CN108119940A - 一种采暖发电***的目标控制方法 - Google Patents

一种采暖发电***的目标控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明是一种采暖发电***的目标控制方法，适用于全部采暖地区供暖采用的各种型号和容量的凝汽式汽轮机，在无需改造汽轮机本体的前提下，在正常排汽温度范围内，安全实现零冷源热损失的汽轮机凝汽器循环水供暖，不仅使企业获得节约能源、节约资金和缩短工期的成效，还具有保护环境、降低雾霾等诸多益处；在循环水供热期间，机组还可以参加电网调峰，使得电网运行更安全稳定；热水网供热半径超过现有技术可达120公里～150公里；同时，建立数学模型采用黄金分割算法求解运行参数应达值，实现了以供能效率最高为目标的控制；使应达值的求解更精准，用科学的控制手段确保供热发电***优化、安全、可靠运行。

Description

一种采暖发电***的目标控制方法
技术领域
本发明属于自动控制技术领域，是一种实现采暖供热的汽轮机发电***目标控制的方法。
技术背景
本发明涉及的供热指的是建筑物采暖供热，热源来自于汽轮机。
采用凝汽式汽轮机实现采暖发电主要有两种方式：一是抽汽供热，二是凝汽器循环水供热，但无论哪一种方式都存在着技术缺陷：
(1)抽汽供热这种方式较为普遍，主要缺陷是必须有排汽进入汽轮机凝汽器，须要向大自然排放冷源热损失，从而造成浪费；
(2)凝汽器循环水供热是没有冷源热损失的运行方式，但仅限于300MW及以下汽轮机组，存在的技术缺陷包括：
其一，凝汽器循环水供热须要进行凝汽器低真空(高背压)改造；改造后汽轮机排汽温度长期超过正常范围，增加了汽轮机不安全因素。例如，热网供热回水温度一般采用40～70 ℃，迫使凝汽器不得不采用低真空(高背压)且排汽温度超过正常范围的方式运行，从而导致了低压缸膨胀超限、轴承偏移，以致发展到振动加剧等安全隐患，同时也减少了汽轮机的运行寿命；因此，很多业主不愿担此风险宁肯选择不改造；
其二，凝汽器低真空(高背压)循环水供热改造方法之一，是重新再制造一个高背压的低压转子进入采暖期使用。其制造方法是拆除最后一级叶轮或拆除最后两级叶轮，也就是以减少汽轮机做功、减少发电量为代价，来换取高背压，得到高排汽温度，满足供热需要。这种循环水供热改造方法不仅投资多、工期长、发电少，且每年都需要更换两次低压转子。进一步分析，高背压低压转子的高背压往往是按照采暖室外计算温度设计的。室外气温等于和低于采暖室外计算温度的天数仅有5天，即120小时。换言之，高背压低压转子的设计工况很少出现，其节能潜力只有在5天里发挥作用，在采暖期的其他天数里，低压转子因为偏离设计工况而进一步减少了发电量；
其三，机组一旦进入凝汽器低真空(高背压)循环水供热运行方式，电功率不可调节，减少了电网的调频机组，不利于电网安全运行。
(3)二次热网加热器往往采用较大的传热端差(10～20℃)，导致热源供水温度上升，较多地高于汽轮机的正常排汽温度范围；
(4)无人提出对于更大型汽轮机(600MW、1000MW、1200MW、1300MW)的凝汽器循环水供热改造方案，究其原因是潜在的经济损失使人们却步：将大型汽轮机长期置于非正常工况，一旦出现安全问题将发生很大的经济损失；
(5)无人提出一个包括热源、热网和热用户在内的综合性的采暖发电***的优化目标控制方法；
(6)热网供热距离短，一方面很多远离火力发电厂的采暖热用户不能使用其余热，另一方面很多火力发电厂由于附近热用户少而不能发挥其节能潜力。
基于采暖发电***的上述现况，采暖发电***尚具有显著的节能减排发展空间，本发明将为能源科技工作者提出继续努力的新目标。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是：提供一种科学合理、节能环保、效果显著和易于推广的采暖发电***目标控制方法，具体解决了现行采暖发电***的上述技术缺陷，或明显改进了相关技术性能，包括：
(1)汽轮机的全部冷源热损失被用来供热；
(2)供热期间可以参加电网调峰；
(3)没有每年更换两次低压转子的麻烦；
(4)没有汽轮机凝汽器低真空(高背压)循环水供热引起的安全隐患；
(5)发电量不但不减少，反而会有所增加；
(6)提出对于更大型汽轮机(600～1300MW)的凝汽器循环水供热改造方案；
(7)提出一个包括热源、热网和热用户在内的综合性采暖发电***优化目标控制方法；
(8)与汽轮机凝汽器低真空(高背压)循环水供热运行方式比较，增加汽轮机的运行寿命；
(9)供热距离增加到120～150公里，为孤立火电厂的冷源热损失回收利用创造条件。
实现本发明采用的技术方案是：一种采暖发电***目标控制方法，其特征是，它包括以下内容：
1.降低供热水温
为了降低热网供水温度，使其接近汽轮机排汽温度，联合采取以下方法：
(1)增加采暖建筑物围护结构保温性能和采光性能，以降低建筑物耗热量，降低采暖散热器的放热平均水温；
(2)增加采暖建筑物内的散热器面积，即增加暖气片数量或采用地暖，即低温地板辐射采暖；
(3)增加热网供水管道保温层厚度，采用低导热率保温材料，使得在设计工况下管道沿程温降少于0.1℃/km；
(4)采用2～5℃小端差的二次热网换热器。
2.降低流动阻力
采用大直径热网管道、双列管或三列管、多级泵站，以降低水速，减少流动阻力，达到增加供热半径至120～150公里的目的。
3.回水逐级加热
在回热抽汽的5段、6段、7段和8段，装设汽-水换热器作为备用热网加热器，以备严寒期间、汽轮机检修期间、参加电网调峰期间或汽轮机排汽温度接近上限时使用；备用热网加热器投入期间，热网回水被逐级加热，其顺序为：凝汽器→8段抽汽→7段抽汽→6段抽汽→5段抽汽；
4.减少节流损失
中压缸和低压缸之间的蒸汽连通管不安装节流阀，以减少节流损失。
5.参加电网调峰
在循环水供热期间，机组能够参加电网调峰，同时满足热、电负荷需要，如果机组参加电网调峰，会出现多发电或少发电两种情况：
其一，当需要多发电时，可增加汽轮机进汽量，以增加发电量，同时增加循环水量，并调节循环水分配阀开度将增加的循环水量引入冷却塔；如果机组参加调峰时间较长，应该经过技术经济评估确定是否切换到抽汽供热方式运行；
其二，当需要少发电时，可减少汽轮机进汽量以减少发电量，并投入热网加热器和开启减温减压装置，引供热抽汽或主蒸汽经减温减压后进入热网加热器，以保持供热水温。
6.控制排汽温度
当汽轮机排汽温度连续上升并接近排汽温度正常范围的上限值时，可先投入备用热网加热器，然后以交替关小汽轮机进汽调节阀，以减少汽轮机排汽量降低排汽温度，和开大供热抽汽调节阀，以保持供热水温。
7.自动控制技术
(1)应用物质守恒定律和能量守恒定律、传热学理论、汽轮机和锅炉原理，建立包括热电厂、热网和采暖用户在内的数学模型以便求解目标控制的运行参数应达值，运行参数包括供热循环水量、供水温度、回水温度、汽轮机排汽压力和温度、发电量、供电量和供能效率；
所述数学模型的目标函数为供能效率，决策变量为供热循环水量，所述数学模型使用的运行参数包括：供热循环水量、供水温度和回水温度、汽轮机排汽压力和排汽温度、发电量和供电量，所述数学模型使用的采暖发电***设计参数包括：建筑物散热器面积、建筑物散热器放热系数、综合采暖热指标、总采暖建筑面积。
(2)采用弗留格尔定理求取汽轮机变工况的热力参数；
(3)采用黄金分割算法求解数学模型，得到采暖发电***供能效率最高的运行参数应达值，并传给自动控制执行机构，每次求解时间≤2秒；
(4)取用运行数据，采用最小二乘法在线制作设备特性方程，包括风机、水泵和锅炉的特性方程，供求解运行参数应达值使用；新机组也可以使用设备制造厂提供的设备特性方程。
8.建立数学模型的具体实现步骤
(1)绘制原则***图，包括汽轮机组原则***图、热电厂供热原则***图和热网布置图；
(2)建立用于目标控制——供能效率最高——的目标函数表达式，该表达式的变量是采暖发电***的能耗技术参数，包括：室外气温、综合采暖热指标、供热循环水量、供水温度和回水温度、供热面积、室内设计温度、室内散热器面积、热网二次换热器端差、热网管道长度和内径、汽轮机热力参数、辅机设备效率、发电机效率和电动机效率等等；
(3)建立热电厂、热网和采暖热用户的能量关系式；
(4)建立汽轮机排汽温度与供水温度和回水温度的关系式，建立备用热网加热器的投入和解列条件；
(5)建立供热循环水量与发电量、自用电量和供电量的关系式；
(6)室外气温与供水温度和回水温度的关系式；
(7)在供热量和供热循环水量已知的条件下，绘制供能效率计算流程图，见图5；
(8)在供热量已知的条件下，并令供热循环水量按照一定间隔变化，计算产生的供能效率和供热参数随供热循环水量的变化规律，用来检验数学模型和执行程序的正确性；
(9)在供热量已知的条件下，按照黄金分割法产生的供能效率和供热参数最佳值或应达值，作为目标控制的跟踪值。
本发明一种采暖发电***目标控制方法，具有以下有益效果：
(1)任何型号和容量的汽轮机在正常排汽温度范围内可以实现凝汽器循环水供热，即实现了汽轮机零冷源热损失热电联产运行，也就是将冷却塔排出的热量进行回收再利用，是将现有技术发电厂直接排向大气或排入江河湖海的热量用于采暖供热，即节约了大量的能源，而且减少了热污染，减少了雾霾和大气温度升高的物质源，亦即减少了烟尘、碳黑、二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物、二噁英和水蒸汽等污染物排放量；
(2)由于无须改造汽轮机本体，即节省了改造投资，还缩短了改造工期；
(3)由于采用的是正常排汽温度范围内的循环水供热，所以，不会产生低真空循环水供热遇到的各种技术问题；
(4)采暖期间，如果不需要机组参加电网调峰，则按照以热定电的供能效率最高方式运行，达到最大节能效果，见图4；
(5)采暖期间，如果需要机组参加电网调峰，可以进行增减电负荷的控制，同时保持供热负荷不变，增加了机组运行的灵活性，提高了电网的稳定性；
(6)给出了在不同气温条件下的供能效率最高运行方式的解算方法和控制方法，深度挖掘了热电联产机组“以热定电”的节能潜力；
(7)备用热网加热器以逐级加热方式运行，使得供热发电量增加，供能效率进一步提高；
(8)比现有技术增加了供热半径，可以达到120～150公里，从而，回收利用远离热用户的汽轮机冷源热损失成为可行；同时也减少了新建热电厂的投资；
(9)节能环保，科学合理，实用性强，效果明显。
附图说明
图1 C350-24.2/566/566型汽机组原则性热力***图；
图2伊春市热电厂供热发电原则性热力***图；
图3伊春市热网布置图；
图4采暖发电***目标控制框图；
图5供能效率计算流程图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
参见图1～图5，本实施例是以现服役在黑龙江伊春市热电厂的2×C350-24.2/566/566型机组的采暖供热***为例，仿真说明本发明技术方案的使用过程、方法和效果。
1.1.相关标准和规范
(1)民用建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 50736-2012)
(2)城镇供热管网设计规范(CJJ34-2010)
(3)城镇供热***节能技术规范(CJJ/T185-2012)
(4)Standards for Steam Surface Condensers(Eleventh Edition)
(5)锅炉机组热力计算标准方法
(6)设备及管道绝热设计导则(GB/T 8175-2008)
1.2.机组的技术参数
C350-24.2/566/566型汽轮机组回热***参数见表1所示，C350-24.2/566/566型汽机组利用轴封蒸汽参数见表2所示，地区的采暖期室外气温持续小时数见表3所示，燃料的收到基成分见表4所示，适用于华北、东北和西北地区且已包含5％热网损失的采暖热指标见表5。 C350-24.2/566/566型汽机组原则性热力***图见图1所示，伊春市热电厂供热发电原则性热力***图见图2所示，伊春市热网布置图见图3所示。
表1 C350-24.2/566/566型汽机组回热***参数
表2 C350-24.2/566/566型汽机组利用轴封蒸汽参数
项目 αsg1 αsg2 αsg3
来源 高中压缸之间漏汽 高压门杆漏汽 低压缸后轴封漏汽
轴封抽汽份额αsg 0.0029 0.0001 0.0007
轴封汽焓hsg(kJ/kg) 3323.8 3396.0 2716.2
去处 2号高加 轴封冷却器 轴封冷却器
表3 伊春地区采暖期气温延续小时
室外气温(℃) 5 3 0 -2 -4 -6 -8 -10 -12 -14 -16 -18 -20 -22 -24 -26 -28
持续小时(h) 4568 4142 3712 3431 3156 2936 2709 2455 2186 1862 1485 1075 722 450 330 243 120
表4 燃料收到基成分
Car(％) Har(％) Oar(％) Nar(％) Sar(％) Aar(％) War(％) Qar(MJ/kg)
47.55 3.06 0.11 0.86 1.94 33.48 13 17.963
表5 采暖热指标(W/m2)
(适合于华北、东北和西北地区，已包含5％热网损失。)
根据以上收集的原始资料，对黑龙江伊春市热电厂的2×C350-24.2/566/566型机组的采暖供热***进行目标控制，其过程如下：
1.3.采用的技术措施
1.降低供水温度
(1)伊春市采暖用户的建筑物已经采取节能措施，可以不增加采暖建筑物围护结构保温性能和采光性能；
(2)增加采暖建筑物内的散热器面积；
(3)增加热网供水管道保温层厚度，采用低导热率保温材料，使得在设计工况下管道沿程温降少于0.1℃/km；
(4)采用2℃小端差的二次热网换热器。
2.增大流通断面
采用大直径热网管道、双列管或三列管，以降低水速，减少流动阻力，达到供热半径增加到120km的目的。
3.回水逐级加热
在回热抽汽的5段、6段、7段和8段，装设汽-水换热器作为备用热网加热器，以备严寒期间、汽轮机检修期间、参加电网调峰期间或汽轮机排汽温度接近上限时使用；备用热网加热器投入期间，热网回水被逐级加热，其顺序为：凝汽器→8段抽汽→7段抽汽→6段抽汽→5段抽汽；
4.减少节流损失
中压缸和低压缸之间的蒸汽连通管不安装节流阀，以避免节流损失。
5.参加电网调峰
在循环水供热期间，如果机组参加电网调峰，会出现需要多发电或少发电两种情况：
其一，当需要多发电时，可增加汽轮机进汽量，以增加发电量，同时增加循环水量，并调节循环水分配阀开度将增加的循环水量引入冷却塔；如果机组参加调峰时间较长，应该经过技术经济评估确定是否切换到抽汽供热方式运行；
其二，当需要少发电时，可减少汽轮机进汽量以减少发电量，并投入热网加热器和开启减温减压装置，引供热抽汽或主蒸汽经减温减压后进入热网加热器，以保持供热水温。
6.控制排汽温度
当汽轮机排汽温度连续上升并接近排汽温度正常范围的上限值时，可先投入备用热网加热器，然后以交替关小汽轮机进汽调节阀，以减少汽轮机排汽量降低排汽温度，和开大供热抽汽调节阀，以保持供热水温。
7.自动控制方法
(1)建立数学模型求解目标控制的运行参数应达值，运行参数包括供热循环水量、供水温度、回水温度、汽轮机排汽压力和温度、发电量、供电量和供能效率；
(2)采用黄金分割优化计算，求解运行参数应达值，求解时间每次不超过2秒；
(3)取用运行数据，采用最小二乘法在线制作设备特性方程，包括风机、水泵和锅炉的特性方程，供求解运行参数应达值使用；新机组也可以使用设备制造厂提供的设备特性方程。
8.具体实现步骤
(1)绘制原则***图，见图1、图2和图3；
(2)建立目标控制数学模型；
(3)绘制供能效率计算流程图，见图5，其中带括号序号是公式的序号，表示计算项目使用的公式；；
(4)根据计算流程图和数学模型编制调试计算程序；
(5)按照供热循环水量一定步长间隔变化，计算产生的供能效率和供热参数随供热循环水量的变化规律，用来检验目标控制数学模型和执行程序的正确性；
(6)按照黄金分割法(供热循环水量调节误差100t/h)，计算给出供能效率的最高点，对应输出的供热循环水量、供水温度和回水温度是供热参数的最佳值或应达值，传递给相关执行机构，作为目标跟踪值，当执行机构故障由操作员接替控制时，作为参考值；
(7)通过汽轮机进汽调节阀和供热抽汽调节阀的配合调节实现汽轮机排汽温度的控制，达到汽轮机排汽温度不超限的目的。
9.建立数学模型
建立目标控制数学模型的任务是明确采暖发电***的控制目标与供热参数之间的数量关系，即，建立优化控制的数学规划模型，用来求解供热参数的最佳值或应达值，用于运行控制。采暖发电***的控制目标是热电厂供能效率达到最大，即热电厂的供电量+供热量之和与热电厂耗能量的比值达到最大，此时对应的参数称为最佳供热参数，包括供热循环水量、供水温度、回水温度。供热循环水量为控制对象，也就是供热循环水量控制为多少可以使得热电厂供能效率达到最大，同时满足了供热和发电的要求。
汽轮机采取循环水供热方式，全部利用了汽轮机冷源热损失供热，是最节约能源的方式。但是，在汽轮机循环水供热方式的框架下，仍然存在无限多个可行的运行方式需要选择。从采暖发电***的原理上说，增加供热循环水量，使得供热循环水泵耗电增加，即自用电量会增加，供能效率会减少；同时，增加供热循环水量，使得凝汽器出口水温降低，汽轮机排汽温度和压力降低，汽轮机有效焓降增加，使得汽轮机发电量增加，供能效率会增加。从优化控制技术上说，改变被调节量使得控制目标存在双向发展的趋势，说明存在一个被调节量使得控制目标达到极值。为了及时找到供热循环水量的最佳调节量(最佳值、应达值)，需要建立一个控制目标(供能效率)与调节量(供热循环水量)的函数关系——目标控制数学模型。
建立目标控制数学模型的方法是质量守恒定律、能量守恒定律和传热学基本定律在采暖发电***及其各种热力设备的具体应用。
热电厂供能效率η可以用公式(1)表达
其中，Q1为热电厂的供热量(MW)，Ps为热电厂的供电量(MW)，Qht为热电厂的耗能量(GJ/h)。
以下对Q1、Ps和Qht分别进行计算。
(1)Q1的计算
借助采暖建筑物向周围环境散热量的传热基本定律，可以将热电厂的供热量Q1随室外气温t的变化规律用公式(2)表示
式中，Qh为采暖设计供热量(MW)；tn为室内气温(℃)；t为室外气温(℃)；tw为采暖室外计算温度(℃)。
采暖设计供热量Qh(MW)是当气温降低到采暖室外计算温度及以下时供给采暖建筑物的热量，用公式(3)表示
式中，A为采暖建筑物的建筑面积(104m2)；qh为采暖热指标(W/m2)，按表5取用。本例供热采暖建筑面积1000×104m2，其中50％住宅、20％学校、20％商店、10％影剧院及其他，综合采暖热指标75.5(W/m2)。
(2)Ps的计算
热电厂的供电量Ps(MW)为汽轮发电机的发电量P(MW)与热电厂和供热***的自用电量Psf(MW)之差，用公式(4)计算
Ps＝P-Psf (4)
发电量P(MW)用公式(5)计算
其中，D0、h0为汽轮机主蒸汽流量(t/h)和焓(kJ/kg)；Drh、hrh为再热蒸汽量(t/h)和焓(kJ/kg)；Dj、hj为各段抽汽流量(t/h)和焓(kJ/kg)；Dc、hc为汽轮机排汽量(t/h)和排汽焓(kJ/kg)； Pe为汽轮发电机组额定功率(MW)；ηm、ηg为汽轮机机械效率和发电机效率。
自用电量Psf(MW)包括供热循环水泵或凝汽器循环水泵用电量Prw(MW)、凝结水泵用电量Pnj(MW)、制粉***用电量Pmm(MW)、一次风机或送风机用电量Pcf(MW)和引风机用电量Pyf(MW)，用公式(6)计算
Psf＝1.15(Prw+Pnj+Pmm+Pcf+Pyf) (6)
其中，1.15为考虑公用***耗电量的系数。
供热循环水泵或凝汽器循环水泵耗电量Prw(MW)用式(7)计算
其中，Nc0(MW)为循环水泵空载功率，Dr为循环水量(t/h)，Hr为供热循环水泵或凝汽器循环水泵扬程(mH2O)，ηc为循环水泵效率，ηe为电动机效率。
Hr可以用式(8a)计算，也可以按照热网走向分段用式(8b)计算流动阻力。
其(8a)和(8b)中，Hr0为水泵安装位置与水用户位置的高度差(m)，ΔH0为循环水泵的设计阻力(mH2O)，Dr为循环水流量(t/h)，Dr0为循环水设计流量(t/h)；L为计算段管道长度(m)，ν为管道内的水流速(m/s)，Dn为管道内径(m)，g为9.8。
循环水泵效率ηc，根据制造厂的数据或近期试验数据做成经验公式，如式(9)所示
ηc＝-0.3056x4-0.0366x3+0.1636x2+0.9783x+0.0022 (9)
其中，x为相对流量比，即循环水泵的流量与额定流量的比值。
凝结水泵用电量Pnj(MW)用式(10)计算
其中，Nn0为凝结水泵空载功率(MW)；Dc4为凝结水泵送出的水量(t/h)；Hn为凝结水泵扬程(mH2O)，ηn为凝结水泵效率，ηe为电动机效率；
凝结水泵扬程Hn(mH2O)，用式(11)计算
Hn＝-5.6085x4-38.44x3+5.7915x2-46.235x+385.1 (11)
其中，x为相对流量比，即凝结水泵送出的水量与额定水量之比，
ηn为凝结水泵效率，用式(12)计算
ηn＝0.309x4-1.5714x3+1.0429x2+1.0634x-0.0141 (12)
其中，x为相对流量，即凝结水泵送出的水量与额定水量之比。
制粉***耗电功率Pmm(MW)等于制粉***耗电率em(kWh/t)乘以原煤消耗量B(t/h)，用式(13)计算
其中，制粉***耗电率em(kWh/t)，随制粉***的设备配置和运行水平而变，应采用当天运行记录的平均值，一般为20～30(kWh/t)，原煤消耗量B(t/h)用式(24)计算。
一次风机或送风机耗电量Pcf(MW)用式(14)计算
其中，Nf0(MW)为一次风机或送风机空载功率，Df为一次风机或送风机的空气量(Nm3/s)， tk空气温度(℃)，Hf为一次风机或送风机全压(kPa)，对于一次风机全压为Hf1，对于送风机全压为Hf2，ηf为一次风机或送风机效率，ηe为电动机效率；
一次风机或送风机的空气量Df(Nm3/s)，用式(15)计算
其中，βk为一次风率或二次风率，αk为风机出口过剩空气系数，为燃料理论空气量 (Nm3/kg)，B为燃料消耗量(kg/s)，q4为锅炉机械未燃尽热损失率；
一次风机或送风机效率ηf，用式(16)计算
ηf＝-0.259x4-0.6814x3+1.0051x2+0.7955x+0.0127 (16)
其(16)和(16-1)中，x相对流量比，Df一次风机或送风机的空气量(m3/s)，Dfe一次风机或送风机的设计空气量(m3/s)；
一次风机全压Hf1(kPa)或送风机全压Hf2(kPa)，用式(17)计算
Hf1＝3.8279x4-13.406x3+14.82x2-7.8997x+6.3601 (17)
Hf2＝3.06232x4-10.7248x3+11.856x2-6.31976x+5.08808 (17-1)
其(17)和(17-1)中，x为相对流量比，用式(16-1)计算。
引风机耗电量Pyf(MW)用式(18)计算
其中，Ny0(MW)为引风机空载功率，Dy为燃烧产生的烟气量(Nm3/s)，ty为烟气温度(℃)， Hy为引风机全压(kPa)，ηy为引风机效率，ηe为电动机效率。
引风机效率ηy用式(19)计算
其中，ry为引风机流量与额定引风机流量之比。
燃烧产生的烟气量Dy(Nm3/s)用式(20)计算
其中，αy为风机入口过剩空气系数，为燃料理论烟气量(Nm3/kg)；B为燃料消耗量(kg/s)。
引风机全压Hy(kPa)用式(21)计算
其(21)和(21-1)中，xy相对烟气量比；Dy为燃烧产生的烟气量(Nm3/s)，Dye为引风机的设计烟气量(Nm3/s)。
(3)Qht的计算
热电厂的耗能量Qht(GJ/h)用式(22)计算
其中，Db为锅炉产汽量(t/h)；h0、hfw、h″rh、h′rh为汽轮机主蒸汽焓、汽轮机给水焓、汽轮机中压缸入口蒸汽焓、汽轮机高压缸排汽焓(kJ/kg)；ηb、ηp为锅炉热效率和管道热效率。
锅炉热效率ηb用式(23)所示的经验公式计算
ηb＝-0.3558x4+1.4309x3-2.7336x2+2.6034x-0.0333 (23)
其中，x为相对流量比，即锅炉产汽量与锅炉额定产汽量的比值。
原煤消耗量B(t/h)用式(24)计算
其中，Qdc为煤炭收到基低位发热量(kJ/kg)。
变工况后中压缸进口汽压力P″rh(MPa)用式(25)计算
其中，P″rh0、D″rh0为某已知工况的中压缸进口汽压(MPa)和中压缸进口蒸汽量(t/h)，某已知工况可以是额定工况、某实验工况或通过热工仪表数据推算的实时工况；D″rh为变工况后中压缸进口蒸汽量(t/h)。
变工况后第j级回热抽汽压力Pj(MPa)用式(26)计算
其中，P0j、G0j为某已知工况的第j级回热抽汽压力(MPa)和第j级回热抽汽口之后的汽轮机通流量(t/h)；Gj为变工况后第j级回热抽汽口之后的汽轮机通流量(t/h)；j＝1、3、4、5、6、 7、8，为下标变量。
高压缸排汽压力P′rh，即第2段回热抽汽压力(MPa)，用式(27)计算
其中，ΔPrh0为设计再热压损(MPa)；
变工况后各段抽汽焓hj(kJ/kg)，用式(28)计算
hj＝h0m-ηri(h0m-htj) (28)
其中，h0m(kJ/kg)为高压缸进口蒸汽焓或中压缸进口蒸汽焓；htj(kJ/kg)为从高压缸进口或中压缸进口进行理想膨胀到抽汽口或排汽口的抽汽口焓；ηri为高压缸或中压缸的汽轮机相对内效率；j＝1、2、……、8、c为下标变量。
汽轮机排汽温度tc(℃)用式(29)计算
tc＝tw1+Δt+δt (29)
其中，tw1(℃)为凝汽器循环水进口温度；Δt(℃)为凝汽器循环水温升；δt(℃)为凝汽器端差。
凝汽器循环水温升Δt(℃)用式(30)计算
其中，hwc为凝结水焓(kJ/kg)；hma为补充水焓(kJ/kg)；hns为回热加热器疏水焓(kJ/kg)，hns＝hs8(如果8段抽汽未关闭，等于8号加热器疏水焓hs8)或hs7(如果8段抽汽关闭，等于 7号加热器疏水焓hs7)；tgh和thh为供热抽汽为零时热电厂的供水温度和回水温度；tghx为凝汽器出口水温上限(℃)，可令式(29)的汽轮机排汽温度tc等于汽轮机排汽温度上限值tcx，并将式(31)代入求出。Dpu为小汽轮机耗汽量(t/h)，Di为第i段抽汽量(t/h)，Dma为补充水量(t/h)。
凝汽器端差δt(℃)用式(31)计算
其中，Δt(℃)为凝汽器循环水温升，Kn为凝汽器传热系数(kW/m2℃)；An为凝汽器传热面积(m2)。
凝汽器传热系数Kn(kW/m2℃)用式(32)计算
Kn＝K1FwFmFc (32)
其中，K1为凝汽器未修正传热系数(kW/m2℃)；Fw为进口水温修正系数；Fm为管子材质和壁厚修正系数，从Standards for Steam Surface Condensers(Eleventh Edition)的table 3查取；Fc为清洁性修正系数，根据运行情况选取，一般Fc＝0.8。
凝汽器未修正传热系数K1(kW/m2℃)根据Standards for Steam SurfaceCondensers (Eleventh Edition)的table 1制成经验公式，即式(33)计算
K1＝0.011947vc 3-0.23863vc 2+1.7413vc+1.1477 (33)
其中，vc为冷却水在冷却管内的流速(m/s)；
进口水温修正系数Fw，即式(34)计算
其中，t1为冷却水进口温度(℃)。
前置给水泵耗电功率Nq(MW)用式(35)计算
其中，Nq0(MW)为前置给水泵空载功率；Dw为泵送出的水量(t/h)；Hq为前置给水泵扬程(mH2O)，ηqp为前置给水泵效率，ηe为电动机效率；
前置给水泵扬程Hq(mH2O)用式(36)计算，其扬程曲线如图4所示。
Hq＝-3.9345x4+3.4063x3-7.6555x2-3.6377x+54.778 (36)
其中，x为相对流量比，即水泵流量与水泵额定流量的比值，
前置给水泵效率ηqp用式(37)计算。
ηqp＝1.15x4-3.4836x3+2.342x2+0.8117x-0.0008 (37)
其中，x为相对流量比，即水泵流量与水泵额定流量的比值，
户内散热器放出的热量Q2(MW)，用公式(38)、(39)计算
Q2＝KF(tpj-tn) (38)
tpj＝0.5(tg+th) (39)
式(38)和(39)中，K为散热器的传热系数(W/m2℃)；F为散热器的散热面积(106m2)；tpj为散热器内的热水平均温度(℃)；tg、th为采暖热用户的二次网供水温度和回水温度(℃)。
热网送给热用户的热量Q3(MW)还可用热网循环水量表示，即公式(40)表示
式中，G为供热循环水量(t/h)；c为热水的比热c＝4.187(kJ/kg℃)。
热网稳定运行时且热网效率为ηh；采暖建筑物散热量ηhQ1、户内散热器放热量Q2和热网送给采暖热用户的热量Q3是相等的，如公式(41)所示
ηhQ1＝Q2＝Q3 (41)
采暖热用户的二次网供水温度tg和回水温度th(取自二次网加热器)可以表示为供热循环水量 G的函数，如公式(42)、(43)所示
热电厂的供水温度tgh和回水温度thh(取自热电厂热网首站出口)与采暖热用户的二次网供水温度tg和回水温度th的差别是由沿途散热以及热网加热器端差引起的，如公式(44)和(45)
tgh＝tg+2+Δtg (44)
thh＝th+2-Δth (45)
式(44)和(45)中，2℃为板式热网加热器端差，如果计算点为汇流(混合加热器)，没有加热器，此值取零；Δtg、Δth分别为热网供水管和回水管沿途散热引起的温度降低，如公式 (46)和(47)。
式(46)和(47)中，qg、qh分别为热网供水管和回水管保温单位表面散热损失(W/m)，由公式(52)～(54)确定；L为热网管道长度(m)，G为热网管道内水量(kg/s)。
热网管道内径Dn(m)与热网管道内水流速v(m/s)的关系由公式(48)或公式(48-1)确定
式(48)和(48-1)中，G为供热循环水量(t/h)，这里近似取水的密度为1(t/m3)，ν为热网管道内水流速(m/s)。
管道保温层经济厚度δ(m)由公式(49)和(49-1)～(49-4)确定
Di＝Dn+2δm (49-2)
T＝0.5(tgh+tg+2) (49-3)
T＝0.5(thh+th+2) (49-4)
式(49)和(49-1)～(49-4)中，Do、Di为保温层外径和内径(m)；fn为热价(元/GJ)；λ为保温材料导热率(W/mK)；τ为采暖期(h)；T、Ta为管道金属外表面温度和环境温度(℃)； Pi为保温结构单位造价(元/m3)；S为保温工程投资贷款年分摊率，由公式(50)确定；α为保温层外表面与大气的换热系数[W/(m2K)]，δm为管道材料壁厚(m)；
式中，i为贷款年利率；n为计息年数。
保温层外表面与大气的换热系数α[W/(m2K)]由公式(51)确定
式中，w为风速(m/s)。
管道保温单位表面散热损失q(W/m)由公式(52)～(54)确定
式(52)～(54)中，Ri、Rs为保温层热阻和管道表面热阻(mK/W)。
管道保温表面温度Ts(℃)由公式(55)确定
Ts＝qRs+Ta (55)
热网热损失率ζ由公式(56)计算
热网热效率ηh由公式(57)计算
ηh＝1-ζ (57)
式中，ζ为热网热损失率；
当凝汽器冷却水温度和水量变化，引起汽轮机排汽压力变化时，汽轮机排汽焓hc(kJ/kg) 为汽轮机热力过程线，如公式(58)，与排汽等压力线，如公式(59)和(59-1)，在焓熵图上的交点(s，h)之焓值h。
h＝12119-1265.03s (58)
式(58)、(59)和(59-1)中，h100、h90为排汽等压力线上干度＝1和干度＝0.9的蒸汽焓；s100、 s90为排汽等压力线上干度＝1和干度＝0.9的蒸汽熵，sh为常数。
当中压缸进口压力由于汽轮机通流量变化时，将引起中压缸进口熵变化△s，汽轮机排汽焓也随之有所变化，即将s+△s代入排汽等压力线，如公式(59)，计算即可，如公式(60)。
上述数学模型中，凡涉及到蒸汽量，例如汽轮机主蒸汽流量D0、汽轮机排汽量Dc和再热蒸汽量Drh等，取用《热力发电厂》的相关公式；凡涉及到空气量和烟气量，取用《电站锅炉原理》的相关公式；这里不赘述。
1.4.获得的有益效果
1.主要技术参数变化规律
供能***效率最大的控制任务是：在室外气温t的条件下，在汽轮机正常排汽温度范围内实行凝汽器循环水供热的前提下，合理选择热网保温材料和保温层厚度、建筑物保温材料和保温层厚度、室内散热器类型和散热面积和二次热网加热器端差，合理选择供热循环水量使供能效率η最高。
气温和供热循环水量都影响供能效率变化，由数学模型计算，得到了不同气温的主要技术参数随供热循环水量的变化规律，见表6。
表6 供能效率最大运行方式主要技术参数变化规律
气温5.00(℃)，热负荷234.47(MW)，汽轮机组投运数量1
从表6可见，对应着室外每一个气温，供热循环水量都存在一个最佳值，使得供能效率达到最大。换句话说，要保证供能效率达到最大，就要随时知道不同气温下的供热循环水量最佳值(应达值)，并且控制供热循环水量等于这个最佳值。
从表6可见，汽轮发电机的发电量随供热循环水量增加而增加；自用电量随供热循环水量增加而增加，并增加的幅度逐渐加大。
从表6可见，采暖供热***可以在供热循环水量较宽的范围(16000～40000t/h)内满足采暖用户的用热需求；但在该范围内只有一个最佳工况，使得供能效率最大。
从表6可见，随供热循环水量的增加，汽轮机凝汽器的冷却效果更好，也就是压力更低，汽轮机的焓降更大，有利于热功转换，使发电量不同，这是影响供能效率的主要因素之一。
从表6可见，汽轮机排汽温度随气温降低而升高，与供热水温的要求(天气越冷水温越高)是一致的；大致分析一下气温5℃的曲线，最低汽轮机排汽温度为35℃，减去凝汽器端差5℃，凝汽器出口冷却水温还有30℃，热水流到二次换热器约29℃，扣去换热器端差2℃，进入热用户还能有27℃，只要安装了足够的室内散热器，有足够的散热面积，就满足了传热基本定律，可以保持室内20℃。
2.汽轮机排汽温度的控制
因为制造技术的不同以及出厂年代的差异，汽轮机对排汽温度的要求是不同的。排汽温度正常上限为49～63℃，表7列出了部分汽轮机正常运行时的排汽上限要求。在本发明的实施过程中，可以通过汽轮机进汽调节阀和供热抽汽调节阀的配合调节实现限制排汽温度的控制。具体调节策略是：当汽轮机排汽温度连续上升并接近排汽温度上限值时，首先启动热网备用加热器，然后交替关小汽轮机进汽调节阀和开大供热抽汽调节阀，达到排汽温度不超限的目的。热网加热器的补充加热保证了供热水温，关小汽轮机进汽调节阀使得发电量有所减少，供能效率也有所降低。
表7 部分汽轮机正常运行排汽上限参数
3.可控参数的精确应达值
在汽轮机排汽温度上限为49℃的情况下，以供能效率最大为控制目标，采用黄金分割优化计算方法得到的主要可控参数精确值(供热循环水量调节误差100t/h)，见表8所示，可用来运行调节使用。实际上，在某采暖发电***实施本发明时，可控参数的精确值由本发明数学模型的C程序产生并传递给采暖发电调节***，一般无需操作员手动调节，当然也有表8 及其曲线显示在控制***的电脑屏幕上，以便操作员了解情况，或当调节***故障时手动调节作为参考。
表8 以供能效率最大为控制目标的主要可控参数精确值
(汽轮机排汽温度上限49℃、供热循环水量调节误差100t/h)
注释：表中数据均为全厂值。
每当气温变化后，采暖发电调节***将控制各可调量跟踪本发明数学模型的C程序给出的最佳值，使得供能效率达到最大。例如，当气温从某气温值变化到-2℃后，采暖发电调节***将调节供热循环水量为16037(t/h)、凝汽器出水温度和热网供水温度40.66℃、汽轮机排汽温度48.27℃；当气温从某气温值变化到-4℃后，采暖发电调节***将调节供热循环水量为18712(t/h)、凝汽器出水温度40.79℃、热网供水温度40.81℃、汽轮机排汽温度49℃，这时已经投入备用热网加热器。
在凝汽器循环水供热运行方式的前提下，包括多种运行方式(不参加电网调峰、参加电网调峰)的目标控制框图，见图4。其中，△t为当前气温与前次调节使用的气温差值；△h 为△t的持续时间(h)；tgh、tgho为当前热网供水温度和对应于气温t的热网供水温度应达值； tc、tco为当前汽轮机排汽温度和对应于气温t的汽轮机排汽温度应达值；P、Po为当前发电功率及其电网调度值。
从表8中可见，供能效率随负荷增加而增加，因为热力设备的负荷率提高使得效率提高；气温-5℃附近出现曲线拐点，是因为启动第二台机组使得每台机组负荷阶跃性降低。
4.供热距离可达120～150公里
采取必要的技术措施，可以使热电厂的供热距离达到120～150公里，为远离热用户的汽轮机利用冷源热损失供热创造条件。表9列出了本实施案例的部分采暖建筑面积(400万平方米)如果距离热电厂120km的主要运行技术参数。为此采取的必要技术措施包括：
(1)3条并列供热管道，每根管道内径为1.46m；
(2)保温层厚度为290mm。
表9 400万平方米采暖面积距离热源120km的热电厂主要运行技术参数
1.5.节能效果的评估
评估伊春热电厂(装机2×C350-24.2/566/566型机组)实施本方案后，在满足1000万平方米建筑面积的采暖需求前提下，以供热量相同为比较条件，控制汽轮机排汽温度不超过49 ℃，以供能效率最高为控制目标，与现行抽汽供热运行方式比较，一个采暖期节约标准煤量 5.5(万吨/采暖期)，折合现价节省能源费3425(万元/采暖期)。见表10。其中标准煤价620 元/吨，上网电价0.34元/度。
表10 节能效果估计
由于采用了供热回水被汽轮机抽汽***逐级加热，本方案供电量略多于现行抽汽供热运行方式。
据上述评估，如果全国采暖发电***都采用本方案进行目标控制，将获得极其惊人的巨大节能效果。
本发明的实施例仅用于对本发明作进一步的说明，并非穷举，并不构成对权利要求保护范围的限定，本领域技术人员根据本发明实施例获得的启示，不经过创造性劳动就能够想到其它实质上等同的替代，均在本发明保护范围内。

Claims (5)

1.一种采暖发电***的目标控制方法，其特征是：采用多种技术措施，使得各种型号和容量的凝汽式汽轮机能够在正常排汽温度范围内，实现凝汽器循环水供暖；所述多种技术措施包括：
(1)降低热网供水温度，使其接近汽轮机排汽温度；
(2)在汽轮机回热抽汽***装设备用热网加热器；
(3)在循环水供暖期间，机组能够参加电网调峰，同时满足热、电负荷需要；
(4)配合使用备用热网加热器、汽轮机进汽调节阀和供热抽汽调节阀，控制汽轮机排汽温度；
(5)热网采用大口径管道、多个并列管道、多级泵站、低导热率保温材料和较厚保温层，使供热距离达到120公里～150公里；
(6)应用物质守恒和能量守恒定律、传热学理论、汽轮机和锅炉原理，建立包括热电厂、热网和采暖用户在内的数学模型；
(7)采用弗留格尔定理求取汽轮机变工况的热力参数；
(8)取用运行数据，采用最小二乘法在线制作设备特性方程；
(9)采用黄金分割算法求解数学模型，得到采暖发电***供能效率最高的运行参数应达值，并传给自动控制执行机构，每次求解时间≤2秒。
2.如权利要求1所述一种采暖发电***的目标控制方法，其特征是：所述步骤(1)降低热网供水温度，使其接近汽轮机排汽温度，包括以下几个方面：
(1)增加采暖建筑物围护结构保温性能和采光性能；
(2)增加采暖建筑物内的暖气片数量或采用地暖；
(3)增加热网供水管道保温层厚度，采用低导热率保温材料，使得在设计工况下管道沿程温降＜0.1℃/km；
(4)采用2～5℃小端差的二次热网换热器。
3.如权利要求1所述一种采暖发电***的目标控制方法，其特征是：所述步骤(2)在汽轮机回热抽汽***装设备用热网加热器是：在汽轮机回热抽汽的5段、6段、7段和8段装设汽-水换热器作为备用热网加热器，以备严寒期间、汽轮机检修期间、参加电网调峰期间或汽轮机排汽温度接近上限时使用，其投入运行期间，热网回水依次被逐级加热，其加热顺序是凝汽器→8段抽汽→7段抽汽→6段抽汽→5段抽汽。
4.如权利要求1所述一种采暖发电***的目标控制方法，其特征是：所述步骤(3)在循环水供暖期间，机组能够参加电网调峰，同时满足热、电负荷需要，包括两种情况：
其一，当需要多发电时，可增加汽轮机进汽量，以增加发电量，同时增加循环水量，并调节循环水分配阀开度将增加的循环水量引入冷却塔；
其二，当需要少发电时，可减少汽轮机进汽量以减少发电量，并投入热网加热器和开启减温减压装置，引供热抽汽或主蒸汽经减温减压后进入热网加热器，以保持供热水温。
5.如权利要求1所述一种采暖发电***的目标控制方法，其特征是：所述步骤(6)建立数学模型是，所述数学模型的目标函数为供能效率，决策变量为供热循环水量，所述数学模型使用的运行参数包括：供热循环水量、供水温度和回水温度、汽轮机排汽压力和排汽温度、发电量和供电量，所述数学模型使用的采暖发电***设计参数包括：建筑物散热器面积、建筑物散热器放热系数、综合采暖热指标、总采暖建筑面积。
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