CN113644666B - 一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法 - Google Patents
一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113644666B CN113644666B CN202111083792.XA CN202111083792A CN113644666B CN 113644666 B CN113644666 B CN 113644666B CN 202111083792 A CN202111083792 A CN 202111083792A CN 113644666 B CN113644666 B CN 113644666B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- energy storage
- boiler
- electric energy
- output
- controller
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 title claims abstract description 126
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 26
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 18
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 14
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 claims description 10
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 10
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 5
- 230000007774 longterm Effects 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000012447 hatching Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000010485 coping Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
- H02J3/241—The oscillation concerning frequency
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D17/00—Regulating or controlling by varying flow
- F01D17/10—Final actuators
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
- F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
- H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
- H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
- H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Control Of Steam Boilers And Waste-Gas Boilers (AREA)
Abstract
本发明公开了一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法，以储能充放电控制器为响应电网调频需求的核心控制器，由锅炉主控制器根据网调指令输入生成燃料量控制指令，控制给煤机输送的燃料量，调节燃煤发电系统的能量输入；由储能充放电控制器根据网调指令输入与发电机输出功率偏差，计算电储能所需充放电需求，控制储能充放电控制开关，调节并补偿发电机的输出；储能充放电控制器还根据需要输出燃料量修正指令；给水控制器根据锅炉输出的蒸汽温度，控制给水泵，调节进入锅炉的冷水流量；汽机主控制器根据锅炉输出的主蒸汽压力信号水平，自动开关高压调节阀，保持锅炉输出的主蒸汽压力与给定压力相同，实现动态保持做功蒸汽量与锅炉蒸发量的平衡。
Description
技术领域
本发明涉及火电站自动控制技术领域，具体涉及一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法。
背景技术
在全球能源结构转型背景下，存量火电机组以其稳定和快速可调的电源型式，成为风、光等清洁能源占比较高的电网稳定“压舱石”，火电机组作为调节型电源在维护电网稳定性中发挥着重要的作用。火电机组在参与电网调峰调频时，不可避免地一定程度上制约了运行经济性和设备安全稳定性的提高，如何安全稳定地发挥火电机组的快速调频与深度调峰能力已成为当前以及未来的重要技术发展方向。
电网频率是由同步发电机为主要电源的现代电网的重要指标，是发电功率与用电负荷平衡的主要标志，电网频率需连续稳定保持工频(我国是50Hz)运行，当电网频率变高，表明发电功率高于用电负荷，反之电网频率变低表明发电功率不足。也因此，并网发电机组须主动响应电网频率的波动，当电网频率超出工频0.033Hz(同步发电机转速偏差2rpm)，即需要自动提高(网频低)或降低(网频高)发电功率，这称为一次调频作用。发电机组一次调频是应对电网突发扰动并维护电网稳定的第一道屏障。然而一次调频本身是有差调节，不能满足电网功率与负荷平衡的要求，因此电网还需要通过自动发电控制(AGC，一般称为二次调频)等调峰和调频手段来完成机组负荷的调节。机组参与电网的一次和二次调频都成为调频，机组的快速、大幅调频能力对维护电网的稳定至关重要。
受本体特性的限制，火电机组的调频响应能力很难进一步提高。现有火电机组的快速调频作用主要通过汽轮机高压调门快速改变进入汽轮机的流量，从而增减同步发电机的输出功率。由于锅炉及其燃料制粉和燃烧系统存在较大的调节迟延和热惯性，这使机组快速调频过程需要短时间内大量透支锅炉蓄热，以支持汽机快速增加流量和功率。这一过程不可避免地造成锅炉高温受热面外表面的燃烧与传热的剧烈变化和不均匀性，同时引起受热面内蒸汽压力和温度的大幅波动，这些都严重威胁锅炉高温高压部件的安全性和寿命，并可导致超温超压甚至爆管等事件的发生。
近年来，涌现出利用蓄电池、超级电容或混合型式的电储能技术的应用，其主要任务是利用电储能的快速重放特性，大幅提高机组的调频响应能力，从而提高电网稳定性，获得电网的辅助调频服务的奖励。
一般的电储能与机组调频的基本流程如图1所示。
正常条件下，火电机组基本的调频功能主要由汽轮机和锅炉的协调控制来完成。其基本流程如图1所示，由锅炉主控制器10根据网调指令和主蒸汽压力输入控制给煤机1送入锅炉2的燃料量，从而增减系统的输入热量。其中网调指令用于快速粗调，最终的主蒸汽压力水平作为精确调节的目标，当主蒸汽压力等于目标给定压力时，证明锅炉的输入输出能量达到了平衡，也即完成了控制目标。而发电机的功率由汽机主控制器11根据网调指令和发电机功率作为输入，控制高压调节阀4，从而增减进入汽轮机的做功蒸汽流量，进而增减带动发电机的机械功率，最终使发电机功率等于网调指令的要求。此外，锅炉给水控制器12负责根据网调指令和蒸汽温度用于控制给水泵3，调节进入锅炉的冷水量，用以维持锅炉蒸发出来的蒸汽量和进入锅炉的给水量的质量平衡。其中网调指令或其转换的燃料量指令作为快速粗调指令，蒸汽温度用于精确控制，当中间点温度、主蒸汽温度等温度都达到给定温度要求时，锅炉达到稳定控制目标。
根据以上基本流程可知，汽机主控制器11的调节作用很快，高压调节阀4的开关可立即影响汽轮机5和发电机6的输出功率，但锅炉主控制器控制的给煤机1增减的燃料量需要经过制粉、送粉、燃烧、传热等环节，最终才能将热量传递给给水，增减锅炉的蒸发量，这一过程具有很大的滞后和惯性。这导致了机组在调频过程中，燃料量的增减作用过于缓慢，因此功率的快速增减是要透支锅炉的蓄热的，这导致随着调频速率的增加，锅炉的短时不平衡水平会急剧增加，造成锅炉压力与温度的大幅波动，从而影响锅炉的寿命甚至关键部件的安全。这反过来也是制约机组调频能力进一步提高的主要原因。
目前一般电储能技术采用如图1的方案，在原有机组调频系统外，增加储能充放电控制器9，根据网调指令与发电机6的输出功率控制储能充放电控制开关8，在发电机功率不足时放电，在发电机功率超过网调要求或电储能需要时进行充电。
在这样的基本流程下，机组的调频控制与电储能的辅助作用基本是相互分开的，也即有了电储能辅助后，机组的调频过程与之前完全相同，并不会再调频过程中受到电储能的影响。机组的发电机功率与电储能充放电累积起来响应电网的网调指令要求，因此电储能仅相当于在原有机组调频能力和过程基础上进一步提高了网调指令调频的综合指标，对机组自身的安全稳定性并无助益。
综上所述，如何更好地发挥电储能的快速调频能力，减少电储能容量的投资需求，改善机组的运行安全稳定性，都是摆在行业技术人员面前的重要课题。
发明内容
为了解决上述现有技术存在的局限，本发明的目的在于提出一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法，发挥电储能调频的能力同时，改善机组的运行安全稳定性，缓解机组深度调峰利灵活性与安全稳定和设备寿命之间的矛盾。
为达到以上目的，本发明采用如下技术方案：
一种火电机组电储能耦合调频控制系统，控制对象为带有电储能的燃煤发电系统，带有电储能的燃煤发电系统包括：用于将燃煤热量转换为高温蒸汽热能的锅炉2，以及为锅炉2输入燃料的给煤机1和输入冷水的给水泵3，锅炉2的高温高压蒸汽出口通过高压调节阀4连接汽轮机5入口，汽轮机5出口同轴连接发电机6；燃料在锅炉2中燃烧放热后，将热量传递给给水后，使给水蒸发成高温高压蒸汽，经高压调节阀4，形成做功蒸汽流量，流入汽轮机5，推动转子转动，带动发电机6输出电能；另一方面，电储能装置7接入厂内电网，由储能充放电控制开关8协调电储能装置7中各储能原件的充放电，与发电机6共同输出至电网，满足网调指令的要求；
所述火电机组电储能耦合调频控制系统以储能充放电控制器9为响应电网调频需求的核心控制器，交换锅炉主控制器10和汽机主控制器11的控制目标；储能充放电控制器9的输入端连接网调指令和发电机6输出的功率偏差，输出端连接储能充放电控制开关8和锅炉主控制器10的输入端；锅炉主控制器10的输入端还连接网调指令，输出端连接给煤机1；给水控制器12的输入端连接锅炉2输出的蒸汽温度和网调指令，输出端连接给水泵3；汽机主控制器11的输入端连接锅炉2输出的主蒸汽压力信号，输出端连接高压调节阀4；
由锅炉主控制器10负责根据网调指令输入生成燃料量控制指令，控制给煤机1输送的燃料量，从而调节整个燃煤发电系统的能量输入；由储能充放电控制器9一方面根据网调指令输入与发电机6输出的功率偏差，计算电储能所需充放电需求，控制储能充放电控制开关8，调节并补偿发电机6的输出，以满足网调指令的要求；此外，储能充放电控制器9还根据需要输出燃料量修正指令，从而影响锅炉主控制器10的输出，调整整个燃煤发电系统的能量输入；给水控制器12负责根据锅炉2输出的蒸汽温度，控制给水泵3，调节进入锅炉的冷水流量，从而控制锅炉的传热；汽机主控制器11负责锅炉主蒸汽压力的控制，根据测量的锅炉2输出的主蒸汽压力信号水平，自动开关高压调节阀4，保持锅炉2输出的主蒸汽压力与给定压力相同，从而实现动态保持做功蒸汽量与锅炉蒸发量的平衡。
所述电储能装置7为蓄电池、超级电容或二者组合。
所述火电机组电储能耦合调频控制系统的控制方法，在网调指令发生变化时，锅炉主控制器10负责根据网调指令输入生成燃料量控制指令，控制给煤机1输送的燃料量，从而调节整个燃煤发电系统的能量输入；由汽机主控制器11负责锅炉主蒸汽压力与给定压力相同，使整个燃煤发电系统获得自然曲线的功率变化，而不强制满足网调指令要求的折线式功率输出波形；
当电储能装置7电量偏离最优控制区间或发电机6功率稳态时长期达不到网调指令要求时，由储能充放电控制器9向锅炉主控制器10输出燃料量修正指令，从而弥补燃料量热值波动引起的系统稳态输入输出能量不平衡，或因电储能连续充电、电储能连续放电透支电储能装置能力，保障系统的长期有效运行；所述由储能充放电控制器9向锅炉主控制器10输出燃料量修正指令的方法包含简单叠加的两个部分：一部分通过稳态工况发电机功率反馈与网调指令的偏差，自动修正锅炉主控指令，消除因煤质变化或系统其它变化引起的输入输出能量不平衡累积误差；另一部分通过电储能系统储电量水平偏离理想最优目标点的偏差来主动生成充放电补偿目标，从而尽可能保障电储能系统在升降负荷两个方向的响应能力。
其中锅炉主控制器10的输入网调指令直接采用原始的阶跃网调指令，而非经过限速后的网调指令，从而加快大扰动过程中后段的响应速度；
此外，在网调指令阶跃幅度小于2-3％Pe时，燃料控制不足以在一个升或降负荷过程实现电储能输出与回补全过程，为避免连续多个小幅单向指令阶跃导致的电储能过度透支，对于小于2-3％Pe的网调指令阶跃幅度在网调指令基础上叠加10％-15％的短时过量前馈，以保障电储能始终处于最佳状态，其中Pe表示火电机组额度负荷。
附图说明
图1是现有系统结构示意图。
图2是本发明系统结构示意图。
图3为当电网AGC指令要求大幅升负荷时系统负荷响应示意图。
图4为当电网AGC指令要求小幅升负荷时系统负荷响应示意图。
图5为当电网AGC指令要求升负荷后紧跟一个降负荷指令时系统负荷响应示意图。
图6为更小AGC指令的正反波动情况时系统负荷响应示意图。
图中：1——给煤机；2——锅炉；3——给水泵；4——高压调节阀；5——汽轮机；6——发电机；7——电储能装置；8——储能充放电控制开关；9——储能充放电控制器；10——锅炉主控制器；11——汽机主控制器；12——给水控制器。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步详细说明。
如图2所示，本发明一种火电机组电储能耦合调频控制系统，控制对象为带有电储能的燃煤发电系统，带有电储能的燃煤发电系统包括：用于将燃煤热量转换为高温蒸汽热能的锅炉2，以及为锅炉2输入燃料的给煤机1和输入冷水的给水泵3，锅炉2的高温高压蒸汽出口通过高压调节阀4连接汽轮机5入口，汽轮机5出口同轴连接发电机6。燃料在锅炉2中燃烧放热后，将热量传递给给水后，使给水蒸发成高温高压蒸汽，经高压调节阀4，形成做功蒸汽流量，流入汽轮机5，推动转子转动，带动发电机6输出电能。另一方面，电储能(蓄电池、超级电容或二者组合)装置7，接入厂内电网，由储能充放电控制开关8协调电储能装置7中各储能原件的充放电，与发电机6共同输出至电网，满足网调指令的要求。
所述火电机组电储能耦合调频控制系统以储能充放电控制器9为响应电网调频需求的核心控制器，交换锅炉主控制器10和汽机主控制器11的传统控制目标。储能充放电控制器9的输入端连接网调指令和发电机6输出的功率偏差，输出端连接储能充放电控制开关8和锅炉主控制器10的输入端；锅炉主控制器10的输入端还连接网调指令，输出端连接给煤机1；给水控制器12的输入端连接锅炉2输出的蒸汽温度和网调指令，输出端连接给水泵3；汽机主控制器11的输入端连接锅炉2输出的主蒸汽压力信号，输出端连接高压调节阀4。
由锅炉主控制器10负责根据网调指令输入生成燃料量控制指令，控制给煤机1输送的燃料量，从而调节整个燃煤发电系统的能量输入。由储能充放电控制器9一方面根据网调指令输入与发电机6输出的功率偏差，计算电储能所需充放电需求，控制储能充放电控制开关8，调节并补偿发电机6的输出，以满足网调指令的要求。此外，储能充放电控制器9还可根据需要输出燃料量修正指令，从而影响锅炉主控制器10的输出，调整整个燃煤发电系统的能量输入。给水控制器12与常规技术相同，仍负责根据锅炉2输出的蒸汽温度，控制给水泵3，调节进入锅炉的冷水流量，从而控制锅炉的传热。汽机主控制器11负责锅炉主蒸汽压力的控制，根据测量的锅炉2输出的主蒸汽压力信号水平，自动开关高压调节阀4，保持锅炉2输出的主蒸汽压力与给定压力相同，从而实现动态保持做功蒸汽量与锅炉蒸发量的平衡。
所述火电机组电储能耦合调频控制系统的控制方法包括：在网调指令发生变化时，锅炉主控制器10负责根据网调指令输入生成燃料量控制指令，控制给煤机1输送的燃料量，从而调节整个燃煤发电系统的能量输入；由汽机主控制器11负责锅炉主蒸汽压力与给定压力相同，使整个燃煤发电系统获得自然曲线的功率变化，而不强制满足网调指令要求的折线式功率输出波形。
电储能装置7电量偏离最优控制区间(避免电量偏满或偏低，影响未来充放电能力)或发电机6功率稳态时长期达不到网调指令要求时，由储能充放电控制器9向锅炉主控制器10输出燃料量修正指令，从而弥补燃料量热值波动引起的系统稳态输入输出能量不平衡，或因电储能连续充电、电储能连续放电透支电储能装置能力，保障系统的长期有效运行。输出燃料量修正指令的方法包含简单叠加的两个部分：一部分通过稳态工况发电机功率反馈与网调指令的偏差，自动修正锅炉主控指令，消除因煤质变化或系统其它变化引起的输入输出能量不平衡累积误差；另一部分通过电储能系统储电量水平偏离理想最优目标点的偏差来主动生成充放电补偿目标，从而尽可能保障电储能系统在升降负荷两个方向的响应能力。
其中锅炉主控制器10的输入网调指令可直接采用原始的阶跃网调指令，而不是常规技术经过限速后的网调指令，从而加快大扰动过程中后段的响应速度。
此外，在网调指令阶跃幅度较小时，燃料控制不足以在一个升/降负荷过程实现电储能输出与回补全过程，为避免连续多个小幅单向指令阶跃导致的电储能过度透支，对于较小的网调指令阶跃幅度可在网调指令基础上叠加10％-15％的短时过量前馈，以保障电储能始终处于最佳状态。其具体效果详见后续实施例的输出曲线图。
采用上述技术方案时，具有以下特点和优点：
(1)机组整体的能量输入由锅炉主控制器10根据网调指令一次性给定对应的燃料量，避免常规系统中会因主蒸汽压力的波动而频繁调整燃料量，从而造成动态过程反复出现能量的不平衡，给大惯性系统的调节带来极大的困难；
(2)由于避免了动态过程的频繁波动，因此锅炉主控制器10的输入网调指令可以直接采用网调指令的原始阶跃信号，而不是常规系统采用的限速后的斜坡信号，这样可以加快系统在调节过程中后段的响应速度；
(3)由于高压调节阀的调节响应速度非常快(秒级)，可以有效地控制锅炉主蒸汽压力保持绝对的稳定，从而可靠保证锅炉内蒸发量与做功输出流量之间的平衡，大幅降低锅炉高温部件的参数变化，显著提高控制稳定性；
(4)由于前述控制效果可以保持锅炉压力的恒定与蒸发量和做功蒸汽量的平衡，使给水控制器12的控制更加容易，大幅提高蒸汽温度的稳定性，从而保障锅炉高温部件在近乎恒定的参数工况下工作，大幅提高核心部件的寿命和可靠性，降低运行人员操盘的劳动强度；
(5)由于系统加快了中后段的负荷响应速度，因此可以在一个大幅调节过程中的中后段即可补偿初始过程的电储能消耗，从而大幅降低系统对电储能容量的依赖度，更有利于电池储能实现长期的浅充浅放或降低电容储能的初始投资。此部分作用原理通过以下各种类型网调指令下的本发明系统输出功率曲线的实施例来展示：
当电网AGC指令要求大幅升负荷时，机组负荷响应如图3所示。收到网调的AGC指令阶跃后，锅炉主控制器10给出对应的燃料量阶跃指令，控制给煤机1增加给煤量。增加的给煤量经磨煤机磨成足够细度的煤粉后送入锅炉燃烧放热，使锅炉水冷壁蒸发量快速增加。此时，增加的蒸发量将使锅炉主蒸汽压力有上升的趋势，汽机主控制器11将自动开大高压调节阀4，保持流出锅炉的做功蒸汽量与蒸发量的平衡，当蒸汽量快速增加后，对应机组的发电功率也快速增加。这一过程存在一定的大滞后，如图3所示一般在AGC指令阶跃的至少1min以后，发电机输出功率才快速增加，但很快由于锅炉主控制器10输出的燃料指令也是阶跃指令，因此，在变负荷的后半段，发电功率输出快速超过电网要求的斜坡型输出功率要求(一般要求不低于1.5％额定负荷每分钟的斜率)。在这种情况下，前半段横线阴影部分面积对应的电量需要由电储能提供，但在后半段由于发电功率超出电网要求的升负荷斜率，因此，电储能可以利用格子阴影部分面积对应的电量进行充电，并最终完成整个升负荷过程。该过程对电储能容量的需求仅是初始横线阴影面积对应的容量。
当电网AGC指令要求小幅升负荷时，机组可能来不及反应，指令已经结束，如图4所示的前半段。此种情况下，电储能发电结束后，正常情况下来不及通过后半段的快速升负荷补偿亏欠的电量，因此，对于升降负荷幅度不足的情况，需要锅炉主控制器10在阶跃加减燃料时，进行10％-15％的过量前馈。其结果如图4后半段所示，机组发电功率在指令结束后仍然继续上升，并逐步回落，从而通过过量发电，对电储能进行电量的补充，始终保持电储能的充放电能力。
当电网AGC指令要求升负荷后紧跟一个降负荷指令时，机组升负荷的过程还没有完成，就面临降负荷指令。尤其当升负荷指令不够高，机组还需要根据前述规则进行过量前馈。此种情况下，系统的响应如图5所示，前述系统在降负荷指令发出后延迟呈现快速的降负荷，如图5所示，电储能的充放电过程并没有呈现明显的不利情况，在充放电量面积的对比上仍然保持了近似的平衡关系。
对于更小AGC指令的正反波动情况，系统响应如图6所示，虽然整体上发电功率与总输出期望功率之间存在明显的不同步，但由于阶跃指令幅度本身较小，因此对应所需的充放电阴影面积也较小，对电储能容量的需求同样不高。
综合以上实施例的分析可知，当网调AGC指令阶跃较大时，一个指令周期即可满足电储能的充放平衡；当网调AGC指令阶跃较小时，需要锅炉主控制器提供一定的过量前馈，但并不需要明显的额外电储能容量支持。
综上所述，估算该系统所需电储能容量，对于1000MW机组，只需4000kWh左右的有效电储能调频容量。按升降负荷双向并考虑2倍的备用容量配置，需配置16000kWh的有效容量。即对于超级电容储能，可配置大于16000kWh的容量，对于锂电池，则需保障16000kWh容量的浅充浅放条件，与现有电储能选型配置相比，均处于较低水平，可有效节约储能配置的投资，并大幅提高机组的安全稳定性。
Claims (4)
1.一种火电机组电储能耦合调频控制系统，控制对象为带有电储能的燃煤发电系统，带有电储能的燃煤发电系统包括：用于将燃煤热量转换为高温蒸汽热能的锅炉(2)，以及为锅炉(2)输入燃料的给煤机(1)和输入冷水的给水泵(3)，锅炉(2)的高温高压蒸汽出口通过高压调节阀(4)连接汽轮机(5)入口，汽轮机(5)出口同轴连接发电机(6)；燃料在锅炉(2)中燃烧放热后，将热量传递给给水后，使给水蒸发成高温高压蒸汽，经高压调节阀(4)，形成做功蒸汽流量，流入汽轮机(5)，推动转子转动，带动发电机(6)输出电能；另一方面，电储能装置(7)接入厂内电网，由储能充放电控制开关(8)协调电储能装置(7)中各储能原件的充放电，与发电机(6)共同输出至电网，满足网调指令的要求；
其特征在于：所述火电机组电储能耦合调频控制系统以储能充放电控制器(9)为响应电网调频需求的核心控制器，交换锅炉主控制器(10)和汽机主控制器(11)的控制目标；储能充放电控制器(9)的输入端连接网调指令和发电机(6)输出的功率偏差，输出端连接储能充放电控制开关(8)和锅炉主控制器(10)的输入端；锅炉主控制器(10)的输入端还连接网调指令，输出端连接给煤机(1)；给水控制器(12)的输入端连接锅炉(2)输出的蒸汽温度和网调指令，输出端连接给水泵(3)；汽机主控制器(11)的输入端连接锅炉(2)输出的主蒸汽压力信号，输出端连接高压调节阀(4)；
由锅炉主控制器(10)负责根据网调指令输入生成燃料量控制指令，控制给煤机(1)输送的燃料量，从而调节整个燃煤发电系统的能量输入；由储能充放电控制器(9)一方面根据网调指令输入与发电机(6)输出的功率偏差，计算电储能所需充放电需求，控制储能充放电控制开关(8)，调节并补偿发电机(6)的输出，以满足网调指令的要求；此外，储能充放电控制器(9)还根据需要输出燃料量修正指令，从而影响锅炉主控制器(10)的输出，调整整个燃煤发电系统的能量输入；给水控制器(12)负责根据锅炉(2)输出的蒸汽温度，控制给水泵(3)，调节进入锅炉的冷水流量，从而控制锅炉的传热；汽机主控制器(11)负责锅炉主蒸汽压力的控制，根据测量的锅炉(2)输出的主蒸汽压力信号水平，自动开关高压调节阀(4)，保持锅炉(2)输出的主蒸汽压力与给定压力相同，从而实现动态保持做功蒸汽量与锅炉蒸发量的平衡。
2.根据权利要求1所述的一种火电机组电储能耦合调频控制系统，其特征在于：所述电储能装置(7)为蓄电池、超级电容或二者组合。
3.权利要求1所述火电机组电储能耦合调频控制系统的控制方法，其特征在于：在网调指令发生变化时，锅炉主控制器(10)负责根据网调指令输入生成燃料量控制指令，控制给煤机(1)输送的燃料量，从而调节整个燃煤发电系统的能量输入；由汽机主控制器(11)负责锅炉主蒸汽压力与给定压力相同，使整个燃煤发电系统获得自然曲线的功率变化，而不强制满足网调指令要求的折线式功率输出波形；
当电储能装置(7)电量偏离最优控制区间或发电机(6)功率稳态时长期达不到网调指令要求时，由储能充放电控制器(9)向锅炉主控制器(10)输出燃料量修正指令，从而弥补燃料量热值波动引起的系统稳态输入输出能量不平衡，或因电储能连续充电、电储能连续放电透支电储能装置能力，保障系统的长期有效运行；
其中锅炉主控制器(10)的输入网调指令直接采用原始的阶跃网调指令，而非经过限速后的网调指令，从而加快大扰动过程中后段的响应速度；
此外，在网调指令阶跃幅度小于2-3％Pe时，燃料控制不足以在一个升或降负荷过程实现电储能输出与回补全过程，为避免连续多个小幅单向指令阶跃导致的电储能过度透支，对于小于2-3％Pe的网调指令阶跃幅度在网调指令基础上叠加10％-15％的短时过量前馈，以保障电储能始终处于最佳状态，其中Pe表示火电机组额度负荷。
4.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：所述由储能充放电控制器(9)向锅炉主控制器(10)输出燃料量修正指令的方法包含简单叠加的两个部分：一部分通过稳态工况发电机功率反馈与网调指令的偏差，自动修正锅炉主控指令，消除因煤质变化或系统其它变化引起的输入输出能量不平衡累积误差；另一部分通过电储能系统储电量水平偏离理想最优目标点的偏差来主动生成充放电补偿目标，从而尽可能保障电储能系统在升降负荷两个方向的响应能力。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111083792.XA CN113644666B (zh) | 2021-09-14 | 2021-09-14 | 一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111083792.XA CN113644666B (zh) | 2021-09-14 | 2021-09-14 | 一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113644666A CN113644666A (zh) | 2021-11-12 |
| CN113644666B true CN113644666B (zh) | 2024-03-12 |
Family
ID=78425845
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111083792.XA Active CN113644666B (zh) | 2021-09-14 | 2021-09-14 | 一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113644666B (zh) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR20110047641A (ko) * | 2009-10-30 | 2011-05-09 | 한국전력공사 | 보일러 터빈 응답지연 보상 모델 및 신호 최적화를 이용한 발전소 출력 속응성 및 직선성 향상 제어 방법 |
| CN102734795A (zh) * | 2012-07-24 | 2012-10-17 | 安徽省电力科学研究院 | 单床、无外置床的循环流化床自适应煤质变化协调控制方法 |
| CN105888744A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-08-24 | 华北电力大学（保定） | 利用热网蓄能补偿主蒸汽压力偏差的供热机组控制方法 |
| CN106094740A (zh) * | 2016-05-09 | 2016-11-09 | 国网江西省电力科学研究院 | 一种基于过热器蓄热前馈的火电机组负荷控制方法 |
| CN109491337A (zh) * | 2018-10-25 | 2019-03-19 | 鄂尔多斯职业学院 | 一种火电机组协调控制系统及其协调控制方法 |
| CN111478376A (zh) * | 2020-06-02 | 2020-07-31 | 赫普能源环境科技股份有限公司 | 一种火电机组协调控制调峰调频系统和方法 |
-
2021
- 2021-09-14 CN CN202111083792.XA patent/CN113644666B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR20110047641A (ko) * | 2009-10-30 | 2011-05-09 | 한국전력공사 | 보일러 터빈 응답지연 보상 모델 및 신호 최적화를 이용한 발전소 출력 속응성 및 직선성 향상 제어 방법 |
| CN102734795A (zh) * | 2012-07-24 | 2012-10-17 | 安徽省电力科学研究院 | 单床、无外置床的循环流化床自适应煤质变化协调控制方法 |
| CN105888744A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-08-24 | 华北电力大学（保定） | 利用热网蓄能补偿主蒸汽压力偏差的供热机组控制方法 |
| CN106094740A (zh) * | 2016-05-09 | 2016-11-09 | 国网江西省电力科学研究院 | 一种基于过热器蓄热前馈的火电机组负荷控制方法 |
| CN109491337A (zh) * | 2018-10-25 | 2019-03-19 | 鄂尔多斯职业学院 | 一种火电机组协调控制系统及其协调控制方法 |
| CN111478376A (zh) * | 2020-06-02 | 2020-07-31 | 赫普能源环境科技股份有限公司 | 一种火电机组协调控制调峰调频系统和方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 火电机组与储能系统联合自动发电控制调频技术及应用;牟春华等;热力发电;20180604;全文 * |
| 超级电容辅助燃煤机组快速调频技术研究;王伟等;热力发电;20200515;全文 * |
| 飞轮储能辅助燃煤机组调频动态过程仿真研究;隋云任;梁双印;黄登超;高满达;王建业;柳亦兵;胡三高;秦立军;;中国电机工程学报;20200319(第08期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113644666A (zh) | 2021-11-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JPS58501866A (ja) | 熱回収蒸気発生器用のダンパー制御装置 | |
| CN101551103A (zh) | 一种循环流化床锅炉燃烧自动控制系统 | |
| CN112650169B (zh) | 基于焓值及燃料在线热值计算的发电机组主参数控制系统 | |
| CN104932566B (zh) | 一种提高单元发电机组锅炉快速调整能力的控制系统及方法 | |
| CN107368049A (zh) | 基于电厂dcs系统的机组变负荷下给煤量的控制方法 | |
| CN102953775A (zh) | 基于燃气-蒸汽联合热电联供机组的自动发电控制系统 | |
| CN107370156B (zh) | 一种基于电极锅炉的电网调频系统 | |
| CN110145761B (zh) | 一种bfg锅炉负压优化控制方法 | |
| CN110716425B (zh) | 一种热电联产机组电热协调控制方法 | |
| KR20170086408A (ko) | 파워 플랜트의 작동 방법 및 파워 플랜트 | |
| CN113390099A (zh) | 一种燃煤热电联产机组自适应btu下的协调控制方法 | |
| CN106246251B (zh) | 联合循环热电联供系统及其高排抽汽控制方法 | |
| CN113091046B (zh) | 二次再热锅炉及其出口汽温控制方法和装置 | |
| CN113644666B (zh) | 一种火电机组电储能耦合调频控制系统及方法 | |
| CN110824905B (zh) | 一种发电机组非正常解列工况孤网运行方法 | |
| CN110529836B (zh) | 一种锅炉富氧燃烧结合机组协调控制的调峰调频系统和方法 | |
| JP2015031453A (ja) | 火力発電用ボイラプラントの変圧運転方法 | |
| CN115864442A (zh) | 储能电池参与电力系统调频的控制方法 | |
| CN116382200A (zh) | 一种机组全负荷自稳定系统及其运行方法 | |
| CN115021279A (zh) | 基于复合储能、凝水调频和锅炉超调的火储联合调频系统 | |
| CN110553241A (zh) | 一种大型电站锅炉燃煤火力发电机组的调温方法 | |
| Pan et al. | Full process control strategy of fuel based on water-coal ratio of ultra supercritical units | |
| CN214891078U (zh) | 一种火电机组燃料量自动控制系统 | |
| Zhang et al. | Power System Frequency Control under Large Frequency Difference Disturbance | |
| CN111472852B (zh) | 一种发电机组基于中间点焓值调频逻辑优化方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |