300 MW机组一次调频试验的参数调整

王英强,王 凯,张词赟,徐 兵

(1.国能(绥中)发电有限责任公司,辽宁 葫芦岛 125222;2.辽宁东科电力有限公司,辽宁 沈阳 110179)

0 引言

在配合“双碳”战略实施中,大力发展新能源电力已是大势所趋。由于风资源的波动、风力机调峰能力弱,风电出力存在随机波动性和反调峰特性[1];太阳能光伏发电严重依赖光照强度,存在天然的不确定性和间歇性[2],可再生能源存在的反调峰和不确定性,拉大了负荷的峰谷差,源荷双重压力加大了电力系统的调峰调频负担[3]。以燃煤发电为主体的基础能源电力的调峰能力将直接决定风电、太阳能发电等可再生能源的发展空间,进而影响我国节能减排事业以及碳达峰、碳中和国家战略的顺利实施。因此,大量间歇性新能源电力并网必将迫使燃煤发电机组全面参与深度调峰[4]。

GB/T 40595—2021《并网电源一次调频技术规定及试验导则》(以下简称新标准)的实施,对火电机组一次调频功能提出了更高要求:在扩展了试验负荷范围的同时,也将重心调整为重点考察大频差下一次调频功能的响应效果。此外,针对200～350 MW的火电机组,一次调频最大调整幅度也有所提升。这一系列调整体现了调频调峰是现阶段火电机组的重要职能。

按照新标准的要求,辽宁省额定容量在200～350 MW的火电机组,一次调频试验功率变化幅度按照10%额定功率执行[5]。由于《东北区域电力运行管理实施细则》和《东北区域电力辅助服务管理实施细则》(以下简称两个细则)中并未针对试验指标做出相应调整,一次调频考核标准中变化幅度参数依旧为8%额定功率[6],因此在其负荷范围的火电机组,在开展一次调频试验过程中需要调整相应参数,以满足最新标准的要求。

1 一次调频试验参数的修改

某额定负荷为300 MW的火电机组,根据两个细则要求,一次调频最大调整幅度为8%额定功率。按照新标准要求,试验开展前需要对控制逻辑参数进行修改。主要调整内容如下。

a.一次调频功率补偿函数

根据机组一次调频功率补偿量计算公式推导可知(见式1),当变化幅度提升至10%额定负荷时,对应的一次调频最大频差将由14 r/min调整为17 r/min。因此一次调频功能中转差/频差-调频补偿负荷函数需进行相应调整。

ΔP=Pe×(Δn-Δ)/(ne×δ)

(1)

式中:ΔP为一次调频功率补偿量;Pe为机组额定功率;Δn为转速偏差(机组转速与3000 r/min之差);Δ为转差死区;ne为机组额定转速;δ为转速不等率。

机组一次调频控制由电液调节系统(DEH)和协调控制系统(CCS)共同完成。即在DEH内完成额定转速与汽轮机实际转速之差(转差)通过一定函数计算后直接动作调门;在CCS内完成一次调频动作后对功率目标值进行补偿,保证机组负荷满足电网要求。如数据通信采用的是转差/频差信号,在DEH和CCS中均需要进行函数调整。如数据通信采用的是补偿负荷信号,函数修改仅在DEH控制系统进行即可(如图1所示)。

图1 2种通信信号方式下函数修改位置

修改后的一次调频功率补偿函数见表1,其调频范围与调频幅值均有扩展,但函数斜率不变。因此在±14 r/min范围内,一次调频特性没有变化,原有控制参数不需要改变,而在±(14～17)r/min内,随着补偿负荷的增加,原有控制参数的适用性需结合实际调频效果进行调整。

表1 修改后的一次调频功率补偿函数

b.遥调投切保护

遥调投切回路中设计有DEH综合阀位指令与CCS指令偏差大切除遥调逻辑。在一次调频动作初期,DEH侧的前馈起到主导作用,用于提高一次调频的响应速度与调整幅度[7]。由于CCS侧的比例积分微分控制(PID)调整相对缓慢,将造成两侧指令偏差增大,当保护限值设置不合理时,会导致遥调切除,退出协调控制系统。这不单会对机组一次调频控制品质造成影响,也会降低机组自动发电控制(AGC)控制功能的投入率,对电网的供电品质、机组的发电能力带来影响。

在一次调频功率补偿函数修改后,应根据调整后的最大调整负荷核算保护限值,以确保在试验过程中或极端情况下,机组的遥调控制不因一次调频动作而退出。

2 问题分析

在某额定负荷为300 MW的火电机组开展一次调频试验过程中,当施加-17 r/min转差时,试验开展顺利,阀门动作与响应趋势满足预期,机组运行参数平稳。当施加17 r/min转差时,机组协调控制系统退出,切至汽轮机跟随方式运行。试验组随即联系运行专业,停止试验,恢复强制转速并展开问题排查。试验曲线如图2所示。

图2 某300 MW机组最大转差试验曲线

图3 最大转差试验解决方案

根据经验,对试验过程中可能切除协调控制系统的两点原因进行排查。

首先DEH综合阀位指令与CCS指令偏差大切除遥调保护。考虑到此回路已在试验前进行检查,且在施加-17 r/min转差时经受考验,经进一步计算核查给与排除。

其次根据试验经验,在开展大频差试验过程中,随着试验时间的推进,机组主蒸汽压力偏差会逐渐增大,当达到限值时将切除锅炉主控,因为压力偏差随试验的推进逐渐增加,此情况在试验开始阶段可能性较低。通过对试验期间主蒸汽压力偏差的观察,经分析排除此项原因。

本台机组采用补偿负荷信号通信模式,DCS控制系统采用北京国电智深控制技术有限公司的EPPF-NT分散控制系统,汽轮机DEH采用GE公司的上海新华控制系统,控制系统间采用硬接线方式进行数据通信。通过对控制逻辑的再次梳理发现,补偿负荷信号的量程设置为±28 MW,在进行最大转差试验时,补偿负荷信号已达到±30 MW,已超出量程上下限值。在EPPF-NT分散控制系统中,AI测点超出量程限值后将触发品质坏信号,而锅炉主控回路中并未闭锁补偿负荷信号的品质传递,导致此品质信号通过逻辑传递切除锅炉主控。

由历史数据的分析可见,在施加-17 r/min转差时,DCS系统接收到的补偿负荷信号为27.94 MW,并未达到模拟量输入信号的量程上限。而在施加17 r/min转差时,DCS系统接收到的补偿负荷信号为-29.91 MW,已超过模拟量输入信号的量程下限,进一步证实了分析的正确性。

3 解决方案

机组运行期间,为确保试验的顺利开展,除线下安装方式外,可通过对参数在线调整来满足试验条件。鉴于本台机组DCS和DEH采用2种控制系统,且试验完成后一次调频控制功能需恢复原有参数以满足网省公司考核细则要求。因此本次最大转差试验,可通过在线系数修正的方式开展,在避免模拟量输入信号触发超量程坏质量的同时,确保DCS侧功率闭环目标负荷的准确性。待机组停机检修期间,再对此问题给予妥善解决。

通过对逻辑的梳理,试验组迅速发现问题,并根据经验给出解决方案,使试验得以顺利进行,最终取得良好效果。

4 结语

电网频率作为电网安全的重要监控指标[8],直接影响着电网的安全稳定运行及用电设备的使用寿命。火电机组一次调频功能有效弥补电网调度系统的滞后性[9]。一次调频功能设计合理、响应及时、调控精确,对提高电网运行的稳定性,增强电网抗事故能力起到积极作用[10]。因此一次调频试验对检验火电机组一次调频功能具有重要意义。

随着新标准的实施,一次调频试验已进行相应更新,但一次调频考核细则尚未跟进调整,造成现阶段此负荷范围的火电机组实际运行期间不能按照试验标准落实一次调频参数,因此在200～350 MW的火电机组开展一次调频试验时,需要对一次调频试验的参数进行调整。本文通过对300 MW火电机组一次调频试验过程的介绍,对相关问题及处理方法进行说明,阐述新标准下一次调频试验需要调整的内容,为后继试验的顺利开展提供借鉴。