一种火电侧储能系统参与一次调频负荷分配控制方法与流程

1.本发明涉及一种一次调频负荷分配控制方法，尤其涉及一种火电侧储能系统参与一次调频负荷分配控制方法。


背景技术：

2.近些年来，电网一次调频调节能力广受关注。一方面是由于风电、光伏等新能源大规模并网，常规调频容量比例下降；另一方面是由于特高压交直流互联电网造成故障频次及功率不平衡量均大幅增加，影响电网安全稳定的负面因素增多，电网一次调频调节容量需求增加而调节性能弱化的问题逐渐已引起了电力行业的高度重视。
3.目前，电网一次调频主要依靠火电机组，而传统火电机组由于其负荷动作响应滞后时间较大导致在电网一次调频动作期间机组无法及时响应，传统火电机组蓄热惯性较大、调节速度较慢，导致其一次调频动作的量由于其受蓄热制约，存在响应时滞长问题，目前常规的改进方法是大幅度提高火电机组一次调频动作速度和幅度设置，但此方法会造成机组负荷频繁且大幅度波动，降低了机组的热效率和安全稳定运行能力，调节电量不足，基本达不到电网要求的调节理论值。


技术实现要素：

4.为了解决上述技术所存在的不足之处，本发明提供了一种火电侧储能系统参与一次调频负荷分配控制方法。
5.为了解决以上技术问题，本发明采用的技术方案是：一种火电侧储能系统参与一次调频负荷分配控制方法，包括以下步骤：
6.s1、建立不同频差阶段下对应一次调频负荷的模型，制定火电机组和储能系统的负荷分配控制策略；
7.s2、触发储能系统在一次调频中动作并判断需要其增负荷；或者，需要其减负荷；
8.s3、根据步骤s2的动作量制定储能系统在一次调频动作期间的负荷响应控制策略生成一次调频需动作的负荷量；
9.s4、制定储能系统在响应一次调频期间的闭锁agc控制策略，进行闭锁agc控制；
10.s5、火电机组协调储能系统发出负荷信号。
11.进一步地，步骤s1的模型中，频差δn为火电机组的转速与电网额定频率所对应转速的偏差，负荷为p；
12.当-2r/min＜δn＜2r/min，p＝0mw；
13.当-14r/min＜δn＜-2r/min时，p＝(2.2δn 4.4)mw；
14.当2r/min＜δn＜14r/min时，p＝(2.2δn—4.4)mw；
15.当δn＜-14r/min时，p＝26.4mw；
16.当δn＞14r/min时，p＝—26.4mw。
17.进一步地，步骤s1中的负荷分配控制策略是一次调频动作初期仅依靠储能系统承
担一次调频负荷，随着火电机组的一次调频出力逐渐增加，储能系统的出力逐渐减少，直至火电机组出力达到一次调频理论动作值或者动作时长持续60s时，储能系统出力恢复至零。
18.进一步地，步骤s2的定义模型中的一次调频理论动作的死区限值为
±
2r/min，当频差超出死区限值并延时8秒以后或者频差超过
±
2.4r/min，并延时6秒以后，触发储能系统的一次调频有效动作。
19.进一步地，步骤s2中，当储能系统一次调频动作且频差小于-2r/min时，判定储能系统在一次调频动作中需要增负荷。
20.进一步地，步骤s2中，当储能系统一次调频动作且频差大于-2r/min时，判定储能系统在一次调频动作中需要减负荷。
21.进一步地，步骤s3中的负荷响应控制策略是储能系统一次调频动作发出时间为52秒的脉冲，且储能系统需要增负荷或者减负荷时，利用一次调频需动作的负荷量f(δn)折线函数生成一次调频需动作的负荷量。
22.进一步地，f(δn)折线函数为：
23.y＝-6，δn≤-4.72；
24.y＝1.72414δn 2.13793，-4.72＜δn≤-2.4；
25.y＝2.22222δn 3.33333，-2.4＜δn≤-1.95；
26.y＝0.51282δn，-1.95＜δn≤1.95；
27.y＝2.22222δn-3.33333，1.95＜δn≤2.4；
28.y＝1.72414δn-2.13793，2.4＜δn≤4.72；
29.y＝6,δn≥4.72；
30.其中，y表示一次调频需动作的负荷量。
31.进一步地，s4中的闭锁agc控制策略包括当储能系统一次调频动作需要增负荷，且火电机组正在降负荷时，延时6秒发出闭锁agc指令。
32.进一步地，s4中的闭锁agc控制策略还包括当储能系统一次调频动作需减要负荷，且火电机组正在升负荷时，延时6秒发出闭锁agc指令。
33.本发明公开了一种火电侧储能系统参与一次调频负荷分配控制方法，在电网一次调频动作期间，以储能系统的负荷吞吐进行负荷调节，有效避免机组由于负荷频繁波动造成能安全性能和能效水平下降，提高并网发电机组安全稳定运行能力，提升机组效率，解决了传统机组调节速度慢、调节电量不足的问题。
附图说明
34.图1为本发明的一次调频负荷分配控制方法。
35.图2为本发明的频差负荷曲线图。
36.图3为本发明的火电机组和储能系统负荷分配原理图。
37.图4为本发明的一次调频有效动作识别控制流程图。
38.图5为本发明的负荷量折线函数图。
具体实施方式
39.本发明公开了火电侧储能系统参与一次调频负荷分配控制方法，包括以下步骤：
如图1所示，包括以下步骤：
40.s1、建立不同频差阶段下对应一次调频负荷的模型，制定火电机组和储能系统的负荷分配控制策略；
41.s2、触发储能系统在一次调频中动作并判断需要其增负荷；或者，需要其减负荷；
42.s3、根据步骤s2的动作量制定储能系统在一次调频动作期间的负荷响应控制策略生成一次调频需动作的负荷量；
43.s4、制定储能系统在响应一次调频期间的闭锁agc控制策略，进行闭锁agc控制；
44.s5、火电机组协调储能系统发出负荷信号。
45.如图2所示的先建立不同频差δn阶段下对应一次调频负荷p的模型(频差负荷曲线)；曲线中；当-2r/min＜δn＜2r/min，p＝0mw；
46.当-14r/min＜δn＜-2r/min时，p＝2.2δn 4.4mw；
47.当2r/min＜δn＜14r/min时，p＝2.2δn—4.4mw；
48.当δn＜-14r/min时，p＝26.4mw；
49.当δn＞14r/min时，p＝—26.4mw。
50.其中，频差δn为火电机组的转速与电网额定频率所对应转速的偏差，负荷为p；定义模型中的一次调频理论动作的死区限值为
±
2r/min，当频差超出死区限值并延时8秒以后或者频差超过
±
2.4r/min，并延时6秒以后，触发储能系统的一次调频有效动作。
51.然后，制定火电机组和储能系统的负荷分配控制策略；如图3所示的火电机组和储能系统负荷分配原理图，根据频对应一次调频负荷建立的频差负荷曲线，判断频差是否超出死区，不出死区，一次调频不动作，超出死区，对应产生一次调频负荷p，当储能系统的储能大于p(p为定义值，本发明定义为3.6mw)，一次调频动作初期仅依靠储能系统承担一次调频负荷，随着火电机组开始响应，其一次调频出力逐渐增加，储能系统的出力逐渐减少，频差恢复直至火电机组出力达到一次调频理论动作值或者动作时长持续60s时，储能系统停止出力，恢复至零。
52.如图4所示的一次调频有效动作识别控制流程图，其中，区域a中电网判断一次调频有效动作的机理为：频差超出调频死区
±
0.033hz(
±
2r/min)，且调频持续超出门槛值大于8秒(即转速偏差绝对值≥2r/min持续8秒以上)，或者本次一次调频动作过程中最大频差超出门槛值0.04hz(
±
2.4r/min)，并延时6秒以后，触发储能系统的一次调频有效动作。
53.触发储能系统在一次调频中动作并判断需要其增负荷；或者，需要其减负荷；当储能系统一次调频动作且频差小于-2r/min时，判定储能系统在一次调频动作中需要增负荷。当储能系统一次调频动作且频差大于-2r/min时，判定储能系统在一次调频动作中需要减负荷。
54.针对克服电网一次调频动作原控制方法存在的问题：
55.a)会造成机组负荷频繁波动，增加机组及各辅机设备疲劳磨损和故障率，整体降低了机组寿命、安全性能和热效率。
56.b)原控制方法中，机组平均每月一次调频动作数百次，能够满足电网考核要求的有效扰动不足百次，大部分都是无效扰动，若每一次动作都响应，既不利于机组系统安全、稳定、经济运行，也不利于储能系统的能量利用率和使用寿命。本设计通过对一次调频数据进行分析，得到电网频率变化特征，进而准确判断有效扰动、减少无效动作，一方面可以提
高机组系统安全、稳定、经济运行水平，另一方面提高了储能系统的能量利用率和使用寿命。
57.其中，原控制方法存在的问题：机组由于其受蓄热制约，存在响应时滞长、爬坡速度慢、调频响应速度量和调节电量不足等特性，基本达不到电网要求的调节理论值。本方法对应改进如下，在区域b中，负荷响应控制策略是储能系统一次调频动作发出时间为52秒的脉冲，且储能系统需要增负荷或者减负荷时，利用一次调频需动作的负荷量f(δn)折线函数生成一次调频需动作的负荷量。一次调频需动作的负荷量为f(δ)，否则一次调频需动作的负荷量为0；
58.f(δn)折线函数为：y＝-6，δn≤-4.72；
59.y＝1.72414δn 2.13793，-4.72＜δn≤-2.4；
60.y＝2.22222δn 3.33333，-2.4＜δn≤-1.95；
61.y＝0.51282δn，-1.95＜δn≤1.95；
62.y＝2.22222δn-3.33333，1.95＜δn≤2.4；
63.y＝1.72414δn-2.13793，2.4＜δn≤4.72；
64.y＝6,δn≥4.72；
65.y表示一次调频需动作的负荷量。
66.如图5所示的负荷量折线函数图，函数所经过的折点分别为(-150，-6)，(-4.72，-6)，(-2.4，-2)，(-1.95，-1)，(0，0)，(150，6)，(4.72，6)，(2.4，2)，(1.95，1)。
67.在电网一次调频动作期间，根据步骤s2的动作量制定储能系统在一次调频动作期间的负荷响应控制策略生成一次调频需动作的负荷量。以储能系统的负荷吞吐进行负荷调节，有效避免机组由于负荷频繁波动造成能安全性能和能效水平下降，提高并网发电机组安全稳定运行能力，提升机组效率。
68.同时，本发明公开了一种制定储能系统在响应一次调频期间的闭锁agc控制策略，进行闭锁agc控制；区域c中，闭锁agc控制策略包括当储能系统一次调频动作需要增负荷，且火电机组正在降负荷时，延时6秒发出闭锁agc指令。还包括当储能系统一次调频动作需减要负荷，且火电机组正在升负荷时，延时6秒发出闭锁agc指令。agc指令为自动发电控制指令(automatic generation control)，是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一，发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务，为了避免储能一次调频动作期间agc指令对其反向调节，设计了一次调频动作期间闭锁agc控制，当发给储能系统的一次调频动作量和agc指令相反时，agc指令取0。
69.最后，火电机组协调储能系统发出负荷信号。储能能量管理系统接收负荷信号，进行电网一次调频动作响应。储能系统负荷信号通过一次调频动作量给出，以结合agc指令综合信号形式下发给储能能量管理系统。
70.综上所述，本发明的在电网一次调频动作期间，以储能系统的负荷吞吐进行负荷调节，有效避免机组由于负荷频繁波动造成能安全性能和能效水平下降，提高并网发电机组安全稳定运行能力，提升机组效率，解决了传统机组调节速度慢、调节电量不足的问题。
71.上述实施方式并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的技术方案范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也均属于本发
明的保护范围。