热电联产机组的控制优化策略研究

叶 晨，李红军，唐志东，崔双喜，孙 凯

(1.国网江苏省电力有限公司淮安市洪泽区供电分公司，江苏 淮安 223100；2.国网安徽省电力有限公司检修分公司，安徽 合肥 230000；3.新疆大学电气工程学院，新疆 乌鲁木齐 830047)

0 引 言

中国“三北”地区冬季是风电高发季节。当前，为满足冬季供暖增长的需要，电力系统中热电联产机组的容量逐年上升，占比越来越大[1]。为做好冬季风电消纳工作，增加电网调峰容量，热电联产机组必须在负荷允许调节范围内参与电网调峰。当前，集中供热系统热力工况控制大部分只考虑稳态情况，即由当前的户外温度及当天统计的日平均供、回水温度来调节供热系统稳定运行，以此达到供热的稳定性[2]。但此种方法无法反映供热系统运行的动态特性。一般情况下，一天中热网负荷趋于稳定导致热电联产机组的输出功率在一天中的变化不太明显[3]。这就是热电联产机组(承供热负荷)难以参与电网调峰的主要瓶颈。

此外，由于电力系统和热力系统的特性不同，电能的“发、输、配、用”具有瞬时性，而热力系统由于自身介质的传输特性(热量的变化具有时间效应)且管网具有一定的储热特征，所以，对于热力系统而言，其时间的相关性比较强[4]。通过分析供热工况，可以发现：供热量(这里为供热水温差)经过突变再恢复到原有状态时对室温的影响并不明显，表明集中供热系统蓄热能力很强。正是由于供热系统这种蓄热特性(热惯性)，当负荷在较短时间增加或减少，并不影响供热用户的取暖体验[5]。这样，供热机组可以利用这部分储能应付短时间内的负荷变化，从而使热电厂参与电力调峰成为可能。

下面研究工作的核心是利用热网储能，使供热机组参与电网调峰并提高其负荷响应速度的问题。

1 常规的控制方法

热电联产机组是一个多输入、多输出的被控对象。输入有锅炉燃料量、抽汽蝶阀开度、汽轮机高调门开度；输出有汽轮机中压缸排汽压力、汽轮机机前压力、机组发电负荷。当前普遍采用的热电联产机组控制方法为锅炉燃料量控制汽轮机前压力；汽轮机高调门开度控制机组发电负荷；汽轮机中压缸压力由调节蝶阀来调整[6]。常规控制方法的结构图如图1所示。

图1 常规控制方法的结构

热电联产机组额定发电负荷指令(AGC)通过速率约束后即为实际发电指令，一般发电负荷指令设定为每分钟调节1.5%Pe(Pe为额定负荷)，对于300 MW机组，通过计算可知其发电负荷速率约为4.5 MW/min。供热回路汽轮机抽汽压力经调整调节蝶阀开度来控制。锅炉主控输出到控制燃烧系统：为响应锅炉主控输出变化，相应的锅炉给煤量也要随之调整，一次风量、二次风量均需乘以一不同系数进行修正以适应锅炉主控输出变化，在此选择一阶惯性环节1/(10s+1)来描述；汽轮机同样也选择一阶惯性环节1/(10s+1)；对于抽汽蝶阀开度的变化速率，控制系统一般采用惯性或者限速环节来约束，这里也用一阶惯性环节1/(10s+1)来描述。下面对热电联产机组在不同工况下的运行特性进行分析，首先看一下常规控制系统在额定发电负荷工况、额定供热负荷工况下的运行性能。

热电联产机组常规控制系统方案原理如图2所示。

图2 常规热电联产机组控制系统原理

下面对常规控制方法分别在热电联产机组额定发电负荷、额定供热工况下对其仿真分析。

1)额定发电负荷工况

在额定发电负荷工况下，常规控制系统的相关波形如图3至图9所示。

图3 额定发电负荷工况下AGC波形

图4 额定发电负荷工况下机前压力波形

图5 额定发电负荷工况下一级压力波形

图6 额定发电负荷工况下发电功率波形

图7 额定发电负荷工况下抽汽压力波形

图8 额定发电负荷工况下抽汽流量波形

图9 额定发电负荷工况AGC给定及实际发电功率波形

整个系统仿真时间设置为6000 s，仿真算法采用ode45，汽轮机前压力定值保持在16.67 MPa，AGC指令在3000 s时令以每分钟1.5%Pe的变化速率由300 MW下降到270 MW，整个下降时间用了400 s。为了获得最好的控制效果，系统的PID调节器的参数均采用枚举寻优法进行整定。由图3和图9可以看到，常规控制方案中机前压力波动并不大，在3480 s时，压力偏差为0.2 MPa，但发电负荷在3600 h下降到270 MW给定负荷，存在大约200 s的延迟，并且随后又波动了500 s左右才稳定下来。

2)额定供热负荷工况

在额定供热负荷工况下，常规控制系统的相关波形如图10至图16所示。

图10 额定供热负荷工况下AGC波形

图11 额定供热负荷工况下机前压力波形

图12 额定供热负荷工况下一级压力波形

图13 额定供热负荷工况下发电功率波形

由10至图16可以看出，在额定供热负荷工况下，发电负荷指令由235 MW下降到215 MW(每分钟1.5%Pe的速率)，供热抽汽压力定值确定为0.35 MPa，汽轮机前压力定值一直处于16.67 MPa。机前压力偏差最大约为0.2 MPa，发电负荷响应依然存在约200 s的延迟。

图14 额定供热负荷工况下抽汽压力波形

图15 额定供热负荷工况下抽汽流量波形

图16 额定供热负荷工况AGC给定及实际发电功率波形

2 改进后的控制方法

由上述仿真结果及分析可知，常规控制方案中机前压力波动并不明显，但存在一个明显的不足，就是AGC的指令跟随性能差，延迟时间太长，不能满足电网快速性响应要求，无法实时参与电网调峰。要解决这一问题，需要考虑新的系统控制方案来提高系统发电负荷响应能力这一关键性能指标的快速性，这里提出一种基于热惯性的改进控制方案来解决这一关键的系统性能指标。新的方案利用锅炉燃料量控制机组发电负荷，汽轮机高调门开度控制汽轮机机前压力，通过改变供热抽汽调节蝶阀开度控制供热抽汽流量，优化后的控制系统发电功率能够快速跟踪功率指令变化。改进后的控制系统结构如图17所示。

图17 改进后的控制系统结构

改进后的热电联产机组控制原理如图18所示，通过引入非线性滤波器，将AGC指令分解成基本负荷指令和波动负荷指令两个部分。其中，基本负荷指令仍然由常规机组控制系统进行调控，而将蝶阀开度指令与惯性环节叠加之后，由波动负荷指令对蝶阀开度进行控制。

图18 改进热电联产机组控制系统原理

对改进后的控制方案在额定发电负荷工况下和额定供热负荷工况下进行仿真分析，观察系统的相关运行情况。无论是额定发电负荷工况还是额定供热负荷工况，整体仿真时间都设定为3000 s，其中在1000 s时，额定发电负荷工况下给定负荷由300 MW渐变到270 MW；额定供热负荷工况下给定负荷由235 MW渐变到215 MW。相关的波形如图19至图24所示。

图19 额定发电负荷工况下常规系统和改进后的系统发电负荷波形对比

图20 额定发电负荷工况下常规系统和改进后的系统机前压力波形对比

图21 额定供热负荷工况下常规系统和改进后的系统发电负荷波形对比

图22 额定供热负荷工况下常规系统和改进后的系统机前压力波形对比

图23 额定供热负荷工况下常规系统和改进后的系统抽汽压力波形对比

对比常规控制方法和改进后的控制方法，可以发现：

1)无论是额定发电负荷工况还是额定供热负荷工况，改进后的控制系统的机前压力波动都要大于常规控制系统，在额定发电负荷工况时，机前压力值最大达到18.5 MPa；在额定供热负荷工况时，机前压力值最大达到18 MPa。

图24 额定供热负荷工况下常规系统和改进后的系统抽汽流量波形对比

2)从图19和图21的发电负荷波形可以看出，系统无论工作在额定发电负荷工况还是额定供热负荷工况，改进后的系统控制方案中发电负荷的控制性能不管在跟随性还是在稳定性上，都要明显优于常规控制系统。

3)从图22和图24的相关波形可以看出，由于在发电负荷的控制性能上，改进后的控制系统优于常规控制系统，相应地，在额定供热负荷工况下，改进后的控制系统的抽汽压力波形和抽汽流量波形优于相应的常规控制系统下的波形。

综上所述，改进后的控制方案优于常规控制方案，特别是改进后的控制系统发电负荷的跟随性能优异，能满足热电联产机组发电负荷控制的快速性要求，而发电负荷控制的快速性又是热电联产机组参与电网系统调峰的先决条件。

3 结 语

前面对热电联产机组的常规控制系统进行了分析，并在额定发电工况和额定供热工况下对其进行仿真，仿真结果表明常规控制系统对发电负荷响应这一重要指标的跟随性并不理想，存在大约200 s的时间延迟。利用锅炉燃料量控制机组发电负荷、汽轮机高调门开度控制汽轮机机前压力对热电联产机组控制方法进行改进，并将其与常规控制方法仿真对比，结果表明，改进后的控制系统在各种工况下的发电负荷响应指标响应快速，跟随性良好，改进后的控制方案的综合性能优于常规控制方法。