調頻輔助服務市場下機組CCS優化

閆 超，李 博

(1.廣東惠州平海發電廠有限公司，廣東 惠州 516363; 2.75841部隊100分隊，廣州 廣東 510000)

0 引言

為適應電力市場化改革發展新要求，發揮市場在資源配置中的決定性作用，構建有效的廣東調頻輔助服務市場機制，進一步調動發電企業提供輔助服務的積極性，保障廣東電力系統安全、穩定、經濟運行，國家能源局南方監督局制定了廣東調頻市場的交易規則。按照交易規則，廣東調頻市場的準入門檻為綜合調頻性能指標K值大于0.5。根據各個電廠調頻里程報價及綜合調頻性能指標K值決定中標排序，在報價相同條件下，K值越大越容易中標。為此，各發電機組必須盡可能地提高綜合調頻性能指標K值[1]。

1 機組概況

某廠2×1 000 MW 超超臨界機組鍋爐采用上海鍋爐廠設計制造的某型超超臨界、雙切圓八角噴燃、直流煤粉式鍋爐；汽輪機采用上海汽輪機廠生產的超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機，采用獨特的補汽閥技術；發電機采用上海發電機有限公司生產的水氫氫冷自并勵靜止勵磁發電機。

該機組分布式控制系統(DCS)采用艾默生公司的OVATION 系統；汽輪機控制系統(DEH)采用西門子公司的控制系統。各系統之間通過硬接線和通信聯系。

2 綜合調頻性能K 值

綜合調頻性能指標K值定義為發電單元響應AGC 控制指令的綜合性能表現，其計算公式如下：

式(1)中K1指發電單元響應AGC 控制指令的速率，計算公式如下：

式(2)中(p.u.)指調頻資源分布區內AGC 發電單元平均標準調節速率。

式(1)中K2指發電單元響應AGC 控制指令的時間延遲，計算公式如下：

式(3)中發電單元響應延遲時間是指發電單元AGC 動作與發電單元接到AGC 指令的延遲時間。

式(1)中K3指發電單元機組響應AGC 控制指令的精準度，計算公式如下：

式(4)中，發電單元調節誤差指發電單元響應AGC 控制指令后實際出力值與控制指令值的偏差量；發電單元調節允許誤差為其額定出力的1.5 %。

3 CCS 控制系統參數整定和優化

通過優化協調控制系統(coordination control system，CCS)，提高K1，K2、K3，從而達到提高K值目的。

3.1 提高K1 值優化

3.1.1 鍋爐主控主汽壓回路的前饋分量優化調整

蒸汽壓力是鍋爐與汽機能量平衡的關鍵指標，它的穩定反映了鍋爐能量輸入與汽機能量輸出的匹配，同時蒸汽壓力關系到蒸汽溫度及汽機效率。通過增加壓力設定值前饋回路進入鍋爐主控并根據機組特性調整其權重，使機組在升負荷時一定程度上利用鍋爐蓄熱，又能給機組調門預留一定量的調節裕度，更好地響應負荷指令。圖1 中微分前饋參數15 修改為20。

3.1.2 鍋爐主控負荷前饋分量優化調整

當機組負荷變化時，鍋爐側的純時延和大滯后是影響機組動態響應的關鍵因素。為此，根據MWD 信號生成一組動態前饋信號——鍋爐動態加速信號(BD)，分別作用到燃料、送風、給水等系統，加速鍋爐對負荷指令的響應速度，起到先動作、早控制的作用。BD 指令在變負荷時具有強化微分環節的作用，穩態負荷下，不發生作用。機組出力目標變化時，BD 指令以一定速率投入到燃料、通風、給水、減溫水等系統，加速各子系統動態響應。在機組出力即將到達目標值時，BD 指令以一定的速率快速切除，當機組出力達到目標值時，BD 指令完全切除。所以BD 指令只在動態調節時起作用，加強各調節器調節功能，在穩態時不對系統產生任何影響[2-4]。

圖1 鍋爐主控控制邏輯

機組變負荷開始瞬間，鍋爐主控負荷前饋回路邏輯按變負荷速率及當前負荷工況點加入一定量超前預給煤前饋值。為了保證在新的高速率變負荷調頻模式下，確保機組在高、低負荷工況點的機組安全運行，對高、低工況下的前饋系數進行了優化修正，盡量避免出現機組高負荷超壓、低負荷燃燒不穩的情況。鍋爐主控動態前饋如圖1 所示，動態前饋增減負荷函數優化如下表1、表2 所示。

3.1.3 機組負荷指令反向延時回路優化

調頻服務市場下的AGC 指令隨機性很強，具有變化頻繁、反向隨機、幅度不一等特點，當負荷指令過于頻繁反向變化時對機組主汽溫控制是一個很大的考驗。實際運行中經常出現機組負荷大幅度反向且頻繁變化后主汽溫會急劇下降或突升現象，給機組運行帶來比較大的安全隱患。為此優化機組反向延時自適應判斷回路，對超過一定門檻值的反向延時進行一定程度的滯后處理，以增加機組的運行可靠性。優化后的邏輯如圖2 所示，該邏輯對超過100 MW 門檻值的機組反向指令進行了一定的滯后處理，保證了機組的響應特性和安全。

表1 動態前饋增負荷F(x)參數

表2 動態前饋減負荷F(x)參數

3.1.4 機組滑壓曲線優化

傳統控制下為減少汽機閥位節流損失，一般都將汽機閥位處于全開或盡量開大的位置。調頻服務市場下的機組AGC 指令變化頻繁，若讓汽機閥位開得過大會導致調門容易進入空行程期，極大影響機組的負荷跟隨性，降低了機組的綜合調頻K值，因此需優化滑壓曲線避免機組調門開得過大而無調節裕量[5-7]。

3.1.5 機組給水BIR 慣性優化

原機組給水BIR 慣性時間是按常規AGC 優化速率下的前饋加煤速率設置的，但新調頻模式下的機組變負荷速率加快了很多。為了盡可能提高K1值，需對給水慣性時間進行優化調整以匹配最新的燃料速率，最大程度地避免機組在快速變負荷工況下的汽溫突變。優化的參數如下表3 所示。

圖2 負荷指令反向延時邏輯

表3 給水BIR 慣性時間函數優化

3.2 提高K2 值優化

考慮到鍋爐存在較大的慣性遲延[8-9](燃料量的變化到釋放熱量最終蒸發量的改變存在2～4 min 不等的延時)，協調控制系統一般都設置了汽機主控負荷響應等待時間且為一固定值，機組原等待時間由固定的三個17 s 慣性時間構成。調頻服務新形勢下的負荷指令波動幅度都是隨機不可預知，如果每次不管負荷變化量大小均要等待固定的時間勢必會影響K2值，最終降低綜合K值，因此優化策略為根據機組AGC 負荷變動量自適應匹配機組等待時間。如果是小負荷變動可以利用機組蓄熱快速滿足變負荷需求提高K2，當負荷幅度比較大時再進行適當延時等待。優化前慣性時間邏輯如圖3 所示，優化后自適應慣性時間邏輯如圖4 所示。圖4 中自適應函數F(x)參數如下表4 所示。

圖3 慣性時間邏輯

圖4 優化后邏輯

3.3 提高K3 值優化

常規AGC 指標要求不高，協調控制系統考慮到為了確保機組變負荷工況下的穩定安全運行，一般機組協調控制都設置一定的壓力拉回回路以確保機組的能量需求平衡。機組原邏輯也設置了該回路且原定值設置比較保守，但新調頻模式下的機組變負荷的精度由專門的K3值體現，對變負荷的動態品質提出了較高要求，若不對原邏輯回路進行調整則經常出現因壓力偏差大的時候機組邏輯優先保證壓力而不跟蹤機組負荷指令的拉回現象。因此需要優化主汽壓解耦回路，設置一定的主汽壓拉回死區，避免需要時時刻刻修正機組負荷指令影響調節精度。壓力拉回控制邏輯如下圖5 所示。

表4 自適應函數F(x)參數

圖5 壓力拉回回路控制邏輯

4 結論

通過值長向調度申請進行機組連續8 hK值測試后，機組的調頻綜合K值8 h均值達到了0.867 5，實現了預期目標。

在對機組協調控制系統針對調頻服務市場新技術要求優化后，提高了機組AGC 負荷調節能力，極大地改善了機組的負荷控制品質。經協調控制系統優化后，機組實際調頻速率(K1)明顯提高、調頻響應延時時間(K2)縮短，調頻精度(K3)提高，與優化前對比，AGC 綜合調頻性能指標K值提升明顯，AGC 輔助調頻日中標率提高90 %以上，甚至有時可以全天24h 全中標，為機組調頻服務獲得競爭優勢打下了良好基礎并產生了明顯的經濟效益，達到了預期效果。