一种超临界火电机组储热调峰协调控制系统及方法与流程

1.本发明属于火电机组调峰技术领域，特别涉及一种超临界火电机组储热调峰协调控制系统及方法。


背景技术：

2.新能源装机容量的持续增长以及负荷增速的不断下降加剧了电网的源荷供需矛盾，导致调峰问题愈发凸显；其中，供热地区热电机组受冬季供热期最小技术出力限制，机组调峰能力骤减，部分地区热电机组额定最小出力总和超过电网最小负荷，电网低谷调峰极其困难。
3.目前，实现火电机组深度调峰的方法主要有两类：一是机组通过改造燃烧系统、蒸汽流程等进一步降低最小技术出力；二是热电机组侧配置蓄热式电锅炉，在有偿调峰窗口期内，电锅炉耗电加热，等效降低机组出力，达到火电机组的虚拟调峰的目的；通过近一年的实际运行，上述两类现有技术方案都使火电企业参与调峰辅助获得了可观的直接经济效益。
4.然而，上述两类现有技术方案均存在一定不足；其中，第一类现有技术方案受煤质和机组实际运行工况的影响较大，机组低负荷运行增加煤耗、完成脱硫脱硝指标困难，机组深度调峰能力与系统运行效率及灵活性之间的矛盾依然存在；第二类现有技术方案受供热机组及供热季节的影响较大，蓄热式电锅炉耗电加热，其热能-电能-热能的生产过程属于对能源的低级循环利用，虽取得了一定的经济效益，但也造成了较为严重的资源浪费。
5.综上，亟需一种面向火电机组响应电网调峰需求与机组运行效率、灵活性之间矛盾，保障全社会效益较优的火电机组调峰技术。


技术实现要素：

6.本发明的目的在于提供一种超临界火电机组储热调峰协调控制系统及方法，以解决上述存在的一个或多个技术问题。本发明通过对热能的周期性储放来实现超临界机组的“以热定电”模式，可提高超临界火电机组的调峰能力。
7.为达到上述目的，本发明采用以下技术方案：
8.本发明提供的一种超临界火电机组储热调峰协调控制系统，所述超临界火电机组采用八级抽汽，所述超临界火电机组储热调峰协调控制系统包括：调节阀v1、调节阀v2、调节阀v4、调节阀v6、第一连通管道、第一除盐水箱、除盐水第一输送泵、回热器、第二除盐水箱、第二连通管道和除盐水第二输送泵；
9.所述调节阀v6用于设置于所述超临界火电机组的凝结水泵出口处的凝结水输送管道上；
10.所述第一连通管道的一端用于与所述凝结水泵出口和所述调节阀v6之间的凝结水输送管道相连通，另一端与所述第一除盐水箱的进口相连通；所述第一连通管道上设置有所述调节阀v1；
11.所述第一除盐水箱的出口依次经所述调节阀v2、除盐水第一输送泵、回热器的第一换热通道与所述第二除盐水箱的进口相连通；所述第二除盐水箱的出口设置有所述第二连通管道，用于与所述超临界火电机组的除氧器的进口相连通；所述第二连通管道设置有调节阀v4和除盐水第二输送泵；
12.所述回热器的第二换热通道用于通入所述超临界火电机组的五段抽汽。
13.本发明的进一步改进在于，还包括：
14.逆止阀v5，用于设置在所述第二连通管道和所述超临界火电机组中输入五段抽汽的换热器之间的凝结水管道上。
15.本发明的进一步改进在于，还包括：
16.给水泵，用于设置于所述超临界火电机组的除氧器和所述超临界火电机组中输入三段抽汽的换热器之间的凝结水管道上。
17.本发明的进一步改进在于，还包括：
18.调节阀v3，用于设置于所述回热器的第二换热通道的进口与所述超临界火电机组的五段抽汽之间的连通管道上；
19.疏水输送泵，用于设置于所述回热器的第二换热通道的出口与所述超临界火电机组中输入五段抽汽的换热器之间的连通管道上。
20.本发明提供的一种超临界火电机组储热调峰协调控制方法，基于本发明任一项上述的超临界火电机组储热调峰协调控制系统；所述超临界火电机组储热调峰协调控制方法包括以下步骤：
21.电网负荷波动时，通过调整第二除盐水箱和第一除盐水箱的输入输出，实现对抽汽的调节。
22.本发明的进一步改进在于，所述电网负荷波动时，通过调整第二除盐水箱和第一除盐水箱的输入输出，实现对抽汽的调节的步骤包括：
23.当电网负荷增大时，停止五段抽汽至回热器的抽汽量并降低机组低压缸抽汽量以提高超临界火电机组输出功率，超临界火电机组储热调峰协调控制系统处于逐步释能运行模式。
24.本发明的进一步改进在于，所述超临界火电机组储热调峰协调控制系统处于逐步释能运行模式时，
25.停止五段抽汽至回热器的抽汽量，除盐水第一输送泵和调节阀v2处于关闭状态；除盐水第二输送泵和调节阀v4处于开启状态，第二除盐水箱的除盐水通过除盐水第二输送泵输送至除氧器的进口管道。
26.本发明的进一步改进在于，所述电网负荷波动时，通过调整第二除盐水箱和第一除盐水箱的输入输出，实现对抽汽的调节的步骤包括：
27.当电网负荷降低时，提高五段抽汽至回热器的抽汽量及低压缸各级抽汽以减小蒸汽在汽轮机中的做功能力，超临界火电机组储热调峰协调控制系统处于储热调峰运行模式。
28.本发明的进一步改进在于，所述超临界火电机组储热调峰协调控制系统处于储热调峰运行模式时，
29.提高五段抽汽至回热器的抽汽量；调节阀v2处于全开状态，第一除盐水箱中水位
降低，温度较低的除盐水在除盐水第一输送泵作用下送入回热器并与来自五段抽汽的高温蒸汽进行换热，升温后温度较高的除盐水送入第二除盐水箱；
30.调节阀v4和除盐水第二输送泵处于关闭状态。
31.与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
32.本发明提供的超临界火电机组储热调峰协调控制系统，设置的储热调峰装置是在常规火电厂蒸汽循环(主机组)的基础上增加热水蓄热装置(蓄热机组)，可实现机组在释能(波峰)和获能(波谷)下进行切换，提高超临界火电机组的调峰能力。具体的，由于新能源装机容量的持续增长和负荷增速的不断下降进一步加剧了电网的源荷供需矛盾，导致调峰问题愈发凸显；为了满足当前电网调峰需要，本发明提出了一种超临界火电机组储热调峰协调控制系统，该储热调峰系统与以往依靠投入尖峰负荷发电专用电站的调峰方式相比，火电厂复合循环发电方式在设备结构、资金投入、调峰效益、综合治理等方面均有明显的优越性；且与抽水蓄能发电方式相比，在季节、地域上完全不受限制。
33.本发明的控制方法提出了两种调节模式，分别针对电网高负荷和低负荷两种模式下，提出了相应的协调控制策略，能够提高发电机组的调峰能力。
附图说明
34.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图做简单的介绍；显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来说，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的附图。
35.图1是本发明实施例的一种超临界火电机组储热调峰协调控制系统的示意图；
36.图中，1、凝结水泵；2、第一除盐水箱；3、除盐水第一输送泵；4、回热器；5、第二除盐水箱；6、疏水输送泵；7、除盐水第二输送泵；8、给水泵。
具体实施方式
37.为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，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，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。
38.需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
39.下面结合附图对本发明做进一步详细描述：
40.请参阅图1，本发明实施例的一种超临界火电机组储热调峰协调控制系统，包括：
锅炉、高压缸、中压缸、低压缸、凝汽器、发电机、3个高加回热器、4个低加回热器、除氧器、轴封加热器、凝结水泵1、第一除盐水箱(冷水罐)2、除盐水第一输送泵3、回热器4、第二除盐水箱(热水罐)5、疏水输送泵6、除盐水第二输送泵7、给水泵8、凝结水泵1至第一除盐水箱的调节阀v1、第一除盐水箱2至第二除盐水箱5的调节阀v2、五段抽汽至回热器4的调节阀v3、第二除盐水箱5至除氧器进口凝结水的调节阀v4、凝结水管道的逆止阀v5、凝结水至轴封加热器的调节阀v6等部件。
41.本发明实施例的控制系统的工作原理包括：通过调整第二除盐水箱5热水罐和第一除盐水箱2冷水罐，来应对电网负荷的波动，实现对抽汽的调节；其中，当电网负荷增大时，停止五段抽汽至回热器4的抽汽量并降低机组低压缸抽汽量，提高超临界火电机组输出功率，此时储热装置处于逐步释能运行模式；当电网负荷降低时，提高五段抽汽至回热器4的抽汽量及低压缸各段抽汽，减小了蒸汽在汽轮机中的做功能力，储热装置处于储热调峰运行模式。
42.本发明实施例的控制系统中增加了两个除盐水箱，分别是第一除盐水箱(冷水罐)和第二除盐水箱(热水罐)，系统布置简单，不需对超临界火电机组进行大调整，易于实现。
43.本发明的储热调峰系统与以往依靠投入尖峰负荷发电专用电站的调峰方式相比，火电厂复合循环发电方式在设备结构、资金投入、调峰效益、综合治理等方面均有明显的优越性。且与抽水蓄能发电方式相比，在季节、地域上完全不受限制。
44.超临界火电机组进行了八级抽汽，其中高压缸两级抽汽、中压缸三级抽汽和低压缸三级抽汽，通过外置增加两个除盐水箱，分别为第二除盐水箱5和第一除盐水箱2。第一除盐水箱2主要用于储存凝结水泵出口的凝结水，或通过除盐水第一输送泵3将第一除盐水箱2中的除盐水输送至第二除盐水箱5；第二除盐水箱5用于储存五段抽汽加热后的除盐水，或通过除盐水第二输送泵7将第二除盐水箱5中温度较高的除盐水输送至除氧器进口。
45.本发明实施例的控制系统，当电网负荷处在波谷时，协调控制系统运行在储热调峰运行模式，初始时刻，第二除盐水罐为空罐状态，第一除盐水罐为全部储存冷水。为响应电网负荷的降低，超临界火电机组需减小输出功率，第一除盐水箱2至第二除盐水箱5调节阀v2处于全开状态；第一除盐水箱2中水位降低，低温的除盐水在除盐水第一输送泵3作用下送入回热器4，与来自五段抽汽的高温蒸汽进行换热，升温后的除盐水被送入第二除盐水箱5。同时，除氧器进口凝结水调节阀v4和除盐水第二输送泵7处于关闭状态，由于五段抽汽量增大，减小了进入低压缸的蒸汽量，降低了低压缸的做功能力，由此在电网低负荷时进一步降低超临界火电机组的输出功率。
46.本发明实施例所述的超临界火电机组储热调峰协调控制系统，当电网负荷处在波峰时，协调控制系统运行在逐步释能运行模式，系统中凝结水泵出口的凝结水被输送至第一除盐水箱冷水罐中，进入轴封加热器的凝结水流量减小，通过5号低加至8号低加的凝结水流量减小，以此减小了低加的进汽量，相应的六段抽汽、七段抽汽和八段抽汽流量减小，提高了低压缸的做功能力，达到了提高发电机组做功能力的效果。
47.本发明实施例的超临界火电机组储热调峰协调控制系统处于逐步释能运行模式时，第一除盐水箱2至第二除盐水箱5的调节阀v2、五段抽汽至回热器4的调节阀v3处于全关状态，第二除盐水箱5热水罐的温度较高的除盐水通过除盐水第二输送泵7输送至除氧器进口管道，凝结水管道的逆止阀v5起到了控制凝结水流向的作用，由于低压缸抽汽量和五段
抽汽量减小，提高了蒸汽在汽缸的流量，增大了超临界汽轮机的做功能力，由此提高了超临界机组的应对高负荷的调峰能力。
48.电网负荷常处在波峰和波谷位置，当电网处于波谷时，超临界火电机组储热调峰协调控制系统运行在储热调峰运行模式；当电网负荷处于波峰时，此时需要增加发电机组功率，提高发电机组对电网负荷的响应能力，此时超临界火电机组储热系统处在逐步释能运行模式。以下两种调节控制策略分别针对电网处于波谷和波峰下的调节模式。
49.本发明实施例中，电网负荷处于波谷，超临界火电机组储热调峰协调控制系统处于储热调峰运行模式。
50.当电网负荷处于波谷时，为减小超临界火电机组的输出功率，第一除盐水箱2至第二除盐水箱5的调节阀v2全开，在除盐水第一输送泵3作用下，将低温的除盐水输送至回热器4中，五段抽汽至回热器4的调节阀v3处于开启状态，温度较高的五段抽汽加热低温的除盐水，吸热后的除盐水被送入第二除盐水箱热水罐中，第二除盐水箱5至除氧器进口凝结水的调节阀v4和除盐水第二输送泵7处于关闭状态，第二除盐水箱热水罐中除盐水液位升高，直至装满。该运行模式下，由于五段抽汽流量增加，减小了低压缸中蒸汽流量，在电网处于低负荷时，由此降低了低压缸的做功能力，达到了减小发电机组做功能力的效果，提高超临界火电机组的调峰能力。
51.本发明实施例中，电网负荷处于波峰，超临界火电机组储热调峰协调控制系统处于逐步释能运行模式。
52.当电网负荷处在波峰时，协调控制系统运行在逐步释能运行模式，凝结水至轴封加热器调节阀v6、第一除盐水箱2至第二除盐水箱5的调节阀v2处于部分关闭状态，凝结水至第一除盐水箱2调节阀v1处于开启状态，此时低温的凝结水被送入第一除盐水箱2冷水罐中，第一除盐水箱2液位升高；同时，五段抽汽至回热器4调节阀v3处于全关状态，第二除盐水箱5热水罐的温度较高的除盐水通过除盐水第二输送泵7输送至除氧器进口管道，凝结水管道逆止阀v5起到了控制凝结水流向的作用，由于低压缸抽汽量和五段抽汽量减小，提高了蒸汽在汽缸的流量，增大了超临界汽轮机的做功能力，由此提高了超临界机组的应对高负荷的调峰能力。水位不断增加直至除满，超临界火电机组负荷进一步升高，直至释能过程结束。
53.请参阅表1，表1为超临界火电机组储热调峰协调控制系统分别运行在储热调峰运行模式和释能运行模式下主要部件的状态。
54.表1.两种运行模式下系统主要阀组、设备的运行状态
55.[0056][0057]
以某一320mw亚临界机组为例，进行本发明技术方案改造后的运行情况计算、统计分析。如表2所示，原机组额定负荷为320mw，额定主蒸汽流量为921t/h，原机组最大深调负荷为110.367mw，机组深度调峰负荷率为35％，在35％负荷下，原末级低加出口水温为116.5℃、次末级低加出口水温为80.9℃、除氧器进汽压力为0.308mpa、除氧器对应抽汽段抽汽流量为25.471t/h，4号低加进汽压力为0.173mpa、抽汽流量为16.179t/h。
[0058]
机组所在电厂具有多台机组，具有8台3000t的除盐水箱，按照本发明实施例技术方案采用其中2台除盐水箱进行技术改造。进行技术改造后，系统可运行在储热调峰运行模式及释能提高负荷运行模式。
[0059]
当机组处于储热调峰运行模式时，由于采用4号低加抽汽管道供热水加热器时，热水加热器进汽压力小于0.1mpa，因此，采用除氧器进汽抽汽段对热水加热器进行供汽，热水加热器出水温度为98.3℃，冷水箱至热水箱输水流量为800t/h，机组再调峰后负荷为96.654mw，机组负荷降低13.713mw，再调峰负荷为4.29％，机组可在储热调峰运行模式下连续调峰3.75小时。
[0060]
当机组处于释能运行模式，在机组主蒸汽流量保持与额定负荷相同的921t/h情况下，除盐水箱至凝结水注水流量为687t/h，机组负荷达到325.183mw，在主蒸汽流量不变的情况下，机组负荷较原机组额定负荷增加5.183mw，相对增加1.36％，机组可在释能提高负荷运行模式下持续运行1.36小时。
[0061]
表2实例中的两种状态下机组调峰能力、运行参数统计数据
[0062]
[0063][0064]
综上所述，本发明实施例公开了一种超临界火电机组储热调峰协调控制系统，以解决新能源装机容量的持续增长和负荷增速的不断下降导致的电网的源荷供需矛盾。分别针对电网高负荷和低负荷两种模式下，系统中通过调整第二除盐水箱(热水罐)和第一除盐水箱(冷水罐)，应对电网负荷的波动，实现对抽汽的调节，当电网负荷增大时，停止五段抽汽至回热器的抽汽量并降低机组低压缸抽汽量，提高超临界火电机组输出功率，此时储热装置处于逐步释能运行模式；当电网负荷降低时，提高五段抽汽至回热器的抽汽量及低压缸各段抽汽，减小了蒸汽在汽轮机中的做功能力，储热装置处于储热调峰运行模式。
[0065]
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。