電力市場調頻輔助服務中火電機組AGC運行及控制策略研究

張海衛，陸 陸，邵程安，董春雷，李 鋒，陳長和，何郁晟，張文濤，張慧美

（1.浙江浙能溫州發電有限公司，浙江 溫州 325602；2.浙江浙能技術研究院有限公司，杭州 311121）

0 引言

發改委、能源局于2019年8月聯合印發《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》，標志著國內電力市場建設步入了新的階段，而調頻輔助服務市場是發電企業參與電力市場運行的一個重要組成部分[1]。引入市場的調節手段，調動發電企業提供調頻服務的積極性，實現全網資源的優化配置，對發電機企業的經濟收益有著巨大的影響[2]。

當前電力市場調頻輔助服務的運行規則中，除報價、市場環境等因素外，機組的調頻性能指標也是重要的影響因素之一[3]。調頻性能作為機組本身的運行特性是相對可控和可優化的，因而也是提升機組收益的重要切入點[4]。所以，應從電力市場的運行特性和規則入手，開展針對性的機組AGC運行與控制策略研究，提高機組整體的調頻性能。

1 現狀及問題

機組的調頻性能指標是直接關系到機組中標及最終收益的關鍵性影響因素[5]。為了提升調頻性能，首先對構成要素進行分析，尋找影響最大的關鍵性能指標和薄弱環節進行AGC運行及控制優化的梳理與分析。

1.1 機組調頻性能指標的組成

在浙江省電力市場調頻輔助服務的試行規則中，機組的實際調頻性能指標k是一綜合性指標，其包括了調節速率k1、響應時間k2、調節精度k3 3個因子，計算方法如下：

1）調節速率k1：k1=該發電單元實測速率/系統內AGC發電單元平均標準調節速率。

2）響應時間k2：k2=1-（發電單元響應延遲時間/5min），其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指令之間的延遲時間。

3）調節精度k3：k3=1-（發電單元調節誤差/發電單元調節允許誤差），其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的偏差量，其允許誤差為其額定出力的1.5%。

發電機組的綜合性能指標的計算公式為：

其中，μ1、μ2、μ3分別為調節速率k1、響應時間k2、調節精度k3的權重系數，目前μ1系數為2，μ2和μ3系數均為1。將機組實際調頻性能指標與系統調節性能最佳機組的調頻性能指標相比，最終獲得各臺機組的綜合性能指標。

綜合性能指標中機組的調節速率k1所占的權重最大，響應時間k2與調節精度k3指標計算的實際是機組該項性能與標準值之間的偏差，其最大值不會超過1。而調節速率k1計算的是機組相對于全網平均調節速率的水平，若機組的調節速率表現較為突出，則該指標計算結果可能遠大于1。此外，機組調節速率提高也有利于響應時間等參數的提升。因此，本文將從提高機組調節速率的角度出發，對機組的AGC運行及控制策略進行分析與研究。

1.2 機組運行現狀

當前各機組在控制策略設計時，主要考慮滿足“兩個細則”的AGC考核要求[6]。目前“兩個細則”對于直吹式煤粉爐機組的調節速率要求為1%Pe/min，燃機為3.25%Pe/min。當機組的調節速率高于該要求時，機組就不會因為調節速率而發生考核費用。但在電力市場環境中，機組性能競爭來自于機組之間調節性能的高低區別，只有盡量提升自身的調節性能才能在報價和調頻收入的博弈中占得優勢。

已有省份開展了試運行工作，暴露出部分機組的短板與缺陷，并對機組的最終收益產生了不利影響[7]。最明顯的問題是機組調節性能不足，特別是負荷調節速率偏低，拉低了整體的調節性能指標，導致最終的中標情況和費用結算結果不理想。某廠2臺1000MW等級機組在某次電力市場試運行期間的調頻性能指標約為0.36，平均調節速率僅為5MW/min～6MW/min，性能明顯低于同等級機組。雖然通過低價中標了全部申報的容量，但由于性能指標較差，最終的調頻收入偏少，故針對以上情況對速率偏低的原因進行了梳理與分析。

2 原因分析及改進措施

分析了多臺機組試運行期間的運行參數，認為以往機組的運行與控制策略對調頻輔助服務市場的運行特點的適應性不強，相關控制策略不夠完善是造成機組調節速率偏低的主要原因。本部分將對制約機組調節速率提高的原因進行分析，并提出運行及控制策略的優化建議。

2.1 負荷調節死區影響

在電力市場試運行過程中，各電廠普遍反應AGC指令特性較之前的運行工況有較大變化，主要表現出機組AGC指令變化幅度大、變化頻率高等特性。在非連續調峰時段，AGC指令頻繁來回波動，出現了大量的負速率考核點，即機組的實際調節方向與AGC指令的調節方向相反。圖1為某機組某一時段的調節速率考核情況，在約1個小時的考核時間段內，機組多次出現調節速率為負。根據統計，該機組在為期1個月的考核周期內，調節速率為負的考核點占總考核點數的25%～30%，極大地影響了機組的調節速率計算結果及調頻性能指標。

圖1 某機組某時段考核數據Fig.1 Assessment data of a unit in a period of time

對比運行曲線與考核數據，發現連續負向速率考核的點位一般處于AGC指令來回波動的工況，推斷出造成負向速率考核的原因為AGC負荷指令的快速變化與機組負荷調節的相對滯后。圖2模擬了某1000MW機組5min內的AGC調節曲線。在圖2中，機組收到6次來回波動的AGC負荷指令。其中，前4次指令間隔時間短，每個指令持續時間不足1min；后2次指令持續時間相對較長。由于AGC指令快速頻繁地變化，負荷指令在變化過程中就接收到下一個反方向的AGC指令，而此時機組的實際負荷還未跟上負荷指令，機組負荷調節的方向依然保持不變，導致收到新AGC指令后的一段時間內，實際負荷與指令的變化呈現相反的趨勢（如圖2中圓圈內部分所示）。如果該指令持續時間足夠長，機組實際負荷與負荷指令交叉，機組才能夠進行同向的調節動作，使該段時間內的速率考核值為正。如果指令持續時間較短，實際負荷未及時回調，在該考核點起始與結束時的實際負荷變化將很小，甚至可能反向動作。如圖2中，將T3與T4時刻的實際負荷用直線相連（橙色虛線所示），可發現兩處負荷值基本相同，計算得到的調節速率很小，但實際上該時間段內系統要求機組進行加負荷，負荷調節稍有波動很可能引起速率考核為負值。

圖2 某機組AGC運行曲線Fig.2 Normal AGC curve of a unit

針對以上情況，應對負荷指令的生成邏輯進行優化。首先，所有AGC指令下發均是以機組的當前實際負荷為基準進行計算，調度側給出的指令變化幅度是由指令下發時刻的AGC指令與實際負荷的偏差決定。但在一般控制策略設計中，對于目標負荷指令的處理是以當前的負荷指令為基準，向目標負荷進行變化，實際調節過程往往有一定滯后，使得指令與實際負荷之間存在偏差，進而造成負荷調節的死區。對此，當下發新的AGC指令時，負荷指令應當以當前實際負荷為基準進行重新計算才更為合理，具體效果如圖3。

圖3 優化后AGC運行曲線Fig.3 AGC Curve after optimization

在AGC指令變化時，負荷指令優先快速跟蹤當前實際負荷，并以此為基準進行變負荷，完全消除負荷調節過程中的死區，保證在變負荷過程中機組調節始終與指令同向，使得機組在每段AGC考核點的實際速率為正。需要注意的是，負荷指令作為機組協調控制的基礎指令，還被用于生成鍋爐、汽機主控設定值等大量前饋參數，瞬間變化過大可能造成其它參數的大幅波動，影響機組的穩定運行。因此，對于負荷指令的優化應當分為以下幾部分：

1）鍋爐主控回路：機組負荷指令作為鍋爐出力的基準定位量，其變化速率不宜過快。當負荷指令處于調節死區時，可采用加快變負荷速率的方式，快速調整負荷指令至實際負荷值，縮短負荷調節死區的時間。當越過死區后，前饋指令則以正常的速率進行前饋定位值的調整。

2）前饋生成回路：負荷指令主要被用于生成鍋爐出力的前饋幅值和前饋量。該過程是開環的計算過程，主要用于滿足機組正常調節速率下對前饋量的要求，因此在前饋生成回路中的負荷指令生成方式應當與傳統的負荷指令一致。

3）汽機主控回路：負荷指令為控制回路的設定值，調節過程依照負荷指令的變化進行。汽機調門對機組負荷的影響是最為快速的，汽機負荷指令設置應當采用圖4的方式快速消除調節死區。負荷指令變化的瞬間采取閉鎖調門動作的措施，防止負荷指令突變引起的調門波動，負荷指令越過死區后，再進行正常的調節。

圖4 某機組鍋爐主控及汽機主控示意圖Fig.4 Schematic diagram of main boiler and turbine control of a unit

除此之外，采用變參數調節、變設定值的函數回路等，進一步提高負荷調節速率。

2.2 一次調頻的影響

在目前的機組負荷控制中，一次調頻指令往往優先于AGC指令。當一次調頻與AGC指令方向不一致時，控制邏輯設計將閉鎖AGC指令，優先響應一次調頻需求。部分機組減小了一次調頻動作的響應死區以提高考核效果，導致機組一次調頻動作次數偏多，且遠遠高于系統要求的動作次數。而反向的一次調頻動作將閉鎖機組對AGC指令的變化，進而影響機組的AGC考核。例如，根據某660MW機組，在某日的1個小時內，DCS記錄的一次調頻動作達到了50余次，而調度系統中對該機組考核點數在1天之內僅有50次左右。主要從以下幾方面進行調整：

1）許多機組為滿足一次調頻動作正確率80%的要求，將一次調頻的動作死區設置較小。當出現小幅頻差時，通過提前動作，提高機組的動作正確率。目前調度考核中已經不再考核動作正確率，轉而對每一次的動作效果都進行考核，減小動作死區并不能提高一次調頻的考核效果，反而容易因閉鎖導致AGC調節速率下降。建議將一次調頻的調節死區按照相關要求設置。

2）部分機組在設計一次調頻閉鎖AGC指令時采用雙向閉鎖的設計，即只要一次調頻動作就閉鎖AGC指令變化，但實際上同向的一次調頻與AGC指令相互疊加，對提高整體的調節效果有利，因此采用單向閉鎖策略為宜。

3）調度機構目前僅對于持續20s以上的一次調頻動作進行考核，在實際運行中會出現大量持續時間在20s以下的小幅一次調頻動作，這些指令往往會導致AGC閉鎖，嚴重影響了機組AGC調節速率。因此，對于小幅的一次調頻動作，其AGC閉鎖指令可延遲數秒發出，以減少對調節速率考核的干擾；對于大頻差則應當及時響應，以滿足電網的要求。

4）目前機組一次調頻的信號主要取自汽輪機的轉速偏差信號，但查閱考核數據，發現汽輪機轉速偏差信號與電網網頻偏差不完全一致，調度考核則采用的是電網網頻信號，可能出現考核數據與實際不一致的情況。建議有條件的機組采用高精度頻率信號作為一次調頻的調節信號。

2.3 協調控制策略的影響

通過對不同類型機組運行情況的排查，發現部分機組的協調控制策略的設計對目前AGC指令的適應性不足，對機組變負荷速率的影響較大。某機組的汽機及鍋爐主控的控制策略如圖4。

鍋爐與汽機同時控制機組的主蒸汽壓力與負荷，通過對主汽壓與負荷分配不同的權重，實現協調控制。該策略的優點在于變負荷過程中汽壓參數穩定、波動較小，對機組其他的運行參數影響也較小。但由于變負荷過程中汽輪機不完全按照機組負荷進行調節，因而機組的實際變負荷速率相對較低，無法完全適應調頻輔助服務市場的調節速率要求。

對此，建議采用以BF為基礎的機組協調控制策略，即鍋爐側以控制主汽壓力為主，汽機側以控制負荷為主，快速響應AGC指令的變化。同時，為防止汽壓偏差過大造成參數不穩，汽機側適當加入汽壓的拉回作用，設置相對較大的死區，以免小幅汽壓波動影響負荷的調整速率。具體策略設計可參考圖5。

圖5 基于BF的協調控制策略Fig.5 Coordinated control strategy based on boiler follow mode

除此之外，許多機組在壓力偏差超過一定限度時，將閉鎖機組AGC指令，從而導致變負荷速率受限。如果在汽壓偏差較大時，采用壓力拉回回路將汽壓偏差作為負荷設定值的偏置量進行控制，可利用汽機輔助穩定汽壓的同時以一定偏差量進行變負荷。雖然負荷控制精度下降，但不影響機組變負荷的實際速率，有利于提升機組的調節性能，輔助穩定機組汽壓的同時，兼顧變負荷速率。

2.4 機組運行方式及其他因素的影響

很多機組為保證機組運行的經濟性，運行過程中設置較低的滑壓設定值，以適當開大汽機的調門，減少節流損失。該運行策略容易使機組調節裕量不足，導致機組變負荷性能不達標。從運行情況看，是否具有充足的調節裕量支持機組的快速變負荷，是影響變負荷能力的重要因素。以某1000MW機組為例，當機組在連續升負荷過程中，主汽壓力實際值與設定值偏差小于0.3MPa，汽機調門長時間保持全開，失去調節作用，機組實際負荷無法快速跟隨負荷指令。這表明機組壓力設定值明顯偏低，機組蓄熱不足以支持機組當前的變負荷速率需求。因此，需要優化滑壓曲線設定值，適當提高機組的壓力設定值，提升機組的變負荷能力，評估經濟性和調節性能的平衡點，使機組的調節收益與經濟運行的效益最大化。

此外，部分機組存在著汽機調門重疊度或流量特性不合理導致負荷調節死區，機組鍋爐響應速率慢，汽壓變化慣性時間長等問題，綜合考慮機組的設備特性和控制方式，確認問題根源，進一步提高機組的調節性能。

3 小結

本文從電力市場調頻輔助服務的特點及機組參與調頻服務的運行情況出發，分析了機組調節性能，特別是調節速率參數對機組調頻收益的重要性。并通過機組運行數據和考核情況，對制約機組調節速率的原因進行了分析，提出了針對性的改進意見。針對電力市場輔助服務的機組運行及控制策略優化將是一個長期的過程，目前積累的資料和數據還十分有限，今后機組在調頻服務中還會有新的工況和特性出現，需要對這類問題進行持續關注。同時，隨著電力市場的不斷推進，除煤機外，燃機、水電及新能源的加入對市場的運行規則和特性也會產生新的影響，需要根據變化及時優化調整相關的運行與控制策略。