CN115986805B - 电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种电源侧“火‑光‑储‑氢”智能发电系统的控制方法，属于新型能源发电技术领域，系统包括：火光互补发电子系统，包括相互耦合的火力发电系统和光伏发电系统，火光互补发电子系统通过升压站连接输电网；第一储能系统，与火光互补发电子系统连接，用于调节火光互补发电子系统输出的电能质量；第二储能系统，与火力发电系统连接，用于辅助火光互补发电子系统进行调峰和调频；氢氨制备系统，与火光互补发电子系统连接，能够利用电能制备氢气和氨气，并将氨气输送至火力发电系统进行燃烧。本发明能够实现传统煤电和清洁能源的优势互补，保证电力可靠供应的情况下减少碳排放量，实现能源的绿色低碳利用，并提高发电质量。
Description
技术领域
本发明涉及新型能源发电技术领域，具体地涉及一种电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法。
背景技术
在光伏和风电发电量占比提高的背景下，由于新能源发电与用电需求的季节性供需错配，在新能源发电低谷月份，需要大量火电机组保障电力供应；而在新能源发电高峰月份，由于火电机组的开机数量大幅降低且新能源调节能力弱，火电机组难以满足调峰、调频需求。同时，新能源发电并网出现惯量低、调节灵活性欠缺等特点，需要提高新能源发电的主动支撑能力。在没有精准调控的情况下，容易出现新能源利用率低的问题，例如弃光现象。
火电调峰、调频能力提升目前通过火电机组灵活性改造来实现，但灵活性改造后调峰仍受制于机组数量的约束，调峰、调频能力有限，新能源发电的主动支撑能力不足，目前还没有行之有效的成熟技术。
发明内容
本发明实施例的目的是提供一种电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法，用以解决上述在新能源发电高峰月份，由于火电机组的开机数量大幅降低且新能源调节能力弱，火电机组难以满足调峰、调频需求，调峰仍受制于机组数量的约束，调峰、调频能力有限，新能源发电的主动支撑能力不足的问题。
为了实现上述目的，本发明实施例提供一种电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统，包括：
火光互补发电子系统，包括火力发电系统和光伏发电系统，所述火力发电系统的输出端和所述光伏发电系统的输出端相互耦合，所述火光互补发电子系统的输出端通过升压站连接输电网；
第一储能系统，与所述火光互补发电子系统的输出端连接，用于调节所述火光互补发电子系统输出的电能质量；
第二储能系统，与所述火力发电系统的输出端连接，用于辅助火光互补发电子系统进行调峰和调频；
氢氨制备系统，与所述火光互补发电子系统的输出端连接，能够利用所述火光互补发电子系统产生的电能制备氢气和氨气，并将氨气输送至所述火力发电系统进行燃烧。
可选的，所述第一储能系统包括：
多个相互连接的电池组，用于通过VSG技术改变电池组的输出电能，调节所述火光互补发电子系统输出的电压和频率。
可选的，所述电池组为磷酸铁锂电池组。
可选的，所述第二储能系统包括：
全钒液流电池组，所述全钒液流电池组用于辅助火光互补发电子系统进行调频；
飞轮储能组，所述飞轮储能组用于辅助火光互补发电子系统进行调峰。
可选的，所述氢氨制备系统包括：
电解水制氢系统，与所述火光互补发电子系统的输出端连接，用于通过所述火光互补发电子系统产生的电能制备氢气；
储氢罐，与所述电解水制氢系统连接，用于存储所述电解水制氢系统产生的氢气；
制氨系统，与所述储氢罐连接，用于利用电解水制氢系统制备的氢气生成氨气。
可选的，所述电解水制氢系统利用质子交换膜电解水制氢。
本发明还提供一种电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法，运用于上述的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统，包括：
获取火光互补发电子系统的实际发电量；
若所述实际发电量高于日计划发电量，则将超过日计划发电量的多余电量输送至氢氨制备系统；
若所述实际发电量不高于日计划发电量，则控制第一储能系统输出电能以调节电能质量，提高火光互补发电子系统输出的电能质量并通过升压站输送至输电网。
可选的，所述方法还包括：
确定接收调峰指令；
判断火力发电系统能够增加的最大发电量是否满足完成调峰要求所需的电能总量；
若是，则控制火力发电系统增加对应的发电量，实现调峰；
若否，则控制火力发电系统和飞轮储能组增加对应的发电量，实现调峰。
可选的，所述方法还包括：
确定接收调频指令；
判断火力发电系统能够增加的最大调频量是否满足完成调频要求所需的电能总量；
若是，则控制火力发电系统增加对应的发电量，实现调频；
若否，则控制火力发电系统和全钒液流电池组增加对应的发电量，实现调频。
可选的，所述全钒液流电池组的单次调频里程采用以下计算公式确定：
Pm＝Pk*β*α*θ
其中，Pk为k时刻全钒液流电池组的有效调频功率；β为系统能量效率；α为全钒液流电池组的有效调频指数；θ为全钒液流电池组参与频率调节的比例。
本技术方案通过火力发电系统和光伏发电系统的耦合实现传统煤电和清洁能源的优势互补；并利用第一储能系统，提高发电质量；并利用第二储能系统进行调峰和调频；同时，通过氢氨制备系统对火光互补发电子系统产生的多余电力进行利用，在保证电力可靠供应的情况下减少碳排放量，实现能源的绿色低碳利用。
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是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的整体结构示意图；
图2是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的具体结构示意图；
图3是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法的流程图；
图4是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法调峰时的控制逻辑示意图；
图5是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法调频时的控制逻辑示意图。
附图标记说明
1-火光互补发电子系统； 2-升压站； 3-输电网；
4-第一储能系统； 5-第二储能系统； 6-氢氨制备系统；
11-火力发电系统； 12-光伏发电系统； 51-全钒液流电池组；
52-飞轮储能组； 61-电解水制氢系统； 62-储氢罐；
63-制氨系统。
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。
在本发明实施例中，在未作相反说明的情况下，使用的方位词如“上、下、左、右”通常是指基于附图所示的方位或位置关系，或者是该发明产品使用时惯常摆放的方位或位置关系。
术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
术语“平行”、“垂直”等并不表示要求部件绝对平行或垂直，而是可以稍微倾斜。如“平行”仅仅是指其方向相对“垂直”而言更加平行，并不是表示该结构一定要完全平行，而是可以稍微倾斜。
术语“水平”、“竖直”、“悬垂”等术语并不表示要求部件绝对水平、竖直或悬垂，而是可以稍微倾斜。如“水平”仅仅是指其方向相对“竖直”而言更加水平，并不是表示该结构一定要完全水平，而是可以稍微倾斜。
此外，“大致”、“基本”等用语旨在说明相关内容并不是要求绝对的精确，而是可以有一定的偏差。例如：“大致相等”并不仅仅表示绝对的相等，由于实际生产、操作过程中，难以做到绝对的“相等”，一般都存在一定的偏差。因此，除了绝对相等之外，“大致等于”还包括上述的存在一定偏差的情况。以此为例，其他情况下，除非有特别说明，“大致”、“基本”等用语均为与上述类似的含义。
在本发明的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“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；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
图1是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的整体结构示意图；图2是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的具体结构示意图；图3是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法的流程图；图4是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法调峰时的控制逻辑示意图；图5是本发明提供的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法调频时的控制逻辑示意图。
如图1-2所示，本发明实施例提供一种电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统，包括：
火光互补发电子系统1，包括火力发电系统11和光伏发电系统12，所述火力发电系统11的输出端和所述光伏发电系统12的输出端相互耦合，所，述火光互补发电子系统1的输出端通过升压站2连接输电网3；
第一储能系统4，与所述火光互补发电子系统1的输出端连接，用于调节所述火光互补发电子系统1输出的电能质量；
第二储能系统5，与所述火力发电系统11的输出端连接，用于辅助火光互补发电子系统1进行调峰和调频；
氢氨制备系统6，与所述火光互补发电子系统1的输出端连接，能够利用所述火光互补发电子系统1产生的电能制备氢气和氨气，并将氨气输送至所述火力发电系统11进行燃烧。
具体地，本发明的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统适用于大容量火电机组配大比例光伏发电场景下。光伏发电系统12由若干太阳能光伏板组成，直接设置在火电厂内。火力发电系统11为传统燃煤发电，通过发电机出口送出电能，光伏发电通过三相逆变器转为交流电，两者通过串联耦合的方式连接在一起，将火力发电系统11的输出端和光伏发电系统12的输出端相互串联耦合后，实现火电和光电的相互耦合，再由升压站2升压后，输送至输电网3，用于电力供应。氨用于火电机组锅炉中煤掺烧氨，能够减少CO2的排放，实现能源绿色低碳利用。
在另一种实施方式中，系统还包括：DCS外挂系统，通过逻辑控制火电机组宽负荷运行下的脱硝和机炉控制的正常运行，有效优化火电机组原有控制逻辑。
在另一种实施方式中，系统还包括：智能控制系统，其根据火光互补发电子系统1的实际发电量和每日申报电力市场的电量出清计划的关系，控制开关连接调用第一储能系统4调整电能质量后通过升压变压器接入电网还是连接开关电解制氢气；并在接到调度指令调频或调峰，智能控制系统实时控制火光互补发电子系统1的发电量及时调用第二储能系统5辅助火光互补发电子系统调峰、调频。
进一步地，所述第一储能系统4包括：
多个相互连接的电池组，用于通过VSG技术改变电池组的输出电能，调节所述火光互补发电子系统1输出的电压和频率。
进一步地，所述电池组为磷酸铁锂电池组。
每个磷酸铁锂电池组包含一个电池管理系统(BMS)，合并九个串并集成，组成储能电站，作为第一储能系统4。电池管理系统(BMS)实时监测电池模块的工作健康状态和寿命预测。VSG控制磷酸铁锂电池组调节火光联合发电系统的电压和频率。VSG控制为储能虚拟同步机控制技术，通过控制功率和增加转动惯量，提高火光联合发电的发电质量，提高并网发电的指标。该控制模块植入磷酸铁锂电池模块的子模块。
进一步地，所述第二储能系统5包括：
全钒液流电池组51，所述全钒液流电池组51用于辅助火光互补发电子系统1进行调频；
飞轮储能组52，所述飞轮储能组52用于辅助火光互补发电子系统1进行调峰。
全钒液流电池组51由九个子模块组成，每个子模块包含一个电池管理系统(BMS)，合并九个串并集成，组成储能电站。电池管理系统(BMS)实时监测电池模块的工作健康状态和寿命预测。飞轮储能内含实时监测飞轮工作状态的系统，及时了解飞轮工作的健康状态和寿命预测。在智能控制系统的控制下，全钒液流电池组辅助火光互补发电子系统完成调频工作；飞轮储能辅助火光互补发电子系统完成调峰工作。
进一步地，所述氢氨制备系统6包括：
电解水制氢系统61，与所述火光互补发电子系统1的输出端连接，用于通过所述火光互补发电子系统1产生的电能制备氢气；
储氢罐62，与所述电解水制氢系统61连接，用于存储所述电解水制氢系统61产生的氢气；
制氨系统63，与所述储氢罐62连接，用于利用电解水制氢系统61制备的氢气生成氨气。
电解水制氢系统61利用质子交换膜电解水制氢，制出的氢气通过储氢罐62储存，具体可采用气态高压储存的储存方式，使用时通过高压阀的调节就可以直接将氢气释放出来。普通高压气态储氢是一种应用广泛、简便易行的储氢方式，而且成本低，充放气速度快，且在常温下就可进行。制氨系统63采用H2和N2反应制备氨气。制得的氨气用于火力发电机组锅炉中煤掺烧氨气，降低CO2排放，实现能源绿色低碳利用。制氨系统63可以同时与电解水制氢系统61和储氢罐62通过管道连接，制氨系统63也可仅通过管道与储氢罐62连接。
如图3所示，本发明实施例还提供一种电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法，运用于上述的电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统，包括：
步骤一、获取火光互补发电子系统的实际发电量；
步骤二、若所述实际发电量高于日计划发电量，则将超过日计划发电量的多余电量输送至氢氨制备系统；若所述实际发电量不高于日计划发电量，则控制第一储能系统输出电能以调节电能质量，使得火光互补发电子系统与第一储能系统输出的电能之和满足日计划发电量。
具体地，由于在未来光伏和火电发电量占比提高的背景下，由于新能源发电与用电需求的季节性供需错配，在新能源发电低谷月份，需要大量火电机组保障电力供应；而在新能源发电高峰月份，由于火电机组的开机数量大幅降低且新能源调节能力弱，火电机组难以满足调峰、调频需求。火光联合发电系统，实现传统能源和清洁能源的最优化配置，减少碳排放的同时增加清洁能源的主动支撑能力。
当火光互补发电子系统按日出清计划正常发电时，当所发电能小于日出清计划时，通过智能控制系统控制火光联合发电系统耦合第一储能系统，实现电能质量的调整，使得火光互补发电子系统发出的电能满足日出清计划。通过虚拟同步机技术将控制策略植入储能单元，将火光联合发电的特性更接近传统同步机，调整功率和增加转动惯量，为电网提供系统需要的转动惯量和频率、电压的支撑，提高火光联合发电的发电质量，提高并网发电的指标。当火光互补发电子系统所发电能大于等于日出清计划时，智能控制系统控制火光互补发电子系统连接制氢系统，制得氢气，并用于制备氨，氨可用于火力发电机组锅炉掺烧，减少CO2的排放量，实现能源的绿色低碳利用。
进一步地，如图4所示，所述方法还包括：
确定接收调峰指令；
判断火力发电系统能够增加的最大发电量是否满足完成调峰要求所需的电能总量；
若是，则控制火力发电系统增加对应的发电量，实现调峰；
若否，则控制火力发电系统和飞轮储能组增加对应的发电量，实现调峰。
具体地，当接到调度的调峰需求时，首选，判断出完成调峰要求所需的电能总量，并根据此时的火力发电系统发电量，判断仅通过火力发电系统发电量是否能够满足调峰要求所需的电能总量，如果能够满足，则通过智能控制系统实时调整火力发电系统的发电量，改变火光互补发电子系统耦合后的发电量，使其满足调峰需求；如无法达到调峰需求，则除了增加火力发电系统发电量，还需要调用第二储能系统辅助火光互补发电子系统调峰。DCS外挂系统通过逻辑控制火电机组在宽负荷工况下脱硝及机炉优化控制正常工作。具体地，通过第二储能系统的飞轮储能辅助进行调峰。
进一步地，如图5所示，所述方法还包括：
确定接收调频指令；
判断火力发电系统能够增加的最大调频量是否满足完成调频要求所需的电能总量；
若是，则控制火力发电系统增加对应的发电量，实现调频；
若否，则控制火力发电系统和全钒液流电池组增加对应的发电量，实现调频。
具体地，当接到调度的调频需求时，首选，判断出完成调频要求所需的电能总量，并根据此时的火力发电系统发电量，判断仅通过火力发电系统发电量是否能够满足调频要求所需的电能总量，如果能够满足，则通过智能控制系统实时调整火力发电系统的发电量，使其满足调频需求；如无法满足，则除了增加火力发电系统发电量，还需要调用第二储能系统辅助火光互补发电子系统调频。第二储能系统的调频功能借助液流电池组T接火力发电机出口实现，液流电池组具有储存量大，功率特性远好于一般锂电池组，可辅助火光互补发电子系统实现精准快速调频。DCS外挂系统中的调频逻辑替代原有火电机组的AGC功能。
进一步地，所述全钒液流电池组的单次调频里程采用以下计算公式确定：
Pm＝Pk*β*α*θ
其中，Pk为k时刻全钒液流电池组的有效调频功率；β为系统能量效率；α为全钒液流电池组的有效调频指数；θ为全钒液流电池组参与频率调节的比例。具体地，全钒液流电池组的有效调频指数由储能类型确定。
以上结合附图详细描述了本发明实施例的可选实施方式，但是，本发明实施例并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明实施例的技术构思范围内，可以对本发明实施例的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明实施例的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明实施例对各种可能的组合方式不再另行说明。
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步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得单片机、芯片或处理器(processor)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
此外，本发明实施例的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明实施例的思想，其同样应当视为本发明实施例所公开的内容。
Claims (1)
1.一种电源侧“火-光-储-氢”智能发电系统的控制方法，其特征在于，系统包括：
火光互补发电子系统(1)，包括火力发电系统(11)和光伏发电系统(12)，所述火力发电系统(11)的输出端和所述光伏发电系统(12)的输出端相互耦合，所述火光互补发电子系统(1)的输出端通过升压站(2)连接输电网(3)；
第一储能系统(4)，与所述火光互补发电子系统(1)的输出端连接，用于调节所述火光互补发电子系统(1)输出的电能质量；
所述第一储能系统(4)包括：
多个相互连接的电池组，用于通过VSG技术改变电池组的输出电能，调节所述火光互补发电子系统(1)输出的电压和频率，所述电池组为磷酸铁锂电池组；
第二储能系统(5)，与所述火力发电系统(11)的输出端连接，用于辅助火光互补发电子系统(1)进行调峰和调频；所述第二储能系统(5)包括：
全钒液流电池组(51)，所述全钒液流电池组(51)用于辅助火光互补发电子系统(1)进行调频；
飞轮储能组(52)，所述飞轮储能组(52)用于辅助火光互补发电子系统(1)进行调峰；
氢氨制备系统(6)，与所述火光互补发电子系统(1)的输出端连接，能够利用所述火光互补发电子系统(1)产生的电能制备氢气和氨气，并将氨气输送至所述火力发电系统(11)进行燃烧；所述氢氨制备系统(6)包括：
电解水制氢系统(61)，与所述火光互补发电子系统(1)的输出端连接，用于通过所述火光互补发电子系统(1)产生的电能制备氢气，所述电解水制氢系统(61)利用质子交换膜电解水制氢；
储氢罐(62)，与所述电解水制氢系统(61)连接，用于存储所述电解水制氢系统(61)产生的氢气；
制氨系统(63)，与所述储氢罐(62)连接，用于利用电解水制氢系统(61)制备的氢气生成氨气；
所述方法包括：
获取火光互补发电子系统的实际发电量；
若所述实际发电量高于日计划发电量，则将超过日计划发电量的多余电量输送至氢氨制备系统；
若所述实际发电量不高于日计划发电量，则控制第一储能系统输出电能以调节电能质量，提高火光互补发电子系统输出的电能质量并通过升压站输送至输电网；
确定接收调频指令；
判断火力发电系统能够增加的最大调频量是否满足完成调频要求所需的电能总量；
若是，则控制火力发电系统增加对应的发电量，实现调频；
若否，则控制火力发电系统和全钒液流电池组增加对应的发电量，实现调频；所述全钒液流电池组的单次调频里程采用以下计算公式确定：
Pm＝Pk*β*α*θ；
其中，Pk为k时刻全钒液流电池组的有效调频功率；β为系统能量效率；α为全钒液流电池组的有效调频指数；θ为全钒液流电池组参与频率调节的比例；
所述方法还包括：
确定接收调峰指令；
判断火力发电系统能够增加的最大发电量是否满足完成调峰要求所需的电能总量；
若是，则控制火力发电系统增加对应的发电量，实现调峰；
若否，则控制火力发电系统和飞轮储能组增加对应的发电量，实现调峰。
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