燃氣輪機快速變負荷在調頻市場中的研究與實踐

潘志明，薛志敏

(中山嘉明電力有限公司,廣東 中山 528403)

高比例新能源接電網系統將帶來發電側的隨機性、波動性和間歇性供電等問題[1]，電網在持續可靠、安全穩定等方面面臨重大挑戰。這些都對電網的調頻控制和機組的調頻性能提出了更高的要求[2]。一方面，發電機組一次調頻因機組特性不同，調整量有限。以廣東電網為例，交直流混聯運行導致系統安穩特性復雜，最大日負荷峰谷差超過46 GW，廣東省內1/3的用電量由西部省區的清潔能源供給，且省內缺少調節性能好的水電機組[3]。另一方面，恢復電網頻率的二次調頻，包括通過自動發電控制裝置(automatic generation control,AGC)實現自動響應電網系統負荷隨機性波動，也包括人為根據電網頻率高低調整機組負荷，最終實現電網系統穩態頻率偏差控制在目標±0.10 Hz范圍內[3]。因此，為解決高比例風電、光電接入電網帶來的調峰、調頻問題，以發電側和需求側為代表的調頻技術大力發展，文獻[4]對儲能參與電力系統調頻的技術特性進行了總結；文獻[5]提出在風電場配置儲能裝置實現風儲聯合系統參與電網調頻的控制策略；文獻[6]論證了大規模風電并網條件下電源參與電網調頻必要性；文獻[7]提出一種基于分布式計算技術的火電廠輔助調頻儲能系統容量和功率規劃方法；文獻[8] 研究了各類型電動汽車參與電力系統調頻；文獻[9]對電極式鍋爐參與電網調頻服務下供熱系統日前優化調度進行研究。其中，燃氣輪機機組因啟停快、升負荷快、能靈活跟蹤負荷及迅速響應負荷變化的優點[10]，廣泛應用于調峰、調頻。

此外，為了運用市場手段鼓勵更多調頻性能好的機組參與調頻，南方(以廣東起步)調頻輔助服務市場于2018年進入正式結算運行，2021年推進廣東、廣西、海南三省(區)的南方區域調頻輔助服務市場(以下簡稱“區域調頻市場”)試運行工作。調頻輔助服務市場通過市場化優化手段實現了調頻資源的市場化調用和補償機制[11]。調頻輔助服務市場可以很好地激勵各類電源側資源參與市場獲利，調頻性能優良的燃氣機組在系統負荷需求高峰時期，日均的調頻收益達25 萬元。

因機組在調頻輔助服務市場能夠獲得不菲收益，輔助服務補償機制調動了電廠提供調頻輔助服務的積極性[8]，刺激電廠對機組進行調頻性能改造。儲能具備響應快、調節精度高、短時功率吞吐力強等優點[4]，電力系統新能源配套調峰、調頻、需求側響應的工程實踐中常有應用[12-14]。儲能可與常規調頻技術相結合,作為電網調頻輔助有效手段，以煤電機組和燃氣輪機機組為例，廣東某300 MW燃煤機組成功應用儲能9 MW/4.5 MW·h系統，組成聯合系統參與調頻服務市場，綜合調頻性能指標和調頻輔助市場競爭力得以提升[15]。國內首臺增加儲能系統的9F級聯合循環燃氣輪機機組完成改造，成為首個9F級聯合循環燃氣輪機運用大容量儲能系統成功實現黑啟動的項目，機組調頻性能提升[16]。隨著儲能電池成本逐漸降低，特別是功率型儲能的成本降低到能規模化商業應用的條件[17]，電池儲能結合常規機組參與電網調頻應用將更廣泛。此外，儲熱技術應用在燃氣-蒸汽聯合循環熱電聯產機組，可有效解決新能源消納和調峰等問題[18]。太陽能槽式集熱器與燃氣-蒸汽聯合循環組成的一體化太陽能聯合循環系統增大了機組的調峰范圍，增強了機組在較高熱負荷運行時的調峰能力[19]。

綜上所述，調頻輔助服務市場下，常規機組結合儲能、儲熱等方式提升調頻性能相關研究已非常廣泛，因而對具備良好調峰能力的燃氣輪機機組快速變負荷技術研究很有必要，但這方面研究并不多，尤其是目前國內9F級燃氣輪機采用快速變負荷技術參與調頻市場的工程案例很少。

因此本文分析了9F級燃氣輪機采用快速變負荷提升調頻性能的作用和收益，提出快速變負荷改造方案，總結國內首批9F級燃氣輪機采用快速變負荷技術的工程應用實踐，為9F級燃氣輪機提升調頻性能提供可靠的參考方向。

1 輔助調頻市場

1.1 輔助調頻市場關鍵指標

1.1.1 綜合調頻性能指標[20]

自動發電控制(automatic generation control,AGC)在確定的區域內，當電力系統頻率或聯絡線功率發生變化時，通過遠程調節發電機組的有功功率，以維持系統頻率或確保區域之間預定的交換功率。根據《南方區域調頻輔助服務市場交易規則(征求意見稿)》，綜合調頻性能指標k是衡量調頻控制區發電單元響應AGC控制指令的綜合性能體現，其計算式為：

k=λ1×k1+λ2×k2+λ3×k3

(1)

式中：調節速率k1指發電單元響應AGC指令的速率；響應時間k2指發電單元響應AGC指令的時間延遲；調節精度k3指發電單元響應AGC指令的精準度；λ1、λ2、λ3為對應的調頻性能指標k1、k2、k3在綜合調頻指標k的權重系數，分別為0.5、0.25、0.25。

調節速率k1、響應時間k2、調節精度k3的計算式分別為：

k1=v/V

(2)

k2=1-t1/t2

(3)

k3=1-ΔW/ΔP

(4)

式中：v為發電單元實測負荷調節速率，MW/min；V為調頻控制區內AGC發電單元平均標準調節速率，MW/min；t1為發電單元AGC響應與發電單元接收AGC指令的延遲時間，min；t2為允許響應延遲時間，目前取為5 min；ΔW為發電單元調節誤差，是指發電單元響應AGC 指令后實際出力值與指令值的偏差量，MW；ΔP為發電單元調節允許誤差，目前取值AGC單元額定出力的1.5%，MW。

為避免發電單元響應AGC指令時過調節或超調節，目前設置k1最大值不超過3；由式(3)、式(4)可知k2、k3的最大值為1、1。根據k1、k2、k3的最大值可知k最大值為2，據南方區域調頻市場不完全統計，9F級燃氣輪機k值平均值取0.94。

為更好地對比發電單元調頻性能，對發電單元綜合調頻性能指標k進行歸一化處理，歸一化綜合調頻性能指標P的計算式為：

P=k/kmax

(5)

式中：k為前面所述發電單元的綜合調頻性能指標；kmax為南方電網統一調頻控制區內所有發電單元的綜合調頻性能指標最大值。

調頻里程排序價格B′的計算式為：

B′=B/P

(6)

式中：B為各發電單元的調頻里程報價，元/MW；P為歸一化綜合調頻性能指標。

調頻輔助市場按照各發電單元的調頻里程排序價格從低到高依次進行出清成交，直到總中標調頻容量滿足系統總調頻需求為止，將最后一臺調頻中標發電單元的調頻里程排序價格作為統一出清價格[3]。

1.1.2 調頻里程

調頻里程是指發電單元每次響應相鄰兩點AGC調頻控制指令出力值之差的絕對值，簡單說就是負荷波動絕對值的總和，反映了發電單元參與調頻的實際貢獻量。某時間段內總的調頻里程為該時段發電單元響應AGC控制指令的調頻里程之和，其計算式為：

(7)

式中：Di為發電單元第i次調節的調頻里程，MW；f為調節次數。

1.1.3 調頻里程補償[20]

中標發電單元在調頻市場上提供調頻服務可以獲得相應的調頻里程補償，調頻里程補償按日統計、按月結算，并根據交易周期內發電單元的綜合調頻性能指標平均值與1比較進行數學處理計算，其計算式為：

(8)

(9)

式中：Rm,i為第i次調節的調頻里程補償，元；Rm為當月的調頻里程補償，元；n為每月調頻市場總的交易周期數；Di為第i次調節的調頻里程，MW；Qi為第i次調節的出清價格，元/MW；ki為第i次調節的綜合調頻性能指標；m為自市場進入結算試運行起的自然年數，市場進入結算試運行當年m取0。

發電單元的綜合調頻性能指標既影響調頻中標概率又影響調頻里程補償。由式(8)可知，調頻里程越長、里程結算價格越高、綜合調頻性能指標越大，調頻里程補償就越高。k值經過數學處理后，如圖1所示。從圖1可知，綜合調頻性能指標k越高，進入試運行結算的前2年數學處理后綜合調頻性能指標下降程度越大，在里程結算價格、調頻里程不變時，獲得的調頻里程補償下降越大；進入試運行結算6年后，調頻性能下降程度隨著時間的推移變化不大，獲得的調頻里程補償變化也不大。

圖1 區域調頻市場調頻性能變化

1.2 燃氣輪機調頻現狀

某電廠9F級燃氣-蒸汽聯合循環機組由一臺燃氣輪機、一臺蒸汽輪機、一臺發電機和一臺余熱鍋爐組成，燃氣輪機、蒸汽輪機、發電機采用同軸布置。

ISO工況下，聯合循環機組額定出力為390.93 MW，簡單循環額定出力為255.6 MW。9F級燃氣輪機變負荷速率通常固定在標準的“12分鐘速率”，即ISO規定負荷變化率為21.3 MW/min。該聯合循環機組參與調頻輔助服務市場的綜合調頻性能指標如表1所示。在廣東調頻市場和區域調頻市場的歸一化綜合調頻性能指標分別為0.61、0.51。在廣東調頻市場中，聯合循環機組憑借其較好的調頻性能且通過調整報價策略可基本保證調頻中標獲取調頻里程補償。然而“區域調頻市場”試運行以來，隨著煤機儲能聯合系統和水電進入調頻市場，中標機組平均綜合調頻性能指標為0.85，最大綜合調頻性能指標為1.85，大部分機組綜合調頻性能指標介于0.4～1.2之間。燃氣輪機平均綜合調頻性能指標為0.94，歸一化綜合調頻性能指標僅為0.51，僅略高于市場準入門檻(0.3)，從而出現燃氣輪機因調頻性能差未中標的現象，進一步壓縮燃氣機組在調頻市場的收益空間。該聯合循環機組的日調頻收益情況如表2所示。機組進入區域調頻市場后，出清價格由15.75 元/MW下降至12.82 元/MW，調頻里程變化不大，而每天的調頻里程補償由82 362元下降至38 623元，大大影響電廠的收益。

表1 9F級燃氣-蒸汽聯合循環機組綜合調頻性能指標

表2 機組日調頻收益情況

燃氣輪機機組在區域調頻市場獲取調頻里程補償大幅縮水，刺激電廠研究9F級燃氣輪機快速變負荷技術以提升調頻收益。

2 快速變負荷對調頻性能指標的影響

快速變負荷是指電站燃氣輪機采用新的控制軟件，以實現燃氣輪機靈活的負荷變化率，比標準負荷變化率更高，并維持低NOx排放。快速變負荷對燃氣輪機綜合調頻性能有大幅提升。

2.1 快速變負荷對調頻性能的提升

根據式(1)可知，可以通過對調節速率k1、響應時間k2和調節精度k3這3個影響因子的提升達到提升燃氣輪機綜合調頻性能指標的目的。快速變負荷改造對燃氣輪機響應時間k2、燃氣輪機調節精度k3無影響；燃氣輪機調節速率k1約為1.15，有較大的提升空間，快速變負荷改造使燃氣輪機在變負荷階段負荷調節速率增大，從而增大k1，進而增大綜合調頻性能指標k。

2.2 提升調頻性能的意義

快速變負荷對燃氣輪機調頻性能有明顯提升作用，提升調頻性能指標有三個意義：

(1) 提高中標概率。根據式(6)可知，在相同報價下，機組調頻性能越好，調頻里程排序價格越低，其在調頻市場出清排序中越靠前，并且當發電單元排序價格相同時，優先出清歸一化綜合調頻性能指標P值高的發電單元；當發電單元歸一化綜合調頻性能指標P值相同時，優先出清綜合調頻性能指標k值高的發電單元。因此，機組調頻性能越好中標概率越高。

(2) 增加調頻里程。在同一調頻中標時段，綜合調頻性能越好的機組，能快速響應AGC指令，能獲得更多的調頻里程。

(3) 增加調頻里程補償。由式(8)可知，綜合調頻性能指標k越高，調頻里程補償也越高。

2.3 快速變負荷的預測收益

某電廠兩套9F級燃氣輪機從2018年南方電網(廣東起步)輔助調頻市場啟動以來的運營數據如下：兩套機組年調頻里程約 1 500 000 MW，里程結算價格約15元/MW。根據工程經驗，采用快速變負荷改造僅需升級控制軟件，成本約550萬元～800 萬元，綜合調頻性能指標k約為1.55。

考慮到儲能項目和調頻更優的水電進入調頻市場后會占用一定的調頻里程資源，快速變負荷改造后會提高中標概率和增加調頻里程，按照保守估算改造前后年平均調頻里程分別為1 000 000 MW、1 080 000 MW。快速變負荷改造的調頻里程補償和相對收益結果如表3所示。可見，采用快速變負荷改造年調頻里程補償隨著自然年增加而接近，以10年計，快速變負荷改造相對收益為2 318萬元。

表3 燃氣輪機快速變負荷改造前后收益對比

綜上所述，燃氣輪機快速變負荷改造具有以下優點：改造工期短，只需升級控制軟件而不需新增使用土地、設備及運維人員，綜合調頻性能優，投資少，以10年計相對收益約2 318 萬元。

3 快速變負荷解決方案

快速變負荷允許用戶定義負荷速率且可以高于標準速率。但并非所有9F級燃氣輪機都能滿足快速變負荷改造的要求，除滿足主設備廠家規定的天然氣燃料、燃燒室、壓氣機、控制系統等基本條件外，還需考慮對部件限制、機組運行和余熱鍋爐的影響。

3.1 快速變負荷控制策略

3.1.1 運行負荷

采用快速變負荷的燃氣輪機，需考慮快速變負荷時是否滿足排放要求。采用OPFlex Turndown控制技術的燃氣輪機燃燒模式進入6.3預混模式后投入高級模型控制算法、自動燃燒調整算法，能滿足排放要求且燃燒穩定性較好，此階段燃氣輪機的運行負荷為30%額定負荷以上。該聯合循環機組投入AGC運行的負荷范圍為260～390 MW，因此快速變負荷運行負荷為260～390 MW。

3.1.2 變負荷速率

燃氣輪機在并網后采用轉速控制模式，通過負荷增減指令來改變轉速基準TNR，從而達到改變燃氣輪機燃料行程基準FSR的輸出值來進行負荷調節，燃氣輪機轉速控制燃料行程基準FSRN與轉速基準TNR的關系式為：

FSRN=(TNR-TNH)×FSKRN2+FSKRN1

(10)

式中：FSRN為燃氣輪機轉速控制燃料行程基準FSR，%；TNH為燃氣輪機運行轉速，%；FSKRN1為燃氣輪機全速空載時的FSR值，取20.566 7%；FSKRN2為決定有差轉速控制不等率的控制常數，取14.469 7%。

燃氣輪機并網正常運行轉速為100%額定轉速，變化不大。由式(10)可知，燃氣輪機變負荷速率可轉換為調整轉速基準TNR的變化率來實現。

3.1.3 汽輪機負荷速率限制

在聯合循環機組標準設計中，燃氣輪機因汽輪機應力控制，需要限制最大的負荷速率為23 MW/min。經評估，當燃氣輪機滿足快速變負荷條件時，汽輪機處于全周進汽且變負荷過程中主、再熱蒸汽溫度變化不大，產生較低的熱應力。因此，在投入快速變負荷功能時將燃氣輪機因汽輪機應力控制限制的最大負荷速率改為55 MW/min，以解除快速變負荷過程中汽輪機負荷速率限制。

3.1.4 自動解除快速變負荷的策略

燃氣輪機在投入快速變負荷的運行過程中，若出現任何降負荷的保護都將自動解除快速變負荷功能，負荷由自動控制切換至手動控制。當保護信號復位后，需重新預選負荷和重新投入快速變負荷并設定變負荷速率值。

3.2 部件限制影響

對于設計上未考慮快速變負荷的9F級燃氣輪機來說，執行快速變負荷改造需考慮燃氣輪機各部件的限制影響并提出相應的預防措施。

3.2.1 燃燒室后缸

燃燒室后缸對快速變負荷改造的限制因素有：

(1) 冷態轉子全速運行時間<45 min可能導致軸承振動升高；

(2) 對于較老燃燒室后缸，軸承振動超過設計值時有產生裂紋風險；

(3) 快速變負荷時會加速裂紋的擴展。

電廠針對燃燒室后缸對快速變負荷改造的限制影響因素執行如下的預防措施：

(1) 機組執行快速變負荷前至少有45 min的全速運行；

(2) 升級燃燒室后缸；若不升級燃燒室后缸則必須嚴格根據主設備廠家規范要求定期檢查燃燒室后缸。

3.2.2 壓氣機

壓氣機對快速變負荷改造的限制因素有：

(1) 對于已有裂紋，無論標準速率還是快速變負荷均可能助長裂紋；

(2) 快速變負荷提供的附加運行靈活性可能導致負荷的變化更加頻繁，從而導致現有燕尾槽裂紋的擴大。

電廠針對壓氣機對快速變負荷改造的限制影響因素執行的預防措施是根據主設備廠家規范要求定期檢查壓氣機。

3.3 機組運行影響

(1) 快速變負荷只是影響燃氣輪機變負荷速率，不影響燃氣輪機基本負荷的性能。考慮到余熱鍋爐和汽輪機的滯后性，調頻機組在相同平均負荷、不同變負荷速率運行的性能會略有不同。

(2) 與標準變化率的變負荷過程相比，快速變負荷不影響燃氣輪機主要部件基于啟動次數的維修系數。

(3) 當使用快速變負荷功能且負荷變化率大于正常變化率時，燃氣輪機出口排放將保持現有排放保證值范圍以內。

(4) 快速變負荷對運行方式的影響有如下幾點：1) 負荷變化率由運行人員或外部信號選擇0到最大值范圍內的任何變化率來增減負荷。2) 快速變負荷功能需在排放保證值范圍內激活，在排放保證值范圍之外的最大負荷變化率將限制為標準變化率。3) 當機組增負荷到接近基本負荷時加載率會稍微降低，以避免燃燒溫度產生較大的瞬態沖擊；當機組排放值接近保證值邊界時，降低負荷變化率防止超出邊界。4) 若設定負荷目標在排放保證值之外，一旦實際負荷超出排放保證值時，則距目標負荷的剩余部分將繼續以標準變化率進行。

3.4 余熱鍋爐影響

快速變負荷對于基于標準負荷變化率設計的聯合循環余熱鍋爐和輔助系統來說，通常蒸汽溫度、汽包水位會受到影響，若控制不當，可能會造成機組因余熱鍋爐蒸汽溫度超溫甩負荷或汽包水位超限跳閘。因此，在快速變負荷改造前需對余熱鍋爐主蒸汽溫度控制及汽包水位控制進行研究優化，并在快速負荷變化運行期間密切監視主蒸汽溫度及汽包水位，發現異常及時處理。

3.4.1 減溫器優化控制

燃氣輪機快速變負荷過程中燃氣輪機排氣溫度和排氣流量會快速變化，燃氣輪機排氣溫度和排氣流量表征進入余熱鍋爐的熱量，而余熱鍋爐高壓過熱蒸汽流量存在滯后性，可能出現高壓過熱蒸汽溫度過高影響機組安全運行的情況。這需要我們對高壓過熱減溫器進一步優化控制，利用熱交換模型優化高壓過熱減溫器控制，如圖2所示。根據燃氣輪機排氣溫度和排氣流量、高壓過熱蒸汽設定溫度、高壓過熱蒸汽壓力及高壓過熱蒸汽流量，計算出滿足余熱鍋爐高壓過熱蒸汽溫度要求的減溫器后蒸汽溫度，并向減溫器發送前饋信號，充分考慮系統熱滯后和儀表響應時間，以便更好地控制減溫水量，保證高壓過熱蒸汽溫度在正常范圍內，防止超溫事件發生。

圖2 高壓過熱減溫器優化控制

3.4.2 汽包水位優化控制

機組負荷瞬變引起的汽包水位超限是導致機組跳閘的常見原因。機組快速變負荷過程中，負荷瞬變會影響蒸汽流量、蒸汽壓力，通過汽包水位優化控制可以減少蒸汽壓力及蒸汽流量瞬變引起的汽包水位超限跳閘。通過汽包水位設定智能控制，對汽包水位進行精準預測，在蒸汽壓力及蒸汽流量瞬變下保持汽包水位在安全范圍內。汽包水位優化控制與燃氣輪機快速變負荷、減溫器優化控制等功能結合，能更好地實現快速變負荷。

綜上所述，某電廠兩臺9F級燃氣輪機滿足快速變負荷改造的條件，安全風險可控。

4 快速變負荷改造的工程實踐

4.1 快速變負荷改造

依托珠三角某電廠兩臺9F級燃氣-蒸汽聯合循環機組進行燃氣輪機快速變負荷改造，成為國內9F級燃氣輪機首個進行快速變負荷改造的實踐工程。該電廠兩臺9F級燃氣輪機通過新控制軟件實現快速變負荷改造，通過余熱鍋爐高壓過熱減溫器及汽包水位優化控制，保證快速變負荷改造后機組安全運行。

4.2 變負荷動態試驗

通過對聯合循環機組進行AGC變負荷動態試驗，從而驗證9F級燃氣輪機快速變負荷改造后聯合循環機組在變負荷過程的調頻性能和安全性。圖3所示為機組快速變負荷改造前后AGC試驗的實際負荷曲線，表4為機組快速變負荷改造前后的性能指標對比。快速變負荷改造后聯合循環機組的綜合性能指標較改造前有大幅提升。其中實際出力變化率平均值達46.8 MW/min，遠高于改造前的18.09 MW/min。在AGC試驗過程中，聯合循環機組蒸汽溫度、蒸汽壓力、汽包水位等運行參數均在正常范圍內，表明9F級燃氣輪機快速變負荷改造后能安全運行。

圖3 快速變負荷改造前后AGC試驗

表4 快速變負荷改造前后性能指標對比

4.3 調頻市場成效

某9F級燃氣輪機快速變負荷改造后，機組綜合調頻性能指標和歸一化綜合調頻性能指標分別由0.94、0.522提升至1.55、0.861 1，性能提升程度達64.9%，從而提高了燃氣輪機在調頻市場中的競爭力。

兩臺9F級燃氣輪機已在2020年4月和6月先后完成快速變負荷改造并投入調頻市場運行。截至2020年12月底，兩臺機組運行正常，調頻里程約570 000 MW，里程結算價格約14.5元/MW。按廣東調頻市場交易規則結算，快速變負荷改造前后的綜合調頻性能指標分別為1.6、2.66，改造后調頻里程補償增加約876萬元，快速變負荷改造當年就回收投資成本并增加收益。在區域調頻市場試結算開始后進行快速變負荷改造，按表3預測，改造后前兩年的相對收益約1 139萬元，可以回收投資成本；但是若試結算開始5年后進行改造，相對收益很可能為負收益，則需綜合評價調頻里程、綜合性能指標、里程結算價格再決策改造項目。

隨著大量新能源接入電網，電網承受調頻壓力劇增，具備快速變負荷能力的燃氣輪機可以應對間歇性可再生能源發電波動等不確定因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，可根據調度指令快速調整出力，為保障電力系統安全運行作出重要貢獻。

5 結論

文中分析9F級燃氣輪機采用快速變負荷提升調頻性能的作用和收益，提出燃氣輪機快速變負荷改造提升調頻性能的解決方案，包括快速變負荷控制策略、部件限制影響、機組運行影響及余熱鍋爐影響。珠三角兩套9F級燃氣輪機機組快速變負荷改造的工程應用實踐表明燃氣輪機通過快速變負荷改造能大幅提升機組的調頻性能，增強其在調頻市場中的競爭力，能為電廠帶來良好的經濟效益，為燃氣輪機提升調頻性能提供了優秀的模板，為電網提供更好的調頻手段。未來新建燃氣輪機電廠在考慮主機設備時應將燃氣輪機快速變負荷考慮進去，以滿足機組調頻能力。