一阶惯性环节
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原文发表在《电力系统自动化》2018年第42卷第21期，欢迎品读。
本文引文信息
王玮, 孙阳, 刘吉臻, 等. 适应电网快速调频的热电联产机组新型变负荷控制策略 [J]. 电力系统自动化, 2018, 42(21): 63-69. DOI: 10.7500/ AEPS20180102008.
WANG Wei, SUN Yang, LIU Jizhen, et al. Load-change Control Strategy for Combined Heat and Power Units Adapted to Rapid Frequency Regulation of Power Grid [J]. Automation of Electric Power Systems, 2018, 42(21): 63-69. DOI: 10.7500/ AEPS20180102008.
适应电网快速调频的热电联产机组新型变负荷控制策略
DOI: 10.7500/AEPS20180102008
王玮，孙阳，刘吉臻，井思桐
一、研究背景
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，中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国内电源结构背景下的必然要求与不二选择。
火电机组一般依赖协调控制系统实现变负荷控制，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，变负荷速率一般仅为每分钟额定负荷的1%～2%。已有研究表明：热电联产机组热网中含有大量蓄热，在短时间内利用这些蓄热可以显著提升机组的变负荷性能而又不影响热用户需求。基于此，本文提出了一种“可自我恢复”的供热抽汽调节方案，通过供热抽汽调节与传统协调控制的融合，既充分利用供热抽汽调节的快响应特性提升机组的变负荷性能，同时确保控制末期被“借用”的那部分供热抽汽可以得到恢复，以保证供热质量。
二、主要技术路线
2.1 建模
为通过供热抽汽调节实现机组变负荷控制，需要首先建立供热抽汽流量扰动对机组功率输出的影响特性模型。基于复合建模理论建立了其动态模型，建模流程包括基于试验曲线辨识获得了动态模型的模型结构，通过静态建模与计算标定所建模型的结构参数。
对现场阶跃扰动试验曲线进行辨识分析，发现其与一阶惯性环节的阶跃响应曲线高度相似，即供热抽汽流量扰动对机组输出功率增量的动态特性模型可用一阶惯性环节来描述。针对不同机组，该模型需确定开环放大倍数K和时间常数T。统计表明，不同等级的热电联产机组，供热抽汽流量扰动时对机组发电功率输出影响的惯性时间常数变化不大，一般在10～20 s范围内，而且此值不会影响供热抽汽流量与发电功率输出的静态对应关系。因此，惯性时间常数可直接在上述范围内选取，无需再通过复杂的现场扰动试验获得。对于开环放大倍数，其描述了供热抽汽流量扰动与发电功率增量之间的静态对应关系。针对各级加热器，基于质量守恒与能量守恒方程，分析其供热抽汽扰动前后的汽水分布特性，计算各级抽汽量的变化情况，进而通过作功方程得到发电功率的输出变化。
2.2 控制策略设计
为实现供热抽汽控制与传统协调控制的融合，将供热抽汽蝶阀开度作为新的控制变量引入机组变负荷控制，新设计的变负荷控制系统是一个3入2出的系统。如图1所示，系统将供热抽汽调节回路作为负荷控制的主回路，其控制变量为供热抽汽蝶阀开度，其输入为实际负荷偏差，该回路可以充分发挥供热抽汽的快调节作用，当负荷指令发生变化时，供热抽汽流量快速调节机组负荷，弥补锅炉侧调节的大迟延大惯性，使负荷调节可以快速跨出调节死区；传统协调控制的燃料量控制回路为负荷副调节回路，与原协调控制不同的是将其输入改为了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，这样设计可以保证锅炉控制器接收到的变负荷指令不受供热抽汽调节的影响，且在变负荷末期机组的负荷变化将完全由燃料量来提供，一方面保证了调节过程中的能量守恒，另一方面也可以使供热抽汽流量恢复到原来的供热工况要求，避免对供热效果产生大的影响；主蒸汽压力的调节回路与原协调控制策略无变化，仍由主汽调门主要负责主汽压的控制，保证主汽压调节过程中不出现大的波动。
图1 基于供热抽汽调节的新型变负荷控制策略
三、仿真分析与验证
以某330 MW机组为例，通过仿真对比本文所提控制策略与传统协调控制策略的控制效果。选择机组初始平衡状态为：负荷280 MW、主蒸汽压力17.5 MPa，当机组处于稳态工况后（150 s时刻），负荷指令施加+20 MW的阶跃变化，对比机组负荷及主汽压在两种不同控制策略下的响应情况，仿真结果如图2、3所示。图4同时给出了调节过程中供热抽汽蝶阀开度动作引起的供热抽汽流量的变化过程：当负荷指令发生阶跃变化时，供热抽汽流量变化经历了“快速减小、出现反调、逐渐稳定于原初始状态”三个显著阶段，且呈现出“初期调节快、末期反调慢”的特征，以此保证负荷响应的快速性以及末期调节的平稳性，这三个阶段共历时约为50 s，远小于十几到几十分钟的时间尺度，因此对热网用户无明显影响。
图2 两种不同控制策略下的机组负荷响应曲线
图3 两种不同控制策略下的机组主蒸汽压力的响应曲线
图4 供热抽汽流量变化曲线
图5给出了供热抽汽蝶阀开度变化与传统协调控制对负荷的控制作用，由图可以看出：变负荷初期的负荷变化主要由供热抽汽调节承担，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；到变负荷末期，供热抽汽流量逐渐恢复至原来的设定值，对负荷的控制作用消失，负荷变化完全由燃料量提供。控制效果达到了控制策略的预期要求。
图5 供热抽汽调节与传统协调控制对变负荷的贡献度
文章进一步将阶跃扰动测试改为斜坡输入测试，模拟实际自动发电控制（AGC）中经限幅限速后的实际负荷指令（变负荷速率分别为：每分钟额定负荷的2%、3%和4%），并计算变负荷过程中的误差绝对值积分（IAE）、时间乘误差绝对值积分（ITAE）和AGC考核指标，结果显示本文所提策略的控制效果都显著优于传统协调控制策略，变负荷速率可以达到传统协调控制策略变负荷速率的2倍，而且跨出死区的响应时间要明显缩短。
四、结论
热网系统的热惯性大，分钟级时间尺度的热源变化不会对热用户产生明显影响，却可以快速显著改变机组发电出力。本文基于此特性，提出了一种融合供热抽汽调节与传统协调控制的新型变负荷控制策略。首先建立了供热抽汽流量变化对机组发电功率输出影响的静、动态模型；进而设计并融合了供热抽汽快速调节回路与燃料量精准调节回路，改善机组的负荷控制性能；最后给出了本文所提策略与传统协调控制策略的仿真对比，结果验证了所提策略的有效性。本文研究成果可显著提升机组的变负荷速率，对于规模化新能源接入场景下电网的快速调频和电力系统安全稳定运行具有重要意义。
五、进一步研究方向
本控制策略目前基于传统的“机跟炉”协调控制模式，今后的研究将进一步考虑与“炉跟机”模式的融合以及如何实现本文策略与传统协调控制策略在现场的无扰投切。
▼往期精彩回顾▼《电力系统自动化》2018年第21期目次
【观点】华北电力大学 李刚，张博，刘云鹏等：电力设备状态评估中的数据科学问题—挑战与展望
作者介绍王玮，华北电力大学副教授。主要研究方向为热力系统建模、检测与优化控制，火电机组灵活高效控制等。
孙阳，华北电力大学控制与计算机工程学院硕士研究生。主要研究方向为火电机组快速变负荷控制。
刘吉臻，中国工程院院士，华北电力大学教授，博士生导师。长期致力于发电厂自动化及新能源电力系统建模与控制等的研究。
井思桐，华北电力大学控制与计算机工程学院硕士研究生。主要研究方向为热电联产机组灵活控制。
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