火电机组适应电网调频需求的对策

牟长信

（东北电力科学研究院有限公司,辽宁 沈阳 110006）

在风电比重越来越大,呼辽直流并入电网,用电峰谷差逐渐增大等新形势下,电网承受大的瞬态负荷冲击概率逐渐增大,幅值逐渐增大,使电网调频调峰的压力不断增大,电能质量和电网的安全性问题越来越突出。为确保电网频率稳定,电网对火电机组一次调频的依赖性越来越大,考核越来越严格。

作为机网协调一项重要内容,一次调频已经得到政府监管部门和电网企业的高度重视。依据国家电力监管委员会发布的《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号）的规定,东北电监局于2008年12月发布了《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》,简称“两个细则”。“两个细则”对东北电网一次调频的性能指标、投入率、考核标准进行了严格的规定。

电网企业也出台了相应的管理规定,东北电网有限公司发布了《东北电网发电机组一次调频调度管理暂行规定》,辽宁省电力有限公司发布了《辽宁电网发电机组一次调频管理规定》。

2010年5月10日,国家电网公司发布了《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》,将一次调频的运行管理作为防止机网协调事故的重要措施,要求并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定,一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。

另一方面,火电机组自身的状况也越来越不利于电网频率的稳定。发电企业负荷不足,为降低成本掺烧褐煤,煤质差且多变,缺煤、断煤时常发生;锅炉制粉系统故障多,锅炉燃烧不稳定;为了节能减排,进行设备改造,改变了原设计的系统特性等,这些状况都使机组运行的可操控性和稳定性变差,严重制约了一次调频的调节能力。目前,由于风电并网容量迅猛增加,电网一次调频动作非常频繁,对机组的正常运行和设备的寿命影响非常大。对于电网稳定性和机组稳定性,如何使两者达到均衡,既能适应电网需求,又能使机组运行参数满足安全运行需要。

1 一次调频考核的主要性能指标

1.1 调频死区

火电机组一次调频的人工死区规定为：± 0.033 Hz（±2 r/min）。

1.2 速度变动率

速度变动率δ是指机组调节系统在额定工况下,调速系统给定值不变,汽轮机由空负荷到满负荷的转速变化量与额定转速之比,通常以百分数表示。

速度变动率：δ=4%～5%,统一设为5%。

1.3 功率补偿量

功率补偿量ΔP是由机组速度变动率δ和转速偏差Δn等相关参数计算得出,公式为

式中 Pe——机组额定容量;

Ne——机组额定转速;

Δn——转速偏差（包含死区的机组转速与3 000 r/min之差）,即Δn=n-3 000（r/min）;

Δ——转差死区;

（Δn—Δ）——扣除死区后能够贡献电量的实际转速偏差。

1.4 火电机组参与一次调频的负荷变化幅度限制（见表1）

表1 火电机组参与一次调频的负荷变化幅度限制

1.5 一次调频的响应特性

机组一次调频的响应特性主要包括一次调频的负荷响应滞后时间、一次调频的最大负荷调整幅度。

一次调频的负荷响应滞后时间指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始,到该机组的负荷开始变化所需的时间。火电机组应小于3 s。

一次调频的最大负荷调整幅度指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始计时的60 s以内或者到电网频率恢复到该机组的一次调频的死区范围以内为止,该机组的有功功率相应进行调整（频率越上限时减少有功、频率越下限时增加有功）的幅度。

所有火电机组应在15 s内达到一次调频最大负荷调整幅度的90%。

1.6 调整幅度的偏差

在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45 s内,机组实际出力与响应目标偏差的平均值应在调整幅度的±5%以内。

2 一次调频试验

一次调频试验用于验证机组的一次调频控制是否具备投入条件,指标是否满足电网要求。

2.1 相关文件规定

按照国家电网公司《一次调频试验导则》要求,新建机组必须进行一次调频试验,并且必须合格。合格后上报相关试验报告及有关材料,并且可随时投入一次调频功能。机组大修或机组控制系统发生重大改变（重大改变包括：DCS改造、DEH改造、控制方案或参数改变等）后,应重新进行一次调频试验,以保证一次调频性能和机组安全,并且试验必须合格。一次调频试验遵循以下原则。

一次调频试验依据一次调频响应滞后时间、负荷调整幅度及调整幅?度偏差指标判定一次调频试验结果是否合格,结论应包括各种试验工况下,各扰动试验的动态转速不等率、迟缓率等性能指标分析,在不同工况下随频率变化的机组实际出力曲线（采样时间不大于1 s）。经电力调度机构批准后,该机组方可正式投入一次调频功能,并附完整的调试试验报告。

2.2 单机一次调频试验情况

2007～2010年,东北电力科学研究院有限公司对东北电网有限公司直调和辽宁省电力有限公司直调共80多台机组进行了一次调频试验,本次试验对并网机组投入一次调频起到了很大的推动作用,试验前部分机组DCS未设计一次调频控制逻辑,大部分机组虽然设计了控制逻辑,但未进行参数设置或设计不合理,在试验前都得到了完善,使得机组在软硬件基础上具备了投入一次调频的条件。

先期试验时只在单阀工况、80%负荷下进行,后期试验在以下几个方面进行了重大改进：

a.运行工况的选择,包括单阀方式和顺序阀方式下的试验;

b.试验在60%PN、75%PN、90%PN、100%PN负荷工况下进行;

c.在每个负荷工况点下,至少分别进行±0.067 Hz（1 r/m in）、±0.1 Hz（6 r/min）、最大双向频差阶跃扰动试验,全面检验机组各种状况下的一次调频性能。

2.3 全网一次调频试验情况

2009年11月3日,在东北电网有限公司网调的统一指挥协调下,进行了东北全网（辽、吉、黑、蒙东）上网火电机组一次调频及电网频率动态特性试验,107台机组参与了试验。试验在白山发电厂分两次进行,第一次解列1台300 MW机组,第二次解列2台300 MW机组。

第二次调频试验时,2台机组同步解列甩负荷600 MW,试验前电网频率50.003 29 Hz,在机组解列4 s左右频率下降到最低点49.89 Hz,在10 s左右频率上升至49.94 Hz。

此次试验是对全网一次调频投入情况的一次检验。辽宁省电力有限公司直调火电机组中有17个电厂40台机组、东北电网有限公司直调7个电厂18台机组参与了一次调频试验。试验取得了预期的效果,大部分机组一次调频功能发挥作用,对于电网频率的回升产生了作用。但是,根据对各机组一次?调频动?作后数据的分析,很多机组一次调频的指标距电网公司的要求还有较大差距,部分机组一次调频甚至没有动作。

3 一次调频问题分析

一次调频品质差,主要表现在负荷响应超过3 s、负荷反向调节、负荷增量不足、负荷持续时间短等,归纳为以下几个方面。

3.1 测量信号问题

a.部分电厂一次调频控制所采用的频率变送器,其输出为4～20mA电流信号,量程通常为± 5 Hz,分辨率低,小信号时误差大;一次调频控制采用的汽轮机转速信号扰动较大,不能满足一次调频的要求;一次调频控制逻辑中,在CCS侧采用频率信号进行频差计算,而在DEH侧采用汽轮机转速信号进行频差计算,信号不一致。

建议采用网频信号进行频差计算,频率变送器应该稳定、可靠,测量误差≤0.2%,量程范围为±0.3 Hz。

b.PMU测量环节有干扰,导致送电网公司的数据存在误差。

3.2 汽机调门问题

从调通中心PMU实际负荷曲线可知,有的机组调门本身在网频正常时就处于抖动状态,造成负荷振荡,有的机组达到几MW,当电网频差超过设定死区时,一次调频小频差变动时根本反映不出负荷变化。

汽机调门流量特性曲线与调节阀实际流量特性不相符,是大部分机组具有的共性问题,现象是当一次调频动作时,阀位变化,但负荷不变化,或负荷变化斜率过大、过小,实际上,在这些点速度变动率已经改变。阀门特性曲线与实际不符是造成一次调频偏差大的直接原因之一。

3.3 运行方式的影响

a.机炉协调控制方式的影响。煤种不稳定,煤质不好,是目前电厂存在的普遍问题,有的电厂为了保证锅炉参数稳定,采用机跟炉为基础的协调控制方式,这种方式无法快速响应电网的负荷需求。为了满足一次调频的需要,协调控制系统必须以负荷调节为优先,必须采用炉跟机为基础的协调控制方式,加强对负荷的调节作用。

b.滑压运行的影响。一次调频过程中,滑压和变负荷对汽机调门的动作要求相反,滑压运行会抑制汽机调门快速调节负荷的能力,不利于一次调频的控制。如果改为定压方式运行或提高节流,可以改善一次调频控制效果,但增加节流会使机组的效率降低,对经济运行不利。

c.为了减少节流提高机组效率,大部分机组在正常运行时都采用顺序阀控制方式运行,这种运行方式下的机组,当汽门位置处于重叠区时,汽轮机调门之间有死行程,在这个区域里阀门的开度与汽轮机进汽量不对应,对一次调频的响应不灵敏,严重影响一次调频效果。

3.4 煤种的影响

由于煤种不稳定,设备运转不可靠或没有调节裕度,机组运行本来就不稳,而一次调频的频繁动作则造成锅炉给水、主汽温度、主汽压力进一步频繁、剧烈波动,导致机炉协调控制失调,进一步制约了一次调频的调节品质,起到正反馈效应,造成恶性循环。

3.5 控制方式的影响

有的机组采用保压方式运行,当机组一次调频动作时,由于汽机调门开度变化,导致压力变化,使得压力控制回路动作,造成压力控制的调门动作与一次调频控制的调门动作方向相反,结果当一次调频动作时,负荷响应不灵敏或反调。

3.6 控制策略不合适

新建机组或控制系统改造后的机组,一次调频控制逻辑和参数设置在初设时都采用了典型设计,这在机组设备状况和运行特性理想的情况下是可行的,但每台机组的设备构成和运行特性差异较大,不量体裁衣是无法提高机组调频能力的。

4 提高机组一次调频能力的建议

4.1 加强对一次调频工作的认识

a.通过一次调频试验验证是否具备投入条件,性能指标是否合格,不是做完试验就算合格。一次调频试验后,在试验报告中对存在的问题,给出了治理优化的建议,但真正重视、认真查找和解决问题的电厂较少。

b.一次调频试验合格不等于每次动作都合格。一次调频试验采用的信号是一个阶跃的、持续一定时间的方波,实际上一次调频动作时,其动态频率信号往往是不规则的,当一次调频动作信号产生时,如果此时汽机调门在运动过程中,惯性作用就可能造成功率增幅不足或超调。此外,由于网内所有机组同时参与一次调频调节,机组动态特性的差异,负荷调节存在不同程度的滞后,又使网频变化脱离原来的轨迹,对并网机组的一次调频动作产生干扰,使一次调频性能指标变坏。

c.一次调频优化涉及到热控、汽机、锅炉、电气及检修和运行专业,如重新整定阀门特性曲线的试验问题、治理锅炉磨煤机可靠性差的问题,查找PMU信号干扰问题,多次进行变负荷试验等,都需要其他专业的整改和配合,须进行统一的协调。

d.一次调频和AGC的性能指标不合格,不仅仅是简单的调整,它是一个复杂的系统工程,涉及到管理更新和技术创新。控制优化需要从设备治理和改善性能入手,在此基础上优化运行方式、优化控制策略,理顺运行指标考核与一次调频和AGC投入的关系。

e.一次调频性能的改善不是短时间能完全解决的问题。电厂的热力系统是一个非线性、大惯性、强耦合的系统,再加上燃烧劣质煤,所以在进行一次调频控制优化时要考虑和兼顾多方面的因素,要解决负荷变化“快”和压力、温度变化“慢”的矛盾。如何既满足电网一次调频指标要求,又确保机组主要运行参数稳定,每台机组的情况不同,甚至2台同类型机组运行特性差异都很大,没有一个固定的模式和控制策略,需要反复观察、试验、分析、制订方案、修改策略、再试验、再分析、再修改策略的过程,通过修改几个控制参数就使一次调频指标满足要求不现实。

4.2 管理是改善一次调频指标的基础

应建立并强化一次调频的考核管理制度。强化监督,定期检查,定期考核,定期进行动作分析,强化机组大修后及DCS改造后一次调频的管理与考核。各厂应派技术好、责任心强的专责人员,负责一次调频控制和AGC的分析研究和日常维护,对其功能定期进行自查,经常与电网公司调度沟通,掌握一次调频和AGC动作情况。

在技术管理方面,对不能满足一次调频记录要求的DCS数据库进行修改,在数据库中至少需要记录的数据包括：机组转速、电网频率、机组负荷、阀门开度、阀位指令、主汽压力、主汽温度、一次调频负荷增量（根据规定要求需要达到的负荷增量值）、实际负荷增量、一次调频负荷增量与实际负荷增量的差值和百分比等。在CRT显示画面中增加一次调频动作实时趋势图和历史曲线追忆功能,以便于查询分析。

DCS的数据传输需经过硬接线几个环节的传输才能到达电网公司,传输距离长、转换过程多,容易出现信号断线、输入输出模件故障等情况,影响AGC的投入率。因此需要加强数据传输的可靠性研究。

建议电厂要求PMU厂商提供PMU一次调频的数据曲线分析软件（与电网公司相同）,以便检验和分析调整效果。

4.3 几个必要的控制优化手段

a.必须确保网频信号和发送到电网公司的PMU信号准确、稳定、可靠,这是优化工作的前提条件。

b.协调控制系统必须采用锅炉跟随方式,在机组变负荷时,能合理利用锅炉蓄能的变化提高机组对负荷指令的响应速度。利用锅炉的蓄热就是在机组变负荷时允许主汽压力的合理波动,在机组变负荷开始时取消压力偏差对汽机调门的限制作用,以达到弱化压力拉回的作用。升负荷初期允许主汽压力适当下降,开始降负荷时则允许主汽压力适当上升。

在直吹式制粉系统控制的设计中,增强煤量和一次风量的前馈作用,充分利用磨煤机内的蓄粉,迅速改变给煤量,使锅炉的燃烧率发生变化,缩短纯迟延时间。

c.通过抑制AGC的调节来保证一次调频的正确动作方向。在机组投入一次调频和AGC功能时,经常会出现AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不一致的情况,如果一次调频受AGC的影响使其调节效果达不到“两个细则”所要求的““机组的一次调频功能贡献量为正”的结果,就会被统计为“该机组一次调频不正确动作1次”。由于对一次调频不正确动作的考核严于对AGC调节精度与速度的考核,所以在AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不一致时,应闭锁AGC指令的调节,优先满足一次调频的控制需要。

d.当压力偏离额定值时,会影响一次调频效果,为此可以考虑引入压力补偿,使一次调频的综合阀位阶跃增量既同设计的速度变动率及频差相关,也能同机前压力相关。转差信号经调频阀位函数转换后得到当前调频需要的综合阀位开度增量,机前压力通过压力补偿函数产生压力补偿系数,两者相乘得到补偿后的综合阀位开度增量。通过压力补偿,减弱主汽压力对一次调频的影响。

e.由于风电投运容量的增大,造成电网频率波动过死区的几率大幅度增加,这种波动幅值小,持续时间短,从调度考核曲线看,大部分机组在小频差的情况下一次调频的指标都较差,很容易被考核。可将频差函数在过死区时起始阶段的斜率设置得陡一些,或设置成起始值阶跃方式,使其能快速响应一次调频变化。

f.利用凝结水节流技术提高一次响应速度。在凝汽器和除氧器允许的水位变化内,改变凝泵出口调门的开度,改变凝结水流量,从而改变抽汽量,暂时获得或释放一部分机组的负荷。