CN108708775A - 基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了属于火电机组变负荷控制技术领域的一种基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法。该方法是将供热抽汽调节与传统协调控制策略相结合的控制策略,变负荷初期的负荷变化主要由供热抽汽流量调节承担,随着燃料量调节作用的逐渐发挥,供热抽汽流量开始出现反调直至回复初始值;到变负荷控制末期,供热抽汽流量对负荷的控制作用逐渐消失,负荷变化完全由燃料量调节完成。通过供热抽汽蓄热调节与机炉协调相结合,系统无论从初始阶段的响应时间,中间过渡阶段的响应速率,以及最终稳定阶段的调节精度都有所提升优化,本发明既能保证机组运行的安全性,又能改善机组的变负荷特性,对于新能源电力的接入,提高电网的稳定性。
Description
技术领域
本发明属于火电机组变负荷控制技术领域,特别涉及一种基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法。
背景技术
为保证电力系统的安全、稳定运行,并网运行的发电机组需时刻维持电网频率的稳定以及电网能量的供需平衡,因此机组需要不断响应电网的负荷指令来满足电网一次调频的要求。为鼓励机组快速响应电网调度要求,我国的电网公司已陆续出台考核细则对直调的发电机组进行考核与奖惩,提升机组的变负荷性能已成为关乎火电厂经济效益的重要因素。与此同时,大规模间歇式能源的接入使系统的调峰调频变得愈发困难,提升火电机组的快速深度变负荷能力已成为我国电源结构背景下的必然要求与不二选择。
传统的火电机组依赖协调控制系统实现机组的变负荷控制,其本质是通过给煤量与主汽门调节阀的协调配合来改变机组负荷,但受限于锅炉侧的大迟延大惯性,我国火电机组目前的变负荷速率一般为额定负荷的1%-2%/min。而对于兼顾发电与供热的热电联产机组来说,其运行在以热定电模式下,控制策略更加保守,其变负荷速率一般不超过额定负荷的1%,有些机组甚至直接退出协调控制改为手动控制,难以达到电网自动发电控制(Automatic Generation Control,AGC)要求。本发明设计了一种利用供热机组供热抽汽的火电机组变负荷控制方法,既能保证机组运行的安全性又能改善机组的变负荷特性,对于提高电网的稳定性,实现大规模新能源电力的接入具有十分重要的意义。
发明内容
本发明的目的是提供一种基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法;该方法是将供热抽汽调节与传统协调控制策略相结合的控制策略,利用供热抽汽对机组负荷影响的快速性提升机组的负荷响应速率,在变负荷控制末期被“借用”的那部分供热抽汽得到恢复,以保证供热质量;其特征在于,具体包括:
1)热电联产机组有两个负荷控制回路:负荷控制回路1和负荷控制回路2;第一负荷控制回路1为由机炉协调控制器、给煤机出口蝶阀、被控对象以及机组出力测量装置组成的燃料量调节回路;第二负荷控制回路2为由供热抽汽调节控制器、供热抽汽调节蝶阀、被控对象以及机组出力测量装置组成的供热抽汽控制回路;其负荷控制回路的控制量为供热抽汽蝶阀开度;
2)供热抽汽控制回路控制器的输入为负荷指令与实际负荷的偏差;
3)燃料量控制回路的控制器的输入=负荷指令-实际负荷指令+供热抽汽流量改变导致的负荷变化量,其中供热抽汽流量改变导致的负荷变化量由建立的热电负荷转换模型确定;
4)供热抽汽控制回路控制器的输出要经过限幅模块,该限幅模块由机组的热电负荷运行安全区决定,以保证机组运行在安全范围内;
所述热电负荷转换模型经试验验证,用一阶惯性环节描述如下:
公式中,ΔN为机组负荷变化量;ΔDh为供热抽汽量变化量;K为比例增益,可利用热电耦合静态特性,计算供热抽汽流量增量导致输出功率前后的差值,其比值即为比例增益K;T为时间常数,利用试验方法确定;s代表供热抽汽流量变化对机组负荷变化的影响特性模型在s域上的传递函数模型。
其时间常数T为10-20s,在此范围内的取值基本不会对控制效果产生实质性的影响;其K值可利用机组的热平衡图数据通过如下公式计算:
例如,某300MW机组的K值经计算为—0.13。
上述控制流程为:当机组负荷偏差出现时,供热抽汽控制回路会快速动作,通过控制供热抽汽蝶阀的开度,改变供热抽汽流量,进而影响进入低压缸作功的蒸汽量,实现对机组负荷的快速调节;同时,燃料量控制回路也会接收到负荷偏差,而且由于其控制器的输入为负荷指令与实际负荷的偏差再叠加上供热抽汽流量变化引起的负荷变化,此设计一方面确保机组提供的燃料量满足负荷控制全部的能量需求,另一方面使供热抽汽控制回路在控制末期将供热抽汽流量恢复至原来的额定值。
所述步骤4)中,限幅模块是根据供热机组安全运行区而定的;供热机组发电负荷的安全运行区域是由最小凝汽工况下的热电特性曲线、最大供热工况曲线以及汽轮机负荷共同决定的闭合区域;在供热一定的情况下,机组输出功率范围同时受汽轮机最大和最小出力以及最小凝汽工况限制,且与供热抽汽流量变化成反比关系。在定工况下,供热抽汽流量的变化也是有限制的,升负荷时供热抽汽流量变化范围为[0,Dh0],降负荷时变化范围为[Dh0,f(Dfw)],Dh0为初始供热抽汽流量,f(Dfw)为最小凝汽工况函数。
本发明的有益效果是该方法是将供热抽汽调节与传统协调控制策略相结合的控制策略,该策略可以充分利用供热抽汽对机组负荷影响的快速性提升机组的负荷响应速率,同时确保在变负荷控制末期被“借用”的那部分供热抽汽可以得到恢复,以保证供热质量;本发明既能保证机组运行的安全性又能改善机组的变负荷特性,对于提高电网的稳定性,实现大规模新能源电力的接入具有十分重要的意义。
附图说明
图1为基于热-电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制策略示意图
图2为传统机炉协调控制策略与本发明策略的控制曲线对比图。
具体实施方式
本发明提出一种基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法,下面结合附图和具体实施例对本发明作详细说明。
图1所示为策略示意图,控制流程可描述为:
1)热电联产机组有两个负荷控制回路,如图1中虚线所示的负荷控制回路1和负荷控制回路2;第一负荷控制回路1为由机炉协调控制器、给煤机出口蝶阀、被控对象以及机组出力测量装置组成的燃料量调节回路;第二负荷控制回路2为由供热抽汽调节控制器、供热抽汽调节蝶阀、被控对象以及机组出力测量装置组成的供热抽汽控制回路;其负荷控制回路的控制量为供热抽汽蝶阀开度;
2)供热抽汽控制回路控制器的输入为负荷指令与实际负荷的偏差;
3)燃料量控制回路的控制器的输入=负荷指令-实际负荷指令+供热抽汽流量改变导致的负荷变化量,其中供热抽汽流量改变导致的负荷变化量由建立的热-电负荷转换模型确定;
4)供热抽汽控制回路控制器的输出要经过限幅模块,该限幅模块由机组的热电负荷运行安全区决定,以保证机组运行在安全范围内;
在上述策略中,供热抽汽调节实际为系统提供快速变负荷的能力,而燃料量则为变负荷控制提供所有的能量输入。供热调节通道的偏差信号为实际负荷与负荷指令的差值,这样设计是利用供热抽汽调节的快速跟随负荷波动的特性,尽可能迅速的消除负荷偏差,弥补协调控制通道前期的大迟延。同时,当机组负荷达到稳态时,供热抽汽流量又能恢复至初始值,维持供热量的稳定。而协调控制通道保证了系统的能量变化全部是由燃料量变化导致的,同时汽轮机高调门开度控制维持主蒸汽压力的稳定。
其中,热电耦合静态特性模块是描述变工况下,供热抽汽流量变化对机组出力的影响,其计算方法如下:
当供热抽汽流量发生变化时,不会对除氧器之前的加热器运行工况产生影响,只会对除氧器及其之后的各级低压加热器的运行工况产生作用。因此热力系统的汽水分布方程须作出相应的变换。
实施例
以某330MW热电联产机组为例,供热抽汽流量变化对机组负荷变化的影响特性模型用一阶惯性环节描述:
公式中,ΔN为机组负荷变化量;ΔDh为供热抽汽量变化量;K为比例增益,可利用热电耦合静态特性计算供热抽汽流量增量导致输出功率前后的差值,其比值即为比例增益K,例如某330MW机组提供了机组在TMCR工况下供热抽汽分别为0和300t/h的机组发电出力分别为348.48MW和306.93MW,此时,可直接获得该机组的比例增益K=(306.93—348.48)/(300—0)=—0.1385,此值在不同负荷下略有区别,但变化不大;T为时间常数,利用试验方法确定,一般为10-20s;s代表供热抽汽流量变化对机组负荷变化的影响特性模型在s域上的传递函数模型。
限幅模块是根据供热机组安全运行区而定的;供热机组发电负荷的安全运行区域是由最小凝汽工况下的热电特性曲线、最大供热工况曲线以及汽轮机负荷共同决定的闭合区域,该区域的计算方法在一般文献中均有介绍;在供热一定的情况下,机组输出功率范围同时受汽轮机最大和最小出力以及最小凝汽工况限制,且与供热抽汽流量变化成反比关系。在定工况下,供热抽汽流量的变化也是有限制的,升负荷时供热抽汽流量变化范围为[0,Dh0],降负荷时变化范围为[Dh0,f(Dfw)],Dh0为初始供热抽汽流量,f(Dfw)为最小凝汽工况函数。
给煤量与供热抽汽调节共同控制机组负荷,当机组实际负荷与负荷指令出现偏差时,供热抽汽调节将迅速动作,尽可能快的消除负荷偏差;同时机组燃料量也开始调整,消除负荷偏差。由于送入锅炉控制器的负荷偏差信号减去了供热抽汽调节产生的影响,因此实际送入磨煤机的燃料量指令是足量的,即直至控制终态,机组的负荷变化完全由协调控制策略控制,供热抽汽量逐步恢复至初始状态。图2所示为某330MW机组利用传统机炉协调控制方法与本发明控制方法对比所得到的阶跃响应曲线图,可以看出本发明所提策略的超调量、调节时间等控制性能指标均显著优于传统的协调控制策略。
Claims (4)
1.一种基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法;该方法是将供热抽汽调节与传统协调控制策略相结合的的控制策略,利用供热抽汽对机组负荷影响的快速性提升机组的负荷响应速率,在变负荷控制末期被“借用”的那部分供热抽汽得到恢复,以保证供热质量;其特征在于,具体包括:
1)热电联产机组有两个负荷控制回路:负荷控制回路(1)和负荷控制回路2;第一负荷控制回路1为由机炉协调控制器、给煤机出口蝶阀、被控对象以及机组出力测量装置组成的燃料量调节回路;第二负荷控制回路(2)为由供热抽汽调节控制器、供热抽汽调节蝶阀、被控对象以及机组出力测量装置组成的供热抽汽控制回路;其负荷控制回路的控制量为供热抽汽蝶阀开度;
2)供热抽汽控制回路控制器的输入为负荷指令与实际负荷的偏差;
3)燃料量控制回路的控制器的输入=负荷指令-实际负荷指令+供热抽汽流量改变导致的负荷变化量,其中供热抽汽流量改变导致的负荷变化量由建立的热电负荷转换模型确定;
4)供热抽汽控制回路控制器的输出要经过限幅模块,该限幅模块由机组的热电负荷运行安全区决定,以保证机组运行在安全范围内。
2.根据权利要求1所述一种基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法;其特征在于,所述热电负荷转换模型经试验验证,用一阶惯性环节描述如下:
公式中,ΔN为机组负荷变化量;ΔDh为供热抽汽量变化量;K为比例增益,可利用热电耦合静态特性,计算供热抽汽流量增量导致输出功率前后的差值,其比值即为比例增益K;T为时间常数,利用试验方法确定;s代表供热抽汽流量变化对机组负荷变化的影响特性模型在s域上的传递函数模型;
其时间常数T为10-20s,在此范围内的取值基本不会对控制效果产生实质性的影响;其K值通过利用机组的热平衡图通过静态计算获得,根据机组的热平衡图,其300MW机组的K值经计算为—0.13。
3.根据权利要求1所述一种基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法;其特征在于,所述步骤4)中,限幅模块是根据供热机组安全运行区而定的;供热机组发电负荷的安全运行区域是由最小凝汽工况下的热电特性曲线、最大供热工况曲线以及汽轮机负荷共同决定的闭合区域;在供热一定的情况下,机组输出功率范围同时受汽轮机最大和最小出力以及最小凝汽工况限制,且与供热抽汽流量变化成反比关系;在定工况下,供热抽汽流量的变化也是有限制的,升负荷时供热抽汽流量变化范围为[0,Dh0],降负荷时变化范围为[Dh0,f(Dfw)],Dh0为初始供热抽汽流量,f(Dfw)为最小凝汽工况函数。
4.根据权利要求1所述一种基于热电负荷转换模型的热电联产机组快速变负荷控制方法;其特征在于,所述热电联产机组快速变负荷控制流程为:当机组负荷偏差出现时,供热抽汽控制回路会快速动作,通过控制供热抽汽蝶阀的开度,改变供热抽汽流量,进而影响进入低压缸作功的蒸汽量,实现对机组负荷的快速调节;同时,燃料量控制回路也会接收到负荷偏差,而且由于其控制器的输入为负荷指令与实际负荷的偏差再叠加上供热抽汽流量变化引起的负荷变化,此设计一方面确保机组提供的燃料量满足负荷控制全部的能量需求,另一方面使供热抽汽控制回路在控制末期将供热抽汽流量恢复至原来的额定值。
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Legal Events
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PB01 | Publication | ||
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SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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GR01 | Patent grant | ||
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