300 MW機組一次調頻試驗的參數調整

王英強,王 凱,張詞赟,徐 兵

(1.國能(綏中)發電有限責任公司,遼寧 葫蘆島 125222;2.遼寧東科電力有限公司,遼寧 沈陽 110179)

0 引言

在配合“雙碳”戰略實施中,大力發展新能源電力已是大勢所趨。由于風資源的波動、風力機調峰能力弱,風電出力存在隨機波動性和反調峰特性[1];太陽能光伏發電嚴重依賴光照強度,存在天然的不確定性和間歇性[2],可再生能源存在的反調峰和不確定性,拉大了負荷的峰谷差,源荷雙重壓力加大了電力系統的調峰調頻負擔[3]。以燃煤發電為主體的基礎能源電力的調峰能力將直接決定風電、太陽能發電等可再生能源的發展空間,進而影響我國節能減排事業以及碳達峰、碳中和國家戰略的順利實施。因此,大量間歇性新能源電力并網必將迫使燃煤發電機組全面參與深度調峰[4]。

GB/T 40595—2021《并網電源一次調頻技術規定及試驗導則》(以下簡稱新標準)的實施,對火電機組一次調頻功能提出了更高要求:在擴展了試驗負荷范圍的同時,也將重心調整為重點考察大頻差下一次調頻功能的響應效果。此外,針對200～350 MW的火電機組,一次調頻最大調整幅度也有所提升。這一系列調整體現了調頻調峰是現階段火電機組的重要職能。

按照新標準的要求,遼寧省額定容量在200～350 MW的火電機組,一次調頻試驗功率變化幅度按照10%額定功率執行[5]。由于《東北區域電力運行管理實施細則》和《東北區域電力輔助服務管理實施細則》(以下簡稱兩個細則)中并未針對試驗指標做出相應調整,一次調頻考核標準中變化幅度參數依舊為8%額定功率[6],因此在其負荷范圍的火電機組,在開展一次調頻試驗過程中需要調整相應參數,以滿足最新標準的要求。

1 一次調頻試驗參數的修改

某額定負荷為300 MW的火電機組,根據兩個細則要求,一次調頻最大調整幅度為8%額定功率。按照新標準要求,試驗開展前需要對控制邏輯參數進行修改。主要調整內容如下。

a.一次調頻功率補償函數

根據機組一次調頻功率補償量計算公式推導可知(見式1),當變化幅度提升至10%額定負荷時,對應的一次調頻最大頻差將由14 r/min調整為17 r/min。因此一次調頻功能中轉差/頻差-調頻補償負荷函數需進行相應調整。

ΔP=Pe×(Δn-Δ)/(ne×δ)

(1)

式中:ΔP為一次調頻功率補償量;Pe為機組額定功率;Δn為轉速偏差(機組轉速與3000 r/min之差);Δ為轉差死區;ne為機組額定轉速;δ為轉速不等率。

機組一次調頻控制由電液調節系統(DEH)和協調控制系統(CCS)共同完成。即在DEH內完成額定轉速與汽輪機實際轉速之差(轉差)通過一定函數計算后直接動作調門;在CCS內完成一次調頻動作后對功率目標值進行補償,保證機組負荷滿足電網要求。如數據通信采用的是轉差/頻差信號,在DEH和CCS中均需要進行函數調整。如數據通信采用的是補償負荷信號,函數修改僅在DEH控制系統進行即可(如圖1所示)。

圖1 2種通信信號方式下函數修改位置

修改后的一次調頻功率補償函數見表1,其調頻范圍與調頻幅值均有擴展,但函數斜率不變。因此在±14 r/min范圍內,一次調頻特性沒有變化,原有控制參數不需要改變,而在±(14～17)r/min內,隨著補償負荷的增加,原有控制參數的適用性需結合實際調頻效果進行調整。

表1 修改后的一次調頻功率補償函數

b.遙調投切保護

遙調投切回路中設計有DEH綜合閥位指令與CCS指令偏差大切除遙調邏輯。在一次調頻動作初期,DEH側的前饋起到主導作用,用于提高一次調頻的響應速度與調整幅度[7]。由于CCS側的比例積分微分控制(PID)調整相對緩慢,將造成兩側指令偏差增大,當保護限值設置不合理時,會導致遙調切除,退出協調控制系統。這不單會對機組一次調頻控制品質造成影響,也會降低機組自動發電控制(AGC)控制功能的投入率,對電網的供電品質、機組的發電能力帶來影響。

在一次調頻功率補償函數修改后,應根據調整后的最大調整負荷核算保護限值,以確保在試驗過程中或極端情況下,機組的遙調控制不因一次調頻動作而退出。

2 問題分析

在某額定負荷為300 MW的火電機組開展一次調頻試驗過程中,當施加-17 r/min轉差時,試驗開展順利,閥門動作與響應趨勢滿足預期,機組運行參數平穩。當施加17 r/min轉差時,機組協調控制系統退出,切至汽輪機跟隨方式運行。試驗組隨即聯系運行專業,停止試驗,恢復強制轉速并展開問題排查。試驗曲線如圖2所示。

圖2 某300 MW機組最大轉差試驗曲線

圖3 最大轉差試驗解決方案

根據經驗,對試驗過程中可能切除協調控制系統的兩點原因進行排查。

首先DEH綜合閥位指令與CCS指令偏差大切除遙調保護。考慮到此回路已在試驗前進行檢查,且在施加-17 r/min轉差時經受考驗,經進一步計算核查給與排除。

其次根據試驗經驗,在開展大頻差試驗過程中,隨著試驗時間的推進,機組主蒸汽壓力偏差會逐漸增大,當達到限值時將切除鍋爐主控,因為壓力偏差隨試驗的推進逐漸增加,此情況在試驗開始階段可能性較低。通過對試驗期間主蒸汽壓力偏差的觀察,經分析排除此項原因。

本臺機組采用補償負荷信號通信模式,DCS控制系統采用北京國電智深控制技術有限公司的EPPF-NT分散控制系統,汽輪機DEH采用GE公司的上海新華控制系統,控制系統間采用硬接線方式進行數據通信。通過對控制邏輯的再次梳理發現,補償負荷信號的量程設置為±28 MW,在進行最大轉差試驗時,補償負荷信號已達到±30 MW,已超出量程上下限值。在EPPF-NT分散控制系統中,AI測點超出量程限值后將觸發品質壞信號,而鍋爐主控回路中并未閉鎖補償負荷信號的品質傳遞,導致此品質信號通過邏輯傳遞切除鍋爐主控。

由歷史數據的分析可見,在施加-17 r/min轉差時,DCS系統接收到的補償負荷信號為27.94 MW,并未達到模擬量輸入信號的量程上限。而在施加17 r/min轉差時,DCS系統接收到的補償負荷信號為-29.91 MW,已超過模擬量輸入信號的量程下限,進一步證實了分析的正確性。

3 解決方案

機組運行期間,為確保試驗的順利開展,除線下安裝方式外,可通過對參數在線調整來滿足試驗條件。鑒于本臺機組DCS和DEH采用2種控制系統,且試驗完成后一次調頻控制功能需恢復原有參數以滿足網省公司考核細則要求。因此本次最大轉差試驗,可通過在線系數修正的方式開展,在避免模擬量輸入信號觸發超量程壞質量的同時,確保DCS側功率閉環目標負荷的準確性。待機組停機檢修期間,再對此問題給予妥善解決。

通過對邏輯的梳理,試驗組迅速發現問題,并根據經驗給出解決方案,使試驗得以順利進行,最終取得良好效果。

4 結語

電網頻率作為電網安全的重要監控指標[8],直接影響著電網的安全穩定運行及用電設備的使用壽命。火電機組一次調頻功能有效彌補電網調度系統的滯后性[9]。一次調頻功能設計合理、響應及時、調控精確,對提高電網運行的穩定性,增強電網抗事故能力起到積極作用[10]。因此一次調頻試驗對檢驗火電機組一次調頻功能具有重要意義。

隨著新標準的實施,一次調頻試驗已進行相應更新,但一次調頻考核細則尚未跟進調整,造成現階段此負荷范圍的火電機組實際運行期間不能按照試驗標準落實一次調頻參數,因此在200～350 MW的火電機組開展一次調頻試驗時,需要對一次調頻試驗的參數進行調整。本文通過對300 MW火電機組一次調頻試驗過程的介紹,對相關問題及處理方法進行說明,闡述新標準下一次調頻試驗需要調整的內容,為后繼試驗的順利開展提供借鑒。