电Ncy外，其余电量均进入电极热水锅炉，计算Q4max；
Q4max＝f1(N0)+(N0-Ncy)×ηl×ηeb (12)
式中，ηl为传输电缆的电能输送效率，取定值0.99；ηeb为电极热水锅炉的电-热转换效率，取定值0.98；
供热能力提升方案5-7，分别在供热能力提升方案1-3的基础上，机组除保证机组厂用电Ncy1、Ncy2、Ncy3外，其余电量均进入电极热水锅炉，计算Q5max、Q6max、Q7max；
Q5max＝Q1max+(N1-Ncy1)×ηl×ηeb (13)
Q6max＝Q2max+(N2-Ncy2)×ηl×ηeb (14)
Q7max＝Q3max+(N3-Ncy3)×ηl×ηeb (15)
进行判定：0.95×Qimax≥Qt是否成立；若成立，认定该方案改造后供热能力满足增容要求；若不成立，认定该方案改造后供热能力不满足增容要求；其中，i为第i种供热能力提升方案。
确定方案改造投资、供热负荷-电出力-标煤消耗关联特性的具体步骤如下：
根据技术适用、供热能力满足要求的供热能力提升方案，确定各方案改造投资Mi；
计算各方案的供热负荷Q、电出力N和标煤消耗B关联特性，并计算供电负荷Nnet；
供热能力提升方案1：Q＝f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq)、B＝F2(N,Q)、Nnet＝N-Ncy1；
供热能力提升方案2：Q＝f3(N)、B＝F3(Q)；与基准方案进行切换，基准方案：Q在0和Qmax＝f1(N)之间调节选择，B＝F1(Q,N)，Nnet＝N-Ncy2；
供热能力提升方案3：Q＝f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab)、B＝F4(N,Q)、Nnet＝N-Ncy3；
供热能力提升方案4：Q＝Q1+Q2，Q1为基准供热方案，在0和Qmax＝f1(N)之间调节选择，Q2为电极热水锅炉供热负荷，Q2＝Neb×ηeb，B＝F1(Q1,N)，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy4；特别的：Neb＜N-Ncy4；
供热能力提升方案5：Q＝f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq)+Neb×ηeb，B＝F2(N,f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq))，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy5；特别的：Neb＜N-Ncy5；
供热能力提升方案6：Q＝f3(N)+Neb×ηeb，B＝F3(Q)，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy6；若切换为基准供热方案，供热负荷-电出力-标煤消耗关联见方案4；特别的，Neb＜N-Ncy6；
供热能力提升方案7：Q＝f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab)+Neb×ηeb，B＝F4(N,f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab))，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy7；特别的Neb＜N-Ncy7。
构建供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值计算模型，确定静态投资回收期最低的方案的具体步骤如下：
热电联产机组所在地区采暖季最低气温tmin和允许投供热的基准气温5℃，以1℃为间隔，划分出n个温度区间段，根据行业规范分别计算各温度区间段的供热负荷Qi和运行时长Hi，i为第i组温度区间段；
构建各供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值pro计算模型；
Figure BDA0003234774800000091
其中，j为第j种供热能力提升方案；上网电价e，元/kWh，热价c，元/GJ，标煤采购单价b，元/吨；
调峰政策：电网发出Nnet调度指令，若机组实际运行的Nnet高于电网调令，高于指令的电量要承担a元/MWh的考核；若机组实际运行的Nnet低于电网调令，低于该指令的电量按a元/MWh给予补贴，其中a≥e，符合电网关于鼓励火电机组灵活性调峰的当前现状；
各个温度区间段，在满足对外供热负荷Qi的前提下，以电网供电负荷Nnet-i调度指令为约束变量，以该区间段机组盈利值最大为优化目标，计算各供热能力提升方案的最佳Nnet-ji实际值，并计算盈利值pronet-ji；
各个供热能力提升方案，将各个温度区间段pronet-ji的求和，得出整个采暖季的机组总盈利值proj；
计算各个供热能力提升方案的静态回收期Yj，选取最低值对应的方案作为最优；
Figure BDA0003234774800000101
一种采暖热电联产机组供热能力提升系统，包括：
第一确定模块，所述第一确定模块用于确定采暖热电联产机组当前最大供热能力以及供热能力提升目标；
供热能力提升方案建立模块，所述供热能力提升方案建立模块用于建立供热能力提升的可选方案；
第一判定模块，所述第一判定模块用于以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定可选的方案是否适用；
第二判定模块，所述第二判定模块用于给定锅炉工况蒸发量，分别计算各方案的最大供热负荷，并与对外供热负荷对比，判定供热能力是否满足增容要求；
第二确定模块，所述第二确定模块用于确定方案改造投资、供热负荷-电出力-标煤消耗关联特性；
盈利值模型构建模块，所述盈利值模型构建模块用于构建供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值计算模型，确定静态投资回收期最低的方案。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明提供了一种采暖用热电联产机组供热能力提升方法及系统。适用于燃煤热电联产机组为提升对外供热能力从而提高机组盈利能力，以目标需求匹配及静态投资回收期最低化为导向，提升供热能力。本发明提出的方法，厘清了热电联产机组在热、电双供应模式下采用不同供热能力提升方案的电出力-热负荷-机组能效的耦合机理，以静态投资回收期为寻优目标函数，统筹计量供热能力提升方案投资和收益，符合工程现场实际，适用于热电联产机组实施供热增容改造方案论证，具有广阔的应用前景。
附图说明
为了更清楚的说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为连通管抽汽供热方案流程示意图；
图2为高背压或低真空循环水供热方案流程示意图；
图3为低压缸零出力供热方案流程示意图；
图4为热泵梯级供热方案流程示意图；
图5为连通管抽汽和电极热水锅炉方案流程示意图；
图6为高背压或低真空余热和电极热水锅炉方案流程示意图；
图7为低压缸零出力和电极热水锅炉方案流程示意图；
图8为热泵梯级和电极热水锅炉方案流程示意图；
图9为本发明的采暖热电联产机组供热能力提升方法流程示意图；
图10为本发明的采暖热电联产机组供热能力提升系统的结构示意图。
其中：1-锅炉，2-高压缸，3-中压缸，4-低压缸，5-发电机，6-热网加热器，7-高背压热网凝汽器，8-凝汽器，9-循环水泵，10-冷却水塔，11-吸收式热泵，12-电极热水锅炉。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。
在本发明实施例的描述中，需要说明的是，若出现术语“上”、“下”、“水平”、“内”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，或者是该发明产品使用时惯常摆放的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
此外，若出现术语“水平”，并不表示要求部件绝对水平，而是可以稍微倾斜。如“水平”仅仅是指其方向相对“竖直”而言更加水平，并不是表示该结构一定要完全水平，而是可以稍微倾斜。
在本发明实施例的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，若出现术语“设置”、“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
下面结合附图对本发明做进一步详细描述：
参见图9，图9公布了一种采暖热电联产机组供热能力提升方法，包括以下步骤：
步骤1：确定采暖热电联产机组当前最大供热能力以及供热能力提升目标。
①采暖热电联产机组采用连通管抽汽供热技术，定义为基准方案，通过现场性能试验的方式得出最大供热负荷Qmax随发电机出力N的关系式Qmax＝f1(N)、标煤消耗B随供热负荷Q和电出力N的关系式B＝F1(Q,N)；
Figure BDA0003234774800000131
式中，N为热电联产机组电出力，MW；实际运行中，机组电出力N给定，供热负荷Q在0～Qmax之间可调。
在锅炉BMCR工况蒸发量Dms条件下得出机组采用基准方案下的最大供热负荷Q0，以及发电机出力N0。
②根据热电联产机组供热增容目标，确定对外供热负荷Qt，MW；作为供热能力提升的供热负荷保障目标，按式(2)计算。
Qt＝A×w/100 (2)
式中，A为增容后的对外集中供热总面积，万/m2。
w为采暖综合热指标，W/m2，根据热电联产机组前三个供热季的统计平均值，见式(3)。
Figure BDA0003234774800000132
式中，q1、q2和q3分别为前三个供热季供热负荷最高的一小时的供热量，GJ；A1、A2和A3分别为热电联产机组前三个供热季的供热面积，万/m2。
根据热网侧资料，确定总供热负荷Qt条件下的供热循环水流量mcw，t/h、供水温度to，℃、回水温度ti，℃；符合式(4)。
Qt＝mcw×Cpw×(to-ti)/3600 (4)
式中，Cpw为热网循环水的定压比热容，KJ/Kg·k。
③根据第①条，得出热电联产机组采用基准供热方案，在锅炉BMCR工况蒸发量Dms条件下最大供热负荷Q0以及发电机出力N0，计算供热能力缺口ΔQ＝Qt-Q0。
步骤2：初列：以连通管抽汽供热为基础，初列7种供热能力提升方案。
①高背压或低真空循环水供热技术，命名为供热能力提升方案1，见附图2。按照汽轮机低压缸4通流部分是否需要改造，分为湿冷机组高背压和空冷机组低真空两种。设置高背压热网凝汽器7，采暖季提升汽轮机排汽压力，热网循环水先进入高背压热网凝汽器7吸收乏汽余热后再进入热网加热器6二次提温后对外供出。
②低压缸零出力供热技术，命名为供热能力提升方案2，见附图3。除少量冷却蒸汽进入低压缸4外，引其余中压缸3排汽进入热网加热器6用于对外供热。方案2与基准供热方案可实现灵活无扰切换。
③吸收式热泵梯级供热技术，命名为供热能力提升方案3，见附图4。吸收式热泵11在中压缸3排汽处供热抽汽的驱动下，回收汽轮机4排汽余热，共同加热供热循环水，吸收式热泵11出口的供热循环水进入热网加热器6二次提温后对外供出。
④在基准方案的基础上，增设电极热水锅炉12，命名为供热能力提升方案4，见附图5。供热回水以并联方式分别进入热网加热器6和电极热水锅炉12，经连通管供热抽汽和发电机5出口的电能加热后汇合，对外供出。
⑤在供热能力提升方案1的基础上，增设电极热网锅炉12，命名为供热能力提升方案5，见附图6。高背压热网凝汽器7出口的热网循环水，以并联方式分别进入热网加热器6和电极热水锅炉12，经连通管供热抽汽和发电机5出口的电能加热后汇合，对外供出。
⑥在供热能力提升方案2的基础上，增设电极热网锅炉12，命名为供热能力提升方案6，见附图7。供热回水以并联方式分别进入热网加热器6和电极热水锅炉12，经连通管供热抽汽和发电机5出口的电能加热后汇合，对外供出。
⑦在供热能力提升方案3的基础上，增设电极热网锅炉12，命名为供热能力提升方案7，见附图8。吸收式热泵11出口的热网循环水，以并联方式分别进入热网加热器6和电极热水锅炉12，经连通管供热抽汽和发电机5出口的电能加热后汇合，对外供出。
步骤3：初筛：以是否和热网参数关联以及关联关系，进行供热能力提升方案技术适用与否判断，提出以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95，作为与热网侧参数有关联的供热能力提升方案适用与否判断。
①供热能力提升方案1的高背压热网凝汽器7、供热能力提升方案3的吸收式热泵11，以及供热能力提升方案5和供热能力提升方案7，其供热能力受热网侧参数供热循环水流量mcw，t/h和回水温度ti，℃的影响。
与热网参数无关联的供热能力提升技术有供热能力提升方案2、供热能力提升方案4和供热能力提升方案6。
②对于供热能力提升方案1、供热能力提升方案3、供热能力提升方案5和供热能力提升方案7，进行供热能力提升方案适用与否判断
A：供热能力提升方案1和供热能力提升方案5：锅炉BMCR工况蒸发量给定，连通管抽汽流量维持设计最大值Dzp，背压最大值Pc-max，计算供热循环水在高背压热网凝汽器实际可吸收热负荷Qsj和热电联产机组排汽热负荷Qex，见式(5)和(6)。
Figure BDA0003234774800000161
ts＝f2(Pc)＝-0.029×Pc 2+2.28×Pc+26.13
Figure BDA0003234774800000162
式中，ts为运行背压对应的饱和温度，℃；δt为高背压热网凝汽器换热端差，定义为热电联产机组运行背压对应的饱和温度和高背压热网凝汽器出口供热循环水温度的差值，℃。
mpq为热电联产机组排汽蒸汽流量，其中，热电联产机组含给水泵小汽轮机，t/h；hex、hcod分别为进入高背压热网凝汽器的乏汽焓值、出高背压热网凝汽器的凝结水焓值，KJ/Kg。
判定Qid≥0.95×Qex是否成立；若乏汽余热实际可利用热负荷大于等于机组总乏汽热负荷的0.95，则认定方案技术适用；若乏汽余热实际可利用热负荷小于机组总乏汽热负荷的0.95，则判定不适用。
B：供热能力提升方案3和供热能力提升方案7：锅炉BMCR工况蒸发量给定，连通管抽汽流量维持设计最大值Dzp，吸收式热泵机组正常投运，计算供热循环水在热泵机组实际总吸热量Qab-w、按照COP设计值计算热泵理论总放热量Qab-id，见式(7)和(8)。
Figure BDA0003234774800000171
Figure BDA0003234774800000172
式中，tab为吸收式热泵机组出口热网循环水温度，℃。
hzp、hss-ab分别为进入热泵的驱动蒸汽焓值、出热泵的凝结水焓值，KJ/Kg。
Qqd和Qfq分别为吸收式热泵驱动热负荷、吸收式热泵回收利用机组乏汽热负荷，MW。
进行如下判定：Qab-w≥0.95×Qab-id是否成立；
若乏汽余热实际可利用热负荷大于等于机组总乏汽热负荷的0.95，则认定方案技术适用；若乏汽余热实际可利用热负荷小于机组总乏汽热负荷的0.95，则判定不适用。
步骤4：就技术适用的供热能力方案，在锅炉BMCR工况蒸发量给定，分别计算各方案的最大供热负荷Qmax，并与Qt对比，进行供热能力满足与否判定。
①供热能力提升方案1，供热循环水mcw全部进入高背压热网凝汽器，背压取最大值Pc-max，中排抽汽进入热网加热器，计算Q1max，见式(9)，并计算发电机出力N1。
Figure BDA0003234774800000173
②供热能力提升方案2，低压缸零出力供热技术，计算Q2max，见式(10)，并计算发电机出力N2。
Figure BDA0003234774800000174
式中，Dcq-max为低压缸零出力供热模式下的采暖抽汽最大值，t/h。
③供热能力提升方案3，供热循环水mcw全部进入热泵机组，中排抽汽除供给吸收式热泵外，其余蒸汽Dcq-2进入热网加热器，计算Q3max，见式(11)，并计算发电机出力N3。
Figure BDA0003234774800000181
④供热能力提升方案4，中排抽汽取最大值，机组除保证机组厂用电Ncy外，其余电量均进入电极热水锅炉，计算Q4max，见式(12)。
Q4max＝f1(N0)+(N0-Ncy)×ηl×ηeb (12)
式中，ηl为传输电缆的电能输送效率，取定值0.99；ηeb为电极热水锅炉8的电-热转换效率，取定值0.98。
⑤供热能力提升方案5-7，分别在供热能力提升方案1-3的基础上，机组除保证机组厂用电Ncy1、Ncy2、Ncy3外，其余电量均进入电极热水锅炉，计算Q5max、Q6max、Q7max；见式(13)-(15)。
Q5max＝Q1max+(N1-Ncy1)×ηl×ηeb (13)
Q6max＝Q2max+(N2-Ncy2)×ηl×ηeb (14)
Q7max＝Q3max+(N3-Ncy3)×ηl×ηeb (15)
⑥进行判定：0.95×Qimax≥Qt是否成立；若成立，认定该方案改造后供热能力满足增容要求；若不成立，认定该方案改造后供热能力不满足增容要求；其中，i为第i种供热能力提升方案。
步骤5：确定各方案改造投资、供热负荷-电出力-标煤消耗关联特性。
①：根据步骤3和4，就技术适用、供热能力满足要求的供热能力提升方案，确定各方案改造投资Mi。
②：计算各供热能力提升方案的供热负荷Q、电出力N和标煤消耗B关联特性，并计算供电负荷Nnet。
供热能力提升方案1：Q＝f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq)、B＝F2(N,Q)、Nnet＝N-Ncy1。
供热能力提升方案2：Q＝f3(N)、B＝F3(Q)；可和基准方案灵活切换，基准方案：Q在0和Qmax＝f1(N)之间可调，B＝F1(Q,N)，Nnet＝N-Ncy2。
供热能力提升方案3：Q＝f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab)、B＝F4(N,Q)、Nnet＝N-Ncy3。
供热能力提升方案4：Q＝Q1+Q2，Q1为基准供热方案，在0和Qmax＝f1(N)之间可调，Q2为电极热水锅炉供热负荷，Q2＝Neb×ηeb，B＝F1(Q1,N)，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy4。特别的：Neb＜N-Ncy4。
供热能力提升方案5：Q＝f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq)+Neb×ηeb，B＝F2(N,f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq))，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy5；特别的：Neb＜N-Ncy5。
供热能力提升方案6：Q＝f3(N)+Neb×ηeb，B＝F3(Q)，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy6。若切换为基准供热方案，供热负荷-电出力-标煤消耗关联见方案4。特别的：Neb＜N-Ncy6。
供热能力提升方案7：Q＝f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab)+Neb×ηeb，B＝F4(N,f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab))，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy7；特别的，Neb＜N-Ncy7。
步骤6：构建各供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值pro计算模型，以静态投资回收期最低进行最佳方案寻优。
①热电联产机组所在地区采暖季最低气温tmin和允许投供热的基准气温5℃，以1℃为间隔，划分出n个温度区间段，根据行业规范分别计算各温度区间段的供热负荷Qi和运行时长Hi，i为第i组温度区间段。
②构建各供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值pro计算模型，见式(16)。
Figure BDA0003234774800000201
式中，j为第j种供热能力提升方案。
上网电价e，元/kWh，热价c，元/GJ，标煤采购单价b，元/吨。
调峰政策：电网发出Nnet调度指令，若机组实际运行的Nnet高于电网调令，高于指令的电量要承担a元/MWh的考核；若机组实际运行的Nnet低于电网调令，低于该指令的电量按a元/MWh给予补贴，其中a≥e，符合电网关于鼓励火电机组灵活性调峰的当前现状。
③就各个温度区间段，在满足对外供热负荷Qi的前提下，以电网供电负荷Nnet-i调度指令为约束变量，以该区间段机组盈利值最大为优化目标，计算各供热能力提升方案的最最佳Nnet-ji实际值，并计算盈利值pronet-ji。
④：就各个供热能力提升方案，将各个温度区间段pronet-ji的求和，得出整个采暖季的机组总盈利值proj。
⑤：计算各个供热能力提升方案的静态回收期Yj，见式(17)。选取最低值对应的方案作为最优。
Figure BDA0003234774800000202
参见图10，图10公布了一种采暖热电联产机组供热能力提升系统，包括：
第一确定模块，所述第一确定模块用于确定采暖热电联产机组当前最大供热能力以及供热能力提升目标；
供热能力提升方案建立模块，所述供热能力提升方案建立模块用于建立供热能力提升的可选方案；
第一判定模块，所述第一判定模块用于以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定可选的方案是否适用；
第二判定模块，所述第二判定模块用于给定锅炉工况蒸发量，分别计算各方案的最大供热负荷，并与对外供热负荷对比，判定供热能力是否满足增容要求；
第二确定模块，所述第二确定模块用于确定方案改造投资、供热负荷-电出力-标煤消耗关联特性；
盈利值模型构建模块，所述盈利值模型构建模块用于构建供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值计算模型，确定静态投资回收期最低的方案。
以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，包括以下步骤：
确定采暖热电联产机组当前最大供热能力以及供热能力提升目标；
建立供热能力提升的可选方案；
以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定可选的方案是否适用；
给定锅炉工况蒸发量，分别计算各方案的最大供热负荷，并与对外供热负荷对比，判定供热能力是否满足增容要求；
确定方案改造投资、供热负荷-电出力-标煤消耗关联特性；
构建供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值计算模型，确定静态投资回收期最低的方案。
2.根据权利要求1所述的采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，所述确定采暖热电联产机组当前最大供热能力以及供热能力提升目标的具体方法包括：
①采暖热电联产机组采用连通管抽汽供热技术，定义为基准方案，通过现场性能试验的方式得出最大供热负荷Qmax随发电机出力N的关系式Qmax＝f1(N)、标煤消耗B随供热负荷Q和电出力N的关系式B＝F1(Q,N)；
Figure FDA0003234774790000011
式中，N为热电联产机组电出力，MW；实际运行中，机组电出力N给定，供热负荷Q在0～Qmax之间进行选择；
在锅炉BMCR工况蒸发量Dms条件下得出机组采用基准方案下的最大供热负荷Q0，以及发电机出力N0；
②根据热电联产机组供热增容目标，确定对外供热负荷Qt，MW；作为供热能力提升的供热负荷保障目标；
Qt＝A×w/100 (2)
式中，A为增容后的对外集中供热总面积，万/m2；
w为采暖综合热指标，W/m2，根据热电联产机组前三个供热季的统计平均值；
Figure FDA0003234774790000021
式中，q1、q2和q3分别为前三个供热季供热负荷最高的一小时的供热量，GJ；A1、A2和A3分别为热电联产机组前三个供热季的供热面积，万/m2；
根据热网侧资料，确定总供热负荷Qt条件下的供热循环水流量mcw，t/h、供水温度to，℃、回水温度ti，℃；
Qt＝mcw×Cpw×(to-ti)/3600 (4)
式中，Cpw为热网循环水的定压比热容，KJ/Kg·k；
③得出热电联产机组采用基准供热方案，在锅炉BMCR工况蒸发量Dms条件下最大供热负荷Q0以及发电机出力N0，计算供热能力缺口ΔQ＝Qt-Q0。
3.根据权利要求1所述的采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，所述建立供热能力提升的可选方案的具体方法包括：
①高背压或低真空循环水供热技术，命名为供热能力提升方案1，按照汽轮机低压缸通流部分是否需要改造，分为湿冷机组高背压和空冷机组低真空两种；设置高背压热网凝汽器，采暖季提升汽轮机排汽压力，热网循环水先进入高背压热网凝汽器吸收乏汽余热后再进入热网加热器二次提温后对外供出；
②低压缸零出力供热技术，命名为供热能力提升方案2，除少量冷却蒸汽进入低压缸外，引其余中压缸排汽进入热网加热器用于对外供热；
③吸收式热泵梯级供热技术，命名为供热能力提升方案3，吸收式热泵在中压缸排汽处供热抽汽的驱动下，回收汽轮机排汽余热，共同加热供热循环水，吸收式热泵出口的供热循环水进入热网加热器二次提温后对外供出；
④在基准方案的基础上，增设电极热水锅炉，命名为供热能力提升方案4，供热回水以并联方式分别进入热网加热器和电极热水锅炉，经连通管供热抽汽和发电机出口的电能加热后汇合，对外供出；
⑤在供热能力提升方案1的基础上，增设电极热网锅炉，命名为供热能力提升方案5，高背压热网凝汽器出口的热网循环水，以并联方式分别进入热网加热器和电极热水锅炉，经连通管供热抽汽和发电机出口的电能加热后汇合，对外供出；
⑥在供热能力提升方案2的基础上，增设电极热网锅炉，命名为供热能力提升方案6，供热回水以并联方式分别进入热网加热器和电极热水锅炉，经连通管供热抽汽和发电机出口的电能加热后汇合，对外供出；
⑦在供热能力提升方案3的基础上，增设电极热网锅炉，命名为供热能力提升方案7，吸收式热泵出口的热网循环水，以并联方式分别进入热网加热器和电极热水锅炉，经连通管供热抽汽和发电机出口的电能加热后汇合，对外供出。
4.根据权利要求3所述的采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，在判定可选的方案之前，需以与热网侧参数有无关联为标准，判定供热能力提升方案技术是否适用；判定结果为：供热能力提升方案1的高背压热网凝汽器、供热能力提升方案3的吸收式热泵以及供热能力提升方案5和供热能力提升方案7，其供热能力受热网侧参数供热循环水流量mcw，t/h和回水温度ti，℃的影响；故与热网参数无关联的供热能力提升技术有供热能力提升方案2、供热能力提升方案4和供热能力提升方案6。
5.根据权利要求4所述的采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，所述以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定供热能力提升方案1和供热能力提升方案5是否适用；具体包含以下步骤：
锅炉BMCR工况蒸发量给定，连通管抽汽流量维持设计最大值Dzp，背压最大值Pc-max，计算供热循环水在高背压热网凝汽器实际可吸收热负荷Qsj和热电联产机组排汽热负荷Qex；
Figure FDA0003234774790000041
Figure FDA0003234774790000042
其中，ts为运行背压对应的饱和温度，℃；δt为高背压热网凝汽器换热端差，定义为热电联产机组运行背压对应的饱和温度和高背压热网凝汽器出口供热循环水温度的差值，℃；
mpq为热电联产机组排汽蒸汽流量，t/h；hex、hcod分别为进入高背压热网凝汽器的乏汽焓值和出高背压热网凝汽器的凝结水焓值，KJ/Kg；
判定Qid≥0.95×Qex是否成立；若乏汽余热实际可利用热负荷大于等于机组总乏汽热负荷的0.95，则认定方案技术适用；若乏汽余热实际可利用热负荷小于机组总乏汽热负荷的0.95，则判定不适用。
6.根据权利要求4所述的采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，所述以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定供热能力提升方案3和供热能力提升方案7是否适用；具体包含以下步骤：
锅炉BMCR工况蒸发量给定，连通管抽汽流量维持设计最大值Dzp，吸收式热泵机组正常投运，计算供热循环水在热泵机组实际总吸热量Qab-w、按照COP设计值计算热泵理论总放热量Qab-id；
Figure FDA0003234774790000051
Figure FDA0003234774790000052
式中，tab为吸收式热泵机组出口热网循环水温度，℃；hzp、hss-ab分别为进入热泵的驱动蒸汽焓值、出热泵的凝结水焓值，KJ/Kg；Qqd和Qfq分别为吸收式热泵驱动热负荷、吸收式热泵回收利用机组乏汽热负荷，MW；
进行如下判定：Qab-w≥0.95×Qab-id是否成立；
若乏汽余热实际可利用热负荷大于等于机组总乏汽热负荷的0.95，则认定方案技术适用；若乏汽余热实际可利用热负荷小于机组总乏汽热负荷的0.95，则判定不适用。
7.根据权利要求3所述的采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，所述给定锅炉工况蒸发量，分别计算各方案的最大供热负荷，并与对外供热负荷对比，判定供热能力是否满足增容要求；具体包含以下步骤：
供热能力提升方案1，供热循环水mcw全部进入高背压热网凝汽器，背压取最大值Pc-max，中排抽汽进入热网加热器，计算Q1max，并计算发电机出力N1；
Figure FDA0003234774790000053
供热能力提升方案2，低压缸零出力供热技术，计算Q2max，并计算发电机出力N2；
Figure FDA0003234774790000054
其中，Dcq-max为低压缸零出力供热模式下的采暖抽汽最大值，t/h；
供热能力提升方案3，供热循环水mcw全部进入热泵机组，中排抽汽除供给吸收式热泵外，其余蒸汽Dcq-2进入热网加热器，计算Q3max，并计算发电机出力N3；
Figure FDA0003234774790000061
供热能力提升方案4，中排抽汽取最大值，机组除保证机组厂用电Ncy外，其余电量均进入电极热水锅炉，计算Q4max；
Q4max＝f1(N0)+(N0-Ncy)×ηl×ηeb (12)
式中，ηl为传输电缆的电能输送效率，取定值0.99；ηeb为电极热水锅炉的电-热转换效率，取定值0.98；
供热能力提升方案5-7，分别在供热能力提升方案1-3的基础上，机组除保证机组厂用电Ncy1、Ncy2、Ncy3外，其余电量均进入电极热水锅炉，计算Q5max、Q6max、Q7max；
Q5max＝Q1max+(N1-Ncy1)×ηl×ηeb (13)
Q6max＝Q2max+(N2-Ncy2)×ηl×ηeb (14)
Q7max＝Q3max+(N3-Ncy3)×ηl×ηeb (15)
进行判定：0.95×Qimax≥Qt是否成立；若成立，认定该方案改造后供热能力满足增容要求；若不成立，认定该方案改造后供热能力不满足增容要求；其中，i为第i种供热能力提升方案。
8.根据权利要求3所述的采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，所述确定方案改造投资、供热负荷-电出力-标煤消耗关联特性的具体步骤如下：
根据技术适用、供热能力满足要求的供热能力提升方案，确定各方案改造投资Mi；
计算各方案的供热负荷Q、电出力N和标煤消耗B关联特性，并计算供电负荷Nnet；
供热能力提升方案1：Q＝f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq)、B＝F2(N,Q)、Nnet＝N-Ncy1；
供热能力提升方案2：Q＝f3(N)、B＝F3(Q)；与基准方案进行切换，基准方案：Q在0和Qmax＝f1(N)之间调节选择，B＝F1(Q,N)，Nnet＝N-Ncy2；
供热能力提升方案3：Q＝f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab)、B＝F4(N,Q)、Nnet＝N-Ncy3；
供热能力提升方案4：Q＝Q1+Q2，Q1为基准供热方案，在0和Qmax＝f1(N)之间调节选择，Q2为电极热水锅炉供热负荷，Q2＝Neb×ηeb，B＝F1(Q1,N)，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy4；特别的：Neb＜N-Ncy4；
供热能力提升方案5：Q＝f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq)+Neb×ηeb，B＝F2(N,f2(N,Pc,ti,mcw,Dcq))，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy5；特别的：Neb＜N-Ncy5；
供热能力提升方案6：Q＝f3(N)+Neb×ηeb，B＝F3(Q)，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy6；若切换为基准供热方案，供热负荷-电出力-标煤消耗关联见方案4；特别的，Neb＜N-Ncy6；
供热能力提升方案7：Q＝f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab)+Neb×ηeb，B＝F4(N,f4(N,Pc,ti,mcw,Dcq-2,tab))，Nnet＝N-Neb÷ηl-Ncy7；特别的Neb＜N-Ncy7。
9.根据权利要求1所述的采暖热电联产机组供热能力提升方法，其特征在于，所述构建供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值计算模型，确定静态投资回收期最低的方案的具体步骤如下：
热电联产机组所在地区采暖季最低气温tmin和允许投供热的基准气温5℃，以1℃为间隔，划分出n个温度区间段，根据行业规范分别计算各温度区间段的供热负荷Qi和运行时长Hi，i为第i组温度区间段；
构建各供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值pro计算模型；
Figure FDA0003234774790000081
其中，j为第j种供热能力提升方案；上网电价e，元/kWh，热价c，元/GJ，标煤采购单价b，元/吨；
调峰政策：电网发出Nnet调度指令，若机组实际运行的Nnet高于电网调令，高于指令的电量要承担a元/MWh的考核；若机组实际运行的Nnet低于电网调令，低于该指令的电量按a元/MWh给予补贴，其中a≥e，符合电网关于鼓励火电机组灵活性调峰的当前现状；
各个温度区间段，在满足对外供热负荷Qi的前提下，以电网供电负荷Nnet-i调度指令为约束变量，以该区间段机组盈利值最大为优化目标，计算各供热能力提升方案的最佳Nnet-ji实际值，并计算盈利值pronet-ji；
各个供热能力提升方案，将各个温度区间段pronet-ji的求和，得出整个采暖季的机组总盈利值proj；
计算各个供热能力提升方案的静态回收期Yj，选取最低值对应的方案作为最优；
Figure FDA0003234774790000082
10.一种采暖热电联产机组供热能力提升系统，其特征在于，包括：
第一确定模块，所述第一确定模块用于确定采暖热电联产机组当前最大供热能力以及供热能力提升目标；
供热能力提升方案建立模块，所述供热能力提升方案建立模块用于建立供热能力提升的可选方案；
第一判定模块，所述第一判定模块用于以乏汽余热实际可利用热负荷是否大于机组总乏汽热负荷的0.95为标准，判定可选的方案是否适用；
第二判定模块，所述第二判定模块用于给定锅炉工况蒸发量，分别计算各方案的最大供热负荷，并与对外供热负荷对比，判定供热能力是否满足增容要求；
第二确定模块，所述第二确定模块用于确定方案改造投资、供热负荷-电出力-标煤消耗关联特性；
盈利值模型构建模块，所述盈利值模型构建模块用于构建供热能力提升方案在供电、供热及调峰服务下的盈利值计算模型，确定静态投资回收期最低的方案。
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