600 MW超臨界機組一次調頻不合格原因分析及邏輯優化

白奕

(福建華電可門發電有限公司，福州 350001)

600 MW超臨界機組一次調頻不合格原因分析及邏輯優化

白奕

(福建華電可門發電有限公司，福州 350001)

以福建華電可門發電有限公司#4機組在“9.19”事件中出現的一次調頻動作不合格現象為背景，闡述了600 MW超臨界火力發電機組一次調頻指令的形成原理。針對該機組一次調頻動作量不合格的問題，結合實際分析了原因，并提出了邏輯優化方案。

600 MW；超臨界；一次調頻；邏輯優化

0 引言

福建華電可門發電有限公司(以下簡稱可門公司)#4機組為600 MW超臨界火力發電機組。鍋爐采用上海鍋爐廠制造的超臨界、四角切圓燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛、變壓運行、全燃煤或煤油混燒、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼懸吊結構的直流鍋爐。汽輪機(以下簡稱汽機)系上海汽輪機有限責任公司制造的N600-24.2/566/566型600 MW超臨界、中間再熱、雙缸雙排汽、單軸、凝汽式汽輪發電機組[1]。分散控制系統(DCS)采用上海艾默生(Emerson)過程控制有限公司生產制造的Ovation系統來實現對機組的數據采集、監測和自動控制[2]。

1 概況

2015-09-19 T 21：58，錦屏-蘇南±800 kV特高壓直流輸電線路(以下簡稱錦蘇直流)發生雙極閉鎖故障，系統功率損失4900 MW，華東電網最低頻率跌至49.563 Hz。錦蘇直流故障前后系統頻率如圖1所示。

圖1 錦蘇直流故障前后系統頻率

在本次的系統頻率擾動后，福建省電力調度控制中心針對省內一次調頻機組動作性能情況進行了通報：可門公司#4機組初值出力304.2 MW，一次調頻效果為0.473[2]，列為不合格機組。

2 一次調頻指令生成回路

可門公司#4機組一次調頻指令主要由協調側(CCS)的單元主控指令和汽機側的數字電液調節指令(DEH)2部分組成，2部分指令互相獨立并采用相加的方式，最終通過汽機調門開度來達到調頻的目的，一次調頻功能原理圖如圖2所示。

汽機側控制回路采取將轉速差(頻差)信號經轉速不等率函數(頻差函數)、修正補償函數后直接疊加在汽輪機調速器閥位的綜合開度指令處。

協調側控制回路是由協調側與汽機側共同完成一次調頻功能，即協調側通過單元主控總指令加上經頻差函數修正后的頻差，根據轉速不等率設計指標進行調頻功率定值補償，作為協調側總輸出指令，再加上汽機側控制回路生成的指令。

3 一次調頻不合格原因分析

結合一次調頻指令生成回路，我們對#4機組在“9.19”一次調頻時不合格原因進行了分析，現場數據如下：21:58:00，電網頻率開始下降時，汽機流量指令為77.84，主蒸汽壓力為16.41 MPa,負荷310.6 MW,一次調頻動作；21:58:03，汽機流量指令升高至90.32，主蒸汽壓力為16.41 MPa，負荷325.7 MW；21:58:04—21:59:00，汽機流量指令保持在90.32附近，主蒸汽壓力從16.41 MPa不斷下降,負荷還是一直維持在330.1 MW左右，隨著主蒸汽壓力的降低而降低，但降低幅度較小；由于主蒸汽壓力較高，機組蓄熱較為充足，調節閥動作裕度較大，所以一次調頻動作后響應較為理想，一次調頻響應指標達到0.473，接近合格值0.600，但由于機組處于DEH開環模式，未處于CCS模式，不能繼續開大調節閥。

圖2 一次調頻功能原理

綜上所述，#4機組一次調頻動作不合格的原因如下：機組未處于CCS方式無法進行功率閉環調節，導致汽機流量指令無法繼續開大；機組一次調頻時，DEH側前饋應有主汽壓修正回路，主汽壓越低，前饋應越大；機組滑壓運行，當汽機調門開度過大時，負荷快速向上的調節裕量不足；直流閉鎖前2 min時，機組一次調頻動作，消耗了機組部分蓄熱，使得直流閉鎖時，一次調頻能力減弱；機組負荷率低時，主汽壓力低，一次調頻響應能力減弱。

4 一次調頻邏輯優化及靜態試驗

針對機組一次調頻不合格的原因進行邏輯方面的優化，以解決一次調頻動作時負荷變化幅度不滿足要求、穩定時間較長等問題。主要對控制邏輯進行以下幾項優化：壓力拉回回路(汽機主控處)修改為電網頻率偏離額定頻率0.05 Hz(轉速偏離3 r/min)以上，閉鎖汽機主控功率設定值的壓力拉回回路，邏輯回路如圖3所示；機組在汽機跟隨模式(TF，鍋爐主控投手動，汽機主控投自動)下增加一次調頻動作且電網頻率偏離額定頻率0.05 Hz(轉速偏離3 r/min)以上時，汽機主控調節方向若與一次調頻動作方向相反，則閉鎖汽機主控輸出，邏輯回路如圖4所示；DEH前饋系數針對不同模式、不同負荷、不同壓力段進行區分，修改DEH側開環模式(包括功率控制與流量控制)、閉環模式各情況下不同壓力對應的一次調頻修正系數，邏輯回路如圖5所示。當機組一次調頻與自動發電控制(AGC)或CCS變負荷方向相反時，發電機組優先執行一次調頻的變負荷任務；當電網頻率低于額定頻率0.05 Hz或轉速小于2 997 r/min時，應閉鎖AGC或CCS減負荷的指令；當電網頻率高于額定頻率0.05 Hz或轉速大于3 003 r/min時，應閉鎖AGC或CCS加負荷的指令，AGC或CCS反向調節閉鎖邏輯回路如圖6所示；為保持機組負荷在穩定燃燒的區間，避免因一次調頻幅度過大造成的機組安全隱患，增加一次調頻上下變化幅度的限制，邏輯回路如圖7所示；為防止一次調頻動作，鍋爐主蒸汽壓力過高，造成鍋爐安全閥動作，帶來的壓力容器安全隱患，特增加主蒸汽壓力與壓力控制閥(PCV)動作值偏差不足0.7 MPa時汽機主控閉鎖功能，邏輯回路如圖8所示。

圖3 壓力拉回回路輸出閉鎖邏輯

圖4 TF方式汽機主控輸出閉鎖邏輯

圖6 AGC或CCS反向調節閉鎖邏輯

圖5 不同模式下DEH前饋系數修正邏輯

圖7 一次調頻限幅邏輯

5 動態試驗

#4機組額定負荷(Pe)為600 MW。通過靜態試驗確認一次調頻設計滿足相關規定后，需進行一次調頻動態試驗，以驗證以下動態技術指標是否滿足要求：動態指標機組參與一次調頻的響應滯后時間應小于3 s；機組參與一次調頻的穩定時間應小于1 min；機組一次調頻負荷響應速度，在燃煤機組達到75%目標負荷的時間應不大于15 s，達到90%目標負荷的時間應不大于30 s；機組參與一次調頻的總負荷輸出值下限限制幅度應大于機組穩定燃燒的負荷即300 MW，上限限制幅度應不大于6%Pe。

2016年4月6日，可門公司聯合福建省電力試驗研究院進行了#4機組一次調頻動態性能試驗。汽機調門以“順序閥”形式運行在純凝工況下，在360，450，540 MW 3個負荷段，分別以DEH及CCS方式，進行正負方向4，6，9 r/min轉速階躍變化。出于機組的安全考慮，360 MW負荷段只做了正負方向4，6 r/min轉速階躍變化。

圖8 壓力過高時汽機主控閉鎖邏輯

當電網頻率階躍(對應汽機轉速變化4，6，9 r/min)時，在4%轉速不等率設置下，機組參與一次調頻負荷變化量應分別為10.0，20.0，36.0 MW。結合實際工況及調度安排，在純凝工況下進行機組運行在360，450，540 MW時相應的一次調頻動態試驗。純凝工況不同負荷點、不同頻率變化下機組實際負荷變化情況見表1。

表1 純凝工況不同負荷點、不同頻率變化下機組實際負荷變化情況

白奕：600 MW超臨界機組一次調頻不合格原因分析及邏輯優化

續表

在系統頻率階躍變化時，機組調頻回路立即動作，機組負荷對系統頻率變化作出響應。前3 s內由于DEH調頻回路作用，調門階躍開大或關小，汽輪機高壓缸做功快速變化使負荷迅速變化，響應時間小于3 s。

經現場試驗證明，一次調頻邏輯優化后，#4機組實際負荷變化量能夠滿足技術指標的要求。

6 結束語

本文通過“9.19”事件中對#4機組一次調頻不合格的原因進行分析，提出相對可行的邏輯優化方案。經過福建省電力試驗研究院進行的一次調頻動態試驗和華東電網頻率波動調節現場驗證，優化后的機組以“DEH”和“CCS+DEH”2種方式參與電網一次調頻時，調頻響應速度更快，在規定的時間內能夠滿足頻率變化的需求，#4機組的可靠性有了很大的提高。

[1]福建華電可門發電有限公司一期集控運行電氣規程：QKD 104002004—2014[S].

[2]白奕.基于Ovation的DCS系統用戶安全組運用[J].科學中國人,2016(30):1-3.

[3]電網頻率控制標準：Q_GDW-08-J102—2008[S].

(本文責編：劉炳鋒)

2016-07-12；

2017-01-04

TK 39

B

1674-1951(2017)01-0045-05

白奕(1988—)，男，福建福州人，助理工程師，工學碩士，從事電廠熱控設備檢修維護等方面的工作(E-mail:7369100@qq.com)。