一种供热机组的多能源分配和调度系统的制作方法

文档序号：23218672发布日期：2020-12-08 15:00阅读：153来源：国知局

本发明涉及火电机组热工控制领域，具体地涉及一种供热机组的多能源分配和调度系统。

背景技术：

新能源电力的规模化消纳已成为电力系统面临的主要问题。传统意义上，火电机组本身具有一定的灵活运行能力，但在新能源电力系统的大环境下，面对现行电网的调度方式，其灵活运行能力还远未达到实际需求。对于供热机组而言，其本身是一个集多种能源形式于一体的多能源转换系统，虽然从静态角度来看，其输入端为燃料量、给水流量和送风量，输出端为电负荷和热负荷；但是从动态角度来看，供热机组的锅炉系统、回热系统、热网系统、储热罐系统等还储有不同程度和品位的蓄能。

在主蒸汽压力等指标考核不严格的情况下，通过主汽门快速动作的锅炉蓄能协同控制方式是现阶段电厂提升机组灵活运行能力的主要手段，但这种蓄能利用方式需要配合适当的锅炉过燃调节，并且要以牺牲主蒸汽压力等中间参数的控制品质为前提，这使得机组煤耗居高不下，同时机组长期偏离额定工况运行，也会对机组设备的使用寿命产生影响；另一方面，在供热公司考核不严格的情况下，热网蓄能协同控制也不失为一种有效的机组快速变负荷手段，但在能源观念受到重视的今天，单纯的通过热网蓄能协同控制来提升供热机组的快速变负荷能力也不是长久之计。

但是，如何进一步提升供热机组的灵活运行能力是本领域技术人员追求的目标。

技术实现要素：

本发明提供了一种供热机组的多能源分配和调度系统，旨在提升供热机组的灵活运行能力。

为了实现上述目的，本发明方案如下：

一种供热机组的多能源分配和调度系统，包括：

负荷指令优化和分配模块，用于对机组负荷指令进行分解和重构处理，并生成包括慢负荷指令信号的锅炉蓄能协同控制指令和包括快负荷指令信号的热网蓄能协同控制指令；

分布式能源协同控制模块，包括锅炉蓄能协同控制模块、热网蓄能协同控制模块和储热罐蓄能协同控制模块；

其中，所述锅炉蓄能协同控制模块用于根据接收到的所述锅炉蓄能协同控制指令利用和补充锅炉蓄能，并控制机组的变负荷速率；

所述热网蓄能协同控制模块用于根据所述热网蓄能协同控制指令在供热抽汽节流负荷调节回路和热网供水温度调节回路之间进行切换，以用于实现供热抽汽节流负荷和热网供水温度的跟踪和控制；

所述储热罐蓄能协同控制模块用于根据所述热网蓄能协同控制指令在储放热功率调节回路和热网供水温度调节回路之间进行切换，以用于实现储热罐的储放热功率和热网供水温度的跟踪和控制；

以及，多能源在线评估模块，包括储热罐蓄能评估模块和热网蓄能评估模块；

其中，所述热网蓄能评估模块用于根据机组运行参数计算供热抽汽正向和反向节流可利用负荷增量，并根据其进行热网热负荷评估；

所述储热罐蓄能评估模块用于根据储热罐运行参数对储热罐的虚拟热负荷进行评估。

优选地，所述机组负荷指令包括电网agc指令和一次调频指令；

所述负荷指令优化和分配模块包括信号处理单元，所述信号处理单元用于对机组负荷指令进行多层分解处理，包括：

利用信号处理环节n(x)对机组负荷指令中的信号x0(s)进行n次分解，分解结果为公式(1)；

其中，xi(s)＝[1-ni(x)]xi-1(s)，xci(s)＝ni(x)xi-1(s)。

所述信号处理单元还用于对分解后的信号进行限速处理，包括：

构造速率限制值序列{r1,r2,......rn}，且第一阶限速值r1到第n阶限速值rn逐渐增大，机组负荷指令经过第一阶限速值r1处理后得到的信号xc1(s)为慢负荷指令信号，所述机组负荷指令中除去该信号xc1(s)的部分经过第二阶限速值r2处理后得到的信号xc2(s)为快负荷指令信号；

优选地，所述所述负荷指令优化和分配模块还包括指令重构单元，用于将所述慢负荷指令信号和利用所述慢负荷指令信号构造的负荷预调节指令处理成锅炉蓄能协同控制指令，其中，所述负荷预调节指令用于在变负荷起始阶段使机组快速跨出负荷调节死区；

所述指令重构单元还用于根据限幅值k对所述快负荷指令信号进行限幅处理，以获取热网蓄能协同控制指令。

优选地，所述负荷指令优化和分配模块还包括参数寻优模块，用于对第一阶限速值r1、第二阶限速值r2和限幅值k寻优，包括：

以机组agc变负荷调节的综合性能指标kp、主蒸汽压力平均iae指标、热网供水温度平均iae指标和给煤量超调量指标的加权和为适应度函数，根据遗传算法进行迭代交叉运算和变异运算，直到适应度达到预期值或迭代次数达到最大值时输出第一阶限速值r1、第二阶限速值r2和限幅值k的最优值。

优选地，所述锅炉蓄能协同控制模块包括静态前馈模块、动态前馈模块和预测控制器；

所述静态前馈模块用于根据实际负荷指令对锅炉给煤量进行基准定位，形成给煤量静态前馈；

所述动态前馈模块用于根据输入的agc指令、实际负荷指令、供热抽汽节流负荷指令计算预给煤量，并与所述给煤量静态前馈叠加后形成给煤量总前馈；

所述预测控制器包括模型预测模块、设定值柔化模块和滚动优化模块；

所述模型预测模块用于在主蒸汽压力反馈校正的基础上，结合给煤量静态前馈、主汽门开度、高旁阀开度实时预测并输出主蒸汽压力变化量；

所述设定值柔化模块用于根据柔化因子和主蒸汽压力反馈值对自然滑压设定值进行柔化，并输出主蒸汽压力设定值；

所述滚动优化模块用于对所述主蒸汽压力变化量与所述主蒸汽压力设定值的差向量进行滚动优化，并输出预测给煤量；

所述给煤量总前馈与所述预测给煤量叠加，获取最终给煤量信号。

优选地，所述热网蓄能协同控制模块用于接收热网蓄能协同控制投入信号、热网供水温度设定指令和热网蓄能协同控制指令；

当机组处于变负荷过程时，所述热网蓄能协同控制模块切至供热抽汽节流负荷调节回路，此时热网供水温度调节回路处于跟踪状态；

当机组进入稳态时，所述热网蓄能协同控制模块切至热网供水温度调节回路，此时供热抽汽节流负荷调节回路处于跟踪状态。

优选地，所述储热罐蓄能协同控制模块用于接收热网蓄能协同控制投入信号和热网供水温度设定指令；

当机组处于变负荷过程时，所述储热罐蓄能协同控制模块切至热网供水温度调节回路，此时储放热功率调节回路处于跟踪状态；

当机组进入稳态时，所述储热罐蓄能协同控制模块切至储放热功率调节回路，此时热网供水温度调节回路处于跟踪状态。

优选地，所述根据机组运行参数计算供热抽汽正向和反向节流可利用负荷增量，包括：

根据公式(2)计算供热抽汽正向节流可利用负荷增量

其中，dh为热网加热器实际进汽流量，单位为t/h；

为热网加热器最小进汽流量，单位为mw；

根据公式(3)计算供热抽汽反向节流可利用负荷增量

其中，为低压缸实际进汽流量，单位为t/h；

为低压缸最小冷却流量，单位为mw。

优选地，所述根据储热罐运行参数对储热罐的虚拟热负荷进行评估，包括：

根据公式(4)计算储热罐蓄能的正向可利用负荷增量

根据公式(5)计算储热罐蓄能的反向可利用负荷增量

其中，cp为水的定压比热容，单位为kj/(kg.℃)；

ds为实际储热流量，单位为t/h；

th为储热罐中的热水温度，单位为℃；

tl为储热罐中的冷水温度，单位为℃；

hm为中压缸排汽焓，单位为kj/kg；

hc为热网加热器疏水焓，单位为kj/kg。

本发明方案中将供热机组视为一个集锅炉蓄能、热网蓄能和储热罐蓄能等多种能源形式于一体的能源转换系统，通过该多能源分配和调度系统深入挖掘和利用热网蓄能，在保证热网供热品质的同时，进一步提升供热机组的灵活运行能力。

本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：

图1是多能源分配和调度系统的结构示意图；

图2是锅炉蓄能协同控制指令的逻辑框图；

图3是热网蓄能协同控制指令的逻辑框图；

图4是寻优模块的计算流程图；

图5是主蒸汽压力控制的逻辑框图；

图6是储热罐储热/放热流程图；

图7是储热罐蓄能协同控制的逻辑框图；

图8是储热罐蓄能评估示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。

本发明提供了一种供热机组的多能源分配和调度系统，如图1至图3所示，该系统包括上层的负荷指令优化和分配模块，以及承担下层具体控制任务的分布式能源协同控制模块和承担蓄能状态检测任务的多能源在线评估模块。

负荷指令优化和分配模块用于对机组负荷指令进行分解和重构处理，并生成包括慢负荷指令信号的锅炉蓄能协同控制指令和包括快负荷指令信号的热网蓄能协同控制指令。

在本发明方案中，负荷指令优化和分配模块通过接收电网自动发电控制agc指令和一次调频指令，还接收储热罐蓄能和热网蓄能的评估结果，对机组负荷指令进行处理和优化分配。负荷指令处理过程是指通过信号多尺度分解将电负荷指令分解为由锅炉蓄能协同控制系统响应的慢负荷指令和由热网蓄能协同控制系统响应的快负荷指令。

分布式能源协同控制模块包括锅炉蓄能协同控制模块、热网蓄能协同控制模块和储热罐蓄能协同控制模块。

其中，所述锅炉蓄能协同控制模块用于根据接收到的所述锅炉蓄能协同控制指令利用和补充锅炉蓄能，并控制机组的变负荷速率。

所述热网蓄能协同控制模块包括供热抽汽节流负荷调节回路和热网供水温度调节回路，用于根据所述热网蓄能协同控制指令在供热抽汽节流负荷调节回路和热网供水温度调节回路之间进行切换，以用于实现供热抽汽节流负荷和热网供水温度的跟踪和控制。

所述储热罐蓄能协同控制模块包括储放热功率调节回路和热网供水温度调节回路，用于根据热网蓄能协同投入信号在储放热功率调节回路和热网供水温度调节回路之间进行切换，以用于实现储热罐的储放热功率和热网供水温度的跟踪和控制。

多能源在线评估模块包括储热罐蓄能评估模块和热网蓄能评估模块。

其中，所述热网蓄能评估模块用于根据机组运行参数计算供热抽汽正向和反向节流可利用负荷增量，并根据其进行热网热负荷评估。

所述储热罐蓄能评估模块用于根据储热罐运行参数对储热罐的虚拟热负荷进行评估。

进一步地，所述机组负荷指令包括电网agc指令和一次调频指令。通常来自电网的agc指令和一次调频指令呈台阶状，其幅值和方向是由电网能量管理系统根据电网电负荷供需平衡计算获得的。在本发明中，由于锅炉蓄能、热网蓄能和储热罐蓄能的特性并不相同，响应速率和持续时间也不同，选取不同的速率限制对机组负荷指令进行多层分解和修正，以获得适用于锅炉蓄能协同控制和热网蓄能协同控制的负荷指令是多能源协同调度的核心。

所述负荷指令优化和分配模块包括信号处理单元和指令重构单元。

其中，所述信号处理单元用于对机组负荷指令进行多层分解处理。

指令分解步骤如下：

利用信号处理环节n(x)对机组负荷指令中的信号x0(s)进行n次分解；

首先，将信号x0(s)分解为x0(s)＝n1(x)x0(s)+[1-n1(x)]x0(s)；

然后，令x1(s)＝[1-n1(x)]x0(s)，xc1(s)＝n1(x)x0(s)，对x1(s)继续分解，分解结果为x1(s)＝n2(x)x1(s)+[1-n2(x)]x1(s)；

再令x2(s)＝[1-n2(x)]x1(s)，xc2(s)＝n2(x)x1(s)，对x2(s)继续分解；

依次类推，分解过程中xi(s)＝[1-ni(x)]xi-1(s)，xci(s)＝ni(x)xi-1(s)；

最终将信号x0(s)分解为公式(1)；

所述信号处理单元还用于对分解后的信号进行限速处理，方法为：

构造速率限制值序列{r1,r2,......rn}，且第一阶限速值r1到第n阶限速值rn逐渐增大，机组负荷指令经过第一阶限速值r1处理后得到的信号xc1(s)为慢负荷指令信号，所述机组负荷指令中除去该信号xc1(s)的部分经过第二阶限速值r2处理后得到的信号xc2(s)为快负荷指令信号。

进一步地，所述负荷指令优化和分配模块还包括指令重构单元，用于将所述慢负荷指令信号和利用所述慢负荷指令信号构造的负荷预调节指令处理成锅炉蓄能协同控制指令，其中，所述负荷预调节指令用于在变负荷起始阶段使机组快速跨出负荷调节死区。

所述指令重构单元还用于根据限幅值k对所述快负荷指令信号进行限幅处理，获取热网蓄能协同控制指令。该限幅值k是根据热网蓄能的供热抽汽正向和反向节流可利用负荷增量、储热罐蓄能的正向可利用负荷增量在线计算的。

对于实际下发至锅炉蓄能协同控制模块的慢负荷指令还应对机组变负荷速率和主蒸汽压力偏差进行折中，在变负荷起始阶段，构造一个迅速跨出调节死区的负荷预调节指令，使得机组在变负荷初期能够迅速跨出负荷调节死区，设置转速死区的目的是为了消除因转速不稳定引起的机组负荷波动及调节系统晃动。在变负荷过程中，根据主蒸汽压力偏差的变化情况及时修正机组的变负荷速率，使得机组在变负荷过程中能够及时利用和补充锅炉蓄能。

为了获得最优的负荷指令处理和分配结果，本发明中还对信号多尺度分解中的关键参数进行寻优。如图4所示，所述负荷指令优化和分配模块还包括参数寻优模块，用于对第一阶限速信号r1、第二阶限速信号r2和限幅值k寻优，方法包括：

以机组agc变负荷调节的综合性能指标、主蒸汽压力平均iae指标、热网供水温度平均iae指标和给煤量超调量指标的加权和为适应度函数，根据遗传算法进行迭代交叉运算和变异运算，直到适应度达到预期值或迭代次数达到最大值时输出第一阶限速值r1、第二阶限速值r2和限幅值k的最优值。其中，iae为绝对误差积分指标。

具体地，构造适应度函数为：

其中，kp为与电力系统的两个细则相关的综合性能指标；

为主蒸汽压力iae指标，为主蒸汽压力平均iae指标；

为热网供水温度iae指标，为热网供水温度平均iae指标；

为给煤量超调量指标；

δt为iae指标的统计时间；

w1、w2、w3、w4分别为综合性能指标、主蒸汽压力平均iae指标、热网供水温度平均iae指标和给煤量超调量指标的权重。

在本发明方案中，适应度函数取电网两个细则指标、供热性能指标以及机组稳定性指标的加权和，约束条件取机组电负荷响应速率的高低限、热网电负荷响应速率的高低限、热网电负荷响应能力的高低限，寻优算法采用遗传算法、粒子群算法等人工智能算法，对信号多尺度分解中的关键参数进行寻优，得到第一阶限速值r1、第二阶限速值r2和限幅值k的最优值。

进一步地，如图5所示，所述锅炉蓄能协同控制模块包括静态前馈模块、动态前馈模块和预测控制器。

所述静态前馈模块用于根据实际负荷指令对锅炉给煤量进行基准定位，形成给煤量静态前馈。

所述动态前馈模块用于根据输入的agc指令、实际负荷指令、供热抽汽节流负荷指令计算预给煤量，并与所述给煤量静态前馈叠加后形成给煤量总前馈。

所述预测控制器包括模型预测模块、设定值柔化模块和滚动优化模块。

其中，所述模型预测模块用于在主蒸汽压力反馈校正的基础上，结合给煤量静态前馈、主汽门开度、高旁阀开度实时预测并输出主蒸汽压力变化量。

所述设定值柔化模块用于根据柔化因子和主蒸汽压力反馈值对自然滑压设定值进行柔化，并输出主蒸汽压力设定值。

所述滚动优化模块用于对所述主蒸汽压力变化量与所述主蒸汽压力设定值的差向量进行滚动优化，获得最优控制律，并输出预测给煤量。

所述给煤量总前馈与所述预测给煤量叠加，获取最终给煤量信号。

对于锅炉蓄能协同控制模块而言，由于主汽门开度至机组负荷的响应速率较快，传统的pid控制方式已能够满足机组负荷控制的基本要求，并且该控制往往又独立于deh系统，因此，该机组负荷控制不需做特别调整。

与锅炉蓄能协同控制模块相比，热网蓄能协同控制模块最大的变化在于机组负荷控制，在考虑热网蓄能协同控制后，机组负荷控制由机组自身负荷控制和供热抽汽节流负荷控制来共同完成。相比于常规机组负荷控制，在热网蓄能协同控制方式下，机组功率的反馈部分需要将供热抽汽节流对应的负荷反馈量刨除，这是为了避免控制系统误认为所有负荷反馈量均由主汽门开度变化引起，进而导致主汽门不动作或朝相反的方向误动作。

在本发明中，所述热网蓄能协同控制模块包括供热抽汽节流负荷调节回路和热网供水温度调节回路，通过接收热网蓄能协同控制投入信号、热网供水温度设定指令和热网蓄能协同控制指令，实现供热抽汽节流负荷和热网供水温度的跟踪、控制和无扰切换。

当机组处于变负荷过程时，所述热网蓄能协同控制模块切至供热抽汽节流负荷调节回路，此时热网供水温度调节回路处于跟踪状态。

当机组进入稳态时，所述热网蓄能协同控制模块切至热网供水温度调节回路，此时供热抽汽节流负荷调节回路处于跟踪状态。

进一步地，所述储热罐蓄能协同控制模块包括储放热功率调节回路和热网供水温度调节回路，通过接收热网蓄能协同控制投入信号和热网供水温度设定指令，实现储热罐的储放热功率和热网供水温度的跟踪、控制和无扰切换。

当机组处于变负荷过程时，所述储热罐蓄能协同控制模块切至热网供水温度调节回路，此时储放热功率调节回路处于跟踪状态；

当机组进入稳态时，所述储热罐蓄能协同控制模块切至储放热功率调节回路，此时热网供水温度调节回路处于跟踪状态。

图6为储热罐储放/放热流程示意图。在储热阶段：阀门1、2、3打开，热水从热网首站流入储热罐；阀门6、7、9、10打开，冷水从储热罐流入热泵机组；阀门4、5、8关闭。在放热阶段：阀门3、4、5、1打开，热水从储热罐流入供水母管；阀门10、8、6打开，冷水从回水母管流入储热罐；阀门2、7、9关闭。在停止阶段：阀门1～10全部关闭，泵类型3停运。

在上述阀门中，阀门2和阀门8为调门，其他阀门为电动门。泵类型1、2、3均为变频泵。其中，泵类型1为热网首站供水泵；泵类型2为热泵机组供水泵；泵类型3为储热罐循环水泵。

如图7所示为储热罐蓄能协同控制的逻辑框图，在传统意义上，泵类型3的频率用于调节储热罐的储放热功率，而阀门2和阀门8的开度用于调节储热罐液位；而在储热罐蓄能协同控制方式下，泵类型3则需要承担储、放热功率控制和热网供水温度控制的双重任务，当热网蓄能协同控制投入信号触发时，切换模块将控制回路切至热网供水温度调节模式，在这种情况下，储热罐蓄能的引入可缓解热网蓄能协同控制对热网供水温度造成的不利影响；而当机组进入正常稳态运行模式时，切换模块将控制回路切回储、放热功率调节模式，完成储热罐的正常储、放热过程控制。

进一步地，在热网蓄能评估模块中，额定工况下液位调节阀全开时热网加热器的进汽流量为最小进汽流量，热网加热器实际进汽流量减去其最小进汽流量即为正向节流可利用蒸汽流量，将其代入低压缸内部功增量拟合方程，即可获取对应的供热抽汽正向节流可利用负荷增量。

所述根据机组运行参数计算供热抽汽正向和反向节流可利用负荷增量，包括：