古交電廠300 MW機組一次調頻的應用及分析

李建勛

(山西興能發電有限責任公司，山西 古交 030206)

隨著300 MW及以上機組在電網中的比例不斷增大，以及因電網負荷峰谷差逐步加大，大機組的運行方式也逐步產生了一些變化，大機組需要根據電網中心調度所的負荷需求量和電網的頻率偏差參與電網的調峰、調頻。為進一步提高電網運行的穩定性、減小電網頻率的波動、增強電網抗事故能力，根據國家電網公司的要求，山西省網各電廠展開了大機組一次調頻性能的試驗工作。山西古交電廠Ⅰ期工程2×300 MW機組DCS采用西屋Ovation控制系統，DEH采用的是東方汽輪機廠與美國西屋公司合作生產的全電調型汽輪機數字電液控制系統，液壓采用高壓抗燃油系統。該機組在2004年相繼投產后一次調頻功能一直在投入運行，其在數次網頻波動較大的工況下體現出了較快的響應特性和有力的調節作用。

1 一次調頻概念及重要性

由汽輪機調速系統自動控制機組負荷的增減，以適應外界負荷需要、保證電網頻率穩定的方式，稱為一次調頻。一次調頻有利于快速減小電網頻率的波動，提高電網的穩定性。

隨著汽輪機組電調系統的大量應用，液壓調速系統機組大量改造為純電調系統機組。由于一次調頻運行方式對機組不利，卻對電網有利(電網系統更穩定)，發電機組由于以往自動發電控制(AGC)考核方式和本身考慮的原因，在汽輪機調速系統改造后一般不投一次調頻。這樣電網系統僅能依靠發電機組的二次調頻來維持。電網發電負荷和供電負荷的平衡，引起電網周波波動很大，與發電機組液調改電調前相比電網更不穩定。因此，在這種情況下，電網系統迫切需要發電機組參與一次調頻，發電機組原液壓調速系統內部固有的一次調頻功能在汽輪機電液調節系統中實現，以滿足電網穩定的要求。

一般來說，一次調頻屬于有差調節，二次調頻屬于無差調節。在汽輪機調速系統靜態特性曲線上，一次調頻表現為負荷點在靜態特性曲線上移動，而二次調頻表現為靜態特性曲線的平移。見圖1。

圖1 調速系統靜態特性線

2 一次調頻在電調機組中的實現策略

2．1 一次調頻實現的可能情況分析

一次調頻并不是簡單地在數字式電調系統中加入一次調頻功能和調頻函數曲線即可。一次調頻的實現，涉及到CCS和DEH系統，而這里認為兩個系統都有各自的功率自動回路和一次調頻回路。因CCS和DEH內部實現方式不同，CCS的一次調頻回路在功率自動投入后才能投入，而DEH的一次調頻回路、功率回路和調壓回路可以分別單獨投入，構成了以下多種不同的組合方式。

2．1．1 純DEH實現方式

1)DEH功率回路投入時，一次調頻回路投入。這時一次調頻根據頻差信號，以一定的速度不等率計算出頻差校正值并對目標負荷進行修正，同時頻差校正信號通過速率限制處理后，形成新的負荷指令直接作用到功率調節器(PID)來改變調汽閥的開度，從而實現機組負荷的快速隨動。其本質實際是通過功率自動調節回路實現，類似于二次調頻，負荷最終穩定在經過修正的實際機組負荷指令。

2)DEH功率回路不投(即在閥控方式下)，一次調頻回路投入。這時一次調頻直接對負荷參考指令進行修正，即在開環狀態下按凸輪特性直接對調節汽門的開度進行修正。一次調頻的負荷大小與該機組當時的蒸汽參數有關。在調節過程中，隨著負荷的變動，主汽壓力發生改變，由于鍋爐調節的熱慣性，負荷會先利用蓄熱上升，然后下降，直到鍋爐調節跟上，負荷再上升并穩定下來。這種工況實現了一次調頻，但由于功率自動未投，無法實現AGC功能。

2．1．2 純CCS實現方式

這時，DEH在遙控方式，CCS投入功率自動和一次調頻回路。該方式與純DEH方式1)相同，類似于二次調頻。

2．1．3 DEH+CCS(CCS 手動)方式

DEH投入一次調頻回路，CCS在手動方式。由于DEH投入遙控后，DEH的功率和調節級壓力回路會自動切除，該方式與純DEH方式2)相同。

2．1．4 在汽機跟隨狀態一次調頻實現的可能情況

這種情況下，一次調頻回路作用在CCS鍋爐調功回路，由于鍋爐的熱慣性，負荷即使調節，也失去了一次調頻的意義，反而給鍋爐人為地加了一個干擾源。同樣，DEH的一次調頻回路也不能投，否則會給汽機調節汽壓人為地加了一個干擾源。

2．2 一次調頻實現的最優方案分析

在機組穩定運行的基礎上，鍋爐跟隨方式下，利用鍋爐的蓄熱，采取CCS的功率自動和一次調頻回路投入、DEH的一次調頻回路同時投入運行的方式為最優，能夠產生理論上所要達到的可控的一次調頻負荷增量。

3 一次調頻投入后對機組的影響

根據古交電廠300 MW機組按相當于20 MW擾動幅度(6．67%額定負荷)所做的汽機調門擾動和鍋爐負荷指令擾動的機組響應特性試驗，進行分析，得出以下結論。

1)機組調門階躍時，汽壓變化速率只在初始瞬間較大 0．1 ～0．2 MPa/s，平滑段汽壓變化率均在0．35 MPa/min以下;汽壓變化幅度很大，當負荷變化13～24 MW 時，汽壓變化幅度達1．1～1．8 MPa。汽壓變化幅度過大，會對機組穩定性產生影響;但限制汽壓變化幅度過多，也會影響機組的一次調頻能力。

2)在汽包水位自動投入狀態下，水位波動并不大，在±40 mm范圍內。

3)機組調門階躍時，主汽溫變化不大。階躍開調門，主汽溫先下降后上升，穩定值與階躍前略有上升;階躍關調門，主汽溫先上升后下降，穩定值與階躍前略有下降;總體變化幅度不大，在3℃ ～4℃以內。

4)機組調門階躍時，再熱汽溫變化不大。階躍開關調門，再熱汽溫均略有下降：總體變化幅度不大，在4℃ ～5℃以內。

5)機組調門階躍時，高壓第一級溫差變化較大。階躍開關調門，高壓第一級汽溫變化較大，從而使高壓第一級汽溫與金屬溫度的溫差變化較大，對汽機熱應力有一定影響。尤其在關調門動作時，第一級汽溫是呈下降趨勢，低負荷工況有可能出現負溫差，產生負應力，而汽輪機承受負應力的能力相對弱的多，應進一步加以關注。

6)在汽機調門凸輪特性擬合不好的區段，產生負荷超調現象。

7)鍋爐燃燒率試驗的純遲延響應時間約為2．5 min。

在以上試驗過程中，分別記錄機組有功功率、主汽壓力和溫度、調節級壓力和溫度、第一級金屬溫度、汽機參考指令、調門開度、汽包水位、蒸汽流量、給水流量、除氧器水位、燃料量、風量等主要參數的變化，分析機組的響應特性。

4 火電機組投運一次調頻應采取的措施

1)對電液型汽輪機控制系統的遲緩率進行測試，使其滿足一次調頻的要求。否則一次調頻將失去其意義。

2)需要調節系統的速度不等率，一般速度不等率為3%～5%，對于同樣的網頻變動幅度速度不等率越大，一次調頻負荷量越小;反之速度不等率越小，一次調頻負荷量越大。在速度不等率為5%時，電網頻率每變化0．016 7 Hz(相當于汽機轉速每變化1 r/min)，機組負荷將改變0．667%額定負荷。

3)應對一次調頻最大汽壓變化量進行限幅，保證單元機組的穩定。

4)應對一次調頻機組最大負荷調節量的限制，如對一次調頻的負荷控制范圍按系統頻率發生±0．25 Hz變化、死區 ±0．033 3 Hz時(相當于6．67%額定負荷量)的對應補償負荷進行限幅，以保證機組的安全運行。

5)應對一次調頻快速調整負荷的汽輪機熱應力監視，如對高壓第一級溫差變化進行監視，防止應力過大。

6)當機組汽輪機電調系統的凸輪特性曲線與實際閥門流量特性不相配時，有可能造成一次調頻超調，協調控制系統產生反向調節作用。需要測試機組的調門特性，調整DEH的凸輪特性曲線。

5 結論

1)采用計算機電液調節DEH系統的300 MW燃煤機組完全具備了一次調頻投入功能，且機組一次調頻功能可以適應不同的參數，在不同頻率死區和轉速不等率情況下，調頻效果良好。

2)一次調頻功能效果與投入方式有很大關系，按負荷調整時間與動態偏差排序依次為：第(1)CCS投入一次調頻功能，DEH一次調頻回路投入，但DEH功率回路不投，此方式最好;第(2)CCS解列，DEH投一次調頻和功率回路，此方式較好;第(3)CCS投入一次調頻功能，DEH一次調頻和功率回路都不投，第(1)CCS解列，DEH僅投一次調頻，此方式次之。

［1］ 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．