专利摘要

本发明公开了一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法，以主蒸汽量不变条件下发电功率的最大化作为光煤互补系统变工况运行控制的目标，通过调整光煤互补回路的光煤流量分配比来调节太阳能集热系统加热的水流量，从而实现控制目标；控制步骤包括读取相关信息，计算太阳能集热系统可加热水流量的范围和可运行的光煤流量分配比范围，在该范围内建立发电功率与光煤流量分配比的对应关系，选择发电功率最大对应的光煤流量分配比，调节进入太阳能集热系统的加热的水流量至优化的水流量；本发明能灵活控制太阳能与燃煤发电的耦合，提高光煤互补系统变工况条件下的经济性；本发明操作简单，易于实现，成本低。

权利要求

1.一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法，其特征在于：

以发电功率最优作为光煤互补系统变工况运行的控制目标，发电功率最优是指保证光煤互补系统汽轮机的主蒸汽流量和温度不变、再热蒸汽温度不变的情况下，通过调整光煤互补回路的光煤流量分配比来调节进入太阳能集热系统加热的水流量，而能达到的汽轮机的最大输出功率；

发电功率的计算方法是利用式(1)计算太阳能集热系统加热和高压加热器加热的水混合后的比焓，再利用式(2)，结合热力系统变工况计算方法，计算出发电功率；

hw(i-1),in＝αTCS×hs,out+(1-αTCS)hwi,out (1)

式中，hw(i-1),in是通过太阳能集热系统加热和高压加热器加热的水混合后的比焓，i＝1,2,…,n，kJ/kg；n为光煤互补系统回热加热器的总个数，回热加热器由高压至低压依次编号为1至n；αTCS是光煤流量分配比；hs,out是通过太阳能集热系统加热后的水的比焓，kJ/kg；hwi,out是通过原有高压加热器加热后的水的比焓，kJ/kg；

式中，D0是光煤互补系统主蒸汽流量，kg/s；h0是光煤互补系统主蒸汽比焓，kJ/kg；Dzr是光煤互补系统再热蒸汽流量，kg/s；hzr是光煤互补系统再热蒸汽比焓，kJ/kg；Di是光煤互补系统中燃煤发电的汽轮机第i级抽汽流量，i＝1,2,…,n，kg/s；hwi,in是光煤互补系统中燃煤发电的汽轮机第i级抽汽比焓，kJ/kg；Dc是光煤互补系统排汽流量，kg/s；hc是光煤互补系统排汽比焓，kJ/kg；Dsg1和Dsg2是光煤互补系统中燃煤发电的前轴封汽量和后轴封汽量，kg/s；hsg1和hsg2是光煤互补系统中燃煤发电的前轴封汽比焓和后轴封汽比焓，kJ/kg；

光煤互补系统发电功率的控制寻优方法，包括以下步骤：

步骤1：读取光煤互补系统所需运行的工况条件，读取与高压加热器并联的太阳能集热系统、燃煤发电系统及环境条件的相关信息；

步骤2：根据太阳能集热单元导热油工作温度区间及其设备安全工作范围确定太阳能集热单元可加热的水流量范围，再根据水流量范围与燃煤机组给水流量之比确定光煤互补系统可运行的光煤流量分配比范围；

步骤3：在指定电负荷，保证光煤互补系统汽轮机的主蒸汽流量和温度不变、再热蒸汽温度不变的情况下，在步骤2计算出的光煤流量分配比变化范围内，建立当前光照条件和电负荷条件下光煤互补系统的发电功率WSCPP与光煤流量分配比的对应关系；

步骤4：在步骤3的对应关系中选择所要求运行的工况下发电功率的最大值对应的光煤流量分配比，即：设计光照强度取光煤互补系统运行地点的典型气象年的平均太阳直接法相辐射强度，当80％至100％电负荷运行时，控制在光煤流量分配比的下限值运行；当60％至80％电负荷运行时，当太阳直接法相辐射强度大于78％-95％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.4至0.7之间，发电功率存在最大值，当太阳直接法相辐射强度不大于78％-95％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在下限值至0.6之间，发电功率存在最大值；当40％至60％电负荷运行时，当太阳直接法相辐射强度大于94％-102％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在上限值发电功率最大，当太阳直接法相辐射强度在47％-63％至94％-102％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.4至0.7之间发电功率存在最大值，当太阳直接法相辐射强度不高于47％-63％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.25至0.3之间发电功率存在最大值，且控制在0.3至0.8之间发电功率与最大值接近；

步骤5：根据步骤4得出的优化的光煤流量分配比，利用式(3)计算流入太阳能集热系统所加热的水流量的优化值调节太阳能集热系统所加热的水流量至优化的水流量；

式中，为流入太阳能集热系统加热的水流量的优化值，kg/s；为优化的光煤流量分配比；Dw为当前工况下的给水流量，kg/s；

当光煤互补系统运行工况改变或太阳光照强度改变时，重复步骤1至步骤5，重新达到控制目标。

2.根据权利要求1所述的一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法，其特征在于：步骤1中，所读取的环境条件的相关信息包括当前光照强度和环境温度，所读取的太阳能集热系统的相关信息包括太阳能集热单元的相关信息和镜场相关信息，所读取的燃煤发电系统的相关信息包括进行发电功率计算所需的主蒸汽的参数、汽轮机抽汽参数、高压加热器和低压加热器的运行的信息。

3.根据权利要求1所述的一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法，其特征在于：所述光煤互补系统的太阳能集热系统与第二级高压加热器和第三级高压加热器并联。

说明书

技术领域

本发明涉及多能源互补发电系统运行控制领域，具体涉及一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法。

背景技术

我国电力结构长期以燃煤发电为主，所带来的环境污染和资源短缺问题日益严重，仍使用传统的燃煤发电面临严峻考验。可再生能源的利用受到广泛关注，太阳能作为可再生能源技术的首要发展方向之一已受到越来越多的重视。然而太阳能时变性强，我国电网灵活性不足，可能造成太阳能发电消纳困难的问题。将太阳能与燃煤发电互补一方面可利用燃煤电站调整范围大的优点弥补太阳能的不稳定性和间性，节约单一太阳能热发电的成本，另一方面可减少燃煤电站煤耗，节能减排。然而现有光煤互补系统大多存在控制困难的问题，多数控制方法未考虑如何在光照波动情况下仍然高效灵活运行，顺利消纳可再生能源，且操作复杂，同时现有技术难以满足光煤互补系统在电负荷要求变化的条件下的高效灵活运行。

发明内容

为了解决上述现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法，通过建立光煤互补系统变工况且不改变主蒸汽流量的条件下，光煤流量分配比与总发电功率的对应关系，调节光煤流量分配比，控制进入太阳能集热系统的加热的水流量，实现发电功率最大化的优化控制目标，提高光煤互补系统在变工况条件下的经济性和灵活性。

为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法，以发电功率最优作为光煤互补系统变工况运行的控制目标，发电功率最优是指保证光煤互补系统汽轮机的主蒸汽流量和温度不变、再热蒸汽温度不变的情况下，通过调整光煤互补回路的光煤流量分配比来调节进入太阳能集热系统加热的水流量，而能达到的汽轮机的最大输出功率；

发电功率的计算方法是利用式(1)计算太阳能集热系统加热和高压加热器加热的水混合后的比焓，再利用式(2)，结合热力系统变工况计算方法，计算出发电功率；

hw(i-1),in＝αTCS×hs,out+(1-αTCS)hwi,out (1)

式中，hw(i-1),in是通过太阳能集热系统加热和高压加热器加热的水混合后的比焓，i＝1,2,…,n，kJ/kg；n为光煤互补系统回热加热器的总个数，回热加热器由高压至低压依次编号为1至n；αTCS是光煤流量分配比；hs,out是通过太阳能集热系统加热后的水的比焓，kJ/kg；hwi,out是通过原有高压加热器加热后的水的比焓，kJ/kg；

式中，D0是光煤互补系统主蒸汽流量，kg/s；h0是光煤互补系统主蒸汽比焓，kJ/kg；Dzr是光煤互补系统再热蒸汽流量，kg/s；hzr是光煤互补系统再热蒸汽比焓，kJ/kg；Di是光煤互补系统中燃煤发电的汽轮机第i级抽汽流量，i＝1,2,…,n，kg/s；hwi,in是光煤互补系统中燃煤发电的汽轮机第i级抽汽比焓，kJ/kg；Dc是光煤互补系统排汽流量，kg/s；hc是光煤互补系统排汽比焓，kJ/kg；Dsg1和Dsg2是光煤互补系统中燃煤发电的前轴封汽量和后轴封汽量，kg/s；hsg1和hsg2是光煤互补系统中燃煤发电的前轴封汽比焓和后轴封汽比焓，kJ/kg；

光煤互补系统发电功率的控制寻优方法，包括以下步骤：

步骤1：读取光煤互补系统所需运行的工况条件，读取与高压加热器并联的太阳能集热系统、燃煤发电系统及环境条件的相关信息；

步骤2：根据太阳能集热单元导热油工作温度区间及其设备安全工作范围确定太阳能集热单元可加热的水流量范围，再根据水流量范围与燃煤机组给水流量之比确定光煤互补系统可运行的光煤流量分配比范围；

步骤3：在指定电负荷，保证光煤互补系统汽轮机的主蒸汽流量和温度不变、再热蒸汽温度不变的情况下，在步骤2计算出的光煤流量分配比变化范围内，建立当前光照条件和电负荷条件下光煤互补系统的发电功率WSCPP与光煤流量分配比的对应关系；

步骤4：在步骤3的对应关系中选择所要求运行的工况下发电功率的最大值对应的光煤流量分配比，即：设计光照强度取光煤互补系统运行地点的典型气象年的平均太阳直接法相辐射强度，当80％至100％电负荷运行时，控制在光煤流量分配比的下限值运行；当60％至80％电负荷运行时，当太阳直接法相辐射强度大于78％-95％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.4至0.7之间，发电功率存在最大值，当太阳直接法相辐射强度不大于78％-95％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在下限值至0.6之间，发电功率存在最大值；当40％至60％电负荷运行时，当太阳直接法相辐射强度大于94％-102％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在上限值发电功率最大，当太阳直接法相辐射强度在47％-63％至94％-102％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.4至0.7之间发电功率存在最大值，当太阳直接法相辐射强度不高于47％-63％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.25至0.3之间发电功率存在最大值，且控制在0.3至0.8之间发电功率与最大值接近；

步骤5：根据步骤4得出的优化的光煤流量分配比，利用式(3)计算流入太阳能集热系统所加热的水流量的优化值 调节太阳能集热系统所加热的水流量至优化的水流量；

式中， 为流入太阳能集热系统加热的水流量的优化值，kg/s； 为优化的光煤流量分配比；Dw为当前工况下的给水流量，kg/s；

当光煤互补系统运行工况改变或太阳光照强度改变时，重复步骤1至步骤5，重新达到控制目标。

所述步骤1中，所读取的环境条件的相关信息包括当前光照强度和环境温度，所读取的太阳能集热系统的相关信息包括太阳能集热单元的相关信息和镜场相关信息，所读取的燃煤发电系统的相关信息包括进行发电功率计算所需的主蒸汽的参数、汽轮机抽汽参数、高压加热器和低压加热器的运行的信息。

所述光煤互补系统的太阳能集热系统与第二级高压加热器和第三级高压加热器并联。

和现有技术相比，本发明具有以下优点：

(1)本发明考虑变工况条件下优化光煤互补系统发电功率的运行，在不改变主蒸汽流量和温度的条件下，只通过控制进入太阳能集热系统的给水流量，实现发电功率最大化的目标，有利于提高在主蒸汽流量不变的条件下光煤互补系统机组供电量，提高系统的经济性和灵活性，同时也有利于太阳能的良好利用。

(2)本发明控制方法操作简单，易于实现，投资低，回收周期短。

附图说明

图1为本发明光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法流程图。

图2为本发明光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法实施系统回热加热器连接示意图

图3为本发明光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法实施例100％THA发电功率与光煤流量分配比对应关系示意图。

图4为本发明光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法实施例75％THA发电功率与光煤流量分配比对应关系示意图。

图5为本发明光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法实施例50％THA发电功率与光煤流量分配比对应关系示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步详细说明。

如图1所示，本发明一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法，以发电功率最优作为光煤互补系统变工况运行的控制目标，发电功率最优是指保证光煤互补系统汽轮机的主蒸汽流量和温度不变、再热蒸汽温度不变的情况下，通过调整光煤互补回路的光煤流量分配比来调节进入太阳能集热系统加热的水流量，而能达到的汽轮机的最大输出功率；

发电功率的计算方法是利用式(1)计算太阳能集热系统加热和高压加热器加热的水混合后的比焓，再利用式(2)，结合热力系统变工况计算方法，计算出发电功率；

hw(i-1),in＝αTCS×hs,out+(1-αTCS)hwi,out (1)

式中，hw(i-1),in是通过太阳能集热系统加热和高压加热器加热的水混合后的比焓，i＝1,2,…,n，kJ/kg；n为光煤互补系统回热加热器的总个数，回热加热器由高压至低压依次编号为1至n；αTCS是光煤流量分配比；hs,out是通过太阳能集热系统加热后的水的比焓，kJ/kg；hwi,out是通过原有高压加热器加热后的水的比焓，kJ/kg；

式中，D0是光煤互补系统主蒸汽流量，kg/s；h0是光煤互补系统主蒸汽比焓，kJ/kg；Dzr是光煤互补系统再热蒸汽流量，kg/s；hzr是光煤互补系统再热蒸汽比焓，kJ/kg；Di是光煤互补系统中燃煤发电的汽轮机第i级抽汽流量，i＝1,2,…,n，kg/s；hwi,in是光煤互补系统中燃煤发电的汽轮机第i级抽汽比焓，kJ/kg；Dc是光煤互补系统排汽流量，kg/s；hc是光煤互补系统排汽比焓，kJ/kg；Dsg1和Dsg2是光煤互补系统中燃煤发电的前轴封汽量和后轴封汽量，kg/s；hsg1和hsg2是光煤互补系统中燃煤发电的前轴封汽比焓和后轴封汽比焓，kJ/kg；

光煤互补系统发电功率的控制寻优方法，包括以下步骤：

步骤1：读取光煤互补系统所需运行的工况条件，读取与高压加热器并联的太阳能集热系统、燃煤发电系统及环境条件的相关信息；

步骤2：根据太阳能集热单元导热油工作温度区间及其设备安全工作范围确定太阳能集热单元可加热的水流量范围，再根据水流量范围与燃煤机组给水流量之比确定光煤互补系统可运行的光煤流量分配比范围；

步骤3：在指定电负荷，保证光煤互补系统汽轮机的主蒸汽流量和温度不变、再热蒸汽温度不变的情况下，在步骤2计算出的光煤流量分配比变化范围内，建立当前光照条件和电负荷条件下光煤互补系统的发电功率WSCPP与光煤流量分配比的对应关系；

步骤4：在步骤3的对应关系中选择所要求运行的工况下发电功率的最大值对应的光煤流量分配比，即：设计光照强度取光煤互补系统运行地点的典型气象年的平均太阳直接法相辐射强度，当80％至100％电负荷运行时，控制在光煤流量分配比的下限值运行；当60％至80％电负荷运行时，当太阳直接法相辐射强度大于78％-95％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.4至0.7之间，发电功率存在最大值，当太阳直接法相辐射强度不大于78％-95％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在下限值至0.6之间，发电功率存在最大值；当40％至60％电负荷运行时，当太阳直接法相辐射强度大于94％-102％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在上限值发电功率最大，当太阳直接法相辐射强度在47％-63％至94％-102％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.4至0.7之间发电功率存在最大值，当太阳直接法相辐射强度不高于47％-63％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.25至0.3之间发电功率存在最大值，且控制在0.3至0.8之间发电功率与最大值接近；

步骤5：根据步骤4得出的优化的光煤流量分配比，利用式(3)计算流入太阳能集热系统所加热的水流量的优化值 调节太阳能集热系统所加热的水流量至优化的水流量；

式中， 为流入太阳能集热系统加热的水流量的优化值，kg/s； 为优化的光煤流量分配比；Dw为当前工况下的给水流量，kg/s。

当光煤互补系统运行工况改变或太阳光照强度改变时，重复步骤1至步骤5，重新达到控制目标。

作为本发明的优选实施方式，步骤1中，所读取的环境条件的相关信息包括当前光照强度和环境温度，所读取的太阳能集热系统的相关信息包括太阳能集热单元的相关信息和镜场相关信息，所读取的燃煤发电系统的相关信息包括进行发电功率计算所需的主蒸汽的参数、汽轮机抽汽参数、高压加热器和低压加热器的运行的信息。

作为本发明的优选实施方式，所述光煤互补系统的太阳能集热系统与第二级高压加热器和第三级高压加热器并联。

如图2，作为本发明的实施例，实施例中光煤互补系统太阳能集热系统与第二级高压加热器和第三级高压加热器并联，主要参数和主要环境信息如表1所示。

表1光煤互补系统主要参数和主要环境信息

研究实施例系统表明，光煤互补系统的总发电功率与光煤流量分配比的对应关系在不同工况下有差异，且相同电负荷工作要求下总发电功率与光煤流量分配比的对应关系与光照强度有关；实施例系统80％至100％电负荷运行时，以100％电负荷为例，如图3所示，发电功率与光煤流量分配比的对应关系是单调递减关系；实施例系统60％至80％电负荷运行时，以75％电负荷为例，如图4所示，发电功率与光煤流量分配比在太阳直接法相辐射强度大于78％-95％的设计光照强度时，呈先增加后逐渐减小关系，发电功率与光煤流量分配比在太阳直接法相辐射强度不大于78％-95％的设计光照强度时呈先增加后逐渐减小关系；实施例系统40％至60％电负荷运行时，以50％电负荷为例，如图5所示，在太阳直接法相辐射强度大于94％-102％的设计光照强度时发电功率与光煤流量分配比呈先直线上升关系，当太阳直接法相辐射强度在47％-63％至94％-102％的设计光照强度时，发电功率与光煤流量分配比呈先增加后逐渐减小的关系，当太阳直接法相辐射强度不高于47％-63％的设计光照强度时发电功率与光煤流量分配比呈发电功率与光煤流量分配比呈先增加后逐渐减小的关系但增长幅度较小。

由光煤互补系统的发电功率与光煤流量分配比的对应关系的研究结果可得，80％至100％电负荷时，控制在光煤流量分配比的下限值运行；60％至80％电负荷时，当太阳直接法相辐射强度大于78％-95％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.4至0.7之间，发电功率存在最大值，当太阳直接法相辐射强度不大于78％-95％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在下限值至0.6之间，发电功率存在最大值；40％至60％电负荷时，当太阳直接法相辐射强度大于94％-102％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在上限值发电功率最大，当太阳直接法相辐射强度在47％-63％至94％-102％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.4至0.7之间发电功率存在最大值，当太阳直接法相辐射强度不高于47％-63％的设计光照强度时，光煤流量分配比控制在0.25至0.3之间发电功率存在最大值，且控制在0.3至0.8之间发电功率与最大值接近。

本发明通过给出调节光煤流量分配比调解方案，控制进入太阳能集热系统的给水流量，在主蒸汽流量和温度不变的条件下去提高光煤互补系统发电功率，为变工况条件下发电功率寻优提供明确的指导。

一种光煤互补系统变工况的发电功率寻优控制方法专利购买费用说明

Q：办理专利转让的流程及所需资料

A：专利权人变更需要办理著录项目变更手续，有代理机构的，变更手续应当由代理机构办理。

1：专利变更应当使用专利局统一制作的“著录项目变更申报书”提出。

2：按规定缴纳著录项目变更手续费。

3：同时提交相关证明文件原件。

4：专利权转移的，变更后的专利权人委托新专利代理机构的，应当提交变更后的全体专利申请人签字或者盖章的委托书。

Q:专利著录项目变更费用如何缴交

A：（1）直接到国家知识产权局受理大厅收费窗口缴纳,（2）通过代办处缴纳，（3）通过邮局或者银行汇款,更多缴纳方式

Q：专利转让变更，多久能出结果

A：著录项目变更请求书递交后，一般1-2个月左右就会收到通知，国家知识产权局会下达《转让手续合格通知书》。