楊 罡

(云南能投威信能源有限公司，云南 昭通 657903 )

國產(chǎn)600 MW超臨界機組一次調頻動態(tài)試驗與分析

楊 罡

(云南能投威信能源有限公司，云南 昭通 657903 )

火電機組投入機爐協(xié)調方式運行后，采用CCS與DEH側協(xié)同作用的一次調頻方式，能夠實現(xiàn)快速、持久的一次調頻。通過對某國產(chǎn)600 MW超臨界機組一次調頻現(xiàn)場動態(tài)試驗結果的分析，盡可能發(fā)掘該機組的最大調頻能力，提高電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性，降低電網(wǎng)的頻率波動，增強電網(wǎng)的抗事故能力。

一次調頻；DEH閥位控制方式；CCS協(xié)調控制方式；頻率

一次調頻是當電網(wǎng)的頻率偏離了額定頻率時，在不人為改變發(fā)電機組負荷指令的情況下，發(fā)電機組自動根據(jù)系統(tǒng)頻率差快速調節(jié)其負荷，以快速校正并減少系統(tǒng)頻率差。機組負荷改變量的大小，由頻率差的大小和發(fā)電機組一次調頻能力的大小決定。在發(fā)電機組一次調頻能力一定的情況下，頻率差越大，機組參與一次調頻的力度也越大。一旦電網(wǎng)的頻率達到額定頻率使頻差消失后，一次調頻也隨之消失。由此可見，機組的一次調頻實質上是一個動態(tài)的有差調節(jié)，它并不能將電網(wǎng)的頻率維持在額定頻率，只能快速響應電網(wǎng)頻率的變化，保證系統(tǒng)頻率的相對穩(wěn)定[1]。

某電廠1#機組采用國產(chǎn)超臨界600 MW汽輪發(fā)電機組，配超臨界“W”火焰鍋爐。機組機爐主控制系統(tǒng)采用美國艾默生過程控制有限公司生產(chǎn)的OVATION系統(tǒng)。協(xié)調控制采用直接能量平衡控制策略(DEB)，在集散控制系統(tǒng)(DCS)中設計有自動發(fā)電量控制(AGC)、一次調頻與鍋爐快速減負荷(RB)功能。

1 一次調頻方案

一次調頻功能在協(xié)調控制系統(tǒng)(CCS)和數(shù)字電液控制系統(tǒng)(DEH)下綜合實現(xiàn)，在一次調頻投入(DEH側一次調頻在機組有功功率大于60 MW時自動投入)后，其控制回路實現(xiàn)途徑如下：

1)在DEH投入閥位控制方式，一次調頻通過綜合閥位指令的前饋疊加實現(xiàn)；

2)在DEH投入功控方式，一次調頻通過功率指令的疊加實現(xiàn)；

3)在機組投入CCS的爐跟機為基礎的協(xié)調方式，一次調頻通過DEH綜合閥位指令的前饋疊加和CCS功率指令的疊加實現(xiàn)；

4)在機組投入CCS的爐跟機方式，一次調頻通過DEH綜合閥位指令的前饋疊加實現(xiàn)；

5)在機組投入CCS的手動方式，一次調頻通過DEH綜合閥位指令的前饋疊加實現(xiàn)，因燃料調節(jié)未能實現(xiàn)自動加減，不能同時滿足負荷控制和調頻要求。

可見方式(3)是一次調頻的最佳投入方式。在機組有功功率大于60 MW時，DEH側一次調頻功能自動投入，線性對應一次調頻量計算值的0～100%；在有功功率小于60 MW時，調頻量置為0。此外，調頻功能在以下條件下禁止投入。

1)RB時。因投入后影響目標負荷到正確值。

2)機跟爐或機跟爐協(xié)調控制方式。汽機在調壓方式下，不能滿足調頻的快速響應要求。

3)DEH一次調頻不能投用時。一次調頻投入前后或投入后各控制方式的切換均需實現(xiàn)跟蹤無擾。

2 一次調頻動態(tài)試驗主要內容

(1)一次調頻功能投切試驗；(2)靈敏度試驗；(3)DEH閥位控制方式下+6 r/min擾動試驗；(4)DEH閥位控制方式下-9 r/min擾動試驗；(5)DEH閥位控制方式下+12 r/min擾動試驗；(6)CCS控制方式下+6 r/min擾動試驗；(7)CCS控制方式下-9 r/min擾動試驗；(8)CCS控制方式下+12 r/min擾動試驗。

3 一次調頻動態(tài)試驗過程

3.1 一次調頻功能投切試驗

DEH側一次調頻功能在機組有功功率大于60 MW時自動投用，DCS側一次調頻功能在機組投入?yún)f(xié)調方式時可以進行投切。正式進行試驗前，在開機運行條件下，強制一次調頻出口值為0，讓運行人員在DCS操作員站上進行多次實際投切，投切功能動作正常，監(jiān)視畫面顯示正確。

3.2 調速器靈敏度試驗

3.2.1 試驗條件

機組試驗工況點選取在480 MW(80%ECR)附近，從試驗結果來看，工況點具有代表性。汽機工作在DEH閥位控制方式下，手動調整負荷至480 MW附近，鍋爐處于給水控制投入自動，燃料主控切手動，總風量控制切手動，其他有條件投入自動的系統(tǒng)和設備盡可能投入自動的狀態(tài)下。

3.2.2 試驗方法

在DEH一次調頻邏輯中，人工強制-3 r/min的轉速差信號，其中DEH一次調頻邏輯中死區(qū)為±2 r/min。因此，實際發(fā)生調頻作用的轉速差為-1 r/min，考察一次調頻系統(tǒng)有功出力是否發(fā)生明顯變化。若有，則滿足《云南電網(wǎng)發(fā)電機組一次調頻運行管理規(guī)定(試行)》3.2.2節(jié)中對600 MW火電機組電液調節(jié)系統(tǒng)遲緩率要求(<0.07%)。

轉速差強制方式，在DROP41-4-39的DEH邏輯頁中，強制轉速差值為-3 r/min，在一次調頻自動投入的情況下生成對應輸入轉差的調頻修正值，作用于調頻計算回路(后續(xù)所有試驗步驟的轉速差注入系統(tǒng)方法與此相同)。

3.2.3 試驗結果

試驗過程中，記錄的機組調門指令及有功出力變化趨勢表明，在邏輯中，人工強制-3 r/min的轉速差信號注入系統(tǒng)，實際機組的有功功率變化了-2.64 MW，機組的電液調節(jié)系統(tǒng)遲緩率小于0.034%，滿足《云南電網(wǎng)發(fā)電機組一次調頻運行管理規(guī)定(試行)》3.2.2節(jié)中對600 MW火電機組電液調節(jié)系統(tǒng)遲緩率要求(<0.07%)。

3.3 DEH閥位控制方式下+6 r/min擾動試驗

3.3.1 試驗條件

汽機工作在DEH閥位控制方式下，手動調整負荷至480 MW附近，鍋爐處于給水控制投入自動，燃料主控切手動，總風量控制切手動，其他有條件投入自動的系統(tǒng)和設備盡可能投入自動狀態(tài)下。

3.3.2 試驗結果及分析

+6 r/min擾動試驗：+6 r/min對應頻差為0.1 Hz，按照火電機組設定的調差系數(shù)5%，此時機組有功功率變化應為+2.66%，即+16 MW。該1#機組在閥位控制方式下，有功功率由響應前的492.04 MW增加到了響應穩(wěn)定后的504.06 MW，功率變化為+12.02 MW，負荷響應時間為1 s。功率響應幅度滿足調差系數(shù)，從一次調頻動作到穩(wěn)定的時間為9 s，滿足《云南電網(wǎng)發(fā)電機組一次調頻運行管理規(guī)定(試行)》中調節(jié)時間不大于45 s的要求(以下簡稱“《規(guī)定》要求”)。

3.4 DEH閥位控制方式下-9 r/min擾動試驗

3.4.1 試驗條件

汽機工作在DEH閥位控制方式下，手動調整負荷至480 MW附近，鍋爐處于給水控制投入自動，燃料主控切手動，總風量控制切手動，其他有條件投入自動的系統(tǒng)和設備盡可能投入自動的狀態(tài)下。

3.4.2 試驗結果及分析

人工模擬-9 r/min轉速差信號注入系統(tǒng)，按照火電機組設定的調差系數(shù)5%，此時機組有功功率變化應為-4.66%，即為-28 MW。1#機組在DEH閥位控制方式下，有功功率由響應前的482.53 MW減少到了響應穩(wěn)定后的464.65 MW，功率變化為-17.88 MW，負荷響應時間為1 s。功率響應幅度滿足調差系數(shù)，從一次調頻動作到穩(wěn)定的時間為16 s，滿足《規(guī)定》要求。一次調頻響應幅度與目標值的差距主要由于所處控制方式為開環(huán)控制，只能保證調門的開度變化與頻差滿足相應設置，而實際產(chǎn)生的有功功率變化受調門特性和汽機入口壓力參數(shù)影響較大。

3.5 DEH閥位控制方式下+12 r/min擾動試驗

3.5.1 試驗條件

汽機工作在DEH閥位控制方式下，手動調整負荷至480 MW附近，鍋爐處于給水控制投入自動，燃料主控切手動，總風量控制切手動，其他有條件投入自動的系統(tǒng)和設備盡可能投入自動的狀態(tài)下。

3.5.2 試驗結果及分析

人工模擬+12 r/min轉速差信號注入系統(tǒng)，試驗過程中記錄的機組調門指令及有功功率變化趨勢如圖1所示。按照火電機組設定的調差系數(shù)5%，此時機組有功功率變化應為+6.66%，即為+40 MW。1#機組在DEH閥位控制方式下，有功功率由響應前的481.40 MW增加到了響應穩(wěn)定后的508.15 MW，功率變化為+26.75 MW，負荷響應時間為1 s，功率響應幅度滿足調差系數(shù)，從一次調頻動作到穩(wěn)定的時間為25 s，滿足《規(guī)定》要求。

上述進行的是DEH閥位控制方式下的一次調頻試驗，由于所處方式為開環(huán)控制，調頻功率不能達到精確的設定值，但都能達到目標負荷的66.10%以上，能滿足電網(wǎng)對機組的一次調頻響應幅度50%以上的要求。一次調頻動作響應滯后時間小于2 s，響應完成時間均滿足《云南電網(wǎng)發(fā)電機組一次調頻運行管理規(guī)定(試行)》中調節(jié)時間不大于45 s的要求。

圖1 調速系統(tǒng)+12 r/min擾動試驗(DEH閥位控制方式)(采樣周期1 s)(注：①“主汽壓力”縱坐標范圍為0～30 MPa；②“調門總閥位信號”縱坐標范圍為-5%～100%；③“鍋爐熱量信號”縱坐標范圍為0～700 MW；④“總煤量”縱坐標范圍為0～500 t/h；⑤“實際負荷”縱坐標范圍為100～800 MW；⑥“當前負荷設定”縱坐標范圍為100～800 MW；⑦“一次調頻量”縱坐標范圍為-55～200；⑧“轉差”縱坐標范圍為-5～100 r/m。)

3.6 CCS控制方式下+6 r/min擾動試驗

3.6.1 試驗條件

機組運行在480 MW附近CCS協(xié)調控制方式下(DEH交CCS控制)，鍋爐給水控制、燃料控制、送引風等主要系統(tǒng)均投入自動。

轉速差注入方式：同時在DROP41-4-39的DEH邏輯頁和DROP12-3-11的協(xié)調控制邏輯頁中，強制轉速差計算的減法模塊輸出為+6 r/min，在調頻按鈕投入的情況下自動生成+6 r/min轉差的調頻修正值，作用于調頻計算回路。

3.6.2 試驗結果及分析

機組在CCS協(xié)調方式下進行+6 r/min轉差擾動試驗，響應較快，響應時間為1 s；有功功率由響應前的489.89 MW增加到響應穩(wěn)定后的506.51 MW，功率變化+16.62 MW；一次調頻動作到調節(jié)穩(wěn)定的時間為4 s，滿足《規(guī)定》要求。

與前4組DEH閥位控制方式下的頻差擾動試驗結果相比，CCS協(xié)調方式下的一次調頻功能投入效果無論從響應速度、精度，還是對機前蒸汽壓力參數(shù)的影響上來看，都較開環(huán)閥位控制方式優(yōu)良。

3.7 CCS控制方式下-9 r/min擾動試驗

3.7.1 試驗條件

機組運行在480 MW附近CCS協(xié)調控制方式下，鍋爐給水控制、燃料控制、送引風等主要系統(tǒng)均投入自動。

轉速差注入方式:同時在DROP41-4-39的DEH邏輯頁和DROP12-3-11的協(xié)調控制邏輯頁中，強制轉速差計算的減法模塊輸出為-9 r/min，在調頻按鈕投入的情況下自動生成-9 r/min轉差的調頻修正值，作用于調頻計算回路。

3.7.2 試驗結果及分析

機組在CCS協(xié)調方式下進行-9 r/min 轉差擾動試驗，響應較快，響應時間為1s；有功功率由響應前的484.42 MW減少到響應穩(wěn)定后的456.47 MW，功率變化-27.95 MW；一次調頻動作到調節(jié)穩(wěn)定的時間為7 s，滿足《規(guī)定》要求。

3.8 CCS控制方式下+12 r/min擾動試驗

3.8.1 試驗條件

機組運行在480 MW附近CCS協(xié)調控制方式下，鍋爐給水控制、燃料控制、送引風等主要系統(tǒng)均投入自動。

轉速差注入方式:同時在DROP41-4-39的DEH邏輯頁和DROP12-3-11的協(xié)調控制邏輯頁中，強制轉速差計算的減法模塊輸出為+12 r/min，在調頻按鈕投入的情況下自動生成+12 r/min轉差的調頻修正值，作用于調頻計算回路。

3.8.2 試驗結果及分析

機組在CCS協(xié)調方式下+12 r/min轉差擾動試驗動態(tài)響應曲線如圖2所示。從曲線結果可以看出，同樣的轉差擾動下，機組處于CCS協(xié)調方式比DEH閥位控制方式下的調節(jié)時間較快，即一次調頻動作到調節(jié)穩(wěn)定的時間為17 s，響應時間為1 s；有功功率由響應前的485.17 MW增加到響應穩(wěn)定后的525.52 MW，功率變化+40.35 MW，滿足《規(guī)定》要求。

上述主要是在CCS協(xié)調控制方式下的一次調頻試驗，一次調頻功能投入效果無論從響應速度、精度，還是對機前蒸汽壓力參數(shù)的影響上來看，都較開環(huán)閥位控制方式優(yōu)秀，能更好滿足電網(wǎng)對機組的一次調頻響應幅度大于50%、響應滯后時間小于3 s、響應完成時間小于45 s的要求。在機組投入調度AGC方式后，AGC方式與CCS協(xié)調控制方式相同，僅負荷指令為調度遠方控制，一次調頻性能也與CCS方式相同。

圖2 調速系統(tǒng)+12 r/min擾動試驗(CCS方式) (采樣周期1s)(注：①“主汽壓力”縱坐標范圍為0～30 MPa；②“主汽壓力設定值”縱坐標范圍為0～30 MPa；③“鍋爐熱量信號”縱坐標范圍為0～700 MW；④“總煤量”縱坐標范圍為-150～750 t/h；⑤“實際負荷”縱坐標范圍為100～800 MW；⑥“當前負荷設定”縱坐標范圍為100～800 MW；⑦“一次調頻量”縱坐標范圍為-55～200；⑧“轉差”縱坐標范圍為-20～200 r/m；⑨“鍋爐指令終”縱坐標范圍為0～700 MW；⑩“調門總閥位信號”縱坐標范圍為-5%～100%。)

4 試驗結果分析

根據(jù)以上試驗結果以及對實驗結果的分析，可以得出以下幾點結論。

1)該國產(chǎn)超臨界600 MW汽輪發(fā)電機組一次調頻功能的投切邏輯以及運算邏輯，經(jīng)過本次動態(tài)試驗驗證完全正確。

2)該國產(chǎn)超臨界600 MW汽輪發(fā)電機組的DEH系統(tǒng)的遲緩率指標，從動態(tài)試驗中設計的靈敏度試驗的結果來看，滿足《云南電網(wǎng)發(fā)電機組一次調頻運行管理規(guī)定(試行)》中對火電600 MW電調機組的遲緩率必須小于0.07%的要求；疊加的±1 r/min(1/3 000=0.033%)轉速偏差信號能夠引起該機組調速系統(tǒng)的明顯動作以及機組功率的顯著變化。

3)本次試驗，根據(jù)該機組的實際運行情況，對其機組的DEH閥位控制方式、機爐CCS協(xié)調控制方式均進行了調頻響應動態(tài)特性試驗。并且根據(jù)該機組特點，由小至大逐漸增加了擾動信號階躍幅度，有針對性和選擇性地考察了該機組性能。

①從DEH閥位控制方式下擾動試驗的結果來看，在DEH閥位控制方式時，機組調頻性能只受機組調門流量特性和鍋爐蓄熱特性影響，響應開始25 s左右達到響應最大值；之后，隨汽機入口壓力變化，出力逐漸偏離響應目標。因處于開環(huán)方式，有功功率變化不能嚴格控制在調差系數(shù)所要求的數(shù)值上，但實際出力變化都在66.10%以上，均能滿足《規(guī)定》中大于50%的響應幅度要求。從響應曲線來看，其他動態(tài)響應指標，如系統(tǒng)穩(wěn)定時間等，均滿足《云南電網(wǎng)發(fā)電機組一次調頻運行管理規(guī)定(試行)》中對穩(wěn)定時間和調節(jié)速度小于45 s的要求。

②當機組處于CCS協(xié)調控制方式下，則調頻動態(tài)特性同時受鍋爐蓄熱特性和機組調門流量特性以及機組控制系統(tǒng)動態(tài)特性和控制方式的影響。從圖2所示的試驗曲線來看，與DEH閥位控制開環(huán)方式相比，該機組調頻動作的響應速度(動態(tài)特性)和響應精度(靜態(tài)特性)都比DEH閥位控制方式優(yōu)良。DEH閥位控制方式下，調門變化幅度固定，機組出力完全隨汽機入口壓力的變化而變化。從試驗曲線來看，DEH閥位控制方式由于完全依賴鍋爐蓄熱，因此壓力變化幅度較大，功率也會隨之波動，可以看成一次調頻負荷的快速粗調。閉環(huán)方式下，除DEH側的調頻量前饋與開環(huán)方式一樣，直接作用到調門外，還通過功率控制器的指令修正，加強了調頻作用發(fā)揮的“后勁”和持續(xù)性，可看成一次調頻的細調[2]。另外，在CCS協(xié)調控制方式下，汽機入口壓力在調頻動作時，由于燃料回路的提前補償?shù)靡暂^快地穩(wěn)定。

5 結論

該機組無論是在DEH閥位控制方式下，還是在CCS協(xié)調控制方式下，完成一次調頻功能投入后，該機組無論是在DEH閥位控制方式下，還是在CCS協(xié)調控制方式下，完成一次調頻功能投入后，都能夠發(fā)揮快速響應電網(wǎng)頻率變化，做出正確的反應以抵御電網(wǎng)頻率波動。上述兩種控制方式功能完備且動態(tài)響應參數(shù)指標都能夠滿足《云南電網(wǎng)發(fā)電機組一次調頻運行管理規(guī)定(試行)》相關條款要求。同時，從試驗分析結果來看，該機組工作在CCS協(xié)調控制方式下時，無論是對電網(wǎng)的頻率支撐，還是對機組的穩(wěn)定運行，所發(fā)揮的性能都是最佳的。

[1] 方世清,李傳國,張弋力,等.自動發(fā)電控制機組在電網(wǎng)一次調頻中的應用研究[J].中國電力,2003(6):65-67.

[2] 段南,李國勝,王玉山.大型火電機組一次調頻功能投入的研究[J].華北電力技術,2003(10):1-4.

A Study on the Dynamic Test and Analysis of the PFR of the Domestic 600MW Supercritical Unit

YANG Gang

(Weixin Energy Co., Ltd.of YEIG，Zhaotong Yunnan 657903，P.R.China)

Based on the CCS-DEH coordinated mode of the PFR，rapid and enduring PFRs can be achieved after the thermal power unit operates in the turbine-boiler coordinated way．The analysis of the results of the dynamic test of the PFR of the domestic 600MW supercritical unit has shown that the maximum frequency regulation capability of the unit can be developed as far as possible，the stability of the operation of the power grid can be improved，frequency fluctuations of the power grid can be reduced，and the anti-accident capacity of the power grid can be enhanced．

PFR；DEH control mode of valve location；CCS coordinated control mode；frequency

2016-10-13

楊 罡(1986-)，工程師，技師，主要從事電廠熱工專業(yè)檢修工作。

TK229.2

A

1008- 8032(2017)01- 0038- 05