天然气分布式能源优化系统的制作方法

本发明涉及天然气领域，具体涉及一种天然气分布式能源优化系统。

背景技术：

然气分布式能源在国外有30多年的历史，在国际上发展迅速，在很多国家如美国、日本、丹麦、荷兰等得到大力发展和推广;其在国内也有近20年的发展历史，但由于各种原因，已建成的40多个天然气分布式能源项目，约半数在运行，半数因电力并网、效益或技术等问题处于停顿状态，我国天然气分布式能源尚处于起步阶段。

目前，我国天然气分布式能源发展还存在不少问题，其中包括技术、经济、市场及运营管理等方面的障碍，比如用户认知度问题、设备国产化问题、并网问题、部分地区气源问题等，但核心仍是价格问题，具体可归纳为几个方面。

政策风险大、燃料价格高

政策不具体，致使落实不到位。目前，国家层面及地方政府均陆续出台了鼓励天然气分布式能源发展的支持政策，提出了发展目标及措施，但因没有具体的实施细则或相关利益关系没有捋顺，牵扯到如税收优惠政策、天然气价格折让、上网电价、电力直供等问题而无法落到实处。由于国家政策没有强制执行标准，分布式能源战略风险、市场风险很高。

由于分布式能源利用效率若高于70%，必须是冷热电就近消纳，尽量减少供能损失，因而项目与用能设施需同步建设，早在规划设计阶段就已经介入。然而，目前环境下，燃气发电价格处于高位，电不能直供，冷热市场又有一个培育期，因此项目投产开始几年运营风险高。如果没有国家政策支持，分布式能源项目单位将面临巨大的运营风险。同时，天然气分布式供能系统的运行成本，受燃料价格影响特别大，一个热力匹配完好的冷热电三联供系统的经济性也并不一定好。所以，稳定的价格机制也是影响分布式能源站发展的一个主要因素。

再者，天然气分布式能源系统所需要的技术含量非常广泛，最核心的是发电设备。分布式能源站目前的技术设备主要包括燃气轮机、余热锅炉、压缩式制冷、吸收式制冷、蓄冷蓄热设备以及控制系统和设备。所有这些硬件设备当中，目前国内在技术上还跟国外有较大差距，缺乏具有自主知识产权的先进技术。

本方案的创造性并不在于反馈调节的问题，而是将燃气发电机组与国家电网进行负荷分摊，以平衡电力系统供电高峰期，同时满足燃气发电机组发电功率改变，燃气热源的合理转换，避免传统燃气发电机组直发直用，多余的电量无法存储浪费的问题。

除以上可观环境障碍以外，现有分布式能源站的缺点还在于能源使用不充分，利用效率低下，传统的分布式能源站未考虑用户负荷，并未根据负荷对发电机组的发电功率进行调节，而多于的发电量无法存储，从而造成能源的浪费。

技术实现要素：

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种天然气分布式能源优化系统，可根据实时负荷调节燃气发电机组的发电功率，同时对燃气燃烧室不必关机或停运，而是将多余的蒸汽用于锅炉加热为用户供暖。

本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：

天然气分布式能源优化系统，该系统包括燃气发电机组、锅炉系统、电网系统、供电网络、余热回收装置、负荷检测单元和总控终端；

所述燃气发电机组、锅炉系统由同一燃烧室提供燃气热源，锅炉系统用于用户供暖；

所述燃气发电机组与供电网络连接，通过供电网络为用户端供电，燃气发电机组产生的余热由余热回收装置进行回收用于用户供暖负荷；

所述电网系统与供电网络与供电网络和总控终端连接，通过供电网络为用户端供电，所述负荷检测单元用于实时检测用户端负荷，并将检测结果上传至总控终端；

所述总控终端根据用户端的实时负荷和电网系统的峰值预测，调节燃烧室对燃气发电机组、锅炉系统的热源供给量，同时调节燃气发电机组和电网系统的供电量。

在传统技术中，燃气发电机组与国家电力系统的供电均是分开独立供电，未采用两种供电方式进行调和，本方案对燃气发电机组与国家电力系统进行并网，即以国家单位收购燃气发电机组所发电量，从而完成并网，并网后根据电力系统的供电曲线与实时监测的用户负荷，进行燃气发电机组的发电量（即供电量）调节，其调节原理是基于蒸汽的功率进行调节，当供电量波动时，由于燃气发电机组的涡轮机由蒸汽驱动，因此调节蒸汽供给量就能完成燃气发电机组的功率调节，而传统的燃烧室内属于稳定的燃烧，要调节燃烧室必然会造成较大的波动，且调节周期较长，本方案通过设置烟道，用于对燃烧室内的热源进行分流，当需要降低燃气发电机组的发电量时，仅需给涡轮机的热源进行分流即可，而分流后的热源则用于锅炉加热，生成热水供给用户，既避免了能源损耗，又提高了燃气发电机组的供电灵活性。

进一步的，所述燃气发电机组包括压气机、燃烧室、蒸汽室、涡轮机、发电机；

所述锅炉系统包括锅炉和自来水系统，自来水系统为锅炉提供循环水，加热以后用于用户供暖；

燃气由管道送入燃烧室燃烧产生热源，燃烧室产生的热源通过烟道分别送入蒸汽室和锅炉，所述烟道设置有烟道阀门，烟道阀门开度由总控终端控制。

进一步的，所述蒸汽室设置有两个供气阀门，所述供气阀门分别连接余热回收装置和发电机，所述供气阀门的开度由总控终端控制。

进一步的，初始状态下，蒸汽室与余热回收装置之间的供气阀门处于常闭状态；

当使用燃气发电机组的发电机进行供电时，用户端负荷波动在1-5%时，使用蒸汽室的供气阀门调节发电机的发电功率；

当户端负荷波动大于5%时，由燃烧室-蒸汽室、燃烧室-锅炉之间烟道阀门进行调节。

由于热源在烟道输送过程中伴随着能源损耗，因此小功率的调节在蒸汽室内完成，可减少能源的损耗，提高燃气能源转化效率。

进一步的，所述压气机与涡轮机之间采用高压输送，压气机与燃烧室之间采用常温常压输送，采用高压供气可提高涡轮机的转速，即提高发电机的功率，从而进一步提高燃气能源转化效率。

进一步的，所述总控终端的控制策略为：

当用户端总负荷小于等于燃气发电机组装机总发电量时，由燃气发电机组供电，燃烧室提供100%的热源给燃气发电机组，锅炉系统热源供给量为0；

当用户端总负荷大于燃气发电机组装机总发电量，且电网系统的供电量低于峰值的m%时，主要由电网系统供电，燃气发电机组以最小发电功率运行；

当用户端总负荷大于燃气发电机组装机总发电量，且电网系统的供电高于峰值的m%时时，由电网系统提供峰值的m%供电量，超出峰值的m%部分由燃气发电机组供电，燃烧室提供燃气发电机组供电所需热源，其余热源供给锅炉系统。

即本方案将超过峰值m%的负荷由燃气发电机组供给，而当负荷小于燃气发电机组的功率时则全部由燃气发电机组供电，从而调节了电网平衡，保证了供电质量。

进一步的，所述总控终端获取电网系统的多个单位时间内的供电数据，生成电网系统的供电曲线，并在在峰值到来之前的t时间内对燃气发电机组和电网系统的供电量进行调节。即提前做好负荷调节的准备，避免负荷瞬间调节，造成用户端电压不稳定，而是在t时间内以线性变化的方式进行缓慢调节。

进一步的，所述m%的取值为60%-80%。

进一步的，所述用户供暖负荷包括热水负荷、采暖负荷、制冷负荷。

本发明的有益效果是：在本方案中，将燃气发电机组（天然气分布式能源站）与国家电网进行并网，并根据用户端的负荷和电网的供电曲线，进行合理的供电调剂，可以避免供电高峰造成的供电质量下降，电压不稳的问题，同时通过引入合理的控制机制，也降低了单独的燃气发电机组发电功率单一，能耗损失较大的问题。

附图说明

图1为本发明的系统示意图；

图2为本发明详细的系统示意图；

图3为本发明控制流程。

具体实施方式

下面结合具体实施例进一步详细描述本发明的技术方案，但本发明的保护范围不局限于以下所述。

如图1，天然气分布式能源优化系统，该系统包括燃气发电机组、锅炉系统、电网系统、供电网络、余热回收装置、负荷检测单元和总控终端；

燃气发电机组、锅炉系统由同一燃烧室提供燃气热源，锅炉系统用于用户供暖，用户供暖负荷包括热水负荷、采暖负荷、制冷负荷

燃气发电机组与供电网络连接，通过供电网络为用户端供电，燃气发电机组产生的余热由余热回收装置进行回收用于用户供暖负荷；

电网系统与供电网络与供电网络和总控终端连接，通过供电网络为用户端供电，负荷检测单元用于实时检测用户端负荷，并将检测结果上传至总控终端；

总控终端根据用户端的实时负荷和电网系统的峰值预测，调节燃烧室对燃气发电机组、锅炉系统的热源供给量，同时调节燃气发电机组和电网系统的供电量。

如图2所示，燃气发电机组包括压气机、燃烧室、蒸汽室、涡轮机、发电机；

锅炉系统包括锅炉和自来水系统，自来水系统为锅炉提供循环水，加热以后用于用户供暖；

燃气由管道送入燃烧室燃烧产生热源，燃烧室产生的热源通过烟道分别送入蒸汽室和锅炉，烟道设置有烟道阀门，烟道阀门开度由总控终端控制。

作为一种优选实施例，蒸汽室设置有两个供气阀门，供气阀门分别连接余热回收装置和发电机，供气阀门的开度由总控终端控制。

作为一种优选实施例，初始状态下，蒸汽室与余热回收装置之间的供气阀门处于常闭状态，其原因在于余热回收装置在回收过程中伴随能源的损耗，且该损耗属于较大的损耗，若直接以蒸汽室内的高温蒸汽进行回收，则造成的能源损耗较大，因此本方案中燃气发电机组的发电功率主要由燃烧室内的烟气阀门进行调节；

当使用燃气发电机组的发电机进行供电时，用户端负荷波动在1-5%时，使用蒸汽室的供气阀门调节发电机的发电功率；

当户端负荷波动大于5%时，由燃烧室-蒸汽室、燃烧室-锅炉之间烟道阀门进行调节。

作为一种优选实施例，压气机与涡轮机之间采用高压输送，优选的以3-5个大气压进行输送，压气机与燃烧室之间采用常温常压输送。

作为一种优选实施例，总控终端的控制策略为：

当用户端总负荷小于等于燃气发电机组装机总发电量时，由燃气发电机组供电，燃烧室提供100%的热源给燃气发电机组，锅炉系统热源供给量为0；

当用户端总负荷大于燃气发电机组装机总发电量，且电网系统的供电量低于峰值的m%时，主要由电网系统供电，燃气发电机组以最小发电功率运行；

当用户端总负荷大于燃气发电机组装机总发电量，且电网系统的供电高于峰值的m%时时，由电网系统提供峰值的m%供电量，超出峰值的m%部分由燃气发电机组供电，燃烧室提供燃气发电机组供电所需热源，其余热源供给锅炉系统。

其控制流程如图3所示：

负荷检测单元实时检测用户端的负荷，以及电网系统进行电网峰值预测；当负荷低于燃气发电机组装机总功率时，且电网供电未达到峰值的m%时，由燃气发电机组供电，燃烧室提供100%的热源给燃气发电机组，锅炉系统热源供给量为0；

当负荷高于燃气发电机组装机总功率时，且电网系统的供电量低于峰值的m%时，主要由电网系统供电，燃气发电机组以最小发电功率运行，即此时的燃烧室大部分热源用于锅炉加热，而燃气发电机组以最小发电功率运行，其目的是防止停机，以及每次开机造成的能耗损失。

当用户端总负荷大于燃气发电机组装机总发电量，且电网系统的供电高于峰值的m%时时，由电网系统提供峰值的m%供电量，超出峰值的m%部分由燃气发电机组供电，即总控终端通过控制燃烧室内烟气阀门的开度以从而控制涡轮机的输出功率，为了保证能源不被浪费，燃烧室内两烟气阀门开度的总和始终保持不变，即当供给锅炉的烟道阀门开度减小时，则对应的供给涡轮机的烟气阀门开度则应增加，以维持输出平衡。

作为一种优选实施例，总控终端获取电网系统的多个单位时间内的供电数据，生成电网系统的供电曲线，并在在峰值到来之前的t时间内对燃气发电机组和电网系统的供电量进行调节，优选的，t取值为30左右分钟最为合理，即在30分钟内逐渐调节燃气发电机组和电网系统的供电量，例如上一分钟燃气发电机组总的供电量为10%，燃气发电机组为90%，则随时间变为（11%，89%）、（12%，88%）、（13%，87%）、（14%，86%）、（15%，85%）、……，以平缓的方式进行调节，避免出现较大的电力波动。

作为一种优选实施例，m%的取值为60%-80%，具体的可根据不同电网的负荷基数以及系统内燃气发电机组的装机总量进行计算，例如当单个燃气发电机组用户端总功率低于100000kw时，则m%取值为80%，这类用户端常见于居民小区供电，当单个燃气发电机组用户端总功率低于10000000kw时，则m%取值为60%，这类用户端常见于大型工业园区。

以上仅是本发明的优选实施方式，应当理解本发明并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除，而可用于各种其他组合、修改和环境，并能够在本文构想范围内，通过上述教导或相关领域的技术或知识进行改动。而本领域人员所进行的改动和变化不脱离本发明的精神和范围，则都应在本发明所附权利要求的保护范围内。