第35卷第14期中国电机工程学报V ol.35 No.14 Jul. 20, 2015
3626 2015年7月20日Proceedings of the CSEE ©2015 Chin.Soc.for Elec.Eng. DOI：10.13334/j.0258-8013.pcsee.2015.14.017 文章编号：0258-8013 (2015) 14-3626-08 中图分类号：TP 273
调峰能力的控制方法
邓拓宇，田亮，刘吉臻
(新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学)，北京市昌平区 102206)
A Control Method of Heat Supply Units for Improving Frequency Control and Peak Load
Regulation Ability With Thermal Storage in Heat Supply Net
DENG Tuoyu, TIAN Liang, LIU Jizhen
(State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System With Renewable Energy Sources (North China Electric Power
University), Changping District, Beijing 102206, China)
ABSTRACT: Heat supply net contains a large number of tubes and heat exchangers in which contain large capacity energy storage. To enhance the frequency control and peak load regulation in grid, energy storage in heat supply net was utilized and a coordinated control method with heat supply feedforward part was proposed. Characteristic analysis and experimental data showed that unit power generation changes quickly by regulation of heat supply emergency cut-off valves. In the light of rapid regulating characteristic of heat supply net thermal storage, fast varying part of the unit load command was separated by rate limiting nonlinear decomposition method and added to emergency cut-off valve command as a feedforward signal. Including the heat supply feedforward part, a coordinated control method based on the existed boiler- following coordinated control scheme was purposed. The feedforward control won’t change the stability of system and is easy to engineering implementation. Simulation results show that, this control method reduce throttle pressure fluctuation effectively by usage of net thermal storage; so the units can accept 3%P e/min load changing rate, which enhances frequency control and peak load regulation ability of heat supply units.
KEY WORDS: energy internet; thermal storage in heat supply net; heat supply units; signal decomp
osition; feedforward control
摘要：城市供热管网包含大量管道和换热设备，具有大容量的储能。为了提高供热机组调峰调频能力，利用热网储能，提出了一种带供热前馈的供热机组协调控制方案。经特性分
基金项目：国家重点基础研究发展计划项目(973 计划)(2012CB 215203)。
The National Basic Research Program of China (973 Program) (2012CB215203). 析和现场数据验证，改变供热快关阀开度，能够利用热网蓄热快速改变机组发电负荷。针对热网蓄热调节负荷迅速这一特点，采用速率限制非线性分解方法将机组负荷指令信号中的快变部分分解出来作为供热前馈加在快关阀开度指令上。在原有炉跟机协调控制系统中引入前馈信号不影响原有系统的稳定性，利于工程应用。仿真结果表明，该方案能够利用热网蓄热有效减少供热机组机前压力波动，从而使机组在运行允许范围内接受3%P e/min的变负荷速率，提高了机组参与调峰调频的能力。反物质世界
关键词：能源互联网；热网储能；供热机组；信号分解；前馈控制
0 引言
目前电网面临的调峰调频压力日益增大。一方面随着社会经济发展，用电负荷峰谷差增大，用电负荷随机性加强；另一方面新能源大规模并网，风电等波动性能源难以参与电网调峰调频。用电负荷的预
测精度很高，但风电功率很难精确预测且不可控，电网频率调整必须由传统电厂分担。[1]由于风电调节能力差，调度中通常把风电看做负的负荷，将实际负荷需求与风电负荷叠加作为电网等效负荷。大规模风电接入通常导致电网等效负荷峰谷差变大，风电的反调节特性进一步加大了对系统调峰容量的需求。[2]为了弥补电力系统调峰调频容量不足，近年来关于各种储能系统、调度方式及风光互补、风火互补、风水互补的研究很多[3-8]，但真正实现大规模互补的工程项目还很少。甘肃电力调度控制中心在敦煌地区电网已经实现水电、风电、光伏有功出力的联合调度和智能控制。在总发电装机容
第14期邓拓宇等：利用热网储能提高供热机组调频调峰能力的控制方法 3627
量已经大于平均用电负荷的情况下，建设能够大范围双向调峰的储能性机组是未来的发展方向。目前抽水蓄能电站是主要的已经商业化的储能性机组，但其建设受地理环境限制[9-11]，在我国风电高发的三北地区分布较少。火电机组为我国主力发电机组，现阶段利用火电储能提高其调峰调频能力具有更广泛的应用前景。
火电机组通过改变燃料量调节发电负荷的过程非常缓慢。但机组发电过程中有一部分能量存储于热力系统中。例如：锅炉汽水系统中的蓄热可以通过改变压力的方式利用；汽轮机侧，通过凝结水节流[12]可以将存储在回热系统中的能量[13,14]加以利用。通过合理利用机组蓄能，可以有效提高机组负荷响应速率。
供热机组在发电同时将一部分热量用于供热。热网中包含大量加热器、供热管道、热交换器、用户暖器等设备，具有巨大蓄能容量。可以利用这部分蓄热提高机组短时间尺度上的调峰、调频性能。例如，短时间内减少供热量，可以将原本用于供热的能量用于发电，迅速增加机组发电功率，而不会对热用户造成明显影响 [15]。
如何安全、经济、有效的利用供热管网系统中的储能提高机组发电负荷调节范围及响应速率是本文研究的重点。文献[16]在热电厂中加装电锅炉补偿供热，当系统中风电过剩时，降低热电机组强迫出力，从而增加风电上网空间以接纳一部分过剩风电。文献[17-18]通过供热机组抽汽带动热泵压缩机，提高机组效率的同时增加了机组的调峰容量。文献[19]对采暖终端用户需求侧进行管理，适时调整采暖热水负荷和空调热泵电力负荷间的比例，灵活改变电力负荷从而消纳更多风电。上述几种方案通过加装电锅炉或热泵设备根据电网需要进行热能和电能间的转换，本文从典型抽汽式供热机组已有设备考虑，通过调节供热快关阀短时间改变热、电分配比例，达到快速改变发电负荷的目的。
1 供热机组模型与热网蓄热过程
利用热网储能提高机组发电负荷响应速率要建立包含供热部分动态特性的机组模型。抽汽式供热机组和纯凝汽式机组结构上的主要区别在于供热部分。供热部分热力系统图如图1所示。汽轮机中压缸与低压缸连接管道上的三通管将部分中压缸排汽引出作为热网加热器热源。这部分排汽分为2路送往串联的2个热网加热器，释放热量后汇总
1—调节蝶阀；2—逆止阀；3—快关阀；4—隔离阀；5—热网加热器；
6—热网疏水泵；7—除氧器；8—热网回水；9—热网循环水泵；10—至一级管网；11—自低压加热器；12—至给水泵、高压加热器。
图1抽汽式供热机组供热部分热力系统图Fig. 1 Thermodynamic system structural diagram of heating parts in extraction heat supply units
为一路，经热网疏水泵送入除氧器。进入热网加热器前的2路管道上都安装有逆止阀、快关阀、隔离阀。热网加热器热网回水连续经过2个热网加热器加热后，经热网循环泵升压后送至管网供热。
利用热网蓄热改变机组发电负荷，可以选择不同的执行机构。一般采用调节蝶阀调整供热负荷与发电功率的比例[15]。由于调节蝶阀在大流量即机组发电负荷较高时灵敏度很低，所以部分机组选择同样具有调节作用的快关阀调节负荷。快关阀开度增加，进入热网加热器的抽汽流量增加，热网加热器换热量增加，循环水出水温度增加，热网蓄热；同时，进入汽轮机机低压缸的蒸汽流量减少，机组发电负荷减小。快关阀开度减小，进入热网加热器的抽汽流量减小，换热量减小，出水温度减小，热网释放蓄热，机组发电负荷增加。
文献[20]在较为成熟的纯凝汽式机组模型基础上进行改进，得到供热机组负荷－压力－抽汽流量简化非线性动态模型。模型中采用低压缸进汽流量与中压缸排汽流量的比值描述快关阀开度。
M B
()
r u tτ
=−(1)
f B B M
d/d
T r t r r
=−+(2)
b d3t T1B
d/d
C p t K p u K r
=−+(3)
1.5
t d21B
()
p p K K r
=−(4)
E E4H E3t T
d/d
t
T N t N K u N K p u降冰片烯
=−−+(5)
H5H E
Q K u N
=(6) 模型包含3个控制输入变量：u B为机组燃料量，
3628 中 国 电 机 工 程 学 报 第35卷
kg/s ；u T 为汽轮机高压缸进汽调节门开度，%；u H 为快关阀开度，%。3个输出变量：p t 为汽轮机前压力，MPa ；N E 为机组发电功率，MW ；Q H 为供热抽汽流量，kg/s 。3个中间变量：r M 为制粉系统中实际进入磨煤机煤量，kg/s ；r B 为锅炉燃烧率，kg/s ；p d 为汽包压力，MPa 。模型包含5
个静态参数：K 1为额定发电工况下单位燃料量对应机组发电功率；K 2为压差拟合系数；K 3为汽轮机增益；K 4为快关阀开度折算发电负荷的系数；K 5为固定快关阀开度下发电负荷折算抽汽流量的系数。4个动态参数：τ为制粉过程迟延时间；T f 为制粉惯性时间；C b 为锅炉蓄热系数；T t 为汽轮机惯性时间。
在MATLAB/Simulink 中仿真验证上述模型的特性。图2给出了额定供热工况下，对象其他输入保持不变，燃料量、汽轮机调门开度、快关阀开度阶跃增加5%时机组的响应曲线。由图2(a)可见发电负荷对燃料量的响应十分缓慢，而由图2(b)、(c)可见负荷对汽轮机调门和对快关阀开度的响应较快。汽轮机调门动作后能够快速改变机组负荷，但最终机组负荷会回到原来的稳态值，因此改变机组
t /s (a) 燃料量扰动
u B /(k g ⋅s −1)
p t /M P a N E /M W
Q H /(k g ⋅s −1)
t /s (b) 汽轮机调门扰动
u T /%
p t /M P a
N E /M W Q H /(k g ⋅s −1)
t /s
(c) 供热快关阀开度扰动
u H /%
p t /M P a N E /M W
Q H /(k g ⋅s −1
)
图2 供热机组输入扰动响应曲线 Fig. 2 Response curves to input disturbances in heat supply units
负荷最终需要改变燃料量或快关阀开度。图2(c)可见，快关阀开度增加，机前压力保持不变，机组负荷快速减少，供热抽汽流量增加。这体现了热网的蓄热特性。
出于现场安全性考虑，难以直接进行供热快关阀开度扰动实验，为了验证上述快关阀开度与机组发电负荷间的调节关系，从某供热机组冬季供暖期历史运行数据中到机组运行相对稳定条件下快关阀开度大幅度变化的一组数据，如图3所示。其中快关阀开度为实际快关阀开度位置反馈信号。燃料量和汽轮机高调门开度基本保持不变，随快关阀开度增加，机组发电负荷减小，这说明可以通过改变快关阀开度调节机组发电负荷；随快关阀开度增加，出水温度增加，即热网循环水中存储的能量增加，这体现了热网蓄热的过程。综上所述，快关阀开度增加，热网蓄热，机组发电负荷降低。相反地，快关阀开度减小，热网释放蓄热，机组发电负荷 增加。
t /s 100 75
850.40.20.3燃料量/ (k g ⋅s −1)
355545151716300260280609075 62013调门 开度/%
机前压 力/M P a 发电 负荷/M W 出水 温度/℃ 中排 压力/M P a 快关阀
开度/%
图3 快关阀开度扰动实验曲线
Fig. 3 Curves in emergency cut-off valve disturbance experiments
2 负荷指令处理
随着风电等随机性新能源并网，电网对机组的调峰调频能力提出了更高的要求。具体表现为自动发电控制(automatic generation control, AGC)要求的变负荷速率和范围增加。供热机组从“以热定电”运行方式改变为协调控制方式参与电网调峰调频。
第14期 邓拓宇等：利用热网储能提高供热机组调频调峰能力的控制方法 3629
充分利用热网蓄热能够进一步提高机组的变负荷速率。基本思路是将超出现有协调方式能够接受的变负荷速率外的AGC 负荷指令分解出来，送入供热侧，这部分快变指令通过热网蓄热前馈调节。
改变快关阀开度能够快速改变机组发电负荷，但快关阀开度变化范围有限，不能直接将负荷指令作为热网蓄热控制前馈信号，因此希望将负荷指令快速且小范围变化的一部分作为前馈信号。文献[15]中提到的非线性多尺度分解方法可以将一个信号按照变化速率分解为快变部分和缓变部分，且快变部分信号波动范围大，缓变部分信号波动范围小。如果多次使用这一方法对信号进行分解，可以得到不同速率变化范围信号。这种方法分解出来的快变信号刚好符合热网蓄热改变负荷速度快但范围有限的特点。
信号x 0(s )可分解为：
00000()()()[1()]()x s N x x s N x x s =+− (7) 令：x h1(s )=[1−N 0(x )]x 0(s )；x 1(s )=N 0(x )x 0(s )，对x 1(s )继续分解：
11111()()()[1()]()x s N x x s N x x s =+− (8)
令：x h2(s )=[1−N 1(x )]x 1(s )；x 2(s )=N 1(x )x 1(s )，可以对x 2(s )继续分解。
同理，令x h(n +1)(s )=[1−N n (x )]x n (s )；x n +1(s )=N n (x )过x n (s )，则，
11111()()()[1()](),
0,1,,n n n n n x s N x x s N x x s n N
+++++=−−= (9)
依次类推，可将x n (s )不断分解。最终可得：
0h1h2h(1)1()()()()(), 0,1,,n n x s x s x s x s x s n N
++=+++= (10)
其中，N 0(x )、N 1(x )、N 2(x )、…N n +1(x )为非线性环节的描述函数，在这里采用速率限制非线性。
采用上述方法对实际AGC 指令信号进行分解，结果如图4所示。最上面曲线为一段自动调节模式下变化频繁且包含大幅度升降的实际AGC 指令信
号。实际运行中，AGC 信号进入机组负荷指令中心处理后作为机组负荷指令送至各控制系统中。本文主要考虑信号的变化速率，因此只仿真负荷处理单元中的速率限制环节，且将速率限制设定为机组设备所能承受的最高值3%P e /min 。经过指令中心处理后的机组负荷指令如第二条曲线所示。按速率非线性分解方法对机组负荷指令进行分解(非线性环节中的速率限制设置为0.1%P e /min)，分解后的缓变信号和快变信号分别如图4下面2条曲线所示。缓
t /s 快变 部分/M W
240200220180 10−20
−10 0240200220180240200220180缓变 部分/M W 经限速的A G C 指令/M W
A G C 指令/M W
图4 AGC 负荷指令分解
Fig. 4 AGC load command decomposition
变信号反应出指令变化的趋势，快变部分包含了指令波动的信息，其变化范围小于±20 MW 。
3 控制方案及仿真验证
3.1 已有控制方案分析
火电机组发电负荷控制由机炉协调控制系统实现。目前现场供热机组供热负荷控制独立于机炉协调控制系统单独设计，常采用2种控制方案，一种是通过手动调节快关阀开度改变热负荷，另一种是自动调节，即将供热流量定值与供热流量的偏差送入供热侧PID 输出后作为快关阀开度指令调节供热负荷。这2种方式的调节目的都是通过改变快关阀开度使供热负荷达到设定值，而文中的目的是短时间利用热网蓄热快速调节发电负荷。通过前一段的分析可知，快关阀开度变化会影响机组负荷，已有方案中按单回路系统设计的供热控制没有考虑这种影响，无法满足文中需要。通过快关阀开度调节发电负荷需要深入分析供热负荷回路与机炉协调控制之间的相互影响，将供热侧控制纳入到机炉协调控制系统中。
文献[15]将包含供热的多变量机炉模型作为被控对象，结合执行机构与被控对象的特性分析了模型输入输出间的多种配对方式，最终采用锅炉侧燃料量控制抽汽压力，汽轮机侧高调门控制发电功率，供
热抽汽蝶阀控制汽轮机前压力。机前压力是机组稳定性的重要标志，需要可靠的控制手段调节，但供热蝶阀线性度差，调节范围有限，易故障。因此虽然这种配对方案考虑了一部分实用性因素，但是采用蝶阀开度控制机前压力仍然有很大的危险性。
机炉协调控制系统中常采用发电负荷指令作
3630 中国电机工程学报第35卷
为锅炉指令前馈，使锅炉输入能量能够快速地与外界负荷要求相适应。但是通过改变燃料量调节发电负荷的过程十分缓慢，直接用负荷指令前馈很容易导致超调，从而引起机前压力的波动。协调控制系统为了维持机组的稳定，限制了机组的变负荷速率。而在大规模风电并网条件下，希望机组能够达到更高的变负荷速率。
3.2 带供热前馈的协调控制方案
改变燃料量、汽轮机调门开度、快关阀开度都能够改变发电负荷。燃料量调节负荷过程缓慢，从燃料量变化到负荷明显改变有很大滞后；汽轮机调门调节负荷的速度快，但如果不及时补充燃料，机组负荷会回到调门动作前的数值；快关阀调节负荷的速度也很快，以此利用热网蓄热能够弥补调门动作后负荷快速回归与燃料量变化到负荷尚未明显变化之间那段时间内的负荷需求。
燃料量本身变化不能过快而且容易过调，因此将负荷指令信号分解出的缓变部分作为燃料前馈叠加在锅炉燃料量指令上，使锅炉输入能量与发电负荷指令趋势匹配；快关阀调节负荷过程快速，但调节范围有限，因此将负荷指令信号中的快变部分作为供热前馈叠加在快关阀开度指令上，利用热网蓄热及时改变所需的发电负荷，提高机组负荷响应速率。改进的带供热前馈的方案如图5所示。采用2种不同尺度的前馈适应了不同调节手段的特点，又能够使最终发电快速跟随负荷变化，并且不影响原来机组的稳定性。
图5 带供热前馈的供热机组协调控制方案示意图
Fig. 5 Scheme of coordinated control in heating
套利模型科索沃战争units with heat feedforward regulation
实际中如果需要维持供热负荷的稳定，供热抽汽流量回路需要闭环，采用PID反馈控制保证供热负荷
维持在设定值。前馈部分如前所述，供热侧闭环，形成供热前馈–反馈协调控制方案。
3.3 仿真实验
实验1：供热负荷开环，带供热前馈的协调控制与无前馈炉跟机控制的比较。在额定供热负荷工作点(发电负荷235MW，机前压力16.7MPa，供热流量111kg/s)，200s时机组负荷以9MW/min (3%P e/min)速率下降到205MW模型输出响应曲线与燃料量变化曲线如图6所示(实线为有前馈，虚线为无前馈)。
t/s
燃
料
量/
(
k
g
⋅
s
−
1
)
120
100
40
35
30
240
200
220
180
17.0
16.5
供
热
抽
汽
流781MOH
量/
(
k
g
⋅
s
−
1
)
机
组
负
荷/
M
W
机
前
压
力/
M
P
a
图6 2种供热开环控制方案发电负荷扰动响应曲线比较Fig. 6 Comparisons of responses to power load variation in two control schemes with heat extraction open loop
在200~400s间抽汽流量增加，热网蓄热，机组负荷降低。由于热网蓄热过程中机组负荷持续降低，通过协调反馈作用于燃料量指令的信号幅度小于未利用热网蓄热的方案，因此供热前馈方案减小了燃料量过调引起的机前压力超调量。加入热网蓄热前馈后，机组在3%P e/min速率变化时仍能使机前压力变化保持在允许范围内，而不用热网蓄热时机前压力波动已经超过机组运行中允许的超调量0.4MPa。
实验2：热网蓄热前馈-反馈控制方案与无前馈供热侧闭环控制方案的比较(后者供热侧PID参数重新整定)。在额定供热负荷工作点，200s机组负荷以9MW/min速率下降到205MW模型输出响应曲线如图7所示(实线为有前馈，虚线为无前馈)。
加入前馈后，机前压力超调量明显减少。在200~400s间抽汽流量增加，热网蓄热，机组负荷降低。由于供热侧闭环，400s后供热抽汽流量逐渐恢复到原来的数值。
实验3：以自动调节模式下实际AGC指令信号为输入，比较供热侧开环，带供热前馈与无前馈控制方案下机组响应情况。
由图8可以看出2种方式(实线为有前馈，虚线为无前馈)下，机组发电负荷均能够很好地跟随负荷指令，而带供热前馈方案中机前压力波动明显小于
第14期
邓拓宇等：利用热网储能提高供热机组调频调峰能力的控制方法 3631
t /s
供热抽汽流 量/(k g ⋅s −1)
机组 负荷/M W
机前 压力/M P a
图7 2种供热闭环控制方案发电负荷扰动响应曲线比较 Fig. 7 Comparisons of responses to power load variation in two control schemes with heat extraction closed loop
t /s 燃料 量/(k g ⋅s −1)
0 12 000 4 000 8 000
供热抽汽流 量/(k g ⋅s −1)
机组 负荷/M W 机前
压力/M P a
图8 AGC 负荷指令下2种控制方案响应曲线比较 Fig. 8 Comparisons of responses to AGC load
command in two control schemes
无前馈方案的。第3张图中实线相对于虚线的“鼓包”反映了热网蓄热和释放蓄热的过程。正是由于热网蓄热的存在，减小了燃料量超调，从而减小了机前压力波动。
一般300 MW 供热机组负荷调节范围最大约
60 MW ，按极端情况考虑，这些发电负荷变化全部由热网蓄热提供，那么热网吸热量变化为3 600 MJ/
min 。城市供暖主要以温度为指标，小于1 ℃的温度变化不会对用户造成明显影响。以JQ 热电厂为例，一级供热管道长约40 km ，管径约1 m ，温度变化1℃，可释放/存储热能 1.3×105 MJ 。温度变化
1℃机组可以维持变负荷运行36 min 。按照1%~3% P e /min 的变负荷率，同方向调节过程最长不超过 20 min ，所以文中提出的利用热网蓄热调节负荷方
案不会对热用户造成明显影响。此外文献[15]中实验表明，热源端供热量在十几到几十分钟的时间尺度内波动时，不会对用户端造成可察觉的影响。
仿真实验初步验证在不对热用户造成明显影响下，供热前馈方案控制的机组可以接受更高的
AGC 变负荷速率。
4 结论
分析了供热机组热网储能特性，通过仿真实验和现场实验验证了供热快关阀开度与发电负荷间
的关系：快关阀开度增加，热网蓄热，机组发电负荷降低；快关阀开度减小，热网释放蓄热，机组发电负荷增加。
提出在炉跟机基础方案上，将AGC 指令信号分解后，快变部分作为供热前馈，缓变部分作为燃料前馈的供热机组协调控制系统结构。mmc
仿真实验初步验证了带供热前馈的协调控制方案下，机组可以接受3%P e /min 的AGC 变负荷速率。机组变负荷过程中利用热网蓄热能够有效减小机前压力波动，且不对热用户造成明显影响。
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