適應(yīng)電網(wǎng)快速調(diào)頻的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組新型變負(fù)荷控制策略

王 瑋, 孫 陽, 劉吉臻, 井思桐

(1. 新能源電力系統(tǒng)國家重點(diǎn)實(shí)驗室(華北電力大學(xué)), 北京市 102206; 2. 華北電力大學(xué)控制與計算機(jī)工程學(xué)院, 北京市 102206)

0 引言

為保證電力系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運(yùn)行,并網(wǎng)運(yùn)行的發(fā)電機(jī)組需時刻維持電網(wǎng)頻率的穩(wěn)定及電網(wǎng)能量的供需平衡,因此機(jī)組需要不斷響應(yīng)電網(wǎng)的負(fù)荷指令來滿足電網(wǎng)一次調(diào)頻的要求[1]。為鼓勵機(jī)組快速響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度要求,中國的電網(wǎng)公司已陸續(xù)出臺考核細(xì)則對直調(diào)的發(fā)電機(jī)組進(jìn)行考核與獎懲[2],提升機(jī)組的變負(fù)荷性能已成為關(guān)乎火電廠經(jīng)濟(jì)效益的重要因素。與此同時,大規(guī)模間歇式能源的接入使得系統(tǒng)的調(diào)峰調(diào)頻變得愈發(fā)困難,提升火電機(jī)組的快速深度變負(fù)荷能力已成為國內(nèi)電源結(jié)構(gòu)背景下的必然要求與不二選擇[3]。

火電機(jī)組一般依賴協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)變負(fù)荷控制[4],其本質(zhì)是通過給煤量與主汽門調(diào)節(jié)閥的協(xié)調(diào)配合來改變機(jī)組負(fù)荷,但受限于鍋爐側(cè)的大遲延大慣性,變負(fù)荷速率一般僅為每分鐘額定負(fù)荷的1%～2%[5]。而對于兼顧發(fā)電與供熱的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組而言,其運(yùn)行在以熱定電模式下,控制策略更加保守,其變負(fù)荷速率一般不超過每分鐘額定負(fù)荷的1%,有些機(jī)組甚至直接退出協(xié)調(diào)控制改為手動控制,難以達(dá)到電網(wǎng)自動發(fā)電控制(automatic generation control,AGC)要求[6]。

目前,圍繞協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)優(yōu)化開展的研究十分熱門,但此類研究仍受限于鍋爐側(cè)的大遲延大慣性,機(jī)組的變負(fù)荷速率很難從根本上得到改善[7-8]。因此,尋找一個新的可快速改變機(jī)組負(fù)荷的控制變量已成為顯著改善火電機(jī)組變負(fù)荷性能的關(guān)鍵。

已有研究表明:熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱網(wǎng)中含有大量蓄熱,在短時間內(nèi)利用這些蓄熱可以顯著提升機(jī)組的變負(fù)荷性能而又不影響熱用戶需求[9-10]。該方法與已有的凝結(jié)水節(jié)流調(diào)節(jié)方案[11]都是通過激活并利用機(jī)組蓄熱來提升機(jī)組的變負(fù)荷性能。由于供熱抽汽調(diào)節(jié)可以直接增減進(jìn)入中、低壓缸做功的蒸汽流量,而凝結(jié)水節(jié)流則還需經(jīng)歷加熱器換熱工況變化才能改變做功蒸汽流量,因此供熱抽汽調(diào)節(jié)理論上具有更快的負(fù)荷響應(yīng);此外,凝結(jié)水節(jié)流的可持續(xù)時間一般僅為數(shù)分鐘[12],而供熱抽汽流量在十幾到幾十分鐘的時間尺度內(nèi)波動時,不會對用戶端造成可察覺的影響[9,13],因此,供熱抽汽調(diào)節(jié)具有更長的可持續(xù)使用時間。針對供熱抽汽調(diào)節(jié),文獻(xiàn)[9]設(shè)計了一種新的協(xié)調(diào)控制方案,采用燃料量控制抽汽壓力,主汽調(diào)門控制發(fā)電功率,供熱抽汽蝶閥控制主汽壓力;文獻(xiàn)[14]通過負(fù)荷指令分解,提出了一種帶供熱前饋的協(xié)調(diào)控制方案,將變負(fù)荷速率提升至每分鐘額定負(fù)荷的3%。上述控制策略均利用供熱抽汽調(diào)節(jié)提升了機(jī)組的變負(fù)荷性能,但未考慮蓄熱深度利用后的蓄熱恢復(fù),長期使用該策略會對熱用戶產(chǎn)生一定的影響。

基于上述考慮,本文提出了一種“可自我恢復(fù)”的供熱抽汽調(diào)節(jié)方案,通過供熱抽汽調(diào)節(jié)與傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制的融合,既充分利用供熱抽汽調(diào)節(jié)的快響應(yīng)特性提升機(jī)組的變負(fù)荷性能,同時也確?？刂颇┢诒弧敖栌谩钡哪遣糠止岢槠梢缘玫交謴?fù),以保證供熱質(zhì)量。

1 供熱抽汽調(diào)節(jié)特性

相比于純凝機(jī)組,熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組[15]多了一級供熱抽汽,供熱抽汽經(jīng)熱網(wǎng)加熱器換熱后流入除氧器。供熱抽汽流量可通過中壓缸至低壓缸聯(lián)通管上的調(diào)節(jié)閥或供熱抽汽蝶閥來調(diào)節(jié)。本文采用供熱抽汽蝶閥來實(shí)現(xiàn)對供熱抽汽流量的調(diào)節(jié)。

當(dāng)供熱抽汽流量發(fā)生變化時,不會對除氧器之前的高壓加熱器的運(yùn)行工況產(chǎn)生任何影響,但由于供熱抽汽換熱后流入除氧器,因此,供熱抽汽流量的變化會影響除氧器及其之后的各級低壓加熱器的換熱情況,進(jìn)而影響除氧器所在級及之后的各級抽汽流量,導(dǎo)致機(jī)組出力發(fā)生變化。建立供熱抽汽流量變化對機(jī)組出力影響的靜、動態(tài)模型,是確保供熱抽汽精準(zhǔn)、安全、和諧參與機(jī)組變負(fù)荷控制的基礎(chǔ)。

1.1 靜態(tài)特性

汽水分布方程[16]是獲得熱力系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)工況下各級抽汽流量的基本途徑。以“3高3低1除氧、疏水逐級自流”的熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)為研究對象,忽略汽水損失、排污量以及散熱損失,忽略進(jìn)出系統(tǒng)的輔助汽水流量以及給水泵、軸封加熱器等的純熱量輸入[17-18],建立汽水分布方程。

由質(zhì)量和能量守恒定律,1號高壓加熱器有:

Dfw(hw1-hw2)=D1(h1-hd1)

(1)

2號加熱器有:

Dfw(hw2-hw3)=D1(hd1-hd2)+D2(h2-hd2)

(2)

3號加熱器有:

D3(h3-hd3)

(3)

由于換熱之后的供熱抽汽流入除氧器,因此供熱抽汽流量變化會對除氧器及其之后的低壓加熱器換熱產(chǎn)生影響?？紤]到供熱抽汽流量發(fā)生變化時,加熱器出口水溫和焓值都變化不大[11],假設(shè)供熱抽汽流量變化對抽汽側(cè)蒸汽和疏水側(cè)水的壓力、溫度和焓值沒有影響。根據(jù)質(zhì)量守恒與能量守恒,則有

D4(h4-hw5)+Dh(hh-hw5)

(4)

5號低壓加熱器有:

D5(h5-hd5)+Dh(hw5-hw6)

(5)

6號低壓加熱器有:

hd6)+D6(h6-hd6)+Dh(hw6-hw7)

(6)

7號低壓加熱器有:

(7)

式中:Dfw為給水質(zhì)量流量;Di為第i級抽汽質(zhì)量流量;hwi為第i級加熱器出口水焓;hi為第i級抽汽焓;hdi為第i級加熱器疏水焓;Dh為供熱抽汽質(zhì)量流量;hh為供熱抽汽對應(yīng)的疏水焓。

整理式(1)至式(7)可得:

Dfwτ=AD+Dhτh

(8)

式中:τ為給水焓升矩陣;A為特征矩陣[16];D為抽汽流量矩陣;τh為供熱抽汽進(jìn)入系統(tǒng)時的輔助給水焓升矩陣。矩陣τ,D,τh的表達(dá)式如下:

(9)

(10)

(11)

求解式(8),可得任意供熱抽汽流量下機(jī)組的各級抽汽流量,由做功方程可得其發(fā)電功率:

N=Dfw(h0+σ-hc)-DTH-

(Dt+Dh)(h4-hc)

(12)

式中:h0為主蒸汽焓值;σ為再熱焓升;hc為排汽焓值;Dt為給水泵汽輪機(jī)抽汽流量;H為列向量,其中再熱前抽汽級對應(yīng)的行元素為hi+σ-hc,再熱后抽汽級對應(yīng)的行元素為hi-hc。

為驗證所建靜態(tài)模型的準(zhǔn)確性,本文以某330 MW單抽供熱機(jī)組為例,基于其熱平衡圖所給數(shù)據(jù)進(jìn)行核算,結(jié)果如附錄A表A1所示?？芍?本文所提方法在供熱工況下的計算相對誤差約為0.5%,具有較高的計算精度,可以用于機(jī)組全供熱工況的靜態(tài)計算。

1.2 動態(tài)特性

供熱抽汽流量減少時,這部分蒸汽將直接進(jìn)入汽輪機(jī)低壓缸做功,因此,由供熱抽汽改變導(dǎo)致的機(jī)組功率增加會十分迅速。文獻(xiàn)[19]建立了某供熱機(jī)組的3入3出非線性控制模型,對該模型進(jìn)行仿真測試獲得了其供熱抽汽流量擾動對機(jī)組發(fā)電功率輸出的響應(yīng)特性曲線,如圖1所示。

圖1 供熱抽汽流量擾動特性實(shí)驗與辨識結(jié)果對比Fig.1 Comparison of experimental results and identification results on disturbance characteristics of heating extraction flow

該曲線描述了系統(tǒng)在供熱抽汽擾動時的動態(tài)特性,對該曲線進(jìn)行了辨識與擬合,發(fā)現(xiàn)其與一階慣性環(huán)節(jié)的階躍響應(yīng)曲線高度相似,即供熱抽汽流量擾動下系統(tǒng)的動態(tài)特性增量模型可用如下傳遞函數(shù)描述:

(13)

式中:ΔN為機(jī)組發(fā)電功率增量;ΔDh為供熱抽汽流量的階躍變化量;K為開環(huán)放大倍數(shù);T為慣性時間常數(shù)。其中,開環(huán)放大倍數(shù)K反映了輸入與輸出之間的靜態(tài)對應(yīng)關(guān)系,一階慣性環(huán)節(jié)則描述了系統(tǒng)動態(tài)特性的響應(yīng)型式,即單調(diào)無超調(diào),時間常數(shù)T決定了響應(yīng)的快速性。

圖1同時給出了利用上述模型得到的階躍響應(yīng)仿真曲線,通過與原實(shí)驗曲線的比較可以看出,該模型精度高,可用于供熱抽汽調(diào)節(jié)的動態(tài)特性描述及控制。此機(jī)組中K=-0.162,T=11 s。

針對不同機(jī)組,該模型需確定開環(huán)放大倍數(shù)K和時間常數(shù)T。統(tǒng)計表明,不同等級的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組,供熱抽汽流量擾動時對機(jī)組發(fā)電功率輸出影響的慣性時間常數(shù)變化不大,一般在10～20 s范圍內(nèi),而且此值不會影響供熱抽汽流量與發(fā)電功率輸出的靜態(tài)對應(yīng)關(guān)系。因此,慣性時間常數(shù)可直接在上述范圍內(nèi)選取,無需再通過復(fù)雜的現(xiàn)場擾動試驗獲得。

對于開環(huán)放大倍數(shù)K有:

(14)

利用1.1節(jié)所述靜態(tài)計算方法,可首先計算獲得機(jī)組在不同汽輪機(jī)負(fù)荷與供熱抽汽流量下的發(fā)電負(fù)荷,進(jìn)而通過式(14)計算獲得K值。該方法既可以保證所建模型精度,又避免了復(fù)雜的擾動試驗。

以1.1節(jié)所述330 MW機(jī)組為例,計算其在汽輪機(jī)最大連續(xù)功率(TMCR)工況及3組熱耗率驗收(THA)工況下,供熱抽汽流量變化對應(yīng)的發(fā)電負(fù)荷與開環(huán)放大倍數(shù),計算結(jié)果如表1所示。

表1 不同汽輪機(jī)負(fù)荷下供熱抽汽流量變化對應(yīng)的發(fā)電負(fù)荷與開環(huán)放大倍數(shù)計算結(jié)果Table 1 Unit power output and open-loop amplification coefficient to heating extraction flow variation under different turbine loads

由表1可以看出,同一汽輪機(jī)負(fù)荷下,供熱抽汽流量變化對開環(huán)放大倍數(shù)的影響微小;而當(dāng)汽輪機(jī)負(fù)荷發(fā)生變化時其值變化要顯著一些。因此,實(shí)際應(yīng)用中可忽略供熱抽汽流量對開環(huán)放大倍數(shù)的影響,只考慮主蒸汽流量對開環(huán)放大倍數(shù)的影響。對表1中的數(shù)據(jù)擬合可獲得該機(jī)組主蒸汽流量與開環(huán)放大倍數(shù)K的關(guān)系表達(dá)式如下:

(15)

該擬合的回歸系數(shù)R2=0.999 3,具有較高的精度。

2 控制策略設(shè)計

2.1 安全區(qū)設(shè)計

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的熱電耦合特性還受到汽機(jī)低壓缸最小進(jìn)汽量[20]的約束,需根據(jù)約束確定熱電負(fù)荷的安全可調(diào)度區(qū)域以維持機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行[21-22]。

機(jī)組運(yùn)行規(guī)程一般會給出典型工況下供熱抽汽流量的最大值,此值考慮了汽輪機(jī)低壓缸最小進(jìn)汽量的限制。利用1.1節(jié)所述方法可計算各工況下不同供熱抽汽流量對應(yīng)的發(fā)電功率,附錄B表B1給出了某330 MW機(jī)組各典型工況下最大供熱抽汽流量對應(yīng)的發(fā)電負(fù)荷,結(jié)合表1給出的數(shù)據(jù)可得該機(jī)組的運(yùn)行安全區(qū),如附錄B圖B1所示。

2.2 新型變負(fù)荷控制策略

汽包爐機(jī)組的負(fù)荷控制系統(tǒng)包含兩個控制變量:燃料量與主汽門。燃料量與負(fù)荷的靜態(tài)對應(yīng)關(guān)系精確,但響應(yīng)速度慢;主汽門對負(fù)荷作用速度快,但會對主汽壓產(chǎn)生較大波動,而且汽包蓄熱有限,主汽門調(diào)節(jié)持續(xù)時間短。如前所述,供熱抽汽調(diào)節(jié)的負(fù)荷響應(yīng)是一個快過程,且由于供熱側(cè)存在大慣性,其對熱用戶的影響基本可以忽略不計。因此,為改善機(jī)組的變負(fù)荷性能,本文將供熱抽汽蝶閥開度作為新的控制變量引入機(jī)組變負(fù)荷控制,新設(shè)計的變負(fù)荷控制系統(tǒng)是一個3入2出的系統(tǒng)。

如圖2所示,系統(tǒng)設(shè)置了兩個負(fù)荷調(diào)節(jié)回路,回路1的控制變量為供熱抽汽蝶閥開度,其輸入為實(shí)際負(fù)荷偏差,該回路可以充分發(fā)揮供熱抽汽的快調(diào)節(jié)作用,當(dāng)負(fù)荷指令發(fā)生變化時,供熱抽汽流量快速調(diào)節(jié)機(jī)組負(fù)荷,彌補(bǔ)鍋爐側(cè)調(diào)節(jié)的大遲延大慣性,使負(fù)荷調(diào)節(jié)可以快速跨出調(diào)節(jié)死區(qū)?；芈?的控制變量為燃料量,唯一與原協(xié)調(diào)控制不同的是將其輸入改為負(fù)荷指令與實(shí)際負(fù)荷的偏差再疊加上供熱抽汽流量變化引起的負(fù)荷變化。這樣設(shè)計可以保證鍋爐控制器接收到的變負(fù)荷指令不受供熱抽汽調(diào)節(jié)的影響,且在變負(fù)荷末期機(jī)組的負(fù)荷變化將完全由燃料量來提供,一方面保證了調(diào)節(jié)過程中的能量守恒,另一方面也可以使供熱抽汽流量恢復(fù)到原來的供熱工況要求,避免對供熱效果產(chǎn)生大的影響。主蒸汽壓力的調(diào)節(jié)回路與原協(xié)調(diào)控制策略相比無變化,仍由主汽調(diào)門主要負(fù)責(zé)主汽壓的控制,保證主汽壓調(diào)節(jié)過程中不出現(xiàn)大的波動。

圖2 基于供熱抽汽調(diào)節(jié)的新型變負(fù)荷控制策略Fig.2 New variable load control strategy based on heating extraction adjustment

3 實(shí)例與仿真

以上述某330 MW供熱機(jī)組為例進(jìn)行實(shí)例驗證,其額定供熱抽汽流量為300 t/h,在90%額定發(fā)電負(fù)荷的近似線性化傳遞函數(shù)模型[23]為:

(16)

式中:NE和PT分別為實(shí)發(fā)功率和主蒸汽壓力,二者為模型輸出;μB和μT分別為燃料量和主汽調(diào)門開度,二者為模型輸入。

傳遞函數(shù)矩陣各元素如下:

(17)

(18)

(19)

(20)

分別采取傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略與本文提出的新型變負(fù)荷控制策略進(jìn)行測試仿真。

3.1 階躍擾動仿真

選擇機(jī)組初始平衡狀態(tài)為:負(fù)荷280 MW、主蒸汽壓力17.5 MPa,當(dāng)機(jī)組處于穩(wěn)態(tài)工況后(150 s時刻),負(fù)荷指令施加+20 MW的階躍變化,觀察機(jī)組負(fù)荷、主汽壓的響應(yīng)情況,仿真結(jié)果如圖3所示。

圖3 機(jī)組主要參數(shù)仿真曲線Fig.3 Simulation curves of main unit parameters

由圖3可以看出,針對機(jī)組負(fù)荷、主蒸汽壓力,本文所提策略的超調(diào)量、調(diào)節(jié)時間等控制指標(biāo)均顯著優(yōu)于傳統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制,在傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略中附加供熱抽汽蝶閥控制通道對于改善機(jī)組變負(fù)荷初期的變負(fù)荷性能具有十分重要的作用。

圖3同時給出了調(diào)節(jié)過程中供熱抽汽蝶閥開度動作引起的供熱抽汽流量的變化過程:當(dāng)負(fù)荷指令發(fā)生階躍變化時,供熱抽汽流量變化經(jīng)歷了“快速減小、出現(xiàn)反調(diào)、逐漸穩(wěn)定于原初始狀態(tài)”3個顯著階段,且呈現(xiàn)出“初期調(diào)節(jié)快、末期反調(diào)慢”的特征,以此保證負(fù)荷響應(yīng)的快速性以及末期調(diào)節(jié)的平穩(wěn)性,這3個階段共歷時約為50 s,遠(yuǎn)小于十幾到幾十分鐘的時間尺度,因此對熱網(wǎng)用戶無顯著影響。附錄C圖C1給出了供熱抽汽蝶閥開度變化與傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制對負(fù)荷的控制作用?？梢钥闯?變負(fù)荷初期的負(fù)荷變化主要由供熱抽汽調(diào)節(jié)承擔(dān),隨著燃料量調(diào)節(jié)作用的逐漸發(fā)揮,供熱抽汽流量開始出現(xiàn)反調(diào);到變負(fù)荷末期,供熱抽汽流量逐漸恢復(fù)至原來的設(shè)定值,對負(fù)荷的控制作用消失,負(fù)荷變化完全由燃料量提供。這與所設(shè)計策略的預(yù)想一致。

3.2 斜坡輸入仿真

為進(jìn)一步驗證本文所提策略,以下采用斜坡輸入模擬實(shí)際AGC中經(jīng)限幅限速后的實(shí)際負(fù)荷指令,并定量計算調(diào)節(jié)過程中的各類考核指標(biāo)[24],包括誤差絕對值積分(IAE)指標(biāo)、時間乘誤差絕對值積分(ITAE)指標(biāo)和AGC考核指標(biāo)。其中,AGC考核指標(biāo)包括調(diào)節(jié)速率指標(biāo)K1、調(diào)節(jié)精度指標(biāo)K2、響應(yīng)時間指標(biāo)K3以及綜合性能指標(biāo)Kp。

機(jī)組進(jìn)入穩(wěn)態(tài)后,在150 s時刻對負(fù)荷指令分別施加升負(fù)荷速率為每分鐘額定負(fù)荷的2%,3%和4%的斜坡擾動,使機(jī)組負(fù)荷從300 MW升至305 MW,3種升負(fù)荷速率下的功率響應(yīng)曲線對比如圖4所示。

由圖4可以看出:在3種變負(fù)荷速率下,本文所提策略的控制效果都顯著優(yōu)于傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略,變負(fù)荷速率可以達(dá)到傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略變負(fù)荷速率的2倍,而且跨出死區(qū)的響應(yīng)時間要明顯縮短。

附錄C表C1給出了3種升負(fù)荷速率下IAE,ITAE和AGC性能指標(biāo)的對比,結(jié)果表明本文策略的控制性能顯著優(yōu)于傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制的控制性能。

4 結(jié)語

熱網(wǎng)系統(tǒng)的熱慣性大,分鐘級時間尺度的熱源變化不會對熱用戶產(chǎn)生顯著影響,卻可以快速顯著改變機(jī)組發(fā)電出力。本文基于此特性,提出了一種融合供熱抽汽調(diào)節(jié)與傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制的新型變負(fù)荷控制策略。首先建立了供熱抽汽流量變化對機(jī)組發(fā)電功率輸出影響的靜、動態(tài)模型;進(jìn)而設(shè)計并融合了供熱抽汽快速調(diào)節(jié)回路與燃料量精準(zhǔn)調(diào)節(jié)回路,改善機(jī)組的負(fù)荷控制性能;最后給出了本文所提策略與傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略的仿真對比,結(jié)果驗證了所提策略的有效性。本文研究成果對于適應(yīng)規(guī)?；履茉唇尤胂码娋W(wǎng)快速調(diào)頻和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行具有重要意義。

圖4 3種升負(fù)荷速率下的功率響應(yīng)曲線Fig.4 Power response curves in three load-up rates

今后的研究將進(jìn)一步考慮與“爐跟機(jī)”模式的融合以及如何實(shí)現(xiàn)本文策略與傳統(tǒng)策略的無擾投切,以期更好地服務(wù)于現(xiàn)場應(yīng)用。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。