供热机组锅炉储能与热网储能空间时间多尺度分析

来源：SCI期刊网 分类：电子论文 时间：2021-12-17 10:25 热度：

摘 要：摘要：能源互联网的发展使电力系统和热力系统的联系更加紧密，利用热网储能提高供热机组快速变负荷能力成为新的课题。通过小波时间多尺度分析发现，燃料提供的能量和锅炉储能在响应

　　摘要：能源互联网的发展使电力系统和热力系统的联系更加紧密，利用热网储能提高供热机组快速变负荷能力成为新的课题。通过小波时间多尺度分析发现，燃料提供的能量和锅炉储能在响应时间上的差异是造成传统炉跟机协调控制中机前压力波动大的主要原因。供热机组可以利用热网储能补偿机组所需能量。分析锅炉和热网储能时间空间特性发现热网储能容量大，但与锅炉储能响应时间接近。以储能时间特性分析为基础，设计供热前馈环节使热网储能在锅炉储能消耗大，但燃料尚未补充能量时发挥作用。仿真实验表明，带供热前馈的协调控制方案下机组能够接受 3%Pe/min 的变负荷速率，相比 1.5%Pe/min 速率，可以使 AGC(automatic generation control)调节偏差积分减小 50%。

　　关键词：供热机组;锅炉储能;热网储能;多尺度;小波分析;协调控制

　　0 引言

　　具有间歇性和随机波动性的可再生能源大规模并网，给电网的安全稳定运行带来影响[1]。储能技术作为消纳可再生能源的重要手段，受到广泛关注[2-5]。目前能够商业化应用的大容量储能技术只有抽水蓄能，其他储能技术在普及中大多存在着关键技术、经济成本等方面的问题[6]。火电机组是我国主力发电机组，充分挖掘和利用火电中的储能就能在较短时间内、以较少的资金投入缓解新能源并网给电网带来的压力。

　　火电机组热力系统储能主要分布在锅炉汽水系统和机组回热系统中[7-10]。文献[7-8]分别给出了汽包锅炉和直流锅炉中锅炉蓄热系数的定量计算方法。文献[9]初步计算了机组中可以利用的凝结水蓄热量。凝结水节流，加热凝结水需要的汽轮机回热抽汽量减少，这部分蒸汽到汽轮机做功，增加机组功率。文献[10]建立了抽汽逆止阀可控的回热抽汽系统数学模型。抽汽阀开度减小，原本进入回热加热器的蒸汽到汽轮机做功，增加机组功率。这些方法涉及了一些火电储能的定量计算，但对如何协调多种储能以加快机组负荷响应速度或提高机组稳定性研究甚少。导致机组机前压力等主要参数波动的本质原因是能量供给和能量需求在时空分布上的不平衡。例如在空间上，燃料可以提供足够的能量，锅炉蓄热量有限且通过锅炉储能调节负荷会造成机前压力波动;在时间上，燃料改变负荷的过程缓慢，汽轮机调节阀动作利用锅炉蓄热改变负荷过程迅速。可以看出这 2 种调节负荷的方式在时空特性上具有一定的互补特性，以此为基础设计的机组协调控制系统[11-12]在一定程度上能够发挥 2 种调节方式的优点。

　　2015 年，我国热电联产装机规模规划达到 2.5 亿千瓦，占火电装机规划的 32%至 35%;供热机组进入一个快速发展时期[13]。因此，研究供热机组储能特性以提高机组的调峰调频能力具有普遍意义[14-16]。关于热力系统储能的研究是能源互联网中热力系统与电力系统互联的重要内容 [2] 。 文献[17-18]分别研究了热力系统在电源侧和需求侧对电网负荷的调节作用。文献[19]利用电力系统和热力系统物理特性互补性强的特点，提出了电–热联合系统以提高能源系统优化配置能力，目前这一构想尚处于起步阶段。

　　大型抽汽调节式供热机组与热网相连，在供热期可以利用热网储能;此外供热机组热力系统结构与纯凝汽式火电机组基本相同，锅炉汽水系统储能和回热系统储能均可用来提高机组发电负荷控制水平。本文以供热机组模型为基础，分析供热机组储能与协调控制任务之间的关系。以能量时空多尺度分析为基础，讨论锅炉储能和热网储能如何配合以提高变负荷时机组的稳定性。最后以某供热机组为例，应用储能时空多尺度分析方法设计机组协调控制系统。

　　1 供热机组简化动态模型

　　典型抽汽调节式供热机组热力系统结构与纯凝汽式机组类似，只在供热部分不同。汽轮机中压缸排汽分为 2 路，一路流入低压缸做功，另一路流入热网加热器作为供热一次管网的热源。一次管网经过换热站为二次管网提供热量，二次管网热水流入城市居民供热设备中供热。中压缸排汽流向低压缸的一路管道上装有汽轮机调节蝶阀(LV 阀);流向热网加热器的一路管道上装有逆止阀、快关阀(EV 阀)和隔离阀。现场采用 LV 阀和 EV 阀调节供热负荷。在成熟的纯凝式机组模型基础上对供热抽汽部分进行增补修正可以得到供热机组简化动态模型 [20-21]。模型对应的锅炉为亚临界参数自然循环汽包锅炉，汽轮机为 CZK330-16.67/0.4/538/538 型亚临界蒸汽参数供热凝汽式机组[20]。

　　2 锅炉储能时空尺度分析

　　2.1 锅炉储能容量分析

　　汽水工质吸收炉膛内燃料燃烧产生的热量后流动到汽轮机内做功。平衡状态下，工质吸收的热量等于到输出到汽轮机内的热量。压力降低时，工质膨胀释放热量，并且膨胀的体积会推动后段工质去汽轮机做功;同时，压力降低也会引起汽水管道金属温度降低，使金属释放热量，并通过工质吸收这些热量后到汽轮机做功。这一过程中，原本存储于汽水系统中的能量释放出来，到汽轮机做功，这部分能量即为锅炉储能。

　　锅炉蓄热系数能够表征锅炉储能，其定义为单位压力变化时锅炉存储或释放的有效热量，其中有效热量是指锅炉热量中可转化为电能的部分[11]。直流锅炉和汽包锅炉蓄热系数计算方法存在差异[7-8]，并非本文的研究内容，这里只利用方法[7]求得的锅炉蓄热系数结果讨论锅炉储能，所得的结论适用于直流锅炉和汽包锅炉。已经但汽轮机高压缸调门开度变化引起机前压力变化，使得锅炉储能/释能。机前压力波动pt 对应锅炉储能容量 Eb：

　　2.2 锅炉储能时间多尺度分析

　　通过调节汽轮机调门利用锅炉储能改变负荷，这一过程十分迅速，而通过调节燃料量补充机组所需能量的过程存在很大惯性和迟延，2 个过程在动态响应时间上能否协调决定了机组机前压力的波动性水平，因此需要对锅炉储能释放和燃料补充储能的动态过程做时间多尺度分析。

　　小波变换能对信号时间/频率进行局部化分析，它通过伸缩平移运算对信号逐步进行多尺度细化。系数图中某点的小波系数大小反映出信号与某一尺度、某一时间下小波的相似程度。小波系数能够反映信号的波动程度，即信号能量的大小。观察小波系数的变化趋势，就能得到信号在不同尺度下的特性，即多尺度分析。

　　机组采用基本炉跟机控制，即燃料量控制机前压力，汽轮机高调门控制机组负荷，供热侧采用 EV 阀控制供热抽汽压力。以 MATLAB 为平台，在额定供热工况下，200s 起分别做燃料量、汽轮机高调门和 EV 阀开度阶跃扰动仿真实验，得到 3 组机前压力响应曲线。比较常用小波发现 gaus1 小波时域形状最接近几组闭环响应曲线，因此 gaus1 连续小波变换系数图最能体现出信号的波动特性。

　　采用 gaus1 小波分别对 3 组压力信号进行时间多尺度分解，得到归一化的小波系数如图 1 所示，红色代表小波系数大，蓝色表示系数小。比较图 1(a) 和(b)，从时间轴看，燃料量响应明显滞后于汽轮机高调门响应，从尺度轴看，燃料量响应的能量分布在较高尺度，而汽轮机高调门响应集中于低尺度。尺度与频率成反比，也就是说燃料量扰动引起的机前压力波动主要为低频波动，机侧响应较快为较高频率的波动，这与常识相符。从图 1(a)和(b)清晰可见两者能量分布差距很大，这是造成炉跟机方式协调控制中机前压力难以控制的主要原因。

　　3 供热部分储能特性分析

　　3.1 热网储能特性分析

　　供热热网包含大量管道和换热设备，其中蕴含着大量储能，可以利用这部分储能来补偿机组变负荷运行中锅炉储能的不足。文献[22]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。因此可以通过改变供热流量调节机组负荷而不对热用户造成明显影响。

　　LV 阀开度增加或者 EV 阀开度减小，热网储能释放，供热抽汽压力减小，进入热网加热器的蒸汽流量减小，减少的流量流入汽轮机低压缸做功，从而增加机组发电量。LV 阀和 EV 阀均为蝶阀，具有明显的非线性特性，在流量小时灵敏度高，流量大时调节作用微弱。额定供热工况附近，供热抽汽流量大，装在热网加热器供热管道上的 LV 阀调节特性差，因此一般采用 EV 阀调节供热负荷。

　　从模型分析 EV 阀对机前压力的补偿特性。开环情况下，由(4)和(5)可见影响机前压力的输入变量只有燃料量和汽轮机高调门开度，而 EV 阀开度并不影响机前压力。但对象闭环后，由于多变量各输入输出间的耦合作用，使得 EV 阀开度影响机前压力，同时燃料量波动和汽轮机调门动作会改变抽汽压力。

　　以模型机组为例，可以计算出锅炉储能容量为 1980MJ，而热网储能容量约为 1.3105 MJ[15]，因此从空间上说，可以通过热网储能补偿锅炉储能的不足。机炉能量平衡反映在机前压力上，机组和热网能量平衡反映在抽汽压力上，2 种压力变化量均受到设备限制，因此需要协调控制使变负荷过程中平衡利用锅炉储能和热网储能，减小机前压力波动，并将供热抽汽压力控制在允许范围内。

　　上面分析了储能的空间分布，下面分析储能的时间特性。从图 1(c)看出 EV 阀开度响应与汽轮机调门开度响应能量分布相似，EV 阀的更慢一些，如果设计一种控制方案使其响应时间位于燃料能量和锅炉储能之间，就能使机前压力变化更平稳。

　　3.2 供热侧前馈环节设计

　　以大幅度降负荷为例，变负荷过程初期，汽轮机调门快速动作，锅炉储能;一段时间后锅炉储能达到极限，即机前压力上升至极限值;这时，燃料响应过慢尚不足以弥补锅炉储能，继续降负荷将使机前压力超限。因此希望在锅炉储能达到极限前增开 EV 阀，使一部分能量存储到热网中，防止机前压力超限。燃料量是调节机组负荷的根本手段，如果热网储能过早，会使燃料量不减小;如果热网储能过晚，则会造成锅炉储能达到饱和，引起机前压力超限。因此，利用热网储能补偿变负荷引起的机前压力波动必须使热网储能和锅炉储能达到空间和时间上的平衡。

　　以炉跟机方案和 EV 阀控制抽汽压力为基本控制方案，设计前馈环节补偿机前压力波动。2 种储能容量上可以通过设置增益平衡，而时间上的差异可以通过惯性来对齐，因此选择工程上常用的一阶惯性环节作为前馈。分别选择图 1(a)和(c)中波动最剧烈(红色区域)的 2 组小波系数及其对应的时间分量列在表 1 中，得到供热前馈增益为小波系数 a/小波系数 c，惯性时间常数为(时间 a时间 c)/3。取平均数值得到前馈环节为 11.8/(1+125s)。如果采用这一环节，则热网储能正好替代锅炉储能，而实际运行中希望变负荷初期先利用锅炉储能，待锅炉储能稍显不足时再增加热网储能。因此需要调整前馈环节，减小增益增加惯性，调整为 8/(1+160s)。

　　4 仿真试验

　　额定供热工况(机前压力 16.67MPa，机组负荷 235MW，供热抽汽压力 0.35MPa)下，200s 起，负荷指令以 3%Pe/min 下降 30MW，机组响应曲线如图 2 所示，其中实线为改进方案，虚线为炉跟机基本方案。可以看出 2 种方案机组负荷均能快速准确跟随负荷指令，改进方案中压力波动明显减小，燃料量基本无超调。降负荷过程中热力系统储能，抽汽压力增加，使热网储能，从而减小了锅炉储能量，能量在空间分布上更为平衡，因此机前压力超调减小。机前压力波动变缓变弱，减弱了燃料侧 PID 控制器输入，从而使燃料量变化更加平稳。由于热网储能容量巨大，供热侧 20min 内的短期扰动不会对热用户造成明显影响[22]。

　　对实验中 2 条机前压力曲线做小波分析，结果如图 3 所示，2 分图采用同一颜色标度。改进方案颜色较浅且分布更均匀，说明机前压力波动幅度小且能量分布更均匀。这也有利于燃料、给水、送风等协调子系统的稳定运行。

　　抽水蓄能电站具有储能容量大，调节速度快的优点，但目前我国抽水蓄能电站占比很少，因其建设受到地理环境制约较大。作为我国主力电源的火电已经出现产能过剩现象，这说明火电储能容量也很大，可以用做调峰机组，但其负荷调节速度较慢，因此如果用做调频需要储能电池等新型可快速充放电的储能装置配合。文献[6]研究表明目前此类储能系统运行寿命较短及价格较高是制约其大规模应用的瓶颈。因此，提高火电自身变负荷速率以减轻电网调频压力具有重要意义。图 4 显示了不同变负荷速率下负荷指令与电网 AGC(automatic generation control)指令间的差异，水电、火电和供热机组变负荷速率分别为 20%Pe/min、1.5%Pe/min、 3%Pe/min。如果供热机组仍以纯凝火电机组炉跟机方式调节负荷，其 AGC 调节偏差积分[23]为 SABE(S 表示面积)，如果采用文中带供热前馈的协调控制方法能提高变负荷速率至 3%Pe/min，则偏差积分为 SABD。计算得到供热机组利用热网储能可以使机组 AGC 调节偏差积分减小 50%(SADE/SABE)。

　　5 结论

　　1)推导出锅炉蓄热系数、机前压力波动峰值、机组变负荷速率和变负荷时间之间的关系。以本文中模型机组为例，额定供热工况下，机组可以利用的锅炉储能最大为 1980 MJ，能够维持 3%Pe/min 速率下连续变负荷运行 155s。

　　2)通过小波时间多尺度分析发现，升负荷过程中，锅炉释放储能和燃料量补充机组能量两个过程在时间尺度上存在很大差异，燃料量响应慢来不及补偿锅炉储能是传统炉跟机协调控制中机前压力波动大的根本原因。

　　3)从空间上看，燃料可以提供足够能量，热网储能容量 1.3105 MJ 远大于锅炉储能 1980 MJ;从时间上看，燃料量到机前压力的反应最慢(566s)，锅炉储能最快(139s)，热网储能(202s)略慢于锅炉储能。

　　4)以储能时间特性分析为基础，设计供热前馈环节使热网储能在锅炉储能消耗大，但燃料尚未补充能量时发挥作用。供热机组利用热网储能使自身变负荷速率由 1.5%Pe/min 提高到 3%Pe/min，可以使 AGC 调节偏差积分减小 50%。——论文作者：邓拓宇，田亮，刘吉臻

　　参考文献

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文章名称：供热机组锅炉储能与热网储能空间时间多尺度分析

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