吳茂乾, 喬 磊, 宋明曙, 劉圣冠, 雷琪安, 種道彤

(1．國網(wǎng)新疆電力有限公司,烏魯木齊 830000; 2．西安熱工研究院有限公司,西安 710054;3．西安交通大學(xué) 能源與動(dòng)力工程學(xué)院,西安 710049)

我國“三北”地區(qū)冬季供熱時(shí)間長,熱負(fù)荷需求量大,熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組裝機(jī)比例高。長期以來,熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組采用“以熱定電”的運(yùn)行模式,為了滿足熱負(fù)荷需求,電出力始終維持在較高水平,這極大地限制了機(jī)組調(diào)峰能力。隨著我國“雙碳”目標(biāo)的進(jìn)一步推進(jìn)以及光伏、風(fēng)能等新能源的大規(guī)模接入,熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組勢(shì)必要承擔(dān)更多的調(diào)峰任務(wù),以消納更多的新能源,推動(dòng)我國能源向清潔、綠色、低碳的目標(biāo)發(fā)展[1]。

提高熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組調(diào)峰能力的措施主要包括2種:一是提高機(jī)組供熱能力,例如熱泵技術(shù)、機(jī)組高背壓改造等;二是實(shí)現(xiàn)機(jī)組的“熱電解耦”來提高機(jī)組調(diào)峰能力,例如增設(shè)電鍋爐、蓄熱罐等蓄熱設(shè)備或利用熱網(wǎng)蓄熱[2]。熱網(wǎng)系統(tǒng)作為承擔(dān)供熱的主要載體,主要由供熱管網(wǎng)、熱交換器以及建筑物等構(gòu)成,具有一定的蓄熱容量和較大的熱慣性,是一個(gè)良好的蓄熱體,并且不需要對(duì)機(jī)組進(jìn)行額外的改造。Prato等[3]通過數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn),管網(wǎng)與系統(tǒng)的蓄/放熱能力能夠有效增加供熱機(jī)組的運(yùn)行靈活性,并且具有非?？捎^的經(jīng)濟(jì)效益。王晉達(dá)等[4]針對(duì)熱網(wǎng)蓄熱能力進(jìn)行分析,提出了溫度提升式蓄熱和流量增加式蓄熱2種蓄熱模式,并通過案例分析發(fā)現(xiàn),在室外溫度為5 ℃,當(dāng)量蓄熱容積為68.7萬m3時(shí),管網(wǎng)最大相對(duì)蓄熱能力達(dá)39.1%,熱源停止后仍可維持12.5 h正常供熱。趙稚輝[5]以310 MW機(jī)組為研究對(duì)象,利用熱網(wǎng)實(shí)現(xiàn)機(jī)組調(diào)峰,結(jié)果表明根據(jù)供熱面積不同,其調(diào)峰能力可增加20～35 MW。劉聰聰[6]以實(shí)際熱網(wǎng)為研究對(duì)象,研究影響熱網(wǎng)蓄熱的主要因素,結(jié)果表明影響熱網(wǎng)蓄熱能力的主要因素是室外溫度和供回水溫度,質(zhì)調(diào)節(jié)對(duì)熱網(wǎng)蓄熱能力的影響大于量調(diào)節(jié)。畢慶生等[7]提出利用熱網(wǎng)及建筑物中的蓄熱來提高熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組調(diào)峰的運(yùn)行模式,通過蓄熱使350 MW機(jī)組在保證正常供熱的前提下的深度調(diào)峰容量提高至72.73 MW。郭良丹[8]分析了330 MW機(jī)組供熱抽汽量、環(huán)境溫度以及供熱面積對(duì)機(jī)組輸出功率的影響,結(jié)果表明供熱抽汽質(zhì)量流量每增加100 t/h,機(jī)組最大輸出功率降低14.5 MW;環(huán)境溫度每升高5 K,機(jī)組最大輸出功率增加6.3 MW;供熱面積每增加5萬m2,機(jī)組最大輸出功率降低9.45 MW。李平等[9]提出了綜合考慮建筑物與熱網(wǎng)的熱動(dòng)態(tài)特性的熱電聯(lián)合調(diào)度模型,該模型可使200 MW熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組電出力的上調(diào)節(jié)和下調(diào)節(jié)容量分別增加12.3%和15.3%,顯著提高了機(jī)組的調(diào)峰能力。楊麗君等[10]提出一種基于熱網(wǎng)蓄熱特性的調(diào)度策略,結(jié)果表明利用熱網(wǎng)蓄熱能有效增加熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組調(diào)峰裕度,棄風(fēng)量減少了48%。呂泉等[11]對(duì)300 MW和200 MW機(jī)組配置蓄熱裝置后的調(diào)峰能力進(jìn)行研究,結(jié)果表明在給定熱負(fù)荷下,2臺(tái)機(jī)組調(diào)峰容量分別提高了21%和13%,若熱負(fù)荷越接近機(jī)組最大供熱能力,則蓄熱效果越不明顯。

綜上所述,現(xiàn)有研究主要集中在利用熱網(wǎng)蓄熱實(shí)現(xiàn)機(jī)組調(diào)峰的可行性,以及考慮熱網(wǎng)動(dòng)態(tài)特性對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力的影響,但是熱用戶作為熱網(wǎng)中關(guān)鍵的一環(huán),上述研究大都沒有涉及到其動(dòng)態(tài)特性。因此,筆者以350 MW熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組及其熱網(wǎng)供熱系統(tǒng)為研究對(duì)象,綜合考慮熱網(wǎng)及熱用戶的動(dòng)態(tài)特性,利用GSE軟件搭建了仿真模型[12-13],研究熱網(wǎng)及熱用戶在蓄/放熱階段的動(dòng)態(tài)特性以及環(huán)境溫度、熱網(wǎng)蓄/放熱時(shí)間與溫度對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力的影響規(guī)律。

1 系統(tǒng)模型與參數(shù)

1.1 研究對(duì)象

以新疆地區(qū)某350 MW熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組及其熱網(wǎng)供熱系統(tǒng)作為研究對(duì)象,其系統(tǒng)示意圖如圖1所示。其中:汽輪機(jī)為一次中間再熱、空冷發(fā)電機(jī)組,額定功率為350 MW,額定轉(zhuǎn)速為3 000 r/min;鍋爐為超臨界Π型鍋爐,額定蒸發(fā)量為1 203 t/h,主蒸汽壓力為24.2 MPa、溫度為566 ℃,再熱蒸汽溫度為566 ℃。額定供暖工況下,抽汽壓力為0.532 MPa,抽汽質(zhì)量流量為500 t/h,最大抽汽質(zhì)量流量為550 t/h。

圖1 耦合熱網(wǎng)的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組系統(tǒng)示意圖

研究的熱網(wǎng)系統(tǒng)由換熱首站、熱用戶、供水管道以及回水管道組成。為方便建模,選取換熱首站1進(jìn)行研究,該換熱首站共有16個(gè)熱用戶,各熱用戶在供暖初期的主要參數(shù)與管網(wǎng)結(jié)構(gòu)如表1所示。熱用戶與換熱首站的距離從1 410 m到2 622 m不等,一次網(wǎng)質(zhì)量流量根據(jù)熱用戶熱負(fù)荷分配。

表1 熱用戶供暖初期主要參數(shù)與管網(wǎng)結(jié)構(gòu)

1.2 機(jī)組及熱網(wǎng)模型搭建

利用GSE軟件分別建立了350 MW燃煤機(jī)組熱力系統(tǒng)動(dòng)態(tài)模型、熱網(wǎng)動(dòng)態(tài)模型以及熱用戶模型,并將這3個(gè)模型通過流量邊界與熱流邊界進(jìn)行耦合,以實(shí)現(xiàn)機(jī)組-熱網(wǎng)-熱用戶的全系統(tǒng)動(dòng)態(tài)模擬。機(jī)組模型與熱網(wǎng)模型通過流量邊界耦合,將機(jī)組側(cè)抽汽質(zhì)量流量、焓值等參數(shù)實(shí)時(shí)賦給熱網(wǎng)側(cè)入口流量邊界;熱用戶模型與熱網(wǎng)模型通過熱流邊界耦合,根據(jù)能量守恒對(duì)熱用戶溫度、供熱量和散熱量進(jìn)行迭代,實(shí)時(shí)計(jì)算熱用戶溫度、供熱量和散熱量,最終得到穩(wěn)定值。

1.2.1 機(jī)組模型

所建立的350 MW燃煤機(jī)組熱力系統(tǒng)動(dòng)態(tài)模型如圖2所示。該模型包含鍋爐側(cè)的省煤器、水冷壁、過熱器和再熱器等設(shè)備,以及汽輪機(jī)側(cè)的高壓缸、中壓缸、低壓缸、凝汽器、低壓加熱器和高壓加熱器等設(shè)備。根據(jù)實(shí)際工質(zhì)流動(dòng)方向?qū)⒉煌O(shè)備連接起來,構(gòu)建起完整的熱力系統(tǒng)。

圖2 350 MW燃煤機(jī)組鍋爐-汽輪機(jī)熱力系統(tǒng)動(dòng)態(tài)模型

1.2.2 熱網(wǎng)模型

根據(jù)熱網(wǎng)設(shè)計(jì)圖,搭建了熱網(wǎng)動(dòng)態(tài)模型,如圖3所示。該熱網(wǎng)模型包括換熱首站、一次網(wǎng)管道、二次網(wǎng)管道、熱用戶換熱站、熱用戶節(jié)點(diǎn)等。換熱首站內(nèi)通過換熱板實(shí)現(xiàn)供熱抽汽與熱網(wǎng)一次網(wǎng)循環(huán)水換熱,熱用戶一次網(wǎng)與二次網(wǎng)也通過換熱板實(shí)現(xiàn)換熱。一次網(wǎng)管道的散熱損失、熱用戶的供熱以及散熱通過熱流邊界實(shí)現(xiàn)。除熱用戶16外,其余熱用戶一次網(wǎng)采用流量邊界作為出口以確定熱用戶一次網(wǎng)質(zhì)量流量,熱用戶16處一次網(wǎng)采用壓力邊界作為出口以確定整個(gè)系統(tǒng)的壓力。

圖3 熱網(wǎng)模型

1.2.3 熱用戶模型

在建模中需要考慮熱用戶圍護(hù)結(jié)構(gòu)的散熱、冷風(fēng)滲透散熱以及冷風(fēng)侵入散熱等因素,參照文獻(xiàn)[14]對(duì)其各項(xiàng)系數(shù)合理取值,并采用熱流邊界模塊通過自編程將其加入到模型中。根據(jù)能量守恒計(jì)算熱用戶溫度,熱用戶供熱量Qg通過供回水平均溫度與熱用戶之間溫差計(jì)算。

(1)

式中:tg為熱用戶供水溫度,℃;th為熱用戶回水溫度,℃;ty為熱用戶室內(nèi)溫度,℃;cp,s為水比定壓熱容,kJ/(kg·K);qm,g為熱用戶支路質(zhì)量流量,kg/s。

散熱量Qs包括熱用戶圍護(hù)結(jié)構(gòu)散熱量、冷風(fēng)滲透散熱量和冷風(fēng)侵入散熱量。計(jì)算圍護(hù)結(jié)構(gòu)散熱量時(shí)認(rèn)為圍護(hù)結(jié)構(gòu)由內(nèi)灰墻(20 mm)、二磚墻(490 mm)、保溫層(50 mm)和外灰墻(20 mm)4層組成;計(jì)算冷風(fēng)滲透散熱量時(shí)認(rèn)為熱用戶房間兩面有外窗,房間每小時(shí)換氣次數(shù)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為室外溫度,℃;hq為墻體傳熱系數(shù),取1.044 W/(m2·K);Aq為熱用戶墻體面積,m2;nk為房間每小時(shí)換氣數(shù),取1;Vn為熱用戶體積,m3;ρwl為室外空氣中干空氣密度,kg/m3;cp,l為冷空氣比定壓熱容,kJ/(kg·K);Vw為冷風(fēng)侵入量,m3。

計(jì)算熱網(wǎng)管道散熱損失時(shí)只考慮一次網(wǎng)管道,且認(rèn)為管道無溝敷設(shè)直接埋于土中,考慮土壤的熱阻。管道散熱量ΔQ計(jì)算式為

(1+β)l

(3)

式中:t為管道內(nèi)循環(huán)水溫度,℃;tdb為土壤地表溫度,℃;λb為保溫材料導(dǎo)熱系數(shù),取0.033 W/(m·K);dz為與土壤接觸管道外表面直徑,m;dw為保溫層外表面直徑,m;H為管道的折算深度,m;β為管道附件、閥門等散熱損失附加系數(shù),取0.15;l為管道長度,m。

2 模型驗(yàn)證

2.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組模型驗(yàn)證

分別在100%、75%和50%熱耗率驗(yàn)收工況(THA)下對(duì)燃煤機(jī)組鍋爐-汽輪機(jī)熱力系統(tǒng)動(dòng)態(tài)模型的主要參數(shù)進(jìn)行驗(yàn)證,結(jié)果如表2所示。分別對(duì)主蒸汽溫度、主蒸汽壓力、再熱蒸汽溫度、機(jī)組輸出功率、供熱抽汽壓力和供熱抽汽焓進(jìn)行驗(yàn)證,結(jié)果表明各參數(shù)相對(duì)誤差均在2%以內(nèi),符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)模型精度的要求。

表2 機(jī)組主要參數(shù)驗(yàn)證

2.2 熱網(wǎng)模型驗(yàn)證

熱網(wǎng)模型熱用戶入口、出口處一次網(wǎng)溫度模擬值與供暖初始運(yùn)行值的對(duì)比結(jié)果如圖4所示。熱用戶入口溫度與出口溫度模擬值基本與運(yùn)行值一致,熱用戶13的入口溫度誤差最大,相差1.1 K,相對(duì)誤差為-1.49%;熱用戶4的出口溫度誤差最大,相差0.6 K,相對(duì)誤差為1.56%,符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)精度的要求。

(a) 入口溫度

3 結(jié)果與分析

3.1 熱網(wǎng)供熱特性

熱網(wǎng)供回水溫度直接反映了熱網(wǎng)供熱質(zhì)量,熱網(wǎng)調(diào)節(jié)時(shí),常通過改變抽汽質(zhì)量流量來改變熱網(wǎng)供回水溫度,因此本節(jié)研究熱網(wǎng)供回水溫度隨抽汽質(zhì)量流量變化的規(guī)律。本文分析的機(jī)組位于烏魯木齊,選取室外溫度為-22 ℃[13],對(duì)熱網(wǎng)采用質(zhì)調(diào)節(jié)(只改變一次網(wǎng)供回水溫度,不改變一次網(wǎng)質(zhì)量流量),根據(jù)熱網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)將其分為初始階段、蓄熱階段、放熱階段和恢復(fù)階段4個(gè)階段,調(diào)節(jié)過程中熱網(wǎng)供回水溫度及溫差變化如圖5所示。由圖5可知,當(dāng)抽汽質(zhì)量流量改變后,供水溫度滯后時(shí)間較小,約為0.06 h,而回水溫度滯后時(shí)間較大,約為0.52 h。分析認(rèn)為,抽汽直接作用于供水溫度,當(dāng)抽汽質(zhì)量流量改變后,供水溫度滯后時(shí)間近似等于抽汽從機(jī)組到換熱首站的時(shí)間;而回水溫度滯后時(shí)間還包括熱網(wǎng)供水從換熱首站到熱用戶的時(shí)間以及回到換熱首站的時(shí)間,因此回水溫度滯后時(shí)間明顯大于供水溫度滯后時(shí)間。此外,供水溫度變化幅度較大,回水溫度變化幅度較小,當(dāng)抽汽質(zhì)量流量改變后,供水溫度變化幅度在20 K左右,回水溫度變化幅度在5 K左右,回水溫度變化幅度明顯小于供水溫度。

圖5 供回水溫度及溫差變化

3.2 熱網(wǎng)時(shí)滯特性與蓄/放熱特性

3.2.1 熱網(wǎng)時(shí)滯特性

熱網(wǎng)由于其大容量與長距離,具有一定的時(shí)滯性,研究其時(shí)滯性的影響規(guī)律有助于合理建立熱網(wǎng)蓄/放熱策略。熱用戶的滯后時(shí)間包括抽汽到換熱首站的時(shí)間、抽汽在換熱首站內(nèi)的換熱時(shí)間、熱水從換熱首站到熱用戶換熱站的時(shí)間。為定量研究,本文選取從熱網(wǎng)入口抽汽條件改變到熱用戶入口溫度變化0.1 K的時(shí)間為熱用戶的滯后時(shí)間。

Δτ=Δτ1+Δτ2+Δτ3

(4)

式中:Δτ為熱用戶滯后時(shí)間,h;Δτ1為抽汽到換熱首站的時(shí)間,h;Δτ2為抽汽在換熱首站內(nèi)的換熱時(shí)間,h;Δτ3為熱水到熱用戶換熱站的時(shí)間,h。

對(duì)于研究的16個(gè)熱用戶,由于采用相同的換熱首站,因此其Δτ1、Δτ2近似相等,滯后時(shí)間的差異主要源于Δτ3,其表達(dá)式為

(5)

式中:Li為熱用戶i支路管道長度,m;ρ為循環(huán)水密度,kg/m3;Ai為熱用戶i支路管道截面積,m2;qm,i為熱用戶i支路質(zhì)量流量,kg/s;n為熱用戶支路數(shù)。

圖6給出了各熱用戶滯后時(shí)間以及與換熱首站的距離(相對(duì)距離)的關(guān)系。由圖6可知,滯后時(shí)間整體上隨著熱用戶與換熱首站的距離增大而增大。例如,熱用戶1與換熱首站的距離最近約為1 410 m,滯后時(shí)間約為0.18 h;熱用戶16與換熱首站的距離最遠(yuǎn),約為2 622 m,其滯后時(shí)間約為1.29 h。但根據(jù)Δτ3的表達(dá)式可知,在管徑一致的情況下,熱用戶的滯后時(shí)間與其支路質(zhì)量流量有關(guān),熱用戶支路質(zhì)量流量越大,其滯后時(shí)間越小。例如,熱用戶8和熱用戶10與換熱首站的距離分別為1 930 m和2 192 m,其具體管路如圖1所示,兩者共用管道A-G段,熱用戶8支路管道G-8段長213.3 m,質(zhì)量流量為6 kg/s;熱用戶10支路管道G-10段長475.4 m,質(zhì)量流量為13.1 kg/s。雖然熱用戶8與換熱首站的距離更近,但熱用戶10支路質(zhì)量流量更大,兩者管徑處處相等,因此熱用戶10支路管內(nèi)速度大于熱用戶8支路管內(nèi)速度,最后兩者滯后時(shí)間近似相等。此外,在管道等參數(shù)確定的情況下,熱用戶的滯后時(shí)間并不只受到其自身熱負(fù)荷的直接影響,也受到同一個(gè)換熱首站下所有熱用戶熱負(fù)荷的間接影響。例如,熱用戶7位于熱網(wǎng)的中部位置,其自身熱負(fù)荷直接影響L-7段的一次網(wǎng)質(zhì)量流量,而A-L段的一次網(wǎng)質(zhì)量流量是由全部16個(gè)熱用戶的熱負(fù)荷共同決定的,所以熱用戶7的滯后時(shí)間不僅受到自身熱負(fù)荷的直接影響,也受到其余熱用戶熱負(fù)荷的間接影響。

圖6 熱用戶滯后時(shí)間

3.2.2 熱網(wǎng)蓄/放熱特性

熱網(wǎng)蓄/放熱功能主要通過利用熱網(wǎng)循環(huán)水的顯熱以及熱用戶建筑物的儲(chǔ)熱實(shí)現(xiàn),定義熱網(wǎng)相對(duì)蓄/放熱量為熱網(wǎng)內(nèi)循環(huán)水相對(duì)于基準(zhǔn)工況在熱網(wǎng)內(nèi)存儲(chǔ)的熱量或放出的熱量,相對(duì)蓄/放熱功率為相對(duì)于基準(zhǔn)工況下的功率(本文中后續(xù)熱網(wǎng)蓄/放熱功率均為相對(duì)功率),計(jì)算式見式(6)。當(dāng)目前工況下的供回水溫差大于基準(zhǔn)工況時(shí),則說明進(jìn)入熱網(wǎng)的熱量增加,熱網(wǎng)蓄熱;當(dāng)目前工況下的供回水溫差小于基準(zhǔn)工況時(shí),則說明進(jìn)入熱網(wǎng)的熱量開始減少,熱網(wǎng)開始放熱。

q(T)=c·qm·[Δt(T)-Δt0]

(6)

(7)

式中:q(T)為熱網(wǎng)蓄/放熱功率,kW,q(T)>0,熱網(wǎng)蓄熱,q(T)<0,熱網(wǎng)放熱;Q為熱網(wǎng)蓄/放熱量,kW·h;Δt(T)為熱網(wǎng)當(dāng)前供回水溫差(隨時(shí)間變化),K;Δt0為熱網(wǎng)基準(zhǔn)工況下供回水溫差(常量),K;qm為熱網(wǎng)質(zhì)量流量,kg/s;c為水比熱容,kJ/(kg·K);T為蓄熱時(shí)間,h;T1為蓄/放熱開始時(shí)間,h;T2為蓄/放熱結(jié)束時(shí)間,h。

圖7為熱網(wǎng)蓄/放熱功率變化曲線,熱網(wǎng)蓄/放熱功率在抽汽質(zhì)量流量改變后均先迅速變化,之后再緩慢變化。圖7(a)為蓄熱階段蓄熱功率的變化。在2.04 h時(shí)增加抽汽質(zhì)量流量,蓄熱功率在其后0.73 h迅速增長到11.06 MW,之后在3.27 h內(nèi)緩慢增長至11.63 MW;在6.04 h時(shí)減小抽汽質(zhì)量流量,蓄熱功率在其后0.18 h內(nèi)迅速減小至0 MW,總蓄熱時(shí)長為4.13 h,總蓄熱量約為47.5 MW·h。圖7(b)為放熱和恢復(fù)階段蓄熱功率的變化。在6.04 h時(shí)減小抽汽質(zhì)量流量,放熱功率在6.22 h時(shí)開始增加,最大為24.65 MW,在8.02 h時(shí)恢復(fù)抽汽質(zhì)量流量后,放熱功率在8.07 h時(shí)開始減小,總放熱時(shí)長為1.85 h,總放熱量約為34.2 MW·h;在8.02 h時(shí)抽汽質(zhì)量流量恢復(fù)原狀,熱網(wǎng)開始補(bǔ)充熱量,9.50 h時(shí)放熱功率基本為0 MW,14.90 h時(shí)熱網(wǎng)熱用戶溫度基本恢復(fù)原狀,總計(jì)放熱量約為12.3 MW·h;在調(diào)節(jié)過程中熱網(wǎng)總的蓄熱量與放熱量基本持平,符合能量守恒。根據(jù)式(6)可知,熱網(wǎng)蓄/放熱功率取決于熱網(wǎng)供回水溫差,供回水溫差反映了進(jìn)入熱網(wǎng)熱量的多少,當(dāng)供回水溫差大于基準(zhǔn)值時(shí),進(jìn)入熱網(wǎng)的熱量增加,熱網(wǎng)開始蓄熱;當(dāng)供回水溫差小于基準(zhǔn)值時(shí),進(jìn)入熱網(wǎng)的熱量減小,熱網(wǎng)開始放熱。綜上,熱網(wǎng)蓄/放熱功率的變化趨勢(shì)與供回水溫差變化趨勢(shì)一致。

(a) 蓄熱階段

3.3 蓄/放熱階段熱用戶溫度動(dòng)態(tài)特性

蓄/放熱階段部分熱用戶溫度變化如表3所示。各熱用戶初始溫度均維持在(18±2)℃以內(nèi),經(jīng)過4 h的蓄熱,溫度基本提高2 K左右,速率約為0.5 K/h;經(jīng)過2 h散熱,溫度基本降低4.4 K左右,速率約為2 K/h。在蓄/放熱過程中,熱用戶溫度由于熱慣性的存在不會(huì)發(fā)生太大的波動(dòng)。

表3 熱用戶溫度變化

熱用戶1、7、15在蓄/放熱階段的溫度變化如圖8所示,當(dāng)改變抽汽質(zhì)量流量后,由于熱慣性的存在,熱用戶溫度變化存在明顯的滯后且溫度不會(huì)發(fā)生突變,其整體呈線性變化。例如,抽汽質(zhì)量流量在2.04 h時(shí)增加后,熱用戶1、7、15溫度分別在此后0.40 h、1.16 h、1.44 h開始增加。

圖8 熱用戶1、7、15溫度的變化過程

選取熱用戶7作為研究對(duì)象,進(jìn)一步研究抽汽質(zhì)量流量變化幅度對(duì)熱用戶溫度的影響規(guī)律,結(jié)果如圖9所示。隨著抽汽質(zhì)量流量增加幅度的不斷增大,熱用戶溫度上升速度加快,且熱用戶溫度開始變化的時(shí)間不斷提前。例如,抽汽質(zhì)量流量分別增加2 kg/s、4 kg/s、6 kg/s、8 kg/s、10 kg/s時(shí)對(duì)應(yīng)的熱用戶溫度響應(yīng)時(shí)間分別為82.7 min、73.8 min、67.9 min、64.9 min和63.5 min,但隨著抽汽質(zhì)量流量增加到一定程度后,熱用戶溫度開始變化時(shí)間提前的幅度越來越小。分析認(rèn)為這是由換熱首站造成的,隨著抽汽質(zhì)量流量不斷增加,受制于換熱首站換熱器換熱面積等因素,供熱抽汽的熱量不能及時(shí)傳遞到熱網(wǎng)循環(huán)水中,導(dǎo)致熱網(wǎng)供水溫度升高速率不斷減小,熱量傳遞強(qiáng)度不斷下降,熱用戶溫度開始變化時(shí)間提前的幅度越來越小。隨著抽汽質(zhì)量流量減小幅度不斷增大,熱用戶溫度下降速度越快,熱用戶溫度開始變化時(shí)間不斷提前。例如,抽汽質(zhì)量流量分別減小2 kg/s、4 kg/s、6 kg/s、8 kg/s、10 kg/s時(shí)對(duì)應(yīng)的熱用戶溫度響應(yīng)時(shí)間分別為78.1 min、68.7 min、65.5 min、62.1 min和56.3 min,熱用戶溫度響應(yīng)時(shí)間不斷縮短,但當(dāng)抽汽質(zhì)量流量減小到 6 kg/s、8 kg/s時(shí),熱用戶溫度響應(yīng)時(shí)間的變化幅度均較小。

圖9 抽汽質(zhì)量流量變化幅度對(duì)熱用戶溫度的影響

3.4 熱網(wǎng)蓄/放熱對(duì)調(diào)峰能力的影響

3.4.1 抽汽質(zhì)量流量與環(huán)境溫度對(duì)調(diào)峰能力的影響

在上述熱網(wǎng)蓄/放熱過程中,主蒸汽質(zhì)量流量維持在100%THA工況下的292.4 kg/s,初始階段熱網(wǎng)總抽汽質(zhì)量流量為110 kg/s,單個(gè)熱網(wǎng)抽汽質(zhì)量流量為22 kg/s,機(jī)組最大功率為291.4 MW;蓄熱階段總抽汽質(zhì)量流量為135 kg/s,單個(gè)熱網(wǎng)抽汽質(zhì)量流量為27 kg/s,機(jī)組最大功率為275.2 MW;放熱階段總抽汽質(zhì)量流量為60 kg/s,單個(gè)熱網(wǎng)抽汽質(zhì)量流量為12 kg/s,機(jī)組最大功率為321.4 MW;相比于初始階段,利用熱網(wǎng)蓄/放熱可使機(jī)組最大輸出功率提升30 MW,從而證明了利用熱網(wǎng)蓄/放熱實(shí)現(xiàn)機(jī)組調(diào)峰的可能性。因此,進(jìn)一步研究供暖抽汽質(zhì)量流量以及環(huán)境溫度對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力的影響規(guī)律,以確定機(jī)組最大調(diào)峰深度。

保持主蒸汽質(zhì)量流量不變,改變抽汽質(zhì)量流量與環(huán)境溫度,得到不同環(huán)境溫度下室內(nèi)溫度與抽汽質(zhì)量流量之間的關(guān)系,如圖10(a)所示?？梢钥闯?在同一室內(nèi)溫度下,隨著環(huán)境溫度的升高,熱負(fù)荷需求量減小,故抽汽質(zhì)量流量逐漸減小,抽汽質(zhì)量流量與環(huán)境溫度近似呈線性關(guān)系;同一環(huán)境溫度下,要獲得更高的室內(nèi)溫度,需增加熱負(fù)荷需求量,故抽汽質(zhì)量流量相應(yīng)增加,抽汽質(zhì)量流量與室內(nèi)溫度也近似呈線性關(guān)系。根據(jù)GB 50736-2012 《民用建筑供暖通風(fēng)與空氣調(diào)節(jié)設(shè)計(jì)規(guī)范》[15],在滿足舒適的條件下盡量考慮節(jié)能,選取熱用戶室內(nèi)溫度在18～24 ℃之間,即抽汽質(zhì)量流量在圖10(a)中的陰影部分取值,此時(shí)利用熱網(wǎng)蓄/放熱可使熱用戶溫度維持在適宜的范圍內(nèi),且可以不用考慮蓄/放熱時(shí)長。但是這種蓄/放熱方式下機(jī)組的深度調(diào)峰增加量有限,為了更好地?cái)U(kuò)大調(diào)峰范圍,可以使抽汽質(zhì)量流量落點(diǎn)落在陰影部分以外,此時(shí)需要嚴(yán)格控制蓄/放熱時(shí)長,使熱用戶溫度在大部分情況下維持在18～24 ℃。

(a) 環(huán)境溫度、室內(nèi)溫度與抽汽質(zhì)量流量的關(guān)系

環(huán)境溫度與機(jī)組最大輸出功率的關(guān)系如圖10(b)所示?？梢钥闯?隨著室外溫度的增加,熱負(fù)荷減小,機(jī)組在滿足熱用戶正常供熱前提下的最大輸出功率也增加,并且與室外溫度近似呈線性關(guān)系;同時(shí),機(jī)組最大輸出功率與抽汽質(zhì)量流量近似滿足以下線性關(guān)系,即

P=-0.581 5x+355.61

(8)

式中:x為抽汽質(zhì)量流量,kg/s;P為機(jī)組最大輸出功率,MW。

抽汽質(zhì)量流量每增加10 kg/s,機(jī)組最大輸出功率減小6 MW左右。根據(jù)式(8),可以快速計(jì)算出相應(yīng)抽汽質(zhì)量流量下的機(jī)組最大輸出功率,為合理設(shè)置熱網(wǎng)蓄/放熱控制策略提供一定的參考。此外,維持室內(nèi)溫度為18 ℃時(shí),機(jī)組在環(huán)境溫度0 ℃、-5 ℃、-10 ℃、-15 ℃、-20 ℃下的最大輸出功率分別為342.4 MW、332.6 MW、324.2 MW、314.7 MW、300.9 MW;維持室內(nèi)溫度為24 ℃時(shí),機(jī)組在環(huán)境溫度0 ℃、-5 ℃、-10 ℃、-15 ℃、-20 ℃下的最大輸出功率分別為318.6 MW、310.1 MW、297.6 MW、285.0 MW、271.8 MW;在保證熱用戶溫度在18～24 ℃范圍內(nèi),機(jī)組在環(huán)境溫度0 ℃、-5 ℃、-10 ℃、-15 ℃、-20 ℃下的最大調(diào)峰能力分別為23.8 MW、22.5 MW、26.6 MW、29.7 MW、29.1 MW,隨著溫度的增加,機(jī)組最大調(diào)峰能力有所減小。若要獲得更大的調(diào)峰深度則需要使抽汽質(zhì)量流量取值落在圖10(a)陰影部分以外,此時(shí)熱用戶溫度會(huì)偏高或偏低,因此需要合理分配蓄/放熱時(shí)間,使熱用戶溫度偏移舒適溫度區(qū)域時(shí)間不要太長,以免嚴(yán)重影響熱用戶供熱質(zhì)量。

3.4.2 熱網(wǎng)蓄/放熱時(shí)長對(duì)調(diào)峰能力的影響

保持熱網(wǎng)質(zhì)量流量及供熱抽汽質(zhì)量流量不變,改變熱網(wǎng)蓄/放熱時(shí)長,研究其對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力的影響。首先,保持放熱時(shí)長2 h不變,蓄熱時(shí)長分別為2 h、4 h、6 h、8 h下熱用戶溫度如圖11所示。

圖11 不同蓄熱時(shí)長下熱用戶溫度的變化

根據(jù)圖11可得,在抽汽參數(shù)不變的情況下,蓄熱時(shí)長越長,在放熱過程中熱用戶最低溫度越高,熱用戶可接受的調(diào)峰放熱時(shí)長(熱用戶溫度高于18 ℃)越長。例如,蓄熱2 h、4 h、6 h、8 h對(duì)應(yīng)的放熱階段熱用戶最低溫度分別為17.2 ℃、17.5 ℃、17.6 ℃、17.7 ℃,熱用戶可接受的調(diào)峰時(shí)長分別為2.51 h、2.79 h、2.95 h、3.04 h。

保持蓄熱時(shí)長4 h不變,放熱時(shí)長分別為2 h、4 h、6 h、8 h下熱用戶溫度如圖12所示。由圖12可以看出,在抽汽參數(shù)與蓄熱時(shí)長不變的情況下,放熱時(shí)長越長,在放熱過程中熱用戶最低溫度越低,但熱用戶可接受的調(diào)峰放熱時(shí)長保持不變。例如,放熱2 h、4 h、6 h、8 h對(duì)應(yīng)的放熱階段熱用戶最低溫度分別為17.5 ℃、15.5 ℃、14.5 ℃、13.9 ℃,熱用戶可接受的調(diào)峰時(shí)長均約為2.79 h。

圖12 不同放熱時(shí)長下熱用戶溫度的變化

上述過程中由于蓄/放熱階段的抽汽質(zhì)量流量一致,所以放熱階段機(jī)組出力相比于初始階段均提高30 MW,機(jī)組調(diào)峰能力不變。保持放熱時(shí)長不變,蓄熱時(shí)長越長,熱用戶可接受的調(diào)峰放熱時(shí)長越長。保持蓄熱時(shí)長不變,放熱時(shí)間越長,熱用戶可接受的調(diào)峰放熱時(shí)長不變。

3.4.3 熱網(wǎng)蓄/放熱溫度(抽汽質(zhì)量流量)對(duì)調(diào)峰能力的影響

熱網(wǎng)蓄/放熱溫度直接受抽汽質(zhì)量流量影響,因此可用抽汽質(zhì)量流量來表征蓄/放熱溫度大小。保持熱網(wǎng)質(zhì)量流量及蓄/放熱時(shí)長不變,改變蓄/放熱階段的供熱抽汽質(zhì)量流量,研究熱網(wǎng)蓄/放熱溫度對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力的影響。首先,保持放熱階段抽汽質(zhì)量流量12 kg/s不變,蓄熱階段抽汽質(zhì)量流量分別為25 kg/s、27 kg/s、29 kg/s時(shí)熱用戶溫度如圖13所示。根據(jù)圖13可得,在蓄/放熱時(shí)長不變的情況下,蓄熱階段抽汽質(zhì)量流量越大(蓄熱溫度越大),熱用戶溫度越高,在放熱階段熱用戶可接受調(diào)峰放熱時(shí)長越長。例如,蓄熱階段抽汽質(zhì)量流量為25 kg/s、27 kg/s、29 kg/s時(shí)對(duì)應(yīng)的熱用戶可接受調(diào)峰時(shí)長分別為2.42 h、2.79 h、3.27 h。此外,在蓄熱時(shí)長一定時(shí)蓄熱溫度越高,熱網(wǎng)蓄熱量越大,從而使放熱階段的供熱抽汽質(zhì)量流量越小,進(jìn)而提高機(jī)組的調(diào)峰能力。

圖13 蓄熱階段不同抽汽質(zhì)量流量(溫度)時(shí)熱用戶溫度的變化

保持蓄熱階段抽汽質(zhì)量流量27 kg/s不變,放熱階段抽汽質(zhì)量流量分別為8 kg/s、10 kg/s、12 kg/s時(shí)熱用戶溫度如圖14所示。放熱階段抽汽質(zhì)量流量越大,熱用戶溫度越高,熱用戶可接受調(diào)峰放熱時(shí)長越長。例如,放熱階段抽汽質(zhì)量流量為8 kg/s、10 kg/s、12 kg/s時(shí)對(duì)應(yīng)的熱用戶可接受調(diào)峰時(shí)長分別為2.33 h、2.52 h、2.79 h。此時(shí),機(jī)組在放熱階段的最大輸出功率相比于初始階段分別提高40.95 MW、35.14 MW、29.32 MW。在蓄熱量確定的前提下,熱網(wǎng)放熱溫度越低,熱用戶可接受放熱調(diào)峰時(shí)長越短,機(jī)組調(diào)峰能力越強(qiáng),因此,要綜合考慮熱用戶可接受放熱調(diào)峰時(shí)長與機(jī)組調(diào)峰能力。

圖14 放熱階段不同抽汽質(zhì)量流量(溫度)時(shí)熱用戶溫度的變化

4 結(jié)論

(1) 熱網(wǎng)時(shí)滯性取決于熱用戶與換熱首站的距離和熱用戶熱負(fù)荷。熱用戶與換熱首站的距離是造成各熱用戶滯后時(shí)間差異的主要原因;熱用戶熱負(fù)荷通過影響一次網(wǎng)質(zhì)量流量來影響熱用戶滯后時(shí)間。

(2) 在熱網(wǎng)蓄/放熱階段,蓄/放熱功率在抽汽質(zhì)量流量改變后都先迅速變化,之后再緩慢變化,其變化趨勢(shì)與熱網(wǎng)供回水溫差的變化趨勢(shì)相似。熱用戶溫度由于熱慣性不會(huì)突變和大幅度變化,蓄熱階段熱用戶溫度平均上升2 K,速率約為0.5 K/h;放熱階段熱用戶溫度平均下降4.4 K,速率約為2 K/h。抽汽質(zhì)量流量變化幅度越大,熱用戶溫度變化速率越快,且開始變化時(shí)間越提前。

(3) 在同一室內(nèi)溫度下,環(huán)境溫度越低,抽汽質(zhì)量流量越大,兩者呈線性關(guān)系;同一環(huán)境溫度下,室內(nèi)溫度越高,抽汽質(zhì)量流量越大,兩者也呈線性關(guān)系;機(jī)組最大輸出功率與抽汽質(zhì)量流量成反比,抽汽質(zhì)量流量每增加10 kg/s,最大輸出功率減小6 MW左右;環(huán)境溫度從0 ℃下降至-15 ℃時(shí),機(jī)組調(diào)峰能力從23.8 MW增加至29.7 MW。

(4) 在相同蓄/放熱參數(shù)下,蓄熱時(shí)長越長,蓄熱量越多,熱用戶可接受調(diào)峰放熱時(shí)長越長;蓄熱時(shí)長一定時(shí),蓄熱量一定,熱用戶可接受調(diào)峰放熱時(shí)長也一定;熱網(wǎng)蓄熱階段抽汽質(zhì)量流量從25 kg/s增加至29 kg/s,熱用戶可接受調(diào)峰放熱時(shí)長從2.42 h增加至3.27 h;熱網(wǎng)放熱階段抽汽質(zhì)量流量從12 kg/s降低至8 kg/s,機(jī)組最大輸出功率從29.32 MW提高至40.95 MW,但是熱用戶可接受調(diào)峰放熱時(shí)長略有減小。