快速變負荷技術在調頻輔助服務市場中的應用

溫焱明

（中山嘉明電力有限公司）

0 引言

2018年8月初，國家能源局南方監管局印發了《廣東調頻輔助服務市場交易規則（試行）》，確定了廣東調頻輔助服務市場運營及管理準則，規定了調頻市場參與成員、交易要求、市場組織實施流程以及市場結算方式等。根據《規則》的內容，機組綜合調頻性能指標為影響調頻收益的關鍵指標。隨著廣東調頻輔助服務市場的發展，越來越多的燃煤機組通過建設電池儲能項目參與市場交易，其機組綜合調頻性能指標已經和燃氣機組相當甚至更高，燃氣機組要中標取得調頻收益面臨更大的競爭壓力，會擠占機組原有的收益空間，造成整體調頻收益減少。為了保持機組參與調頻輔助服務市場交易的競爭優勢，獲得更多的調頻輔助服務收益，提出了開展F級燃機快速變負荷技術研究及其在調頻輔助服務市場的應用課題。

1 調頻輔助服務市場交易規則

調頻輔助服務實際上就是通過機組AGC自動響應廣東區域頻率控制偏差（ACE）調整負荷來實現廣東電網頻率穩定。調頻服務分為調頻里程補償和容量補償，調頻里程補償納入市場，容量補償按《兩個細則》執行，參與市場的機組可以拿到調頻里程補償，未參與市場的機組仍可以拿到調頻容量補償。調頻里程就是機組響應AGC指令的調整里程，簡單說就是負荷波動絕對值的總和。市場交易標的就是調頻里程，交易單位為元/MW。

調頻里程收益的計算方式為：

調頻里程收益=調頻里程×出清價格×綜合調頻性能指標平均值k。其中調頻里程是指機組參與調頻時相鄰兩點出力差值的絕對值之和。調頻里程反映了機組參與調頻的實際貢獻量。調頻輔助市場采取日前報價、日內統一出清模式，按照調頻里程排序價格，從低到高順序依次成交，直至中標調頻容量滿足系統調頻需求，最后一臺中標機組的價格即為出清價格。調頻性能指標K的計算公式為：

式中，調節速率K1為響應AGC控制變化指令的速率。K1=實測速率/調頻資源分布區內AGC平均標準調節速率(p.u.)；為避免機組響應AGC控制指令時過調節或超調節，K1最大值暫不超過5。響應時間K2，指響應AGC 控制指令的時間延遲。K2=1-（響應延遲時間/5min）；響應延遲時間是指AGC動作與接到AGC命令的延遲時間。調節精度K3為響應AGC控制指令的精度。K3=1-（調節誤差/調節允許誤差）；調節誤差指響應AGC控制指令后實際出力值與控制指令值的偏差量，調節允許誤差為其額定出力的1.5%。

歸一化綜合調頻性能指標P（由7日綜合調頻性能指標k歸一化處理得來），P=K/Kmax，Kmax為系統調頻性能指標最好機組的K值。調頻里程排序價格：電廠報價/P，機組中標與否就是按調頻里程排序價格從低到高出清。調頻性能指標K大于等于0.5的機組才能采用調頻輔助服務市場的競標。由此可見，K值不僅影響機組能否中標，同時也影響結算補償金額。提高K值可以提高調頻補償收益。由K值計算公式可見，可以通過提高K1、K2或K3來提高K值。

提高機組響應時間K2及調節精度K3，二期機組響應時間及調節精度都較好，兩個數值都接近高限值，再繼續提高K2或K3難度較大。由K值計算公式可見，提高K1能達到的效果是提高K2及K3的兩倍，且通過調頻輔助系統運行數據，目前機組K1值約為2.5，有較大提升空間，因此，考慮通過增加機組調節速率K1來提高某公司調頻輔助補償金額。提高機組調節速率K1就是要提高發電單元實測速率即發電機組的變負荷速率。同時也存在由于變負荷速率慢導致無法完成調頻里程的情況。當AGC指令動作頻繁的情況下，機組變負荷速率偏小導致實際負荷無法執行完指令需要的里程。據統計，機組實際調頻里程占AGC指令里程76.5%，即有23.5%的調頻里程由于機組性能沒有完成。可見，機組變負荷速率的提高也能增加調頻里程的數量。

2 快速變負荷速率值的確定

通過提高K1來提高綜合調頻性能指標，就是要提高機組的變負荷速率，以提高K1值至最大值5為目標，研究確定機組快速變負荷應達到的速率值。

某電廠2×390MW燃氣-蒸汽聯合循環發電機組配套兩套GE的9F.03型重型燃機，標準變負荷速率為21.8MW/min。統計機組參與調頻輔助服務交易的數據，可得到綜合調頻性能指標情況如表1所示。

表1 綜合調頻性能指標平均值

由綜合調頻性能指標計算公式，可推算出：

調頻資源分布區內AGC 發電單元平均標準調節速率(p.u.)＝21.8/2.376＝9.175。若要使K1為5，則可計算出機組速率應達到9.175×5＝45.875MW/min。由于負荷變化初始加速和最終減速期間速率改變的遲滯性，按照機組運行數據統計，50MW左右負荷里程的等效遲滯時間大約為12s，則計算滿足要求的機組最大變負荷速率應達到：45.875×（1＋12/60）＝55.05MW/min，取整數55MW/min。

按照機組最大變負荷速率5 5 M W/m i n，等效44.875MW/min代入綜合調頻性能指標K的計算公式，K2和K3采用原平均值，可計算得到對應綜合調頻性能指標K=0.25×(2×5＋0.897＋0.799)＝2.924。可見，采用快速變負荷速率后，理論最大的綜合調頻性能指標K=2.924已經非常接近最大極限值3，相對于現K值1.611放大1.82倍。可以使機組在調頻輔助服務市場中占據有利的優勢地位。

機組變負荷初始階段，由于AGC指令傳輸、機械閥門調節、燃料燃燒做功等因素引起負荷變化具有少量固有時間延遲性，該時間大約為5s內。在燃機進入基本負荷狀態之前，快速變負荷功能應能使機組在77MW負荷變化范圍內的調節速率達到51.92MW/min，10MW負荷變化范圍內的折算調節速率達到37MW/min。各里程即不同負荷范圍下的對應變負荷率如表2所示。可見，即使是10MW小范圍里程的負荷變化率也可提升至37.71MW/min。

表2 快速變負荷各里程對應變負荷速率

由變負荷速率37.71可計算出對應的綜合調頻性能指標K為2.664。

3 機組快速變負荷控制策略設計

3.1 機組快速變負荷的負荷區間

采用OPFlex Turndown控制技術的燃機機組滿足排放要求的負荷區間是30%以上負荷，即機組燃燒系統進入6.3預混運行模式，該模式下機組投入高級模型控制算法、自動燃調算法，燃燒穩定性較好。因此，選擇將快速變負荷的投入的時機是燃燒系統進入6.3模式，負荷區間為30%～100%額定負荷。同時，為了保證進入6.3模式后燃燒系統充分預熱，保證燃燒的穩定性和控制排放在標準范圍內，要求進入6.3模式后先在標準速率下運行60min，此后再進入快速變負荷模式進行負荷的控制。

3.2 變負荷速率的設計

燃機機組在并網后采用轉速控制模式，負荷調節通過轉速基準變量TNR來實現，該變量來自負荷增減指令邏輯，最終影響燃氣燃料量FSR的輸出，其與燃料基準FSR的關系如下式：

因此，變負荷速率要轉換為轉速基準變量的變化速率來實現調整。按照燃機機組轉速不等率4%的設定，TNR基準為100%～104%，對應0～262MW燃機負荷范圍，計算55MW/min所對應的TNR速率為：

同時，為了滿足在某種情況下調節變負荷速率的需要，負荷變化率可手動或通過DCS一體化進行控制，可選擇0到最大值之間進行設定。相應的TNR速率值按照以上公式計算。

3.3 TCS與DCS之間的接口設計

為了進行一體化控制，需要實現燃機控制系統TCS與聯合循環控制系統DCS之間對快速變負荷的相關數據傳輸。雙方需要進行傳輸的數據測點包括6個開關量點和6個模擬量點。

3.4 汽機負荷速率限制的處理

在標準設計中，汽機因應力控制的需要限制燃機的負荷變化速率最大值為23MW/min。經評估，當汽輪機完全進氣后，燃機滿足快速變負荷條件時，快速變負荷上升產生的熱應力較低。因此，可以將該限制值在投入快速變負荷功能時改為55MW/min，從而解除汽機側對燃機變負荷速率的限制。

3.5 自動解除快速變負荷的策略設計

在已投入快速變負荷的情況下，若出現任何降負荷的保護都將禁止快速變負荷發生作用，即需要自動退出快速變負荷，并從自動負荷控制切換到手動控制。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速率值。

3.6 自動降低變負荷速率的條件

為保證燃燒安全和排放標準，在以下兩種情況下，需要自動降低變負荷速率：當機組負荷達到或接近溫控下的基本負荷時（工況下的最大負荷），變負荷速率將在基本負荷附近稍微減慢，以避免較大的瞬態燃燒溫度超調。

如果降負荷結束時處于或接近退出符合排放允許模式時，變負荷也會減小，以防止從允許排放模式退出。如果選擇的負荷值處于允許排放模式之外，則一旦超出允許排放模式，降負荷至設定點將以額定速率進行。這種情況在單軸機組上容易出現，因為負荷設定值通常是根據聯合循環機組的出力來執行，當低負荷時，由于蒸汽產量減少，汽輪機對機組輸出的貢獻大于穩態時的貢獻，這意味著燃機出力暫時低于穩態。負荷的快速變化可以使此差異相對標準負荷速率更大。

3.7 自動投入快速變負荷策略

在DCS一體化設計中，需要由系統自動判斷進行快速變負荷的投退。鑒于燃機側接收到DCS投入快速變負荷指令會判斷是否允許投入，故DCS側主要考慮投入時機問題，以汽機滿足快速變負荷控制為基準。設計自動投入條件為DCS側已投入負荷遠方自動控制且汽機推薦變負荷率大于21.3MW/min。以上兩個條件任一個消失則退出快速變負荷。

3.8 實際變負荷速率測算

當負荷設定值變化率超過0.2MW/s時開始進行變負荷速率實時計算，當指令與實際負荷值偏差小于3MW時停止計算，實時速率值為開始計算時的負荷值與實時負荷值相減再除以計時時間，停止計算時鎖定速率值即為一個變負荷周期的平均變負荷速率。

3.9 鍋爐水位和高壓過熱蒸汽溫度控制

鍋爐水位控制采用三沖量控制方式，高壓過熱蒸汽溫度控制采用串級控制方式。在快速變負荷動態調試過程中對相關控制回路的PID參數進行優化整定，解決快速變負荷后引起的鍋爐水位和高壓主蒸汽溫度波動大問題，使其保持相對穩定。

3.10 人機接口畫面設計

在燃機TCS控制系統和DCS系統增加畫面和修改原有畫面，實現對快速變負荷的可視化監控。TCS增加了一個獨立的畫面，除了原有的控制模式選擇按鈕，還有快速變負荷投退按鈕、變負荷速率設置框、速率值顯示、快速變負荷投入條件及其滿足情況等。DCS畫面則增加快速變負荷投退按鈕、投退情況顯示、速率值顯示等功能。

4 機組快速變負荷技術的動態調試及效果

快速變負荷技術的動態調試應在充分保證機組安全的前提下實施，要充分暖機，在系統穩定的情況下逐步增加變負荷速率進行調試。試驗分階段進行，分別在低負荷180 MW，中間負荷280 MW及Base load上下增減（其中Base load先減后增），增減的速率可以分低、中、高三種速率，變負荷速率由操作員在燃機新增畫面Fast Ramp中輸入，變負荷開始后查看變化的響應速度，檢查相關參數是否異常，每次試驗結束應盡量等負荷穩定后做下一次試驗。如果選用外部方式控制（Remote方式），變負荷速率可以由DCS側輸入并控制。

自主試驗測試機組的最大變負荷速率從22MW/min提高到55MW/min，第三方AGC測試報告平均變負荷速率從18MW/min提高至46.8MW/min。經濟指標方面，根據在調頻輔助服務市場交易系統查詢到的數據，機組綜合調頻指標K從1.6提升至2.6，調頻性能指標排名處在全網前列，機組參與調頻輔助服務的經濟收益有了很大提高。

5 結束語

F級燃機快速變負荷技術充分挖掘機組自身潛能，通過低投入實現了參與調頻輔助服務市場的高產出。同時機組對電網負荷變化需求響應速度的提高，對保障電網的安全穩定運行具有重要的意義，也為全國其他各省市在役的9F燃機機組在快速適應市場需求、維護電力市場的安全與穩定方面提供了有益借鑒。