一种供热机组负荷的控制方法、装置、设备及存储介质

1.本发明涉及供热机组热工控制技术领域，具体涉及一种供热机组负荷的控制方法、装置、设备及存储介质。


背景技术：

2.供热机组是为了满足用户需求，推出的一体化集成供热机组，能够实现现场锅炉和系统的快速对接。供热机组在变负荷过程中易产生参数波动，在可再生能源大规模并网的前提下，供热机组面临频繁调峰调频过程，参数波动严重影响了机组的寿命与发电效率，严重时将威胁到生产安全。目前，多项研究表明凝结水节流技术、供热抽汽节流技术可用于辅助调峰调频过程，但是对供热机组中凝结水节流技术与供热抽汽节流技术的耦合使用时的控制方法研究较少，供热机组负荷的过程中参数波动大，运行稳定性和安全性差。


技术实现要素：

3.有鉴于此，本发明提供一种供热机组负荷的控制方法、装置、设备及存储介质，解决供热机组负荷的控制过程中，控制系统单一，参数波动大，运行稳定性和安全性差的问题。
4.第一方面，本发明实施例提供了一种供热机组负荷的控制方法，此方法包括：
5.接收目标负荷指令和机组实发负荷；
6.将所述目标负荷指令进行第一限速环节处理，得到协调负荷指令；
7.将所述协调负荷指令与所述机组实发负荷作差得到机组负荷偏差，根据机组负荷偏差得到原机炉协调控制系统的第一控制参数；
8.将所述目标负荷指令和所述协调负荷指令进行限速环节处理，得到供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值；
9.根据所述供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值，得到供热抽汽节流控制系统的第二控制参数和凝结水节流控制系统的第三控制参数；
10.基于第一控制参数、第二控制参数、第三控制参数控制供热机组负荷。
11.此方法通过将供热抽汽节流系统、凝结水节流系统与原机炉协调控制系统耦合，瞬态过程中，机组负荷增量由原机炉协调控制系统、供热抽汽节流系统与凝结水节流系统共同承担，减小了原机炉协调控制系统的负荷增量，变负荷速率减缓，减小了机组参数波动，增强了机组运行过程中的稳定性和安全性。
12.可选地，将所述目标负荷指令和所述协调负荷指令进行限速环节处理的步骤包括：
13.将所述目标负荷指令进行第二限速环节处理，得到机组稳定负荷指令；
14.将所述协调负荷指令和所述机组稳定负荷指令作差，得到第一负荷增量；
15.将所述第一负荷增量进行第三限速环节处理，得到供热抽汽节流系统的第一负荷
设定值；
16.将所述第一负荷增量和所述第一负荷设定值做差值，得到第二负荷增量；
17.将所述第二负荷增量进行第四限速环节处理，得到凝结水节流系统的第二负荷设定值。
18.通过三个限速环节的处理，得到供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值，使负荷指令得到分解，供热抽汽节流系统和凝结水节流系统根据分解后的负荷设定值进行控制相应参数，从而准确调节供热机组的变负荷。
19.可选地，第一控制参数包括：汽机调节阀开度、给煤量和给水量；第二控制参数为供热抽汽节流量；第三控制参数为凝结水节流量。
20.通过控制汽机调节阀开度、给煤量、给水量、供热抽汽节流量和凝结水节流量，控制输入供热机组的负荷，即控制了机组实发负荷，使实发负荷与目标负荷指令尽可能相等，三个系统同时进行控制，减缓供热机组的变负荷速率。
21.可选地，将所述目标负荷指令进行第一限速环节处理，得到协调负荷指令的步骤包括：
22.比较受电网所能接受的最长调度时间限制下机组最大变负荷速率和由运行人员手动设定的变负荷速率，将两者中较小值作为第一变负荷速率；
23.根据第一变负荷速率计算得到协调负荷指令，其计算方法如下：
[0024][0025]
其中，pe1为协调负荷指令，pe00为机组初始负荷，pe0为机组目标负荷，rate1为第一变负荷速率，t
s1
为第一变负荷速率下机组调节时间。
[0026]
选择受电网所能接受的最长调度时间限制下机组最大变负荷速率和由运行人员手动设定的变负荷速率中较小者作为第一变负荷速率，保证供热机组的正常工作，当协调负荷指令达到机组目标负荷时，协调负荷指令不再变化，保证供热机组的稳定运行。
[0027]
可选地，将所述目标负荷指令进行第二限速环节处理，得到机组稳定负荷指令的步骤包括：
[0028]
比较机组参数稳定运行时的最大变负荷速率和由运行人员手动设定的变负荷速率，将两者中较小值作为第二变负荷速率；
[0029]
根据第二变负荷速率计算机组稳定负荷指令，其计算方法如下：
[0030][0031]
其中，pe2为机组稳定负荷指令，rate2为第二变负荷速率，t
s2
为第二变负荷速率下机组调节时间。
[0032]
选择机组参数稳定运行时的最大变负荷速率和由运行人员手动设定的变负荷速率中较小者作为第二变负荷速率，保证供热机组稳定运行，当机组稳定负荷指令达到机组目标负荷时，机组稳定负荷指令不再变化，维持供热机组的稳定运行状态。
[0033]
可选地，所述供热抽汽节流量的计算方法包括：
[0034]
比较根据目前热网运行状态所得出的热网所能提供的最大负荷增量、运行人员设
置的供热抽汽节流系统负荷值、协调负荷指令与稳定负荷指令的差值，取三者中的最小值作为供热抽汽节流系统的第一负荷设定值；
[0035]
计算所述供热抽汽节流系统的第一负荷设定值与通过等效热降法得出的单位供热抽汽流量的做功量的比值，将该比值作为供热抽汽节流量。
[0036]
比较影响供热抽汽节流系统负荷的三个值，将其中最小值作为第一负荷设定值，避免调节过度，保证了供热机组的安全运行，供热抽汽节流量的计算用简单的局部运算代替整个系统的繁杂运算，保证计算结果准确性的同时，简化了计算步骤。
[0037]
可选地，凝结水节流量的计算方法包括：
[0038]
比较除氧器水位限制下所能提供的最大负荷增量、运行人员设置的凝结水节流系统负荷值、协调负荷指令与稳定负荷指令和供热抽汽节流系统负荷设定值的差值，取三者中的最小值作为凝结水节流量系统的第二负荷设定值；
[0039]
计算凝结水节流量系统的第二负荷设定值与通过等效热降法得出的单位凝结水流量变化时机组功率的增加值的比值，将该比值作为凝结水节流量。
[0040]
比较影响凝结水节流量系统负荷的三个值，将其中最小值作为第二负荷设定值，避免调节过度，保证了供热机组的安全运行，凝结水节流量的计算用简单的局部运算代替整个系统的繁杂运算，保证计算结果准确性的同时，简化了计算步骤。
[0041]
第二方面，本发明实施例提供了一种供热机组负荷的控制装置，该装置包括：
[0042]
接收模块，接收目标负荷指令和机组实发负荷；
[0043]
第一处理模块，用于将所述目标负荷指令进行第一限速环节处理，得到协调负荷指令；
[0044]
第一控制参数获取模块，用于将所述协调负荷指令与所述机组实发负荷作差得到机组负荷偏差，进而得到原机炉协调控制系统的第一控制参数；
[0045]
第二处理模块，将所述目标负荷指令和所述协调负荷指令进行限速环节处理，得到供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值；
[0046]
第二控制参数获取模块，用于根据所述供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值，得到供热抽汽节流控制系统的第二控制参数和凝结水节流控制系统的第三控制参数；
[0047]
控制模块，用于基于第一控制参数、第二控制参数、第三控制参数控制供热机组负荷的。
[0048]
该装置通过将供热抽汽节流系统、凝结水节流系统与原机炉协调控制系统耦合，瞬态过程中，机组负荷增量由原机炉协调控制系统、供热抽汽节流系统与凝结水节流系统共同承担，减小了原机炉协调控制系统的负荷增量，变负荷速率减缓，减小了机组参数波动，增强了机组运行过程中的稳定性和安全性。
[0049]
第三方面，本发明实施例提供了一种计算机设备，包括：存储器和处理器，所述存储器和所述处理器之间互相通信连接，所述存储器中存储有计算机指令，所述处理器通过执行所述计算机指令，从而执行第一方面，或者第一方面任意一种可选实施方式中所述的方法。
[0050]
第四方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机指令，所述计算机指令用于使所述计算机执行第一方面，或者第一方面
任意一种可选实施方式中所述的方法。
附图说明
[0051]
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0052]
图1为本发明实施例提供的一种供热机组负荷的控制方法的流程图；
[0053]
图2为本发明实施例提供的一种供热机组负荷的控制方法的一个具体实施例的流程图；
[0054]
图3为本发明实施例提供的一种供热机组负荷的控制装置的结构示意图；
[0055]
图4为本发明实施例提供的一种电子设备的结构示意图。
具体实施方式
[0056]
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0057]
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
[0058]
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，还可以是两个元件内部的连通，可以是无线连接，也可以是有线连接。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
[0059]
下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。
[0060]
本发明实施例提供了一种供热机组负荷的控制方法，通过调用供热抽汽节流控制系统的热网蓄能与凝结水节流控制系统的除氧器蓄能，尽可能减小供热机组运行过程中的参数波动，维持供热机组稳定高效运行。如图1所示，此方法包括：
[0061]
步骤s1：接收目标负荷指令和机组实发负荷。示例性地，目标负荷指令是根据国家电网规定，要求供热机组输出的目标负荷指令，机组实发负荷是实时监测的供热机组实际输出的负荷，需要实时调节，使机组实发负荷等于目标负荷指令。
[0062]
步骤s2：将目标负荷指令进行第一限速环节处理，得到协调负荷指令。示例性地，如图2所示，第一限速环节处理的步骤是：比较受电网所能接受的最长调度时间限制下机组最大变负荷速率和由运行人员手动设定的变负荷速率，将两者中较小值作为第一变负荷速
率。
[0063]
根据第一变负荷速率计算得到协调负荷指令，其计算方法如下：
[0064][0065]
其中，pe1为协调负荷指令，单位：mw；pe00为机组初始负荷，单位：mw；pe0为机组目标负荷，单位：mw；rate1为第一变负荷速率，单位：mw/s；t
s1
为第一变负荷速率下机组调节时间，单位：s。
[0066]
本发明实施例选择受电网所能接受的最长调度时间限制下机组最大变负荷速率和由运行人员手动设定的变负荷速率中较小者作为第一变负荷速率，保证供热机组的正常工作，当协调负荷指令达到机组目标负荷时，协调负荷指令不再变化，保证供热机组的稳定运行。
[0067]
步骤s3：将协调负荷指令与机组实发负荷作差得到机组负荷偏差，根据机组负荷偏差得到原机炉协调控制系统的第一控制参数。示例性地，机组负荷偏差计算公式为：
[0068]
δpe＝pe1-pe5
[0069]
其中，
△
pe为机组负荷偏差，单位：mw；pe5为机组的实发负荷，单位：mw。原机炉协调控制系统根据机组负荷偏差得到的第一控制参数，从而控制相应设备调节供热机组的负荷。其中第一控制参数包括：汽机调节阀开度u
t
、给煤量b
rt
和给水量d
fw
。此处原机炉协调控制系统的控制过程为现有技术，在此不再进行赘述。
[0070]
步骤s4：将目标负荷指令和协调负荷指令进行限速环节处理，得到供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值。示例性地，目标负荷指令和协调负荷指令通过三个限速环节的处理，使负荷指令得到分解，供热抽汽节流系统和凝结水节流系统根据分解后的负荷设定值控制相应参数，从而准确调节供热机组的负荷。如图2所示，将目标负荷指令和协调负荷指令进行限速环节处理的具体步骤如下：
[0071]
步骤s41：将目标负荷指令进行第二限速环节处理，得到机组稳定负荷指令。具体地，比较机组参数稳定运行时的最大变负荷速率和由运行人员手动设定的变负荷速率，将两者中较小值作为第二变负荷速率；
[0072]
根据第二变负荷速率计算机组稳定负荷指令，其计算方法如下：
[0073][0074]
其中，pe2为机组稳定负荷指令，单位：mw；rate2为第二变负荷速率，单位：mw/s；t
s2
为第二变负荷速率下机组调节时间，单位：s。
[0075]
选择机组参数稳定运行时的最大变负荷速率和由运行人员手动设定的变负荷速率中较小者作为第二变负荷速率，保证供热机组稳定运行，当机组稳定负荷指令达到机组目标负荷时，机组稳定负荷指令不再变化，维持供热机组的稳定运行状态。
[0076]
步骤s42：将协调负荷指令和机组稳定负荷指令作差，得到第一负荷增量。示例性地，第一负荷增量的计算公式为：
[0077]
δpe1＝pe1-pe2
[0078]
其中，pe1为协调负荷指令，单位：mw；pe2为机组稳定负荷指令，单位：mw；
△
pe1为
第一负荷增量，单位：mw。
[0079]
步骤s43：将第一负荷增量进行第三限速环节处理，得到供热抽汽节流系统的第一负荷设定值。示例性地，比较根据目前热网运行状态所得出的热网所能提供的最大负荷增量、运行人员设置的供热抽汽节流系统负荷值、协调负荷指令与稳定负荷指令的差值，取三者中的最小值作为供热抽汽节流系统的第一负荷设定值，计算公式为：
[0080]
pe3＝min{δpeh,peh,pe1-pe2}
[0081]
其中，pe3为供热抽汽节流系统的第一负荷设定值，单位：mw；
△
peh为根据热网目前运行状态所得的最大负荷增量，单位：mw；peh为运行人员设置的供热抽汽节流系统负荷值，单位：mw；pe1为协调负荷指令，单位：mw；pe2为机组稳定负荷指令，单位：mw。
[0082]
本发明实施例通过比较影响供热抽汽节流系统负荷的三个值，将其中最小值作为第一负荷设定值，避免调节过度，保证了供热机组的安全运行。
[0083]
步骤s44：将第一负荷增量和第一负荷设定值做差值，得到第二负荷增量。示例性地，第一负荷增量的计算公式为：
[0084]
δpe2＝δpe1-pe3
[0085]
其中，
△
pe1为第一负荷增量，单位：mw；pe3为第一负荷设定值，单位：mw；
△
pe2为第二负荷增量，单位：mw。
[0086]
步骤s45：将第二负荷增量进行第四限速环节处理，得到凝结水节流系统的第二负荷设定值。示例性地，比较除氧器水位限制下所能提供的最大负荷增量、运行人员设置的凝结水节流系统负荷值、协调负荷指令与稳定负荷指令和供热抽汽节流系统负荷设定值的差值，取三者中的最小值作为凝结水节流量系统的第二负荷设定值，计算公式为：
[0087]
pe4＝min{δped,ped,pe1-pe2-pe3}
[0088]
其中，pe4为凝结水节流量系统的第二负荷设定值，单位：mw；
△
ped为除氧器水位限制下所能提供的最大负荷增量，单位：mw；ped为运行人员设置的凝结水节流系统的负荷值，单位：mw；pe1为协调负荷指令，单位：mw；pe2为机组稳定负荷指令，单位：mw；pe3为第一负荷设定值，单位：mw。
[0089]
本发明实施例通过比较影响凝结水节流量系统负荷的三个值，将其中最小值作为第二负荷设定值，避免调节过度，保证了供热机组的安全运行。
[0090]
步骤s5：根据供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值，得到供热抽汽节流控制系统的第二控制参数和凝结水节流控制系统的第三控制参数。示例性地，第二控制参数为供热抽汽节流量，计算供热抽汽节流系统的第一负荷设定值与通过等效热降法得出的单位供热抽汽流量的做功量的比值，将该比值作为供热抽汽节流量。计算公式为：
[0091][0092]
其中，g
gr
为供热抽汽节流量，单位：kg；w
gr
为通过等效热降法得出的单位供热抽汽流量的做功量，单位：mw/kg。等效热降法是基于热力学的热功转换原理，用以研究热工转换及能量利用程度的一种方法，属于现有技术，在此不再进行赘述。
[0093]
第三控制参数为凝结水节流量，计算凝结水节流量系统的第二负荷设定值与通过
等效热降法得出的单位凝结水流量变化时机组功率的增加值的比值，将该比值作为凝结水节流量。计算公式为：
[0094][0095]
其中，g
cond
为供热抽汽节流量，单位：kg；w
gr
为通过等效热降法得出的单位凝结水流量变化时，机组功率的增加值，单位：mw/kg。
[0096]
供热抽汽节流量和凝结水节流量的计算用简单的局部运算代替整个系统的繁杂运算，保证计算结果准确性的同时，简化了计算步骤。
[0097]
步骤s6：基于第一控制参数、第二控制参数、第三控制参数控制供热机组负荷。示例性地，通过控制汽机调节阀开度、给煤量、给水量、供热抽汽节流量和凝结水节流量，控制输入供热机组的负荷，即控制了机组实发负荷，使实发负荷与目标负荷指令尽可能相等，三个系统同时进行控制，减缓供热机组的变负荷速率。
[0098]
此方法通过将供热抽汽节流系统、凝结水节流系统与原机炉协调控制系统耦合，瞬态过程中，机组负荷增量由原机炉协调控制系统、供热抽汽节流系统与凝结水节流系统共同承担，减小了原机炉协调控制系统的负荷增量，变负荷速率减缓，减小了机组参数波动，增强了机组运行过程中的稳定性和安全性。
[0099]
本发明实施例还提供了一种供热机组负荷的控制装置，如图3所示，该装置包括：
[0100]
接收模块1，接收目标负荷指令和机组实发负荷。详细内容参见上述方法实施例中步骤s1的相关描述，在此不再进行赘述。
[0101]
第一处理模块2，用于将目标负荷指令进行第一限速环节处理，得到协调负荷指令。详细内容参见上述方法实施例中步骤s2的相关描述，在此不再进行赘述。
[0102]
第一控制参数获取模块3，用于将协调负荷指令与机组实发负荷作差得到机组负荷偏差，进而得到原机炉协调控制系统的第一控制参数。详细内容参见上述方法实施例中步骤s3的相关描述，在此不再进行赘述。
[0103]
第二处理模块4，将目标负荷指令和协调负荷指令进行限速环节处理，得到供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值。详细内容参见上述方法实施例中步骤s4的相关描述，在此不再进行赘述。
[0104]
第二控制参数获取模块5，用于根据供热抽汽节流系统的第一负荷设定值和凝结水节流系统的第二负荷设定值，得到供热抽汽节流控制系统的第二控制参数和凝结水节流控制系统的第三控制参数。详细内容参见上述方法实施例中步骤s5的相关描述，在此不再进行赘述。
[0105]
控制模块6，用于基于第一控制参数、第二控制参数、第三控制参数控制供热机组负荷的。详细内容参见上述方法实施例中步骤s6的相关描述，在此不再进行赘述。
[0106]
该装置通过将供热抽汽节流系统、凝结水节流系统与原机炉协调控制系统耦合，瞬态过程中，机组负荷增量由原机炉协调控制系统、供热抽汽节流系统与凝结水节流系统共同承担，减小了原机炉协调控制系统的负荷增量，变负荷速率减缓，减小了机组参数波动，增强了机组运行过程中的稳定性和安全性。
[0107]
图4示出了本发明实施例中计算机设备的结构示意图，包括：处理器901和存储器902，其中，处理器901和存储器902可以通过总线或者其他方式连接，图4中以通过总线连接
为例。
[0108]
处理器901可以为中央处理器(central processing unit，cpu)。处理器901还可以为其他通用处理器、数字信号处理器(digital signal processor，dsp)、专用集成电路(application specific integrated circuit，asic)、现场可编程门阵列(field-programmable gate array，fpga)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等芯片，或者上述各类芯片的组合。
[0109]
存储器902作为一种非暂态计算机可读存储介质，可用于存储非暂态软件程序、非暂态计算机可执行程序以及模块，如上述方法实施例中的方法所对应的程序指令/模块。处理器901通过运行存储在存储器902中的非暂态软件程序、指令以及模块，从而执行处理器的各种功能应用以及数据处理，即实现上述方法实施例中的方法。
[0110]
存储器902可以包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需要的应用程序；存储数据区可存储处理器901所创建的数据等。此外，存储器902可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非暂态存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非暂态固态存储器件。在一些实施例中，存储器902可选包括相对于处理器901远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至处理器901。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
[0111]
一个或者多个模块存储在存储器902中，当被处理器901执行时，执行上述方法实施例中的方法。
[0112]
上述计算机设备具体细节可以对应参阅上述方法实施例中对应的相关描述和效果进行理解，此处不再赘述。
[0113]
本领域技术人员可以理解，实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，实现的程序可存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(read-only memory，rom)、随机存储记忆体(random access memory，ram)、快闪存储器(flash memory)、硬盘(hard disk drive，缩写：hdd)或固态硬盘(solid-state drive，ssd)等；存储介质还可以包括上述种类的存储器的组合。
[0114]
虽然结合附图描述了本发明的实施例，但是本领域技术人员可以在不脱离本发明的精神和范围的情况下作出各种修改和变型，这样的修改和变型均落入由所附权利要求所限定的范围之内。