本发明涉及工业自备电站技术领域，尤其涉及一种工业自备电站的优化操作控制方法。
背景技术：
炼化企业为稳定炼油、化工装置对蒸汽和电力的需求，一般会有独立的自备电站，自备电站的热电联产机组会同时向炼化生产装置提供蒸汽和电力两种二次能源，参见图1，电主要通过蒸汽推动汽轮机转动进而带动发电机产生，蒸汽可以通过减温减压得来，但最重要的途径是将部分做过功的蒸汽从汽轮机中、低压段抽出对外供热，此时进入汽轮机的高压蒸汽会同时生产电和蒸汽。炼化企业自备电站的生产运行需要满足炼化装置对蒸汽和电力的需求，同时，电力也可以通过与外电网的输入/输出得以调节，而蒸汽的大规模、长距离外购与外输难度较大，因此热电联产机组在生产运行中往往首先要满足工艺装置的蒸汽需求，而发电量则是在供汽量确定后由汽轮机的运行自行决定，不足或多余部分通过与外电网的输入/输出实现调节，即“以用定产、以汽定电”。
自备电站的供热量和发电量是机组生产电力和蒸汽这两种产品的数量反映，热电比和供热比则是表征机组产品结构和机组生产运行状态的重要技术经济参数，不仅可以反映热电联产设备的技术完善程度，同时也表征机组产品结构对发电效率和循环效率的影响。
当炼化工艺用汽需求出现变化，要求热电装置的供热抽汽量变化时，汽轮机存在两种调节方式：一是保持汽轮机的进汽量不变，将增加或减少的抽汽从汽轮机抽出或返回汽轮机低压段进行发电；二是通过改变汽轮机的进汽量，保证抽汽后的凝气量不变，此时汽轮机高压段蒸汽流量会变化。上述两种调节方式对机组的发电标煤耗和循环热效率指标有不同影响，合理优化操作控制热电联产机组运行，对解决目前自备电站存在的发电标煤耗高，发电效率和循环效率低等问题具有重要意义。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种工业自备电站的优化操作控制方法，以缓解现有自备电站存在的发电标煤耗较大，发电效率和循环效率较低的问题。
第一方面，实施例提供了一种工业自备电站的优化操作控制方法，所述方法包括：当供热量变化时，在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；分别对比恒进汽量调节和恒凝汽量调节的发电标煤耗，并按照发电标煤耗较低的原则，确定供热量变化时所述工业自备电站汽轮机的调节方式。
在可选的实施方式中，基于所述汽轮机的类型，预先建立蒸汽与电的转换关系；在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗的步骤，具体包括：在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，通过蒸汽与电转换关系计算供热抽汽量变化后汽轮机的发电量，并结合变化后的供热比计算发电耗煤量；通过不同抽汽供热量下的发电量和发电耗标煤量，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗。
在可选的实施方式中，在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗的步骤，具体包括：在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，根据汽机凝汽量与供热量计算汽机进汽量；通过汽电转化模型计算供热抽汽量变化后发电量，并结合供热比计算变化后发电耗标煤量；通过不同抽汽供热量下的发电量和发电耗标煤量，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗。
在可选的实施方式中，在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定时，所述汽轮机进汽量增加，原煤消耗量按照所述汽轮机进汽量与变化前进汽量折算。
在可选的实施方式中，对于背压式汽轮机和凝汽式汽轮机，所述蒸汽与电转换关系为：d＝d1pel dnl；其中，pel为发电机输出电功率，d1为汽耗微增率，dnl为空载汽耗量，d为抽气量。
在可选的实施方式中，对一次抽汽式汽轮机，所述蒸汽与电转换关系为：pe＝dⅰ/d1 dⅱ/d2-δpm；其中，pe为发电机输出电功率，δpm为克服机械损失的功率损失，d1、d2为高压段和低压段的微增汽耗率，dⅰ和dⅱ为高压段和低压段的抽汽量。
在可选的实施方式中，对二次抽汽式汽轮机，所述蒸汽与电转换关系为：pe＝dⅰ/d1 dⅱ/d2 dⅲ/d3-δpm；其中，pe为发电机输出电功率，δpm为克服机械损失的功率损失，d1、d2和d3为高压段、中压段和低压段的微增汽耗率，dⅰ、dⅱ和dⅲ为高压段、中压段和低压段的抽汽量。
本发明提供的一种工业自备电站的优化操作控制方法，该方法包括：当供热量变化时，在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；分别对比恒进汽量调节和恒凝汽量调节的发电标煤耗，并按照发电标煤耗较低的原则，确定供热量变化时所述工业自备电站的汽轮机的调节方式；根据汽轮机的运行状态采用合理的调节方式缓解了发电标煤耗较大、发电效率和循环效率较低的问题，实现了提高热电循环过程效率、降低发电标煤耗指标的有益效果。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的热电联产过程示意图；
图2为本发明实施例提供的热电机组运行调节示意；
图3为本发明实施例提供的一种工业自备电站的优化操作控制方法流程图；
图4为本发明实施例提供的一种工业自备电站的优化操作控制装置结构图；
图5为本发明实施例提供的一种工业自备电站的优化操作控制方法的具体实施方式流程图；
图6为本发明实施例提供的一种实施方式中的0#机运行及拟合结果表；
图7为本发明实施例提供的一种实施方式中的进汽量恒定时不同供热量的运行数据表；
图8为本发明实施例提供的一种实施方式中的凝汽量恒定条件下汽机调节表；
图9为本发明实施例提供的一种实施方式中的不同调节方式的发电标煤耗比较曲线图；
图10为本发明实施例提供的一种实施方式中的进汽量恒定时不同供热量的运行数据表；
图11为本发明实施例提供的一种实施方式中的凝汽量恒定条件下汽机调节表；
图12为本发明实施例提供的一种实施方式中的不同调节方式的发电标煤耗比较曲线图；
图13为本发明实施例提供的一种汽轮机运行调节决策过程示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。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。
下面结合附图，对本发明的一些实施方式作详细说明。在不冲突的情况下，下述的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
热电联产机组存在电、热、蒸汽等多种产品，蒸汽和电力都是在汽轮机将主蒸汽转化成电和抽汽的运行过程联合生产出来的，从汽轮机本身的操作运行看，当忽略汽轮机的回热系统时，汽机的进汽量、抽汽量、发电量三者是决定汽轮机运行的自由变量，是热电联产机组蒸汽-电转化过程的外在体现，如附图2所示，当汽轮机的供汽量变化时，汽机进汽量、凝汽量会发生变化，但最终反映的是影响汽轮机内部的通流蒸汽量，进而会影响汽轮机输出的电功率。
当炼化工艺过程要求自备电站蒸汽供应增加时，采用恒进汽量调节方式，汽轮机进汽量恒定，中间抽汽量的增加会降低低压段蒸汽通流量和凝汽量，热电装置发电量降低，冷端损失减少，供热比增加，发电标煤耗指标降低；采用恒凝汽量调节方式，汽轮机凝汽量恒定，中间抽汽增加必然要求汽机进汽量增加，此时热电装置发电量增加，供热比增加，发电标煤耗指标降低。上述两种调节方式对机组的发电标煤耗和循环热效率指标有不同影响，导致现有技术中存在发电标煤耗较大，发电效率和循环效率较低等问题。
基于此，本发明实施例提供一种工业自备电站的优化操作控制方法、装置和工业自备电站，以解决现有技术中存在的发电标煤耗较大，发电效率和循环效率较低的技术问题。下面结合附图对本发明实施例进行进一步地介绍。
图3为本申请实施例提供的一种工业自备电站的优化操作控制方法流程图。该方法包括步骤s310至s330：
s310，当供热量变化时，在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；
在一些实施方式中，对于s310，基于汽轮机的类型，预先建立蒸汽与电转换关系；在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗的步骤，具体包括：
步骤s311，在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，通过蒸汽与电转换关系计算供热抽汽量变化后发电量，并结合变化后的供热比计算发电耗煤量；
步骤s312，通过不同抽汽供热量下的发电量和发电耗标煤量，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗。
其中，汽轮发电机组的发电量与进汽量、抽汽量和再热蒸汽量相关，由于蒸汽的存在，汽轮机内部各段蒸汽通流量是不相同的。本申请实施例根据不同类型汽轮机蒸汽通流特点，建立对应的蒸汽-电转化关系。
步骤s311在一些实施方式中，对于背压式汽轮机和凝汽式汽轮机，由于没有供热抽汽，其作功能力主要与汽机进汽量相关，即：
其中，pel为发电机输出电功率，δpm为克服机械损失的功率损失。
在一些实施方式中，当负荷变化不大时，效率乘积可以近似不变；转速一定时，机械损失δpm为常数，上式可以写成：d＝d1pel dnl；其中，pel为发电机输出电功率，d1为汽耗微增率，dnl为空载汽耗量，d为抽气量。
步骤s311在一些实施方式中，对一次抽汽式汽轮机，可以按照高压段和低压段分别计算作功能力然后加和得到汽机整体电功率，当机组的各种抽汽参数和效率确定时，一次抽汽式汽轮机的作功能力可以简化为各段蒸汽通流量和相应汽耗率的关系式，即蒸汽与电转换关系为：pe＝dⅰ/d1 dⅱ/d2-δpm；其中，pe为发电机输出电功率，δpm为克服机械损失的功率损失，d1、d2为高压段和低压段的微增汽耗率，dⅰ和dⅱ为高压段和低压段的抽汽量。
步骤s311在一些实施方式中，通过建立汽机运行状态与装置发电标煤耗模型计算不同供热量下的二次抽汽式汽轮机的作功能力主要与各段的蒸汽通流量和相应汽耗率有关，对二次抽汽式汽轮机，蒸汽与电转换关系为：pe＝dⅰ/d1 dⅱ/d2 dⅲ/d3-δpm；其中，pe为发电机输出电功率，δpm为克服机械损失的功率损失，d1、d2和d3为高压段、中压段和低压段的微增汽耗率，dⅰ、dⅱ和dⅲ为高压段、中压段和低压段的抽汽量。
s320，在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；
在一些实施方式中，s320具体包括：
s321，在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，根据汽机凝汽量与供热量计算汽机进汽量；
其中，在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定时，所述汽轮机进汽量增加，原煤消耗量按照所述汽轮机进汽量与变化前进汽量折算。
s322，通过汽电转化模型计算供热抽汽量变化后发电量，并结合供热比计算变化后发电耗标煤量；
s323，通过不同抽汽供热量下的发电量和发电耗标煤量，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗。
s330，分别对比恒进汽量调节和恒凝汽量调节的发电标煤耗，并按照发电标煤耗较低的原则，确定供热量变化时所述工业自备电站汽轮机的调节方式。
本申请实施例提供的一种工业自备电站的优化操作控制方法，根据汽轮机的运行状态采用合理的调节方式缓解了发电标煤耗较大、发电效率和循环效率较低的问题，实现了提高热电循环过程效率、降低发电标煤耗指标的有益效果。
图4为本申请实施例提供的一种工业自备电站的优化操作控制装置结构图，该装置包括：
第一计算模块410，当供热量变化时，在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；
第二计算模块420，用于在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；
控制模块430，用于分别对比恒进汽量调节和恒凝汽量调节的发电标煤耗，并按照发电标煤耗较低的原则，确定供热量变化时所述工业自备电站汽轮机的调节方式。
对应于上述工业自备电站的优化操作控制装置，本申请实施例还提供了一种工业自备电站，包括上述任意一种实施方式所述的工业自备电站的优化操作控制装置。
本申请实施例提供的工业自备电站的优化操作控制装置和工业自备电站，与上述实施例提供的工业自备电站的优化操作控制方法具有相同的技术特征，所以也能解决相同的技术问题，达到相同的技术效果。
为了体现本申请的特征与优点，将结合上述实施方式提供的工业自备电站的优化操作控制方法，在以下的说明中详细叙述典型实施范例。应理解的是本申请能够在不同的实施范例上具有各种的变化，其皆不脱离本申请的范围，且其中的描述及图示在本质上是当作说明之用，而非用以限制本发明。
参照图5所示的一种工业自备电站的优化操作控制方法的具体实施方式，该方法包括以下步骤s510至s550：
s510，建立汽轮机蒸汽-电转化关系；
例如，某热电联产装置有0#-4#汽轮发电机组，0#机为b25背压式供热机组，1#-3#机为三台c50单抽供热机组，4#机为cc50双抽供热机组，设计装机容量为225mw；设计低压汽供热能力为800t/h、中压汽为180t/h。利用该装置的汽机生产数据分别对上述汽机发电量与各段蒸汽通流量进行数据拟合。其中0#机的拟合结果如下式：pe＝di/11.635 0.2408；利用上述汽机作功能力关联式计算汽机电功率与实际电功率对比，结果如图6所示。
由图6所示的表0#可以看出，由拟合关系式计算的电功率与实际电功率相比，其误差率均小于7％，说明该拟合关系式对0#机作功能力的预测准确性较好，满足一般工程计算的要求，同时该关联式适用于进汽量149-180t/hr，汽机功率12-16mw之间的预测。由该拟合关系式可知，0#机每输出1mw功率需要蒸汽11.635t/hr。
同理，对1#-4#汽机的拟合结果如下：
1#汽机：pe＝di/12.489 dⅱ/5.542-7.041；
2#汽机：pe＝di/13.2258 dⅱ/5.41-7.02627；
3#汽机：pe＝di/14.7427 dⅱ/4.8871-5.98979；
4#汽机：pe＝di/15.78 dⅱ/4.6944 dⅲ/7.6208-13.5572；
利用上述汽机作功能力模型计算汽机电功率与实际作功对比，其误差率均小于5％，满足分析汽轮机运行调节精度要求。
s520，基于恒进汽量调节供热量与发电标煤耗；
在保持汽机进汽量不变时，改变汽机抽汽量，对应六种工况下的供热量、与发电标煤耗如图7所示。
s530，基于恒凝汽量调节供热量与发电标煤耗；
当工艺用汽变化要求汽机抽汽量变化时，汽轮机的凝汽量不变，此时需要增加汽机进汽量，其供热抽汽量与发电煤耗、循环效率关系如图8所示。
通过改变汽轮机的进汽量实现抽汽量调节，汽轮机的进汽量、发电量会随供热量增加而增加，相当于汽轮机高压段的背压发电负荷提高，汽轮机的高压段蒸汽通流量增加，发电量、耗标煤量均增加。
s540，对比供热量与发电标煤耗；
当采用恒进汽量方式调节汽机供热量和恒凝汽量方式调节汽机供热量时，发电标煤耗会随进汽量变化而变化，两种方式对发电标煤耗的影响如图9所示，图中两曲线交叉点即为热电装置的基准运行点，两种调节方式下机组的发电标煤耗都随着供热量的增加而降低。
s550，优化汽轮机运行调节方式。
为降低该装置的发电标煤耗，当汽机抽汽量增加时，宜通过恒进汽量调节方式增加供热量(即单纯增加抽汽量)，此时煤耗增加幅度小于恒凝汽量方式；当减少汽机供热量时，宜通过恒凝汽量调节方式，即减少汽机进汽量，此时发电标煤耗增加幅度小于恒进汽量方式。
本申请实施例提供的另一种工业自备电站的优化操作控制方法的具体实施方式，结合图13所示汽轮机运行调节决策过程示意图，该方法包括步骤s510至s550。
s510，建立汽轮机蒸汽-电转化关系；
例如，某热电联产装置有5#-6#汽轮发电机组。利用汽机生产数据分别对上述汽机电功率与各段蒸汽通流量进行数据拟合。其中5#机的拟合结果如下式：
5#汽机：pe＝di/8.3 dⅱ/187.97 dⅲ/4.41-59.393；
6#汽机：pe＝di/10.87-dⅱ/37.037 dⅲ/49.26-14.126；
s520，基于恒进汽量调节供热量与发电标煤耗；
在保持汽机进汽量不变时，改变汽机抽汽量，对应其种工况下的供热量、与发电标煤耗如图10所示。
s530，基于恒凝汽量调节供热量与发电标煤耗；
当工艺用汽变化要求汽机抽汽量变化时，汽轮机的凝汽量不变，此时需要增加汽机进汽量，其供热抽汽量与发电煤耗、循环效率关系如图11所示。通过改变汽轮机的进汽量实现抽汽量调节，汽轮机的进汽量、发电量会随供热量增加而增加，相当于汽轮机高压段的背压发电负荷提高，汽轮机的高压段蒸汽通流量增加，发电量、耗标煤量均增加。
s540，对比供热量与发电标煤耗；
当采用恒进汽量方式和恒凝汽量方式调节汽机供热量时，发电标煤耗会随进汽量变化而变化，两种方式对发电标煤耗的影响如图12所示，图中两曲线交叉点即为热电装置测算分析的基准运行点，机组供热量与发电标煤耗都随着供热量的增加而降低。
s550，优化汽轮机运行调节方式。
由图12可知，恒进汽量调节的发电标煤耗变化线在恒凝汽量调节方式的下方，因此，从降低发电标煤耗的角度，当抽汽量增加时，宜通过恒进汽量调节方式增加供热量(即单纯增加抽汽量)，此时煤耗增加幅度小于恒凝汽量方式；当减少汽机供热量时，也必须采用恒进汽量调节方式，此时发电标煤耗增加幅度小于恒凝汽量方式。
本申请提供的一种工业自备电站的优化操作控制方法，该方法包括：当供热量变化时，在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；分别对比恒进汽量调节和恒凝汽量调节的发电标煤耗，并按照发电标煤耗较低的原则，确定供热量变化时所述工业自备电站的汽轮机的调节方式；根据汽轮机的运行状态采用合理的调节方式缓解了发电标煤耗较大、发电效率和循环效率较低的问题，实现了提高热电循环过程效率、降低发电标煤耗指标的有益效果。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
1.一种工业自备电站的优化操作控制方法，其特征在于，所述方法包括：
当供热量变化时，在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；
在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；
分别对比恒进汽量调节和恒凝汽量调节的发电标煤耗，并按照发电标煤耗较低的原则，确定供热量变化时所述工业自备电站汽轮机的调节方式。
2.根据权利要求1所述的优化操作控制方法，其特征在于，基于所述汽轮机的类型，预先建立蒸汽与电的转换关系；在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗的步骤，具体包括：
在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，通过蒸汽与电转换关系计算供热抽汽量变化后汽轮机的发电量，并结合变化后的供热比计算发电耗煤量；
通过不同抽汽供热量下的发电量和发电耗标煤量，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗。
3.根据权利要求2所述的优化操作控制方法，其特征在于，在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗的步骤，具体包括：
在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，根据汽机凝汽量与供热量计算汽机进汽量；
通过汽电转化模型计算供热抽汽量变化后发电量，并结合供热比计算变化后发电耗标煤量；
通过不同抽汽供热量下的发电量和发电耗标煤量，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗。
4.根据权利要求3所述的优化操作控制方法，其特征在于，在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定时，所述汽轮机进汽量增加，原煤消耗量按照所述汽轮机进汽量与变化前进汽量折算。
5.根据权利要求2所述的优化操作控制方法，其特征在于，对于背压式汽轮机和凝汽式汽轮机，所述蒸汽与电转换关系为：d＝d1pel dnl；
其中，pel为发电机输出电功率，d1为汽耗微增率，dnl为空载汽耗量，d为抽气量。
6.根据权利要求2所述的优化操作控制方法，其特征在于，对一次抽汽式汽轮机，所述蒸汽与电转换关系为：pe＝dⅰ/d1 dⅱ/d2-δpm；
其中，pe为发电机输出电功率，δpm为克服机械损失的功率损失，d1、d2为高压段和低压段的微增汽耗率，dⅰ和dⅱ为高压段和低压段的抽汽量。
7.根据权利要求2所述的优化操作控制方法，其特征在于，对二次抽汽式汽轮机，所述蒸汽与电转换关系为：pe＝dⅰ/d1 dⅱ/d2 dⅲ/d3-δpm；
其中，pe为发电机输出电功率，δpm为克服机械损失的功率损失，d1、d2和d3为高压段、中压段和低压段的微增汽耗率，dⅰ、dⅱ和dⅲ为高压段、中压段和低压段的抽汽量。
8.一种工业自备电站的优化操作控制装置，其特征在于，所述装置包括：
第一计算模块，当供热量变化时，在恒进汽量调节下，保持进汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；
第二计算模块，用于在恒凝汽量调节下，保持凝汽量恒定，计算不同抽汽供热量下的发电标煤耗；
控制模块，用于分别对比恒进汽量调节和恒凝汽量调节的发电标煤耗，并按照发电标煤耗较低的原则，确定供热量变化时所述工业自备电站汽轮机的调节方式。
技术总结