火电机组一次调频影响因素分析

火电机组一次调频影响因素分析
朱爱军;夏志;王志敏;王毅;金春林
【摘要】国家电网公司进一步强化了包括机组一次调频功能在内的并网电厂涉网安全的监管力度,对东北电网进行了一次调频动态试验,发现其一次调频性能指标极不理想,难以达到相关标准技术要求.分析了一次调频的影响因素,总结出影响一次调频性能的因素有煤的质量差,转速测量不稳定,汽轮机调节阀门流量特性差等问题,并提出优化火电机组控制逻辑,加强发电机组一次调频管理工作和完善考核机制的建议.
【期刊名称】《吉林电力》
【年(卷),期】2018(046)002
【总页数】4页(P41-44)
【关键词】火电机组;一次调频;影响因素
【作者】朱爱军;夏志;王志敏;王毅;金春林
【作者单位】国网吉林省电力有限公司电力科学研究院,长春 130021;国网吉林省电力有限公司电力科学研究院,长春 130021;国网吉林省电力有限公司电力科学研究院,长春 130021;国网吉林省电力有限公司电力科学研究院,长春 130021;国网吉林省电力有限公司电力科学研究院,长春 130021
【正文语种】中文
【中图分类】TK39
随着市场经济的进一步深入,广大电力用户对电网的供电质量要求也越来越高,要求
电网频率非常稳定,以满足各种不同用户的要求。

上网发电机组的一次调频功能对
于稳定电网频率的作用也愈加重要，2006年以来各地区及有关部门均针对并网发电机组的一次调频功能进行了大量的试验和研究，出台了一系列相关的技术标准及规程。

2016年国家能源局印发了《关于开展并网电厂涉网安全专项检查工作的通知》，进一步强化了包括机组一次调频功能在内的并网电厂涉网安全的监管力度。

通过核查和试验发现，由于机组运行条件的变化以及技术要求的提升，较早时期完成一次调频试验的火力发电机组其一次调频功能难以满足新标准的要求。

1 技术要求的发展变化
国家电网公司于2006年度开始加大对并网机组一次调频功能的调度管理，各大区域电网公司随即下发了《电网发电机组一次调频调度管理暂行规定(征求意见稿)》，首次对发电机组一次调频功能的参数设置和运行性能做出了相关规定，明确规定机组一次调频功能是发电机组并网运行的必备条件之一。

为了加强各地区发电机组一次调频试验的规范性，2011年国家电网公司下发了Q/GDW 669—2011《火力
发电机组一次调频试验导则》。

2013年和2015年国家标准化管理委员会先后发布了GB/T 30370—2013《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》和GB/T 31464—2015《电网运行准则》等标准。

对比各标准可以发现除了对一次调频试验有所规范外，其技术要求也有逐步提升之势。

表1的内容表明了对一次调频技术指标要求的变化情况。

GB/T 30370—2013的
技术指标要求较宽松，较有利于电厂发电机组的稳定运行。

现阶段的一次调频有关动态试验和性能验收等，各区域或省级电网公司调度部门多执行Q/GDW 669—2011。

2 动态试验
为了考察火力发电机组一次调频性能对负荷的实际响应能力，各大区域电网在具备试验条件情况下纷纷进行以电网为主体的一次调频动态试验。

东北电网分别于2009年11月[1]和2016年5月进行了较大规模的东北电网一次调频动态试验，2次试验各参试机组的表现大相径庭。

表2为吉林省部分机组参加2次一次调频动态试验情况对比。

表2对比情况说明近年来各火电机组的一次调频性能指标极不理想，已经难以达到相关标准规程的技术要求。

3 一次调频影响因素分析
3.1 煤质差
受经济环境及供需关系影响，北方机组目前大多使用非设计煤种，或进行劣质煤混合掺烧。

由于掺杂不均匀，燃煤热值极不稳定，使机组的协调控制系统(CCS)控制不够稳定，主汽压力难以控制，负荷响应迟缓，严重影响CCS及自动发电控制(AGC)的调节品质，对机组一次调频的可控性及负荷响应造成极大的影响。

3.2 转速测量不稳定
火电机组一次调频的频差通常是采用测量汽轮机转速而非电网频率的方式实现的。

并网发电机组的汽轮机转速与此时的电网频率同步，电网频率的变化直接反应在汽轮机转速的变化上。

现场的情况千差万别，通常汽轮机数字电液控制系统(DEH)采用直接测量方式,其转速的测量准确而稳定；而CCS内的转速信号则可能有着不同的来源,由于干扰或其他原因等,使得机组调频使用的转速出现偏差或摆动。

另外, DEH和DCS内转速信号测量的不一致也同样影响机组一次调频的性能。

表1 一次调频相关规程技术指标对比技术指标规程东北电网发电机组一次调频调度管理暂行规定(2008)Q/GDW 669—2011GB/T 30370—2013GB/T 31464—
2015一次调频死区/ Hz±0.033±0.033±0.033±0.033转速不等率/%4～54～53～64～5一次调频响应滞后时间/ s<3<3<3<3一次调频稳定时间
/s<60<60<60<60负荷响应速度15 s内达到90%Pe, 45 s内实际出力与响应目标偏差的±5% Pe内达到75%Pe的时间小于15 s,达到90%Pe的时间小于30 s 达到75%Pe的时间小于15 s,达到90%Pe的时间小于30 s达到75%Pe的时间小于1 5 s,30 s内达到理论值额定负荷运行机组参与增负荷调节无规定增负荷方向不小于5% P0增负荷方向最大增量不小于3% P0应参与增负荷调节减负荷方向不设下限无规定,一般设定为50% P0不设下限下限应大于机组稳燃负荷不设下限负荷变化幅度机组容量不小于500 MW±6%P0±6%P0机组容量250～350
MW±8%P0±8%P0机组容量小于250 MW±10%P0±10%P0(6%～
10%)P0≥6%P0
注：P0为机组额定负荷, Pe为理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度。

表2 吉林省一次调频动态试验情况对比试验时间甩发电容量机组简称机组容量
/MW一次调频效果是否合格2009年11月600 MW国电双辽电厂2号机300明显是大唐长春二热5号机200明显是大唐珲春发电厂3号机330明显是中电投通化热电1号机200明显是大唐辽源发电厂4号机330明显是大唐长春三热2号机330明显是2016年5月1 000 MW国电双辽电厂2号机300不明显否大唐长春二热5号机200一般否白城热电厂1号机200明显是中电投通化热电1号机200不明显否九台电厂1号机660不明显否大唐长春三热2号机330未调节否根据电网扰动的统计规律及发生概率，经常发生的典型扰动量和代表电网局部发生故障的典型扰动量分别为0.067 Hz(转速为4 r/min) 和0.1 Hz(转速为6 r/min)。

而干扰和信号毛刺现象经常使机组转速信号产生一定的波动，可造成机组一次调频功能的经常性动作，尤其在转速为4 r/min左右的区域，干扰机组正常运行。

有鉴于此电厂常常在机组一次调频控制策略中加入转速测量的数字滤波，过强的滤波
虽然缓解了转速测量经常被干扰的困惑，同时也造成了机组一次调频响应速度的延缓，难以保证机组一次调频的快速响应。

3.3 汽轮机调节阀门流量特性差
一次调频的常规设计为调频指令直接叠加在综合阀位出口处，然后通过各个调节阀门的特性曲线去控制各个调节阀门的阀位开度。

目前，电厂为了提高热效率，一般都在顺序阀方式下运行，且尽可能地减小各个调节阀门的重叠度，这种情况下，当机组运行在各阀门之间的切换点时，调频的能流指令(调频发生的综合阀位增量)往往用来待开启阀门的预起量，导致机组没有能流增加或减少，存在某些负荷点调频效果不理想的情况。

目前的发电机组汽轮机调节汽阀的流量特性曲线与机组实际情况严重不符，或DEH内各调节汽阀门的流量特性曲线长期没有经过试验标定,所使用的曲线与实际有较大差异,使机组在不同负荷段的一次调频性能差异较大,甚至导致机组在某些负
荷点上大幅摆动或高负荷段控制出现较大偏差等。

汽轮机调节阀门流量特性失准时，其直接影响阀控状态下的一次调频动作幅度值，从而大幅影响各工况下的调频性能，严重影响机组一次调频各项功能的正确实现。

3.4 受机组抽汽供热制约
北方地区进入冬季供热期后，机组绝大多数运行在抽汽供热状态而非纯凝工况，由于供热机组的大量对外抽汽，其运行方式是“以热定电”，即机组的发电量是要受到其供出热量制约的。

此类机组在接近额定负荷运行时如发生一次调频动作，其电负荷将很难达到理论值，甚至不做响应。

而在低负荷区域其一次调频的下调幅度也会受到一定限制，影响机组运行的稳定性，因此供热机组对一次调频特性的影响尚需进一步评估。

3.5 主蒸汽压力不足
机组一次调频功能，是按照机组的额定运行参数设计的，而经济欠发达地区的多数
机组通常是在非额定工况下运行，常采用定压—滑压—定压的运行方式，因此机组的运行压力普遍低于额定压力，此时相同的频差所产生的调频阀位增量，不能等效为相同的调频负荷，从而造成机组一次调频贡献量不足。

再次，由于机组CCS在设计时为了保障机组主汽压力的相对稳定，在机组负荷大幅变动时若出现主蒸汽压力变化超出一定的幅度时，将自动停止对负荷的增减，即所谓的压力拉回。

而当机组在一次调频动作条件满足时，DEH会立即动作，调频负荷指令直接作用到高压调节门上，使机组高压调节门迅速开关，此变化引起机组主汽压力的骤降或骤升，幅度较大时，会超出压力拉回回路死区，压力拉回回路对压力偏差进行快速调节，输出与一次调频动作相反的调节指令，导致一次调频响应缓慢，甚至反调，影响调频质量。

3.6 低负荷调整难有下调空间
近年来，北方地区火电机组建设过多，而电力用户增长较少，电力供需矛盾突出，发电机组利用时间低，部分地区旋转备用容量超过50%，绝大多数机组长期处于低负荷运行状态，基本运行在接近机组的稳燃负荷之上，难有下调空间。

机组在接近稳燃负荷区运行时如果突然向下较大幅度的调节负荷，将对机组的安全稳定运行造成较大影响，发电企业对此多有抵触情绪。

与此相反的，额定负荷运行的供热机组，其向上响应一次调频的能力也将大打折扣，较难达到规定的指标要求。

3.7 调节系统发生重大改变后未及时验证
火电机组在大型检修后未及时进行一次调频试验验证，使机组的一次调频的较多参数设置不符合要求，导致机组一次调频的功能不完善等情况时有发生。

针对此种情况，Q/GDW 669—2011第8.2条定期试验要求规定：“机组大修或机组控制系统发生重大改变后，应重新进行一次调频试验，以保障一次调频性能和机组安全(重大改变包括：DCS 改造、DEH 改造、控制方案及一次调频回路主要设计参数改变等)。

”
3.8 机组一次调频运行的考核存在偏差
机组一次调频功能的运行和考核主要由电网调控机构负责，电力调度机构负责依据各电厂电源管理单元(PMU)子站上送数据计算发电机组的一次调频响应特性，
《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》中规定：四项指标中“若β1、β2、β3及Bu任一项不合格，扣减其一次调频月投入时间10/Bu min，从而间接扣减月投运率”，其中：β1为一次调频的负荷响应滞后时间；β2为一次调频的负荷调整幅度；β3为调整幅度的偏差；Bu为调频响应指数，机组一次调频实际加权积分电量。

调度部门监测量为电网频率，与一次调频的机组实际所使用的汽轮机转速不尽相同，由于多种因素影响，其得出的计算结果难免存在偏差。

应根据实际运行情况进行加权修正，以期达到更好的网源协调效果。

4 结论及建议
影响火电机组一次调频性能指标的因素较多[2]，尤其地处北方的机组呈现多样化
趋势，如何有效消除各种影响机组一次调频性能的因素，是今后长期面临的问题。

a.应采取有效的技术手段，对火电机组控制逻辑策略进行优化，提升机组一次调频性能指标，包括对汽轮机调节阀门流量特性的优化和CCS优化。

针对燃煤品质变
化的多样性，探索机组自动化控制的新方法、新技术等，完善火电机组的一次调频功能。

b.加强对发电机组一次调频的管理工作。

发电企业应做好一次调频相关设备的运行维护、检修调试及技术改造等工作，负责组织实施一次调频试验工作，建立完善定期报表和定期试验试验制度，严格按照Q/GDW 669—2011规定执行。

c.加强监管完善调度考核机制。

省网公司的调控机构应要求发电企业开展机组一次调频的功能完善、优化和试验等整改工作，对一次调频参数设置、控制逻辑、动作性能未达到相关要求。

【相关文献】
[1] 金春林，徐博，王松寒．吉林省一次调频动态试验分析[J]. 吉林电力, 2010,38(3):32-35．
[2] 杨振勇，李卫华，骆意．火力发电机组一次调频问题研究[J] .华北电力技术, 2008,69(1):16-20．。