抽凝机组与高背压供热机组并联供热运行优化调度方法
技术领域
本发明涉及燃煤机组节能技术领域，特别是涉及发电企业内同时存在抽凝、高背压供热改造后的热电联产机组优化运行和优化调度方面。
背景技术
居民供热作为民生工程，随着城市的发展和人民居住条件的改善，热负荷需求不断增加，为此，热电联产机组台数和容量正在快速发展。供热机组的类型、容量、供热方式、供热参数差别很大，带电、热负荷的能力也差别较大。由于诸多供热机组并非制造厂原装供热机组，而是后来改造而成，由高压缸、中压缸打孔抽汽，或从中低压缸连通管抽汽、抽凝机组高背压供热等多种供热方式。抽汽供热是目前使用最多的供热方式，但其存在抽汽利用效率低和冷源损失较大的现象，因此在北方供热城市，供热量较大的发电企业，出现了许多大容量高温循环水供热机组。有的抽凝机组为了提高供热量和减少冷源损失，也进行了切除低压缸运行的技术改造。因此出现了在一家发电企业，有不同容量的高背压供热机组、一般抽凝供热机组、切除低压缸运行的供热机组的现象。目前来说，在发电企业存在多台机组的情况下，往往小容量机组高背压供热工况运行，大容量机组抽汽工况运行，也存在各种形式供热机组容量相同的情况。由于机组不同供热方式运行的经济指标存在差异，快速响应电负荷、热负荷变化的灵活性方面也有差异，为发电企业优化机组运行方式和调度顺序，在一定的电、热负荷条件下，谋求发电企业经济效益最大化带来了技术难题。
发明内容
本发明的目的在于解决上述技术难题，提供一种基于热电联产发电企业，在满足外界热负荷、电负荷变化的前提下，优化调度不同容量、不同供热方式机组运行方式的判别方法。通过优化机组的运行方式，提高热电联产发电企业整体经济效益。
本发明解决上述问题所采用的技术方案是：一种抽凝机组与高背压供热机组并联供热运行优化调度方法，其特征在于：包括两台高背压供热机组和两台亚临界抽凝机组，其中一台高背压供热机组的中低压缸连通管上有采暖抽汽，两台亚临界抽凝机组利用中低压缸连通管上的采暖抽汽对外供热，其中一台亚临界抽凝机组完成了切除低压缸运行的技术改造；两台高背压供热机组通过凝汽器、循环水管道与热网首站换热器相连，其中一台高背压供热机组引出一部分循环水出水经过中低压缸连通管的采暖抽汽加热后，在热网首站前再回到主循环水出水管道，进入热网首站换热器；两台亚临界抽凝机组通过采暖抽汽管道、回水管道与热网首站换热器相连；从高背压供热机组凝汽器出来的热网循环水经过亚临界抽凝机组的中低压缸连通管较高参数的采暖抽汽加热后，进入外部供热管网，满足用户采暖需求；亚临界抽凝机组的采暖抽汽换热后，成为凝结水，通过热网首站回水管道回到亚临界抽凝机组的主凝结水系统。
高背压供热机组和抽凝机组都属于热电联产机组，实行“以热定电”、“热电耦合”的运行方式，机组的供热能力与发电负荷密切相关。因此当热电联产发电企业内存在多种容量、多种供热形式的机组时，难于确定最佳的运行方式。
通过不同容量，不同供热形式机组的性能试验和热力计算，得到机组的供热能力、发电能力、热化发电率，并基于热电联产发电企业热负荷、电负荷条件，优化以上机组的运行方式；在热负荷或电负荷发生变化时，确定机组的优先调度方式。
通过在一定的电、热负荷条件下，优化不同容量、不同供热方式机组的运行方式，以及当热负荷或电负荷发生变化时，确定机组的优先调度方式，本发明能够提高供热机组并联运行的经济性；并在满足供热需求的前提下，提高供热机组调度的灵活性，拓宽调峰区间。
进行高背压供热机组的高背压纯凝工况、抽汽工况的性能试验，以及亚临界抽凝机组的抽凝工况、切除低压缸工况的性能试验，计算各种容量机组以上工况下的热化发电率、供热能力、发电出力，在满足外网热负荷和电负荷的前提下，根据机组热化发电率、供热能力、发电出力来综合优化调度机组的运行方式；具体步骤如下：
第一步：进行高背压供热机组额定高背压纯凝工况下的热力性能试验，记录机组发电功率、低压缸排汽参数、循环水进水参数、循环水出水参数，计算机组高背压纯凝工况下运行的供热能力和热化发电率；
第二步：进行高背压供热机组额定高背压抽凝工况下的热力性能试验，记录机组发电功率、低压缸排汽参数、循环水进水参数、循环水出水参数、抽汽参数、部分热网水加热器的疏水参数，计算机组高背压抽凝工况下运行的供热能力和热化发电率（部分机组高背压供热改造后，仅能利用高温循环水供热，不带采暖抽汽，则这一步省略）；
第三步：进行亚临界抽凝机组额定抽凝工况下的热力性能试验，记录机组发电功率、抽汽参数、热网首站换热器回水参数，计算机组额定抽凝工况下运行的供热能力和热化发电率；
第四步：维持亚临界抽凝机组锅炉蒸发量与额定抽凝工况相同，进行机组切除低压缸工况下的性能试验，记录机组发电功率、抽汽参数、热网首站换热器回水参数，计算机组切缸工况下运行的供热能力和热化发电率；
第五步：比较以上各种形式供热机组在试验工况下的热化发电率，在外界热负荷、电负荷相对稳定的情况下，以全厂热化发电率最高来确定机组依次带电、热负荷的运行方式；
第六步：比较以上各种形式供热机组在试验工况下的热化发电率，在外界热负荷相同的情况下，当电负荷增大或减小时，以全厂热化发电率最高、最低，以及机组发电出力、电负荷响应特性来确定机组依次带电负荷的运行方式；
第七步：比较以上各种形式供热机组在试验工况下的热化发电率，在电负荷相同、热负荷发生增大或减小时，以全厂热化发电率最低、最高，以及机组供热能力、热负荷响应特性来确定机组依次带热负荷的运行方式。
进一步的，在机组容量相同、供热方式相同和热化发电率相同的情况下，调度灵活性高的机组，优先进行调整。
进一步的，利用机组供热能力、发电出力和负荷响应特性，在调度机组满足电、热负荷变化的调整以后，机组稳定运行时，根据电、热负荷的高低，以全厂热化发电率最高或最低来调度机组的运行方式。
本发明与现有技术相比，具有以下优点和效果：
1、通过性能试验及热力计算，确定不同容量、不同供热方式机组的热力性能、供热能力、发电出力、热化发电率及其差别。
2、通过分析比较不同容量、不同供热方式机组的供热能力、发电出力、热化发电率的差别，以及快速响应电负荷、热负荷变化的灵活性方面的差异，能够基于热电联产企业热负荷、电负荷条件，确定以上机组的运行方式和优先调度方式。
3、通过优化不同容量、不同供热方式机组的运行方式和优先调度方式，可以提高机组并联运行的经济性；并在满足供热需求的前提下，提高供热机组调度的灵活性，拓宽机组调峰区间。
附图说明
图1是本发明实施例的热力系统结构示意图。
图中：高背压纯凝机组低压缸1、高背压抽凝机组低压缸2、高背压抽凝机组采暖抽汽管道3、高背压供热机组凝汽器4、凝结水泵5、热网水加热器6、疏水泵7、疏水管道8、凝水管道9、抽凝机组10、抽凝机组采暖抽汽管道11、抽凝机组凝汽器12、抽凝机组凝结水泵13、抽凝机组凝结水管道14、热网首站换热器15、热网首站疏水泵16、热网首站回水管道17、外部热网回水管道18、外部热网供水管道19。
具体实施方式
下面结合附图并通过实施例对本发明作进一步的详细说明，以下实施例是对本发明的解释而本发明并不局限于以下实施例。
实施例。
本实施例中有四台机组。包括1号、2号两台145MW高背压供热机组，其中2号机组的中低压缸连通管上有采暖抽汽；还包括3号、4号两台315MW亚临界抽凝机组，通过中低压缸连通管提供对外采暖抽汽，其中3号机组进行了切除低压缸运行的技术改造。1号、2号两台高背压供热机组通过凝汽器、循环水管道与热网首站换热器15相连。外部热网回水进入高背压供热机组凝汽器4，经过高背压供热机组凝汽器4一次加热后进入热网首站换热器15进行二次加热，其中2号高背压供热机组的循环水出水引出一部分经过本机高背压抽凝机组采暖抽汽管道3的采暖抽汽加热后，在热网首站前回到循环水出水主管道，进入热网首站换热器15。亚临界抽凝机组10通过抽凝机组采暖抽汽管道11与热网首站换热器15相连，从高背压供热机组凝汽器4出来的热网循环水经过亚临界抽凝机组中低压缸连通管较高参数的采暖抽汽二次加热后，进入外部供热管网，满足用户采暖需求，亚临界抽凝机组10的采暖抽汽换热后，成为凝结水，回到抽凝机组凝结水管道14。
本实施例中，抽凝机组与高背压供热机组并联供热运行优化调度方法，具体步骤如下：
第一步：进行1号、2号机组额定高背压纯凝工况下的热力性能试验，记录机组发电功率、高背压纯凝机组低压缸1和高背压抽凝机组低压缸2的排汽参数，高背压供热机组凝汽器4的进水、出水参数，计算机组高背压纯凝工况下运行的供热能力和热化发电率；1号、2号机组高背压纯凝工况的发电出力分别为125MW、110MW，相应工况下的供热能力为205MW和175MW，热化发电率为61.18%、63.33%。
第二步：进行2号机组额定高背压抽凝工况下的热力性能试验，记录机组发电功率、高背压抽凝机组低压缸2的排汽参数，高背压供热机组凝汽器4的进水、出水参数、采暖抽汽（高背压抽凝机组采暖抽汽管道3中）的参数、部分热网水加热器6的疏水参数，计算机组高背压抽凝工况下运行的供热能力和热化发电率；2号机组高背压抽凝工况下的发电出力为115MW，循环水供热量与采暖抽汽供热量的和为210MW，机组高背压抽凝工况下的热化发电率为54.49%。
第三步：进行3号、4号机组额定抽凝工况下的热力性能试验，记录机组发电功率、采暖抽汽（抽凝机组采暖抽汽管道11中）的参数、热网首站换热器15的回水参数，计算机组额定抽凝工况下运行的供热能力和热化发电率；3号、4号机组抽汽工况下的最大发电出力都为259MW，最大抽汽量为588t/h，最大供热能力为429.4MW，采暖抽汽供热的热化发电率为60.4%。
第四步：维持3号机组锅炉蒸发量与额定抽凝工况相同，进行机组额定切除低压缸运行工况的性能试验，记录机组发电功率、采暖抽汽（抽凝机组采暖抽汽管道11中）的参数、热网首站换热器15的回水参数，计算机组额定切缸工况下运行的供热能力和热化发电率；切除低压缸运行的供热工况下，3号机组最大发电出力为210MW，最大抽汽量为653t/h，最大供热能力为476.2MW，采暖抽汽供热的热化发电率为44.10%。
第五步：比较以上4台机组在试验工况下的热化发电率，在外界热负荷、电负荷相对稳定的情况下，以全厂机组热化发电率最高来确定机组依次带电、热负荷的运行方式；高背压供热、高背压机组采暖抽汽供热、亚临界机组采暖抽汽供热三种方式热化发电率从大到小顺序是：高背压供热、亚临界机组采暖抽汽供热、高背压机组采暖抽汽供热，因此在一定热负荷、电负荷条件下，机组优先带热负荷的运行方式是：1号机组与2号机组高背压供热运行、3号机组与4号机组投采暖抽汽运行、2号机组投采暖抽汽运行。
第六步：在外界热负荷相同的情况下，当电负荷增大或减小时，以全厂机组热化发电率最高、最低来确定机组依次带电负荷的运行方式；当电负荷增大时，首先增加1号、2号机组的电负荷，再增加3号、4号机组电负荷，并通过减少2号、3号、4号机组采暖抽汽量，来减小机组供热量。在锅炉蒸发量相同的条件下，2号、3号、4号机组的电负荷进一步增加。如果全厂增加电负荷在3号、4号机组发电出力调整范围内，可以稳定1号、2号机组电负荷和热负荷，直接增加3号、4号机组电负荷，并减少其采暖抽汽量。
第七步：在电负荷相同，热负荷增大或减小时，以全厂机组热化发电率最低、最高来确定机组依次带热负荷的运行方式。当热负荷增大时，首先增加2号高背压供热机组采暖抽汽的供热量；再增加3号、4号亚临界机组采暖抽汽的供热量，同时抽汽参数高，能够快速响应热负荷变化；然后增大1号、2号机组的电负荷，增加高背压纯凝机组低压缸1和高背压抽凝机组低压缸2的高背压供热机组凝汽器4的供热量，并减小3号、4号机组的电负荷，维持全厂电负荷不变。
以上4台机组依次接带电、热负荷的顺序是从热化发电率、单台机组发电出力、电热负荷响应特性和全厂的经济效益角度来调度机组的运行方式，考虑机组容量和供热方式不同，以及机组电负荷调度区间不同，为满足电网调度机组负荷变化的灵活性和调峰区间，机组运行方式和调度顺序可能与以上顺序有所差别。
抽凝机组10切除低压缸运行工况，涉及到机组重大操作调整和低压缸运行的安全性，在4台机组高背压供热和抽凝供热满足外部热负荷需要的前提下，一般不进行切除低压缸的运行方式。
本实施例是针对两台超高压145MW等级机组改成的高背压供热机组和两台315MW亚临界抽凝机组，对于其他的组合，如四台300MW等级亚临界抽凝机组，2台高背压运行、2台抽凝运行的情况，在优化机组运行方式和调度顺序的时候，要相对简单。
通过上述阐述，本领域的技术人员已能实施。
此外，需要说明的是，本说明书中所描述的具体实施例，是两台145MW等级的高背压供热机组和两台315MW等级的亚临界抽凝机组，其热力系统组成、系统连接方式、机组与热网首站、机组与外部供热管网的连接方式，机组和附属设备的台数、所取名称等可以不同，本说明书中所描述的以上内容仅仅是对本发明所作的举例说明。凡依据本发明专利构思的特征及原理所做的等效变化或者简单变化，均包括于本发明专利的保护范围内。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，只要不偏离本发明的原理或者超越本权利要求书所定义的范围，均应属于本发明专利的保护范围。
