热网蓄热特性及其对机组调峰能力的影响研究

吴茂乾, 乔 磊, 宋明曙, 刘圣冠, 雷琪安, 种道彤

(1．国网新疆电力有限公司,乌鲁木齐 830000; 2．西安热工研究院有限公司,西安 710054;3．西安交通大学 能源与动力工程学院,西安 710049)

我国“三北”地区冬季供热时间长,热负荷需求量大,热电联产机组装机比例高。长期以来,热电联产机组采用“以热定电”的运行模式,为了满足热负荷需求,电出力始终维持在较高水平,这极大地限制了机组调峰能力。随着我国“双碳”目标的进一步推进以及光伏、风能等新能源的大规模接入,热电联产机组势必要承担更多的调峰任务,以消纳更多的新能源,推动我国能源向清洁、绿色、低碳的目标发展[1]。

提高热电联产机组调峰能力的措施主要包括2种:一是提高机组供热能力,例如热泵技术、机组高背压改造等;二是实现机组的“热电解耦”来提高机组调峰能力,例如增设电锅炉、蓄热罐等蓄热设备或利用热网蓄热[2]。热网系统作为承担供热的主要载体,主要由供热管网、热交换器以及建筑物等构成,具有一定的蓄热容量和较大的热惯性,是一个良好的蓄热体,并且不需要对机组进行额外的改造。Prato等[3]通过数值模拟研究发现,管网与系统的蓄/放热能力能够有效增加供热机组的运行灵活性,并且具有非常可观的经济效益。王晋达等[4]针对热网蓄热能力进行分析,提出了温度提升式蓄热和流量增加式蓄热2种蓄热模式,并通过案例分析发现,在室外温度为5 ℃,当量蓄热容积为68.7万m3时,管网最大相对蓄热能力达39.1%,热源停止后仍可维持12.5 h正常供热。赵稚辉[5]以310 MW机组为研究对象,利用热网实现机组调峰,结果表明根据供热面积不同,其调峰能力可增加20～35 MW。刘聪聪[6]以实际热网为研究对象,研究影响热网蓄热的主要因素,结果表明影响热网蓄热能力的主要因素是室外温度和供回水温度,质调节对热网蓄热能力的影响大于量调节。毕庆生等[7]提出利用热网及建筑物中的蓄热来提高热电联产机组调峰的运行模式,通过蓄热使350 MW机组在保证正常供热的前提下的深度调峰容量提高至72.73 MW。郭良丹[8]分析了330 MW机组供热抽汽量、环境温度以及供热面积对机组输出功率的影响,结果表明供热抽汽质量流量每增加100 t/h,机组最大输出功率降低14.5 MW;环境温度每升高5 K,机组最大输出功率增加6.3 MW;供热面积每增加5万m2,机组最大输出功率降低9.45 MW。李平等[9]提出了综合考虑建筑物与热网的热动态特性的热电联合调度模型,该模型可使200 MW热电联产机组电出力的上调节和下调节容量分别增加12.3%和15.3%,显著提高了机组的调峰能力。杨丽君等[10]提出一种基于热网蓄热特性的调度策略,结果表明利用热网蓄热能有效增加热电联产机组调峰裕度,弃风量减少了48%。吕泉等[11]对300 MW和200 MW机组配置蓄热装置后的调峰能力进行研究,结果表明在给定热负荷下,2台机组调峰容量分别提高了21%和13%,若热负荷越接近机组最大供热能力,则蓄热效果越不明显。

综上所述,现有研究主要集中在利用热网蓄热实现机组调峰的可行性,以及考虑热网动态特性对机组调峰能力的影响,但是热用户作为热网中关键的一环,上述研究大都没有涉及到其动态特性。因此,笔者以350 MW热电联产机组及其热网供热系统为研究对象,综合考虑热网及热用户的动态特性,利用GSE软件搭建了仿真模型[12-13],研究热网及热用户在蓄/放热阶段的动态特性以及环境温度、热网蓄/放热时间与温度对机组调峰能力的影响规律。

1 系统模型与参数

1.1 研究对象

以新疆地区某350 MW热电联产机组及其热网供热系统作为研究对象,其系统示意图如图1所示。其中:汽轮机为一次中间再热、空冷发电机组,额定功率为350 MW,额定转速为3 000 r/min;锅炉为超临界Π型锅炉,额定蒸发量为1 203 t/h,主蒸汽压力为24.2 MPa、温度为566 ℃,再热蒸汽温度为566 ℃。额定供暖工况下,抽汽压力为0.532 MPa,抽汽质量流量为500 t/h,最大抽汽质量流量为550 t/h。

图1 耦合热网的热电联产机组系统示意图

研究的热网系统由换热首站、热用户、供水管道以及回水管道组成。为方便建模,选取换热首站1进行研究,该换热首站共有16个热用户,各热用户在供暖初期的主要参数与管网结构如表1所示。热用户与换热首站的距离从1 410 m到2 622 m不等,一次网质量流量根据热用户热负荷分配。

表1 热用户供暖初期主要参数与管网结构

1.2 机组及热网模型搭建

利用GSE软件分别建立了350 MW燃煤机组热力系统动态模型、热网动态模型以及热用户模型,并将这3个模型通过流量边界与热流边界进行耦合,以实现机组-热网-热用户的全系统动态模拟。机组模型与热网模型通过流量边界耦合,将机组侧抽汽质量流量、焓值等参数实时赋给热网侧入口流量边界;热用户模型与热网模型通过热流边界耦合,根据能量守恒对热用户温度、供热量和散热量进行迭代,实时计算热用户温度、供热量和散热量,最终得到稳定值。

1.2.1 机组模型

所建立的350 MW燃煤机组热力系统动态模型如图2所示。该模型包含锅炉侧的省煤器、水冷壁、过热器和再热器等设备,以及汽轮机侧的高压缸、中压缸、低压缸、凝汽器、低压加热器和高压加热器等设备。根据实际工质流动方向将不同设备连接起来,构建起完整的热力系统。

图2 350 MW燃煤机组锅炉-汽轮机热力系统动态模型

1.2.2 热网模型

根据热网设计图,搭建了热网动态模型,如图3所示。该热网模型包括换热首站、一次网管道、二次网管道、热用户换热站、热用户节点等。换热首站内通过换热板实现供热抽汽与热网一次网循环水换热,热用户一次网与二次网也通过换热板实现换热。一次网管道的散热损失、热用户的供热以及散热通过热流边界实现。除热用户16外,其余热用户一次网采用流量边界作为出口以确定热用户一次网质量流量,热用户16处一次网采用压力边界作为出口以确定整个系统的压力。

图3 热网模型

1.2.3 热用户模型

在建模中需要考虑热用户围护结构的散热、冷风渗透散热以及冷风侵入散热等因素,参照文献[14]对其各项系数合理取值,并采用热流边界模块通过自编程将其加入到模型中。根据能量守恒计算热用户温度,热用户供热量Qg通过供回水平均温度与热用户之间温差计算。

(1)

式中:tg为热用户供水温度,℃;th为热用户回水温度,℃;ty为热用户室内温度,℃;cp,s为水比定压热容,kJ/(kg·K);qm,g为热用户支路质量流量,kg/s。

散热量Qs包括热用户围护结构散热量、冷风渗透散热量和冷风侵入散热量。计算围护结构散热量时认为围护结构由内灰墙(20 mm)、二砖墙(490 mm)、保温层(50 mm)和外灰墙(20 mm)4层组成;计算冷风渗透散热量时认为热用户房间两面有外窗,房间每小时换气次数取1。

Qs=4·hq·Aq(ty-t0)+0.278·nk·
Vn·ρwl·cp,1·(ty-t0)+0.278·
Vw·ρwl·cp,l·(ty-t0)

(2)

式中:t0为室外温度,℃;hq为墙体传热系数,取1.044 W/(m2·K);Aq为热用户墙体面积,m2;nk为房间每小时换气数,取1;Vn为热用户体积,m3;ρwl为室外空气中干空气密度,kg/m3;cp,l为冷空气比定压热容,kJ/(kg·K);Vw为冷风侵入量,m3。

计算热网管道散热损失时只考虑一次网管道,且认为管道无沟敷设直接埋于土中,考虑土壤的热阻。管道散热量ΔQ计算式为

(1+β)l

(3)

式中:t为管道内循环水温度,℃;tdb为土壤地表温度,℃;λb为保温材料导热系数,取0.033 W/(m·K);dz为与土壤接触管道外表面直径,m;dw为保温层外表面直径,m;H为管道的折算深度,m;β为管道附件、阀门等散热损失附加系数,取0.15;l为管道长度,m。

2 模型验证

2.1 热电联产机组模型验证

分别在100%、75%和50%热耗率验收工况(THA)下对燃煤机组锅炉-汽轮机热力系统动态模型的主要参数进行验证,结果如表2所示。分别对主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、机组输出功率、供热抽汽压力和供热抽汽焓进行验证,结果表明各参数相对误差均在2%以内,符合相关标准中对模型精度的要求。

表2 机组主要参数验证

2.2 热网模型验证

热网模型热用户入口、出口处一次网温度模拟值与供暖初始运行值的对比结果如图4所示。热用户入口温度与出口温度模拟值基本与运行值一致,热用户13的入口温度误差最大,相差1.1 K,相对误差为-1.49%;热用户4的出口温度误差最大,相差0.6 K,相对误差为1.56%,符合相关标准中对精度的要求。

(a) 入口温度

3 结果与分析

3.1 热网供热特性

热网供回水温度直接反映了热网供热质量,热网调节时,常通过改变抽汽质量流量来改变热网供回水温度,因此本节研究热网供回水温度随抽汽质量流量变化的规律。本文分析的机组位于乌鲁木齐,选取室外温度为-22 ℃[13],对热网采用质调节(只改变一次网供回水温度,不改变一次网质量流量),根据热网运行状态将其分为初始阶段、蓄热阶段、放热阶段和恢复阶段4个阶段,调节过程中热网供回水温度及温差变化如图5所示。由图5可知,当抽汽质量流量改变后,供水温度滞后时间较小,约为0.06 h,而回水温度滞后时间较大,约为0.52 h。分析认为,抽汽直接作用于供水温度,当抽汽质量流量改变后,供水温度滞后时间近似等于抽汽从机组到换热首站的时间;而回水温度滞后时间还包括热网供水从换热首站到热用户的时间以及回到换热首站的时间,因此回水温度滞后时间明显大于供水温度滞后时间。此外,供水温度变化幅度较大,回水温度变化幅度较小,当抽汽质量流量改变后,供水温度变化幅度在20 K左右,回水温度变化幅度在5 K左右,回水温度变化幅度明显小于供水温度。

图5 供回水温度及温差变化

3.2 热网时滞特性与蓄/放热特性

3.2.1 热网时滞特性

热网由于其大容量与长距离,具有一定的时滞性,研究其时滞性的影响规律有助于合理建立热网蓄/放热策略。热用户的滞后时间包括抽汽到换热首站的时间、抽汽在换热首站内的换热时间、热水从换热首站到热用户换热站的时间。为定量研究,本文选取从热网入口抽汽条件改变到热用户入口温度变化0.1 K的时间为热用户的滞后时间。

Δτ=Δτ1+Δτ2+Δτ3

(4)

式中:Δτ为热用户滞后时间,h;Δτ1为抽汽到换热首站的时间,h;Δτ2为抽汽在换热首站内的换热时间,h;Δτ3为热水到热用户换热站的时间,h。

对于研究的16个热用户,由于采用相同的换热首站,因此其Δτ1、Δτ2近似相等,滞后时间的差异主要源于Δτ3,其表达式为

(5)

式中:Li为热用户i支路管道长度,m;ρ为循环水密度,kg/m3;Ai为热用户i支路管道截面积,m2;qm,i为热用户i支路质量流量,kg/s;n为热用户支路数。

图6给出了各热用户滞后时间以及与换热首站的距离(相对距离)的关系。由图6可知,滞后时间整体上随着热用户与换热首站的距离增大而增大。例如,热用户1与换热首站的距离最近约为1 410 m,滞后时间约为0.18 h;热用户16与换热首站的距离最远,约为2 622 m,其滞后时间约为1.29 h。但根据Δτ3的表达式可知,在管径一致的情况下,热用户的滞后时间与其支路质量流量有关,热用户支路质量流量越大,其滞后时间越小。例如,热用户8和热用户10与换热首站的距离分别为1 930 m和2 192 m,其具体管路如图1所示,两者共用管道A-G段,热用户8支路管道G-8段长213.3 m,质量流量为6 kg/s;热用户10支路管道G-10段长475.4 m,质量流量为13.1 kg/s。虽然热用户8与换热首站的距离更近,但热用户10支路质量流量更大,两者管径处处相等,因此热用户10支路管内速度大于热用户8支路管内速度,最后两者滞后时间近似相等。此外,在管道等参数确定的情况下,热用户的滞后时间并不只受到其自身热负荷的直接影响,也受到同一个换热首站下所有热用户热负荷的间接影响。例如,热用户7位于热网的中部位置,其自身热负荷直接影响L-7段的一次网质量流量,而A-L段的一次网质量流量是由全部16个热用户的热负荷共同决定的,所以热用户7的滞后时间不仅受到自身热负荷的直接影响,也受到其余热用户热负荷的间接影响。

图6 热用户滞后时间

3.2.2 热网蓄/放热特性

热网蓄/放热功能主要通过利用热网循环水的显热以及热用户建筑物的储热实现,定义热网相对蓄/放热量为热网内循环水相对于基准工况在热网内存储的热量或放出的热量,相对蓄/放热功率为相对于基准工况下的功率(本文中后续热网蓄/放热功率均为相对功率),计算式见式(6)。当目前工况下的供回水温差大于基准工况时,则说明进入热网的热量增加,热网蓄热;当目前工况下的供回水温差小于基准工况时,则说明进入热网的热量开始减少,热网开始放热。

q(T)=c·qm·[Δt(T)-Δt0]

(6)

(7)

式中:q(T)为热网蓄/放热功率,kW,q(T)>0,热网蓄热,q(T)<0,热网放热;Q为热网蓄/放热量,kW·h;Δt(T)为热网当前供回水温差(随时间变化),K;Δt0为热网基准工况下供回水温差(常量),K;qm为热网质量流量,kg/s;c为水比热容,kJ/(kg·K);T为蓄热时间,h;T1为蓄/放热开始时间,h;T2为蓄/放热结束时间,h。

图7为热网蓄/放热功率变化曲线,热网蓄/放热功率在抽汽质量流量改变后均先迅速变化,之后再缓慢变化。图7(a)为蓄热阶段蓄热功率的变化。在2.04 h时增加抽汽质量流量,蓄热功率在其后0.73 h迅速增长到11.06 MW,之后在3.27 h内缓慢增长至11.63 MW;在6.04 h时减小抽汽质量流量,蓄热功率在其后0.18 h内迅速减小至0 MW,总蓄热时长为4.13 h,总蓄热量约为47.5 MW·h。图7(b)为放热和恢复阶段蓄热功率的变化。在6.04 h时减小抽汽质量流量,放热功率在6.22 h时开始增加,最大为24.65 MW,在8.02 h时恢复抽汽质量流量后,放热功率在8.07 h时开始减小,总放热时长为1.85 h,总放热量约为34.2 MW·h;在8.02 h时抽汽质量流量恢复原状,热网开始补充热量,9.50 h时放热功率基本为0 MW,14.90 h时热网热用户温度基本恢复原状,总计放热量约为12.3 MW·h;在调节过程中热网总的蓄热量与放热量基本持平,符合能量守恒。根据式(6)可知,热网蓄/放热功率取决于热网供回水温差,供回水温差反映了进入热网热量的多少,当供回水温差大于基准值时,进入热网的热量增加,热网开始蓄热;当供回水温差小于基准值时,进入热网的热量减小,热网开始放热。综上,热网蓄/放热功率的变化趋势与供回水温差变化趋势一致。

(a) 蓄热阶段

3.3 蓄/放热阶段热用户温度动态特性

蓄/放热阶段部分热用户温度变化如表3所示。各热用户初始温度均维持在(18±2)℃以内,经过4 h的蓄热,温度基本提高2 K左右,速率约为0.5 K/h;经过2 h散热,温度基本降低4.4 K左右,速率约为2 K/h。在蓄/放热过程中,热用户温度由于热惯性的存在不会发生太大的波动。

表3 热用户温度变化

热用户1、7、15在蓄/放热阶段的温度变化如图8所示,当改变抽汽质量流量后,由于热惯性的存在,热用户温度变化存在明显的滞后且温度不会发生突变,其整体呈线性变化。例如,抽汽质量流量在2.04 h时增加后,热用户1、7、15温度分别在此后0.40 h、1.16 h、1.44 h开始增加。

图8 热用户1、7、15温度的变化过程

选取热用户7作为研究对象,进一步研究抽汽质量流量变化幅度对热用户温度的影响规律,结果如图9所示。随着抽汽质量流量增加幅度的不断增大,热用户温度上升速度加快,且热用户温度开始变化的时间不断提前。例如,抽汽质量流量分别增加2 kg/s、4 kg/s、6 kg/s、8 kg/s、10 kg/s时对应的热用户温度响应时间分别为82.7 min、73.8 min、67.9 min、64.9 min和63.5 min,但随着抽汽质量流量增加到一定程度后,热用户温度开始变化时间提前的幅度越来越小。分析认为这是由换热首站造成的,随着抽汽质量流量不断增加,受制于换热首站换热器换热面积等因素,供热抽汽的热量不能及时传递到热网循环水中,导致热网供水温度升高速率不断减小,热量传递强度不断下降,热用户温度开始变化时间提前的幅度越来越小。随着抽汽质量流量减小幅度不断增大,热用户温度下降速度越快,热用户温度开始变化时间不断提前。例如,抽汽质量流量分别减小2 kg/s、4 kg/s、6 kg/s、8 kg/s、10 kg/s时对应的热用户温度响应时间分别为78.1 min、68.7 min、65.5 min、62.1 min和56.3 min,热用户温度响应时间不断缩短,但当抽汽质量流量减小到 6 kg/s、8 kg/s时,热用户温度响应时间的变化幅度均较小。

图9 抽汽质量流量变化幅度对热用户温度的影响

3.4 热网蓄/放热对调峰能力的影响

3.4.1 抽汽质量流量与环境温度对调峰能力的影响

在上述热网蓄/放热过程中,主蒸汽质量流量维持在100%THA工况下的292.4 kg/s,初始阶段热网总抽汽质量流量为110 kg/s,单个热网抽汽质量流量为22 kg/s,机组最大功率为291.4 MW;蓄热阶段总抽汽质量流量为135 kg/s,单个热网抽汽质量流量为27 kg/s,机组最大功率为275.2 MW;放热阶段总抽汽质量流量为60 kg/s,单个热网抽汽质量流量为12 kg/s,机组最大功率为321.4 MW;相比于初始阶段,利用热网蓄/放热可使机组最大输出功率提升30 MW,从而证明了利用热网蓄/放热实现机组调峰的可能性。因此,进一步研究供暖抽汽质量流量以及环境温度对机组调峰能力的影响规律,以确定机组最大调峰深度。

保持主蒸汽质量流量不变,改变抽汽质量流量与环境温度,得到不同环境温度下室内温度与抽汽质量流量之间的关系,如图10(a)所示。可以看出,在同一室内温度下,随着环境温度的升高,热负荷需求量减小,故抽汽质量流量逐渐减小,抽汽质量流量与环境温度近似呈线性关系;同一环境温度下,要获得更高的室内温度,需增加热负荷需求量,故抽汽质量流量相应增加,抽汽质量流量与室内温度也近似呈线性关系。根据GB 50736-2012 《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》[15],在满足舒适的条件下尽量考虑节能,选取热用户室内温度在18～24 ℃之间,即抽汽质量流量在图10(a)中的阴影部分取值,此时利用热网蓄/放热可使热用户温度维持在适宜的范围内,且可以不用考虑蓄/放热时长。但是这种蓄/放热方式下机组的深度调峰增加量有限,为了更好地扩大调峰范围,可以使抽汽质量流量落点落在阴影部分以外,此时需要严格控制蓄/放热时长,使热用户温度在大部分情况下维持在18～24 ℃。

(a) 环境温度、室内温度与抽汽质量流量的关系

环境温度与机组最大输出功率的关系如图10(b)所示。可以看出,随着室外温度的增加,热负荷减小,机组在满足热用户正常供热前提下的最大输出功率也增加,并且与室外温度近似呈线性关系;同时,机组最大输出功率与抽汽质量流量近似满足以下线性关系,即

P=-0.581 5x+355.61

(8)

式中:x为抽汽质量流量,kg/s;P为机组最大输出功率,MW。

抽汽质量流量每增加10 kg/s,机组最大输出功率减小6 MW左右。根据式(8),可以快速计算出相应抽汽质量流量下的机组最大输出功率,为合理设置热网蓄/放热控制策略提供一定的参考。此外,维持室内温度为18 ℃时,机组在环境温度0 ℃、-5 ℃、-10 ℃、-15 ℃、-20 ℃下的最大输出功率分别为342.4 MW、332.6 MW、324.2 MW、314.7 MW、300.9 MW;维持室内温度为24 ℃时,机组在环境温度0 ℃、-5 ℃、-10 ℃、-15 ℃、-20 ℃下的最大输出功率分别为318.6 MW、310.1 MW、297.6 MW、285.0 MW、271.8 MW;在保证热用户温度在18～24 ℃范围内,机组在环境温度0 ℃、-5 ℃、-10 ℃、-15 ℃、-20 ℃下的最大调峰能力分别为23.8 MW、22.5 MW、26.6 MW、29.7 MW、29.1 MW,随着温度的增加,机组最大调峰能力有所减小。若要获得更大的调峰深度则需要使抽汽质量流量取值落在图10(a)阴影部分以外,此时热用户温度会偏高或偏低,因此需要合理分配蓄/放热时间,使热用户温度偏移舒适温度区域时间不要太长,以免严重影响热用户供热质量。

3.4.2 热网蓄/放热时长对调峰能力的影响

保持热网质量流量及供热抽汽质量流量不变,改变热网蓄/放热时长,研究其对机组调峰能力的影响。首先,保持放热时长2 h不变,蓄热时长分别为2 h、4 h、6 h、8 h下热用户温度如图11所示。

图11 不同蓄热时长下热用户温度的变化

根据图11可得,在抽汽参数不变的情况下,蓄热时长越长,在放热过程中热用户最低温度越高,热用户可接受的调峰放热时长(热用户温度高于18 ℃)越长。例如,蓄热2 h、4 h、6 h、8 h对应的放热阶段热用户最低温度分别为17.2 ℃、17.5 ℃、17.6 ℃、17.7 ℃,热用户可接受的调峰时长分别为2.51 h、2.79 h、2.95 h、3.04 h。

保持蓄热时长4 h不变,放热时长分别为2 h、4 h、6 h、8 h下热用户温度如图12所示。由图12可以看出,在抽汽参数与蓄热时长不变的情况下,放热时长越长,在放热过程中热用户最低温度越低,但热用户可接受的调峰放热时长保持不变。例如,放热2 h、4 h、6 h、8 h对应的放热阶段热用户最低温度分别为17.5 ℃、15.5 ℃、14.5 ℃、13.9 ℃,热用户可接受的调峰时长均约为2.79 h。

图12 不同放热时长下热用户温度的变化

上述过程中由于蓄/放热阶段的抽汽质量流量一致,所以放热阶段机组出力相比于初始阶段均提高30 MW,机组调峰能力不变。保持放热时长不变,蓄热时长越长,热用户可接受的调峰放热时长越长。保持蓄热时长不变,放热时间越长,热用户可接受的调峰放热时长不变。

3.4.3 热网蓄/放热温度(抽汽质量流量)对调峰能力的影响

热网蓄/放热温度直接受抽汽质量流量影响,因此可用抽汽质量流量来表征蓄/放热温度大小。保持热网质量流量及蓄/放热时长不变,改变蓄/放热阶段的供热抽汽质量流量,研究热网蓄/放热温度对机组调峰能力的影响。首先,保持放热阶段抽汽质量流量12 kg/s不变,蓄热阶段抽汽质量流量分别为25 kg/s、27 kg/s、29 kg/s时热用户温度如图13所示。根据图13可得,在蓄/放热时长不变的情况下,蓄热阶段抽汽质量流量越大(蓄热温度越大),热用户温度越高,在放热阶段热用户可接受调峰放热时长越长。例如,蓄热阶段抽汽质量流量为25 kg/s、27 kg/s、29 kg/s时对应的热用户可接受调峰时长分别为2.42 h、2.79 h、3.27 h。此外,在蓄热时长一定时蓄热温度越高,热网蓄热量越大,从而使放热阶段的供热抽汽质量流量越小,进而提高机组的调峰能力。

图13 蓄热阶段不同抽汽质量流量(温度)时热用户温度的变化

保持蓄热阶段抽汽质量流量27 kg/s不变,放热阶段抽汽质量流量分别为8 kg/s、10 kg/s、12 kg/s时热用户温度如图14所示。放热阶段抽汽质量流量越大,热用户温度越高,热用户可接受调峰放热时长越长。例如,放热阶段抽汽质量流量为8 kg/s、10 kg/s、12 kg/s时对应的热用户可接受调峰时长分别为2.33 h、2.52 h、2.79 h。此时,机组在放热阶段的最大输出功率相比于初始阶段分别提高40.95 MW、35.14 MW、29.32 MW。在蓄热量确定的前提下,热网放热温度越低,热用户可接受放热调峰时长越短,机组调峰能力越强,因此,要综合考虑热用户可接受放热调峰时长与机组调峰能力。

图14 放热阶段不同抽汽质量流量(温度)时热用户温度的变化

4 结论

(1) 热网时滞性取决于热用户与换热首站的距离和热用户热负荷。热用户与换热首站的距离是造成各热用户滞后时间差异的主要原因;热用户热负荷通过影响一次网质量流量来影响热用户滞后时间。

(2) 在热网蓄/放热阶段,蓄/放热功率在抽汽质量流量改变后都先迅速变化,之后再缓慢变化,其变化趋势与热网供回水温差的变化趋势相似。热用户温度由于热惯性不会突变和大幅度变化,蓄热阶段热用户温度平均上升2 K,速率约为0.5 K/h;放热阶段热用户温度平均下降4.4 K,速率约为2 K/h。抽汽质量流量变化幅度越大,热用户温度变化速率越快,且开始变化时间越提前。

(3) 在同一室内温度下,环境温度越低,抽汽质量流量越大,两者呈线性关系;同一环境温度下,室内温度越高,抽汽质量流量越大,两者也呈线性关系;机组最大输出功率与抽汽质量流量成反比,抽汽质量流量每增加10 kg/s,最大输出功率减小6 MW左右;环境温度从0 ℃下降至-15 ℃时,机组调峰能力从23.8 MW增加至29.7 MW。

(4) 在相同蓄/放热参数下,蓄热时长越长,蓄热量越多,热用户可接受调峰放热时长越长;蓄热时长一定时,蓄热量一定,热用户可接受调峰放热时长也一定;热网蓄热阶段抽汽质量流量从25 kg/s增加至29 kg/s,热用户可接受调峰放热时长从2.42 h增加至3.27 h;热网放热阶段抽汽质量流量从12 kg/s降低至8 kg/s,机组最大输出功率从29.32 MW提高至40.95 MW,但是热用户可接受调峰放热时长略有减小。