配置储热罐的供热机组运行定值计算

王耀函， 刘吉臻， 曾德良

(华北电力大学 新能源电力系统国家重点实验室，北京 102206)

配置储热罐的供热机组运行定值计算

王耀函， 刘吉臻， 曾德良

(华北电力大学 新能源电力系统国家重点实验室，北京 102206)

供热机组以热定电的运行方式导致调峰能力不足是冬季中国三北地区大量弃风的重要原因之一。储热罐作为一种蓄能手段能够从一定程度上实现供热机组热电解耦。基于机组回热系统热力学分析，定义抽汽-负荷增益系数，分析供热抽汽流量与机组发电负荷间的定量关系,进而获得变供热工况下的锅炉负荷定值。基于供热机组运行特性及热网加热器换热特性分析，对储热罐工作过程中的运行流量进行定值，对供热机组调峰能力区间进行定值约束。结果表明，所提增益系数能够精确计算变供热工况下机组运行参数，所提定值方法能准确直观地表现储热罐对供热机组调峰运行的影响能力和储热罐运行过程中的定值问题，定值结果为机组和储热罐的安全灵活运行提供指导。

供热机组； 储热罐； 深度调峰； 热力学分析； 运行定值

0 引 言

随着风电在“三北”地区并网规模的不断扩大，冬季供暖期负荷低谷时段的其风险向越来越严重。其原因在于：在供热机组传统运行方式下，受以热定电约束的影响，夜间电网负荷低谷时段供热机组为满足供暖需求强迫出力过高[1]，风电上网空间受到限制。当风电产能过剩时，热电厂难以降低其出力以接纳风电。要使供热机组具备良好的参与电网调峰，就必须解耦其以热定电约束[2]。

对于供热机组，储热罐的应用可以使热和电这两种产品在生产的过程中解耦[3]。配置储热罐有利于机组保持在较高的效率下运行，提高经济性，并可使机组在需要时段降低负荷甚至停机而不影响对外供热。在国外，与区域供暖系统相连的热电厂参与风电调峰正成为电网当前及未来接纳风电的重要手段之一[4-6]。近年来随着火电机组灵活性运行与低负荷改造的政策要求，供热机组储热方案逐渐受到国内学者们的关注[8]，文献[9]等对储热罐热电解耦能力进行了相关分析，工程应用方面左家庄供热厂于2005年建设了中国第一个区域供热储热罐项目并投入运行[10]。然而，当前对储热罐的控制自动化程度较低，其中相关定值问题以及在电网调峰环境中如何进行优化调度等均有待深入研究。

针对以上问题，本文在机组供热系统热力学分析的基础上提出供热抽汽-发电负荷增益系数概念，探讨发电负荷与供热负荷之间的定值关系；通过对机组供热与储热罐运行特性进行分析，提出一种储热罐储能定值与机组调峰能力定值方法，分析配置储热罐在火电机组低负荷改造过程中的意义。

1 储热罐运行基本原理

根据区域供热系统的特点，储热装置通常采用常压或承压式热水储热罐。一般而言，供热管网供水温度低于98 ℃时设置常压储热罐，高于98 ℃时设置承压储热罐。本文研究对象为内蒙地区某330 MW汽包炉亚临界供热机组，热网首站进口冷水温度38 ℃，出口热水温度91 ℃，因此选用常压式储热罐，即罐内水的压力为常压，如同热网循环水系统的膨胀水箱。当热电厂用户侧热负荷波动较大且比较频繁时，储热罐可以在热负荷较低时将多余的热量储存，在热负荷较高时再对外放出，维持热网平衡。

图1 常压式储热罐换热流程 Fig.1 Heat transfer process of heat accumulator

简述换热流程如图1所示。图中红线为热水流程，蓝线为冷水流程，黄线为供热抽汽流程，绿线为热网循环水流程。储热罐热水端接供热首站出口热网供水母管，冷水端接供热首站入口回水母管。储热过程中，热水从热网首站流入储热罐，储热罐水泵起到排放冷水作用。放热阶段中，热水从储热罐流入供水母管，储热罐水泵起到排放热水作用。

可见，储热罐方案实现热电解耦体现在机组供热抽汽能量与供热热网循环水热量的解耦，为改变机组工况调节供热抽汽将同时影响到机组负荷和供热负荷两方面。因此，解决供热与发电调度的定值问题也需要从这两方面着手，即：(1)供热抽汽与机组电负荷的对应关系；(2)供热抽汽与储热罐热负荷的对应关系。

2 供热抽汽与发电负荷关系计算

机组对象回热系统为3高3低1除氧结构，其结构如图2所示，其中供热抽汽来自汽轮机中压缸末端5段抽汽口。

图2 机组供热抽汽系统结构Fig.2 Structure of heat extracting system

图2中，调节供热抽汽蝶阀会导致供热抽汽流量改变，进而影响进入低压缸的蒸汽流量，最终改变汽轮机做功。由于低压缸中各级低压加热器抽汽的存在，供热抽汽流量中携带的能量不完全转化成为发电负荷。因此本节将采用等效焓降法对供热抽汽进入低压缸做功的增益系数进行计算。

进入低压缸蒸汽流量与中排压力及LV阀开度乘积成正比，表示为

Dl0=K1Pzp0ulv

(1)

式中：Dl0为正常供热工况下进入低压缸蒸汽流量，kg/s；Pzp0为该工况下汽轮机中压缸排汽压力，MPa；ulv为LV阀开度；K1为增益系数。

假设调节供热抽汽蝶阀导致供热抽汽流量减小ΔDre，则该部分蒸汽进入低压缸做功，则此时进入低压缸的蒸汽流量为

Dl1=Dl0+ΔDre

(2)

若不考虑低压缸各级抽汽流量变化，则该部分供热抽汽全部经过低压缸做功，其蒸汽热降为

H0=ΔDre(h5-h0)

(3)

式中：hi为i段抽汽焓值，kJ/kg；h0为末级排汽焓值，kJ/kg。然而，供热抽汽蝶阀动作会引起中排压力改变，进而影响后面各级抽汽工况，需要逐级分析各级加热器热平衡变化。首先，由于LV阀开度不变，则中排压力相应升高：

(4)

一般情况下机组各段抽汽阀不具备连续调节功能，因此中排压力的提高会引起5段抽汽量的变化，套用蒸汽流量公式可得

ΔD5=K2ΔPzpu5

(5)

式中：ΔD5为5段抽汽流量变化量，kg/s；u5为5段抽汽阀门开度，计算取1；K2为增益系数。

将式(4)带入式(5)可得

(6)

式中：K3=(K2u5)/(K1ulv)。增加的该部分抽汽在5号低加中对凝结水进行加热后成为疏水逐级自流至后续各段加热器，最终汇集至凝汽器。6号低加由上级疏水带入的热量增量为

ΔQd5=ΔDd5(hd5-hw6)

(7)

式中：ΔDdi为i段疏水流量变化量，kg/s，ΔDd5=ΔD5；hdi为i段疏水焓值，kJ/kg；hwi为i号加热器入口凝结水焓值，kJ/kg。

为维持6号低加热平衡，相应的6段抽汽量变化量为

(8)

式中，α6=(hd5-hw6)/(h6-hw6)。则进入7号低加的疏水流量变化量为

ΔDd6=ΔD5-ΔD6=(1-α6)ΔD5

(9)

同上推导，进入7号低加的疏水热量增量和7段抽汽流量变化量分别为

ΔQd6=ΔDd6(hd6-hc)

(10)

(11)

式中：α7=(hd6-hc)/(h7-hc)；hc为凝结水焓值，kJ/kg。

基于以上抽汽流量变化，可得抽汽等效热降：

(12)

结合式(3)、式(12)，可得供热抽汽变化引起的机组负荷变化量为

ΔNe=H0+H1=ΔDre[(1-K3)(h5-h0)+

K3α6(h6-h0)+K3α7(1-α6)(h7-h0)]

(13)

定义供热-负荷增益系数Kre为

(14)

将式(14)带入式(13)可见，供热-负荷增益系数的物理意义是表征当前工况下单位供热抽汽流量变化对应的的机组负荷变化量，确定两者定量的数值关系可以估计供热抽汽蓄能与机组负荷间转换能力的大小。由式(14)可见，该系数受汽轮机和回热加热器热平衡特性影响，工况确定时该系数为一常数，可根据机组设计热平衡图计算获得。利用对象机组热力说明书相关数据计算获得各工况点下供热-负荷增益系数如表1所示。

以最大抽汽点(0.4 MPa)验证增益系数精度，最大供热抽汽流量为166.7 kg/s，对应机组电功率288 053 kW，其供热抽汽蝶阀全关对应机组工况为TMCR工况，该工况下电功率为356 942 kW，实际供热-负荷折算量68 889 kW，计算供热-负荷折算量70 197 kW，计算绝对误差1 308 kW，相对误差1.9%，说明计算过程具有较高精度。

表1 各工况点下供热-负荷增益系数计算结果

通过计算供热-负荷增益系数Kre可以获得供热抽汽流量变化对机组负荷的影响，从另一角度考虑，若希望在机组发电功率不变的情况下改变供热抽汽流量，锅炉侧则需要变化相应热功率以维持机炉侧能量平衡，变化量如式15所示：

ΔNb=KreΔDre

(15)

3 储热罐的机组运行特性图解

供热机组通过储热罐可以一定程度上实现供热与供电出力外特性上的相互独立，运行过程中储热罐作为供热-发电之间的解耦手段其储/放热调度定值则是由机组运行工况与供热工况共同决定，因此需要对机组运行特性进行分析确定机组和储热罐运行定值。

安全是机组和储热罐运行的首要前提。对于供热机组来说，保证其安全运行需要保障[8]：满足锅炉最大连续蒸发量和汽轮机最大进汽量；满足锅炉不投油最低稳燃蒸发量；满足汽轮机低压缸冷却蒸汽最小流量；保证抽汽供热蒸汽参数达到供热要求；对直接在中、低压联通管开三通抽汽供热的机组，还应保证供热抽汽口前与供热抽汽口之间级段压差不超过允许极限，满足中压缸排汽温度不超过规定限值。因此，以被研究机组为例，绘制机组安全运行区间如图3所示。

图3 供热机组安全运行区域Fig.3 Safe operate area of CHP unit

其中，AB线为最大锅炉出力负荷线，C点为额定供热工况下的最小发电负荷点，ED线为最小锅炉出力负荷曲线，阴影部分为供热工况下机组运行安全区。其边界表达为如公式(16)所示：

(16)

3.1 供热抽汽与储热罐蓄能关系

供热抽汽从中压缸末级5段抽汽中抽出，通过供热首站与热网循环水进行热交换。供热首站中能量平衡关系如下：

Nh=Dhcp(Tout-Tin)=Dre(h5-hsh)=Nre

(17)

式中：Dh为供热首站循环水流量，kg/s；cp为比热容，kJ/(kg℃)；Tout和Tin分别为供热首站出口和入口水温度，℃；hsh为供热疏水焓值，kg/s；Nh和Nre分别为热网负荷和机组供热功率，MW。稳态工况下，当热网系统中不包含储热罐系统时等式含义为：热网负荷=供热功率。

当机组处于高负荷工况下，供热能力>热网负荷时(图4红色区域)，在供热入口与出口温度不变的情况下，供热功率增大会导致供热首站循环水流量增大，即供热质调节，而热网需要的热负荷不变即供热母管水流量不变，则多余的供热循环水被送往储热罐，可得储水罐补充热水流量定值Dhin如式(18)所示：

(18)

图4 供热机组的日负荷曲线示意Fig.4 Daily load curve of CHP unit

同理，当机组处于低负荷工况下，供热能力<热网负荷时(图4蓝色区域)，供热功率减小会导致供热首站循环水流量减小，与热负荷的差额部分需要由储热罐热水弥补，可得储水罐释放热水流量定值Dhout如式(19)所示：

(19)

储热罐热交换过程前后供热抽汽流量变化量与储热罐热水流量之间的关系为

(20)

式中：△Dre为供热抽汽流量变化量，kg/s；△Dhc为储热罐进出热水流量，kg/s，储热过程△Dhc为正，放热过程为负。储热罐内平均密度978.82 kg/m3，平均比热容4.192 kJ/(kg℃)，供热抽汽端与疏水端焓差视工况而定，之后算例中设焓差为1 500 kJ/kg。

3.2 储热过程定值计算

储热过程中补充热水流量由供热能力与热负荷供需平衡关系决定，其定值指令根本上来源于供热抽汽富裕量。设机组现运行于安全区内O点，此时供热功率与热负荷平衡。将O点延抽汽流量方向延伸至O’点，则O’点即为当前发电工况下的最大供热能力点。此时段内富裕的DO’-DO的供热抽汽流量即可用于为储热罐储能，同时可以计算获得对应的储热罐补水流量和为维持电功率稳定需要增加的炉侧负荷。

图5 储热过程储热罐补水能力定值 Fig.5 Setting calculation in heat accumulate process

根据式(16)整理不同负荷工况下最大抽汽流量为

(21)

设当前供热抽汽流量为xO，kg/s，则储热阶段可调节供热抽汽裕量为xmax-xO，带入式(20)，整理后获得储热罐补水流量定值为

(22)

带入式(15)获得相应锅炉负荷增量定值为

ΔNb=Kre(xmax-xO)

(23)

3.3 放热过程定值计算

储热罐对供热机组调峰能力的贡献主要体现在通过扩大机组运行安全区实现一定程度的热电解耦。加入储热罐前运行安全区间如图6中A-B-C-D-E区域所示，其最大供热能力为BC线。设储热罐最大连续放热出力为Dsm，则放热过程中其相当于机组提供供热抽汽流量：

(24)

相应的，热电厂最大供热能力提升至B’C’线，即安全运行区间向右平移ΔDO，达到新区域A-A’-B’-C’-D’-D-E。

图6 放热过程机组调峰能力定值 Fig.6 Setting calculation in heat release process

对储热罐参与供热前后的机组的调峰能力进行评价。设当前热网需求供热抽汽流量DO，则不包含储热罐的机组在该抽汽流量下的安全运行区间为Ou-Od线，调峰能力为

(25)

式中：Neu和Ned分别为机组负荷运行上限和下限，MW；储热罐参与供热后，供热机组安全运行区间右移ΔDO，机组在当前抽汽流量下的安全运行区间向上下延伸至Ou′-Od′线，变工况后调峰能力扩大为

(26)

对比公式(25)和公式(26)可见，供热机组配置储热罐运行时，调峰上限扩展0.121 ΔDO，调峰下限扩展0.433 ΔDO。以热网需求供热抽汽流量120 kg/s为例，则调峰能力上限由305 MW扩展至320 MW(增幅4.5%额定负荷)，调峰能力下限由225 MW扩展至168 MW(降幅17.2%额定负荷)。可见，配置储热罐可明显提高供热机组调峰的下调能力，而对上调能力的提升有限。

4 结 论

本文通过供热机组回热系统热力学分析探讨了供热抽汽流量变化对机组负荷的影响，进而对储热罐运行流量和机组调峰能力进行定值。研究得到以下结论：

(1)通过热力学分析获得供热抽汽流量与电负荷及热负荷之间的定量关系，为利用供热抽汽流量调节电负荷与热负荷提供计算基础；

(2)基于供热机组安全运行区分析储放热过程中的储热罐流量定值和调峰能力定值，该方法简单直接便于实现，为储热罐参与的供热机组运行提供指导依据。

(3)从调峰扩展能力定值结果可以发现，储热罐能够显著的降低机组负荷的安全运行下限。面对当今兴起的火电机组灵活性改造热潮，所提定值计算能够定量描述储热罐对机组低负荷运行的影响，为机组低负荷改造提供数据支撑。

[1] 孙奉仲, 杨祥良, 高明, 等. 热电联产技术与管理[M]. 北京: 中国电力出版社, 2008.

[2] 刘吉臻, 曾德良, 田亮, 等. 新能源电力消纳与燃煤电厂弹性运行控制策略[J]. 中国电机工程学报, 2015, 35(21): 5385-5392.

[3] 吕泉, 王伟, 韩水, 等. 基于调峰能力分析的电网弃风情况评估方法[J]. 电网技术, 2013, 37(7): 1887-1894.

[4] LUND H, MATHIESEN BV. Energy system analysis of 100% renewable energy system - the case of denmark in years 2030 and 2050[J]. Energy, 2009, 34(5): 524-531.

[5] STRECKIENE G, MARTINAITIS V, ANDERSEN A N, et al. Feasibility of CHP-plants with thermal stores in the German spot market[J]. Applied Energy, 2009, 86(11): 2308-2316.

[6] VERDA V, COLELLA F. Primary energy savings through thermal storage in district heating networks[J]. Energy, 2011, 36(7): 4278-4286.

[7] 刘吉臻, 邓拓宇, 田亮. 供热机组协调控制对象非线性特性分析[J]. 华北电力大学学报(自然科学版), 2016, 43(2): 66-72.

[8] 吕泉, 陈天佑, 王海霞, 等. 热电厂参与风电调峰的方法评述及展望[J]. 中国电力, 2013, 46(11): 129-136.

[9] 吕泉, 陈天佑, 王海霞, 等. 配置储热后热电机组调峰能力分析[J]. 电力系统自动化, 2014, 38(11): 34-40.

[10] 董燕京. 热水蓄热器在多热源联网供热系统的应用与节能分析[J]. 区域供热, 2013, 2: 94-97.

[11] 刘吉臻. 大规模新能源电力安全高效利用基础问题[J]. 中国电机工程学报, 2013, 33(16): 1-8.

[12] 王桐, 田亮. 基于均匀设计的供热机组安全运行区计算方法[J]. 华北电力大学学报(自然科学版), 2016, 43(5): 88-93.

[13] 王漪, 薛永锋, 邓楠. 供热机组以热定电调峰范围的研究[J]. 中国电力, 2013, 46(3): 59-62.

[14] 徐二树, 赵文升, 胡学武, 等. 供热机组的仿真模型[J]. 华北电力大学学报(自然科学版), 2004, 31(2): 41-44.

[15] CHRISTIDIS A, KOCHC, POTTEL L, et al. The contribution of heat storage to the profitable operation of combined heat and power plants in liberalized electricity markets[J]. Energy,2012, 41(1): 75-82.

[16] 李心刚, 谢冬梅, 陈军, 等. 热电厂给水及供热系统的节能[J]. 华北电力大学学报(自然科学版), 2007, 34(2): 102-104.

[17] JIE P, TIAN Z, YUAN S, et.al. Modeling the dynamic characteristics of a district heating network[J]. Energy, 2012, 39: 126-134.

[18] 颜爱斌, 赵军, 朱强. 分布式变频泵集中供热系统动态能量特性模拟[J]. 华北电力大学学报(自然科学版), 2010, 37(1): 49-53.

[19] 邓拓宇, 田亮, 刘吉臻. 供热机组负荷指令多尺度前馈协调控制方案[J]. 热力发电, 2016, 45(3): 48-53.

[20] CHRISTIDIS A, KOCHC, POTTEL L, et al. The contribution of heat storage to the profitable operation of combined heat and power plants in liberalized electricity markets[J]. Energy,2012, 41(1): 75-82.

Operation Setting Calculation of CHP Unit Equipped with Heat Accumulator

WANG Yaohan, LIU Jizhen, ZENG Deliang

(State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources, North China Electric Power University, Beijing 102206, China)

The “power determined by heat” operation mode limits the peak regulation ability of the combined heat and power (CHP) units, which is an important reason of wind power curtailment in northern China. As an energy storage method, heat accumulator can solve the problem of power-heat decoupling to some degree. “Heat extraction - Unit load” coefficient is defined on the basis of thermodynamic analysis, and the relationship between heat extraction flow and unit load is analyzed, thus, the setpoint of boiler load under variable heating condition can be calculated. Based on the analyses of CHP unit operation and heat transfer of the heater for heating network, the heat accumulation rate of thermal storage device is constrained, and the peak regulation ability of CHP units equipped with heat accumulator is calculated. The result shows that the coefficient can help calculate the operation parameters in variable heat conditions precisely, the proposed method can directly reflect the influence of the heat accumulator on CHP unit and the operation setpoint of its heat accumulator, which provide guidance for safe and flexible operation of the unit and heat accumulator.

CHP unit; heat accumulator; peak regulation; thermodynamic analysis; operation setting

2017-04-06.

国家重点研发计划项目(2017YFB0602105).

10.3969/j.ISSN.1007-2691.2017.06.11

TM621

A

1007-2691(2017)06-0069-06

王耀函(1988-)，男，博士研究生，主要从事火电机组优化控制研究。