提高1 GW超超临界机组变负荷性能的策略分析及实践

王立群

（上海外高桥第三发电有限责任公司，上海 200137）

0 引言

社会经济的不断发展，使得电力需求快速增长，大城市用电负荷高峰逐年刷新，电力系统容量不断扩大。在当前的经济形势及电力体制下，加上不同地区发电能源结构特点，电网运行特性更显错综复杂。

从发电角度讲，最近几年随着电力技术进步和节能需要，大容量高参数机组正在蓬然兴起，这些新兴机组是否能完全适应所处电网要求，其所涉及的新设备、新技术、新材料的特性是否已被完全掌握并成熟应用，还需拭目以待。然而，随着社会经济的不断发展和人民生活水平的不断提高，对电能质量的要求越来越高，电源和电网间的协调性要求也越来越高。

本文从分析上海电网结构特点入手，解读自动发电控制（AGC）调节的新形势和新要求，并介绍上海外高桥第三发电有限责任公司（以下简称外三厂）在提高1 GW超超临界机组变负荷性能的策略方面，以及优化AGC调节性能的新思路、新策略，以期抛砖引玉，共同提高。

1 技术背景

1.1 上海电网的主要特征

按发电使用能源分类，我国主流发电类型可分为：水电、火电、核电，20世纪90年代又兴起了燃气发电。近年来，随着新能源的兴起，又出现了一定规模的风电、太阳能发电、生物质发电等，但这些作为技术储备或酝酿期，还远未成为发电主力。就构成发电主体的机型而言，理论上从机组适应调峰的能力出发，其合理调峰顺序应为：水电、燃机、煤电、核电。其中核电因其机组安全性考虑，基本不参与调峰。从电源规划上考虑，一般每投产一台核电机组，都会为其配置一定比例的调峰机组；而水电因其机组特性最适合调峰调频。如果某个区域各类发电资源都包含，则按上述顺序进行区域AGC调频则是非常理想化的，既满足了AGC的响应需求，又保障了机组的安全、经济运行。

实际运行中，由于地区资源差异，各区域的调运又相对独立，尚未做到资源和优势互补。就上海电网而言，煤电是发电主体，占上海本地总装机容量（21 658 MW）的75%，燃机占19%，油机占4%，其他极少量风电和垃圾发电，极端用电高峰时尚有8 000 MW外来电。

这些外来电中，水电占较大比重，原来水电是调峰主力，但现在的电力体制导致了在联络线交互运行状态中，上海电网需承担“守口子电量”的任务，由此水电呈现核电特性。不但如此，水电因为气候引起的枯水、丰水等库容问题，上海电网还需承担因计划口子电量调整而需由本地机组进行相应调峰的额外负担。

在上海的本地机组中，理论上说燃机相对火电应是调峰先锋，但实际因有气源不稳定的因素存在（有时因气源不足连新机调试任务也完不成，有时因气源涨库日夜兼程地发电），这一功能时常不能得到保证。

综合上述原因，煤电最终不得不成为了调峰、调频的主力，而目前的调频策略，对于这些机组无论容量参数大小都是不分级别的，AGC指令一律以广播的方式对所有参调机组一起发令。

20世纪90年代末，调度端AGC指令计算系统刚从国外引进的时候，每天发送指令96点，即每15 min发一个指令，后来增至288点，即每5 min发一个指令，现已增至每分钟发一个指令；调频速率要求也不断提升，从原先的每分钟1.0%额定负荷，直至目前已要求按每分钟1.5%额定负荷速率努力。

新近被替换掉的调度端AGC指令系统（GE系统）所发控制信号指令为三角波状，而替换后的OPEN3000控制信号为脉冲波状，但无论哪一个信号波状，都要求机组频繁地进行反向调节，这对于煤电机组来说很难适应，因其特点是热惯性大、响应延时长，机组进行反方向调节所需时间亦长。一方面这些机组出力的频繁上、下调节，使得热力系统的温度、压力处于波动之中，影响了机组的稳定性；另一方面由于机组很难跟上AGC指令的要求，对AGC调节效果没有多大促进，而所有AGC机组都在同一时刻频增频减，呈现的性能又不一致，有时甚至产生互相抑制，反而恶化了AGC调节品质。

而在20世纪，当时的电力体制为厂网一家时，电网调度既要考虑负荷平衡，又要考虑发电机组对AGC的适应性、安全性和经济性。因此，构成AGC指令策略中有很多为发电机组考虑的制约条件，其中包括机组出力调整方向限制，即：若指令系统算出机组的出力变化量要求机组反方向调节出力时，检查是否满足机组出力上升或下降持续时间要求，若不满足，将机组的出力变化量置为零［1］。

当时的AGC指令系统通过优化完善，AGC机组可以按照负荷变化的大趋势来调节出力，促进了AGC系统的调节品质。同时，由于基点是以15 min的间隔来修正的，从而这些机组的负荷调节方向变化也是以15 min为周期的，既满足了机组热力系统对出力调节方向变化的要求，也保证了机组的稳定运行。

不过对于发电厂而言，当前的电力体制、外部形势难以猝然改变，目前可行的出路是向内，从自身寻找突破口，以期适应电网的需求，并尽可能地减少对机组安全性和经济性的负面影响。

1.2 外三厂的机组概况

外三厂1 GW超超临界机组的锅炉系上海锅炉厂有限公司制造，引进德国ALSTOM公司技术，为超超临界压力、单炉膛、一次再热、四角切圆燃烧、塔式燃煤锅炉，滑压运行，锅炉侧主要设计参数（100%BMCR工况）：蒸汽流量为2 955 t／h，温度为605℃，压力为28 MPa；再热蒸汽流量为2 443 t／h，温度为603℃，压力为6.4 MPa；39 m以上的水冷壁段管材为T23，壁厚为6.78 mm。

汽轮机系上海汽轮机有限责任公司引进SIEMENS公司技术设计制造，型号为H1000－27／600／600。汽轮机为超超临界、单轴、四缸四排汽、中间再热凝汽式机组，单机额定容量为1 GW。

分散控制系统（DCS）、数字电液控制系统（DEH）、高低压旁路（BPC）控制系统、吹灰程控系统采用一体化控制策略，均为SIEMENS SPPAT3000分散控制系统。

1.3 参与调频的安全性分析

目前在役的超超临界机组，较多地采用了滑压或“定—滑—定”方式运行。从发展趋势来看，采用无调节级汽轮机及滑压运行已成主流。但这类机组在变负荷时，其主汽压力与负荷的变化成正比，这使得锅炉水冷壁内的运行压力和对应的蒸发温度相应改变，并导致过热器的入口区段汽温随之变化。

超临界和超超临界机组的额定压力都在25 MPa及以上，加之运行温度的提高，水冷壁中高温段都采用了合金钢厚壁管，故其抗应力变化的能力相应下降。当负荷及运行压力突变，如突然下降，则管内工质的蒸发温度亦即刻下降，致使管内壁的金属产生收缩倾向，但由于厚壁管的整体温度并不会随之快速下降，亦即管道并不会整体随之迅速收缩，将导致管内壁受到极大的拉应力，从而使得内壁产生裂纹的风险大大增加。特别是在AGC指令负荷出现频繁折返的情况下，若采用传统调频方式，特别是调门调频方式，必然导致锅炉运行压力频繁波动，从而使水冷壁及过热器入口区段的运行温度亦频繁快速波动，这极易导致这类受热面的金属的内壁产生疲劳裂纹。若在这种环境下长期运行，对锅炉的安全性会产生很大的威胁。

2009年，外三厂委托上海发电设备成套设计研究院（以下简称成套院）在多种常规工况下，进行锅炉水冷壁壁温观测试验。成套院选取水冷壁前墙50 m 3根管子，在向火面布置了4个测温点，在背火面布置了3个测温点，其中有个工况当负荷递增速率达12.3 MW／min时，每分钟观测到向火面测点温度递增速率平均达3.3℃，其中有1点甚至达4.64℃／min，由于当时现场试验测点有限，可能还未必探到最大值。这对6.78 mm厚的T23合金钢水冷壁管将产生很大的应力。因此，成套院也在其水冷壁测温试验报告中建议：AGC负荷指令应避免负荷的剧烈变化，尤其是机组在高负荷运行时，AGC负荷变化指令应该更平缓一些。

2 持续改进AGC品质的历程

鉴于改进AGC品质是一项长期而艰巨的工作，外三厂为适应上海电网调频需求，在2台1 GW超超临界机组投产初期，便集中热控专业骨干，成立了AGC品质优化攻关小组，持续改进AGC性能。

2.1 安全节能型凝结水调频技术

外三厂1 GW超超临界机组在投产初期采用了新型协调控制模式，即第一代技术——安全节能型凝结水调频技术。当接到调度侧的负荷变化指令时，利用回热系统的蓄能，在凝汽器和除氧器允许的水位变化范围内，通过改变凝水流量来改变低加和除氧器的抽汽量，从而改变中、低压缸发电用汽量，进而可在第一时刻响应调度指令变化。由于凝水蓄能有限，因此在上述负荷响应的同时，依靠改变锅炉燃烧率来及时补上耗用的蓄能。由于在整个调节过程中，汽机高中压调门始终全开，不存在节流损失，效率显著提高，而一般同类机组的调门为了加快负荷响应能力，通常留有一定的节流，从而抬高了主汽阀前的压力，也抬高了给水母管压力，这样就增加了给水泵汽耗及主机调门的节流损耗，累计损失可观。

此外，凝结水调频方式使得主蒸汽压力的变化速率与传统调频方式相比显著降低，从而使锅炉的水冷壁及后续受热面的应力水平大幅下降，大幅缓解了频繁反向调节的AGC指令使锅炉遭受的应力冲击，整体提高锅炉运行的安全性。应用此技术，机组对AGC指令的响应能力，基本能达到当时调度提出的考核要求。

2.2 高压抽汽调频技术

2011年3月份，市调提出2011年度AGC测速指标为1.0%，但以后会逐月上升，并开始进行AGC的并网电厂每月普测（目前又更改为抽查，主要抽查速率偏低，上次抽查不合格电厂），然而原先凝结水调频功能已将凝结水蓄能用尽，如何在变负荷初期再进一步提高负荷响应速率，又产生了新的技术瓶颈。经过一段时间的研究，外三厂又开发了第二代技术——高压抽汽调频。

采用高压抽汽调频技术，即通过改变高压抽汽量来改变汽轮机的发电量，这种运行模式调用的是给水蓄能。在这个调节过程中，锅炉的给水温度会相应波动，但给水系统以及锅炉省煤器的材料为碳钢或低合金钢，其抗热应力变化的能力远远优于高合金钢，加之省煤器自身巨大的蓄热能力，波动的给水温度会被其“滤除”，而水冷壁高温段的温度则几乎不受影响，从而使得锅炉的安全性得到显著提高。

2.3 机组响应特性对AGC折返指令的困扰和应对思路

实际上，凝结水调频和高压抽汽调频功能，都旨在提高AGC指令响应的起步速度，但一般只能解决前期50 s的负荷响应，随后的变负荷中期50～80 s的负荷响应，仍需依靠给水快速的响应来解决，然后依靠锅炉燃烧率的提高、合理的超调来解决变负荷中后期的负荷响应，补偿已被利用了的蓄热，最终恢复系统的平衡。由此看来，一般在接到AGC指令大约2 min后，锅炉才能接续上后力，使机组走上稳步加减负荷的通道。

如果机组在接到AGC指令前，各方面工况都处于稳定适当的中间状态，上述策略才能被完整实施，这时机组的负荷响应速度完全可达到15 MW／min，甚至更高，但是如果接到指令前机组工况并非在稳定状态，而是仍在执行前一波反向指令时，受其强大热惯性的影响，后一个指令在初始执行时，上述两个功能的作用是在努力回补前面热惯性的缺口，这时机组的AGC响应起步特性曲线会非常难看。

总之，使用上述控制策略，电厂还是能够完美执行大幅增减负荷的AGC指令，然而在通常的运行中，AGC指令多数是以三角波（现OPEN3000改为脉冲波）频繁折返的指令形式出现，这时上述策略中的超调部分就显得很不合适，就像一辆重型车本以为加速跑1 km，踩上油门跑出50 m后指令要求刹车回跑，刚踩上的油门是白费的。然而，下个指令是长跑还是短跑，电厂侧不清楚，而且现在的指令是1 min一个，机组无法稳定，也不知朝哪个方向稳定。因此，对于完成AGC指令的超调量部分电厂很难准确把握。但AGC响应策略的制定还不能有偏颇，因为市调是以随机抽查大幅增减负荷能力为考核依据，而电监委的两项细则以不断积分实际负荷与指令负荷的偏差量作为考核依据，两套考核规则同时进行考核，使得电厂左右为难，如此只能另辟蹊径。外三厂在对AGC指令进行较长时间的跟踪统计后，摸索到了一定的规则，经逻辑分析，估计出可能的指令方向后有区别地实施不同策略。

2.4 一次调频反向作用对变负荷速率的影响

由于AGC指令和电厂实际负荷的不一致性，电网负荷经常会过调或大负荷用电设备的频繁启停或口子电量波动而使电网周波瞬间过高或过低，一次调频负荷变化方向经常与AGC负荷指令方向相反，使机组变负荷速率大打折扣。

如图1所示，在升负荷指令发出后，电网发生了6次大于50.033 Hz的高频信号，在一次调频的功能的作用下，瞬间负荷呈下降趋势，降低了AGC的升负荷速率。

图1 一次调频反向作用

一次调频与AGC是电网供需平衡的两个主要调节手段。一次调频解决的是瞬间的发供电不平衡波动，AGC调整的是电网的中频波动，两者的作用都是确保供电质量。理论上讲，两者的指令方向应该是一致的，但由于局部电网的潮流不同及调度侧控制系统的策略不同等因素，有时会造成两者指令反向，使电厂方机组无所适从，对机组造成一定的扰动。

有的电厂或一些文献介绍，采取在一次调频时间内闭锁AGC的反向调节指令。但由于上海电网供电结构的特殊性，一次调频信号统计值每日在百次以上，频繁干扰AGC的响应性能。鉴于电网对频差较小的一次调频信号自恢复能力强，时间短；又因上海电网占30%以上的外购电比例不参与调峰，而主要由占60%的机组调峰，早晚高峰时段负荷增长需求较快，对机组的单向AGC性能要求更高。所以，本文建议单向变负荷过程中，闭锁频差较小的一次调频信号，当频差超过0.05 Hz时一次调频恢复功能。

3 结语

变负荷速率对于电厂和电网是一对矛盾，电厂希望负荷需求平稳，速率越低对机组安全性、稳定性越好，电网则希望电厂机组对负荷的响应性越快越好，就越能适应外界电力突发的需求，这样电网可时刻确保优良的供电品质。如何解决这对矛盾，找出双方的平衡点，是需要共同协商解决的问题。

现在各电厂在人力、物力、财力上均大力支持，充分挖潜，把提高AGC速率、优化AGC性能作为一项持续研究工作，力求满足电网侧的需求。事实上，厂网间的安全是相辅相成的，机组的安全是电网安全的基础，机组的稳定是电网供电品质的保障，改善AGC性能也需要电网侧的协同互动，调度也可考虑电厂机组的惯性特点，优化AGC指令策略，或对AGC指令采取个性化设置，减少对机组的无谓扰动；或提供电厂方更多的变负荷预告信息，给机组提供预备操作时间，共同提高变负荷速率，缩短电力增量需求等待时间，满足社会经济发展需要。

［1］ 唐跃中，周京阳.上海电网AGC扩展系统的原理与应用［J］.中国电力，1999，32（3）：19-23.