电力系统的安全稳定运行对国家工业生产与经济发展起着重要作用^[1]。随着电力系统规模的扩大, 以及智能电网的逐步形成, 机组与电网(以下简称“机网”)之间的相互联系、相互作用越来越紧密。电网对并网机组提供的辅助服务提出了更严格的要求, 对并网机组一次调频、自动发电控制(Automatic Generation Control, AGC)的考核与评价标准也更明确、严格。开发发电厂侧调频调峰参数在线监测与评估系统, 可以及时发现并网机组调频调峰过程中存在的问题, 对提升发电机组支撑电网安全稳定运行的能力意义重大。

华中能源监管局根据国家能源局统一部署, 结合华中区域电力系统的特点与实际情况, 于2020年9月印发了最新的《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》^[2]和《华中区域并网运行管理实施细则》^[3](以下简称两个细则)。修订后的两个细则, 全面提高了辅助服务补偿和并网运行考核标准, 重点对一次调频和AGC服务补偿规则进行了修订, 新增一次调频补偿内容。面对更严格的辅助服务考核标准, 如何提高并网机组调频调峰能力, 同时兼顾机组稳定性, 是当下各大发电企业需要解决的问题。在电力生产现场, 指标的偏差往往都是由运行统计人员发现的, 针对机网协调运行过程的改进与调整也都是通过运行和检修人员来实施, 因此抓好发电侧机网协调性能监测、考核及分析管理, 可以提升并网机组支撑电网安全稳定运行的能力。

针对以上问题, 本文提出一种发电侧并网机组一次调频和AGC性能考核在线监测与评估系统。该系统通过WebService协议监听采集机组调频调峰相关参数, 截取机组一次调频和AGC试验数据信息, 结合机组热力特性数据分析汇总, 构建机组一次调频和AGC动态特性评估体系, 实现火电机组一次调频和AGC性能在线监测和能力分析评估。

本文中, 用以验证系统效果的机组系北重阿尔斯通公司制造的超临界600 MW等级带过载补汽节流配汽汽轮机, 采用节流调节全周进汽方式, 无调节级, 设有两个主调节汽阀, 以及两个补汽阀^[4]。自江西电网严格两个细则监管以来, 该机组的一次调频及AGC性能均难以满足电网调频调峰需求, 调度考核连续不合格, 电力辅助服务市场竞争力薄弱, 机组运行状况与当前不断增长的电力安全生产需求差距较大。

通过综合考虑实际应用需要, 本文采用前后台分离的B/S架构模式, 即后端代码用于数据的计算与统计, 前端代码用于数据和图表的展示, 前端与后端通过约定的数据格式代码进行数据信息传输。从用户的实际需求出发, 系统必须提供机组频率、机组有功功率、AGC负荷指令等机网协调性能考核指标的真实信息, 并对机组一次调频、AGC能力进行实时评估。考虑到方便电厂工作人员进行增加、删除和编辑等操作, 系统允许操作人员在界面上对机组额定有功功率、调频人工死区、涉网试验数据等配置信息进行编辑。此外, 软件还需要提供机组一次调频和AGC性能的考核与评估计算结果, 如设计采用趋势图、统计曲线、表格等形式进行实时展示, 用户也可通过查看或打印日报表、月报表的形式进行数据分析。本文设计的一次调频和AGC性能考核在线监测与评估系统分为3个模块, 分别为实时数据存储模块、后台处理模块、前端展示模块。系统结构如图 1所示。

综合分析电厂的实际情况, 设计的硬件结构系统如图 2所示。系统计算所需的参数包括直接参数与间接参数, 其中直接参数通过编写数据采集软件从电厂生产控制1区的厂级监控信息系统(Supervisory Information System, SIS)、分散控制系统(Distributed Control System, DCS)直接获取, 间接参数不能通过SIS系统或DCS系统直接获取数据, 而是通过对采集的参数进行计算间接获取。本文将软件平台部署在位于3区的Web服务器和应用服务器中, 用户在同一网络下访问服务器地址即可, 后期维护也只需针对服务器进行, 便于客户使用与软件维护。

根据现场数据来源机组的DCS和SIS系统实际情况, 通过WebService接口构建并网机组生产过程中主要I/O测点信息的数据采集与参数处理系统。为实现数据交换, 需要建立数据库, 将直接采集到的数据进行存储。本文选用Microsoft公司推出的SQL Server软件, 具有操作简洁、可扩展性强、与相关软件集成程度高等优点。

华中电网两个细则要求区域内所有并网机组必须提供一次调频服务, 向并网机组提出了明确的考核要求, 其中要求燃机、电液型汽轮机调节控制系统的火电机组一次调频人工死区应在±0.033 Hz(±2 r/min)内^[2-3]。一次调频性能考核内容包括: 一次调频贡献率K、一次调频理论贡献电量、一次调频实际贡献电量、一次调频合格率等。调度中心根据性能计算结果, 对满足大扰动性能要求的并网机组给予补偿^[2-3]。一次调频综合性能指标用贡献率K来表示, 公式为

$ K = \frac{{{H_i}}}{{{H_e}}} \times 100\% $

(1)

式中: H_i——机组实际贡献电量;

H_e——机组理论贡献电量。

当机组频率超出调频人工死区范围后, 开始计算机组一次调频性能指标。H_e的计算公式为

$ {H_e} = \smallint _{{t_0}}^{{t_1}}\Delta P\left( {\Delta f, t} \right){\rm{d}}\mathit{t} $

(2)

$ \Delta \mathit{P}\left( {\Delta f, t} \right) = \frac{{\Delta f\left( t \right)}}{{{f_n}{K_c}}} = \times {P_{{\rm{MCR}}}} $

(3)

式中: t₀——机组频率超出调频人工死区的时刻;

t₁——机组频率回到调频人工死区的时刻;

Δf(t)——t时刻机组频率与50±Δf_sq(调频人工死区)的差值;

f_n——电网额定频率, 取50 Hz;

K_c——机组的速度变动率, 经试验计算取5%;

P_MCR——机组额定有功功率, 取640 MW。

H_i计算公式为

$ {H_i} = \smallint _{{t_0}}^{{t_1}}\left( {{P_t} - {P_0}} \right){\rm{d}}\mathit{t} $

(4)

式中: P_t——t时刻机组的实际有功功率;

P₀——t₀时刻机组的实际有功功率(取该时刻前5 s的平均值)。

积分时长Δt=t₁-t₀, 其取值如下

$ \Delta \mathit{t = }\left\{ {\begin{array}{*{20}{c}} {\Delta t, } & {\Delta t{\rm{ < }}60\; {\rm{s}}}\\ {60\; {\rm{s, }}} & {\; \; \; \; \; \Delta t \ge 60\; {\rm{s}}} \end{array}} \right. $

(5)

两个细则规定若K < 0.5, 则计为一次不合格; 反之, 则合格。最终将一次调频性能考核计算结果存入本地数据库。

AGC是由并网机组提供, 使机组在既定的有功功率调节范围内, 跟踪电力调度中心的负荷指令, 实时调整机组有功功率的辅助服务^[2]。根据两个细则要求, 对并网发电机组AGC性能考核内容包括AGC投运率、综合性能和服务补偿等^[3]。AGC综合性能指标k表示为

$ k = \beta {k_1}{k_2} $

(6)

式中: β——评价系数, 用以验证机组为火电机组, 取1.4;

k₁——指令响应速度性能指标;

k₂——调节精度性能指标。

指令响应速度性能指标的计算公式为

$ {k_1} = \frac{{\Delta P{T_0}\left( {{P_{\rm{Z}}} - P} \right)}}{{{\rm{abs}}\left( {\Delta {P_{\rm{Z}}}} \right) \times \Delta T \times {\rm{abs}}\left( {{P_{\rm{Z}}} - P} \right)}} $

(7)

式中: ΔP——机组实际调节过程中的调节幅度, MW;

T₀——调节过程计算参数;

P_Z——调节过程中任意时刻的负荷指令, MW;

P——调节过程中机组实际有功功率, MW;

ΔP_Z——调节过程最终指令, 即机组初始有功功率, MW;

ΔT——实际调节过程中的调节时间, s。

若ΔP(P_Z-P)/abs(P_Z-P)小于零, 则该调节过程为反调节; 反之, 则为正调节。T₀计算公式为

$ {T_0} = {T_1} + \frac{{{\rm{abs}}\left( {\Delta {P_{\rm{Z}}}} \right) \times 60}}{{{V_0}}} $

(8)

式中: T₁——调节补偿时间, 取20 s;

V₀——机组升降速率, 取7.68 MW/min。

调节精度性能指标的计算公式为

$ k_{2}= \begin{cases}\frac{0.01}{e}, & e>0.01 \\ 1, & e \leqslant 0.01\end{cases} $

(9)

式中: e——调节过程调节精度。

计算调节精度时, 记录机组实际有功功率首次进入死区范围的时刻与有功功率值, 并以该时刻为起点, 记录第5 s, 10 s的机组有功功率值。若因新的AGC负荷指令导致本次调节过程结束, 则相应取2个有功功率值, 若仍取不到, 则只取首次进入死区时的有功功率值。计算方法如下

$ e = \frac{{\frac{{\sum\limits_{i = 1}^n {{\rm{abs}}} \left( {{P_{\rm{Z}}} - {P_i}} \right)}}{{{P_{\rm{N}}}}}}}{n}(1 < n \le 3) $

(10)

式中: P_i——调节过程中机组实际有功功率首次进入死区后的第i个有功功率值;

P_N——机组额定容量, 当控制模式为单机模式时, 其值为该单机的额定容量; 当控制模式为全厂模式时, 其值为全厂机组的额定容量总和。

在D5000数据库中, AGC负荷指令和机组实际有功功率每隔5 s进行存储。

两个细则规定, 调度中心根据并网机组AGC综合性能指标k的计算结果, 对并网机组进行补偿。补偿规则如下

$ {Y_{{\rm{AGC}}}} = \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {{\rm{abs}}\left( {\Delta P} \right) \times k \times m,k \ge {\rm{0}}.{\rm{9或}}k<0}\\ {0,0 \le k<0.9} \end{array}} \right. $

(11)

式中: Y_AGC——补偿费用, 元;

m——补偿单价, 取6元/MW。

研究发电机组调频调峰指标数据的内在联系, 根据电网调度层面的调频调峰考核数据和发电机组调频调峰试验信息数据, 应用大数据分析和数据挖掘技术, 实时评估并网发电机组的一次调频补偿能力和二次调频调节能力, 实现发电机组调频调峰性能在线评估。

根据试验工况下的配汽方式和阀门开启顺序, 分析机组功率、锅炉蓄热余量、机组变负荷情况以及主蒸汽压力变化等对一次调频过程效果的影响, 计算并网机组实际工况偏离试验工况的综合修正系数, 公式为

$ {K_{\rm{n}}}{\rm{ = }}{k_1}{k_2}{k_3}{k_4} $

(12)

式中: k₁, k₂, k₃, k₄——描述机组协调控制系统投入情况、机组变负荷情况、主蒸汽压力、锅炉蓄热余量对一次调频能力影响的修正系数^[5]。

$ {k_1} = \left\{ \begin{array}{l} 0.45, \;协调未投\\ 1, \;\;\;\;\;协调已投 \end{array} \right. $

(13)

当机组变负荷方向与一次调频方向相反且变负荷幅度大于10 MW时, k₂=0.8;当机组变负荷方向与一次调频方向相反且变负荷幅度大于8.8 MW、小于10 MW时, k₂=0.83;当机组变负荷方向与一次调频方向相反且变负荷幅度大于5 MW、小于8.8 MW时, k₂=0.9;当机组稳态或机组变负荷方向与一次调频方向相反且变负荷幅度小于5 MW时, k₂=1;当机组变负荷方向与一次调频方向相同且变负荷幅度小于5 MW时, k₂=1.1;当机组变负荷方向与一次调频方向相同且变负荷幅度大于5 MW时, k₂=1.2。

$ {k_3} = 1 - \frac{{\Delta p}}{3} $

(14)

式中: Δp——试验工况合格压力与当前压力差。

当主蒸汽压力变化方向与一次调频方向相反且变化速度大于|0.2| MPa/min时, k₄=0.7;当主蒸汽压力变化方向与一次调频方向相反且变化速度大于|0.05~0.2| MPa/min时, k₄=0.8;当主蒸汽压力变化速度在|0.05| MPa/min以内时, k₄=1;当主蒸汽压力变化方向与一次调频方向相同且变化速度大于|0.05~0.2| MPa/min时, k₄=1.2;当主蒸汽压力变化方向与一次调频方向相同且变化速度大于|0.2| MPa/min时, k₄=1.3。

通过计算一次调频初期的各项修正系数, 比较k₁, k₂, k₃, k₄的大小, 分析得出在该次调节过程中对性能影响较大的因素。

根据试验工况下的配汽方式和阀门开启顺序, 分析机组主要参数运行情况、机组煤电比以及调门开度值对AGC变负荷性能的影响。计算并网机组实际工况偏离试验合格工况的综合修正系数, 即

$ K{'_n} = k{'_1}k{'_2}k{'_3} $

(15)

式中: k′₁, k′₂, k′₃——机组关键运行参数、煤质、调门总指令对AGC性能影响的修正系数^[5]。

机组关键运行参数修正系数k′₁主要描述主蒸汽压力、主蒸汽温度和一次风压力等参数对AGC性能的影响情况。其计算公式为

$ k{'_1} = \left| {\frac{{{C_1} - {C_2}}}{{{C_3} - {C_4}}}} \right| $

(16)

式中: C₁, C₂——关键参数运行实时值和限值;

C₃——关键参数正常运行时的平均值。

煤质修正系数k′₂反映当运行工况下煤种与试验工况下煤种有较大差别时, 同样的发电量需要的燃煤量不同, 对机组AGC变负荷性能的影响。其计算公式为

$ k{'_2} = \frac{{{S_1}}}{{{S_2}}} $

(17)

式中: S₁——设计煤种下煤电比;

S₂——稳态情况下运行煤电比。

调门总指令修正系数k′₃反映在相同稳态工况下, 机组的调门总指令不同对机组AGC持续变负荷能力和变负荷速率的影响。其计算公式为

$ K{'_3} = \left\{ \begin{array}{l} \frac{{42}}{{{D_1}}}\;\;\;\;{D_1} > 42\\ 1\;\;\;\;\;\;{D_1} \le 42 \end{array} \right. $

(18)

式中: D₁——AGC负荷变化初期的高调门开度反馈。

通过计算AGC变负荷初期的综合修正系数, 比较k′₁, k′₂, k′₃的大小, 分析得出在该次调节过程中对性能影响较大的因素。

用户界面采用JavaScript框架下的网页形式进行一次调频、AGC性能考核与评估结果的展示和查看。主要展示界面包括机组一次调频和AGC性能实时监测与评估、考核指标统计展示和日/月报表等。详情界面如图 3~图 6所示。

在统计时间内, 该机组一共发生了42次频率扰动事件, 均为小扰动事件, 其中一次调频合格21次, 不合格21次, 根据两个细则对调节不合格过程进行考核。该机组当日考核电量共计1 854.72 kWh。图 4中对单次一次调频过程进行监测分析, 评估指标显示, 该工况下向上一次与向下一次调频能力均达到合格水平, 影响一次调频能力的主要原因为主蒸汽压力偏低, 不能满足机组调频所需的机组蓄热。

机组AGC跟踪电网负荷指令合格率为64%, 根据两个细则, 对合格的变负荷过程予以补偿, 共计22 272元。根据能力评估统计计算结果, 变负荷调节不合格153次, 其中, 调门总指令系数最小的次数为105次, 该时段内对AGC性能影响的主要原因为机组调门开度过大, 不能满足机组AGC变负荷需要的机组蓄热。

本文设计的基于火力发电厂SIS系统与DCS系统并网机组一次调频和AGC性能考核的在线监测与评估系统, 根据电厂实际网络拓扑结构和现场实际需求, 采用B/S架构, 通过WebService协议采集有关参数信息, 以网页界面的形式进行性能计算与评估分析结果展示。系统使用电厂历史数据完成了测试, 测试结果显示系统实现了设计目标, 为电厂提供了监测机组调频情况的平台。发电机组机网协调性能计算与能力评估为电厂运行人员提供了操作依据。