曹琛

摘 要：上海地區(qū)某電廠2號機組汽輪機由ABB公司制造的超臨界、單軸、四缸四排汽、一次中間再熱、反動凝汽式汽輪機，型號為D37型，分散控制系統(tǒng)采用ABB Symphony系統(tǒng)。根據(jù)國家電網(wǎng)公司對上海地區(qū)火電機組參與電網(wǎng)一次調(diào)頻的要求，有針對性地對機組DEH控制系統(tǒng)涉及一次調(diào)頻回路、CCS控制邏輯、一次調(diào)頻負(fù)荷指令回路及汽機主控回路壓力偏差閉鎖回路等邏輯進行了優(yōu)化，于2016年進行了一次調(diào)頻試驗。試驗表明，2號機組一次調(diào)頻各項功能符合電網(wǎng)要求。

關(guān)鍵詞：一次調(diào)頻 CCS 調(diào)速系統(tǒng) 自動控制 AGC指令閉鎖

中圖分類號：TM76 文獻標(biāo)識碼：A 文章編號：1674-098X（2017）04（a）-0037-03

目前，火電機組仍處于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)中的主體地位，因此，大型燃煤發(fā)電機組是發(fā)電側(cè)響應(yīng)網(wǎng)調(diào)一次調(diào)頻需求的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。根據(jù)《節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法（試行）》要求，華東電網(wǎng)大量吸納外來電量將成為常態(tài)，但因線路故障造成本地電網(wǎng)頻率波動時有發(fā)生。其中的“9.19”頻率擾動事件較為典型。

為保障電網(wǎng)及發(fā)電機組的安全穩(wěn)定運行，提高電能質(zhì)量及電網(wǎng)頻率的控制水平，根據(jù)國家電網(wǎng)公司對機組參與電網(wǎng)一次調(diào)頻的要求，考察上海地區(qū)某電廠2號機組在參與電網(wǎng)一次調(diào)頻時機組負(fù)荷響應(yīng)電網(wǎng)頻率變化的能力。通過機組調(diào)速系統(tǒng)不同負(fù)荷點試驗，測試機組調(diào)速系統(tǒng)的靜態(tài)特性和相關(guān)指標(biāo)，定量分析調(diào)速系統(tǒng)相關(guān)環(huán)節(jié)的技術(shù)參數(shù)，檢測機組在電網(wǎng)存在網(wǎng)頻偏差情況下的快速補償能力。驗證機組DEH和CCS中的一次調(diào)頻邏輯和參數(shù)設(shè)置是否合理，以及增加主汽壓力補償后的一次調(diào)頻效果及調(diào)整后的機組實際速度變動率、遲緩率、局部速度變動率、調(diào)頻速度變動率是否滿足要求，考核機組是否具備參與電網(wǎng)一次調(diào)頻的能力。

1 試驗標(biāo)準(zhǔn)及指標(biāo)

1.1 技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)

參照上海電網(wǎng)公司有關(guān)機組一次調(diào)頻的規(guī)定，此次試驗執(zhí)行以下一次調(diào)頻相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)。

（1）《汽輪機調(diào)節(jié)控制系統(tǒng)試驗導(dǎo)則》（DL/T-711-1999）。

（2）《上海電網(wǎng)一次調(diào)頻運行管理規(guī)定（試行）》，國網(wǎng)上海市電力公司電力調(diào)度控制中心，2016年1月21日。

（3）《火力發(fā)電機組一次調(diào)頻試驗及性能驗收導(dǎo)則》（GB/T 30370-2013）。

（4）《電網(wǎng)運行準(zhǔn)則》（GB/T 31464-2015）。

（5）《火力發(fā)電廠熱工自動化系統(tǒng)檢修運行維護規(guī)程》（DL/T-744-2004）。

1.2 一次調(diào)頻指標(biāo)

根據(jù)《上海電網(wǎng)一次調(diào)頻運行管理規(guī)定（試行）》要求，對發(fā)電機組一次調(diào)頻的響應(yīng)速度、調(diào)節(jié)幅度和調(diào)差率以及機組的調(diào)速系統(tǒng)、控制系統(tǒng)等進行定量或定性的技術(shù)要求，具體指標(biāo)如以下幾點。

（1）機組參與一次調(diào)頻的死區(qū)。

配置DEH的火電機組：±0.033 Hz（±2 r/min）。

（2）機組調(diào)速系統(tǒng)的速度不等率（也稱速度變動率）。

火電機組速度不等率：4%～5%，上海電網(wǎng)統(tǒng)一設(shè)定為4%。

（3）調(diào)速系統(tǒng)遲緩率。

DEH電液調(diào)節(jié)型，機組容量大于200 MW：遲緩率小于0.06%。

（4）一次調(diào)頻響應(yīng)行為時間要求。

當(dāng)電網(wǎng)頻率變化超過機組一次調(diào)頻死區(qū)時，電液調(diào)節(jié)型機組響應(yīng)時間應(yīng)小于等于3 s，所有機組一次調(diào)頻的負(fù)荷調(diào)整幅度應(yīng)在6 s內(nèi)達到50%目標(biāo)負(fù)荷，達到75%目標(biāo)負(fù)荷的時間應(yīng)不大于15 s，應(yīng)在30 s內(nèi)根據(jù)機組響應(yīng)目標(biāo)完全響應(yīng)。在電網(wǎng)頻率變化超過機組一次調(diào)頻死區(qū)時的開始60 s內(nèi)，機組實際出力達到理論計算的一次調(diào)頻的最大負(fù)荷調(diào)整幅度的95%～105%。

（5）機組參與一次調(diào)頻的負(fù)荷最大調(diào)整幅度設(shè)定值。

600 MW火電機組：大于等于±6%Pn。

額定負(fù)荷運行機組，調(diào)頻增加幅度不應(yīng)小于機組額定負(fù)荷3%。

機組一次調(diào)頻不應(yīng)受到運行人員手動設(shè)定負(fù)荷上下限限制。

2 試驗內(nèi)容

2.1 機組一次調(diào)頻功能設(shè)計

DEH系統(tǒng)和CCS系統(tǒng)中分別設(shè)計有機組一次調(diào)頻回路，一次調(diào)頻控制方式為DEH+CCS，即DEH內(nèi)由額定轉(zhuǎn)速與汽輪機實際轉(zhuǎn)速之差，通過函數(shù)計算后直接動作調(diào)門；CCS同步進行目標(biāo)負(fù)荷設(shè)定值的變化調(diào)節(jié)。兩個系統(tǒng)同步作用保證了一次調(diào)頻的快速性和準(zhǔn)確性，使機組負(fù)荷滿足電網(wǎng)一次調(diào)頻要求。

DEH的轉(zhuǎn)速偏差經(jīng)過轉(zhuǎn)速偏差-閥門綜合開度函數(shù)，并由主汽壓力修正后直接疊加到綜合閥位指令回路，快速改變調(diào)節(jié)閥開度，保證一次調(diào)頻的響應(yīng)速度、幅度。

CCS系統(tǒng)中直接引入DEH轉(zhuǎn)速偏差信號，通過轉(zhuǎn)速偏差-機組目標(biāo)負(fù)荷函數(shù)疊加到機組負(fù)荷指令形成回路，同時該調(diào)頻負(fù)荷指令無延遲的直通汽機主控回路，避免CCS系統(tǒng)對實際DEH系統(tǒng)調(diào)頻動作的回拉作用。考慮到主汽壓力偏差大對汽機負(fù)荷指令的修正功能，在一次調(diào)頻動作時，閉鎖壓力偏差大對汽機負(fù)荷指令的修正。

為實現(xiàn)機組一次調(diào)頻動作幅度滿足電網(wǎng)要求，增加DEH側(cè)的優(yōu)化邏輯：

（1）新增一頁邏輯，實現(xiàn)一次調(diào)頻動作時快動慢回功能：當(dāng)一次調(diào)頻動作時，過濾小的頻率波動，讓調(diào)門穩(wěn)定開啟，避免小的頻率波動引起調(diào)門反調(diào)。

（2）增加機組當(dāng)前負(fù)荷函數(shù)對DEH側(cè)綜合流量指令的高低限制。

（3）增加主汽壓力對一次調(diào)頻綜合流量修正函數(shù)。

（4）區(qū)分DEH本地和CCS模式下，一次調(diào)頻幅值改變幅度。

為實現(xiàn)機組一次調(diào)頻動作幅度滿足電網(wǎng)要求，增加CCS側(cè)優(yōu)化邏輯：

（1）增加負(fù)荷指令對協(xié)調(diào)側(cè)一次調(diào)頻功率指令限制。

（2）取消關(guān)于一次調(diào)頻負(fù)荷指令的速率和慣性時間，速率從24 MW/s改為36 MW/s，僅保留隨當(dāng)前負(fù)荷函數(shù)設(shè)置的高低限制。

（3）變負(fù)荷前饋負(fù)荷指令改為一次調(diào)頻負(fù)荷前指令。

為了實現(xiàn)機組負(fù)荷在變頻動作時不至于超過機組許可負(fù)荷，增加變頻動作指令保持及閉鎖高低限制控制回路，同時在協(xié)調(diào)側(cè)汽機主控回路進行相應(yīng)的閉鎖設(shè)定。

一次調(diào)頻動作回路與AGC負(fù)荷指令升/降閉鎖控制邏輯完善，增加人機界面接口，由運行人員按照電網(wǎng)要求設(shè)定所需轉(zhuǎn)速偏差值，在機組轉(zhuǎn)速偏差大于該限制值時，若電網(wǎng)頻率高則閉鎖AGC負(fù)荷指令增加機組負(fù)荷，若電網(wǎng)頻率低則閉鎖AGC負(fù)荷指令減少機組負(fù)荷。

根據(jù)電網(wǎng)相關(guān)規(guī)定，取消DEH側(cè)一次調(diào)頻投入/切除開關(guān)，改為一次調(diào)頻回路在機組并網(wǎng)后即自動投入模式，增加一次調(diào)頻動作次數(shù)統(tǒng)計、理論計算增加負(fù)荷累計、理論計算減少負(fù)荷累計邏輯并在協(xié)調(diào)畫面上顯示功能，同時在協(xié)調(diào)畫面增加轉(zhuǎn)速偏差大閉鎖AGC負(fù)荷指令增/減人機接口并增加相關(guān)閉鎖邏輯。

2.2 一次調(diào)頻靜態(tài)參數(shù)設(shè)置

根據(jù)上海電網(wǎng)相關(guān)規(guī)定及該機組特性，設(shè)置靜態(tài)參數(shù)如以下幾點。

（1）一次調(diào)頻死區(qū)：±2 r/min；系統(tǒng)速度不等率：4%。

（2）一次調(diào)頻負(fù)荷上限：+36 MW；一次調(diào)頻負(fù)荷下限：-36 MW。

2.3 一次調(diào)頻試驗步驟

2016年4月10日至12日以及5月12日，經(jīng)電網(wǎng)同意后進行該電廠2號機組一次調(diào)頻試驗，試驗根據(jù)60%Pn、75%Pn和90%Pn負(fù)荷段順序進行相關(guān)試驗。

（1）機組一次調(diào)頻死區(qū)和遲緩率測試。

（2）機組在350MW進行DEH一次調(diào)頻試驗和DEH+CCS模式下一次調(diào)頻試驗。

（3）機組在450MW進行DEH一次調(diào)頻試驗和DEH+CCS模式下一次調(diào)頻試驗。

（4）機組在550 MW進行DEH一次調(diào)頻試驗和DEH+CCS模式下一次調(diào)頻試驗。

3 試驗結(jié)果

機組穩(wěn)定運行于450 MW負(fù)荷段，市調(diào)分別在線監(jiān)測大頻差（±4 r/min、±6 r/min、-9.2 r/min）一次調(diào)頻實際響應(yīng)能力，驗證在線檢測功能正常，并計算得一次調(diào)頻性能如表1。

CCS+DEH聯(lián)合控制，頻差±4 r/min、±6 r/min時，機組一次調(diào)頻響應(yīng)時間在1.94～2.70 s之間，轉(zhuǎn)速不等率在3.26%～3.90%，1 min內(nèi)機組均進入穩(wěn)態(tài)運行，滿足相關(guān)規(guī)程。鑒于該機組特性，主汽壓力變化過快導(dǎo)致汽機旁路快開而影響機組安全，未在線測試頻差+9.2 r/min的響應(yīng)。當(dāng)頻差為-9.2 r/min時，但汽機調(diào)門接近全開且鍋爐蓄能耗盡，造成轉(zhuǎn)速不等率超過4%。

4 結(jié)論

通過對CCS及DEH的邏輯檢查和優(yōu)化，經(jīng)實際測試，該電廠2號機組一次調(diào)頻性能指標(biāo)如以下幾點。

（1）機組一次調(diào)頻方式采用DEH+CCS聯(lián)合一次調(diào)頻方式。

（2）機組參與一次調(diào)頻的死區(qū)為±0.033 Hz（±2 r/min）。

（3）汽機轉(zhuǎn)速遲緩率實測為0.016%，小于規(guī)程要求的0.033%。

（4）機組一次調(diào)頻最大幅值等于±6%Pn（±36 MW）。

CCS、DEH聯(lián)合一次調(diào)頻方式下，電網(wǎng)頻率變化超過機組一次調(diào)頻死區(qū)時，機組一次調(diào)頻響應(yīng)時間在1.46～2.94 s之間。在電網(wǎng)頻率變化超過機組一次調(diào)頻死區(qū)時開始15 s內(nèi)，機組最大一次調(diào)頻響應(yīng)達到理論值75%。在電網(wǎng)頻率變化超過機組一次調(diào)頻死區(qū)時開始30 s內(nèi)，機組最大一次調(diào)頻響應(yīng)達到理論值95%以上。

機組轉(zhuǎn)速不等率在DEH+CCS聯(lián)合模式下實測為3.98%～6.27%之間，在550 MW負(fù)荷段高轉(zhuǎn)速偏差（±6 r/min和±9.2 r/min）實測速度不等率在5.18%～6.27%。在350 MW和450 MW負(fù)荷段實測速度不等率在3.98%～5.54%。

一次調(diào)頻實測表明：汽機綜合流量指令在85%～87%，機組綜合調(diào)頻能力最強。

機組純滑壓結(jié)構(gòu)及爐側(cè)主汽壓力安全裕度低極易觸發(fā)高旁快開保護功能，同時機側(cè)原設(shè)計中壓調(diào)閥參與流量調(diào)節(jié)程度較深，在高頻差恢復(fù)時，極易造成再熱蒸汽壓力突升，并觸發(fā)低壓旁路閥快開；建議重新測算高中壓調(diào)閥開啟比例并對低壓旁路邏輯進行完善。

由DEH側(cè)引入主汽壓力設(shè)定值、機組負(fù)荷高低限制控制回路來滿足機組滑壓運行階段一次調(diào)頻貢獻量，并針對三組典型負(fù)荷段（350 MW、450 MW、550 MW）測試表明，在350 MW、450 MW負(fù)荷段內(nèi)，機組調(diào)頻響應(yīng)時間、實際轉(zhuǎn)速不等率和調(diào)頻負(fù)荷量滿足電網(wǎng)要求，550 MW負(fù)荷段優(yōu)先保證機組安全性而部分犧牲調(diào)頻質(zhì)量。

根據(jù)《上海電網(wǎng)一次調(diào)頻運行管理規(guī)定（試行）》規(guī)定，該電廠2號機組實測一次調(diào)頻性能指標(biāo)在保證機組安全前提下滿足其要求。

參考文獻

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