一种用于一次调频分析的直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法与流程

本发明涉及用于一次调频分析的直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法。

背景技术：

由于超临界及超超临界机组在经济性、环保、效率以及容量各方面均优于亚临界机组，超临界及超超临界机组已成为未来火电建设的发展主流。超临界及超超临界机组超高温及超高压的特点导致其必须采用直流锅炉，而直流锅炉存在蓄热小、对扰动敏感、机炉之间耦合严重等问题。随着风电等间歇性能源并网，电力系统调频需求增加，超临界及超超临界机组功率频繁变动，将引起直流锅炉主蒸汽压力大幅度波动，增加直流锅炉运行的风险。

从电网运行角度看，与电网直接互联的是汽轮机组，所以传统的机网协调的重点是发电机组而较少考虑锅炉，忽视了锅炉的安全和动态特性。传统的机炉协调控制指的是当外界负荷变化时，将功率变化指令同时发给锅炉及汽轮机控制系统，对调节阀开度及锅炉进行同步调整，协调控制。其控制的核心思想是提高机组对电网负荷变化的响应速度，并未充分考虑大容量高参数机组在响应负荷波动时造成的锅炉气压波动。在直流锅炉与汽轮机耦合严重、直流锅炉蓄热小的背景下，直流锅炉的安全问题需要重新重视。

由以上分析可知，如果在一次调频控制中不考虑锅炉的特性，将会给大容量高参数火电机组参加一次调频带来很大阻力，不利于电力系统安全稳定运行。

技术实现要素：

本发明是为了解决现有技术没有考虑锅炉的特性，给大容量高参数火电机组参加一次调频带来很大阻力，不利于电力系统安全稳定运行的问题，而提出的一种用于一次调频分析的直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法。

一种用于一次调频分析的直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法按以下步骤实现：

步骤一：进行直流锅炉能量状态分析，确定直流锅炉能量状态；

步骤二：进行电网能量状态分析，确定电网能量状态；

步骤三：根据步骤一确定的直流锅炉能量状态和步骤二确定的电网能量状态，确定网源能量协调控制策略。

发明效果：

考虑到超临界及超超临界机组的特点，本发明设计了一种新的控制方法：把锅炉、汽轮机、电网看作一个控制对象，综合考虑三者的安全性与稳定性问题。在满足电网安全运行要求的前提下，使火电机组既能充分参与调频，又能安全高效地运行，达到电网、电源双赢。

根据仿真结果，电网能量平衡、微高、较低、很低状态下，本发明方法均对电网频率产生非常好的影响，且该控制方法利用了锅炉的动态能量，使超临界直流锅炉主蒸汽压力波动幅度大幅减小。

(1)直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法可以提高直流锅炉的寿命。因顺势而为的调频策略使锅炉能量利用更合理，锅炉在运行中压力、温度波动减小，直流锅炉的水冷壁、过热器的寿命损耗减少，故延长了锅炉的使用寿命。采用直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法，水冷壁的寿命延长7.19％，过热器的寿命延长3.85％。

(2)直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法增加了电力系统调频能力。在包含不同类型机组的电力系统调频模型基础上，超临界机组占20％、其他各类机组均占20％，以1天实际负荷为输入：在爬坡时段，CPS1从2.77提升到2.91；在平稳时段，CPS1从2.86提升到2.96；以全天数据计算时，CPS1从2.78提升到2.86。控制性能均有较好的提升。超临界机组的SCPS1从1.74提升到2.09，对机组考核有益。

(3)直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法不会对潮流产生大的影响。线路潮流变化量与首末两端节点注入功率变化量相关，且与节点的拓扑结构有关。标幺值下，首末节点注入功率增量的差值与线路潮流变化量基本相当。保守估计时，直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法对功率该变量在2％以内时，线路潮流变化量也在2％以内。

附图说明

图1为修正功率指令法原理示意图；

图2为修正一次调频不等率图；

图3为变负荷下电网1000s频率数据图；

图4为电网能量平衡状态下直流锅炉、汽轮机、电网协调对功率与主蒸汽压力的调节效果图；

图5为电网能量较低状态下直流锅炉、汽轮机、电网协调对功率与主蒸汽压力的调节效果图；

图6为电网能量很低状态下直流锅炉、汽轮机、电网协调对功率与主蒸汽压力的调节效果图。

具体实施方式

具体实施方式一：一种用于一次调频分析的直流锅炉、汽轮机、电网协调控制方法包括以下步骤：

步骤一：进行直流锅炉能量状态分析，确定直流锅炉能量状态；

步骤二：进行电网能量状态分析，确定电网能量状态；

步骤三：根据步骤一确定的直流锅炉能量状态和步骤二确定的电网能量状态，确定网源能量协调控制策略。

具体实施方式二：本实施方式与具体实施方式一不同的是：所述步骤一中确定控制器的输入变量和输出变量具体为：

主蒸汽压力与能量成较好的线性关系，可以用主蒸汽压力反应锅炉动态能量的高低。实际运行中，只要知道二者之间的转换系数即可知道每一时刻的锅炉能量。转换系数在直流锅炉的调试阶段通过在相关位置安装传感器一次性获得。

本发明依据直流锅炉的主蒸汽压力高低定义锅炉能量状态，如表1所示。一次调频调节量的上限一般为3.5％额定功率，因此定义ΔP_tM为3.5％额定功率所对应的时间内受到的主蒸汽压力差。

表1直流锅炉能量状态

当-0.1MPa≤ΔP_tM≤0.1MPa时，锅炉能量基本平衡，定义直流锅炉能量状态为平衡，所述ΔP_tM为3.5％额定功率所对应的时间内直流锅炉受到的主蒸汽压力差；

当ΔP_tM<-0.1MPa时，锅炉能量偏低，定义直流锅炉能量状态为短缺；

当ΔP_tM>0.1MPa时，锅炉能量过剩，定义直流锅炉能量状态为过剩。

其它步骤及参数与具体实施方式一相同。

具体实施方式三：本实施方式与具体实施方式一或二不同的是：所述步骤二中确定电网能量状态具体为：

本发明以电网频率大小来确定电网能量状态。结合实际电网数据，从分钟级时间尺度及统计角度对频率进行的分析，电网频率波动有以下结论(如表2所示)：

1)在较多时间内(33.2％)，Δf落在[-0.01,0.01]范围内，电网能量定义为“平衡”。

2)在过半时间内(51.5％)，Δf超出“平衡”范围但未超出调频死区，即落在±[0.01,0.0333]内，定义此时电网能量为“微高”或“微低”。依据统计结果，Δf落在[-0.0333,+0.0333]区间内占大多数(84.7％)。

3)有部分时间(11.6％)，Δf超出死区，落在[0.033,0.046]区间内，定义此时电网能量状态为“较高”或者“较低”。若Δf超出死区，则在死区外的持续时间1min-2min，需要机组改变出力，使频率恢复。依据统计结果，Δf落在[-0.0466,+0.0466]区间内时间占绝大多数(96.3％)。

4)少数时间(3.5％)，Δf落在±[0.0466,0.0699]区间内，定义此时电网能量状态为“很高”或者“很低”。此时电网能量不平衡较为严重，一般发生在小幅度变负荷下，需要机组增加调节力度，恢复电网频率。依据统计结果，Δf落在[-0.0699,+0.0699]区间内时间占绝大多数(99.8％)。

5)极少数时间(0.2％)，Δf落在±[0.0699,0.1]区间内，定义此时电网能量状态为“极低”或“极高”。此时负荷变化幅度大。

表2电网能量状态

在区域电网CPS标准中，B的物理意义为0.1Hz频差所对应的功率缺额，换言之，依据频差的大小，电网当前的功率缺额可以计算。部分电网功频调差系数B按如下方法确定：1.5％年度预计最高负荷/0.1Hz。各省网调度部门依据实际情况数值会有不同，但不得低于1％年度预计最高负荷/0.1Hz。本发明B＝1.5％P_yM/0.1Hz，其中P_yM为年度预计最高负荷(MW)。不计及联络线功率偏差时，则本区域功率余量ΔP_s＝(10B)Δf，调频力度应该以系统功率余量为基础。计及联络线功率余量时，本区域功率余量ΔP_s＝ACE。

依据上述分析，将电网能量划分为九种状态，分别为平衡、微低、微高、较低、较高、很低、很高、极低、极高，如所示。

其它步骤及参数与具体实施方式一或二相同。

具体实施方式四：本实施方式与具体实施方式一至三之一不同的是：所述步骤三中确定网源能量协调控制策略的具体过程为：

所述协调控制策略基于以下两种方法：

(1)修正功率指令法

修正功率指令法原理如图1所示。虚线外是功频调节汽轮机模型，由一个正向通道和功率、频率两个反馈通道构成。正向通道包含PI积分、执行机构、蒸汽容积、转子惯量四个环节，具体参数如表3所示。

虚线内是新控制方法，相当于在原来的功率给定值R_t之上增加了一个修正量，该修正量由H(s)给出，H(s)具体取值由直流锅炉能量的高低决定。P_t为主蒸汽压力实际值，P_ts为主蒸汽压力额定值，根据不同的电网、直流锅炉状态，C的取值有所不同，但均为常数；

汽轮机模型参数如表3所示。

(2)修正一次调频不等率法

修正功率给定的方法可以实现锅炉能量高则多发电、能量少则少发电。但在实际运行中，会出现锅炉能量高且电网能量高的状态，此时超临界及超超临界机组依旧要减负荷以满足电网的一次调频需求，但出于锅炉安全的角度，希望在此工况下少承担一次调频任务，使锅炉能量趋于平稳。由系统中主蒸汽压力偏低的机组多承担该调节任务。

表3汽轮机模型参数

借鉴动态一次调频的思想，通过改变反馈回路的增益而达到减弱反向调节效果，即切换一次调频的控制通道，使得运行在上述情况下时，超临界及超超临界机组的调频作用减弱。如图2所示。其中一次调频控制通道1是原来的一次调频控制通道，即一次调频控制通道2是为了减弱调节作用而设计的通道，即δ₂＞δ₁，即投入一次调频控制通道2时，调频作用减弱。

增加一个一次调频控制通道，即原一次调频控制通道为一次调频控制通道1，其一次调频不等率为δ₁；增加的一次调频控制通道为一次调频控制通道2，其一次调频不等率为δ₂；其中δ₂＞δ₁，即投入一次调频控制通道2时，调频作用减弱；

综合以上的电网能量分析和直流锅炉能量分析，从电网侧看，针对提出的九种能量状态，超临界及超超临界机组该用相应的控制策略保持电网频率稳定。从电源侧看，针对表1提出的直流锅炉的三种能量状态，尽量采取顺势而为的控制策略为电网调频做贡献，具体地，当锅炉能量过剩时，多承担系统Δf<0时段的调节，适当减轻Δf>0时段的调节，反之同理，以此达到网源双赢的目的。

结合以上两种方法，在不同电网、直流锅炉能量状态下超临界及超超临界机组控制策略为：

1)电网能量平衡时：超临界及超超临界机组发电功率与负荷达到平衡，不需要调整，但直流锅炉因燃煤热值波动，部分机组能量过剩，部分机组能量短缺，为了使其能量恢复，且不对系统能量平衡带来影响，允许能量过剩的机组自然释放能量，能量短缺的机组自然积累能量，允许能量过剩的机组自然释放能量，能量短缺的机组自然积累能量，自然释放和自然积累时：C＝0.5，投入一次调频控制通道1(未超出调频死区，一次调频控制通道1不作用)，保持机组原发电量不变；能量平衡的机组投入一次调频控制通道1，C＝0；

2)电网频率微高时：因尚未超出调频死区，机组原则上不必要调节。部分直流锅炉因为能量短缺，可以适当减少发电，既有利于频率恢复，又使锅炉主蒸汽压力恢复，对锅炉寿命产生有益的影响，能量短缺的直流锅炉的控制策略为加速积累，加速积累时C＝1，投入一次调频控制通道1(未超出调频死区，一次调频控制通道1不作用)；加速释放亦然。能量过剩的机组和能量平衡的机组投入一次调频控制通道1，C＝0；

3)电网频率微低时：能量过剩的直流锅炉的控制策略为加速释放，加速释放时：C＝1，投入一次调频控制通道1；能量短缺的机组和能量平衡的机组投入一次调频控制通道1，C＝0；

4)电网能量较高时：频差超出调频死区，但电网功率过剩量不超过0.69％P_yM，机组一次调频应动作以减少发电量。部分直流锅炉能量短缺，可较多的为电网提供“负的能量”，除了正常一次调频外，可以依据锅炉主蒸汽压力的大小适当减少发电量，既为一次调频多做贡献，又利于主蒸汽压力的恢复，定义为“加速积累+一次调频”，此时C＝1，投入一次调频控制通道1。也有部分直流锅炉能量平衡，定义控制策略为“一次调频”，此时：投入一次调频控制通道1，C＝0。还有部分直流锅炉能量过剩，与电网能量冲突。因此时电网功率过剩量不超过0.69％P_yM，适当减弱一次调频调节作用不会对电网调频带来负面影响，且对锅炉能量状态的恢复有益，定义控制策略为“一次调频适当减弱”，此时：C＝0，投入一次调频控制通道2，机组一次调频不等率变为δ₂，即调节作用为原来一半。电网能量较低同理。

能量短缺的直流锅炉的控制策略为加速积累和一次调频，此时C＝1，投入一次调频控制通道1；能量过剩的直流锅炉的控制策略为一次调频适当减弱，此时：C＝0，投入一次调频控制通道2，机组一次调频不等率变为δ₂，即调节作用减弱；能量平衡的机组投入一次调频控制通道1，C＝0；

5)电网能量较低时：能量过剩的直流锅炉的控制策略为加速释放和一次调频，此时C＝1，投入一次调频控制通道1；能量短缺的直流锅炉的控制策略为一次调频适当减弱，此时：C＝0，投入一次调频控制通道2，机组一次调频不等率变为δ₂，即调节作用减弱；能量平衡的机组投入一次调频控制通道1，C＝0；

6)电网能量很高时：此时电网功率发生较为严重的不平衡，功率过剩量不超过1.05％P_yM。能量短缺的直流锅炉的控制策略为快速积累和一次调频，此时：C＝2，投入一次调频控制通道1；能量过剩的直流锅炉的控制策略为一次调频适当减弱，此时：C＝0，投入一次调频控制通道2，机组一次调频不等率变为δ₂，即调节作用减弱；能量平衡的机组投入一次调频控制通道1，C＝0；因为系统中一般配置有一定比例的水轮机、汽包锅炉型的单元机组、抽水蓄能电站，该类机组的响应速度、蓄热能力对系统变负荷有较好的响应，一小部分超临界及超超临界机组减弱一次调频不会对系统调频产生不利的影响。电网能量很低同理

7)电网能量很低时：能量过剩的直流锅炉的控制策略为快速释放和一次调频，此时：C＝2，投入一次调频控制通道1；能量短缺的直流锅炉的控制策略为一次调频适当减弱，此时：C＝0，投入一次调频控制通道2，机组一次调频不等率变为δ₂，即调节作用减弱；能量平衡的机组投入一次调频控制通道1，C＝0；

8)电网能量极高时：此时发生较大的扰动，保证电网在扰动后几分钟内频率稳定是首要任务。所有机组投入一次调频，即投入一次调频控制通道1。能量短缺的直流锅炉的控制策略为快速积累和一次调频，即C＝2，投入一次调频控制通道1；能量平衡的机组和能量过剩的机组投入一次调频控制通道1，C＝0；

9)电网能量极低时：能量过剩的直流锅炉的控制策略为快速释放和一次调频，即C＝2，投入一次调频控制通道1；能量平衡的机组和能量短缺的机组投入一次调频控制通道1，C＝0。

各网、源能量状态下，超临界及超超临界单元机组的控制策略如表4所示，具体操作如表5所示。

表4各网、源能量状态下机组控制策略

表5各网、源能量状态下机组控制策略具体操作

其它步骤及参数与具体实施方式一至三之一相同。

实施例一：

为了验证所提出的炉-机-网协调控制方法的有效性，依照某电网在较大负荷变动下的1000s频率数据，验证炉-机-网协调控制方法相对于原控制方法对锅炉、电网两方面的影响。具体地，在电网能量平衡、微高、较低、很低状态下，对比炉-机-网协调控制投入前、后主蒸汽压力及发电功率。额定主蒸汽压力为24.2MPa，频差的参考值为50Hz，δ₂＝2δ₁。该时间段频率如图3所示。

为了说明控制方法在不同的电网能量状态、机组能量状态下的控制作用，本实施例选取的电网状态有：能量平衡(80s-130s)、电网能量微高(130s-160s)、电网能量较低(320s-360s)、电网能量很低(200s-240s)。分别对比炉-机-网协调控制方法与传统的一次调频控制方法下，机组的有功功率与主蒸汽压力。

在电网能量平衡时。依照控制策略，能量过剩的超临界机组可以自然释放能量，能量短缺的超临界火电机组可以自然积累能量。该机组因能量短缺，自然积累能量，主蒸汽压力波动减少0.1MPa，恢复效果好；发电量较原控制方式减少约0.004p.u.，在可接受的范围内。如图4中80s-130s曲线所示。在电网能量微高时。依照控制策略，能量短缺的机组加速积累能量，其他机组保持原发电量。该机组能量短缺，故加速积累能量，主蒸汽压力恢复较好，发电量较原控制方式减少约0.008p.u.，也在可接受的范围内。如图4中130s-160s曲线所示。

在电网能量较低时。依照控制策略，能量过剩的机组除正常一次调频外，可加速释放能量。该机组能量过剩，故加速释放能量，主蒸汽压力波动减少0.1MPa，发电量较原控制方式增加约0.011p.u.。如图5中320s-360s曲线所示。

电网能量很低时。依照控制策略，能量过剩的机组除了正常一次调频，可快速释放能量。该机组能量过剩，故快速释放，主蒸汽压力波动减少0.2MPa，发电量较原控制方式增加约0.020p.u.。如图6中200s-240s曲线所示。

综合上述仿真结果，电网能量平衡、微高、较低、很低状态下，炉-机-网协调控制方法均对电网频率产生非常好的影响，且该控制方法利用了锅炉的动态能量，使超临界直流锅炉主蒸汽压力波动幅度大幅减小。