吳 瓊，潘 寧

（華能國際電力股份有限公司南通電廠，江蘇南通 226003）

0 引言

近年來，國家電網(wǎng)容量逐步增大，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)日愈復(fù)雜，用戶用電結(jié)構(gòu)趨于多樣。電網(wǎng)頻率成為評價供電安全和電能品質(zhì)的核心指標，電網(wǎng)的穩(wěn)定運行取決于發(fā)電量與用電量之間的能量平衡。在網(wǎng)發(fā)電機組的故障和用戶電量的波動都可能引起計劃負荷與實際負荷間產(chǎn)生偏差，會對電網(wǎng)系統(tǒng)的頻率變化造成負面影響。電網(wǎng)如果發(fā)生有功缺額的情況，電網(wǎng)頻率下降，反之電網(wǎng)頻率上升。電網(wǎng)主要通過在線發(fā)電機組的熱慣性和調(diào)頻性能抑制頻率偏差，進而減少電網(wǎng)頻率波動的過渡時間，最終穩(wěn)定電網(wǎng)中動態(tài)變化的頻率。

近年來，江蘇電網(wǎng)增進了大量風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)發(fā)電機組，這些新能源機組容易受自然環(huán)境的制約，同時大容量發(fā)電機組突發(fā)跳閘停機，要求火電機組承擔艱巨的一次調(diào)頻任務(wù)，因此準確迅速地響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)頻需求，成為火電機組承擔的重要任務(wù)。

1 江蘇電網(wǎng)一次調(diào)頻考核細則

目前江蘇電網(wǎng)的兩個細則要求10 萬千瓦以上發(fā)電機組具備有一次調(diào)頻的功能，負荷調(diào)整限幅設(shè)置不得低于±6%的額定容量。機組的一次調(diào)頻性能優(yōu)先采信一次調(diào)頻實時監(jiān)測評估系統(tǒng)，即電網(wǎng)頻率真實擾動時一次調(diào)頻在線動作情況，如當月無滿足條件數(shù)據(jù)，則由一次調(diào)頻在線監(jiān)測系統(tǒng)人工隨機測定。一次調(diào)頻實時監(jiān)測評估系統(tǒng)啟動條件為：頻差＞0.033 Hz 并持續(xù)20 s以上、最大頻差＞0.067 Hz、躍變時間不超過15 s。人工測定由調(diào)度發(fā)出增負荷測試或減負荷測試信號，信號保持45 s 脈沖，進行一次調(diào)頻±3%Pe 增或減負荷測試。燃煤機組一次調(diào)頻積分因數(shù)要求0～15 s、0～30 s、0～45 s 必須達到0.4、0.6、0.7。

式中 Hi——一次調(diào)頻實際積分電量，MW

He——一次調(diào)頻理論積分電量，MW

t0——一次調(diào)頻起始時間，s

ti——當前時間，s

P0——t0時間段內(nèi)的實際功率，MW

Pi——目前的實際功率，MW

Pg——頻差經(jīng)轉(zhuǎn)速不等率計算的理論功率，MW

外界對滾筒的約束主要為軸承對滾筒軸的約束，利用Workbench的圓柱約束(Cylindrical Support)，限制除轉(zhuǎn)動方向的其他自由度，驅(qū)動扭矩加載在輸入軸一端。

Kf——一次調(diào)頻積分因數(shù)

2 華能南通電廠機組一次調(diào)頻功能介紹

華能南通電廠二期為2×350 MW 機組，協(xié)調(diào)和DEH（數(shù)字電液控制系統(tǒng)）采用整套DCS（分布式控制系統(tǒng)）控制，DCS 采用了EMERSON 公司OVATION3.5 的系列產(chǎn)品。一次調(diào)頻控制策略采用傳統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制與汽機轉(zhuǎn)速控制（CCS+DEH）相結(jié)合的控制方式，頻率偏差經(jīng)過調(diào)頻函數(shù)計算后，一方面根據(jù)轉(zhuǎn)速不等率轉(zhuǎn)換為負荷需求指令，疊加到經(jīng)過了限幅限速功能處理的負荷指令上，作為實際指令進入CCS（機爐協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)）負荷控制邏輯中；另一方面計算成汽輪機調(diào)門流量前饋，直接引起汽輪機調(diào)門的開度變化。這種CCS+DEH 方式綜合了機組機爐響應(yīng)的優(yōu)點，可以充分利用蓄熱潛能，使汽機和鍋爐同時響應(yīng)以滿足電網(wǎng)響應(yīng)要求，是目前比較常見的方案，其控制邏輯框圖如圖1 所示。

函數(shù)f（x）設(shè)置要綜合轉(zhuǎn)速不等率、頻差死區(qū)、負荷變化范圍3 方面因素：

圖1 傳統(tǒng)CCS+DEH 一次調(diào)頻控制

2.1 轉(zhuǎn)速不等率

轉(zhuǎn)速不等率δ 是反映汽輪機調(diào)頻能力的重要指標，代表功率的相對變化對應(yīng)的轉(zhuǎn)速的相對變化，指機組各調(diào)節(jié)系統(tǒng)設(shè)定值不變的情況下，從零至額定功率相應(yīng)的轉(zhuǎn)速變化值與額定轉(zhuǎn)速N0（3000 r/min）相比，其公式如下：

機組的負荷實際變化中，ΔN 表示實際調(diào)節(jié)中轉(zhuǎn)速變化，Pe為機組額定負荷，Pg為頻差經(jīng)轉(zhuǎn)速不等率計算的理論功率，轉(zhuǎn)速不等率可表示為:

可計算得出：

可見，轉(zhuǎn)速不等率與功率變化量呈反比，δ 越大，機組對電網(wǎng)調(diào)頻能力越小，運行就越穩(wěn)定；δ 越小，調(diào)頻的能力就越強，但運行的穩(wěn)定性會變差。綜述，轉(zhuǎn)速不等率較好地反映當前機組一次調(diào)頻能力的強弱，目前華能南通電廠機組轉(zhuǎn)速不等率設(shè)置為5%。

2.2 頻差死區(qū)

頻差死區(qū)的設(shè)置是為了防止汽機調(diào)門在電網(wǎng)頻率小幅度波動時無謂的頻繁動作，如果調(diào)頻過于靈敏，將不利于設(shè)備的安全運轉(zhuǎn)。南通電廠機組的一次調(diào)頻死區(qū)均設(shè)置為:±2 r/min，也就是說當轉(zhuǎn)速范圍在2998～3002 r/min，調(diào)頻指令將不會動作。

2.3 負荷變化范圍

為了兼顧機組的調(diào)頻能力及設(shè)備的安全運行，需要防止一次調(diào)頻動作時DEH 和CCS 的大幅度變化，調(diào)門大幅波動對運行工況造成干擾。根據(jù)江蘇電網(wǎng)細則要求，南通電廠最大一次調(diào)頻轉(zhuǎn)速值為11 r/min，負荷變化范圍為±6%Pe。一次調(diào)頻響應(yīng)曲線如圖2 所示。

圖2 一次調(diào)頻響應(yīng)曲線

3 機組一次調(diào)頻性能影響因素和精細優(yōu)化策略

一次調(diào)頻在當前網(wǎng)源協(xié)調(diào)的范疇內(nèi)是與電網(wǎng)聯(lián)系的重要控制因素，華能南通電廠采用CCS+DEH 經(jīng)典的調(diào)頻策略，能夠滿足大部分工況下的一次調(diào)頻需求指標，但當出現(xiàn)頻率信號采樣誤差、汽機調(diào)門流量曲線不線性、一次調(diào)頻和自動發(fā)電控制指令之間沖突、小頻差擾動下機組調(diào)頻響應(yīng)滯后，機組蓄熱不足或滑壓方式影響等問題時，容易造成機組一次調(diào)頻效果不理想，以下針對出現(xiàn)的真實工況，提出研究并實施了合理的解決措施。

3.1 頻率信號采集方式優(yōu)化

電網(wǎng)側(cè)考核并網(wǎng)機組的一次調(diào)頻響應(yīng)能力是根據(jù)機組PMU（同步相量測量單元）裝置中測量的信號經(jīng)計算得到的，而華能南通電廠機組原頻率信號來自于頻率變送器的測量值，有些機組則采用汽機轉(zhuǎn)速卡測量的轉(zhuǎn)速信號作為了頻率信號，這些信號均可能與電網(wǎng)實際頻率存在偏差。實際證明，這種信號不同源誤差容易導(dǎo)致發(fā)電機組一次調(diào)頻各項指標偏離標準值較大，特別是會出現(xiàn)小頻差不響應(yīng)的現(xiàn)象。為了解決這一問題，南通電廠對機組PMU 裝置進行同源改造，有針對性地安裝了一套頻率同源裝置。將PMU 裝置上的頻率和功率信號引入DEH，一方面頻率信號作為一次調(diào)頻動作指令的計算，另一方面功率信號作為實時負荷的反饋，解決了頻率采集的可靠性和負荷傳輸?shù)囊恢滦?，真正實現(xiàn)機組調(diào)頻與電網(wǎng)需求的同步響應(yīng)。

3.2 調(diào)頻指令之間的沖突以及小頻差擾動下響應(yīng)滯后

華能南通電廠機組在實際運行中發(fā)現(xiàn)，一次調(diào)頻人工測試基本100%達標，動態(tài)實時測試經(jīng)常不滿足標準，而實時調(diào)頻的迅速性和精準性才是真正反映涉網(wǎng)機組調(diào)頻性能的真實指標。經(jīng)仔細研究發(fā)現(xiàn)，實時數(shù)據(jù)不合格主要由于一次調(diào)頻與AGC 指令的沖突和小頻差擾動下響應(yīng)滯后引起的，采取了以下優(yōu)化方案。

《江蘇電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)發(fā)電機組運行考核辦法》中指出：在一次調(diào)頻測試期間，調(diào)度機構(gòu)應(yīng)當保持機組AGC 控制指令不變，發(fā)電企業(yè)無需退出AGC 運行狀態(tài)。機組運行實踐發(fā)現(xiàn)，在一次調(diào)頻人工測試期間，調(diào)度機構(gòu)可維持AGC 指令不變，但一次調(diào)頻實時測試期間，AGC 指令常常出現(xiàn)與一次調(diào)頻負荷指令反向動作現(xiàn)象，從而引起一次調(diào)頻動作指標不合格。為了讓發(fā)電機組優(yōu)先執(zhí)行一次調(diào)頻指令，電廠進行了一次調(diào)頻邏輯優(yōu)化，判斷一次調(diào)頻響應(yīng)需求動作時，則閉鎖45 s AGC 指令方向動作。也就是一次調(diào)頻實時響應(yīng)要增負荷時，閉鎖AGC 指令減??；如果一次調(diào)頻實時響應(yīng)需減小負荷，則閉鎖AGC 指令增大。

一般情況下，電網(wǎng)頻率小幅擾動，那么一次調(diào)頻量的輸出值較小，尚需克服調(diào)速系統(tǒng)遲緩率和負荷響應(yīng)滯后時間，往往會造成調(diào)頻不達標甚至反方向動作結(jié)果。因此電廠將邏輯優(yōu)化為：判斷一次調(diào)頻響應(yīng)需求動作，則通過超前環(huán)節(jié)，使一次調(diào)頻負荷輸出指令變化加快，當頻率趨于穩(wěn)定時，通過滯后環(huán)節(jié)，繼續(xù)保持一段時間輸出指令緩慢下降，這樣快動緩回的控制策略可以很大程度上優(yōu)化小頻差擾動下調(diào)頻性能，同時能解決一次調(diào)頻實時測試時實際調(diào)頻時間不滿足45 s 但考核維持45 s，這一現(xiàn)象所引發(fā)的更高調(diào)頻要求，邏輯設(shè)計如圖3 所示。

以上兩種方案均提到了“一次調(diào)頻響應(yīng)需求動作”判斷條件，這一條件的觸發(fā)門檻不能太高，否則優(yōu)化策略難以發(fā)揮作用；也不能過于降低，否則會引起日常機組負荷出現(xiàn)頻繁的波動，不利于AGC 調(diào)節(jié)精度和安全運行。為了兼顧各方面綜合因素，結(jié)合江蘇省網(wǎng)兩個細則實時測試標準，電廠將該判斷條件規(guī)定如下：①電網(wǎng)頻差＞0.05 Hz；②電網(wǎng)頻差＞0.033 Hz 滿足10 s；③不在一次調(diào)頻性能參數(shù)測試（僅監(jiān)測模擬參數(shù)，無需實際調(diào)頻）。實踐證實，以上條件能有效兼顧一次調(diào)頻響應(yīng)指標和機組的穩(wěn)定運行需要。

3.3 基于模型預(yù)估調(diào)頻積分因數(shù)以實現(xiàn)精準調(diào)頻

圖3 快動緩回一次調(diào)頻邏輯

電廠的傳統(tǒng)CCS+DEH 調(diào)頻回路對于單元機組來說是開環(huán)調(diào)節(jié)，依據(jù)固有的調(diào)頻特性和機組蓄熱發(fā)揮作用，將理論貢獻負荷與實際貢獻負荷進行對比，可以提前預(yù)判是否滿足電網(wǎng)的調(diào)頻需求。當一次調(diào)頻判斷開始后，積分模塊分別計算實際貢獻負荷和理論貢獻負荷，兩者之比計算得到電網(wǎng)考核的一次調(diào)頻積分因數(shù)。若該因數(shù)與考核因數(shù)存在偏差，則適當動態(tài)修正DEH和CCS 側(cè)的調(diào)頻作用。

參考江蘇電網(wǎng)兩個細則要求“15 s 積分因數(shù)必須達到0.4，30 s 積分因數(shù)必須達到0.6，45 s 積分因數(shù)必須達到0.7”，電廠邏輯計算得到的積分因數(shù)10 s 未達到0.4，22 s 未達到0.6，37 s 未達到0.7，則判斷為一次調(diào)頻響應(yīng)滯后，該信號能聯(lián)鎖動態(tài)調(diào)整DEH 和CCS 側(cè)調(diào)頻參數(shù)，主要體現(xiàn)在：增加頻差至DEH 流量指令的疊加因數(shù)，增強CCS 側(cè)一次調(diào)頻負荷指令，減弱CCS 側(cè)主汽壓力的拉回作用，在主汽溫安全范圍內(nèi)閉鎖減溫水調(diào)閥的反向干擾。這種積分因數(shù)偏差糾正方法的應(yīng)用，很大程度上解決了機組側(cè)一次調(diào)頻開環(huán)調(diào)節(jié)的弊端。目前電網(wǎng)在逐漸提倡一次調(diào)頻作用不宜過強，防止網(wǎng)內(nèi)頻率反向過調(diào)，這種思路也可以應(yīng)用在當機組調(diào)頻貢獻過強時，適當減弱調(diào)頻作用。邏輯設(shè)計如圖4、圖5 所示。

3.4 優(yōu)化汽機調(diào)門流量曲線

華能南通電廠機組中修、大修期間，高壓調(diào)閥均會進行解列維修，重新裝配后會發(fā)現(xiàn)閥門流量特性曲線與理論不匹配；調(diào)門安裝完畢進行的冷態(tài)校驗零位經(jīng)長期運行后產(chǎn)生膨脹，常常熱態(tài)零位顯示在2%～3%，造成流量曲線重疊度不足。調(diào)門流量特性試驗有順序閥和單閥兩種方式，本文不詳細描述。在機組正常運行中，若發(fā)現(xiàn)在某個負荷區(qū)域出現(xiàn)負荷響應(yīng)不足、汽壓調(diào)節(jié)波動、調(diào)門頻繁開關(guān)等現(xiàn)象，建議關(guān)注該區(qū)域下的流量特性。將機組退出協(xié)調(diào)和一次調(diào)頻，汽機和鍋爐控制站置手動方式或爐跟蹤方式，在不理想的負荷區(qū)進行小幅度的機主控輸出變化，觀察主汽流量的變化是否線性，若出現(xiàn)明顯滯后或過強，則稍作改變該區(qū)域的拐點。

圖4 一次調(diào)頻積分因數(shù)計算

圖5 一次調(diào)頻動作滯后信號

機組正常運行中，常常發(fā)現(xiàn)調(diào)門熱態(tài)零位偏差或初始位置存在空行程。華能南通電廠二期機組基建時，汽輪機采用GE 進口MARK V 調(diào)速系統(tǒng)，該調(diào)速器冷態(tài)校驗汽輪機調(diào)門開度時，將全關(guān)位置標定為－5%，因此實際運行中的零位則大約在開度5%左右，這一做法很好地彌補了調(diào)門零位調(diào)節(jié)的滯后現(xiàn)象。電廠將DEH 改為DCS 一體化控制系統(tǒng)后，雖然新DCS 控制器無法實現(xiàn)原模式標定，但也可參照此思路，于DCS 邏輯中對調(diào)門特性曲線的零位偏置進行修改，彌補初始位置的流量變化滯后現(xiàn)象。

機組閥門流量特性試驗實施時，要注意保證主汽壓穩(wěn)定，機、爐主控每次輸出幅度不宜超過2%，待機組各參數(shù)調(diào)節(jié)穩(wěn)定后再進行下一步試驗。建議機組DEH 閥門流量函數(shù)多增加幾處拐點，以方便運行期間在線修正。

4 結(jié)束語

經(jīng)過精心的設(shè)計及調(diào)試，華能南通電廠機組一次調(diào)頻功能滿足了電網(wǎng)調(diào)頻需要，并實現(xiàn)了在深度調(diào)峰30%負荷工況下的±3%Pe調(diào)頻測試，2019 年度機組一次調(diào)頻指標未發(fā)生考核。電廠技術(shù)人員從實踐出發(fā)，以問題為導(dǎo)向，逐步科學(xué)推進精細化控制策略，提升了機組在協(xié)調(diào)系統(tǒng)和汽輪機調(diào)速系統(tǒng)的自動化控制水平，也為實現(xiàn)電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行創(chuàng)造了條件。