火電機組微電網運行控制策略

楊 新，王海蓮

(霍煤鴻駿鋁電有限公司，內蒙古霍林郭勒029200)

微電網作為傳統電力系統的微型版本，其控制/運行概念是大電力系統控制/運行概念的降規模和簡化版本［1］。微電網技術是新型電力電子技術、分布式發電、可再生能源發電技術和儲能技術的綜合［2］。因此，由小型分布式電源組成的微電網以其獨特的優點受到廣泛關注［2－4］。本文結合理論研究成果和具體運行實踐，探討了霍煤鴻駿鋁電有限公司電力分公司2×300 MW火電機組孤網運行的控制策略及其在霍林河循環經濟工程項目微電網運行中的控制策略。

1 背景介紹

霍煤鴻駿鋁電有限公司電力分公司2×300 MW機組為國產亞臨界燃煤直接空冷發電機組，三大主機均為哈爾濱三大動力廠生產。熱工控制系統(DCS)和汽輪機控制系統(DEH)均采用國電智深EDPF－NT PLUS分散控制系統，實現了DAS、FSSS、MCS、SCS、ECS以及DHE六大功能一體化。

霍煤鴻駿鋁廠電解鋁發生陽極效應時，用電負荷會突然增大約4～28 MW，并持續1～3 min。這種孤網運行突出的特點是由負荷控制轉為頻率控制，即一次調頻，孤網運行的關鍵問題是如何維持頻率穩定［5］。2×300 MW機組工程原設計為并大電網運行方式，在設計階段并未考慮孤網運行的要求，尤其是DEH控制系統，與孤網運行方式相差較多，因此需對其進行改造。應霍林河循環經濟工程項目需要，組建了2×300 MW火電機組、2×350 MW火電機組、風電機組(設計總容量800 MW)、監控指揮中心和鋁廠一期、二期、三期負荷在內的微電網運行，由監控指揮中心負責調度。

2 孤網方式控制策略

2.1 DEH控制

1)在操作員畫面新增加“DEH孤網運行方式”投切開關，該“投入/切除”操作在發變組主開關閉合前可以切換狀態，閉合后不可切換狀態。“孤網運行方式”開關投入后，切除發變組主開關閉合后自動帶初始負荷功能，邏輯自動切除DEH壓力閉環、功率閉環及CCS遙控功能。

2)汽輪機沖轉仍使用原有操作員自動方式，轉速控制回路為比例積分回路，由DEH控制汽輪機轉速，根據運行人員設定的轉速目標值及升速率將汽輪機轉速逐步升至額定轉速(3000 r/min)。機組并網后，控制方式轉為閥位方式，由運行人員直接給定閥門開度。在孤網方式下，DEH一次調頻功能必須投入，否則系統頻率將無法維持。

3)發變組主開關閉合后，DEH控制仍維持原設計閥位方式。新增孤網方式下的一次調頻回路與原有一次調頻回路并列，由“孤網運行方式”開關控制切換。孤網方式下的一次調頻回路全程投入，由一次調頻回路對轉速進行控制，為純比例轉速控制(有差調節)，調門的實際輸出值為運行人員設定的目標閥位指令與一次調頻輸出指令的代數和，調節范圍對應100%閥門開度變化。孤網運行方式一次調頻不等率采用的折線函數較為特殊，無死區，如表1所示，該輸出值經主汽壓力進行修正。

4)孤網運行方式下，單機或兩臺300 MW機組孤島帶鋁廠用電，如果發生鋁廠電解槽故障甩8%以上負荷，會導致系統高周波運行，汽輪機轉速極易達到3090 r/min的OPC動作值導致機組甩負荷停運。孤網運行狀態下，OPC的動作實際上是一個較大的干擾源，應盡量減小其動作頻率但又不失機組保護的安全性［6］。因此，在孤網方式下增加轉速飛升(轉速變化率)感應觸發OPC動作功能，該動作值設為每運算周期大于20 r/min且汽機轉速大于3040 r/min。

表1 孤網方式運行一次調頻不等率折線函數Tab．1 Primary frequency droop line function of Isolated network operation mode

5)模擬原來老機組液壓調節系統的同步器二次調頻原理，適當改變目標負荷給定值，可使系統的靜態特性平移，從而實現二次調頻，更精準地控制汽機轉速。因此需增加二次調頻控制邏輯，并且在操作員畫面上增加“二次調頻”投切開關，二次調頻可在線無擾切換。當“孤網方式投切”開關及“二次調頻投切”開關均投入時二次調頻算法回路有效。控制邏輯如圖1所示。

6)DHE操作員站閥位設定值達到上限的問題。當機組負荷達到260 MW附近時，DEH操作畫面上的負荷給定(對應閥位給定)達到或接近400 MW上限，這是因為DEH的綜合閥位輸出是由負荷給定、二次調頻給定以及一次調頻輸出的代數和組成的。當二次調頻因轉速偏差(此時以正偏差為主，主要是鋁廠發生陽極效應，負荷瞬間增大，引起汽機轉速降低，故二次調頻PID輸出向負方向減小)調節較多時，二次調頻輸出接近調節下限，此時閥位給定正好對應上限。為預防上述問題出現，可適當增加二次調頻的正向死區，減少二次調頻的負向死區。二次調頻死區設置為－8～15，即汽機轉速低于2992 r/min或高于3015 r/min時，二次調頻控制回路自動投入運算，經一次調頻控制回路后調節系統頻率。

2.2 鍋爐跟隨方式的協調控制

孤網運行方式下，鍋爐跟隨方式的協調控制模式。鍋爐主控主要由下面四部分組成:

1)機組實發負荷及其微分信號的動態前饋。由于機組孤網運行方式沒有負荷指令信號，使用實發負荷及其微分信號之和作為鍋爐主控的前饋信號。該前饋信號決定了鍋爐絕大部分的熱量需求值。

2)機前壓力偏差的動態微分。若主汽壓力向高于設定值方向變化，則通過該微分作用適當減少鍋爐給煤量;相反則相應增加鍋爐給煤量。孤網運行方式下，隨著對端用戶發生陽極效應，汽機調閥為維持轉速的穩定，總在進行不斷開大或關小動作，從而引起機前壓力的鋸齒波動，為了不影響壓力偏差的微分效果，設計有9 s的濾波邏輯回路。

3)主汽壓力指令的動態微分。當運行人員改變目標壓力設定值時，該項前饋邏輯則會根據設定的壓力變化速率相應增減給煤量。

4)壓力偏差調節器實行變參數控制。將實際壓力偏差經過函數F(x)修正后送到PID調節器運算，減少主汽壓力大幅波動時導致的給煤量大幅波動，造成具有大慣性的鍋爐系統振蕩，如表2所示。

表2 鍋爐主控壓力偏差PID調節器變參數Tab．2 Parameters of boiler main control pressure deviation PID regulator

3 微電網方式控制策略

鴻駿電力分公司微電網運行用電負荷僅為電解鋁，故反調峰特性矛盾并不突出。但由于電解鋁負荷特性為長期穩定負荷，機組調節策略更多的是考慮提高設備穩定性，風電的接入將破壞這種穩定性，給系統帶來連續不斷的擾動。因此，2×300 MW機組在孤網運行控制的基礎上，對DEH控制系統、協調控制系統、一次調頻及二次調頻控制策略需進行優化。

3.1 DEH控制

保留原孤網方式DEH一次調頻不等率折線函數不變，新增微電網運行方式DEH一次調頻不等率折線函數。低頻差和高頻差時對應的不等率相同為8%，死區設為±8 r/min。受整個微電網容量、鋁廠負荷特點及風電負荷變化隨機等因素影響，網頻不向大電網經常穩定在50 Hz左右，機組轉速總是在3000 r/min左右一直發生變化。為避免機組投入爐跟機式協調方式時因DEH一次調頻經常動作使汽輪機調門開度一直變化而影響主汽壓力的正常調節及機組安全穩定運行，設置了DEH一次調頻死區。一次調頻靜態特性如表3所示。

表3 微電網運行時DEH一次調頻不等率折線函數(可根據實際運行情況適當修改)Tab．3 Primary frequency droop line function of micro grid operation mode

3.2 協調控制

優化后機組協調控制系統主要由目標負荷、鍋爐主控、汽機主控、RUNBACK回路、主汽壓力設定回路幾部分組成。機組共有4種運行方式:基本方式(即機爐手動)、鍋爐跟隨方式、汽機跟隨方式、爐跟機式協調方式。在協調控制畫面中，可進行請求DEH遙控操作、煤主控、鍋爐主控、汽機主控的自動投退操作。投入協調控制后，可進行目標負荷、負荷速率、負荷上下限的設定及AGC方式、CCS一次調頻、RB投退。CCS一次調頻對應功率折線函數如表4所示。

表4 微電網方式運行時CCS一次調頻對應功率折線函數(可根據實際運行情況適當修改)Tab．4 Power line function corresponding with CCS primary frequency regulation in micro grid operation

1)目標負荷控制。在微電網方式下，為實現功率閉環控制及調度監控中心AGC負荷指令控制，增加負荷控制邏輯及與AGC的接口信號。

2)鍋爐主控。微電網運行方式下，投入爐跟機式協調控制后，汽機調節閥處于協調控制系統中汽機主控的控制之下，鍋爐主控調整燃燒率以維持機前壓力的穩定。鍋爐主控主要有5個回路疊加組成:負荷指令與煤量作用、壓力指令微分、機前壓力微分、壓力偏差PI運算以及變負荷煤量動態補償。與孤網方式不同，在微電網方式下，增加了變負荷煤量動態補償環節，使用了具有提前預測功能的負荷指令信號。

3)汽機主控。在孤網方式的基礎上增加汽機主控邏輯，協調控制方式下，汽機主控調節機組負荷，其調節目標值為負荷指令加上CCS一次調頻對應的功率值。

4)RB功能。協調控制方式下，機組實際出力與各主要輔機允許出力進行比較。當機組實際出力大于任一主要輔機允許出力時，即發生RB工況，機組目標負荷由當前值按照引起RB的輔機所需RB速率進行減小。當機組目標負荷到達RB目標值即機組允許的最大出力后，RB結束。

RB回路由RB工況判斷、RB目標值形成回路、RB狀態指示幾部分組成。在機爐協調方式下，引發RB工況的輔機故障跳閘包括:一臺送風機跳閘、一臺引風機跳閘、一臺一次風機跳閘、一臺空預器跳閘、一臺給水泵跳閘、磨煤機跳閘。當汽機主控在自動狀態且煤主控在自動狀態時，允許運行人員投入RB允許狀態;當機組實際負荷降低到機組最大允許負荷或運行人員手動復位后，RB結束。RB發生時轉為汽機跟隨方式，負荷目標值自動切換到引起RB的設備允許最大出力，主汽壓力則以RB滑壓目標曲線運行。

5)主汽壓力設定。微電網方式下，機組運行方式分定壓及滑壓。滑壓運行方式時主汽壓力目標值為機組目標負荷的函數，有協調方式和RB滑壓兩種滑壓曲線。另外，運行人員可通過偏置微調機前壓力目標值，使汽機運行在最為有效的參數下。機組在協調方式下，運行人員才可以手動投入滑壓運行方式，或機組發生RB時，自動切換為滑壓運行方式。定壓運行時壓力目標值由運行人員設定。主汽壓力控制未投時，定壓定值跟蹤實際壓力以實現手/自動的無擾切換。

4 試運效果分析

目前，先后對優化后的2×300 MW機組進行了投入協調后的變負荷擾動試驗(最大變化幅度40 MW)，試驗效果較好，在鍋爐燃煤煤質不發生較大變化時，協調控制系統能夠控制機組實發功率跟蹤負荷指令變化，主汽壓力波動范圍較小。主汽壓力選擇定壓運行方式，負荷指令270 MW，實發功率在267.7～272.8 MW間變化，主汽壓力設定值16.62 MPa，主汽壓力在16.18～16.85 MPa間變化，試驗運行效果較好。機組啟動后投入協調控制前選擇孤網運行方式，按孤網方式進行控制及調整;在機組投入協調控制后，進行功率閉環控制，由鋁廠側負荷及另一臺300 MW機組反方向變化負荷配合，進行了AGC指令變負荷的開環試驗，試驗時機組實發負荷跟蹤AGC指令較好，主汽壓力波動較小，為下一步在微電網方式下較大負荷風電、兩臺350 MW火電機組接入微電網運行及AGC指令變負荷的閉環試驗提供了一定的經驗。同時由孤網方式變為微電網方式的試驗運行及不停機進行運行方式的切換，為電力系統在遭遇局部電網故障、災難性天氣等因素而進入微電網運行提供了理論依據和實踐經驗。

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