【技术实现步骤摘要】
本专利技术属于火电机组，具体涉及一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法。
技术介绍
1、随着能源行业的发展，火电机组的角色从容量型发电逐渐转变为调峰调频，火电机组根据压力参数也具有多种类型，包括亚临界机组和超/超超临界机组，根据机组容量大小也有明显的区别，按照目前各类型机组的运行情况来说速率响应情况略有不同。
2、常规的火电机组负荷协调控制方法为：机组接收调度agc指令，经过限速运算转化为负荷指令，负荷指令分别送至锅炉主控与汽机主控运算回路，计算得出锅炉指令与汽机指令，在ccs(机炉协调)方式下，锅炉主控闭环调节主汽压力，锅炉指令再分别送至燃料主控、送风主控和给水主控，汽机主控闭环调节机组功率。各单元机组根据设备特性具有不同的负荷响应速率，随着能源行业的发展，火电机组的角色从容量型发电逐渐转变为调峰调频，对机组的负荷响应速率提出了更高的要求，经过了较长时间的运行，设备老旧，由于自身的锅炉响应时间较慢暴露出负荷响应速率不足的短板。为了提升负荷速率响应，现有的技术大致分为：
3、1.结合储能电池的火储联合，通过储能电池的充放电辅助负荷响应，受限于储能电池容量，该方法在机组负荷指令幅度较小且未连续反方向变负荷时效果良好，当负荷指令幅度较大或连续单方向变负荷时效果不佳，另外储能电池的造价较高。
4、2.利用供热管网的蓄热，短暂调整供热调节阀的开度减少或增加抽汽量辅助机组的有功功率调节。
5、3.利用压缩空气、熔盐储能等共享式储能系统，可实现可再生能源发电的大规模接入，提高可再生能源的消
6、其中330mw亚临界机组相对于660mw、1000mw的超/超超临界机组负荷响应速率较慢，亚临界机组经过了较长时间的运行，辅机设备老旧，由于自身的锅炉响应时间较慢，在涉网运行时暴露出负荷响应速率不足的短板，依靠单元机组的控制策略调整也难以将负荷响应速率提升至期望值。
7、依靠外部蓄能的辅助负荷调节也存在明显的不足，目前已有的火储联合造价较高，且辅助负荷响应速率的程度受到储能电池的容量限制，尤其在大幅度指令或者连续单方向升降负荷时辅助效果欠佳，考虑电池的使用寿命可能无法收回投资成本。单依靠供热管网的蓄热辅助负荷调节也存在相同的问题，辅助调节量受限于供热管网的容量，大幅度或者连续单方向的升降负荷效果有限。压缩空气、熔盐储能等共享式储能系统处于发展阶段，由蓄能转换为电能也需要一定的时间，不适用于辅助负荷的快速调节，更适用于消纳风光等可再生能源发电，而且压缩空气与熔盐储能系统的容量也限制着辅助负荷调节的裕量。因此需要对现有的火电机组辅助负荷调节方法进行改进，提出一种新的火电机组负荷协调控制方法。
技术实现思路
1、本专利技术的目的是克服现有技术的不足，提出了一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制的方法，充分利用一个供热管网的蓄热能力，以供热管网作为中间蓄能环节，间接采用负荷响应较好的大容量高参数机组补充负荷响应较差的小容量低参数机组，提高全厂的负荷调节速率。
2、为了实现上述目的，本专利技术采取的技术方案为：提供了一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，步骤包括：
3、s1、根据历史agc数据确定同一热网中agc响应性能较好的大容量机组a与agc响应性能较差的小容量机组b，分别测定机组a与机组b的锅炉响应时间ta0和tb0，ta0＜tb0。
4、s2、根据机组汽机高调门开度v、主汽压力实际值p、滑压设定值pset和主汽压力设定值pset1，其中汽机高调开度为主要因素，主汽压力实际值，主汽压力设定值与滑压设定值作为参考因素，分别计算机组a与机组b的负荷裕量sa与sb，s＝f(p,pset,pset1,v)，单位mw。
5、s3、根据供热管网的温度、压力和流量参数，及其限值计算供热管网的供热负荷及可调配负荷容量，焓值h＝f(t,p)，热网要求的温度限制分别为th、tl，压力限值为ph、pl，流量为q，可调配负荷上限为q×{f(t0,p0)-f(tl,pl)}，可调配负荷下限为q×{f(th,ph)-f(t0,p0)}，可调配负荷不得高于单元机组的最大供热负荷；式中p0和t0分别为供热管网的实时压力值和实时温度值。
6、s4、锅炉响应后机组能够响应负荷指令，因此只需要补充锅炉响应前的蓄能不足，根据变负荷幅度及速率要求rb，计算满足速率要求时所需要的负荷调节时间t0(需要的负荷调节时间t0＝变负荷幅度/速率要求rb)，同步调整机组b的锅炉变负荷参数，防止热网辅助后过调，如t0＜tb0，则负荷指令下发后计算机组b在锅炉响应前所需要补充的负荷ws＝rb×t0-sb，作用时间为t0，同步在t0时间内调正1锅炉变负荷前馈量至0，如t0＞tb0，ws＝rb×tb0-sb，作用时间为tb0，在tb0时间内减少rb×tb0占指令幅度比例的锅炉前馈量。机组b升负荷工况下ws＞0时热网辅助负荷调节，ws≤0表明蓄能充足，不需要热网辅助，机组b减负荷工况下ws＜0时热网辅助负荷调节，ws≥0表明蓄能充足，不需要热网辅助。由ws计算生成机组b侧供热调节阀的开度偏置，当需要热网辅助时直接动作供热调节阀。其中，速率要求rb一般为已知数值，根据各地区电网调度要求，或者单独针对某机组提出的明确要求。
7、s5、机组a锅炉响应时间快，补充热网蓄热，间接辅助机组b负荷调节，补充量为ws，将ws负荷量转换为机组a供热调节阀的开度偏置，ws＞0时增加供热调节阀开度补充进入热网的蒸汽流量，ws＜0时减少供热调节阀开度缩减进入热网的蒸汽流量。在补充热网蓄热的同时，在锅炉变负荷前馈增加ws等量的变负荷前馈偏置，作用时间为t0，t0时间过后回收前馈偏置至0。
8、s6、当机组a蓄能不足，停止辅助机组b负荷调节，即机组a升负荷工况的蓄能sa小于-5％额定功率，闭锁增机组a侧供热调节阀，或降负荷工况的蓄能sa大于5％额定功率，闭锁减机组a侧供热调节阀。
9、本专利技术技术方案在无增设储能电池、压缩空气储能及熔盐储能系统设备的前提下，本专利技术利用同一个电厂内机组共同连接的供热管网作为蓄能传递介质，采用负荷响应能力强的大容量机组补充负荷响应能力弱的小容量机组，负荷响应能力弱的小容量机组在锅炉响应前利用机组本身及热网的蓄热快速响应负荷指令，负荷响应能力强的大容量机组快速补充热网蓄热，既保证了热网的运行安全，又在不影响大容量机组负荷响应速率的前提下提升小容量机组的负荷响应速率。
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1.一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，其特征在于，包括如下步骤：
2.根据权利要求1所述的一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，其特征在于，所述的步骤S3具体为：焓值h＝f(T,P)，热网要求的温度限制分别为Th、Tl，压力限值为Ph、Pl，流量为Q，可调配升负荷上限为Q×{f(T0,P0)-f(Tl,Pl)}，可调配降负荷上限为Q×{f(Th,Ph)-f(T0,P0)}，可调配负荷不得高于单元机组的最大供热负荷，式中P0和T0分别为供热管网的实时压力值和实时温度值。
3.根据权利要求1所述的一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，其特征在于，步骤S4中同步调整机组B的锅炉变负荷参数具体为：如T0＜TB0，则负荷指令下发后计算机组B在锅炉响应前所需要补充的负荷WS＝RB×T0-SB，作用时间为T0，同步在T0时间内调正1锅炉变负荷前馈量至0，如T0＞TB0，WS＝RB×TB0-SB，作用时间为TB0，在TB0时间内减少RB×TB0占指令幅度比例的锅炉前馈量。
4.根据权利要求3所述的一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法
5.根据权利要求4所述的一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，其特征在于，步骤S5中，机组A锅炉补充热网蓄热，间接辅助机组B负荷调节，补充量为WS，将WS负荷量转换为机组A供热调节阀的开度偏置，WS＞0时增加供热调节阀开度补充进入热网的蒸汽流量，WS＜0时减少供热调节阀开度缩减进入热网的蒸汽流量。
6.根据权利要求5所述的一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，其特征在于，步骤S5中，在补充热网蓄热的同时，在锅炉变负荷前馈增加WS等量的变负荷前馈偏置，作用时间为T0，T0时间过后回收前馈偏置至0。
...【技术特征摘要】
1.一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，其特征在于，包括如下步骤：
2.根据权利要求1所述的一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，其特征在于，所述的步骤s3具体为：焓值h＝f(t,p)，热网要求的温度限制分别为th、tl，压力限值为ph、pl，流量为q，可调配升负荷上限为q×{f(t0,p0)-f(tl,pl)}，可调配降负荷上限为q×{f(th,ph)-f(t0,p0)}，可调配负荷不得高于单元机组的最大供热负荷，式中p0和t0分别为供热管网的实时压力值和实时温度值。
3.根据权利要求1所述的一种基于共享储热的火电机组负荷协调控制方法，其特征在于，步骤s4中同步调整机组b的锅炉变负荷参数具体为：如t0＜tb0，则负荷指令下发后计算机组b在锅炉响应前所需要补充的负荷ws＝rb×t0-sb，作用时间为t0，同步在t0时间内调正1锅炉变负荷前馈量至0，如t0＞tb0，ws＝rb×tb0-sb，作用时间为tb0，在tb0时间内减少rb×tb0占指令幅度比例的锅...
【专利技术属性】
技术研发人员：何郁晟，刘盛辉，柳芳，杨敏，杨强，陆陆，黄刚，蒋婧文，韩峰，张文涛，
申请(专利权)人：浙江浙能技术研究院有限公司，
类型：发明
国别省市：
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