一种适用于燃煤火力发电机组深度调峰工况下的蓄能方法与流程

1.本发明涉及一种适用于燃煤火力发电机组深度调峰工况下的蓄能方法，属于火力发电技术领域。
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背景技术：

3.在“双碳”目标下，当下我国大力发展光伏和风力等可再生能源发电，且可再生能源发电所占电力比例将持续增高。为应对可再生能源大规模投产及全额消纳对电网带来的挑战，包括会造成发电侧负荷变化波动较大，加上用电侧受作息规律、气候变化如每天昼夜用户峰谷差大的影响，火力发电机组特别是燃煤火力发电机组参与电网调峰的深度及频度均会逐渐增加。其中，燃煤火力发电机组参与电网调峰的主要存在的问题是电网负荷低谷期时，燃煤火力发电机组电负荷相当低，这会影响锅炉燃烧的稳定性，导致燃煤火力发电机组存在熄火停炉解列的巨大安全运行风险，严重影响燃煤火力发电机组及电网运行的安全性。为了解决这一隐患，因此被迫投油稳燃或开出高低旁路等增大锅炉蒸汽循环量的工作，这需要付出很大的经济成本。所以，如何在电网负荷低谷期时有效增加燃煤火力发电机组蒸汽用量和储存能量，并将其转移到电网负荷高峰期时再释放，已经成为燃煤火力发电机组最需要解决的问题。特别是南方供热用户量难于发展，而且增设储热罐往往受限于场地规模及大温差环境影响，导致储热罐中的热能损失严重，这使燃煤火力发电机组在电网负荷低谷期时，有效利用产生的蒸汽和储存能量工作的开展更为艰难。
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技术实现要素：

5.本发明所要解决的技术问题是：提供一种适用于燃煤火力发电机组深度调峰工况下的蓄能方法，将在燃煤火力发电机组深度调峰工况下，为了维持锅炉稳定燃烧要求，而产生的富余热负荷转移到水力发电机组下坝，并为水力发电机组抽水蓄能提供蒸汽动能，以解决燃煤火力发电机组深度调峰工况下锅炉富余热负荷利用率不高的问题。
6.本发明的技术方案是：一种适用于燃煤火力发电机组深度调峰工况下的蓄能方法，所述方法包括以下步骤：步骤1、在燃煤火力发电机组和水力发电机组之间增设输汽抽水蓄能装置；步骤2、根据燃煤火力发电机组调度曲线，在降电负荷前，先启动输汽抽水蓄能装置；步骤3、当燃煤火力发电机组降电负荷时，同步增大输汽抽水蓄能装置的蒸汽使用量和抽水量，保持燃煤火力发电机组的锅炉热负荷稳定；步骤4、当燃煤火力发电机组增加电负荷时，同步减小输汽抽水蓄能装置的蒸汽使用量和抽水量，保持燃煤火力发电机组稳定发电。
7.优选地，输汽抽水蓄能装置包括：蒸汽管道及阀门系统、抽汽驱动汽轮机及附属辅
助系统、驱动水泵及阀门管道系统和凝结水控制系统；其中，抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统包括抽汽驱动汽轮机和抽汽驱动汽轮机附属辅助系统，抽汽驱动汽轮机附属辅助系统包括抽汽驱动汽轮机润滑油控制系统和循环冷却水及凝汽器抽真空系统；蒸汽管道及阀门系统连接燃煤火力发电机组，并连接增设于水力发电机组下坝中的抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统，抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统连接驱动水泵及阀门管道系统，凝结水控制系统连接抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统与驱动水泵及阀门管道系统。
8.优选地，步骤2所述中根据燃煤火力发电机组调度曲线，在降电负荷前，先启动输汽抽水蓄能装置包括：先做好蒸汽管道及阀门系统的疏水暖管工作，然后依次启动抽汽驱动汽轮机附属辅助系统、凝结水控制系统、抽汽驱动汽轮机和驱动水泵及阀门管道系统。
9.优选地，步骤3所述中当燃煤火力发电机组降电负荷时，同步增大输汽抽水蓄能装置的蒸汽使用量和抽水量，保持燃煤火力发电机组的锅炉热负荷稳定的过程包括：当燃煤火力发电机组降电负荷时，同步增大蒸汽管道及阀门系统的蒸汽输送量，从而增大抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统的动能，使驱动抽水泵及阀门管道系统对水力发电机组下坝的抽水量增加，保持燃煤火力发电机组在不用投油时锅炉热负荷保持稳定，并将蒸汽热能转化为水势能，达到蓄能作用。
10.优选地，步骤4所述中当燃煤火力发电机组增加电负荷时，同步减小输汽抽水蓄能装置的蒸汽使用量和抽水量，保持燃煤火力发电机组稳定发电的过程包括：当燃煤火力发电机组提高电负荷时，同步减小驱动抽水泵及阀门管道系统对水力发电机组下坝的抽水量，因此减小抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统的所需的动能，从而减小所消耗的蒸汽量，使得燃煤火力发电机组稳定逐步提高电负荷，保持燃煤火力发电机组稳定发电。
11.优选地，抽汽抽水蓄能装置使用的蒸汽指，包括燃煤火力发电机组的汽轮机前主蒸汽、高压缸排汽、中压缸进汽和中压缸排汽或各缸级段上抽汽管道引出的富余蒸汽。
12.优选地，蒸汽管道及阀门系统的疏水暖管工作包括从燃煤火力发电组开蒸汽，并输送至抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统处于关闭状态的进汽门前，打开蒸汽管道及阀门系统的疏水阀门，使蒸汽管道及阀门系统升温升压。
13.优选地，在循环冷却水及凝汽器抽真空系统中，将由蒸汽提供动力的射流式真空泵或功耗低的电动真空泵作为抽真空装置。
14.优选地，当水力发电机组上坝水源的压力和水流量在循环冷却水及凝汽器抽真空系统水侧入口处达到将抽汽驱动汽轮机做功后排出端蒸汽冷却为凝结水，并形成真空的条件时，将其作为循环冷却水及凝汽器抽真空系统换热的循环冷却水使用；或者水力发电机组下坝的水源经泵升压后，再经循环冷却水及凝汽器抽真空系统换热，最后作为驱动水泵及阀门管道系统的水源循环利用。
15.优选地，凝结水控制系统启动时，通过再循环门及带变频装置的泵对抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统做功产生的凝结水进行控制调节；在运行初期，通过注入补充水启泵再循环运行，随着抽汽驱动汽轮机做功过程中产生多余凝结水，通过调节凝结水控制系统对多余凝结水进行排除工作，从而保持循环冷却水及凝汽器抽真空系统正常运行；并根据技术经济分析比较，对排出的凝结水进行封闭循环回收至燃煤火力发电机组，或经过处理后回收至就近热水供应网。
16.本发明的有益效果：本发明提供了一种适用于燃煤火力发电机组深度调峰工况下
的蓄能方法，能够将为了维持燃煤火力发电机组锅炉稳定燃烧而产生的富余热负荷转移到水力发电机组，并作为水力发电机组的抽水蓄能动力。这一应用高效利用了燃煤火力发电机组深度调峰工况下的富余热负荷，避免了助燃投油的额外成本，或通过高低旁直接当废热排掉的损失，在原有电网深度调峰基础上可以加大电负荷的下降幅度，增大相应电负荷调峰补贴收益，并根据峰谷上网电价差异优化蓄能策略最大化收益。除此之外，将蒸汽抽水蓄能装置建立在就近水力发电机组上，不但增加了电网的调节能力，而且相对于现有专门建抽水蓄能电站，极大地减少了所需的投资费用。
附图说明
17.图1为本发明燃煤火力发电机组深度调峰工况下蓄能的流程结构示意图；附图标记说明：1、燃煤火力发电机组，2、抽汽驱动水泵向水力发电机组上坝抽水蓄能装置，3、水力发电机组，4、水力发电机组下坝，5、水力发电机组上坝，6、实心箭头为水流向，7、空心箭头为蒸汽流向。
18.具体实施方式
19.为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更清楚，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，所描述的实施例是本发明一部分实施例，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作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
20.实施实例1：参考图1，一种适用于燃煤火力发电机组深度工况下的蓄能方法，所述方法包括以下步骤：步骤1、在燃煤火力发电机组1和水力发电机组3之间增设输汽抽水蓄能装置2，连接燃煤火力发电机组1与水力发电机组3，为转移蒸汽和并蓄能提供设备条件。
21.步骤2、根据燃煤火力发电机组1调度曲线，在降电负荷前，先启动输汽抽水蓄能装置2，使输汽抽水蓄能装置2达到能适应高温蒸汽的工作状态，防止输汽抽水蓄能装置2损坏。
22.步骤3、当燃煤火力发电机组1降电负荷时，同步增大输汽抽水蓄能装置2的蒸汽使用量和抽水量，保持燃煤火力发电机组1的锅炉热负荷稳定；这一措施在保持锅炉热负荷可控的同时，也能为水力发电机组上坝5增加蓄水量，不但消纳解决了燃煤火电机组1在电负荷低谷时期热负荷与电负荷不平衡的问题，还保持燃煤火电机组1相比原工况有更高的蒸汽参数、水力发电机组有更高的电负荷，均有利于各自发电效率的提高。
23.步骤4、当燃煤火力发电机组1增加电负荷时，同步减小输汽抽水蓄能装置2的蒸汽使用量和抽水量，保持燃煤火力发电机组1稳定发电；满足电网电负荷高峰期时对燃煤火力发电机组1的供电需求。除此之外，根据调度要求可在用户高峰期增加水力发电负荷，可以较高的上网电价来实现蓄能的最佳效益。
24.优选地，输汽抽水蓄能装置2包括：蒸汽管道及阀门系统、抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统、驱动水泵及阀门管道系统和凝结水控制系统；抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统
包括抽汽驱动汽轮机和抽汽驱动汽轮机附属辅助系统，抽汽驱动汽轮机附属辅助系统包括抽汽驱动汽轮机润滑油控制系统和循环冷却水及凝汽器抽真空系统；蒸汽管道及阀门系统连接燃煤火力发电机组1，并连接增设于水力发电机组下坝4中的抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统，抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统连接驱动水泵及阀门管道系统，凝结水控制系统连接抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统与驱动水泵及阀门管道系统。蒸汽管道及阀门系统起到转移蒸汽热能的作用，抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统起到将蒸汽热能转化为机械动能的作用，驱动水泵及阀门管道系统将动能转化为水势能的作用，凝结水控制系统保证抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统正常运行。输汽抽水蓄能装置2不但实现了高效转移蒸汽热能的作用，还将热能转化为动能，最后转化为水势能，具有高效率的储蓄能量作用。而且相比较于水力发电机组3专门建立抽水蓄能装置，输汽抽水蓄能装置2的经济成本更低。
25.优选地，步骤2所述中根据燃煤火力发电机组1调度曲线，在降电负荷前，先启动输汽抽水蓄能装置2包括：先做好蒸汽管道及阀门系统的疏水暖管工作，然后依次启动抽汽驱动汽轮机附属辅助系统、凝结水控制系统、抽汽驱动汽轮机和驱动水泵及阀门管道系统。疏水暖管是防止热蒸汽流过冷管道骤然冷却成水形成两相流水冲击，抽汽驱动汽轮机附属系统和凝结水控制系统保证抽汽驱动汽轮机启动时能正常运作，最后启动抽汽驱动汽轮机和驱动水泵及阀门管道系统，形成适合蒸汽驱动做功的工作条件，使输汽抽水蓄能装置2整体运行，为转移蒸汽能量和储蓄能量做准备。
26.优选地，步骤3所述中当燃煤火力发电机组1降电负荷时，同步增大输汽抽水蓄能装置2的蒸汽使用量和抽水量，保持燃煤火力发电机组1的锅炉热负荷稳定的过程包括：当燃煤火力发电机组1降电负荷时，同步增大蒸汽管道及阀门系统的蒸汽输送量，从而增大抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统的动能，使驱动抽水泵及阀门管道系统对水力发电机组下坝4的抽水量增加，保持燃煤火力发电机组1在不用投油时锅炉热负荷保持稳定，并将蒸汽热能转化为水势能，达到蓄能作用，而且节约了燃煤火力发电机组1的经济成本。
27.优选地，步骤4所述中当燃煤火力发电机组1增加电负荷时，同步减小输汽抽水蓄能装置2的蒸汽使用量和抽水量，保持燃煤火力发电机组1稳定发电的过程包括：当燃煤火力发电机组1提高电负荷时，同步减小驱动抽水泵及阀门管道系统对水力发电机组下坝4的抽水量，因此减小抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统的所需的动能，从而减小所消耗的蒸汽量，使得燃煤火力发电机组1稳定逐步提高电负荷，保持燃煤火力发电机组1稳定发电。当电网电负荷要求高时，通过逐步减小输送蒸汽量，使燃煤火力发电机组1的电负荷和热负荷依然保持在平衡状态。
28.优选地，抽汽抽水蓄能装置2使用的蒸汽指，包括燃煤火力发电机组1的汽轮机前主蒸汽、高压缸排汽、中压缸进汽和中压缸排汽或各缸级段上抽汽管道引出的富余蒸汽。及时引出富余的蒸汽这一措施使燃煤火力发电机组1处于稳定的热负荷工况下，有效避免了燃煤火力发电机组1熄火停炉解列的危险。
29.优选地，蒸汽管道及阀门系统的疏水暖管工作包括从燃煤火力发电组1开蒸汽，并输送至抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统处于关闭状态的进汽门前，打开蒸汽管道及阀门系统的疏水阀门，使蒸汽管道及阀门系统升温升压。虽然蒸汽管道及阀门系统可以保温，但当其中长期无蒸汽流动时会冷却，疏水暖管的作用为防止热蒸汽流过冷管道骤然冷却成水形成两相流水冲击，因此需要对蒸汽管道及阀门系统进行疏水和升温升压工作。
30.优选地，在循环冷却水及凝汽器抽真空系统中，将由蒸汽提供动力的射流式真空泵或功耗低的电动真空泵作为抽真空装置。无论是由蒸汽还是功耗低的电力提供真空泵的动力，均节约了增设抽汽驱动水泵向水力发电机组上坝抽水蓄能装置的经济成本，大大拓宽了它的市场适用范围。
31.优选地，当水力发电机组上坝5水源的压力和水流量在循环冷却水及凝汽器抽真空系统水侧入口处达到将抽汽驱动汽轮机做功后排出端蒸汽冷却为凝结水，并形成真空的条件时，将其作为循环冷却水及凝汽器抽真空系统换热的循环冷却水使用；或者水力发电机组下坝4的水源经泵升压后，再经循环冷却水及凝汽器抽真空系统换热，最后作为驱动水泵及阀门管道系统的水源循环利用，提高输汽抽水蓄能装置2的资源利用率。
32.优选地，凝结水控制系统启动时，通过再循环门及带变频装置的泵对抽汽驱动汽轮机及附属辅助系统做功产生的凝结水进行控制调节；在运行初期，通过注入补充水启泵再循环运行，随着抽汽驱动汽轮机做功过程中产生多余凝结水，通过调节凝结水控制系统对多余凝结水进行排除工作，从而保持循环冷却水及凝汽器抽真空系统正常运行；并根据技术经济分析比较，对排出的凝结水进行封闭循环回收至燃煤火力发电机组1，或经过处理后回收至就近热水供应网，使资源利用最大化。
33.以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以作出若干简单推演或替换，都应当视为属于本发明的保护范围。