发电机组一次调频功能的分析

柯荣宗 吴 吉

神华福能发电有限责任公司 福建泉州 362700

1 分析背景

电力系统电网频率和电压是电能的两大重要质量指标。电力系统电网频率偏离额定值过多,对电能用户和电力系统设备运行都会造成危害。随着电网规模的不断扩大,以往靠调度员指令和人工操作来维持电网负荷、频率的方式已不能适应现代化电网安全、优质、经济运行的要求。

机组的调频功能指电网发电有功功率与负荷产生不平衡后,机组调速系统根据电网频率发生的变化进行转速调节。以某发电机组为例,具体过程为频率偏差变化量转化为汽轮发电机转速偏差量,转速偏差量超过死区时,通过转速偏差与频率修正指令计算输出,分别传送至机组负荷指令和主蒸汽压力指令等前馈修正回路,进而快速响应电网频率变化,以尽快消除电网频率变化的影响,使电网频率维持稳定在允许范围内。

机组参与电网一次调频的响应速度和调节品质取决于频率修正指令传送至回路是否合理,并且取决于负荷变化速率和对应的给水加速、燃料加速回路等函数曲线是否合适,以及转速、频率死区。调频响应速度和调节品质可以反映机组一次调频能力,频率死区则反映系统一次调频作用的起始点。笔者对发电机组一次调频功能进行分析。

2 电网调频概念

电网频率控制时,根据电网频率偏离50 Hz的方向和数值进行调节,实时在线通过机组调速系统和自动发电控制系统进行控制,调节能源侧的供电功率,以适应负荷侧用电功率的变化,达到电网发、用电功率的平衡,从而使电网频率稳定在50 Hz附近允许范围内。

电网的动态调频指利用电网中旋转惯量的蓄能,承担电网负荷的变化。在这一过程中,电网频差随时间逐渐增大,调频过程是自动完成的,不需要任何调整手段,响应时间约为零点几秒。虽然庞大的旋转惯量具有稳频作用,但是在调频过程中不能完全代替一次调频,由一次调频决定的电网静态调频特性才是电网频率稳定的基础。

一次调频指各机组并网运行,受外界负荷变动影响,电网频率发生变化时,各机组的调节系统参与调节作用,改变各机组所带的负荷,使之与外界负荷相平衡。一次调频是尽力减小电网频率变化的过程,通过机组调速系统的自身频率特性对电网进行控制。一次调频主要是由机组调速系统的静态特性来实现的,特点是基于电网中各机组调速系统的静态特性,利用机组的蓄热承担电网负荷变化,依靠原动机调速系统自动完成,不需要电网调度干预,最终使电网频率形成一个稳定频率偏差。

二次调频指利用同步器增、减速某些机组的负荷,以恢复电网频率的过程。电网频率的准确性主要依靠电网二次频率来保证,一般允许误差为±0.2 Hz。二次调频是电网调度通过自动或手动方式对电网频率进行干预的过程,将电网的负荷变化转移至预先指定的调频机组来承担,消除电网一次调频过程留下的频率偏差,使电网频率回到额定值。二次调频响应时间为几十秒到1 min。

自动发电控制系统用于完成电网侧与电源侧的自动控制,属于大协调控制。单元机组协调控制系统属于小协调控制,用于完成机组侧的自动控制。单元机组协调控制系统主要通过改变汽轮发电机调门开度和锅炉燃烧率来调节机组输出功率,并保持机前压力的稳定。

简而言之,一次调频是汽轮发电机调速系统根据电网频率的变化,自发地调整机组负荷,以恢复电网频率,二次调频是人为根据电网频率高低来调整机组负荷。

3 一次调频参数

3.1 要求

电网频率通过一次调频和二次调频共同调节来保证,机组参与一次调频的程度,必须与电网的发展和运行水平相一致。机组一次调频在机组并网后具有调速的作用。如果电网中的机组不投入一次调频功能,或一次调频指标不满足要求,那么这些机组将会影响电网整体调频,同时会影响机组自身的安全。当发生大电网解列或某种电网故障时,可能出现电网频率大幅度偏离、电网振荡、汽轮发电机超速等事故。

汽轮发电机数字电液调节系统的广泛使用,为机组退出一次调频提供了方便的条件,同时可以限制数字电液调节系统随意退出一次调频。某区域电网对并网机组数字电液调节系统一次调频基本参数的要求见表1。

表1 一次调频基本参数要求

3.2 系统频率标准

某省的电力系统调度规程规定,标准频率为50 Hz,频率偏差不得超过±0.2 Hz,频率超出50±0.2 Hz为事故频率。事故频率超出50±0.2 Hz,持续时间不得超过30 min。事故频率超出50±0.5 Hz,持续时间不得超过15 min。在正常情况下,机组自动发电控制系统投入时,系统频率应保持在50±0.1 Hz范围内。

3.3 转速不等率

转速不等率也称速度变动率,指汽轮发电机空负荷时所对应最大转速和额定负荷时所对应最小转速的差,与汽轮发电机额定转速之比。

当电网频率变化时,引起的负荷变化与机组调节系统转速不等率成反比。当外界负荷变化时,转速不等率越大,分给机组的负荷变化量越小,反之则越大。由此可见,带基本负荷的机组,转速不等率应该选择大一些,使电网频率改变时,负荷变化较小,一般转速不等率取4%～6%。带尖峰负荷的调频机组,转速不等率应该选择小一些,一般取3%～4%。目前由于电网容量日益增大,为使机组能参加一次调频,转速不等率不宜选择过大,因为转速不等率过大可能导致汽轮发电机偏离额定转速过大,不利于机组安全稳定运行。某百万千瓦机组转速不等率采用4%,目前一次调频效果良好。

汽轮发电机正常运行时,若电网发生故障或汽轮发电机出口断路器跳闸使汽轮发电机负荷甩至零,则汽轮发电机的转速先上升到一个最高值,然后再下降到一个稳定值,这种现象称为动态飞升。转速上升的最高值由转速不等率决定,一般为4%～5%。若汽轮发电机的额定转速为3 000 r/min,则动态飞升转速偏离在120～150 r/min之间。转速不等率越大,转速上升越高,危险也越大。因此,对于新建机组,一定要进行机组快速甩负荷调频试验。

为了更好地满足相关要求,可以将机组的转速不等率按机组负荷分段设置,各段转速不等率称为局部转速不等率。在空负荷区域,局部转速不等率应设置较大值,有利于机组并网。在额定负荷区域,局部转速不等率也应设置较大值,有利于机组带基本负荷稳定运行。在低于额定负荷区域,局部转速不等率应设置较小值,以满足机组甩负荷时超速保护不动作的要求。同样,为了避免在电网频率波动时机组出现动态不稳定,要求局部转速不等率不得过小,具体数值可以根据相关标准及机组实际情况确定。

3.4 转速、频率死区

为了在电网频率变化较小的情况下提高机组运行的稳定性,一般在电调系统中设置频率死区。机组一次调频频率死区指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。设置转速不灵敏区的目的是消除因转速测量系统精度不够引起的测量误差,避免导致机组负荷波动及调节系统波动。一般转速死区设置为±2 r/min,对应频率死区为±33.33 mHz。

当频率偏差或转速偏差超过死区值时,一次调频开始动作,机组一次调频能力以转速不等率来确定,并且需要结合区域电网要求和机组自身实际情况。如果转速不等率过大,那么在机组快速甩负荷时风险较大。转速不等率过小,转速偏差调节空间会受到限制。

4 一次调频控制逻辑组态

一次调频可以根据区域调峰要求设置手动方式和自动方式。对于要求比较严格的,必须自动投入并且快速响应的场合,需要判断一次调频自动投入条件是否合适,频率指令修正是否合理等。以下结合某百万千瓦机组对一次调频控制逻辑组态进行介绍。

4.1 一次调频自动投入条件

当机组实际负荷小于400 MW且无快速减负荷条件时,一次调频功能自动投入。一次调频自动投入逻辑如图1所示。具备手动投入一次调频功能的,可以增设响应按钮。当机组解列、停机,或系统出现转速故障时,一次调频功能自动退出。

图1 一次调频自动投入逻辑

4.2 一次调频指令输出回路修正

当一次调频动作时,相应折现函数输出指令传送至相应前馈回路进行修正,目的是快速响应负荷变化。在单元机组协调控制方式下,当一次调频负荷修正指令大于30 MW时,协调比例积分微分调节器压力拉回回路修正值输出为零,此时压力拉回回路快速调节作用由协调比例积分微分调节器频率修正实现。这一功能的目的是避免一次调频值过大,与压力拉回回路调节作用叠加,可能导致调节过调或超调。

一次调频动作,给水指令前馈回路修正时,对应调频指令修正因数在基建调试期一般根据同类型机组经验值进行确定,投产后可根据机组不同工况进行反复试验最终确定最佳修正因数。数字电液调节系统一次调频前馈回路修正时,分为顺序阀方式和混合阀方式,无论采用哪种方式,最终都通过相应功率曲线转换函数进行变换输出。

某百万千瓦机组调频逻辑如图2所示。图2中,K为修正因数。给定转速与实际转速的偏差经过不等率处理后,生成一次调频给定。一次调频给定可以修正阀位总指令及功率给定值,使实际功率随频率高低变化,以维持供电频率稳定。考虑直流锅炉蓄能较小,在一次调频加负荷方向设置20%限幅。为保证汽轮发电机安全,在一次调频减负荷方向不设置限幅,实际转速过高,一次调频功能即可将调门全关。旁路系统及锅炉安全门可以实时打开,以保证锅炉的安全。

图2 百万千瓦机组调频逻辑

汽轮发电机调节系统具有功率控制、压力控制、单元机组协调控制、阀位控制四种控制方式。功率控制又可分为负荷开环控制、负荷闭环控制。负荷开环控制方式下,由操作员给出目标负荷及负荷变化率,确定相应的调门开度,不对负荷进行比例积分微分闭环调节。在负荷闭环控制方式下,操作员给出目标负荷及负荷变化率,由数字电液调节系统完成对负荷的自动调节。四种控制方式下,机组都参与电网一次调频。

5 一次调频修正指令

结合前述调频指令修正回路可知,为了提高一次调频的响应速率,一次调频功能一般由数字电液调节系统和单元机组协调控制系统共同完成,一次调频回路在数字电液调节系统中实现,在单元机组协调控制系统中进行补偿。根据一次调频的控制原理,并网机组以开环控制方式参与电网一次调频,只要频差信号不为零,一次调频回路将始终影响负荷控制回路的输出,最终使机组的实发功率与负荷指令不相等。协调控制系统具有功率闭环校正回路,其输出一般都作用于汽轮发电机控制回路。如果不对数字电液调节系统的一次调频作用在单元机组协调控制系统中进行补偿,那么单元机组协调控制系统的功率闭环校正回路将把这一过程视为内扰,由于比例和积分的作用,又会将负荷控制回路的输出拉回。

某百万千瓦机组协调控制系统一次调频修正指令如图4所示。图4中,Δ表示偏差。一次调频控制回路叠加在负荷指令回路中,在对频差信号进行开环控制的同时,对机组功率进行闭环校正,最终作用于汽轮发电机调门开度变化。

图3 单元机组协调控制系统一次调频修正指令

6 存在的问题

6.1 一次调频能力不足

机组的一次调频功能主要依靠一次调频回路产生一次调频负荷调整分量,直接通过开环控制,基于汽轮发电机的配汽特性曲线和调门特性曲线作用于汽轮发电机的高压调门。一般认为,一定的频差对应一定的负荷变化,比如对于额定负荷为1 000 MW的汽轮发电机,在4%转速不等率、±2 r/min转速死区下,120 r/min的转速偏差对应1 000 MW理论负荷变化量。当然,这一对应关系是有前提的,这个前提是汽轮发电机处于额定参数下运行,汽轮发电机的配汽特性与负荷指令线性关系良好,外界能够提供足够的能量。

6.2 主蒸汽压力变化幅度过大

一次调频动作时,主蒸汽压力、汽包水位等重要参数波动大是多数电厂一次调频功能投运能力受限制的主要原因。个别机组在试验过程中,高压调门开度减小时,主蒸汽压力升高的幅度较大,可达到1 MPa,并且还有快速上升的趋势。这些现象受机组自身固有特性的影响较大,并且由于一次调频动作要求快速性,这些现象很难通过汽轮发电机侧控制来减弱。目前比较可行的方法是在单元机组协调控制系统侧增加一次调频配合回路,减小这些参数的波动,提高机组的平衡能力。

6.3 汽轮发电机轴向位移变化

汽轮发电机轴向位移对轴向推力的变化非常敏感。一次调频试验时,频率偏差信号发出瞬间,高压调门开度增大,汽轮发电机高压缸进汽量突然增大,引起调阀端轴向推力增大,打破原来的轴向推力平衡。由于汽轮发电机中、低压缸对一次调频响应存在明显滞后性,一次调频动作后新工况下的汽轮发电机轴向推力平衡还没有建立,加之汽轮发电机轴向位移对轴向推力变化具有敏感性,在一次调频动作后轴向位移随即发生较大变化。随着时间的推移,汽轮发电机轴向推力在新的工况下重新平衡,轴向位移也就重新恢复到原来的状态。

6.4 汽轮发电机推力瓦温度变化大

一次调频动作时,汽轮发电机出现推力瓦温度大幅度变化的情况,具体表现为高压调门开度增大时,推力瓦工作面温度快速上升;高压调门开度减小时,推力瓦工作面温度快速下降。与此同时,汽轮发电机的轴向位移也发生改变。

7 结束语

一次调频功能通过调节汽轮发电机调门的开度,利用机组蓄热来快速响应电网频率的变化。目前,大机组普遍应用数字电液调节系统来进行汽轮发电机转速和有功功率的控制。通过设置合理的转速不等率,对频率偏差信号设置不灵敏区,对机组的一次频量进行限幅处理。数字电液调节系统中的一次调频功能可以将汽轮发电机转速与额定转速的差值直接换算为有功功率指令。另一方面,一次调频回路转速不等率只影响机组的一次调频量,对机组甩负荷时的调节性能影响不大。

影响火力发电机组一次调频性能的因素较多,包括机组燃料状况、运行参数调整、频率信号测量精度和惯性、控制系统性能等。笔者分析了某百万千瓦机组一次调频组态逻辑、控制策略、存在的问题等,为提升机组一次调频性能提供参考。