CN102820656B - 风电机组同火电机组联合调度发电负荷的方法 - Google Patents

Abstract

一种风电机组同火电机组联合调度发电负荷的方法，它将同一区域内或隶属于同一发电集团的风力发电场同循环流化床机组、供热机组等效为一台虚拟机组，由电网侧下发统一的负荷指令，在机组侧根据各种机组的特点将负荷指令分解，实现风电机组的最大发电功率运行、循环流化床机组大范围变负荷运行、供热机组高速率变负荷运行。本发明在电网的联合调度下使风电机组、循环流化床机组和供热机组相互配合，充分发挥了各类机组的优势，最大限度地提高了电网接受风力发电负荷的能力，在保证电网安全运行的前提下，实现了风电机组的最大功率运行，从而减少了风能的浪费，降低了发电成本和对环境的污染。

Description

风电机组同火电机组联合调度发电负荷的方法

技术领域

本发明涉及一种风电机组与循环流化床机组、供热机组联合调度发电负荷的方法，属发电技术领域。

背景技术

风力发电是一种清洁的可再生能源发电方式，近十年来发展迅速。以中国为例，西北、华北、东北以及东南沿海地区，大量的风力发电厂并网发电。随着风电机组单机容量的增加和风电产业的规模化发展，风力发电机组的建设及运行成本不断降低，风力发电的经济性优势逐渐显现，风力发电企业的赢利能力显著提高。

电能难以大规模存储，电网侧需要调度网中各个发电厂的发电负荷，使其时刻同用电负荷相等。受风随机变化的影响，风力发电厂不能实现按需发电，这种不可靠性使得电网对风电机组的调度十分困难。一些区域电网内，风电机组容量已经占整个电网装机容量30%以上，由于电网无法消纳其扰动性的发电负荷，很多风力发电厂的允许发电负荷被限制在其最大发电负荷的50%左右甚至更低，大量风能被白白浪费。

在我国风电场集中建设的西北、华北北部、东北地区，火电机组超过30%以上为供热机组，冬季供暖期内，供热机组基本处于额定负荷运行状态以满足供热需要，发电负荷调节范围大大降低；同时这些地区由于干旱缺水，新建火电机组多为空冷机组，在严寒冬季，汽轮机必须维持一定的排汽流量以满足空冷散热器“防冻”的需要，发电负荷调节范围也有所降低。火电与风电争夺发电负荷的矛盾突出。另外，冬季北方地区因河流、水库结冰，水力发电机组基本丧失负荷调节能力，而这恰好又是风力发电机组高发电负荷运行期。以上因素共同导致冬季风力发电场大量出现“弃风”现象。电网消纳风力发电机组扰动性发电负荷的能力，成为当前制约风电发展的主要因素。

在电网中配置足够的具有大范围负荷调节能力的发电机组是解决这一问题的关键。抽水蓄能发电机组理论上具有-100%～100%额定负荷的双向负荷调节范围，但我国特别是风电场集中的地区普遍缺乏建设抽水蓄能电站的条件。其它如压缩空气、化学电池等储能方式在短期内还不具备大规模应用的条件。依靠火电机组作为储能性发电电源补偿风电负荷扰动，是我国一定时期内的必然选择。

典型风电场发电负荷在天级的时间尺度上都会出现由接近零负荷到额定负荷的变化过程，同时风电场负荷变化率超过1.5%额定负荷每分钟的时间占总发电时间3%以上。典型火电机组负荷调节范围为50%～100%额定负荷、调节速率为1.5%额定负荷每分钟，尚不能完全满足补偿风电负荷的要求。

循环流化床锅炉在大容量燃煤锅炉中具有最大的负荷调节范围，这主要得益于其燃烧方式不同，不存在传统煤粉炉在低负荷时易发生的燃烧不稳定现象。大容量循环流化床锅炉国内已经有许多在15%额定负荷下运行的实例，而且循环流化床锅炉可以实现“压火”操作降至零负荷，重新启动时间小于30分钟，适合电网启/停调峰。此外循环流化床发电机组还具有燃烧劣质煤发电成本低、床内脱硫及低NOx燃烧环保成本低的优点。

供热机组通过热网管道为一定区域内用户提供热负荷，热网中各种管道、热交换器、散热器具有很大的热惯性，热源端短时间内的供热负荷变化不会对末端用户产生大的影响，因而供热机组具有很大的蓄热能力，合理利用这部分蓄热能够在不影响供热用户前提下，大幅度提高机组对发电负荷的响应速度。相对于分散供暖方式，供热机组集中供暖具有能源综合利用效率高、清洁环保的优点。

如何在电网的联合调度下，充分发挥以上各类机组的优势，在保证电网安全运行的前提下，实现风电机组的最大功率运行，是有关技术人员目前所面临的难题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种风电机组同火电机组联合调度发电负荷的方法，以提高电网消纳风力发电机组扰动性发电负荷的能力，减少风能的浪费。

本发明所称问题是以下述技术方案实现的：

一种风电机组同火电机组联合调度发电负荷的方法，它将同一区域内或隶属于同一发电集团的风力发电场同循环流化床机组、供热机组等效为一台虚拟机组，由电网侧下发统一的负荷指令，在机组侧根据各种机组的特点将负荷指令分解，实现风电机组的最大发电功率运行、循环流化床机组大范围变负荷运行、供热机组高速率变负荷运行，所述方法的具体步骤如下：

a.风电装机容量计算：

虚拟机组中风电机组的装机容量由循环流化床机组和供热机组的发电容量参数确定，风力发电场的最大装机容量N _amax为：

，

式中：N _hhmax为供热机组额定供热状态下的最大发电负荷（MW）；N _cmax为循环流化床机组最大发电负荷（MW）；N _hhmin为供热机组额定供热状态下的最小发电负荷（MW）；N _x0为电网要求机组必须达到的调峰容量（MW）；

b.联合调度逻辑组态：

① 联合调度逻辑接收电网对虚拟机组的自动发电控制（AGC）负荷指令和机组本地依据电网频率偏差计算得到的一次调频负荷指令，将两者求和后，再经过高/低限幅（H//L）后得到虚拟机组的发电负荷指令信号；

高/低限幅的高限N _spmax由下式计算：

，

式中：N _hmax为供热机组额定发电状态下的最大发电负荷（MW）；q _h为供热机组供热抽汽流量（t/h）；q _hmax为供热机组额定供热状态下的供热抽汽流量（t/h）；

高/低限幅的低限N _spmin由下式计算：

；

② 将风电场发电负荷、供热机组发电负荷、循环流化床机组发电负荷求和，得到虚拟机组的发电负荷反馈信号，将负荷指令信号与负荷反馈信号之差送入比例积分微分（PID）控制器，控制器的输出端为发电负荷控制信号；

③ 将PID控制器输出的发电负荷控制信号分成两路，采用速率限制滤波器限制其中一路信号的变化速率，得到稳态发电负荷控制信号；另外一路为发电负荷控制信号减去稳态发电负荷控制信号后得到暂态发电负荷控制信号，稳态发电负荷控制信号变化速率的限速值δ采用下式计算：

；

式中：δ _max为供热机组最快允许变化速率（MW/min）；δ _min为循环流化床机组完全可以接受的变化速率（MW/min）；

④ 稳态发电负荷控制信号乘以第一比例系数K₁后，与供热机组供热状态下的最小发电负荷B ₁相加，再与暂态发电负荷控制信号相加，得到供热机组发电负荷指令，稳态发电负荷控制信号乘以第二比例系数K₂后，得到循环流化床机组发电负荷指令，供热机组供热状态下的最小发电负荷B ₁采用下式计算：

；

式中：N _hmin为供热机组额定发电状态下的最小发电负荷（MW）； 

第一比例系数K₁和第二比例系数K₂采用下式联立计算：

；

c.参数调试

在所有机组投入运行后，在线对联合调度逻辑中PID控制器的比例、积分系数进行调试，使发电负荷反馈信号能够很好跟随发电负荷指令信号变化。

上述风电机组同火电机组联合调度发电负荷的方法，PID控制器采用抗积分饱和PID控制器，对PID控制器输出的发电负荷控制信号也要进行高/低限幅，其高低限与发电负荷指令信号的高低限相同。

本发明在电网的联合调度下使风电机组、循环流化床机组和供热机组相互配合，充分发挥了各类机组的优势，最大限度地提高了电网接受风力发电负荷的能力，在保证电网安全运行的前提下，实现了风电机组的最大功率运行，从而减少了风能的浪费，降低了发电成本和对环境的污染。

附图说明

下面结合附图对本发明作进一步详述。

图1是联合调度逻辑功能示意图。

图中和文中各符号为：N _amax、风力发电场的最大风力发电负荷；N _hhmax、供热机组额定供热状态下的最大发电负荷（MW）；N _hhmin、供热机组额定供热状态下的最小发电负荷（MW）；N _hmax、供热机组额定发电状态下的最大发电负荷（MW）；N _hmin、供热机组额定发电状态下的最小发电负荷（MW）；N _cmax、循环流化床机组最大发电负荷（MW）； N _x0 、电网要求机组必须达到的调峰容量（MW）； q _h 、供热机组供热抽汽流量（t/h）；q _hmax、供热机组额定供热状态下的热抽汽流量（t/h）；AGC、自动发电控制；H//L、高/低限幅；N _spmax、高/低限幅的高限；N _spmin、高/低限幅的低限；f(t)、速率限制环节；δ、稳态发电负荷控制信号变化速率的限速值；δ _max、为供热机组最快允许变化速率（MW/min）；δ _min、循环流化床机组完全可以接受的变化速率（MW/min）；K₁、K₂、比例系数；B ₁、机组供热状态下的最小发电负荷（MW）。

具体实施方式

为了提高电网消纳风力发电机组扰动性发电负荷的能力，本发明提出一种将一定地域内或隶属于同一发电集团的风力发电场同循环流化床机组、供热机组联合调度发电负荷方法。所述方法将以上三种机组等效为一台虚拟机组，由电网侧下发统一的负荷指令，在机组侧按照各种机组不同的特点将负荷指令分解，实现风电机组最大发电功率运行、循环流化床机组大范围变负荷运行、供热机组高速率变负荷运行。提高风电机组规模化并网后电网侧的安全性和发电侧的经济性。

本发明的技术方案

一、风电容量计算

虚拟机组中风电机组的装机容量由循环流化床机组和供热机组的发电容量参数确定，风力发电场的最大装机容量计算如式（1）：

                （1）

式（1）中：N _amax为虚拟机组能够接收的最大风力发电负荷（MW）；N _hhmax为供热机组额定供热状态下的最大发电负荷（MW）；N _cmax为循环流化床机组最大发电负荷（MW）；N _hhmin为供热机组额定供热状态下的最小发电负荷（MW），N _x0为电网要求机组必须达到的调峰容量（MW）。

二、联合调度逻辑组态

参看图1，在供热机组或者循环流化床机组的分散控制系统（DCS）中，以组态方式实现联合调度逻辑。联合调度逻辑接收电网对虚拟机组的自动发电控制（AGC）负荷指令和机组本地依据电网频率偏差计算得到的一次调频负荷指令，两者求和，经过高/低限幅（H//L）后得到虚拟机组的发电负荷指令信号。

高/低限幅的高限由式（2）计算：

                  （2）

式（2）中：N _spmax为虚拟机组负荷指令高限（MW）；N _hmax为供热机组额定发电状态下的最大发电负荷（MW）；q _h为供热机组供热抽汽流量（t/h）；q _hmax为供热机组额定供热状态下的热抽汽流量（t/h）。

高/低限幅的低限由式（3）计算：

                             （3）

式（3）中：N _spmin为虚拟机组负荷指令低限（MW）。

将风电场发电负荷、供热机组发电负荷、循环流化床机组发电负荷求和，得到虚拟机组的发电负荷反馈信号。将负荷指令信号与负荷反馈信号之差送入比例积分微分（PID）控制器。PID控制器具有抗积分饱和功能，其输出高/低限同发电负荷指令信号的高低限相同。

PID控制器输出的发电负荷控制信号一路经过变化速率限制（f(t)）后得到稳态发电负荷控制信号；另外一路减去稳态发电负荷控制信号后得到暂态发电负荷控制信号。变化速率限制相当于一个非线性滤波器，能够过滤掉信号中的高频部分。稳态发电负荷控制信号相当于发电负荷控制信号中的低频部分；暂态发电负荷控制信号相当于发电负荷控制信号中的高频部分。变化速率限制的限速值采用式（4）计算：

                        （4）

式（4）中：δ为速率限制值（MW/min）；δ _max为供热机组最快允许变化速率（MW/min），对于300MW级供热机组可选5%额定负荷每分钟；δ _min为循环流化床机组完全可以接受的变化速率（MW/min），对于300MW级循环流化床机组可选0.5%额定负荷每分钟。

稳态发电负荷控制信号乘以一比例系数（K₁）后，与供热机组供热状态下的最小发电负荷B ₁相加，再与暂态发电负荷控制信号相加，得到供热机组发电负荷指令，稳态发电负荷控制信号乘以一比例系数（K₂）后，得到循环流化床机组发电负荷指令。供热机组供热状态下的最小发电负荷B ₁采用式（5）计算：

                    （5）

式中：N _hmin为供热机组额定发电状态下的最小发电负荷（MW）；

K₁、K₂的比值决定了供热机组和循环流化床机组分担稳态发电负荷指令的比例。K₁、K₂采用式（6）计算：

                        （6）

三、参数调试

在所有机组投入运行后，在线对联合调度逻辑中PID控制器的比例、积分系数进行调试，使发电负荷反馈信号能够很好跟随发电负荷指令信号变化。

运行方式说明：

联合调度逻辑通过以下方式实现虚拟机组发电负荷跟随负荷指令变化：发电负荷指令信号与风电场发电负荷、供热机组发电负荷、循环流化床机组发电负荷之和构成的发电负荷反馈信号之差送入PID控制器，当发电负荷指令与发电负荷反馈存在偏差时，PID控制器动作改变供热机组和循环流化床机组的发电负荷控制指令，直到实际发电负荷反馈信号与发电负荷指令信号相等。

联合调度逻辑通过以下方式消除风电负荷扰动：当发电负荷指令不变时，风电场发电负荷出现变化，则导致发电负荷指令同发电负荷反馈之间出现偏差，PID控制器改变供热机组和循环流化床机组的发电负荷控制信号，进而改变两台机组发电负荷，消除风电负荷扰动。

联合调度逻辑通过以下方式调度循环流化床机组大范围变负荷运行和供热机组高速率变负荷运行：PID控制器输出的发电负荷控制信号，经过速率限制后缓慢变化部分乘以一比例系数后送至循环流化床机组，循环流化床机组负荷调节范围大，因而其比例系数也大，这样可以实现循环流化床机组在大范围内缓慢地改变发电负荷；PID控制器输出的发电负荷控制信号，减去自身经过速率限制后缓慢变化部分，得到其快速变化部分，再与供热机组最小发电负荷和乘以较小比例系数后得到的小范围变化的缓慢变化负荷指令信号相加，得到供热机组发电负荷指令，这样供热机组可以在小范围内快速地改变发电负荷。

联合调度逻辑通过以下方式消除循环流化床机组“压火/启动”操作时的负荷补偿：当发电负荷指令降低时，发电负荷控制信号也随之降低，对于循环流化床机组，发电负荷控制信号小于机组额定负荷15%时，可切除循环流化床机组发电负荷的自动控制，采取“压火”操作，机组发电负荷信号逐渐减小至零。导致虚拟机组总发电负荷反馈信号降低，这时PID控制动作将使发电负荷控制信号增加，供热机组发电负荷增加，补偿循环流化床机组减少的发电负荷，因循环流化床机组已经切除发电负荷自动控制，这时不会响应发电负荷控制信号。反之，当发电负荷指令增加时，发电负荷控制信号也随之增加，因循环流化床机组已经停止发电，这时不会响应发电负荷控制信号，只有供热机组发电负荷增加，当发电负荷控制信号增加到能够接纳循环流化床机组20%额定发电负荷时，采取“启动”操作，循环流化床机组发电负荷逐渐增加至20%额定负荷。这导致虚拟机组总发电负荷反馈信号增加，这时PID控制动作将使发电负荷控制信号降低，供热机组发电降低，补偿循环流化床机组增加的发电负荷，当循环流动化床机组发电负荷控制信号降低到接近机组实际发电负荷时，可投入循环流化床机组发电负荷的自动控制。

下面以一实例说明本发明的具体实施步骤：

某一发电集团在某地区拥有一台300MW循环流化床发电机组、一台300MW供热机组。

（1）风电容量计算。循环流化床机组可以在0MW～300MW范围内调节发电负荷。供热机组在夏季非供热工况下，可以在150MW～300MW范围内调节发电负荷；冬季额定供热工况下可以在180MW～250MW范围内调节发电负荷。则两台机组联合后，夏季发电负荷调节范围为150MW～600MW；冬季发电负荷调节范围为180MW～550MW。由于冬季是风电的高发季节，因此虚拟机组可以接纳的风电负荷以冬季发电负荷调节范围计算。电网要求机组调峰范围为200MW，则虚拟机组可以接受的最大风电负荷装机容量为170MW。

（2）联合调度逻辑组态。在供热机组或循环流化床机组DCS中以组态方式实现联合调度逻辑，将虚拟机组AGC指令及一次调频指令、风电场发电负荷、供热机组发电负荷、循环流化床机组发电负荷、供热机组供热抽汽流量信号接入DCS，将供热机组负荷控制、循环流化床机组负荷控制信号分别接入供热机组DCS和循环流化床机组DCS。

在冬季供热机组额定供热负荷运行工况下，组态逻辑中，虚拟机组最高允许发电负荷为550MW、最低允许发电负荷为350MW；速率限制值为1.5MW/min；供热机组负荷比例系数为0.19、循环流化床机组负荷比例系数为0.81。

（3）参数调试。在所有机组投入运行后，在线对联合调度逻辑中PID控制器的比例、积分系数进行调试，使发电负荷反馈信号能够很好跟随发电负荷指令信号变化。调试完成后系统可以投入运行。

本发明实现循环流化床机组大范围变负荷运行、供热机组高速率变负荷运行调度，能够最大限度地提高电网接受风力发电负荷的能力，保持风电机组最大功率运行，发挥风电的经济、环保优势。

本发明能够平衡不同种类、不同隶属关系的火力发电机组补偿电网风电负荷的矛盾，实现“谁补偿、谁收益”，推动风电、火电建设平衡发展。

Claims (2)

1.一种风电机组同火电机组联合调度发电负荷的方法，其特征是，它将同一区域内或隶属于同一发电集团的风力发电机组同循环流化床机组、供热机组等效为一台虚拟机组，由电网侧下发统一的负荷指令，在机组侧根据各种机组的特点将负荷指令分解，实现风电机组的最大发电功率运行、循环流化床机组大范围变负荷运行、供热机组高速率变负荷运行；

所述方法的具体步骤如下：

a.风电装机容量计算：

虚拟机组中风电机组的装机容量由循环流化床机组和供热机组的发电容量参数确定，风力发电场的最大装机容量N _amax为：

式中：N _hhmax为供热机组额定供热状态下的最大发电负荷（MW）；N _cmax为循环流化床机组最大发电负荷（MW）；N _hhmin为供热机组额定供热状态下的最小发电负荷（MW）；N _x0为电网要求机组必须达到的调峰容量（MW）；

b.联合调度逻辑组态：

① 联合调度逻辑接收电网对虚拟机组的自动发电控制（AGC）负荷指令和机组本地依据电网频率偏差计算得到的一次调频负荷指令，将两者求和后，再经过高/低限幅（H/L）后得到虚拟机组的发电负荷指令信号；

高/低限幅的高限N _spmax由下式计算：

式中：N _hmax为供热机组额定发电状态下的最大发电负荷（MW）；q _h为供热机组供热抽汽流量（t/h）；q _hmax为供热机组额定供热状态下的供热抽汽流量（t/h）；

高/低限幅的低限N _spmin由下式计算：

；

② 将风电场发电负荷、供热机组发电负荷、循环流化床机组发电负荷求和，得到虚拟机组的发电负荷反馈信号，将负荷指令信号与负荷反馈信号之差送入比例积分微分（PID）控制器，控制器的输出端为发电负荷控制信号；

③ 将PID控制器输出的发电负荷控制信号分成两路，采用速率限制滤波器限制其中一路信号的变化速率，得到稳态发电负荷控制信号；另外一路为发电负荷控制信号减去稳态发电负荷控制信号后得到暂态发电负荷控制信号，稳态发电负荷控制信号变化速率的限速值δ采用下式计算：

；

式中：δ _max为供热机组最快允许变化速率（MW/min）；δ _min为循环流化床机组完全可以接受的变化速率（MW/min）；

④ 稳态发电负荷控制信号乘以第一比例系数K₁后，与供热机组供热状态下的最小发电负荷B ₁相加，再与暂态发电负荷控制信号相加，得到供热机组发电负荷指令，稳态发电负荷控制信号乘以第二比例系数K₂后，得到循环流化床机组发电负荷指令，供热机组供热状态下的最小发电负荷B ₁采用下式计算：

；

式中：N _hmin为供热机组额定发电状态下的最小发电负荷（MW）； 

第一比例系数K₁和第二比例系数K₂采用下式联立计算：

；

c.参数调试

在所有机组投入运行后，在线对联合调度逻辑中PID控制器的比例、积分系数进行调试，使发电负荷反馈信号能够很好跟随发电负荷指令信号变化。

2.根据权利要求1所述风电机组同火电机组联合调度发电负荷的方法，其特征是，对PID控制器输出的发电负荷控制信号进行高/低限幅，其高/低限幅与发电负荷指令信号的高/低限幅相同。