陳小強，羅志浩，李 泉，丁 寧

（國網(wǎng)浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014）

基于蓄能利用的節(jié)能型協(xié)調(diào)控制研究

陳小強，羅志浩，李 泉，丁 寧

（國網(wǎng)浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014）

介紹了基于蓄能利用的節(jié)能型協(xié)調(diào)控制的技術(shù)要點，研究利用熱力系統(tǒng)蓄能技術(shù)，開發(fā)出基于凝結(jié)水節(jié)流的節(jié)能型協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，在實現(xiàn)發(fā)電機組安全經(jīng)濟(jì)運行的同時，滿足了電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻要求。

凝結(jié)水節(jié)流；蓄能技術(shù)；調(diào)峰調(diào)頻；預(yù)測控制；滑壓

0 引言

隨著電網(wǎng)和電廠之間的關(guān)聯(lián)愈發(fā)緊密，電網(wǎng)希望電廠的功率響應(yīng)能夠更加迅速以及機組功率可調(diào)范圍更大；而電廠則關(guān)注機組的安全經(jīng)濟(jì)運行，調(diào)峰調(diào)頻會導(dǎo)致機組設(shè)備出力的急劇變化，沖擊機組熱力系統(tǒng)，汽機調(diào)門節(jié)流增大了蒸汽的壓損，增加電廠運營的成本。調(diào)峰調(diào)頻對發(fā)電機組產(chǎn)生的不利影響有：機組生產(chǎn)過程控制更加復(fù)雜；節(jié)流損失增大了發(fā)電煤耗，燃燒效率降低；受到熱應(yīng)力的沖擊，發(fā)電機組金屬受熱面的壽命降低；滿足環(huán)保要求的難度增加。

因此迫切需要有新的機組生產(chǎn)過程控制技術(shù)，既能保證機組功率的快速響應(yīng)，又能避免或降低負(fù)荷變化引起的機組熱能動力損失?；跓崃ο到y(tǒng)蓄能利用的節(jié)能型協(xié)調(diào)控制技術(shù)實現(xiàn)了上述目標(biāo)，該技術(shù)通過定閥點滑壓設(shè)定將汽機調(diào)閥控制在節(jié)流較小的位置，借助于凝結(jié)水節(jié)流調(diào)負(fù)荷與協(xié)調(diào)控制的結(jié)合，保證了機組功率響應(yīng)在調(diào)閥節(jié)流較小的位置仍然能滿足電網(wǎng)考核要求。

1 定閥點滑壓控制

1.1 定閥點的確認(rèn)

完全從節(jié)能的角度看，汽機調(diào)閥全開運行是最節(jié)能的，但汽機調(diào)閥全開運行后，機組失去了對負(fù)荷的精確控制，AGC（自動發(fā)電控制）和一次調(diào)頻的考核要求難以滿足。圖1是某1 000 MW機組在不同閥位下各個負(fù)荷段內(nèi)的發(fā)電熱耗率，由圖1可知，調(diào)閥開度在50%左右時，閥門的壓損已經(jīng)顯著降低，汽機的熱耗率與調(diào)閥全開運行時差別不大。綜合考慮，如果汽機調(diào)閥的目標(biāo)閥位控制在50%，機組的熱耗率較以前有明顯改善，同時又能保證機組負(fù)荷控制的精確性。

1.2 定閥點滑壓修正

1.2.1 定閥點滑壓試驗

在定閥點滑壓運行總策略的指導(dǎo)下，將機組運行方式置為BI（鍋爐輸入）方式，通過汽機調(diào)閥閥限設(shè)置，汽機調(diào)閥固定為50%。手動調(diào)整鍋爐燃燒指令，機組負(fù)荷達(dá)到各個典型負(fù)荷點，記錄各負(fù)荷點下的實際主蒸汽壓力，作為定閥位滑壓控制的主汽壓力設(shè)定。

圖1 調(diào)閥不同開度下的汽機熱耗率

通過試驗獲取的定閥點滑壓曲線受到諸多因素影響，如冬季、夏季環(huán)境溫度變化導(dǎo)致凝汽器真空變化，通過試驗獲得的定閥點滑壓控制曲線往往與實際工況偏離較多；過熱汽溫、再熱汽溫偏離設(shè)計工況也會使實際汽機調(diào)閥的閥位偏離設(shè)定。因此，需要對定閥點滑壓控制曲線進(jìn)行修正，將凝汽器真空、過熱汽溫、再熱汽溫的變化納入修正。

1.2.2 定閥點滑壓修正計算

針對一臺具體的汽輪發(fā)電機組，在機組運行參數(shù)和熱力系統(tǒng)運行狀態(tài)都變化不大的情況下，機組負(fù)荷與主蒸汽流量成一一對應(yīng)的變化關(guān)系，而主蒸汽流量又與汽機調(diào)閥開度、主蒸汽壓力成正比例變化關(guān)系，所以可以采用下面的關(guān)系式來表述機組負(fù)荷、主蒸汽壓力以及汽機調(diào)閥開度之間相互關(guān)聯(lián)、相互制約的關(guān)系：

式中：Ng為機組負(fù)荷；P0為主蒸汽壓力；Cv為汽機調(diào)閥開度指令，它可以看作一個線性化的、反映幾個汽機調(diào)閥開度的綜合參數(shù)。

通過定閥點滑壓試驗確定了汽輪機滑壓運行優(yōu)化控制曲線之后，在機組滑壓控制曲線實際應(yīng)用過程中，如何應(yīng)對機組運行參數(shù)調(diào)整、熱力系統(tǒng)運行狀態(tài)改變等因素對滑壓運行性能的影響，是大型汽輪機滑壓優(yōu)化策略研究需要解決的一個實際問題。為此，提出了滑壓優(yōu)化修正策略——采用滑壓修正因子對機組滑壓運行控制曲線進(jìn)行修正，使汽輪機在實際滑壓方式下能一直保持最佳滑壓閥位[1]。

按照滑壓偏差修正法對機組滑壓控制曲線進(jìn)行修正后，式（1）所表述的機組負(fù)荷、主蒸汽壓力以及汽機調(diào)閥開度的關(guān)聯(lián)關(guān)系式可以轉(zhuǎn)變?yōu)椋?/p>

式中：Cn為機組運行參數(shù)變化對機組負(fù)荷的總修正系數(shù)，Cn=Cn1×Cn2×…×Cnk，其值為各項運行參數(shù)偏差對機組負(fù)荷修正系數(shù)的乘積；CP為機組熱力系統(tǒng)運行狀態(tài)變化對主蒸汽壓力的總修正系數(shù)，CP=CP1×CP2×…×CPk，其值為各項熱力系統(tǒng)偏差對主蒸汽壓力修正系數(shù)的乘積。

引入運行參數(shù)對滑壓控制曲線的負(fù)荷進(jìn)行修正的計算方法，就是根據(jù)汽輪機實際運行時的凝汽器壓力、主汽溫度、再熱溫度等與設(shè)計值的偏差情況，計算得出各項運行參數(shù)變化引起機組負(fù)荷相應(yīng)變化的修正系數(shù)Cn1，Cn2，…，Cnk，將這些修正系數(shù)的乘積與機組實際運行負(fù)荷相乘（Cn×Ng），就可以計算得到修正后的機組負(fù)荷，并以此作為機組滑壓控制曲線中的橫坐標(biāo)。

同樣地，引入熱力系統(tǒng)運行狀態(tài)變化對滑壓控制曲線的主蒸汽壓力進(jìn)行修正的計算方法，就是根據(jù)實際機組對外供熱流量以及加熱器投運與否等各項運行狀態(tài)改變引起主蒸汽流量的變化幅度，求得對主蒸汽壓力（在調(diào)閥開度不變時，主蒸汽壓力與主蒸汽流量成正比例變化關(guān)系）的各分項修正系數(shù)CP1，CP2，…，CPk，以這些修正系數(shù)乘以從機組滑壓控制曲線中查到的主蒸汽壓力（縱坐標(biāo)參數(shù)）P0，就可以計算得到修正后的機組主蒸汽壓力（CP×P0），并以此作為機組滑壓控制的目標(biāo)值。

實際機組運行中，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度一般都以額定值作為控制目標(biāo)，變化幅度不大，只有凝汽器壓力隨著冬季、夏季的環(huán)境溫度改變而有較大的變化，所以可以取凝汽器壓力作為主要的變化影響因素，對機組負(fù)荷進(jìn)行修正。又如機組熱力系統(tǒng)的加熱器、給水泵等設(shè)備一般都處于正常的運行狀態(tài)，而相對于其它運行熱力系統(tǒng)變化因素而言，機組對外供熱與否對汽輪機主蒸汽壓力（以調(diào)閥開度不變?yōu)榭刂茥l件）的影響較大，所以可以將供熱流量變化作為主要的影響因素對主蒸汽壓力進(jìn)行修正。

為了有效排除凝汽器壓力變化對機組滑壓控制曲線應(yīng)用的不利影響，在機組滑壓控制中引入“凝汽器壓力修正因子”的概念，并以Cn1表示凝汽器壓力修正因子，Cn1可由下式計算得到：

式中：ΔPc為凝汽器基準(zhǔn)壓力與運行壓力之差，通常取凝汽器設(shè)計壓力作為基準(zhǔn)壓力；C0為凝汽器壓力每變化1 kPa對機組出力的修正系數(shù)，可根據(jù)制造廠提供的設(shè)計資料選取，也可通過現(xiàn)場試驗獲得[2]。

1.2.3 定閥點滑壓閉環(huán)修正

利用定閥點滑壓試驗確定機組的基本滑壓曲線，再根據(jù)定閥點滑壓修正對基本滑壓曲線進(jìn)行修正，確保汽機調(diào)閥工作在固定閥位。

因為修正系數(shù)的計算誤差和機組運行過程中不可測干擾因素的存在，生產(chǎn)過程中實際閥位與設(shè)定閥位會有偏差，因此根據(jù)設(shè)定閥位、實際閥位設(shè)計了壓力設(shè)定的閉環(huán)修正。

閉環(huán)修正的要點包括實際閥位的計算、閉環(huán)修正輸出幅度的限制、變工況與穩(wěn)態(tài)工況采取不同的調(diào)節(jié)參數(shù)等。

機組運行中，汽機調(diào)閥的開度總是在不斷地變化，因此修正時要取一定時間內(nèi)的調(diào)閥閥位反饋均值。另外，汽機調(diào)閥超過65%后的反饋值需要做弱化處理。

當(dāng)機組處于較大幅度的變工況時，閉環(huán)修正的調(diào)節(jié)參數(shù)要弱化處理。由于滑壓閉環(huán)修正輸出改變后，鍋爐主控調(diào)整燃燒直至實際主汽壓力響應(yīng)，其過程時間較長，為了避免滑壓閉環(huán)過度修正，需要對閉環(huán)修正輸出的幅值做限制，不同負(fù)荷下的限值有所不同。

2 凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷

調(diào)峰調(diào)頻要求機組功率快速改變，而依靠鍋爐熱負(fù)荷的變化來實現(xiàn)機組功率的改變過程過于緩慢，因此需要利用機組的蓄能。利用發(fā)電機組熱力系統(tǒng)內(nèi)的蓄能，可以最大限度地降低汽機調(diào)閥的節(jié)流，幫助燃煤發(fā)電機組快速改變功率輸出。

利用熱力系統(tǒng)內(nèi)蓄能主要有以下方法：改變給水流量（直流爐增加，汽包爐減少）；增加減溫水量；高壓、中壓調(diào)閥節(jié)流；中壓缸排氣旁路；過熱器、再熱器旁路；高壓加熱器（高加）旁路、低壓加熱器（低加）旁路；高加抽氣節(jié)流；除氧器抽氣節(jié)流；低加抽氣節(jié)流；凝結(jié)水節(jié)流[3]。

上述方法中，有些方法降低了發(fā)電機組的效率，如高壓、中壓調(diào)閥節(jié)流；有的則增加了熱力系統(tǒng)內(nèi)金屬受熱面的熱應(yīng)力沖擊，如改變給水流量和增加減溫水量；有的則需要增加昂貴的設(shè)備（泵、閥門），并且使系統(tǒng)運行更加復(fù)雜。因此，國外的機組普遍采用低加抽氣節(jié)流和凝結(jié)水節(jié)流的方法。

2.1 凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷的原理

凝結(jié)水節(jié)流調(diào)頻的原理如圖2所示，凝結(jié)水流量調(diào)節(jié)閥和到各級低壓加熱器的抽汽控制閥（如果有）迅速節(jié)流或者全部關(guān)閉，這樣抽汽就一直到汽輪機最末級做功。短時間內(nèi)機組功率會迅速增加，理論上最多可增加機組出力的7%，所需時間約為30 s。這樣的動態(tài)響應(yīng)可以滿足電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的要求，提高機組整體效率約0.5%。

圖2 凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷

凝結(jié)水節(jié)流控制可以直接融入?yún)f(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，根據(jù)瞬間的功率指令和當(dāng)前凝結(jié)水節(jié)流所能提供的蓄能，判斷出機組功率迅速增加的來源，是通過鍋爐燃燒的超調(diào)或是持續(xù)激活凝結(jié)水節(jié)流來釋放蓄能。

2.2 凝結(jié)水節(jié)流試驗

理論上凝結(jié)水節(jié)流的功率響應(yīng)快速且幅度滿足調(diào)峰調(diào)頻要求，但實際凝結(jié)水節(jié)流會引起加熱器、熱井等水位波動。在確保系統(tǒng)安全運行的前提下，對某1 000 MW機組進(jìn)行了凝結(jié)水節(jié)流試驗，以驗證凝結(jié)水節(jié)流的做功能力，從而獲得凝結(jié)水流量與機組功率之間的特性關(guān)系。

分別在900 MW，800 MW，600 MW穩(wěn)態(tài)工況下（鍋爐保持燃燒率不變，汽機調(diào)閥全開）進(jìn)行了凝結(jié)水節(jié)流試驗。

900 MW負(fù)荷段下進(jìn)行了2次凝結(jié)水節(jié)流試驗，一次凝結(jié)水流量從1 768 t/h下降至925 t/h，功率從922 MW上升至941 MW；另一次凝結(jié)水流量從1 821 t/h下降至1 168 t/h，功率從 914 MW升至938 MW，上升遲延較小，上升后能維持約3 min。

800 MW負(fù)荷段下進(jìn)行了2次凝結(jié)水節(jié)流試驗，一次凝結(jié)水流量從1 602 t/h下降至1 021 t/h，功率從815 MW上升至836 MW；另一次凝結(jié)水流量從1 613 t/h下降至862 t/h，功率從815 MW上升至830 MW，遲延較小，上升后維持時間超過3 min。

600 MW負(fù)荷段下進(jìn)行了1次凝結(jié)水節(jié)流試驗，凝結(jié)水流量從1 200 t/h下降至865 t/h，功率從608 MW上升至616 MW，功率上升遲延較小，上升后維持時間超過4 min。由于600 MW工況下凝結(jié)水流量在1 200 t/h，為了避免凝結(jié)水泵再循環(huán)閥門的開啟，沒有進(jìn)行更大流量的凝結(jié)水節(jié)流試驗。

由上述試驗得出凝結(jié)水流量與機組功率關(guān)系曲線如圖3所示。

圖3 各個負(fù)荷點下凝結(jié)水流量減少與機組功率增加關(guān)系曲線

根據(jù)試驗情況可以看出：

（1）凝結(jié)水節(jié)流后機組功率上升迅速，幾乎無遲延。

（2）凝結(jié)水流量減少引起的功率增加可以達(dá)到30 MW。

（3）凝結(jié)水節(jié)流與機組功率增加并非線性的關(guān)系，從900 MW和800 MW的2次試驗來看，當(dāng)凝結(jié)水流量下降650 t/h左右時，功率上升達(dá)到最高點，更大幅度的凝結(jié)水流量減少所引起的功率增加反而減少。

（4）凝結(jié)水節(jié)流后引發(fā)的功率增加能維持較長時間，可以達(dá)到3～5 min，甚至更長；3～5 min的凝結(jié)水節(jié)流對除氧器水位、熱井水位、5號和6號低壓加熱器水位有一定程度的影響，但加熱器液位的變化均在安全線內(nèi)，距離保護(hù)動作值還有較大裕度。

（5）凝結(jié)水節(jié)流會對給水泵密封水的回水溫度造成一定影響（給水泵密封水來自雜用水的機組），5次凝結(jié)水節(jié)流試驗中，只有1次給水泵密封水回水溫度高，聯(lián)鎖啟動了給水泵密封水的管道加壓泵。

（6）凝結(jié)水節(jié)流恢復(fù)后，隨著凝結(jié)水流量快速增加，機組負(fù)荷會快速下降。

（7）試驗期間，電廠人員在就地對凝結(jié)水管路、凝結(jié)水泵本體進(jìn)行了振動測試，發(fā)現(xiàn)凝結(jié)水瞬間節(jié)流800～900 t/h，對機務(wù)系統(tǒng)的影響完全在可承受范圍。

2.3 凝結(jié)水節(jié)流控制策略的實施

凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷在某1 000 MW機組得到具體應(yīng)用，根據(jù)目前1 000 MW機組升負(fù)荷難、減負(fù)荷易的特點，對凝結(jié)水節(jié)流調(diào)負(fù)荷模塊進(jìn)行了簡化，即凝結(jié)水節(jié)流調(diào)負(fù)荷只做節(jié)流，不做增流。

該1 000 MW機組穩(wěn)態(tài)運行下汽機調(diào)閥的目標(biāo)閥位是50%，在變負(fù)荷過程中，如果是減負(fù)荷，只要鍋爐燃燒前饋基本得當(dāng)，汽機調(diào)閥從50%往下關(guān)，其控制負(fù)荷的精度和空間都是有保證的。而在升負(fù)荷過程中，如果汽機調(diào)閥從50%開始往上開啟，一般到65%后，雖然汽機調(diào)閥持續(xù)開大，但機組負(fù)荷增加的趨勢立即變緩，如果實際主汽壓力下降，很有可能出現(xiàn)汽機調(diào)閥開大，而實際機組負(fù)荷降低的情況。因此凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷只做節(jié)流增負(fù)荷，沒有做增流降負(fù)荷。

該機組凝結(jié)水泵變頻改造后，除氧器上水主調(diào)閥保持全開，上水靠凝結(jié)水泵變頻來控制。傳統(tǒng)的除氧器液位控制采用三沖量調(diào)節(jié)，主調(diào)負(fù)責(zé)除氧器液位控制，副調(diào)負(fù)責(zé)凝結(jié)水母管流量控制，穩(wěn)態(tài)工況下，主調(diào)輸出大致與各級高壓加熱器至除氧器的疏水流量相等。

一旦凝結(jié)水節(jié)流信號觸發(fā)，凝結(jié)水節(jié)流模塊根據(jù)協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)送來的負(fù)荷調(diào)節(jié)指令，轉(zhuǎn)換成對應(yīng)的凝結(jié)水流量減少量，將原先的除氧器水位控制主調(diào)輸出保持，兩者疊加后形成凝結(jié)水流量控制的設(shè)定值。

為了加快凝結(jié)水節(jié)流調(diào)負(fù)荷的響應(yīng)速度，對凝結(jié)水流量變化與凝結(jié)水泵轉(zhuǎn)速輸出進(jìn)行折算，得出凝結(jié)水泵變頻器控制凝結(jié)水流量的前饋分量。當(dāng)凝結(jié)水節(jié)流指令撤出后，凝結(jié)水節(jié)流的前饋分量按一定速率緩慢衰減至零，這是為了避免發(fā)生凝結(jié)水節(jié)流前饋分量快速恢復(fù)，凝結(jié)水母管實際流量快速增加，機組負(fù)荷立即減小，影響機組協(xié)調(diào)控制的情況。

2.4 凝結(jié)水節(jié)流的安全控制

凝結(jié)水節(jié)流動作后，凝結(jié)水流量快速降低，除氧器水位會快速下降。另外，隨著凝結(jié)水流量的減小，低壓加熱器因為低溫工質(zhì)的減少，水位會下降。除了需要考慮加熱器水位外，還要考慮熱井水位，凝結(jié)水流量降低后，熱井水位會上升。此外，凝結(jié)水精處理系統(tǒng)對凝結(jié)水入口壓力有要求，不得低于1.2 MPa，否則凝結(jié)水精處理系統(tǒng)會撤出。

為避免凝結(jié)水節(jié)流期間出現(xiàn)凝結(jié)水母管壓力過低、加熱器水位超標(biāo)導(dǎo)致加熱器退出等故障，在凝結(jié)水節(jié)流的設(shè)定值生成回路上，如果凝結(jié)水母管壓力、除氧器水位、熱井水位的變化超過一定范圍，則部分抑制凝結(jié)水節(jié)流的幅度。

從凝結(jié)水節(jié)流試驗的結(jié)果看，凝結(jié)水節(jié)流對除氧器液位的影響最大，其他如加熱器、熱井液位的控制，可以通過增加前饋、微分環(huán)節(jié)等加以改善，從而確保上述系統(tǒng)的液位控制在安全范圍內(nèi)。

為了確保除氧器液位的安全，需要計算出凝結(jié)水節(jié)流對除氧器液位的影響，或者除氧器從不同的液位下降所能提供的節(jié)流空間，這就需要根據(jù)除氧器的物理尺寸、除氧器內(nèi)飽和水的密度等進(jìn)行計算。

除氧器任意高度俯視截面的兩邊呈半圓、中間為長方形，其中，長方形的長度從結(jié)構(gòu)圖上可以直接讀出，關(guān)鍵是求出長方形的寬度，即兩邊半圓的直徑。

從側(cè)視圖上可以看出，俯視截面中長方形寬度的大小取決于與該俯視截面與除氧器幾何中心線的高度（距離）。除氧器側(cè)視呈圓形，該圓的半徑可以直接讀出，若某俯視截面與除氧器幾何中心線的距離已知，則可求出該俯視截面的寬度。至此，除氧器任一截面的表面積即可以根據(jù)其與除氧器幾何中心線的距離為變量求出。

當(dāng)除氧器液位在一定范圍內(nèi)變化，如果液位變化沒有超過除氧器幾何中心線，即液位在幾何中心線上部或下部變化，則按照上述方法進(jìn)行積分求解。如果液位變化超過除氧器幾何中心線，則以除氧器幾何中心線為界限，分成兩部分求解后相加。這樣就可以求出除氧器液位在任何范圍內(nèi)波動所產(chǎn)生的蓄水量體積變化，再根據(jù)實時的除氧器壓力、溫度，求出實時的密度，最終確定凝結(jié)水節(jié)流后，凝結(jié)水流量變化量、持續(xù)時間與除氧器液位波動范圍。

3 系統(tǒng)投用效果

圖4為凝結(jié)水節(jié)流投用效果圖，可以看出，凝結(jié)水節(jié)流模塊投用后，有效改善了機組升負(fù)荷的調(diào)節(jié)品質(zhì)。隨著AGC指令的擺動，鍋爐燃燒難免會出現(xiàn)能量不平衡，當(dāng)主汽壓力低于設(shè)定或處于下行過程，一旦AGC指令增負(fù)荷，機組實際負(fù)荷在短時間內(nèi)往往難以快速上升。凝結(jié)水節(jié)流模塊投用后，多次觸發(fā)凝結(jié)水節(jié)流，機組實際負(fù)荷有明顯的上升，但除氧器液位、熱井、5號和6號低加的液位都控制在安全范圍內(nèi)。

圖4 凝結(jié)水節(jié)流投用效果

圖5 和表1所示為定閥點滑壓優(yōu)化前后比較，可以看出，定閥點滑壓優(yōu)化控制模塊投入后，汽機調(diào)閥的開度明顯提升，有效降低了調(diào)閥的壓損，降低了機組煤耗。

圖5 定閥點滑壓優(yōu)化前后比較

表1 定閥點滑壓優(yōu)化前后參數(shù)比較

[1]WELFONDER.Least cost dynamic interaction of power plants and power systems[C].13th IFAC World Congress, San Francisco.USA.

[2]包勁松.1 000 MW汽輪機滑壓優(yōu)化試驗研究及應(yīng)用[J].中國電力，2012，12（3）∶1-6.

[3]GERHARD K，LAUSTERER.Improved maneuverability of power plants for better grid stability[J].Control Engineering Practice，1998（6）∶1549-1557.

（本文編輯：徐 晗）

Research of Energy-saving Coordination Control System Based on Energy Storage Technique

CHEN Xiaoqiang，LUO Zhihao，LI Quan，DING Ning
（State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China）

The paper introduces main points of energy-saving coordination control based on stored energy and explores to use thermal energy storage technology to develop an energy-saving coordination control system based on condensate throttling，by which operation safety and economical efficiency are guaranteed，and requirements on peak shaving and frequency regulation of power grid are met.

condensate throttling；energy storage technique；peak-shaving and frequency regulation；predictive control；sliding pressure

TK39

B

1007-1881（2015）08-0028-06

2015-05-19

陳小強（1977），男，高級工程師，從事發(fā)電廠熱控調(diào)試研究。