CN115234965A - 源网荷储协调的区域供热系统及方法 - Google Patents

Abstract

本公开提出了源网协调的区域供热系统及方法，包括：多个热源、控制装置以及控制中心，所述多个热源分别通过热力传输管道连接至待供汽负荷单元；在同一热源站内部，通过源端的多能互补单元与源储单元协调实现场站级别对外供汽的参数稳定，各个热源站的控制装置均与控制中心通信；控制中心根据待供汽负荷单元的需求以及各个热源输出能力下发调度指令，使得在不同的热源站之间完成热量互补，输出稳定参数的供汽至待供汽负荷单元。汽轮机系统运行时采用高负荷时抽取高压蒸汽储存在蒸汽蓄热器，低负荷时从蒸汽蓄热器释放出比汽轮机低负荷直接抽汽的蒸汽压力更高的蒸汽，以满足供汽参数的需求。

Description

源网荷储协调的区域供热系统及方法

技术领域

本公开属于电厂技术领域，尤其涉及源网荷储协调的区域供热系统及方法。

背景技术

本部分的陈述仅仅是提供了与本公开相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。

为消纳可再生能源发电，防止弃风、弃光、弃水等不合理现象发生，电网面临很大的调峰压力，火电机组参与深度调峰已成为必然，部分电厂已开始进行相关改造。

火电机组低负荷时面临锅炉难以稳定燃烧、发电效率降低等诸多问题。对于对外供汽的火电机组，还存在低负荷下供汽参数不稳定等问题。

目前，在中国一些地区，有一些火电厂采用电锅炉进行热电解耦，当对电网送电负荷较低时，可以用火电厂自己发的一部分电驱动电锅炉产生热水，产生的热水储存在热水蓄热罐中，当对外供暖需求增加时再从热水蓄热罐中取热。由于居民供暖一般采用热水供热，这种方式虽然保障了民生，但从能量转化上讲，煤燃烧发出高品位能量的电，电再加热产生低品位能量的热水，存在能量利用的不合理。

对于对外供汽的火电机组，个别机组也有采用电锅炉产生蒸汽进行热电解耦的。由于工业用户对于供汽的稳定性、可靠性要求比较高。因此，对于对外供汽的火电机组参与深度调峰时，如何既保证高负荷下的供汽经济性、可靠性又保证低负荷下的供汽经济性、可靠性，是一个尚未得到很好解决的问题。

另外，以往的区域协调，仅针对热水管网，或仅针对蒸汽管网，没有协调统筹热水管网和蒸汽管网，也就是仅针对一张热水管网内的不同热源进行协调调度，或者仅针对一张蒸汽管网的不同热源进行协调调度。

发明内容

为克服上述现有技术的不足，本公开提供了化石能源与清洁能源多能互补供能站灵活供汽系统，采用多能互补方式，在化石能源参与深度调峰时能满足灵活供汽需求，在保证供汽稳定性的同时，最大限度的采用清洁能源供应电力和热力所需的能量，从而减少供能站的碳排放。

为实现上述目的，本公开的一个或多个实施例提供了如下技术方案：

第一方面，公开了源网荷储协调的区域供热系统，包括：

多个热源子系统、热网子系统、控制装置以及控制中心，所述多个热源子系统分别通过热网子系统连接至待供汽负荷单元；

所述多个热源子系统分别安装在所属热源站内，每个热源站还设置有控制装置，用于控制所属站内热源的工作状态，在同一热源站内部，通过源端的多能互补单元与源储单元协调实现场站级别对外供汽的参数稳定，各个热源站的控制装置均与控制中心通信；

所述热网子系统包括蒸汽热网、热水热网，统称为“双网”；所述热网子系统中设有储能，称为“网储”。

所述蒸汽热网由若干蒸汽传输管道组成，所述热水热网由若干热水传输管道组成；所述蒸汽传输管道和所述热水传输管道统称为热力传输管道；上述热力传输管道及其附属光伏和/或风电设施构成“网端”，网端既提供蒸汽管道的传输网络，又兼具提供电源的功能，具体通过网耦光伏和/或网耦风电实现，即：在管网上方或两旁设置光伏板和/或风力发电机，参与电池储电，光伏和/或风力发电机发出的电用于生产热水或蒸汽，参与区域供热。

所述控制中心根据待供汽负荷单元的需求以及各个热源输出能力下发调度指令，使得在不同的热源站之间完成热量互补，输出稳定参数的供汽至待供汽负荷单元。

所述源网荷储协调的区域供热系统的热网子系统和多个热源子系统组成“双网多源”，其中，双网包括液态热水管网和蒸汽管网，多源包括太阳能、化石能源、电能等。

所述“双网多源”技术方案，蒸汽分两步加热，第一步由清洁但能量密度相对较低的可再生能源将冷水加热成热水，热水的第一条支路直接连接至热水管网，热水的第二条支路先连接至热水罐，将热水储存在热水罐中，热水罐再连接至热水管网，且热水罐的热水储量可被单独调度，第二步由富裕的可再生能源和/或能量密度相对较高的化石能源和/或生物质能源将热水加热成蒸汽；上述经热水管网后进一步被加热成蒸汽的热水称为内供转汽的热水，而直接经热水管网输送至热水用户的热水称为外供热水。

在一些实施例子中，所述热源子系统包括源端与源储，所述源端主要在热源侧完成第一次能量转换，具体包括化石能源第一次转换为热能、清洁能源第一次转换为热能，以及在第一次转换过程中，化石能源与清洁能源的多能互补，所述源储是在热源侧通过储能完成第二次能量转换，具体是通过协调储水罐和/或蒸汽蓄热器进行调整。

在一些实施例子中，所述源端供能以化石能源为主力热源时，源储协调为：采用高负荷时抽取高压蒸汽储存在蒸汽蓄热器，低负荷时从蒸汽蓄热器释放出比汽轮机低负荷直接抽汽的蒸汽压力更高的蒸汽。

在一些实施例子中，所述源储包括电能的储能单元，电能的储能单元包括储能电池和电源路由器，电源路由器的输入端分别连接自光伏发电装置、风电装置、储能电池、火电厂及电网，输出端连接至电锅炉，所述电锅炉通过电源路由器选择所用电来源，实现源端电能互补。由于接入电源路由器的电源质量各不相同，通过电源路由器可以将不同电源接入的不同品质的直流电、交流电均整合成合格品质的交流电，并将整合好的交流电接入电锅炉，并进一步将电能转化为热能。

作为进一步的技术方案，所述源储还包括热能的储能单元，所述热能的储能单元包括：储水罐和/或导热油罐和/或熔盐罐，热能的储能单元存储的热能分别为：利用光热产生热水蓄热、利用光热产生蒸汽蓄热及利用光热产生热水、蒸汽蓄热。

作为进一步的技术方案，所述热力传输管道外包裹有预制保温层，在保温层的外部还包围有外护管，预制加固肋穿过外护管及保温层，用于安装光伏板；

优选的，所述热力传输管道侧上方布置有风力发电机，所述光伏板和风力发电机分别连接至电源路由器。

通过在管网上方或两旁设置光伏板，参与电池储电，光伏发的电用于生产热水或蒸汽，参与区域供热。

在一些实施例子中，所述源网荷储协调的区域供热系统的多个热源分别为第一热源、第二热源、第三热源及第四热源；

所述第一热源包括第一太阳能低温集热器，所述第一太阳能低温集热器连接至第一储热水罐，所述第一储热水罐连接至第一锅炉，所述第一锅炉利用第一储热水罐存储的热能产生供汽传输至待供汽负荷单元；在第一热源中，把冷水加热到水蒸气分成两个阶段，第一阶段是采用太阳能这种清洁能源把冷水加热成热水，并储存在第一储热水罐中，第二阶段是采用化石能源锅炉或生物质能源锅炉把热水加热成蒸汽，所述化石能源锅炉包括但不限于燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉、燃气轮机的余热锅炉(燃料包括但不限于油、气等)、燃气内燃机的余热锅炉、燃油内燃机的余热锅炉等，所示生物质能源锅炉包括但不限于生物质锅炉、垃圾焚烧锅炉等。由于太阳能这种清洁能源的能量密度较低，故采用太阳能加热热水，并采用包括但不限于热水罐的源储进行储能，以便在第二阶段采用更高能量密度的化石能源或生物质能源加热时，能够提高热水供应的响应速度和热水温度的稳定程度，改善不同种类的源端之间配合的时效性。

所述第二热源包括具有热电联产功能的火电机组，采用汽轮机抽汽的方式实现对外供汽，所述汽轮机分别连接至第二锅炉及第一发电机，所述汽轮机产生蒸汽传输至待供汽负荷单元；

所述第三热源包括燃气-蒸汽联合循环发电机组，所述燃气-蒸汽联合循环发电机组连接至第二发电机，将燃气-蒸汽联合循环机组抽汽传输至待供汽负荷单元；

所述第四热源包括第二太阳能低温集热器，所述第二太阳能低温集热器连接至第二储热水罐，所述第二储热水罐连接至电锅炉，所述电锅炉利用第二储热水罐存储的热能产生供汽传输至待供汽负荷单元。

上述电锅炉第一优先采用管网上方或两旁的光伏板发出的电，第二优先采用风电，第三优先采用热电联产的火电厂发出的电，第四优先采用地方电网供的电。

进一步的技术方案，所述第一或第二太阳能低温集热器输入端连接导热油冷油罐，输出端连接导热油热油罐，导热油冷油罐及导热油热油罐均连接至基于光热的蒸汽发生器，蒸汽发生器将能量传输至蒸汽蓄热器存储。

进一步优选的技术方案，所述导热油热油罐通过导热油蒸汽换热器连接至基于光热的蒸汽发生器。

进一步的技术方案，所述蒸汽蓄热器及混汽联箱之间通过管道相连，所述混汽联箱输出端连接至蒸汽过热器，蒸汽过热器将混汽联箱输出的蒸汽过热之后输出至用户或者辅助蒸汽联箱；

所述蒸汽过热器包括蒸汽电加热器、导热油-蒸汽换热器等。其中，当蒸汽过热器采用蒸汽电加热器时，热源来自电力，当蒸汽过热器采用导热油-蒸汽换热器时，热源来自导热油，导热油的热量来自于太阳能。

第二方面，公开了源网荷储协调的多能互补区域供热系统的日前预测与调度方法，包括：

步骤一：日前预测能量来源和负荷需求，分别得出日前修正前预测的负荷曲线和供能曲线；

步骤二：基于所述的“双网多源”系统，通过对比日前修正前预测的供能曲线和热力负荷曲线，分别得出日前修正前预测的逐时热水差额功率曲线和/或日前修正前预测的逐时蒸汽供汽差额功率曲线，并求取一天总的热水差额量和蒸汽差额量；

步骤三：通过储能和/或附加电能等手段，将一天中总的热力差额量减小至允许的数值范围内，同时将一天中逐时的热力差额功率减少至允许的数值范围内，从而得到日前修正后预测的火电厂热电联产的供汽量曲线；

步骤四：迭代修正和判别收敛，即：根据步骤三生成的日前修正后预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正后预测的火电厂上网电力调度曲线)和日前修正后预测的火电厂热电联产的供汽量曲线，依次重复第二～三步进行迭代计算，判断修正结论，结束日前预测过程，具体如下：

将步骤三完成的修正曲线命名为日前第N次修正后预测的曲线，也称为日前第N+1次修正前预测的曲线，依次重复第二～三步，得到第N+1次修正后预测的曲线，直至逐时蒸汽供汽差额功率和逐时热水差额功率在允许的数值范围内，即可认为日前预测已经收敛，日前预测过程结束。

作为进一步的技术方案，步骤一具体如下：

(1)预测区域电力负荷、区域热力负荷、气象，分别得到区域电力负荷曲线、区域热力负荷曲线、气象参数曲线；

(2)计算可再生能源发电曲线、可再生能源集热供热曲线、日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线)；

(3)根据火电厂热电联产的计算规则，由日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线对应计算日前修正前预测的火电厂热电联产的供汽量曲线；

作为进一步的技术方案，步骤二具体如下：

(1)日前修正前预测求取每一时刻蒸汽供汽差额功率，并将每一时刻的蒸汽供汽差额功率连接，从而绘制成为日前修正前预测的蒸汽供汽差额功率曲线；进一步的，所述差额值指的是需求值减去供应值，当需求值大于供应值时，差额值为正值，也称为缺口值，当需求值小于供应值时，差额值为负值，也称为富裕值。

(2)日前修正前预测求取每一时刻热水差额功率，并将每一时刻的热水差额功率连接，从而绘制成为日前修正前预测的热水差额功率曲线：

(3)根据日前修正前预测的蒸汽供汽差额功率曲线，求取一天总的蒸汽供汽差额量；根据日前修正前预测的热水差额功率，求取一天总的外供热水差额量；由于蒸汽是由热水进一步加热转化而来的，故根据日前修正前预测的蒸汽供汽差额功率曲线，求取一天总的内供转汽的热水差额量；将一天总的外供热水差额量和一天总的内供转汽的热水差额量求和，得到一天总的热水差额量；

作为进一步的技术方案，步骤三具体如下：

(1)当一天总的差额量为负值时，说明一天之内存在富裕的热力，故采用储能手段将一天之内存在富裕的热力储存起来供应第二天使用，同时将一天内逐时富裕功率储存起来并在逐时缺口的时段释放出来；

(2)当一天总的差额量为正值时，说明一天之内存在缺口的热力，故采用附加电能补齐热水和/或蒸汽的缺口量，同时采用储能将一天内逐时富裕功率储存起来并在逐时缺口的时段释放出来；由于附加电能来自火力发电，故结合火电厂深度调峰时段，合理分配附加电能的供应时段，以便提高火电厂发电低谷时段的发电功率，有利于降低火电厂深度调峰的改造投资及运行成本，提高源网荷储协调的区域供热系统的经济效益，具体如下：

①由于缺口蒸汽可以通过蒸汽型电锅炉把热水加热成蒸汽来补充，故根据一天总的蒸汽供汽差额量计算蒸汽型电锅炉一天总的耗电量；类似的，由于缺口热水可以通过热水型电锅炉把冷水加热成热水来补充，故根据一天总的热水差额量计算热水型电锅炉一天总的耗电量；将蒸汽型电锅炉一天总的耗电量与热水型电锅炉一天总的耗电量求和，得到电锅炉一天总的耗电量；

②在日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线)中查找一天中最低发电电力功率的若干时段，再相应地将电锅炉一天总的耗电量按一定比例分成若干份，再相应地将电锅炉一天总的耗电量的若干份加到日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线)中的最低发电电力功率的若干时段中，生成日前修正后预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正后预测的火电厂上网电力调度曲线)；

③根据上述步骤三(2)②的方法生成的日前修正后预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正后预测的火电厂上网电力调度曲线)，按照上述步骤一(3)的方法对应计算日前修正后预测的火电厂热电联产的供汽量曲线。

作为进一步的技术方案，日前修正前预测的逐时热水差额功率曲线的获取步骤：

每一时刻，所述热水差额功率＝区域热水负荷供热功率需求-可再生能源直供热水系统的集热供热功率；将每一时刻的热水缺口功率连接成为日前修正前预测的逐时热水差额功率曲线。

作为进一步的技术方案，日前修正前预测的逐时蒸汽供汽差额功率曲线的获取步骤：

每一时刻，所述蒸汽供汽差额功率＝区域蒸汽负荷供热功率需求-可再生能源直供蒸汽系统的集热供热功率-火电厂热电联产供汽功率；将每一时刻的蒸汽供汽差额功率连接成为日前修正前预测的逐时蒸汽供汽差额功率曲线。

作为进一步的技术方案，日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线)的获取步骤：

每一时刻，火电厂上网电力功率＝区域电力负荷功率-可再生能源发电功率；将每一时刻的火电厂上网电力功率连接成为日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线)。

作为进一步的技术方案，根据火电厂热电联产的计算规则，由日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线)对应计算日前修正前预测的火电厂热电联产的供汽量曲线，也称为日前修正前预测的火电厂热电联产的电伴生汽曲线，具体步骤为：

根据火电厂热电联产的计算规则，建立发电功率与供汽功率的一对多映射关系表；

根据火电厂热电联产的计算规则，建立供汽功率与发电功率的一对多映射关系表；

根据火电厂发电电力功率曲线中，某一时刻的发电功率，对应查找一系列供汽功率；

根据区域热力负荷曲线，查找上述时刻的区域热力负荷供热功率需求(包括：区域热水负荷曲线、区域蒸汽负荷曲线)；

根据可再生能源直供蒸汽系统的集热曲线，按以下公式求每一时刻的火电厂热电联产的最大允许供汽功率：

火电厂热电联产的最大允许供汽功率＝区域蒸汽负荷供热功率需求-可再生能源直供蒸汽系统的集热供热功率。

按照不大于该时刻火电厂热电联产的最大允许供汽功率的原则，在“发电功率与供汽功率的一对多映射关系表”中选择上述时刻的发电功率对应的最大的供汽功率作为供汽量曲线中该时刻供汽功率的数值。

作为进一步的技术方案，由于汽轮机运行时同一抽汽口抽出的蒸汽在高负荷时压力高、低负荷时压力低，故当利用蒸汽蓄热器技术时，即采用高负荷时抽取高压蒸汽储存在蒸汽蓄热器、低负荷时从蒸汽蓄热器释放出比汽轮机低负荷直接抽汽的蒸汽压力更高的蒸汽，满足对外供汽的压力需求时，在建立发电功率与供汽功率的一对多映射关系表时兼顾蒸汽蓄热的储汽和供汽功率，同样的，在建立供汽功率与发电功率的一对多映射关系表时也兼顾蒸汽蓄热的储汽和供汽功率。具体地，以火电厂热电联产的计算规则计算出的供汽功率为基础，以蒸汽蓄热的储汽和供汽功率为上下允许浮动值，即：根据火电厂热电联产的计算规则计算出的供汽功率的基础上，加或减蒸汽蓄热的储汽和供汽功率得出映射关系表中所用到的供汽功率。

第三方面，公开了源网荷储协调的多能互补区域供热系统的多尺度预测与调度方法，包括：

步骤一：日前优化调度步骤：采用如第二方面所述的日前预测与调度方法，日前预测与调度的时间尺度是小时级；

步骤二：日内滚动调度步骤：根据上述日前预测与调度方法，构建滚动调度模型，求解滚动调度模型，得到滚动调度区间的最优调度方案；将滚动调度区间的最优调度方案中当前时刻的设备运行组合与出力，下发给综合能源系统的控制系统；日内预测与调度的时间尺度是分钟级；

步骤三：实时优化控制步骤：综合能源系统的控制系统以动态调度下发的结果为给定值，更新控制参考值；进行闭环优化和设备保护控制。

以上一个或多个技术方案存在以下有益效果：

本发明通过在一个热源内部进行分段加热，以及在不同热源子系统、热网子系统之间进行调度，充分利用了清洁能源，最大限度的减少了化石能源的使用，减少了污染物排放和碳排放。

本发明通过电池储电、热水罐储热、蒸汽蓄热器储热等多种形式的储能技术，分别在源侧设置源储，在网侧设置网储，实现了热水管网与蒸汽管网的双网协调控制，特别是通过储能实现能源的削峰填谷、时空迁移，克服了可再生能源的波动性和不稳定性，实现了可再生能源的最大化利用，进而减少了区域供热系统的碳排放。

本发明将以光伏、风电为代表的清洁能源与以火电为代表的化石能源巧妙耦合在一起，利用储热水罐和电源路由器提高多能互补供能站整体的供汽灵活性，保证对外供汽参数(包括但不限于流量、压力、温度等)的稳定，同时实现了节约清洁能源和化石能源整体供能站的用地面积，且通过优化调度最大限度的采用清洁能源供能，实现了单位能量生产过程的低碳环保。

本发明在同一热源站内部，通过源端的多能互补单元与源储单元协调实现场站级别对外供汽的参数稳定；不同的热源站之间，根据待供汽负荷单元的需求以及各个热源输出能力下发调度指令，使得在不同的热源站之间完成热量互补，输出稳定参数的供汽至待供汽负荷单元。通过蒸汽型电锅炉、热水型电锅炉，实现了具有热电联产功能的火电机组的削峰填谷和深度调峰，同时有利于降低火电厂深度调峰的改造投资及运行成本，提高源网荷储协调的区域供热系统的经济效益。

本发明利用汽轮机运行时同一抽汽口抽出的蒸汽在高负荷时压力高、低负荷时压力低的特性，采用高负荷时抽取高压蒸汽储存在蒸汽蓄热器、低负荷时从蒸汽蓄热器释放出比汽轮机低负荷直接抽汽的蒸汽压力更高的蒸汽，满足对外供汽的压力需求，解决了火电厂参与深度调峰时，部分时段(如光伏、风电发电量较多的中午、夜间)火电较低负荷(如10％～60％)时对外供汽量不足的问题。

本发明对于火电厂低负荷运行时间过长，超过了蒸汽蓄热器蓄热时长的情况，蒸汽蓄热器放出的蒸汽流量满足不了对外供汽的需求，这时，采用基于光热的蒸汽发生器，或电锅炉产生蒸汽对外供汽。

本发明对于经过蒸汽过热器加热到符合火电机组启动蒸汽参数的蒸汽(如350℃)，可以用来反哺火电机组再次启动用的辅助蒸汽，可以节省启动锅炉的燃油耗量，节省启动运行的投资；对于新建的火电厂，由于调试过程的用汽量较大，故可以采用临时租用常规的燃油启动锅炉完成最初的启动，一旦火电的大锅炉初次启动后，可以不再租用常规的燃油启动锅炉，进而通过蒸汽蓄热器储存蒸汽，供以后火电机组重新启动时的蒸汽，从而节省了启动锅炉的固定资产投资；在火电机组正常运行过程中，当在事故状态下，辅助蒸汽联箱中的辅助蒸汽量不足时，也可以从蒸汽蓄热器中释放蒸汽，经蒸汽过热器后进入辅助蒸汽联箱，反哺火电机组正常运行时的辅助蒸汽。

本发明对于采用水蓄热，由于水比蒸汽更容易储存，且生产热水所需要布置的太阳能低温集热器的面积比生产蒸汽所需要布置的太阳能高温集热器的面积小很多，故可节省太阳能高温集热器的设备投资和征租地费用，对于工程实施来讲，实施条件更充分。因此，太阳能光热热水系统和太阳能低温集热器是优选方案。

本发明附加方面的优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。

附图说明

构成本公开的一部分的说明书附图用来提供对本公开的进一步理解，本公开的示意性实施例及其说明用于解释本公开，并不构成对本公开的不当限定。

图1(a)本公开实施例中双网多源系统整体结构示意图；

图1(b)本公开实施例中图1(a)图中对应的标号文字说明；

图2本公开实施例中系统利用汽轮机抽汽蓄热及光热产生蒸汽蓄热方案一示意图；

图3本公开实施例中系统利用汽轮机抽汽蓄热及光热产生蒸汽蓄热方案二示意图；

图4本公开实施例中系统利用汽轮机抽汽蓄热及光热产生热水蓄热方案一示意图；

图5本公开实施例中系统利用汽轮机抽汽蓄热及光热产生热水蓄热方案二示意图；

图6本公开实施例中系统利用汽轮机抽汽蓄热及光热产生热水蓄热方案三示意图；

图7本公开实施例中系统利用汽轮机抽汽蓄热、光热产生热水蓄热及光热产生蒸汽蓄热的方案示意图；

图8本公开实施例中预制保温管道结构示意图；

图9本公开实施例中在预制保温管道上方安装光伏板结构示意图；

图10-图11本公开实施例中系统对应的方法流程图；

具体实施方式

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本公开提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本公开所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本公开的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。

在不冲突的情况下，本公开中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

实施例一

参见附图1(a)-图1(b)、图10所示，公开了源网荷储协调的区域供热系统，包括：

多个热源、控制装置以及控制中心，所述多个热源分别通过热力传输管道连接至待供汽负荷单元；为简化起见，图1采用长输热力管道代表双网，即长输热水管网和长输蒸汽管网。针对蒸汽，采用一源多段，即分段加热，先将冷水加热成热水，再将热水加热成蒸汽。热水的第一条支路直接连接至热水管网，热水的第二条支路先连接至热水罐，将热水储存在热水罐中，热水罐再连接至热水管网，且热水罐的热水储量可被单独调度。方法流程图见图10。

多个热源分别安装在所属热源站内，每个热源站还设置有控制装置，用于控制所属站内热源的工作状态，在同一热源站内部，通过源端的多能互补单元与源储单元协调实现场站级别对外供汽的参数稳定，各个热源站的控制装置均与控制中心通信；

控制中心根据待供汽负荷单元的需求以及各个热源输出能力下发调度指令，使得在不同的热源站之间完成热量互补，输出稳定参数的供汽至待供汽负荷单元。

本发明利用两张热网连接的多个热源，上述源网协调实现区域供热，在不同的热源站之间，通过热源站的调度指令完成热量互补，实现网际级别向用户供汽的参数稳定。在同一热源站内部，通过源端的多能互补与源储协调实现场站级别对外供汽的参数稳定，最终保障了热用户用汽参数的稳定，热用户用汽参数包括但不限于流量、压力、温度等。

其中，热源包括源端与源储，在同一个热源站的内部，通过多能互补和源储协调解决高、低负荷变化下的供能参数稳定的问题。具体地，源端多能互补通过化石能源与清洁能源(如光热、光伏、风电等)耦合实现，源储协调通过储水罐和/或蒸汽蓄热器进行调整。

在以化石能源为主力热源的热源站的内部，源储协调的具体实现方式是：利用汽轮机运行时同一抽汽口抽出的蒸汽在高负荷时压力高、低负荷时压力低的特性，采用高负荷时抽取高压蒸汽储存在蒸汽蓄热器、低负荷时从蒸汽蓄热器释放出比汽轮机低负荷直接抽汽的蒸汽压力更高的蒸汽，满足对外供汽的压力需求。

在以化石能源为主力热源的热源站的内部，多能互补的具体实现方式之一是电能互补：电源路由器是电能互补的枢纽装置，根据实际需求选择对应的电源为电锅炉供电，其中，电锅炉包括但不限于电极锅炉、电阻锅炉等，用于多能互补灵活供汽系统的调峰，电锅炉采用的电可以采用光伏发电、风力发电、火力发电等，当采用光伏发电时，可采用与热力管道耦合的光伏发电。电锅炉布置在其他能源场站内，例如作为以化石能源为主力热源的热源站内部的调峰措施，或独立布置在专用的能源场站内即：作为网际的多能互补的独立的热源。

多能互补的具体实现方式之二是热能互补：储水罐和/或导热油罐和/或熔盐罐是热能互补的枢纽装置，具体包括：利用光热产生热水蓄热的方案；利用光热产生蒸汽蓄热的方案；利用光热产生热水蓄热+产生蒸汽的方案。

其中，源端的多能互补单元包括源端电能互补单元，源端电能互补单元包括电源路由器，电源路由器输入端分别连接至光伏发电装置、风电装置、储能电站、火电厂及电网，输出端连接至电锅炉，所述电锅炉通过电源路由器选择所用电来源，实现源端电能互补。

源端的多能互补单元还包括热能多能互补单元，所述热能多能互补单元包括：储水罐和/或导热油罐和/或熔盐罐，热能多能互补单元存储的热能分别为：利用光热产生热水蓄热、利用光热产生蒸汽蓄热及利用光热产生热水、蒸汽蓄热。

多个热源可以互为备用，具体指两个及两个以上的热源，且热用户可以是一组及以上数量的热用户。

以下将四个热源供应一组热用户为例进一步说明，第一热源是采用太阳能光热热水系统产生高温热水，进而在锅炉中加热成为合适参数的蒸汽，直接供给热用户；第二热源是锅炉产生高参数蒸汽进入汽轮机发电，然后从汽轮机抽取合适参数的蒸汽供应给热用户；第三热源是燃气-蒸汽联合循环发电机组抽取合适参数的蒸汽供应给热用户；第四热源是采用太阳能光热热水系统产生高温热水，进而在电锅炉中加热成为合适参数的蒸汽，或者冷的除盐水直接进入电锅炉中加热成为合适参数的蒸汽，然后直接供给热用户。本发明所采用的能源品类能够在时间、空间上互补。

具体的，再次参见附图1所示，关于热源的具体结构：第一热源包括第一太阳能低温集热器，所述第一太阳能低温集热器连接至第一储热水罐，所述第一储热水罐连接至第一锅炉，所述第一锅炉利用第一储热水罐存储的热能产生供汽传输至待供汽负荷单元；

第二热源包括具有热电联产功能的火电机组，采用汽轮机抽汽的方式实现对外供汽，所述汽轮机分别连接至第二锅炉及第一发电机，所述汽轮机产生蒸汽传输至待供汽负荷单元；

第三热源包括燃气-蒸汽联合循环发电机组，所述燃气-蒸汽联合循环发电机组连接至第三发电机，将燃气-蒸汽联合循环机组抽汽传输至待供汽负荷单元；

第四热源包括第二太阳能低温集热器连接至第二储热水罐，所述第二储热水罐连接至电锅炉，所述电锅炉利用第二储热水罐存储的热能产生供汽传输至待供汽负荷单元。

具体实施时，将热网管道与光伏发电装置耦合，其中，热网管道为预制保温管道结构，在预制保温管道的上方安装光伏板，节省占地。

参见附图8、9所示，热力传输管道外包裹有预制保温层，在保温层的外部还包围有外护管，预制加固肋穿过外护管及保温层，用于安装光伏板；进一步地，所述热力传输管道侧上方布置有风力发电机，所述光伏板和风力发电机分别连接至电源路由器。

实施例二

为了实现化石能源与清洁能源多能互补供能站灵活供汽系统中的蓄热，本实施例子公开了利用光热产生蒸汽蓄热的方案，参见附图2所示。

汽轮机的汽源来自锅炉，锅炉包括但不限于燃气轮机的余热锅炉(燃料包括但不限于油、气等)、燃气内燃机的余热锅炉、燃油内燃机的余热锅炉、燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉、生物质锅炉、垃圾焚烧锅炉等。

由于生物质属于清洁能源，故锅炉可以采用生物质锅炉，从而最大限度地实现碳减排。

电锅炉还连接至电源路由器，电源路由器根据实际需求选择对应的电源为电锅炉供电，其中，电锅炉包括但不限于电极锅炉、电阻锅炉等。电源路由器用于接收、调度不同来源的电源，不同来源的电源包括但不限于光伏、风电、储能电池、火电厂、电网来电等。

光伏发电系统包括但不限于单晶硅、多晶硅、非晶硅、碲化镉、染料敏化太阳电池等具体发电技术路线的光伏发电装置。

所述光伏发电系统，布置在化石能源发电场站内的建构筑物屋顶、建构筑物立面、露天管道上方或侧上方等，充分利用土地资源，节约用地。

在具体实施例子中，以图2为例，汽轮机系统包括汽轮机、蒸汽蓄热器、混汽联箱、蒸汽过热器、阀门1～7，以及常规火电等。蒸汽蓄热器可以是卧式、立式圆筒形蒸汽蓄热器，也可以是球形蒸汽蓄热器或其他形状的蒸汽蓄热器。图2中仅以卧式圆筒形蒸汽蓄热器示意。

对于火电较低负荷(如10％～60％)时对外供汽参数不足的问题，可以根据低负荷的具体程度来分别出具运行解决方案：当处于二等低负荷(如40％～60％)时，汽轮机抽汽仅存在抽汽量不足的问题，抽汽的温度、压力都能满足要求，从蒸汽蓄热器放出的蒸汽压力能满足要求，由于从蒸汽蓄热器释放出的蒸汽的温度是饱和温度，不能满足温度要求，所以这时可以采用在混汽联箱中利用汽轮机抽汽和蒸汽蓄热器放出的蒸汽混合加热的方法来保证混合蒸汽的过热度；当处于一等低负荷(如10％～40％)时，汽轮机抽汽同时存在抽汽量不足、抽汽压力不足的问题，这时采用关闭阀门1、阀门2，打开阀门3，从蒸汽蓄热器放出的蒸汽既能满足蒸汽流量要求，又能满足蒸汽压力要求，对于蒸汽温度，采用导热油-蒸汽换热器或蒸汽电加热器等蒸汽过热器来提升蒸汽温度，满足对外供汽的过热度要求。具体地：

以图2为例，由于汽轮机高负荷运行时，抽汽压力较高、可抽取的蒸汽量较大，通常可抽取的汽量大于对外实际供汽的需求量，故在高负荷时打开阀门2、关闭阀门3，将一部分抽汽存储在蒸汽蓄热器中。在汽轮机低负荷运行时，抽汽压力较低、可抽取的蒸汽量较小，往往存在对外供汽量不足或参数不够的情况，对于供汽量不足的问题，可以关闭阀门2、打开阀门3，阀门3含调节稳压阀组件具有稳压功能，从蒸汽蓄热器中放出稳定压力的蒸汽至混汽联箱；对于对外供汽参数压力或温度不够的情况，可以分别利用蒸汽蓄热器的进出口压力降和汽轮机抽汽的过热度来解决，具体解决方法如下：

针对低负荷下对外供汽压力不够的问题：汽轮机抽汽在高、低负荷下的抽汽压力变化较大，例如某1000MW机组在100％负荷时三抽的蒸汽压力为2.426Mpa，温度为484.2℃，而在50％负荷时三抽的蒸汽压力仅为1.178Mpa，温度为489.1℃，在30％负荷时三抽的蒸汽压力仅为0.76Mpa,温度为491.1℃；假设对外供汽的合同中约定1.1Mpa以上的蒸汽可以按200元/吨计费，而低于1.1Mpa的蒸汽只能按照100元/吨计费的话，那么在50％负荷以下运行时，电厂通过汽轮机直接抽汽对外供汽的经济性将大打折扣。目前电厂的做法通常是在低负荷时选取更高参数的抽汽口对外供汽，例如选取再热蒸汽冷段通过减温减压对外供汽，但如果再热蒸汽冷段抽汽量过大容易造成再热器冷却不足导致再热蒸汽热段的出口温度偏高，影响锅炉运行的安全性，而且采用高压力的再热冷段经过减温减压同样存在着能量利用上的不合理。采用本技术方案，巧妙利用蒸汽蓄热器的进出口蒸汽压力差可以在设计阶段时设定的特点，在设计蒸汽蓄热器时采用较低的进出口蒸汽压力差，例如100％负荷时三抽的蒸汽压力为2.426Mpa，可以设置蒸汽蓄热器的进出口蒸汽压力差为0.3～1Mpa，则可以保证在汽轮机低负荷时，关闭阀门2、打开阀门3，由蒸汽蓄热器放热对外供汽的压力高于合同约定的1.1Mpa。

进一步地，针对低负荷下对外供汽温度不够的问题，仍以图2为例：蒸汽蓄热器出口的蒸汽一般为饱和蒸汽，对外供汽时长距离运输容易产生凝结水，因此，对外供汽有时需要保证一定的过热度。当某负荷时汽轮机抽汽能满足对外供汽的压力需求时，可以同时打开阀门1、阀门3、阀门4，关闭阀门5、阀门6，由于汽轮机抽汽，即使在低负荷时也有较高的过热度，在与蒸汽蓄热器出口的压力匹配合理时，可以同时进入混汽联箱，在混汽联箱中采用汽轮机抽汽将蒸汽蓄热器出口的蒸汽加热以提高过热度。当负荷低至一定程度，汽轮机抽汽的压力低于对外供汽的压力需求时，关闭阀门1、阀门4，打开阀门3、阀门5、阀门6，从蒸汽蓄热器放出的蒸汽经过蒸汽过热器加热后获得一定的过热度，蒸汽过热器的热源可以来自电、蒸汽、导热油(如采用太阳能集热的导热油)等。经过蒸汽过热器加热后的蒸汽可以经过阀门7进入辅助蒸汽联箱，反哺火电机组启动或正常运行用的辅助蒸汽。

上述方案中，汽轮机系统运行时采用高负荷时抽取高压蒸汽储存在蒸汽蓄热器，低负荷时从蒸汽蓄热器释放出比汽轮机低负荷直接抽汽的蒸汽压力更高的蒸汽，以满足供汽参数的需求。

本公开整体技术方案采用多能互补方式，在火电参与深度调峰时能满足灵活供汽需求。本发明既可以满足在火电机组高负荷时的供汽经济性，又可以在高负荷时的部分抽汽储存在蒸汽蓄热器中，用于在低负荷时放出蒸汽，满足供汽参数(特别是供汽压力)的需求，同时，采用电锅炉作为调峰手段，在蓄热器放出的蒸汽量不足时对外供汽；由于光伏一般在中午时段发电量较多，电网一般要求在中午时段火电降低负荷，这时，采用了太阳能集热器收集光热，利用基于光热的蒸汽发生器产生蒸汽，也储存在蒸汽蓄热器中，利用可再生能源，尽量降低从火电机组抽汽对外供汽的需求。

在实施例子中，利用槽式、线性菲涅尔、塔式、碟式等太阳能集热技术，太阳能高温集热器将太阳能的光能转化为高温热能(120摄氏度及以上)，储存在导热油热油罐中，通过导热油泵将热油输送到基于光热的蒸汽发生器中加热给水产生蒸汽，蒸汽储存在蒸汽蓄热器中。由于中午时段光照资源较好，光伏发电量较大，电网一般要求火电厂调低负荷，而此时太阳能集热器的集热效率也较高，光热和光伏在时间段上存在正相关，故基于太阳能光热的蒸汽发生和蓄热系统通过蒸汽蓄热器和/或混汽联箱与汽轮机抽汽蓄热系统连接，可以实现多能互补。

作为另一种实施方式，参见附图3所示，混汽联箱还连接至蒸汽电加热器，蒸汽电加热器所在支路并联有导热油-蒸汽换热器支路，导热油-蒸汽换热器串联在基于光热的蒸汽发生器与导热油热油罐之间，通过导热油-蒸汽换热器实现对蒸汽的加热，采用可再生能源实现对蒸汽的加热，满足对外供汽的过热度的要求。

为了解决低负荷下对外供汽温度不够的问题，可以利用导热油的热量，通过导热油-蒸汽换热器，替代蒸汽电加热器，既可实现对蒸汽的加热、满足对外供汽的过热度的要求，又可以节省电能，采用可再生能源实现对蒸汽的加热。例如在图3中，关闭阀门5、阀门6、阀门4，打开阀门15、阀门16，开启导热油泵，即可采用储存在导热油中的太阳能热量实现对从蒸汽蓄热器、混汽联箱出口的蒸汽进行加热升温。

考虑到电力可能来自化石能源，所以采用上述太阳能光热蒸汽系统替代蒸汽电加热器来加热混汽联箱出口的蒸汽，更加低碳环保。

电锅炉主要作为多能互补灵活供汽系统的调峰措施。当事故状态时，可以采用发电机出口的电来供电给电锅炉产生蒸汽，也可以采用光伏或其他电源来供电给电锅炉产生蒸汽。产生的蒸汽视实际需要，可以选择通过阀门9进入蒸汽蓄热器，也可以选择通过阀门10直接进入混汽联箱。

需要说明的时，上述汽轮机系统主要用于抽汽蓄热、放热、过热和反哺火电辅助蒸汽，太阳能系统基于太阳能光热的蒸汽发生和蓄热，电锅炉系统供蒸汽和蓄热。

实施例三

为了实现源网荷储协调的区域供热系统中的蓄热，本实施例子公开了利用光热产生热水蓄热的方案，参见附图4-6所示。包括：汽轮机、锅炉、蒸汽蓄热器、混汽联箱、太阳能低温集热器电锅炉；

锅炉针对给水提供能量至汽轮机，汽轮机工作输出蒸汽至蒸汽蓄热器，蒸汽蓄热器与混汽联箱相连。太阳能低温集热器采集热量传输至储热水罐，电锅炉利用光伏发电产生的电能对储热水罐中的水加热产生蒸汽输送至混汽联箱。

需要说明的是，光伏系统发的电，用于周边的管道产品用户，例如，对于长输蒸汽管道，靠近热源的管道上方的光伏板发的电供给热源点的自用电；靠近蒸汽用户的管道上方的光伏板发的电供给蒸汽用户的自用电；主管道的大阀门或分支管道的中型阀门可采用电动阀门，在靠近主管道的大阀门或分支管道、疏放水小管道的小阀门的区域，长输管道上方的光伏板发的电供给管道的电动阀；长输蒸汽管道的疏放水管道可采用电动阀门，在靠近疏放水小管道的小阀门的区域，长输管道上方的光伏板发的电供给管道的电动阀；长输蒸汽管道的疏放水管道可采用电伴热，减少由于环境温度低造成的冻堵问题；关键巡检点可设置摄像头，摄像头及远传用电由光伏发电提供，实现远程巡检；多余的电量接入电网。

对于光热系统而言，并不直接产生蒸汽，而是通过产生热水来蓄热。太阳能集热器利用太阳能的热能将电厂除盐水系统来的冷水加热成为热水，将热水储存在储热水罐中；采用电锅炉将热水加热成为蒸汽；电锅炉采用的电可以采用光伏发电、风力发电、火力发电等，当采用光伏发电时，可采用与热力管道耦合的光伏发电。

基于长输管道的土地费用一般按占用地的投影面积计费，但管道上方的空间未被充分利用。且管道保温层及外护板在运维过程中难免有局部暴露在风吹日晒的外部环境的可能，长时间的情况下，容易老化。对于长输管道而言，由于管道位置空旷，距离建设方或运维方自有的电力设施较远，无论是主管道的大阀门还是分支管道、疏放水小管道的中小阀门，通常采用手动阀，无法采用电动阀，因此，运维操作不便。且长输蒸汽管道的疏放水通常采用手动疏放水，需要运行维护人员步行巡线、步行操作，冬天需要常开疏水阀来防冻，极不方便且造成汽水损失、热损失。

基于上述因素，光伏发电系统与化石能源发电场站外的热力管道耦合，利用热力管道上部或侧上部的空间布置光伏发电装置，从而减少了光伏发电装置的占地面积，节约了征地、租地成本。具体的，在长输管道上方布置光伏板，光伏板宽度大于管道宽度，实现遮挡阳光、雨雪的作用。由于管道存在热位移，而光伏板不存在热位移，因此光伏板的支吊架生根在地面，与管道的支吊架可互相独立；但对于管道的混凝土支架的根部，由于没有位移，故可作为光伏支架与管道支架的联合基础，兼做光伏的支架根部，节省总投资。

因此，具体实施时，电锅炉采用光伏设备来供电时，光伏设备与热力管道耦合，热力管道可采用预制保温管道，在保温管道上方或侧上方安装光伏发电装置，便于在施工现场安装的光伏支架和光伏板，参见附图4、5所示，光伏板在长输热力管道上方或者侧面；风力发电时，参见附图6所示，光伏板及风力发电机在长输热力管道侧面；当采用火力发电时，可以取汽轮机发出的电。太阳能集热器所需要的冷水取自就近的火力发电厂的除盐水系统，降低了太阳能集热的制水成本。

上述图4所示方案能实现最大限度的节省征地、租地成本；图5所示方案由于光伏用地与管道用地一起征地、租地，施工、检修用地可公用一部分土地，故可节省一部分的征地、租地成本；由于整体征地、租地面积比图4大，故工程实施和检修维护方便。

上述图6所示方案不仅有光伏发电，还有风力发电，可弥补光伏在夜间不发电的短板。夜间可利用风力发电驱动电锅炉产生蒸汽。

关于热力管道与光伏耦合，参见附图8所示，热力管道采用预制保温管道，在预制时，在工作管上焊接有加固肋，加固肋外露出外护管，便于施工现场在加固肋上焊接光伏板的支架，从而便于在热力管道上方安装光伏板，参见附图9所示。加固肋可以是环形加固肋或沿着管道方向的轴向加固肋，可以采用工字钢、槽钢、H型钢、扁钢等或以上型钢的组合。

上述方案中，由于长输管道已缴付征租地费用，故光伏不需新缴纳额外的征租地费用。由于技术集成，充分利用土地，还可多发电，故经济性好。采用光伏支架与管道支架的联合基础，节省总投资。主管道的大阀门或分支管道的中型阀门可以采用电动阀，运维操作方便。疏放水小管道的小阀门可以采用电动阀，运维操作方便。实现远程运维，减少了运维人员步行巡线，大大提高了项目运维的自动化、信息化程度。

实施例四

为了实现源网荷储协调的区域供热系统中的蓄热，本实施例子公开了利用光热产生热水蓄热及产生蒸汽的方案，参见附图7所示，该实施例子将光热产生热水蓄热及光热产生蒸汽蓄热的方案结合在一起，包括太阳能低温集热器、太阳能高温集热器、储热水罐、电锅炉、锅炉、汽轮机、光伏发电系统、蒸汽蓄热器及蒸汽联箱。

本发明的利用光热产生热水蓄热及蒸汽系统采用两级措施实现既保证高负荷下的供汽经济性、供汽参数可靠性又保证低负荷下的供汽经济性、供汽参数可靠性。第一级措施是利用蒸汽蓄热器提高燃料燃烧供汽系统本身的供汽灵活性，第二级措施是利用储热水罐和电源路由器提高多能互补供能站整体的供汽灵活性。由于第二级措施可以最大限度的采用清洁能源供能，故本系统在实现供汽灵活性的同时，还可以实现供能站的低碳环保。

实施例五

本实施例的目的是提供源网荷储协调的区域供热方法，包括：

在同一热源站内部，通过源端的多能互补单元与源储单元协调实现场站级别对外供汽的参数稳定；

不同的热源站之间，根据待供汽负荷单元的需求以及各个热源输出能力下发调度指令，使得在不同的热源站之间完成热量互补，输出稳定参数的供汽至待供汽负荷单元。

实现场站级别对外供汽的参数稳定过程中，汽轮机高负荷运行时，将一部分抽汽存储在蒸汽蓄热器中；

设置蒸汽蓄热器的进出口蒸汽压力差，以使汽轮机低负荷运行时，从蒸汽蓄热器中放出稳定压力的蒸汽至混汽联箱；

在混汽联箱中采用汽轮机抽汽将蒸汽蓄热器出口的蒸汽加热，当负荷低至一定程度，汽轮机抽汽的压力低于对外供汽的压力需求时，从蒸汽蓄热器放出的蒸汽经过蒸汽过热器加热后获得一定的过热度；

经过蒸汽过热器加热后的蒸汽进入辅助蒸汽联箱，反哺火电机组启动或正常运行用的辅助蒸汽。

通过导热油-蒸汽换热器，替代蒸汽电加热器，实现对蒸汽的加热、满足对外供汽的过热度的要求。

当事故状态时，采用发电机出口的电来供电给电锅炉产生蒸汽，或采用光伏或其他电源来供电给电锅炉产生蒸汽，产生的蒸汽进入蒸汽蓄热器和/或直接进入混汽联箱。

本发明采用高负荷时抽取高压蒸汽储存在蒸汽蓄热器，低负荷时从蒸汽蓄热器释放出比汽轮机低负荷直接抽汽的蒸汽压力更高的蒸汽，以满足供汽参数的需求，从而提高了燃料燃烧供汽系统本身的供汽灵活性。

对于汽轮机不满足对外供汽参数的情况，利用蒸汽蓄热器的进出口压力降和汽轮机抽汽的过热度进行调节。

对于低负荷下汽轮机不满足对外供汽压力时，设置较低的蒸汽蓄热器的进出口蒸汽压力差，保证在汽轮机低负荷时，由蒸汽蓄热器放热对外供汽的压力满足需求。

对于低负荷下汽轮机不满足对外供汽温度时，当某负荷时汽轮机抽汽能满足对外供汽的压力需求时，在与蒸汽蓄热器出口的压力匹配合理时，汽轮机抽汽同时进入混汽联箱，在混汽联箱中采用汽轮机抽汽将蒸汽蓄热器出口的蒸汽加热以提高过热度；

汽轮机抽汽的压力低于对外供汽的压力需求时，从蒸汽蓄热器放出的蒸汽经过蒸汽过热器加热后获得一定的过热度，经过蒸汽过热器加热后的蒸汽进入辅助蒸汽联箱，反哺火电机组启动或正常运行用的辅助蒸汽。

实施例六

参见附图11所示，本实施例子公开了源网荷储协调的区域供热系统的日前预测与调度方法，包括：

(1)预测区域电力负荷、区域热力负荷、气象，分别得到区域电力负荷曲线、区域热力负荷曲线(包括：区域热水负荷曲线、区域蒸汽负荷曲线)、气象参数曲线(例如：太阳能直接辐射DNI曲线、太阳能水平总辐射GHI曲线、风速曲线)；

(2)计算可再生能源发电曲线、可再生能源集热供热曲线(包括：可再生能源直供热水系统的集热供热曲线、可再生能源直供蒸汽系统的集热供热曲线)、日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线)；

其中，日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线)的获取步骤：

每一时刻，火电厂上网电力功率＝区域电力负荷功率-可再生能源发电功率；

将每一时刻的火电厂上网电力功率连接成为日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线，也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线。

(3)根据火电厂热电联产的计算规则，由日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线对应计算日前修正前预测的火电厂热电联产的供汽量曲线；

具体步骤为：

根据火电厂热电联产的计算规则，建立发电功率与供汽功率的一对多映射关系表；

根据火电厂热电联产的计算规则，建立供汽功率与发电功率电一对多映射关系表；

根据日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线中，某一时刻的发电功率，对应查找一系列供汽功率；

根据区域热力负荷曲线，查找上述时刻的区域热力负荷供热功率需求(包括：区域热水负荷曲线、区域蒸汽负荷曲线)；

根据可再生能源直供蒸汽系统的集热曲线，按以下公式求每一时刻的火电厂热电联产的最大允许供汽功率：

火电厂热电联产的最大允许供汽功率＝区域蒸汽负荷供热功率需求-可再生能源直供蒸汽系统的集热供热曲线。

按照不大于该时刻火电厂热电联产的最大允许供汽功率的原则，在“发电功率与供汽功率的一对多映射关系表”中选择上述时刻的发电功率对应的最大的供汽功率作为供汽量曲线中该时刻供汽功率的数值。

(4)求取每一时刻蒸汽供汽缺口功率，并将每一时刻的蒸汽供汽缺口功率连接成为蒸汽供汽缺口功率曲线：

蒸汽供汽缺口功率＝区域蒸汽负荷供热功率需求-可再生能源直供蒸汽系统的集热供热曲线-火电厂热电联产供汽功率

(5)求取每一时刻热水缺口功率，并将每一时刻的热水缺口功率连接成为热水缺口功率曲线：

(6)热水缺口功率＝区域热水负荷供热功率需求-可再生能源直供热水系统的集热供热曲线根据日前修正前预测的蒸汽供汽缺口功率曲线，求取一天总的蒸汽供汽缺口量；根据日前修正前预测的热水缺口功率，求取一天总的外供热水缺口量；根据日前修正前预测的蒸汽供汽缺口功率曲线，求取一天总的内供转汽的热水缺口量；将一天总的外供热水缺口量和一天总的内供转汽的热水缺口量求和，得到一天总的热水缺口量。

说明：本公开实施例子“双网多源”技术方案，缺口的蒸汽分两步加热，第一步由清洁但能量密度相对较低的可再生能源将冷水加热成热水，热水的第一条支路直接连接至热水管网，热水的第二条支路先连接至热水罐，将热水储存在热水罐中，热水罐再连接至热水管网，且热水罐的热水储量可被单独调度，第二步由富裕的可再生能源和/或能量密度相对较高的化石能源和/或生物质能源将热水加热成蒸汽；上述经热水管网后进一步被加热成蒸汽的热水称为内供转汽的热水。

(7)缺口蒸汽通过蒸汽型电锅炉把热水加热成蒸汽，根据一天总的蒸汽供汽缺口量计算蒸汽型电锅炉一天总的耗电量；缺口热水通过热水型电锅炉把冷水加热成热水，根据一天总的热水缺口量计算热水型电锅炉一天总的耗电量；将蒸汽型电锅炉一天总的耗电量与热水型电锅炉一天总的耗电量求和，得到电锅炉一天总的耗电量。

(8)查找日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线中，一天中最低发电电力功率的若干时段(例如：一天中最低发电电力功率的4个小时)，再相应地将电锅炉一天总的耗电量按一定比例(例如：按同等比例)分成若干份(例如：将电锅炉一天总的耗电量分成4份)，再相应地将电锅炉一天总的耗电量的若干份加到日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线中的最低发电电力功率的若干时段中，生成日前修正后预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正后预测的火电厂上网电力调度曲线)。

(9)根据日前修正后预测的火电厂发电电力功率曲线(也称为日前修正后预测的火电厂上网电力调度曲线)，依次重复第(3)～(8)步，直至第(4)步中的蒸汽供汽缺口功率和第(5)步中的热水缺口功率在允许的数值范围内，即可认为日前预测已经收敛，日前预测过程结束。

实施例七

该实施例子公开了源网荷储协调的区域供热系统的多尺度预测与调度方法，包括：

日前优化调度步骤：采用如第二方面所述的日前预测与调度方法，日前预测与调度的时间尺度是小时级；

日内滚动调度步骤：根据上述日前预测与调度方法，构建滚动调度模型，求解滚动调度模型，得到滚动调度区间的最优调度方案；将滚动调度区间的最优调度方案中当前时刻的设备运行组合与出力，下发给综合能源系统的控制系统；日内预测与调度的时间尺度是分钟级；

实时优化控制步骤：综合能源系统的控制系统以动态调度下发的结果为给定值，更新控制参考值；进行闭环优化和设备保护控制。

以上所述仅为本公开的优选实施例而已，并不用于限制本公开，对于本领域的技术人员来说，本公开可以有各种更改和变化。凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。

上述虽然结合附图对本公开的具体实施方式进行了描述，但并非对本公开保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本公开的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本公开的保护范围以内。

Claims (10)

1.源网协调的区域供热系统，其特征是，包括：

多个热源子系统、热网子系统、控制装置以及控制中心，所述多个热源子系统分别通过热网子系统连接至待供汽负荷单元；

所述多个热源子系统分别安装在所属热源站内，每个热源站还设置有控制装置，用于控制所属站内热源的工作状态，在同一热源站内部，通过源端的多能互补单元与源储单元协调实现场站级别对外供汽的参数稳定，各个热源站的控制装置均与控制中心通信；

所述控制中心根据待供汽负荷单元的需求以及各个热源输出能力下发调度指令，使得在不同的热源站之间完成热量互补，输出稳定参数的供汽至待供汽负荷单元。

2.如权利要求1所述的源网协调的区域供热系统，其特征是，所述热源子系统包括源端与源储，所述源端主要在热源侧完成第一次能量转换，具体包括化石能源第一次转换为热能、清洁能源第一次转换为热能，以及在第一次转换过程中，化石能源与清洁能源的多能互补，所述源储是在热源侧通过储能完成第二次能量转换，具体是通过协调储水罐和/或蒸汽蓄热器进行调整；

所述源端供能以化石能源为主力热源时，源储协调为：采用高负荷时抽取高压蒸汽储存在蒸汽蓄热器，低负荷时从蒸汽蓄热器释放出比汽轮机低负荷直接抽汽的蒸汽压力更高的蒸汽。

3.如权利要求1所述的源网协调的区域供热系统，其特征是，所述源储包括电能的储能单元，电能的储能单元包括储能电池和电源路由器，电源路由器的输入端分别连接自光伏发电装置、风电装置、储能电池、火电厂及电网，输出端连接至电锅炉，所述电锅炉通过电源路由器选择所用电来源，实现源端电能互补；

作为进一步的技术方案，所述源储还包括热能的储能单元，所述热能的储能单元包括：储水罐和/或导热油罐和/或熔盐罐，热能的储能单元存储的热能分别为：利用光热产生热水蓄热、利用光热产生蒸汽蓄热及利用光热产生热水、蒸汽蓄热。

4.如权利要求1所述的源网协调的区域供热系统，其特征是，所述热力传输管道外包裹有预制保温层，在保温层的外部还包围有外护管，预制加固肋穿过外护管及保温层，用于安装光伏板；优选的所述热力传输管道侧上方布置有风力发电机；所述光伏板和风力发电机分别连接至电源路由器。

5.如权利要求1所述的源网协调的区域供热系统，其特征是，所述源网荷储协调的区域供热系统的多个热源分别为第一热源、第二热源、第三热源及第四热源；

所述第一热源包括第一太阳能低温集热器，所述第一太阳能低温集热器连接至第一储热水罐，所述第一储热水罐连接至第一锅炉，所述第一锅炉利用第一储热水罐存储的热能产生供汽传输至待供汽负荷单元；

所述第二热源包括具有热电联产功能的火电机组，采用汽轮机抽汽的方式实现对外供汽，所述汽轮机分别连接至第二锅炉及第一发电机，所述汽轮机产生蒸汽传输至待供汽负荷单元；

所述第三热源包括燃气-蒸汽联合循环发电机组，所述燃气-蒸汽联合循环发电机组连接至第二发电机，将燃气-蒸汽联合循环机组抽汽传输至待供汽负荷单元；

所述第四热源包括第二太阳能低温集热器，所述第二太阳能低温集热器连接至第二储热水罐，所述第二储热水罐连接至电锅炉，所述电锅炉利用第二储热水罐存储的热能产生供汽传输至待供汽负荷单元。

6.源网荷储协调的多能互补区域供热系统的日前预测与调度方法，其特征是，包括：

步骤一：日前预测能量来源和负荷需求，分别得出日前修正前预测的负荷曲线和供能曲线，

步骤二：通过对比日前修正前预测的供能曲线和热力负荷曲线，分别得出日前修正前预测的逐时热水差额功率曲线和/或日前修正前预测的逐时蒸汽供汽差额功率曲线，并求取一天总的热水差额量和蒸汽差额量；

步骤三：通过储能和/或附加电能等手段，将一天中总的热力差额量减小至允许的数值范围内，同时将一天中逐时的热力差额功率减少至允许的数值范围内，从而得到日前修正后预测的火电厂热电联产的供汽量曲线；

步骤四：根据步骤三生成的日前修正后预测的火电厂发电电力功率曲线和日前修正后预测的火电厂热电联产的供汽量曲线，依次重复第二～三步进行迭代计算，判断修正结论，结束日前预测过程，具体如下：

将步骤三完成的修正曲线命名为日前第N次修正后预测的曲线，也称为日前第N+1次修正前预测的曲线，依次重复第二～三步，得到第N+1次修正后预测的曲线，直至逐时蒸汽供汽差额功率和逐时热水差额功率在允许的数值范围内，即可认为日前预测已经收敛，日前预测过程结束。

7.如权利要求6所述的源网荷储协调的多能互补区域供热系统的日前预测与调度方法，其特征是，步骤一具体如下：

(1)预测区域电力负荷、区域热力负荷、气象，分别得到区域电力负荷曲线、区域热力负荷曲线、气象参数曲线；

(2)计算可再生能源发电曲线、可再生能源集热供热曲线、日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线，也称为日前修正前预测的火电厂上网电力调度曲线；

(3)根据火电厂热电联产的计算规则，由日前修正前预测的火电厂发电电力功率曲线对应计算日前修正前预测的火电厂热电联产的供汽量曲线。

8.如权利要求6所述的源网荷储协调的多能互补区域供热系统的日前预测与调度方法，其特征是，步骤二具体如下：

(1)日前修正前预测求取每一时刻蒸汽供汽差额功率，并将每一时刻的蒸汽供汽差额功率连接，从而绘制成为日前修正前预测的蒸汽供汽差额功率曲线；

进一步的，所述差额值指的是需求值减去供应值，当需求值大于供应值时，差额值为正值，也称为缺口值，当需求值小于供应值时，差额值为负值，也称为富裕值；

(2)日前修正前预测求取每一时刻热水差额功率，并将每一时刻的热水差额功率连接，从而绘制成为日前修正前预测的热水差额功率曲线；

(3)根据日前修正前预测的蒸汽供汽差额功率曲线，求取一天总的蒸汽供汽差额量；根据日前修正前预测的热水差额功率，求取一天总的外供热水差额量；由于蒸汽是由热水进一步加热转化而来的，故根据日前修正前预测的蒸汽供汽差额功率曲线，求取一天总的内供转汽的热水差额量；将一天总的外供热水差额量和一天总的内供转汽的热水差额量求和，得到一天总的热水差额量。

9.如权利要求6所述的源网荷储协调的多能互补区域供热系统的日前预测与调度方法，其特征是，步骤三具体如下：

(1)当一天总的差额量为负值时，采用储能手段将一天之内存在的富裕的热力储存起来供应第二天使用，同时将一天内逐时富裕功率储存起来并在逐时缺口的时段释放出来；

(2)当一天总的差额量为正值时，采用附加电能补齐热水和/或蒸汽的缺口量，同时采用储能将一天内逐时富裕功率储存起来并在逐时缺口的时段释放出来。

10.源网荷储协调的多能互补区域供热系统的多尺度预测与调度方法，其特征是，包括：

步骤一：日前优化调度步骤：采用权利要求9所述的调度方法，日前预测与调度的时间尺度是小时级；

步骤二：日内滚动调度步骤：根据上述权利要求9所述的日前预测与调度方法，构建滚动调度模型，求解滚动调度模型，得到滚动调度区间的最优调度方案；将滚动调度区间的最优调度方案中当前时刻的设备运行组合与出力，下发给综合能源系统的控制系统；日内预测与调度的时间尺度是分钟级；

步骤三：实时优化控制步骤：综合能源系统的控制系统以动态调度下发的结果为给定值，更新控制参考值；进行闭环优化和设备保护控制。

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