耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法

1.本发明属于储能系统与燃煤机组耦合控制技术领域，具体涉及一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法。


背景技术：

2.在能源低碳转型的大背景下，我国能源结构持续优化，非化石能源消费比重逐步增长。但是，能源结构的调整直接影响到我国电力的安全稳定供应，风能、太阳能等非化石能源存在间歇性与随机性的特点，如何有效经济地消纳难以准确预测的新能源是维持电力系统供需平衡的关键。燃煤机组作为经济有效的“可控”电源，将长时间处于变负荷瞬态过程中，但是，瞬态过程中主、再热蒸汽温度的大幅波动降低了设备的使用寿命，对机组安全性造成了冲击。如何降低燃煤机组变负荷瞬态过程中的参数波动，改善机组变负荷性能是提升机组运行安全性的关键。通过负荷协同匹配控制方法降低机炉协调系统的变负荷速率，可有效改善同一变负荷速率运行时参数的控制效果，提升燃煤机组运行的安全性。


技术实现要素：

3.本发明针对燃煤机组瞬态过程中参数波动引发的系统安全问题，从改善燃煤机组汽温控制效果角度出发，旨在寻觅一种降低参数波动的燃煤机组控制方法。本发明的目的是提供一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法，综合考虑锅炉再热汽温控制、储能系统与机炉协调系统负荷匹配等问题提出中低温储能系统与燃煤机组耦合后的系统负荷协同匹配控制方法，改善燃煤机组汽温控制效果，降低参数波动范围，提升燃煤机组运行过程中的安全性。
4.本发明解决其技术问题采用的技术方案是：
5.一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法，耦合中低温储能系统与燃煤机组，设计负荷协同匹配控制方法，整机负荷指令由中低温储能系统与燃煤机组机炉协调系统共同承担，减小了燃煤机组参数波动幅度，改善了燃煤机组的变负荷性能；负荷协同匹配控制方法在升降负荷过程中的计算步骤、调节作用量不同，具体如下：
6.(1)燃煤机组降负荷过程中的负荷协同匹配控制方法步骤如下：
7.①
输入高压缸排汽抽汽比例，获得高压缸排汽抽汽量；
8.②
利用高压缸排汽抽汽量与单位质量流量高压缸排汽做功量获得降负荷过程中低温储能系统负荷指令；
9.③
根据中低温储能系统负荷指令、燃煤机组的初始负荷获得采用负荷协同匹配控制后燃煤机组的初始负荷；
10.④
根据燃煤机组的初始负荷与目标负荷、原设定变负荷速率获得整机负荷指令达到目标负荷所需时间；
11.⑤
根据采用负荷协同匹配控制后燃煤机组的初始负荷、整机负荷指令达到目标负荷所需时间、燃煤机组的初始负荷与目标负荷获得燃煤机组机炉协调系统的负荷指令；
12.⑥
基于高压缸排汽抽汽量获得高压缸排汽抽汽阀门的设计开度；
13.⑦
基于中低温储能系统负荷指令、整机负荷实时值、燃煤机组机炉协调系统的负荷指令获得高压缸排汽抽汽阀门的修正开度，与高压缸排汽抽汽阀门的设计开度相加后获得高压缸排汽抽汽阀门的实时开度；
14.⑧
将燃煤机组机炉协调系统的负荷指令输入到燃煤机组的机炉协调控制系统中，获得锅炉指令与汽机指令；
15.⑨
根据高压缸排汽抽汽量、锅炉指令获得再热汽温调节作用量的修正值；
16.(2)燃煤机组升负荷过程中的负荷协同匹配控制方法步骤如下：
17.①
计算中、低温储能系统的储能容量；
18.②
根据中、低温储能系统的储能容量、燃煤机组的初始负荷与目标负荷获得中、低温储能系统释能过程中最大持续时间；
19.③
根据燃煤机组的初始负荷与目标负荷、原设定变负荷速率获得整机负荷指令达到目标负荷所需时间；
20.④
根据燃煤机组的初始负荷与目标负荷、整机负荷指令达到目标负荷所需时间、中、低温储能系统释能过程中最大持续时间获得燃煤机组机炉协调系统的负荷指令；
21.⑤
将燃煤机组机炉协调系统的负荷指令输入到燃煤机组的机炉协调控制系统中，获得锅炉指令与汽机指令；
22.⑥
根据燃煤机组的初始负荷与目标负荷、中、低温储能系统释能过程中最大持续时间获得中、低温储能系统负荷指令；
23.⑦
根据中、低温储能系统负荷指令与给水、凝结水单位质量流量做功量分别获得给水抽水阀门开度与凝结水抽水阀门开度。
24.所述耦合中低温储能系统与燃煤机组的方法为：降负荷过程即储能过程，中低温储能系统通过高压缸排汽抽汽阀门与高压缸出口相连，高压缸排汽抽汽为放热工质，放热后的工质泄压后送入凝汽器；升负荷过程即释能过程，低温储能系统通过凝结水抽水阀门与凝汽器出口相连，凝汽器出口抽水为吸热工质，吸热后的工质送入除氧器中，中温储能系统通过给水抽水阀门与除氧器出口相连，除氧器出口抽水为吸热工质，吸热后的工质送入到高压回热加热器的出口。
25.所述中低温储能系统由多级相变材料组成。
26.所述燃煤机组降负荷过程中负荷协同匹配控制方法在步骤
①
～
⑨
中物理量的计算方法如下：
27.①
计算高压缸排汽抽汽量gh28.gh＝g
h,s
·
ra
29.式中：g
h,s
为高压缸排汽设定值，kg/s；ra为操作人员根据温度波动范围及低压缸最小流量设定的高压缸排汽抽汽比例；
30.②
计算单位质量流量高压缸排汽做功量peh[0031][0032]
式中：hh为高压缸排汽焓值，kj/kg；hn为低压缸排汽焓值，kj/kg；σ为单位质量流量再热蒸汽锅炉内的吸热量，kj/kg；i为回热加热器序号；m为回热加热器个数；ai为第i个回
热加热器的疏水放热量或水侧吸热量，当回热加热器为间壁式加热器时，ai取疏水放热量；当回热加热器为混合式加热器时，此加热器及之后加热器的ai均为水侧吸热量，kj/kg；qi为第i个回热加热器的抽汽放热量，kj/kg；ηi为抽汽效率；
[0033]
③
计算降负荷过程中低温储能系统负荷指令fh
h,d
[0034][0035]
式中：pe为燃煤机组的额定负荷，kw；
[0036]
④
计算降负荷过程燃煤机组机炉协调系统负荷指令fh
0,d
[0037]
pe
1,n
＝pe
1-gh·
peh[0038]
t
s0
＝(pe
2-pe1)/rate0·
60
[0039][0040]
t
s0,1
＝(pe
2-pe1)/rate
0,1
·
60
[0041][0042]
式中：pe
1,n
为采用负荷协同匹配控制方法后燃煤机组的初始负荷，kw；pe1为燃煤机组的初始负荷，kw；pe2为燃煤机组的目标负荷，kw；t
s0
为整机负荷指令到达目标负荷的时间，s；rate0为原设定变负荷速率，kw/min；rate
0,1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统的变负荷速率，kw/min；t
s0,1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统负荷指令到达目标负荷的时间，s；
[0043]
⑤
计算高压缸排汽抽汽阀门的实时开度
[0044][0045]kh,rt
＝kh+f
pid
(fh
0,d
,fh
rt
,fh
h,d
)
[0046]
式中：kh为高压缸排汽抽汽阀门的设计开度；k
v,h
为高压缸出口与中低温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρh为高压缸排汽密度，kg/m3；δph为高压缸出口与中低温储能系统之间的压差，mpa；k
h,rt
为高压缸排汽抽汽阀门的实时开度；f
pid
为利用实时负荷偏差通过pid获得的高压缸排汽抽汽阀门的修正值，实时负荷偏差为燃煤机组整机实时负荷量减去机炉协调系统负荷指令减去中低温储能系统负荷指令；fh
rt
为燃煤机组整机实时负荷量；
[0047]
⑥
计算再热蒸汽温度调节作用量的修正值
[0048]
ba
xz
＝ba
·
f(ra)
[0049]
式中：ba
xz
为再热蒸汽温度调节作用量的修正值；ba为修正前的再热蒸汽温度调节作用量；f(ra)为与高压缸排汽的抽汽比例相关的修正系数。
[0050]
所述燃煤机组升负荷过程中负荷协同匹配控制方法在步骤
①
～
⑦
中物理量的计
算方法如下：
[0051]
①
计算中、低温储能系统储能容量
[0052][0053][0054]
式中：em为低温储能容量，用于加热凝汽器出口凝结水，kj；eh为中温储能容量，用于加热除氧器出口给水，kj；c
p
为相变材料的比热容，kj/kg/℃；m为相变材料的质量，kg；t2为相变材料热端温度，℃；t1为相变材料冷端温度，℃；t0为相变材料融化温度，℃；l为潜热，kj；hj为中温储能的相变材料个数，mj为低温储能的相变材料个数；
[0055]
②
计算中、低温储能系统释能过程中的最大持续时间
[0056][0057][0058]
式中：th为中温储能系统释能过程中的最大持续时间，s；tm为低温储能系统释能过程中的最大持续时间，s；pe2为燃煤机组的目标负荷，kw；pe1为燃煤机组的初始负荷，kw；
[0059]
③
计算升负荷过程中燃煤机组机炉协调系统负荷指令fh
0,u
[0060]
t
s0
＝(pe
2-pe1)/rate0·
60
[0061]
t
s1
＝t
s0-t
m-th[0062]
rate1＝(pe
2-pe1)/t
s1
·
60
[0063][0064]
式中：t
s0
为整机负荷指令到达目标负荷的时间，s；rate0为原设定变负荷速率，kw/min；t
s1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统的负荷指令到达目标负荷的时间，s；rate1为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统新的变负荷速率，kw/min；t为实时记录的时刻，s；
[0065]
④
计算升负荷过程中、低温储能系统负荷指令
[0066][0067]
fh
mh
＝fh
old-fh
0,u
[0068]
t
sh
＝t
s0-tm[0069]
rate
sh
＝(pe
2-pe1)/t
sh
·
60
[0070][0071]
fh
m,u
＝fh
old-fh
sh
[0072]
fh
h,u
＝fh
mh-fh
m,u
[0073]
式中：fh
old
为原定变负荷速率下整机负荷指令；fh
mh
为中低温储能系统负荷指令；t
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统负荷指令之和达到目标负荷所需时间，s；rate
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统联合变负荷速率，kw/min；fh
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统负荷指令之和；fh
h,u
为中温储能系统负荷指令；fh
m,u
为低温储能系统负荷指令；
[0074]
⑤
计算给水抽水阀门开度km[0075][0076]
式中：为单位给水流量变化时，燃煤机组功率的变化量，kw/(kg/s)；k
v,m
为给水出口与中温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρm为给水密度，kg/m3；δpm为除氧器出口处与省煤器入口处的压差，mpa；
[0077]
⑥
计算凝结水抽水阀门开度k
l
[0078][0079]
式中：为单位凝结水流量变化时，机组功率的增加值，kw/(kg/s)；k
v,l
为凝结水出口与低温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρ
l
为凝结水密度，kg/m3；δp
l
为凝汽器出口处与除氧器入口处的压差，mpa。
[0080]
与现有技术相比，本发明的优点如下：
[0081]
(1)本发明通过负荷协同匹配控制方法，整机负荷由中低温储能系统与燃煤机组机炉协调系统共同承担，缓解了燃煤机组机炉协调系统负荷变化压力，降低了瞬态过程中燃煤机组的参数波动范围，提高了燃煤机组运行安全性。
[0082]
(2)本发明提出的控制方法在降负荷过程中，抽取了部分高压缸排汽，对主、再热蒸汽流量比例产生了影响，并对锅炉汽温控制方式进行优化，可更准确地控制蒸汽温度。
附图说明
[0083]
图1为负荷协同匹配控制方法。
[0084]
图2为中低温储能系统与案例机组的耦合方式示意图。
[0085]
图3为采用负荷协同匹配控制方法后主汽温对比图。(以降负荷过程为例)
[0086]
图4为采用负荷协同匹配控制方法后再热汽温对比图。(以升负荷过程为例)
具体实施方式
[0087]
下面结合附图和实施例子对本发明进一步说明。
[0088]
本发明一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法。选定某660mw燃煤机组为案例机组，具体实施方法如下：
[0089]
1、案例机组简介
[0090]
图2所示为案例机组示意图，高压加热器(11)的出口通过给水管道与锅炉(1)的给水入口相连，锅炉(1)的主蒸汽出口通过主蒸汽管道与超高压缸(2)的入口相连，超高压缸(2)的出口通过管道与锅炉(1)的一次再热蒸汽入口相连，锅炉(1)的一次再热蒸汽出口通过管道与高压缸(3)的入口相连，高压缸(3)的出口通过管道与锅炉(1)的二次再热蒸汽入口相连，锅炉(1)的二次再热蒸汽出口通过管道与中压缸(4)的入口相连，中压缸(4)的出口通过管道与低压缸(5)的入口相连，低压缸(5)的出口通过管道与凝汽器(6)的入口相连，凝汽器(6)的出口与凝结水泵(7)的入口相连，凝结水泵(7)的出口通过管道与低压回热加热器(8)的入口相连，低加回热加热器(8)的出口与除氧器(9)的入口相连，除氧器(9)的出口与凝结水泵(10)的入口相连，凝结水泵(10)的出口与高压加热器(11)的入口相连，超高压缸(2)、高压缸(3)的抽汽口与高压加热器(11)的抽汽入口相连，中压缸(4)的第一级抽汽口与高压加热器(11)的抽汽入口相连，中压缸(4)的第二级抽汽口与除氧器(9)的抽汽入口相连，中压缸(4)的第三、四级抽汽口与低加回热加热器(8)的抽汽入口相连，低压缸(5)的抽汽口与低加回热加热器(8)的抽汽入口相连。
[0091]
2、中低温储能系统与燃煤机组的耦合方法
[0092]
如图2所示，储能过程中，储能罐(12)作为中低温储能系统，中低温储能系统通过高压缸排汽抽汽阀门(16)与高压缸的排汽出口相连，放热后的工质通过泄压阀(17)泄压后送入凝汽器6；释能过程中，低温储能系统通过凝结水抽水阀门(18)与凝汽器6出口相连，吸热后的工质送入除氧器9中，中温储能系统通过给水抽水阀门(19)与除氧器9出口相连，吸热后的工质送入到高压加热器11的出口。
[0093]
3、中低温储能系统材料选择
[0094]
案例机组高压缸排汽的温度范围为446～455℃，储能罐(12)由3层相变材料组成，第一层相变材料(13)为融化温度为330℃的kno3，第二层相变材料(14)为融化温度为262℃的licl(37)-63lioh，第三层相变材料(15)为融化温度为160℃的lino3(55.4)-4.5nano3ꢀ‑
40.1kcl。
[0095]
4、降负荷过程中的负荷协同匹配控制方法
[0096]
①
操作人员根据温度波动范围及低压缸最小流量设定的高压缸排汽抽汽比例ra，计算gh为高压缸排汽抽汽量
[0097]gh
＝g
h,s
·
ra
[0098]
式中：g
h,s
为高压缸排汽设定值，kg/s。
[0099]
②
根据案例机组的热平衡图获得高压缸排汽、低压缸排汽、回热加热器进出口工质的压力、温度，通过水蒸汽物性表获得各工质的焓值，通过等效焓降法计算单位流量高压缸排汽的做功量peh。
[0100][0101]
式中：hh为高压缸排汽焓值，kj/kg；hn为低压缸排汽焓值，kj/kg；σ为单位质量流量再热蒸汽锅炉内的吸热量，kj/kg；i为回热加热器序号；m为回热加热器个数；ai为第i个回热加热器的疏水放热量或水侧吸热量，当回热加热器为间壁式加热器时，ai取疏水放热量；当回热加热器为混合式加热器时，此加热器及之后加热器的ai均为水侧吸热量，kj/kg；qi为第i个回热加热器的抽汽放热量，kj/kg；ηi为抽汽效率。
[0102]
③
根据步骤
①
中的高压缸排汽抽汽量与步骤
②
中的单位流量高压缸排汽的做功量计算降负荷过程中低温储能系统负荷指令fh
h,d
。
[0103][0104]
式中：pe为燃煤机组的额定负荷，kw；pe＝660000kw。
[0105]
④
根据案例机组的机炉协调控制系统获得案例机组的初始负荷与目标负荷、原设定变负荷速率，计算降负荷过程案例机组机炉协调系统负荷指令fh
0,d
[0106]
pe
1,n
＝pe
1-gh·
peh[0107]
t
s0
＝(pe
2-pe1)/rate0·
60
[0108][0109]
t
s0,1
＝(pe
2-pe1)/rate
0,1
·
60
[0110][0111]
式中：pe
1,n
为采用负荷协同匹配控制方法后燃煤机组的初始负荷，kw；pe1为燃煤机组的初始负荷，kw；pe2为燃煤机组的目标负荷，kw；t
s0
为整机负荷指令到达目标负荷的时间，s；rate0为原设定变负荷速率，kw/min；rate
0,1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统的变负荷速率，kw/min；t
s0,1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统负荷指令到达目标负荷的时间，s；fh
0,d
为燃煤机组机炉协调系统的负荷指令；
[0112]
⑤
根据步骤
①
中的高压缸排汽抽汽量、步骤
③
中的降负荷过程中低温储能系统负荷指令，计算高压缸排汽抽汽阀门的实时开度。
[0113]
[0114]kh,rt
＝kh+f
pid
(fh
0,d
,fh
rt
,fh
h,d
)
[0115]
式中：kh为高压缸排汽抽汽阀门的设计开度；k
v,h
为高压缸出口与中低温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρh为高压缸排汽密度，kg/m3；δph为高压缸出口与中低温储能系统之间的压差，mpa；k
h,rt
为高压缸排汽抽汽阀门的实时开度；f
pid
为利用实时负荷偏差通过pid获得的高压缸排汽抽汽阀门的修正值，实时负荷偏差为案例机组整机实时负荷量减去机炉协调系统负荷指令减去中低温储能系统负荷指令；fh
rt
为燃煤机组整机实时负荷量；
[0116]
⑥
案例机组采用烟气再循环量作为再热蒸汽温度调节作用量，对烟气再循环量进行修正，具体如下：
[0117]
ba
xz
＝ba
·
f(ra)
[0118]
式中：ba
xz
为烟气再循环量的修正值；ba为修正前的烟气再循环量，f(ra)为与高压缸排汽的抽汽比例相关的修正系数。
[0119]
⑦
将燃煤机组机炉协调系统负荷指令fh
0,d
送入案例机组机炉协调控制系统中，获得锅炉指令与汽机指令。
[0120]
5、升负荷过程中的负荷协同匹配控制方法
[0121]
①
根据步骤3中的相变材料获得相变材料的比热容、潜热、融化温度，计算中、低温储能系统储能容量
[0122][0123][0124]
式中：em为低温储能容量，用于加热凝汽器出口凝结水，kj；eh为中温储能容量，用于加热除氧器出口给水，kj；c
p
为相变材料的比热容，kj/kg/℃；m为相变材料的质量，kg；t2为相变材料热端温度，℃；t1为相变材料冷端温度，℃；t0为相变材料融化温度，℃；l为潜热，kj；hj为中温储能的相变材料个数，mj为低温储能的相变材料个数；案例机组中，hj＝2，mj＝1。
[0125]
②
计算中、低温储能系统释能过程中的最大持续时间
[0126][0127][0128]
式中：th为中温储能系统释能过程中的最大持续时间，s；tm为低温储能系统释能过程中的最大持续时间，s；pe2为燃煤机组的目标负荷，kw；pe1为燃煤机组的初始负荷，kw；
[0129]
③
根据案例机组的机炉协调控制系统获得案例机组的初始负荷与目标负荷、原设定变负荷速率，计算升负荷过程中机炉协调系统负荷指令记为fh
0,u
[0130]
t
s0
＝(pe
2-pe1)/rate0·
60
[0131]
t
s1
＝t
s0-t
m-th[0132]
rate1＝(pe
2-pe1)/t
s1
·
60
[0133][0134]
式中：t
s0
为整机负荷指令到达目标负荷的时间，s；rate0为原设定变负荷速率，kw/min；t
s1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统的负荷指令到达目标负荷的时间，s；rate1为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统新的变负荷速率，kw/min；t为实时记录的时刻，s。
[0135]
④
根据案例机组的机炉协调控制系统获得案例机组的初始负荷与目标负荷、原设定变负荷速率，计算升负荷过程中、低温储能系统负荷指令
[0136][0137]
fh
mh
＝fh
old-fh
0,u
[0138]
t
sh
＝t
s0-tm[0139]
rate
sh
＝(pe
2-pe1)/t
sh
·
60
[0140][0141]
fh
m,u
＝fh
old-fh
sh
[0142]
fh
h,u
＝fh
mh-fh
m,u
[0143]
式中：fh
old
为原定变负荷速率下整机负荷指令；fh
mh
为中低温储能系统负荷指令；t
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统负荷指令之和达到目标负荷所需时间，s；rate
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统联合变负荷速率，kw/min；fh
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统负荷指令之和；fh
h,u
为中温储能系统负荷指令；fh
m,u
为低温储能系统负荷指令。
[0144]
⑤
计算给水抽水阀门开度km[0145][0146]
式中：为单位给水流量变化时，案例机组功率的变化量，kw/(kg/s)；k
v,m
为给水出口与中温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρm为给水密度，kg/m3；δpm为除氧器出口处与省煤器入口处的压差，mpa；
[0147]
⑥
计算凝结水抽水阀门开度k
l
[0148][0149]
式中：为单位凝结水流量变化时，机组功率的增加值，kw/(kg/s)；k
v,l
为凝结水出口与低温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρ
l
为凝结水密度，kg/m3；δp
l
为凝汽器出口处与除氧器入口处的压差，mpa。
[0150]
⑦
将案例机组机炉协调系统负荷指令fh
0,u
送入燃煤机组机炉协调控制系统中，获得锅炉指令与汽机指令。
[0151]
6、案例机组的优化效果
[0152]
图3给出了降负荷过程中，案例机组采用负荷协同匹配控制方法前后，主汽温曲线变化对比。从中可以看出，降负荷过程中，采用负荷协同匹配控制方法后，主汽温最高值降低了7.3℃。
[0153]
图4给出了升负荷过程中，案例机组采用负荷协同匹配控制方法前后，再热汽温曲线变化对比。从中可以看出，升负荷过程中，采用负荷协同匹配控制方法后，再热汽温最高值降低了1.8℃。
[0154]
综上所述，采用本发明的一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法后，汽温波动范围明显减小，改善了燃煤机组的变负荷性能。

技术特征：
1.一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法，其特征在于：耦合中低温储能系统与燃煤机组，设计负荷协同匹配控制方法，整机负荷指令由中低温储能系统与燃煤机组机炉协调系统共同承担，减小了燃煤机组参数波动幅度，改善了燃煤机组的变负荷性能；负荷协同匹配控制方法在升降负荷过程中的计算步骤、调节作用量不同，具体如下：(1)燃煤机组降负荷过程中的负荷协同匹配控制方法步骤如下：
①
输入高压缸排汽抽汽比例，获得高压缸排汽抽汽量；
②
利用高压缸排汽抽汽量与单位质量流量高压缸排汽做功量获得降负荷过程中低温储能系统负荷指令；
③
根据中低温储能系统负荷指令、燃煤机组的初始负荷获得采用负荷协同匹配控制方法后燃煤机组的初始负荷；
④
根据燃煤机组的初始负荷与目标负荷、原设定变负荷速率获得整机负荷指令达到目标负荷所需时间；
⑤
根据采用负荷协同匹配控制后燃煤机组的初始负荷、整机负荷指令达到目标负荷所需时间、燃煤机组的初始负荷与目标负荷获得燃煤机组机炉协调系统的负荷指令；
⑥
基于高压缸排汽抽汽量获得高压缸排汽抽汽阀门的设计开度；
⑦
基于中低温储能系统负荷指令、整机负荷实时值、燃煤机组机炉协调系统的负荷指令获得高压缸排汽抽汽阀门的修正开度，与高压缸排汽抽汽阀门的设计开度相加后获得高压缸排汽抽汽阀门的实时开度；
⑧
将燃煤机组机炉协调系统的负荷指令输入到燃煤机组的机炉协调控制系统中，获得锅炉指令与汽机指令；
⑨
根据高压缸排汽抽汽量、锅炉指令获得再热汽温调节作用量的修正值；(2)燃煤机组升负荷过程中的负荷协同匹配控制方法步骤如下：
①
计算中、低温储能系统的储能容量；
②
根据中、低温储能系统的储能容量、燃煤机组的初始负荷与目标负荷获得中、低温储能系统释能过程中最大持续时间；
③
根据燃煤机组的初始负荷与目标负荷、原设定变负荷速率获得整机负荷指令达到目标负荷所需时间；
④
根据燃煤机组的初始负荷与目标负荷、整机负荷指令达到目标负荷所需时间、中、低温储能系统释能过程中最大持续时间获得燃煤机组机炉协调系统的负荷指令；
⑤
将燃煤机组机炉协调系统的负荷指令输入到燃煤机组的机炉协调控制系统中，获得锅炉指令与汽机指令；
⑥
根据燃煤机组的初始负荷与目标负荷、中、低温储能系统释能过程中最大持续时间获得中、低温储能系统负荷指令；
⑦
根据中、低温储能系统负荷指令与给水、凝结水单位质量流量做功量分别获得给水抽水阀门开度与凝结水抽水阀门开度。2.根据权利要求1所述的一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法，其特征在于：所述耦合中低温储能系统与燃煤机组的方法为：降负荷过程即储能过程，中低温储能系统通过高压缸排汽抽汽阀门与高压缸出口相连，高压缸排汽抽汽为放热
为原设定变负荷速率，kw/min；rate
0,1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统的变负荷速率，kw/min；t
s0,1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统负荷指令到达目标负荷的时间，s；
⑤
计算高压缸排汽抽汽阀门的实时开度k
h,rt
＝k
h
+f
pid
(fh
0,d
,fh
rt
,fh
h,d
)式中：k
h
为高压缸排汽抽汽阀门的设计开度；k
v,h
为高压缸出口与中低温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρ
h
为高压缸排汽密度，kg/m3；δp
h
为高压缸出口与中低温储能系统之间的压差，mpa；k
h,rt
为高压缸排汽抽汽阀门的实时开度；f
pid
为利用实时负荷偏差通过pid获得的高压缸排汽抽汽阀门的修正值，实时负荷偏差为燃煤机组整机实时负荷量减去机炉协调系统负荷指令减去中低温储能系统负荷指令；fh
rt
为燃煤机组整机实时负荷量；
⑥
计算再热蒸汽温度调节作用量的修正值ba
xz
＝ba
·
f(ra)式中：ba
xz
为再热蒸汽温度调节作用量的修正值；ba为修正前的再热蒸汽温度调节作用量；f(ra)为与高压缸排汽的抽汽比例相关的修正系数。5.根据权利要求1所述的一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法，其特征在于：所述燃煤机组升负荷过程中负荷协同匹配控制方法在步骤
①
～
⑦
中物理量的计算方法如下：
①
计算中、低温储能系统储能容量计算中、低温储能系统储能容量式中：e
m
为低温储能容量，用于加热凝汽器出口凝结水，kj；e
h
为中温储能容量，用于加热除氧器出口给水，kj；c
p
为相变材料的比热容，kj/kg/℃；m为相变材料的质量，kg；t2为相变材料热端温度，℃；t1为相变材料冷端温度，℃；t0为相变材料融化温度，℃；l为潜热，kj；hj为中温储能的相变材料个数，mj为低温储能的相变材料个数；
②
计算中、低温储能系统释能过程中的最大持续时间计算中、低温储能系统释能过程中的最大持续时间式中：t
h
为中温储能系统释能过程中的最大持续时间，s；t
m
为低温储能系统释能过程中的最大持续时间，s；pe2为燃煤机组的目标负荷，kw；pe1为燃煤机组的初始负荷，kw；
③
计算升负荷过程中燃煤机组机炉协调系统负荷指令fh
0,u
t
s0
＝(pe
2-pe1)/rate0·
60t
s1
＝t
s0-t
m-t
h
rate1＝(pe
2-pe1)/t
s1
·
60式中：t
s0
为整机负荷指令到达目标负荷的时间，s；rate0为原设定变负荷速率，kw/min；t
s1
为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统的负荷指令到达目标负荷的时间，s；rate1为采用负荷协同控制方法后燃煤机组机炉协调系统新的变负荷速率，kw/min；t为实时记录的时刻，s；
④
计算升负荷过程中、低温储能系统负荷指令fh
mh
＝fh
old-fh
0,u
t
sh
＝t
s0-t
m
rate
sh
＝(pe
2-pe1)/t
sh
·
60fh
m,u
＝fh
old-fh
sh
fh
h,u
＝fh
mh-fh
m,u
式中：fh
old
为原定变负荷速率下整机负荷指令；fh
mh
为中低温储能系统负荷指令；t
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统负荷指令之和达到目标负荷所需时间，s；rate
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统联合变负荷速率，kw/min；fh
sh
为燃煤机组机炉协调系统与中温储能系统负荷指令之和；fh
h,u
为中温储能系统负荷指令；fh
m,u
为低温储能系统负荷指令；
⑤
计算给水抽水阀门开度k
m
式中：为单位给水流量变化时，燃煤机组功率的变化量，kw/(kg/s)；k
v,m
为给水出
口与中温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρ
m
为给水密度，kg/m3；δp
m
为除氧器出口处与省煤器入口处的压差，mpa；
⑥
计算凝结水抽水阀门开度k
l
式中：为单位凝结水流量变化时，机组功率的增加值，kw/(kg/s)；k
v,l
为凝结水出口与低温储能系统连接管道的阻力系数，s2·
mpa/(kg
·
m3)；ρ
l
为凝结水密度，kg/m3；δp
l
为凝汽器出口处与除氧器入口处的压差，mpa。

技术总结
本发明提出了一种耦合中低温储能系统改善燃煤机组汽温控制效果的控制方法：设计负荷协同匹配控制方法，由中低温储能系统与燃煤机组的机炉协调系统共同承担整机负荷；降负荷过程中，通过等效焓降法获得高压缸排汽做功量，计算中低温储能系统的负荷指令，利用原设定变负荷速率、燃煤机组的初始负荷与目标负荷等参数获得燃煤机组机炉协调系统的负荷指令，并修正再热蒸汽温度调节方式；升负荷过程中，通过中低温系统储能容量获得中低温储能系统的负荷指令，利用原设定变负荷速率、燃煤机组的初始负荷与目标负荷等参数获得燃煤机组机炉协调系统的负荷指令，缓解了燃煤机组变负荷压力，减小了燃煤机组参数波动幅度，改善了燃煤机组的变负荷性能。机组的变负荷性能。机组的变负荷性能。


技术研发人员：王珠 严卉 赵永亮 刘明 严俊杰 王朝阳
受保护的技术使用者：西安交通大学
技术研发日：2023.07.13
技术公布日：2023/10/19