燃气轮机快速变负荷在调频市场中的研究与实践

潘志明，薛志敏

(中山嘉明电力有限公司,广东 中山 528403)

高比例新能源接电网系统将带来发电侧的随机性、波动性和间歇性供电等问题[1]，电网在持续可靠、安全稳定等方面面临重大挑战。这些都对电网的调频控制和机组的调频性能提出了更高的要求[2]。一方面，发电机组一次调频因机组特性不同，调整量有限。以广东电网为例，交直流混联运行导致系统安稳特性复杂，最大日负荷峰谷差超过46 GW，广东省内1/3的用电量由西部省区的清洁能源供给，且省内缺少调节性能好的水电机组[3]。另一方面，恢复电网频率的二次调频，包括通过自动发电控制装置(automatic generation control,AGC)实现自动响应电网系统负荷随机性波动，也包括人为根据电网频率高低调整机组负荷，最终实现电网系统稳态频率偏差控制在目标±0.10 Hz范围内[3]。因此，为解决高比例风电、光电接入电网带来的调峰、调频问题，以发电侧和需求侧为代表的调频技术大力发展，文献[4]对储能参与电力系统调频的技术特性进行了总结；文献[5]提出在风电场配置储能装置实现风储联合系统参与电网调频的控制策略；文献[6]论证了大规模风电并网条件下电源参与电网调频必要性；文献[7]提出一种基于分布式计算技术的火电厂辅助调频储能系统容量和功率规划方法；文献[8] 研究了各类型电动汽车参与电力系统调频；文献[9]对电极式锅炉参与电网调频服务下供热系统日前优化调度进行研究。其中，燃气轮机机组因启停快、升负荷快、能灵活跟踪负荷及迅速响应负荷变化的优点[10]，广泛应用于调峰、调频。

此外，为了运用市场手段鼓励更多调频性能好的机组参与调频，南方(以广东起步)调频辅助服务市场于2018年进入正式结算运行，2021年推进广东、广西、海南三省(区)的南方区域调频辅助服务市场(以下简称“区域调频市场”)试运行工作。调频辅助服务市场通过市场化优化手段实现了调频资源的市场化调用和补偿机制[11]。调频辅助服务市场可以很好地激励各类电源侧资源参与市场获利，调频性能优良的燃气机组在系统负荷需求高峰时期，日均的调频收益达25 万元。

因机组在调频辅助服务市场能够获得不菲收益，辅助服务补偿机制调动了电厂提供调频辅助服务的积极性[8]，刺激电厂对机组进行调频性能改造。储能具备响应快、调节精度高、短时功率吞吐力强等优点[4]，电力系统新能源配套调峰、调频、需求侧响应的工程实践中常有应用[12-14]。储能可与常规调频技术相结合,作为电网调频辅助有效手段，以煤电机组和燃气轮机机组为例，广东某300 MW燃煤机组成功应用储能9 MW/4.5 MW·h系统，组成联合系统参与调频服务市场，综合调频性能指标和调频辅助市场竞争力得以提升[15]。国内首台增加储能系统的9F级联合循环燃气轮机机组完成改造，成为首个9F级联合循环燃气轮机运用大容量储能系统成功实现黑启动的项目，机组调频性能提升[16]。随着储能电池成本逐渐降低，特别是功率型储能的成本降低到能规模化商业应用的条件[17]，电池储能结合常规机组参与电网调频应用将更广泛。此外，储热技术应用在燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，可有效解决新能源消纳和调峰等问题[18]。太阳能槽式集热器与燃气-蒸汽联合循环组成的一体化太阳能联合循环系统增大了机组的调峰范围，增强了机组在较高热负荷运行时的调峰能力[19]。

综上所述，调频辅助服务市场下，常规机组结合储能、储热等方式提升调频性能相关研究已非常广泛，因而对具备良好调峰能力的燃气轮机机组快速变负荷技术研究很有必要，但这方面研究并不多，尤其是目前国内9F级燃气轮机采用快速变负荷技术参与调频市场的工程案例很少。

因此本文分析了9F级燃气轮机采用快速变负荷提升调频性能的作用和收益，提出快速变负荷改造方案，总结国内首批9F级燃气轮机采用快速变负荷技术的工程应用实践，为9F级燃气轮机提升调频性能提供可靠的参考方向。

1 辅助调频市场

1.1 辅助调频市场关键指标

1.1.1 综合调频性能指标[20]

自动发电控制(automatic generation control,AGC)在确定的区域内，当电力系统频率或联络线功率发生变化时，通过远程调节发电机组的有功功率，以维持系统频率或确保区域之间预定的交换功率。根据《南方区域调频辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》，综合调频性能指标k是衡量调频控制区发电单元响应AGC控制指令的综合性能体现，其计算式为：

k=λ1×k1+λ2×k2+λ3×k3

(1)

式中：调节速率k1指发电单元响应AGC指令的速率；响应时间k2指发电单元响应AGC指令的时间延迟；调节精度k3指发电单元响应AGC指令的精准度；λ1、λ2、λ3为对应的调频性能指标k1、k2、k3在综合调频指标k的权重系数，分别为0.5、0.25、0.25。

调节速率k1、响应时间k2、调节精度k3的计算式分别为：

k1=v/V

(2)

k2=1-t1/t2

(3)

k3=1-ΔW/ΔP

(4)

式中：v为发电单元实测负荷调节速率，MW/min；V为调频控制区内AGC发电单元平均标准调节速率，MW/min；t1为发电单元AGC响应与发电单元接收AGC指令的延迟时间，min；t2为允许响应延迟时间，目前取为5 min；ΔW为发电单元调节误差，是指发电单元响应AGC 指令后实际出力值与指令值的偏差量，MW；ΔP为发电单元调节允许误差，目前取值AGC单元额定出力的1.5%，MW。

为避免发电单元响应AGC指令时过调节或超调节，目前设置k1最大值不超过3；由式(3)、式(4)可知k2、k3的最大值为1、1。根据k1、k2、k3的最大值可知k最大值为2，据南方区域调频市场不完全统计，9F级燃气轮机k值平均值取0.94。

为更好地对比发电单元调频性能，对发电单元综合调频性能指标k进行归一化处理，归一化综合调频性能指标P的计算式为：

P=k/kmax

(5)

式中：k为前面所述发电单元的综合调频性能指标；kmax为南方电网统一调频控制区内所有发电单元的综合调频性能指标最大值。

调频里程排序价格B′的计算式为：

B′=B/P

(6)

式中：B为各发电单元的调频里程报价，元/MW；P为归一化综合调频性能指标。

调频辅助市场按照各发电单元的调频里程排序价格从低到高依次进行出清成交，直到总中标调频容量满足系统总调频需求为止，将最后一台调频中标发电单元的调频里程排序价格作为统一出清价格[3]。

1.1.2 调频里程

调频里程是指发电单元每次响应相邻两点AGC调频控制指令出力值之差的绝对值，简单说就是负荷波动绝对值的总和，反映了发电单元参与调频的实际贡献量。某时间段内总的调频里程为该时段发电单元响应AGC控制指令的调频里程之和，其计算式为：

(7)

式中：Di为发电单元第i次调节的调频里程，MW；f为调节次数。

1.1.3 调频里程补偿[20]

中标发电单元在调频市场上提供调频服务可以获得相应的调频里程补偿，调频里程补偿按日统计、按月结算，并根据交易周期内发电单元的综合调频性能指标平均值与1比较进行数学处理计算，其计算式为：

(8)

(9)

式中：Rm,i为第i次调节的调频里程补偿，元；Rm为当月的调频里程补偿，元；n为每月调频市场总的交易周期数；Di为第i次调节的调频里程，MW；Qi为第i次调节的出清价格，元/MW；ki为第i次调节的综合调频性能指标；m为自市场进入结算试运行起的自然年数，市场进入结算试运行当年m取0。

发电单元的综合调频性能指标既影响调频中标概率又影响调频里程补偿。由式(8)可知，调频里程越长、里程结算价格越高、综合调频性能指标越大，调频里程补偿就越高。k值经过数学处理后，如图1所示。从图1可知，综合调频性能指标k越高，进入试运行结算的前2年数学处理后综合调频性能指标下降程度越大，在里程结算价格、调频里程不变时，获得的调频里程补偿下降越大；进入试运行结算6年后，调频性能下降程度随着时间的推移变化不大，获得的调频里程补偿变化也不大。

图1 区域调频市场调频性能变化

1.2 燃气轮机调频现状

某电厂9F级燃气-蒸汽联合循环机组由一台燃气轮机、一台蒸汽轮机、一台发电机和一台余热锅炉组成，燃气轮机、蒸汽轮机、发电机采用同轴布置。

ISO工况下，联合循环机组额定出力为390.93 MW，简单循环额定出力为255.6 MW。9F级燃气轮机变负荷速率通常固定在标准的“12分钟速率”，即ISO规定负荷变化率为21.3 MW/min。该联合循环机组参与调频辅助服务市场的综合调频性能指标如表1所示。在广东调频市场和区域调频市场的归一化综合调频性能指标分别为0.61、0.51。在广东调频市场中，联合循环机组凭借其较好的调频性能且通过调整报价策略可基本保证调频中标获取调频里程补偿。然而“区域调频市场”试运行以来，随着煤机储能联合系统和水电进入调频市场，中标机组平均综合调频性能指标为0.85，最大综合调频性能指标为1.85，大部分机组综合调频性能指标介于0.4～1.2之间。燃气轮机平均综合调频性能指标为0.94，归一化综合调频性能指标仅为0.51，仅略高于市场准入门槛(0.3)，从而出现燃气轮机因调频性能差未中标的现象，进一步压缩燃气机组在调频市场的收益空间。该联合循环机组的日调频收益情况如表2所示。机组进入区域调频市场后，出清价格由15.75 元/MW下降至12.82 元/MW，调频里程变化不大，而每天的调频里程补偿由82 362元下降至38 623元，大大影响电厂的收益。

表1 9F级燃气-蒸汽联合循环机组综合调频性能指标

表2 机组日调频收益情况

燃气轮机机组在区域调频市场获取调频里程补偿大幅缩水，刺激电厂研究9F级燃气轮机快速变负荷技术以提升调频收益。

2 快速变负荷对调频性能指标的影响

快速变负荷是指电站燃气轮机采用新的控制软件，以实现燃气轮机灵活的负荷变化率，比标准负荷变化率更高，并维持低NOx排放。快速变负荷对燃气轮机综合调频性能有大幅提升。

2.1 快速变负荷对调频性能的提升

根据式(1)可知，可以通过对调节速率k1、响应时间k2和调节精度k3这3个影响因子的提升达到提升燃气轮机综合调频性能指标的目的。快速变负荷改造对燃气轮机响应时间k2、燃气轮机调节精度k3无影响；燃气轮机调节速率k1约为1.15，有较大的提升空间，快速变负荷改造使燃气轮机在变负荷阶段负荷调节速率增大，从而增大k1，进而增大综合调频性能指标k。

2.2 提升调频性能的意义

快速变负荷对燃气轮机调频性能有明显提升作用，提升调频性能指标有三个意义：

(1) 提高中标概率。根据式(6)可知，在相同报价下，机组调频性能越好，调频里程排序价格越低，其在调频市场出清排序中越靠前，并且当发电单元排序价格相同时，优先出清归一化综合调频性能指标P值高的发电单元；当发电单元归一化综合调频性能指标P值相同时，优先出清综合调频性能指标k值高的发电单元。因此，机组调频性能越好中标概率越高。

(2) 增加调频里程。在同一调频中标时段，综合调频性能越好的机组，能快速响应AGC指令，能获得更多的调频里程。

(3) 增加调频里程补偿。由式(8)可知，综合调频性能指标k越高，调频里程补偿也越高。

2.3 快速变负荷的预测收益

某电厂两套9F级燃气轮机从2018年南方电网(广东起步)辅助调频市场启动以来的运营数据如下：两套机组年调频里程约 1 500 000 MW，里程结算价格约15元/MW。根据工程经验，采用快速变负荷改造仅需升级控制软件，成本约550万元～800 万元，综合调频性能指标k约为1.55。

考虑到储能项目和调频更优的水电进入调频市场后会占用一定的调频里程资源，快速变负荷改造后会提高中标概率和增加调频里程，按照保守估算改造前后年平均调频里程分别为1 000 000 MW、1 080 000 MW。快速变负荷改造的调频里程补偿和相对收益结果如表3所示。可见，采用快速变负荷改造年调频里程补偿随着自然年增加而接近，以10年计，快速变负荷改造相对收益为2 318万元。

表3 燃气轮机快速变负荷改造前后收益对比

综上所述，燃气轮机快速变负荷改造具有以下优点：改造工期短，只需升级控制软件而不需新增使用土地、设备及运维人员，综合调频性能优，投资少，以10年计相对收益约2 318 万元。

3 快速变负荷解决方案

快速变负荷允许用户定义负荷速率且可以高于标准速率。但并非所有9F级燃气轮机都能满足快速变负荷改造的要求，除满足主设备厂家规定的天然气燃料、燃烧室、压气机、控制系统等基本条件外，还需考虑对部件限制、机组运行和余热锅炉的影响。

3.1 快速变负荷控制策略

3.1.1 运行负荷

采用快速变负荷的燃气轮机，需考虑快速变负荷时是否满足排放要求。采用OPFlex Turndown控制技术的燃气轮机燃烧模式进入6.3预混模式后投入高级模型控制算法、自动燃烧调整算法，能满足排放要求且燃烧稳定性较好，此阶段燃气轮机的运行负荷为30%额定负荷以上。该联合循环机组投入AGC运行的负荷范围为260～390 MW，因此快速变负荷运行负荷为260～390 MW。

3.1.2 变负荷速率

燃气轮机在并网后采用转速控制模式，通过负荷增减指令来改变转速基准TNR，从而达到改变燃气轮机燃料行程基准FSR的输出值来进行负荷调节，燃气轮机转速控制燃料行程基准FSRN与转速基准TNR的关系式为：

FSRN=(TNR-TNH)×FSKRN2+FSKRN1

(10)

式中：FSRN为燃气轮机转速控制燃料行程基准FSR，%；TNH为燃气轮机运行转速，%；FSKRN1为燃气轮机全速空载时的FSR值，取20.566 7%；FSKRN2为决定有差转速控制不等率的控制常数，取14.469 7%。

燃气轮机并网正常运行转速为100%额定转速，变化不大。由式(10)可知，燃气轮机变负荷速率可转换为调整转速基准TNR的变化率来实现。

3.1.3 汽轮机负荷速率限制

在联合循环机组标准设计中，燃气轮机因汽轮机应力控制，需要限制最大的负荷速率为23 MW/min。经评估，当燃气轮机满足快速变负荷条件时，汽轮机处于全周进汽且变负荷过程中主、再热蒸汽温度变化不大，产生较低的热应力。因此，在投入快速变负荷功能时将燃气轮机因汽轮机应力控制限制的最大负荷速率改为55 MW/min，以解除快速变负荷过程中汽轮机负荷速率限制。

3.1.4 自动解除快速变负荷的策略

燃气轮机在投入快速变负荷的运行过程中，若出现任何降负荷的保护都将自动解除快速变负荷功能，负荷由自动控制切换至手动控制。当保护信号复位后，需重新预选负荷和重新投入快速变负荷并设定变负荷速率值。

3.2 部件限制影响

对于设计上未考虑快速变负荷的9F级燃气轮机来说，执行快速变负荷改造需考虑燃气轮机各部件的限制影响并提出相应的预防措施。

3.2.1 燃烧室后缸

燃烧室后缸对快速变负荷改造的限制因素有：

(1) 冷态转子全速运行时间<45 min可能导致轴承振动升高；

(2) 对于较老燃烧室后缸，轴承振动超过设计值时有产生裂纹风险；

(3) 快速变负荷时会加速裂纹的扩展。

电厂针对燃烧室后缸对快速变负荷改造的限制影响因素执行如下的预防措施：

(1) 机组执行快速变负荷前至少有45 min的全速运行；

(2) 升级燃烧室后缸；若不升级燃烧室后缸则必须严格根据主设备厂家规范要求定期检查燃烧室后缸。

3.2.2 压气机

压气机对快速变负荷改造的限制因素有：

(1) 对于已有裂纹，无论标准速率还是快速变负荷均可能助长裂纹；

(2) 快速变负荷提供的附加运行灵活性可能导致负荷的变化更加频繁，从而导致现有燕尾槽裂纹的扩大。

电厂针对压气机对快速变负荷改造的限制影响因素执行的预防措施是根据主设备厂家规范要求定期检查压气机。

3.3 机组运行影响

(1) 快速变负荷只是影响燃气轮机变负荷速率，不影响燃气轮机基本负荷的性能。考虑到余热锅炉和汽轮机的滞后性，调频机组在相同平均负荷、不同变负荷速率运行的性能会略有不同。

(2) 与标准变化率的变负荷过程相比，快速变负荷不影响燃气轮机主要部件基于启动次数的维修系数。

(3) 当使用快速变负荷功能且负荷变化率大于正常变化率时，燃气轮机出口排放将保持现有排放保证值范围以内。

(4) 快速变负荷对运行方式的影响有如下几点：1) 负荷变化率由运行人员或外部信号选择0到最大值范围内的任何变化率来增减负荷。2) 快速变负荷功能需在排放保证值范围内激活，在排放保证值范围之外的最大负荷变化率将限制为标准变化率。3) 当机组增负荷到接近基本负荷时加载率会稍微降低，以避免燃烧温度产生较大的瞬态冲击；当机组排放值接近保证值边界时，降低负荷变化率防止超出边界。4) 若设定负荷目标在排放保证值之外，一旦实际负荷超出排放保证值时，则距目标负荷的剩余部分将继续以标准变化率进行。

3.4 余热锅炉影响

快速变负荷对于基于标准负荷变化率设计的联合循环余热锅炉和辅助系统来说，通常蒸汽温度、汽包水位会受到影响，若控制不当，可能会造成机组因余热锅炉蒸汽温度超温甩负荷或汽包水位超限跳闸。因此，在快速变负荷改造前需对余热锅炉主蒸汽温度控制及汽包水位控制进行研究优化，并在快速负荷变化运行期间密切监视主蒸汽温度及汽包水位，发现异常及时处理。

3.4.1 减温器优化控制

燃气轮机快速变负荷过程中燃气轮机排气温度和排气流量会快速变化，燃气轮机排气温度和排气流量表征进入余热锅炉的热量，而余热锅炉高压过热蒸汽流量存在滞后性，可能出现高压过热蒸汽温度过高影响机组安全运行的情况。这需要我们对高压过热减温器进一步优化控制，利用热交换模型优化高压过热减温器控制，如图2所示。根据燃气轮机排气温度和排气流量、高压过热蒸汽设定温度、高压过热蒸汽压力及高压过热蒸汽流量，计算出满足余热锅炉高压过热蒸汽温度要求的减温器后蒸汽温度，并向减温器发送前馈信号，充分考虑系统热滞后和仪表响应时间，以便更好地控制减温水量，保证高压过热蒸汽温度在正常范围内，防止超温事件发生。

图2 高压过热减温器优化控制

3.4.2 汽包水位优化控制

机组负荷瞬变引起的汽包水位超限是导致机组跳闸的常见原因。机组快速变负荷过程中，负荷瞬变会影响蒸汽流量、蒸汽压力，通过汽包水位优化控制可以减少蒸汽压力及蒸汽流量瞬变引起的汽包水位超限跳闸。通过汽包水位设定智能控制，对汽包水位进行精准预测，在蒸汽压力及蒸汽流量瞬变下保持汽包水位在安全范围内。汽包水位优化控制与燃气轮机快速变负荷、减温器优化控制等功能结合，能更好地实现快速变负荷。

综上所述，某电厂两台9F级燃气轮机满足快速变负荷改造的条件，安全风险可控。

4 快速变负荷改造的工程实践

4.1 快速变负荷改造

依托珠三角某电厂两台9F级燃气-蒸汽联合循环机组进行燃气轮机快速变负荷改造，成为国内9F级燃气轮机首个进行快速变负荷改造的实践工程。该电厂两台9F级燃气轮机通过新控制软件实现快速变负荷改造，通过余热锅炉高压过热减温器及汽包水位优化控制，保证快速变负荷改造后机组安全运行。

4.2 变负荷动态试验

通过对联合循环机组进行AGC变负荷动态试验，从而验证9F级燃气轮机快速变负荷改造后联合循环机组在变负荷过程的调频性能和安全性。图3所示为机组快速变负荷改造前后AGC试验的实际负荷曲线，表4为机组快速变负荷改造前后的性能指标对比。快速变负荷改造后联合循环机组的综合性能指标较改造前有大幅提升。其中实际出力变化率平均值达46.8 MW/min，远高于改造前的18.09 MW/min。在AGC试验过程中，联合循环机组蒸汽温度、蒸汽压力、汽包水位等运行参数均在正常范围内，表明9F级燃气轮机快速变负荷改造后能安全运行。

图3 快速变负荷改造前后AGC试验

表4 快速变负荷改造前后性能指标对比

4.3 调频市场成效

某9F级燃气轮机快速变负荷改造后，机组综合调频性能指标和归一化综合调频性能指标分别由0.94、0.522提升至1.55、0.861 1，性能提升程度达64.9%，从而提高了燃气轮机在调频市场中的竞争力。

两台9F级燃气轮机已在2020年4月和6月先后完成快速变负荷改造并投入调频市场运行。截至2020年12月底，两台机组运行正常，调频里程约570 000 MW，里程结算价格约14.5元/MW。按广东调频市场交易规则结算，快速变负荷改造前后的综合调频性能指标分别为1.6、2.66，改造后调频里程补偿增加约876万元，快速变负荷改造当年就回收投资成本并增加收益。在区域调频市场试结算开始后进行快速变负荷改造，按表3预测，改造后前两年的相对收益约1 139万元，可以回收投资成本；但是若试结算开始5年后进行改造，相对收益很可能为负收益，则需综合评价调频里程、综合性能指标、里程结算价格再决策改造项目。

随着大量新能源接入电网，电网承受调频压力剧增，具备快速变负荷能力的燃气轮机可以应对间歇性可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，可根据调度指令快速调整出力，为保障电力系统安全运行作出重要贡献。

5 结论

文中分析9F级燃气轮机采用快速变负荷提升调频性能的作用和收益，提出燃气轮机快速变负荷改造提升调频性能的解决方案，包括快速变负荷控制策略、部件限制影响、机组运行影响及余热锅炉影响。珠三角两套9F级燃气轮机机组快速变负荷改造的工程应用实践表明燃气轮机通过快速变负荷改造能大幅提升机组的调频性能，增强其在调频市场中的竞争力，能为电厂带来良好的经济效益，为燃气轮机提升调频性能提供了优秀的模板，为电网提供更好的调频手段。未来新建燃气轮机电厂在考虑主机设备时应将燃气轮机快速变负荷考虑进去，以满足机组调频能力。