基于长输管网的电厂供热抽汽智慧调节系统介绍
蔡浩飞 华能清洁能源技术研究院
各位领导专家，大家下午好，很荣幸代表本团队进行智慧电厂的汇报。我今天的汇报题目是《基于长输管网的电厂供热抽汽智慧调节系统介绍》，欢迎各位领导专家交流探讨。
一、背景介绍
(资料图片)
第一方面的大背景是长距离智慧供热。热电联产供热是我国北方城镇能效最高的供热方式之一，近年来朝着集中化、规模化发展。目前在国内已经有多个项目实施，包括太古长距离供热项目，已经运行了多年。2021年华能集团旗下的伊敏电厂至海拉尔长距离供热工程，也建成投运，管网长达70公里，是国内目前最长的长距离供热管道，管网建成后，厂内有6台机组进行供热，厂外的长输管网包括四级的中继泵站泵组，包括首站、两个中继泵站，还有一个高压站，并且每个中继泵站是分供回水的两级供热管道。为了实现长距离的输送利用多级泵的形式逐级升压。长输供热的输送体量是非常大的，达到了1万吨/小时，供水温度也非常高，达到了130℃，因此长输供热管网多级泵安全节能运行直接关系到居民生活安全保障和供热经济效益。另外从源侧来看，伊敏电厂目前包括多台机组，多台机组供热抽汽参数偏差大，不同热量需求下机组负荷分配方案影响厂级经济运行效果。长距离供热系统长时滞性与大容量蓄热特性有助于提高电厂的电力灵活性，实现热电协同运行。
第二部分的大背景是当天国内正在主推的电厂灵活性改造。目前在国内火电仍占有一定的比例，2021年煤炭消费的比重达到了56%，国家在进一步推进电厂灵活性改造方面也下了比较大的力气。目前从深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，目前国内的火力发电的变负荷能力与丹麦、德国、美国等国家存在较大差距，有很大改善的空间与潜力。从供热角度出发，电厂的灵活性改造主要包括两方面。第一是结合供热流程的深度调峰改造：低压缸零出力供热（深度调峰）、旁路供热；第二是利用供热流程的调频能力提升：供热抽汽负荷调节、蓄能装置等。比如长距离热网，就是一个很大的蓄热体，利用这一部分蓄热体的蓄能特性，还有70公里长距离的传输热量的实质特性，能够在保证我们长距离供热稳定的情况下，进一步提升机组的灵活性。
从上述两个大背景出发，我们展开了基于长输管网的电厂供热抽汽智慧调节系统研究。下面对我们当前的系统研究情况进行简单的介绍和汇报。
二、长输管网运行调节
对于国内大部分供热系统而言，供热管网和热源厂往往是分割开来的，热力公司通过买热的方式对电厂供热提出要求，电厂通过调整首站抽汽，完成热负荷的需求。但是对于这种源网一体控制，尤其是热网系控统制系统，放在厂内一整套的供热系统，长输管网的运行调节，机组的抽汽控制就可以从整体的角度去考虑。
对于长距离供热的调节方式，目前主要包括这几方面，从大方面来讲，可以分为安全运行策略，还有负荷调节策略。安全运行策略包括长输管网、多级泵的启停连锁保护、故障应对。
负荷调节策略的是长距离供热系统的另一个重要控制部分，包括热用户区域的负荷预测和质量调节方式。目前针对厂路管网，结合以往的经验来看，包括太古的运行方式、银川的运行方式，目前主要包括这几方面，可以看作定流量运行、定出口温度运行，或者是分阶段分供暖期的定流量运行，如果灵活性再提高一些就可以做到一天之内比较频繁的质量并调。考虑到长距离供热系统的灵活经济运行，在供暖季之前，根据不同的负荷需求，制定不同负荷工况下的质量调节策略。
其中量调节策略主要是制定了长输管网的运行流量，运行流量是由多级泵，对于我们这一套长输管道系统，里面有24台水泵的频率调节方式。质调节是考虑到电厂侧的抽汽对长输管网供水温度的影响。
量调节方式的理论计算过程，就是利用网络对整个长输管网建立整个的管网模型，利用这种网络图论的方式，求得整个管网的流量分布和压力。然后在每一个年度，把我们的水泵模型放进去，根据水泵的效率曲线，就可以得到水泵的能耗模型，这样就可以得出不同流量运行工况，不同压力运行工况下，多级泵的整体的能耗情况。
这是我们初步计算的结果，结合上述的图论方法进行计算的结果。根据多级泵总能耗，获得不同流量下多级泵的节能运行策略。
在流量比较小，第一张图是1000吨/小时的时候，第二张图是4000吨/小时的时候，我们可以只开启首站的4台水泵，它的出口水压足以满足整个70公里的流量工况下的供回运行。然后当流量进一步提高的时候，提高到5000吨的时候，在保证长输管网各点压力限制的情况下，开启二号泵站的回水泵。当然流量进一步提高到7000吨的时候，可能需要开启2号泵站的4台水泵来保证整体流量压力的稳定性。当流量进一步提高到1万吨/小时的时候，就需要开启1号泵站4台供回泵和隔压站4台回水。通过理论计算的结果，还有去年一整个供暖季的历史运行数据的对比分析，我们的计算结果和历史运行数据是比较接近的。下一个供暖期，我们预备把节能运行策略就是投上去，先把策略制定出来，然后放到后续的控制平台中，实现整个长输管网的调节。
对于长输管网的质调节，主要是需要考虑机组侧的抽汽控制。对于单台机过热的情况比较简单，单台机的情况下，一方面不需要考虑场级的整体优化分配，另一方面就是它的抽汽气量反馈控制也比较容易，只需要根据抽汽带加热器进出口的函差，制定热负荷条件下的抽汽量，对单台机的抽汽量进行控制。对于多台机组供热的情况下，尤其是抽汽参数偏差比较大的情况，以我们当前正在进行的项目为主，一期的两台机组是低压缸零出力的，它的供气参数相对比较低——194℃，0.25兆瓦，但是二期和三期是利用中联管打孔抽气进行供热，去供尖峰加热器，它的在抽汽单数的可能相对还比较高。在这样的情况下，当我们热负荷不同的时候，比如热负荷较低的时候，还有供暖期的巅峰期热负荷较高的时候，如何去分配这6台不同抽汽参数下的机组的负荷，这是我们接下来要研究的一个问题。
三、多机组抽汽优化分配
下面就介绍多机组抽汽优化分配的过程。对于不同的现场情况，供热负荷优化分配的场级目标是存在一定差异的，但是一般都会以煤耗等经济因素为主要指标，在其他时候可能会糅合进来调峰收益等等。多机组的抽汽优化参数技术路线，是对于给定的整体热负荷需求，给它们首站热负荷的需求和电厂当前的运行情况，包括当前正在供热的机组数量，各个机组的实时电负荷的需求，以及供热抽汽量，在当前供热初期量的情况，以及出现安全运行边界，作为整个控制系统的输入条件，然后结合历史数据，还有机组的热力平衡图、锅炉汽机等部件资料，去建立整个电厂的厂级、机组级及运行模型，包括它的电热运行特性以及能耗分析都可以通过这个模型来获得。然后在已建立的模型的基础之上，通过对整体的首站的热负荷指令进行不同的分解，研究不同热负荷分配情况下的电厂各机组变工况的运行特性，以煤耗最低或其他因素作为总体指标，对不同的变工况运行特性、运行方式进行寻优，从而获得热负荷的整体长期经济运行方案。整体的技术路线就是输入，机组的基本特性、热负荷；目标是煤耗等优化函数；输出是最终得到单台机供热的负荷值。这样在6台机的蒸汽优化下，使厂级效益达到最高。
这是我们计算过程中的基础理论研究。以某个机组为例，主要目标是通过上述建立的模型，还有结果历史运行的数据，获得不同电负荷及热负荷条件下机组的煤耗、热效率、火用效率等作为寻优目标函数；
变工况寻优的过程最主要的是变工况的计算，另一个是整体的选优。其中公式是常见的福留格尔公式，福留格尔公式是供热机组变工况特性分析的理论基础。但是这个公式是有两个应用的限制条件，其中就包括通流面积不能变，对于供热抽汽机组，一般通流面积是会发生一定改变的，因此对于供热机组系统的变工况计算，如果要应用福留格尔公式的话，需要做一定的调整，将供热机组变工况计算，就是以供热抽汽口划界，跟蒸汽轮机为不同的区段，各区段分别使用福留格尔公式。
中间这个流程图，是变工况的计算过程。对于变工况特性的分析结果，也需要从汽轮机最大进气量、低压缸最小凝气流量、最小冷却流量、锅炉最小蒸发量、最大抽汽流量等参数进行约束，在满足约束条件下的工况内进行寻优。
右边是寻优的过程，包含初始随机粒子的分配，然后再进行变工况计算模型的计算，进行整体的寻优。
前面的介绍主要是软件层面，对于多机组热源热负荷优化分配的策略性的计算。后面考虑到把整个策略做到机组中却实现对机组的控制。我们做了一套控制逻辑，考虑到长输热网系统的响应时间是非常久的，从机组抽汽开始调整，反映到70公里之后的隔压站的入口水温的变化，时间要达到7~10个小时左右。对于这样的大的过程模型，我们在控制系统中建立基于抽汽控制到市区供热温度变化模型预测的阶梯式广义预测控制器，以未来负荷预测为主，阶梯式反馈控制器调节为辅的主要策略，来实现对热网循环水温度的快速、精准调节。最终这一套的控制逻辑得出了总体的热负荷指令，在智慧供热平台的负荷预测基础之上进行一定的修正，得出的热负荷指令。然后将总的热负荷指令，和我们之前建立的模型以及寻优过程获得的热负荷优化分配系数，去做到单台机组的控制，要实现通过对进气阀的控制，来实现供热抽汽流量的调整。
这是我们基于之前一些项目，还有现在正在进行项目开发的一些平台。其中前两个主要是在TCS画面上做的发电煤耗以及汽轮机各级效率的展示。
最后是我们在平台上给出的一个机组，当前运行的建议值，比如说不同负荷需求上的配机建议是怎么样的，机组应该怎么样的优化，
四、热电协同调频控制
第四部分，除了日常的多热源优化分配，还可以利用长距离供热系统的实质性与蓄热特性，进行热电协同的调节控制。
对于供热系统，第一方面是从热用户用热稳定性方面去分析抽汽变化对供热的影响。对于普通的供热管网，热网储能可以满足一定的调控需求，在热压温度出现30度波动的情况下，室温仅变化0.65度，经过理论计算，热网可以接受的理论循环水温度是±6度，这是一个偏保守的估计。结合热力公司数据和信息，下一步将精确量化热网储能，另外对于长距离供热系统，由于长输热、一级管网、二级管网的存在，热网的储能能力更强，同时热量输送的实质性更长。因此当首站循环水供水水温度出现一定波动时，在一定的时间内，市区侧的用热情况基本不会受到影响。另外结合我们这么长的实质时间，可以在这样的时间段内再进行一次或多次供热调整，来保证我们之前因为调频出现的一些欠供或超供的情况，来更好的维持供热的稳定性。
做调频控制的第一部分首先要确定机组的安全运行区，主要是考虑汽轮机最大进气量，对于抽凝机组就是压缸最小凝气流量。或者对低压缸零出力改造，低压缸有一个最小的冷却流量的限制，还有锅炉最小蒸发量，最大抽汽流量的安全限制，然后获得机组的安全区，进一步结合历史数据和实验，对安全区进行一定的修整。在机组安全运行区内，将供热抽汽蝶阀作为机组负荷的调节手段，通过供热抽汽量的瞬时调节，来提升供热机组的快速变负荷能力。以三百兆瓦的机组为例，通过供热抽汽节流，实际负荷上升速率可以达到26兆瓦每分钟，能够达到电负荷的8.6%,供热抽汽节流对于机组的灵活性调整还是是有一定意义的。
通过这样的灵活性调整，实现机组的快速变负荷和响应，能够辅助我们提高机组的市场的辅助服务市场的考核收益。
随着将来电力现货市场的进一步发展，具备大蓄能特性的长输管网里面，在机组灵活性方面起到的机组灵活性提升作用，对于当前的火电厂的收益提升是有更重要的意义。
这个是我们针对调频控制做的简单逻辑介绍。对于调频的控制逻辑，主要是在日常的多机组优化分配的基础上增加一路切换，在日常的稳态工况下，主要是控制热网加热器的出口供水温度，实现供热的自动控制。当需要调频响应的时候，可以切换到调频节流回路上，来提高机组动态的响应能力。在调频节流的控制过程中，需要针对当前机组的的特性，建立供热抽汽节流系统的非线性模型，计算得出供热-负荷增益系数，作为供热抽汽节流系统的关键参数。
这是我们针对现有机组做的一套控制逻辑，这个逻辑相对比较简单，就是日常情况下，作为常规的多热源优化分配的常规控制的方式。节流触发信号为“0”时，供热蝶阀控制方式为常规控制方式；当节流触发信号为“1”时，供热蝶阀控制方式为节流控制方式。节流控制方式一种为AGC节流模式，另一种为调频节流模式。当调频节流模式为“0”时，按AGC节流模式进行控制，当调频节流模式为“1”时，按调频节流模式进行控制。
五、工程实施案例
下面简单介绍一下本系统在项目中的实际应用。这是我们华能伊敏电厂进行长距离供热改造后的情况，本项目主要目的是将多个系统串为一体，因为之前的场内和市区侧一般都是通过提前一天定热的方式来实现热负荷的供应，现在从我们的项目角度出发，主要目的是构建全体的一张网，把伊敏电厂的热源、长输管网还有市区侧的供热联系到一起，在软件层面和硬件层面上进行打通，这样我们市区侧的热负荷就可以实时的通过特定通讯方式，传回厂内的控制系统。
我们整个的智慧调节系统分为两部分，第一部分就是针对机组、针对长输管网，平台整体进行综合的运算，然后将控制的指令下发给机组，部分下发到长输管网。
这是我们管网当前建立的一个运行平台，主要包括一些管网监测功能以及利用图论获得的节能计算功能。
这是机组侧的一个控制平台，主要是建立自主开发的智能计算引擎，引擎内可以包括一般的控制逻辑组态，也可以进行机组建模分析的内容。
另外在通讯上为了保障安全性，我们没有采用通讯协议的方式，而是直接采用的链接线的方式进行通讯，目前项目正在实施中，在下一个的供暖季，将系统整体的投上去。
好，谢谢各位领导专家。
关键词：
