生物質發電機組調速系統涉網功能研究及應用

高 劍,蘭立剛,王鴻礫,李 甘

(1.國網四川省電力公司, 四川 成都 610041；2.國網四川綜合能源服務有限公司，四川 成都 610072)

0 引 言

2019年6月，渝鄂背靠背柔性直流聯網工程正式投運以來，由川、渝、藏三省電網組成的西南電網與華中—華北電網組成的兩華電網交流解耦，正式進入異步聯網運行。西南電網在異步聯網后，交流同步電網規模僅為原兩華電網的1/6，電網轉動慣量顯著減小，頻率調節能力弱，頻率穩定問題突出，“小電網大外送”的特征使得西南電網頻率越限的風險較異步聯網前劇增。異步聯網后，在發生多直流同時換相失敗或者閉鎖、損失大型電源或大容量送電通道等嚴重故障時，維持西南電網的頻率穩定將更為困難[1-3]。

另一方面，西南電網水電裝機容量占到全網總裝機容量的70%左右。在國家“碳達峰、碳中和”總體目標下，火電機組裝機容量增長空間和裝機容量比例在“十四五”期間將進一步壓縮。由于水電機組在0.1 Hz以下頻段表現為負阻尼特性，西南電網的超低頻振蕩風險突出。為此，西南電網調整了網內主力水電機組調速系統PID參數，大幅放慢了水電機組出力調節速度，從而抑制全網超低頻振蕩風險，但同時這也導致水電機組的一次調頻性能嚴重削弱[4-6]。因此，充分發揮火電機組的一次調頻能力，對于西南電網的頻率穩定就具有更重要的意義。

隨著生物質發電的不斷發展壯大，生物質發電機組總裝機容量僅在四川就已突破1000 MW，其對電網頻率穩定的作用應予以重視。由于四川電網內生物質機組單機容量小、臺數眾多、管理粗放，較長時間以來對發電機組涉網功能和性能缺乏重視，存在較高的涉網安全風險。因此，針對西南電網的網源協調工作特殊性，亟需開展生物質機組調速系統涉網安全功能改造完善。

1 汽輪機數字電液控制系統

汽輪機數字電液控制系統(digital electro-hydraulic control system，DEH)主要分為低壓透平油純電調DEH和高壓抗燃油純電調DEH。為節省投資，生物質發電機組調速系統大都采用低壓透平油DEH。DEH發出的閥位指令信號，經伺服放大器后，直接驅動式伺服閥(direct drive valve， DDV)將電信號轉換成脈動控制油壓信號控制動態進油，直接控制油動機帶動調節汽閥以改變機組的轉速或功率，如圖1所示。低壓透平油DEH有著系統簡潔、制造成本低、運行維護費用低和抗污染能力強等特點。

圖1 低壓透平油電液伺服系統原理

西南電網異步運行以來，頻率穩定問題成為電網安全穩定運行的主要問題之一，這對并網機組一次調頻響應特性和動態性能提出了更高要求。低壓透平油DEH在實際運行中存在閥門調節遲緩率大和非線性問題，影響機組一次調頻性能；另一方面，低壓透平油DEH閥門開關動作特性不一致，在機組保護動作快關調節汽門(以下簡稱調門)時關閉緩慢，易造成機組超速，影響機組和電網安全運行。

隨著電力工業的發展進步，高壓抗燃油DEH在大中型火電機組中已有廣泛、成熟的應用。高壓抗燃油DEH具有控制精度高、系統遲緩率小、汽機保護動作閥門關閉快速安全，能有效防止機組超速等優點，因此特別適用于當前電網快速發展，以及對機組一次調頻性能要求高的場景[7-9]。

目前，四川新投運的采用高壓抗燃油DEH的生物質機組均無一次調頻性能不合格的情況，而部分采用低壓透平油DEH的生物質機組則因調速系統性能不佳造成一次調頻性能指標不滿足試驗導則要求。因此，建議新投運生物質機組應采用技術成熟、優點突出、使用廣泛的高壓抗燃油DEH。

2 涉網保護功能

按照四川電網高周切機要求，汽輪機超速保護控制(over-speed protection control，OPC)功能應與頻率相關的涉網保護定值相匹配，并網火電機組在頻率上升至51.5 Hz時，機組正常運行時間應不低于3 s，并確保OPC動作后機組保持并網運行，避免機組在電網頻率異常時頻繁、無序動作[10-13]。據此對生物質機組OPC功能做了完善和改進，如圖2所示。

圖2 OPC動作邏輯原理

1)為滿足電網穩定運行要求，設計有并網機組頻率高于51.5 Hz(汽輪機轉速3090 r/min)延時3 s OPC動作邏輯，而在機組未并網時，仍沿用原邏輯即頻率高于51.5 Hz立即動作邏輯；

2)為防止OPC動作后，汽輪機總閥位指令清零，機組所有調門關閉，導致發電機逆功率保護動作，設計邏輯保證：機組并網運行，OPC動作復位后，汽輪機控制方式均切換為閥控方式，并將總閥位指令保持在OPC動作之前的值，以便電網高頻故障消失機組能夠快速接帶負荷。

3)為避免電網頻率異常時機組OPC保護頻繁動作，引起電網頻率大幅波動，設計邏輯如下：機組并網運行時，OPC保護在動作后至轉速恢復正常1 min內閉鎖再次動作，同時在此期間開放一次調頻幅度下限(但不突破機組最小技術出力)。這一設計確保OPC保護在網頻異常時不會反復動作，且如電網因線路故障網頻持續偏高時，利用開放下限的一次調頻指令，直接疊加到總閥位指令，使調門開度維持在合理范圍，防止網頻持續升高。

4)為滿足電網穩定運行要求，機組并網運行時，如OPC保護包含汽輪機轉速加速度保護，屏蔽加速度保護，以防止汽輪機轉速加速度保護誤動引起OPC保護動作。

5)為防止機組并網時對側變電站故障造成機組帶部分地區負荷孤網運行而出現頻率飛升，在并網機組頻率51.5 Hz延時3 s OPC動作基礎上，增加頻率52 Hz(汽輪機轉速3120 r/min)第二道OPC保護，防止機組在孤網運行時汽輪機轉速在3 s內飛升過快[14]。

3 一次調頻控制策略優化

按照火電機組一次調頻試驗導則要求，設計一次調頻邏輯如下[15]：

1)設置機組一次調頻正常范圍為機組最小技術出力至106%Pe(Pe為機組額定功率)；根據記憶的一次調頻動作前的機組負荷，與調頻上、下限比較確定裕量，通過調頻裕量限制調頻動作幅度。一方面，當機組負荷小于最小技術出力時，開放增負荷方向調頻、閉鎖減負荷方向調頻；負荷大于106%Pe時開放減負荷方向調頻、閉鎖增負荷方向調頻，以確保一次調頻動作始終處于機組的有效調節范圍及安全運行區間。另一方面，當OPC超速限制動作時，開放一次調頻下限至-100%Pe，但仍受機組最小技術出力限制，確保OPC動作復位后，機組負荷不低于最小技術出力，在系統頻率恢復正常后，能夠快速接待負荷。如圖3所示。

圖3 一次調頻負荷目標設備

2)為克服調速系統遲緩率對小頻差一次調頻影響，在一次調頻不等率函數中，設置考慮調節系統遲緩率的一次調頻不等率函數。通過階躍量克服系統遲緩率以響應小頻差擾動，確保一次調頻動作的有效性，使實際調頻負荷指令滿足“兩個細則”考核指標要求，并能克服系統遲緩率造成實際一次調頻動作積分貢獻電量的不足[16]。

3)DEH一次調頻采用增量前饋與功控閉環相結合的方式，一次調頻流量前饋根據不等率函數轉換為汽機流量前饋，并采用主汽壓力函數修正，以確保一次調頻在不同壓力下動作的持續性和準確性，如圖4所示。

圖4 一次調頻功能典型原理

4 應用效果

2020年年末，西南電網某火電機組正常運行時，電網發生瞬時故障，汽輪機加速度限制保護誤動作，觸發OPC超速保護動作，全關閉所有汽輪機調門，總閥位指令歸0。隨后電網故障消除，OPC動作復位，總閥位指令仍保持0，最終觸發發電機逆功率保護動作，機組非計劃停運。該火電機組采用所述涉網保護控制策略對調速系統進行改造，成功消除了異常脫網的風險。

某15 MW生物質發電機組，采用機組出廠涉網保護控制策略，進行汽輪機轉速大于3090 r/min(即網頻大于51.5 Hz)OPC超速保護仿真。仿真結果如圖5所示：轉速大于3090 r/min后，立即觸發OPC超速保護動作，總閥位指令和調門快關置0，實際功率為0，其后轉速雖恢復正常轉速3000 r/min，總閥位指令仍保持0，在無運行人員手動干預的情況下，汽輪機出現逆功率后逆功率保護延時1 min動作，最終引起汽輪機ETS保護動作，機組全停。

圖5 涉網保護控制改造前機組OPC仿真曲線

該機組應用所述涉網保護控制策略后，進行轉速大于3090 r/min OPC超速保護仿真。仿真結果如圖6所示：機組功率15 MW、轉速超過3090 r/min時，首先，一次調頻作用使機組功率下降10%(最大正常調頻幅度)，3 s后OPC超速保護動作觸發，調門快關(閥位反饋置0)，總閥位指令仍保持不變，OPC動作2 s后自動復位，調門恢復開啟；在OPC動作開放一次調頻下限及大于機組最小技術出力限制下，調門恢復開啟至機組功率大于最小技術出力，避免發電機逆功率保護動作。

圖6 涉網保護控制改造后OPC與一次調頻仿真曲線

隨著轉速恢復至3000 r/min(即網頻恢復50 Hz)，調門在一次調頻作用下恢復開啟至達到總閥位指令，滿足電網故障消除后機組接帶負荷要求；隨后若電網再次發生故障，轉速再次升高到3090 r/min(1 min內)，此時OPC保護不動作，依靠一次調頻開放下限功能關小調門，降低機組出力，避免網頻短時大幅度波動時，OPC保護反復動作/復位，調門反復開啟/快關，滿足汽輪機安全運行要求。

5 結 論

隨著西南電網生物質機組總裝機容量不斷增長，生物質發電對城市供電安全和垃圾廢物處理都發揮著不可替代的作用，對電網頻率穩定的支撐作用也愈發重要。針對生物質機組調速系統的涉網功能和性能存在的缺陷，從汽輪機數字電液控制系統改造、涉網保護整定和一次調頻策略優化三方面提出了一套完整改造方案，對加強生物質機組的涉網安全管理工作有著重要的借鑒價值和推廣意義。