火電機組適應電網調頻需求的對策

牟長信

（東北電力科學研究院有限公司,遼寧 沈陽 110006）

在風電比重越來越大,呼遼直流并入電網,用電峰谷差逐漸增大等新形勢下,電網承受大的瞬態負荷沖擊概率逐漸增大,幅值逐漸增大,使電網調頻調峰的壓力不斷增大,電能質量和電網的安全性問題越來越突出。為確保電網頻率穩定,電網對火電機組一次調頻的依賴性越來越大,考核越來越嚴格。

作為機網協調一項重要內容,一次調頻已經得到政府監管部門和電網企業的高度重視。依據國家電力監管委員會發布的《發電廠并網運行管理規定》（電監市場[2006]42號）和《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場[2006]43號）的規定,東北電監局于2008年12月發布了《東北區域發電廠并網運行管理實施細則》和《東北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》,簡稱“兩個細則”。“兩個細則”對東北電網一次調頻的性能指標、投入率、考核標準進行了嚴格的規定。

電網企業也出臺了相應的管理規定,東北電網有限公司發布了《東北電網發電機組一次調頻調度管理暫行規定》,遼寧省電力有限公司發布了《遼寧電網發電機組一次調頻管理規定》。

2010年5月10日,國家電網公司發布了《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》,將一次調頻的運行管理作為防止機網協調事故的重要措施,要求并網發電機組的一次調頻功能參數應按照電網運行的要求進行整定,一次調頻功能應按照電網有關規定投入運行。

另一方面,火電機組自身的狀況也越來越不利于電網頻率的穩定。發電企業負荷不足,為降低成本摻燒褐煤,煤質差且多變,缺煤、斷煤時常發生;鍋爐制粉系統故障多,鍋爐燃燒不穩定;為了節能減排,進行設備改造,改變了原設計的系統特性等,這些狀況都使機組運行的可操控性和穩定性變差,嚴重制約了一次調頻的調節能力。目前,由于風電并網容量迅猛增加,電網一次調頻動作非常頻繁,對機組的正常運行和設備的壽命影響非常大。對于電網穩定性和機組穩定性,如何使兩者達到均衡,既能適應電網需求,又能使機組運行參數滿足安全運行需要。

1 一次調頻考核的主要性能指標

1.1 調頻死區

火電機組一次調頻的人工死區規定為：± 0.033 Hz（±2 r/min）。

1.2 速度變動率

速度變動率δ是指機組調節系統在額定工況下,調速系統給定值不變,汽輪機由空負荷到滿負荷的轉速變化量與額定轉速之比,通常以百分數表示。

速度變動率：δ=4%～5%,統一設為5%。

1.3 功率補償量

功率補償量ΔP是由機組速度變動率δ和轉速偏差Δn等相關參數計算得出,公式為

式中 Pe——機組額定容量;

Ne——機組額定轉速;

Δn——轉速偏差（包含死區的機組轉速與3 000 r/min之差）,即Δn=n-3 000（r/min）;

Δ——轉差死區;

（Δn—Δ）——扣除死區后能夠貢獻電量的實際轉速偏差。

1.4 火電機組參與一次調頻的負荷變化幅度限制（見表1）

表1 火電機組參與一次調頻的負荷變化幅度限制

1.5 一次調頻的響應特性

機組一次調頻的響應特性主要包括一次調頻的負荷響應滯后時間、一次調頻的最大負荷調整幅度。

一次調頻的負荷響應滯后時間指運行機組從電網頻率越過該機組一次調頻的死區開始,到該機組的負荷開始變化所需的時間?；痣姍C組應小于3 s。

一次調頻的最大負荷調整幅度指運行機組從電網頻率越過該機組一次調頻的死區開始計時的60 s以內或者到電網頻率恢復到該機組的一次調頻的死區范圍以內為止,該機組的有功功率相應進行調整（頻率越上限時減少有功、頻率越下限時增加有功）的幅度。

所有火電機組應在15 s內達到一次調頻最大負荷調整幅度的90%。

1.6 調整幅度的偏差

在電網頻率變化超過機組一次調頻死區時開始的45 s內,機組實際出力與響應目標偏差的平均值應在調整幅度的±5%以內。

2 一次調頻試驗

一次調頻試驗用于驗證機組的一次調頻控制是否具備投入條件,指標是否滿足電網要求。

2.1 相關文件規定

按照國家電網公司《一次調頻試驗導則》要求,新建機組必須進行一次調頻試驗,并且必須合格。合格后上報相關試驗報告及有關材料,并且可隨時投入一次調頻功能。機組大修或機組控制系統發生重大改變（重大改變包括：DCS改造、DEH改造、控制方案或參數改變等）后,應重新進行一次調頻試驗,以保證一次調頻性能和機組安全,并且試驗必須合格。一次調頻試驗遵循以下原則。

一次調頻試驗依據一次調頻響應滯后時間、負荷調整幅度及調整幅?度偏差指標判定一次調頻試驗結果是否合格,結論應包括各種試驗工況下,各擾動試驗的動態轉速不等率、遲緩率等性能指標分析,在不同工況下隨頻率變化的機組實際出力曲線（采樣時間不大于1 s）。經電力調度機構批準后,該機組方可正式投入一次調頻功能,并附完整的調試試驗報告。

2.2 單機一次調頻試驗情況

2007～2010年,東北電力科學研究院有限公司對東北電網有限公司直調和遼寧省電力有限公司直調共80多臺機組進行了一次調頻試驗,本次試驗對并網機組投入一次調頻起到了很大的推動作用,試驗前部分機組DCS未設計一次調頻控制邏輯,大部分機組雖然設計了控制邏輯,但未進行參數設置或設計不合理,在試驗前都得到了完善,使得機組在軟硬件基礎上具備了投入一次調頻的條件。

先期試驗時只在單閥工況、80%負荷下進行,后期試驗在以下幾個方面進行了重大改進：

a.運行工況的選擇,包括單閥方式和順序閥方式下的試驗;

b.試驗在60%PN、75%PN、90%PN、100%PN負荷工況下進行;

c.在每個負荷工況點下,至少分別進行±0.067 Hz（1 r/m in）、±0.1 Hz（6 r/min）、最大雙向頻差階躍擾動試驗,全面檢驗機組各種狀況下的一次調頻性能。

2.3 全網一次調頻試驗情況

2009年11月3日,在東北電網有限公司網調的統一指揮協調下,進行了東北全網（遼、吉、黑、蒙東）上網火電機組一次調頻及電網頻率動態特性試驗,107臺機組參與了試驗。試驗在白山發電廠分兩次進行,第一次解列1臺300 MW機組,第二次解列2臺300 MW機組。

第二次調頻試驗時,2臺機組同步解列甩負荷600 MW,試驗前電網頻率50.003 29 Hz,在機組解列4 s左右頻率下降到最低點49.89 Hz,在10 s左右頻率上升至49.94 Hz。

此次試驗是對全網一次調頻投入情況的一次檢驗。遼寧省電力有限公司直調火電機組中有17個電廠40臺機組、東北電網有限公司直調7個電廠18臺機組參與了一次調頻試驗。試驗取得了預期的效果,大部分機組一次調頻功能發揮作用,對于電網頻率的回升產生了作用。但是,根據對各機組一次?調頻動?作后數據的分析,很多機組一次調頻的指標距電網公司的要求還有較大差距,部分機組一次調頻甚至沒有動作。

3 一次調頻問題分析

一次調頻品質差,主要表現在負荷響應超過3 s、負荷反向調節、負荷增量不足、負荷持續時間短等,歸納為以下幾個方面。

3.1 測量信號問題

a.部分電廠一次調頻控制所采用的頻率變送器,其輸出為4～20mA電流信號,量程通常為± 5 Hz,分辨率低,小信號時誤差大;一次調頻控制采用的汽輪機轉速信號擾動較大,不能滿足一次調頻的要求;一次調頻控制邏輯中,在CCS側采用頻率信號進行頻差計算,而在DEH側采用汽輪機轉速信號進行頻差計算,信號不一致。

建議采用網頻信號進行頻差計算,頻率變送器應該穩定、可靠,測量誤差≤0.2%,量程范圍為±0.3 Hz。

b.PMU測量環節有干擾,導致送電網公司的數據存在誤差。

3.2 汽機調門問題

從調通中心PMU實際負荷曲線可知,有的機組調門本身在網頻正常時就處于抖動狀態,造成負荷振蕩,有的機組達到幾MW,當電網頻差超過設定死區時,一次調頻小頻差變動時根本反映不出負荷變化。

汽機調門流量特性曲線與調節閥實際流量特性不相符,是大部分機組具有的共性問題,現象是當一次調頻動作時,閥位變化,但負荷不變化,或負荷變化斜率過大、過小,實際上,在這些點速度變動率已經改變。閥門特性曲線與實際不符是造成一次調頻偏差大的直接原因之一。

3.3 運行方式的影響

a.機爐協調控制方式的影響。煤種不穩定,煤質不好,是目前電廠存在的普遍問題,有的電廠為了保證鍋爐參數穩定,采用機跟爐為基礎的協調控制方式,這種方式無法快速響應電網的負荷需求。為了滿足一次調頻的需要,協調控制系統必須以負荷調節為優先,必須采用爐跟機為基礎的協調控制方式,加強對負荷的調節作用。

b.滑壓運行的影響。一次調頻過程中,滑壓和變負荷對汽機調門的動作要求相反,滑壓運行會抑制汽機調門快速調節負荷的能力,不利于一次調頻的控制。如果改為定壓方式運行或提高節流,可以改善一次調頻控制效果,但增加節流會使機組的效率降低,對經濟運行不利。

c.為了減少節流提高機組效率,大部分機組在正常運行時都采用順序閥控制方式運行,這種運行方式下的機組,當汽門位置處于重疊區時,汽輪機調門之間有死行程,在這個區域里閥門的開度與汽輪機進汽量不對應,對一次調頻的響應不靈敏,嚴重影響一次調頻效果。

3.4 煤種的影響

由于煤種不穩定,設備運轉不可靠或沒有調節裕度,機組運行本來就不穩,而一次調頻的頻繁動作則造成鍋爐給水、主汽溫度、主汽壓力進一步頻繁、劇烈波動,導致機爐協調控制失調,進一步制約了一次調頻的調節品質,起到正反饋效應,造成惡性循環。

3.5 控制方式的影響

有的機組采用保壓方式運行,當機組一次調頻動作時,由于汽機調門開度變化,導致壓力變化,使得壓力控制回路動作,造成壓力控制的調門動作與一次調頻控制的調門動作方向相反,結果當一次調頻動作時,負荷響應不靈敏或反調。

3.6 控制策略不合適

新建機組或控制系統改造后的機組,一次調頻控制邏輯和參數設置在初設時都采用了典型設計,這在機組設備狀況和運行特性理想的情況下是可行的,但每臺機組的設備構成和運行特性差異較大,不量體裁衣是無法提高機組調頻能力的。

4 提高機組一次調頻能力的建議

4.1 加強對一次調頻工作的認識

a.通過一次調頻試驗驗證是否具備投入條件,性能指標是否合格,不是做完試驗就算合格。一次調頻試驗后,在試驗報告中對存在的問題,給出了治理優化的建議,但真正重視、認真查找和解決問題的電廠較少。

b.一次調頻試驗合格不等于每次動作都合格。一次調頻試驗采用的信號是一個階躍的、持續一定時間的方波,實際上一次調頻動作時,其動態頻率信號往往是不規則的,當一次調頻動作信號產生時,如果此時汽機調門在運動過程中,慣性作用就可能造成功率增幅不足或超調。此外,由于網內所有機組同時參與一次調頻調節,機組動態特性的差異,負荷調節存在不同程度的滯后,又使網頻變化脫離原來的軌跡,對并網機組的一次調頻動作產生干擾,使一次調頻性能指標變壞。

c.一次調頻優化涉及到熱控、汽機、鍋爐、電氣及檢修和運行專業,如重新整定閥門特性曲線的試驗問題、治理鍋爐磨煤機可靠性差的問題,查找PMU信號干擾問題,多次進行變負荷試驗等,都需要其他專業的整改和配合,須進行統一的協調。

d.一次調頻和AGC的性能指標不合格,不僅僅是簡單的調整,它是一個復雜的系統工程,涉及到管理更新和技術創新?？刂苾灮枰獜脑O備治理和改善性能入手,在此基礎上優化運行方式、優化控制策略,理順運行指標考核與一次調頻和AGC投入的關系。

e.一次調頻性能的改善不是短時間能完全解決的問題。電廠的熱力系統是一個非線性、大慣性、強耦合的系統,再加上燃燒劣質煤,所以在進行一次調頻控制優化時要考慮和兼顧多方面的因素,要解決負荷變化“快”和壓力、溫度變化“慢”的矛盾。如何既滿足電網一次調頻指標要求,又確保機組主要運行參數穩定,每臺機組的情況不同,甚至2臺同類型機組運行特性差異都很大,沒有一個固定的模式和控制策略,需要反復觀察、試驗、分析、制訂方案、修改策略、再試驗、再分析、再修改策略的過程,通過修改幾個控制參數就使一次調頻指標滿足要求不現實。

4.2 管理是改善一次調頻指標的基礎

應建立并強化一次調頻的考核管理制度。強化監督,定期檢查,定期考核,定期進行動作分析,強化機組大修后及DCS改造后一次調頻的管理與考核。各廠應派技術好、責任心強的專責人員,負責一次調頻控制和AGC的分析研究和日常維護,對其功能定期進行自查,經常與電網公司調度溝通,掌握一次調頻和AGC動作情況。

在技術管理方面,對不能滿足一次調頻記錄要求的DCS數據庫進行修改,在數據庫中至少需要記錄的數據包括：機組轉速、電網頻率、機組負荷、閥門開度、閥位指令、主汽壓力、主汽溫度、一次調頻負荷增量（根據規定要求需要達到的負荷增量值）、實際負荷增量、一次調頻負荷增量與實際負荷增量的差值和百分比等。在CRT顯示畫面中增加一次調頻動作實時趨勢圖和歷史曲線追憶功能,以便于查詢分析。

DCS的數據傳輸需經過硬接線幾個環節的傳輸才能到達電網公司,傳輸距離長、轉換過程多,容易出現信號斷線、輸入輸出模件故障等情況,影響AGC的投入率。因此需要加強數據傳輸的可靠性研究。

建議電廠要求PMU廠商提供PMU一次調頻的數據曲線分析軟件（與電網公司相同）,以便檢驗和分析調整效果。

4.3 幾個必要的控制優化手段

a.必須確保網頻信號和發送到電網公司的PMU信號準確、穩定、可靠,這是優化工作的前提條件。

b.協調控制系統必須采用鍋爐跟隨方式,在機組變負荷時,能合理利用鍋爐蓄能的變化提高機組對負荷指令的響應速度。利用鍋爐的蓄熱就是在機組變負荷時允許主汽壓力的合理波動,在機組變負荷開始時取消壓力偏差對汽機調門的限制作用,以達到弱化壓力拉回的作用。升負荷初期允許主汽壓力適當下降,開始降負荷時則允許主汽壓力適當上升。

在直吹式制粉系統控制的設計中,增強煤量和一次風量的前饋作用,充分利用磨煤機內的蓄粉,迅速改變給煤量,使鍋爐的燃燒率發生變化,縮短純遲延時間。

c.通過抑制AGC的調節來保證一次調頻的正確動作方向。在機組投入一次調頻和AGC功能時,經常會出現AGC的負荷指令變化方向和一次調頻要求的負荷指令變化方向不一致的情況,如果一次調頻受AGC的影響使其調節效果達不到“兩個細則”所要求的““機組的一次調頻功能貢獻量為正”的結果,就會被統計為“該機組一次調頻不正確動作1次”。由于對一次調頻不正確動作的考核嚴于對AGC調節精度與速度的考核,所以在AGC的負荷指令變化方向和一次調頻要求的負荷指令變化方向不一致時,應閉鎖AGC指令的調節,優先滿足一次調頻的控制需要。

d.當壓力偏離額定值時,會影響一次調頻效果,為此可以考慮引入壓力補償,使一次調頻的綜合閥位階躍增量既同設計的速度變動率及頻差相關,也能同機前壓力相關。轉差信號經調頻閥位函數轉換后得到當前調頻需要的綜合閥位開度增量,機前壓力通過壓力補償函數產生壓力補償系數,兩者相乘得到補償后的綜合閥位開度增量。通過壓力補償,減弱主汽壓力對一次調頻的影響。

e.由于風電投運容量的增大,造成電網頻率波動過死區的幾率大幅度增加,這種波動幅值小,持續時間短,從調度考核曲線看,大部分機組在小頻差的情況下一次調頻的指標都較差,很容易被考核?？蓪㈩l差函數在過死區時起始階段的斜率設置得陡一些,或設置成起始值階躍方式,使其能快速響應一次調頻變化。

f.利用凝結水節流技術提高一次響應速度。在凝汽器和除氧器允許的水位變化內,改變凝泵出口調門的開度,改變凝結水流量,從而改變抽汽量,暫時獲得或釋放一部分機組的負荷。