基于热泵的耦合供热系统能量综合利用研究

为充分利用热电联产机组供热过程中余热余压，降低供热系统热电耦合度。以大型燃煤机组抽汽供热系统为研究对象，应用Ebsilon软件对供热系统进行数学及热力学建模，对3种不同供热模式下的热电负荷特性进行了多变量耦合下的系统运行参数寻优，得到不同工况下的热电负荷范围。结果表明，应用GOTPR方法明显优于GOTR方法和GPR方法，热泵系统COP最高可提升0.05。直接供热模式的热负荷调节范围是0～400MW,热泵供热模式热负荷调节范围是150MW～550MW,耦合供热模式热负荷调节范围220MW～525MW。在相同的主蒸汽流量下，随着供水温度、回水温度的及热网回水流量的增加，耦合供热模式可提供更大的热电比，同时降低热负荷与电负荷的耦合性。     

不同规模供热水网辅助热电联产机组调峰性能的模拟研究

利用供热水管网蓄能可提升热电联产机组参与电网调峰调频的能力,本文建立供热水网与热电联产机组的耦合模型,分析了不同规模供热水网温度波动情况以及供热管道末端温度的动态响应时间。单程管长分别为10 km、20 km、40 km管道的工况下,供热管道末端温度响应时间为2.5 h、5.0 h、11.0 h。通过汽轮机变工况建模,分析了汽轮机输出功率的变化,结果表明,在此间歇性供热的情况下,机组最小电负荷降低了37.41MW,最高电负荷升高了58.25MW,使用热网进行蓄放热能有效提升机组运行灵活性。     

集成蒸汽喷射器的热电解耦系统全工况性能分析

为实现热电联产机组的热电解耦,提出了一种集成蒸汽喷射器的热电解耦系统,并建立了系统全工况计算模型.以某350 MW热电联产机组为案例机组,集成蒸汽喷射器的热电解耦系统作为喷射器供热机组,对两机组的运行灵活性和节煤率进行对比.结果 表明:当供热量为700 GJ/h时,热电联产机组和喷射器供热机组最低电负荷率分别为50％和34％,喷射器供热机组电负荷调节范围更大;与热电联产机组相比,喷射器供热机组在一定情况下经济性更高;喷射器供热机组在高引射率、低电负荷率和低热负荷率下运行较为节能;供热量为200 GJ/h时,电负荷率低于85％才能保证喷射器供热机组相比热电联产机组经济性更好;电负荷率为80％时,热负荷率低于0.91才能保证喷射器供热机组相比热电联产机组经济性更好.     

多种可再生能源渗透场景下的热电联产系统优化

针对传统热电联产(CHP)系统受热电耦合的限制,灵活调节能力低、可再生能源消纳能力弱的问题,分析了传统热电联产系统的灵活性不足机理,提出采用地热源热泵来提高其灵活性。为了确定地热源热泵(GSHP)的最优容量,建立了考虑切负荷惩罚、可再生能源弃用惩罚、设备投资成本及运行成本的热电联产-地热源热泵系统优化模型,将该模型运用到可再生能源渗透率(可再生能源发电量/总发电量)分别为15%,40%和55%的3种情景中。结果表明：地热源热泵的容量随可再生能源渗透率的提升而提升,同时地热源热泵的集成可以扩大系统的可运行域,提高可再生能源的消纳容量;在最优地热源热泵容量下,3种场景的日节约成本分别为38%,64%和70%,同时集成系统的能源利用率可超过100%,可再生能源弃用的惩罚成本分别下降100%,89%和89%。     

双碳目标下燃煤热电联产机组储能技术应用分析

  目的  “碳达峰、碳中和”目标要求现有能源结构进行深刻变革。提高原有燃煤热电联产机组灵活调节能力是保障新能源电力安全并网的重要内容之一。  方法  分别从燃煤热电联产系统灵活调节需求、潜在储能应用现状以及耦合储能技术的发展方向等方面进行了评述。  结果  分析认为深度“热电解耦”仍是提高燃煤热电联产系统的关键内容。其次,为满足“源–荷”匹配性,储能技术将在燃煤热电联产系统中发挥重要作用,其中具有应用潜力的储能技术主要包括储热、蓄电以及飞轮储能。  结论  最后根据燃煤热电联产机组耦合储能技术的应用特点,提出了储能性能老化、新能源消纳、扩容区域热电负荷中长期变更、初投资与回收期的经济性分析四个方面的建议以及需要注意的相关问题。     

吸收式热泵耦合大型抽凝机组供热的经济性分析

针对供热需求与供热能力之间的矛盾和电站低品位冷凝热利用不充分的问题,以300MW抽凝供热机组为实例制定了吸收式热泵耦合抽凝机组供热方案。结合耦合供热方案提出供热面积扩容率的概念,通过对耦合供热与传统热电联产供热两种供热方式的定流量热力计算,以供热面积扩容率、能源综合利用率和热电总收益三个经济性指标为比较标准,进行了经济性指标对比分析。结果表明:耦合供热方式在机组不增容的前提下能够扩大供热面积,提高能源利用率,并增加热电厂的经济收益。     

基于SCA分解法的含电热泵和储热装置的热电联调

针对中国北方集中供热下,热电联产机组的电热强耦合对风电消纳的不良影响,提出含电热泵和储热装置的热电联产调度模型。该模型通过电热泵的供热方式来解耦传统热电联产机组的热电关系,并利用储热装置来实现热负荷的实时转移增加供热系统的灵活性。为验证模型的有效性,本文提出一种基于SCA算法进行分解迭代的新求解方法,仿真结果表明含电热泵和储热装置的热电联调模型能够降低供能系统的运行成本,并有效缓解中国供热与风能利用的矛盾,提高风能利用率。     

集成蒸汽引射器热电联产余热供热系统全工况性能分析

为了提高工业余热的利用率,提出了增设蒸汽引射器的新型热电联产余热供热系统,通过抽汽引射部分低温乏汽以提质利用,并将其作为1级中间热源梯级加热热网水。基于蒸汽引射器能量匹配特性,以某350 MW余热供热机组为例,通过变工况计算确定蒸汽引射器的工作性能参数,完成梯级供热系统集成,在此基础上建立热力系统模型,并开展变工况热力学性能和适用性研究。结果表明：与案例系统相比,新型系统在设计供热工况下的乏汽利用率提升了12.15%,机组平均发电热效率提高了4.64%,平均供电煤耗率降低8.50 g/(kW·h),负荷调节灵活性提高,当供热负荷率为80%时,新型系统调峰容量比为27.26%,提高了5.78个百分点。     

2×300MW热电联产机组灵活性供热控制策略研发

基于热电厂实际供热工况,设计了满足全供热周期供热负荷需求的6种灵活性供热模式,并基于实时热负荷和锅炉负荷,提出了灵活性供热控制策略,最后对山西某亚临界2×300 MW热电联产机组进行了工程试验。结果表明：灵活性供热控制策略能够根据锅炉负荷和供热负荷需求的实时变化自动切换至最优供热模式;通过参数优化,在保障供热的前提下全厂发电量提升了5.5 MW,经济效益明显提升。     

含相变储能的风/光/热电联产综合能源系统优化调度

随着电网中风电和光伏的占比不断提高,在供暖期热电联产机组调峰能力不足导致的弃风、弃光问题愈发凸显。相变储能技术对提升综合能源系统的灵活性、鲁棒性具有积极作用。为此,本工作建立了含热泵相变储能系统的风/光/燃气热电联产综合能源系统模型,模型以弃风、弃光量最少和总运行成本最低为优化目标,以系统总热电功率平衡、各能源模块出力和储能设备容量状态等为约束条件,提出了一种基于精英反向学习的双适应度粒子群优化算法,精英反向学习策略提升了算法的求解性能,双适应度算法解决了罚因子难以取值的问题,通过案例证明了改进后的优化算法具有更强的全局寻优能力和更快的计算速度。结果表明增设相变储能系统可以有效提升系统的风电、光伏利用率,系统的弃风、弃光量由不含相变储能系统时的722.1 kWh/d下降到163.4 kWh/d,降幅达77.4%;相变储能系统提升了系统内热电联产机组的运行稳定性,降低了天然气消耗量,系统运行成本从2488.5元/天降到2389.5元/天,经济效益显著。     

热电联产机组集成吸收式热泵的热电解耦与能耗特性理论研究

以某330MW热电联产机组为例,对于集成吸收式热泵的热电解耦性能及能耗特性展开了理论研究。结果表明:耦合吸收式热泵扩大了热电联产机组的安全运行范围,提高了热电联产机组的最大热电比,降低了热电联产机组的最低电负荷率。当供热量为300MW时,热电联产机组电功率上调与下调能力分别增加40.53%、84.76%,最低电负荷率降低16.24%。当发电量为200MW时,其最大热电比提高了0.56。最后,对集成吸收式热泵的节能潜力进行了计算和分析。     

高低压旁路供热改造对机组调峰能力的影响分析

针对现阶段热电联产机组供热期调峰能力不足的问题,以某350 MW超临界燃煤机组为案例,介绍了其高低压旁路供热改造方案,并以改造后机组的实际运行数据为基础,对改造前后机组的运行特性和调峰能力进行了详细的对比分析。结果表明：案例机组进行高低压旁路供热改造后,在保证机组供热期热负荷和热段再热蒸汽流速不超限的情况下,机组电负荷调峰下限可由原来的230.9 MW降至161.4 MW,降低30.1%;当案例机组两个中压调节汽门关至42%时,机组电负荷调峰下限可进一步降至140.8 MW;旁路供热蒸汽量占比可由原来的56.3%提高至61.9%,提高5.6%,机组的调峰能力得到进一步提高。     

集中供热网蓄热式热电联产机组的综合热力学分析

为了改善过饱和期的热量大量冗余的同时不饱和期的热量供给不足的问题,在某600 MW热电联产机组上集成了一个储能辅助循环系统,利用热饱和度和供暖偏差2个指标评价综合供热系统的热经济性,并对该系统进行全局能流分析以及局部区域供暖系统的?分析。结果表明：在不降低综合供热系统电力输出的情况下,该系统可将供暖的热饱和度提升到100%的同时使供热偏差降低0.98百分点;且室外气温越低,综合供热系统的优势越明显。     

基于等价煤耗法的热电联产机组热经济性分析

热电联产机组热经济性代表了热电厂能量利用水平、热功转换技术的先进水平和运行的经济水平,因而准确地分析热电联产机组热经济性显得尤为重要.等价煤耗法是把电厂实际发电效益和供热效益通过热、电等价转换,得到等价发电量,进而得到等价煤耗率.结合300 MW机组,首先分别用热量法、实际焓降法和等价煤耗法对热电联产机组煤耗率进行计算,并通过分析比较,证明了等价煤耗法在评价热电联产机组方面的可行性和准确性;其次比较了同一热电联产机组在供热期和非供热期的煤耗率——供热期煤耗率比非供热期煤耗率低,从而证明了热电联产机组在节能方面优于纯凝机组.     

考虑碳排放的热电解耦机组多目标负荷优化

在“双碳”目标下,热电联产机组为实现低碳灵活运行进行热电解耦改造。以某350 MW热电联产电厂的热电解耦改造为例,建立加装电锅炉机组模型、抽汽供热机组模型、低压缸切除机组模型,研究了改造前后机组的碳排放特性以及不同解耦方式组合后机组边界,选取了其中两种方案,分别进行以碳排放最低的单目标热电负荷优化和考虑碳排放以及收益的多目标热电负荷优化。研究表明：低压缸切除机组的供热、供电碳排放强度相比抽汽供热机组更低;抽汽供热机组耦合低压缸切除机组与加装电锅炉机组在热负荷为400～800 MW时有相近的电热特性;依据外界热负荷需求选择不同解耦方式有利于机组灵活运行;双机运行时1台机组承担主要热电负荷有助于减少机组碳排放;在文中背景下调峰收益高、碳交易收益低;机组碳排放量与机组总收益呈正比;热电解耦使机组收益随碳排放量增加更稳定。     

多区域综合能源系统互联下的共享储能容量优化配置

为有效提高多个区域综合能源系统(regional integrated energy system,RIES)的能源利用率,同时合理配置储能系统的容量,提出一种多RIES互联下的共享储能系统容量优化配置模型.首先,介绍了共享储能背景下多RIES运行框架,分析了共享储能系统的运行模式.其次,针对一类包含热电联产机组与热泵...     

低压缸零出力实现热电联产机组热电解耦与节能的理论研究

低压缸零出力改造可大幅度降低低压缸的最小进汽量,有望提高热电联产机组的运行灵活性。为此,以某300MW热电联产机组为例,对低压缸零出力改造的热电解耦性能及节能潜力展开研究。结果表明:通过低压缸零出力改造,扩大了供热机组的运行工况范围,提高了最大热电比,降低了机组的最低电负荷率。当发电量为200MW,低压缸零出力改造可使热电比提高1.107;当供热量为300MW,低压缸零出力改造可使机组最低电负荷率降低35.7%。能耗分析表明,改造后的机组的煤耗量大于改造前,但增大了机组供热量,进而产生节能效益。     

结合热电联产管理办法谈福建省热电联产发展方向

福建省热电联产经过近50年的发展,从企业自备发展成区域公用,从MW级发展到百万MW级,热电联产机组容量占比逐年提升。但也存在大型供热机组热电比低、以电养热,小型抽凝供热机组发电标煤耗高、综合热效率偏低的问题。从热电联产管理办法的实施角度,提出引导热电联产项目科学、合理、高效、经济的发展思路,以进一步提升福建省热电联产行业整体水平。     

汽轮机低压缸旁路供热的电出力调节能力分析

为了分析低压缸旁路供热对热电联产机组电出力调节能力的影响,建立了热电联产机组热力系统计算模型和电出力调节能力数学模型,并将计算结果与几种典型热电解耦方案进行比较.结果表明,热电联产机组进行低压缸旁路供热改造后,最大供热能力提升了69.88％,额定供热工况下机组的电出力调节能力提升了42.42％.同一供热负荷下,低压缸旁...     

基于热电联产运行模式的光热发电调峰策略

针对中国"三北"地区冬季供暖期因热电机组"以热定电"运行约束,导致系统调峰能力不足而造成的大量弃风问题提出一种基于热电联产运行模式的光热电站调峰策略。该文首先分析光热电站辅助供热后热电机组电热特性及其调峰能力变化情况,然后根据不同时段的负荷特性及热电机组运行状况制定出基于热电联产运行模式的光热电站在各时段的运行策略,在此基础上建立含光热电站、热电机组、纯凝机组、风电场的电力系统电热综合调峰优化模型。与传统模型相比,新模型增加了系统热平衡约束、热电机组的热电耦合约束、光热电站运行约束等。仿真结果表明基于热电联产运行模式的光热电站,通过辅助供热不但可有效提高电网的风电消纳水平,同时可避免运行成本较高的纯凝式机组频繁调节,提高系统运行的经济性。