660MW火電機組一次調頻問題分析及優化

1.于歡歡 2.張 巖 2.張 赫

1.吉林省經濟管理干部學院 2.華能九臺電廠

1 引言

該電廠采用超臨界一次中間再熱、高中壓合缸單軸三缸四排汽冷凝式汽輪發電機組，汽輪機采用高中壓聯合方式啟動，高壓主汽門方式沖轉，轉速達到2900RPM時切換到高壓調門控制升速、帶負荷。每臺機組配有兩個T)、四個G)、兩個RSV、四個IV，汽輪機調節系統為DEH，電子設備采用為西門子的T3000系統，液壓系統采用高壓抗燃油EH裝置。

2 優化前一次調頻控制方式

一次調頻是指當電網頻率超出規定的正常范圍后，電網頻率的變化使一次調頻的各機組自動地增減機組的有功功率，從而使電網頻率趨于50Hz并穩定。

該電廠分為三種控制方式：閥控方式、功控方式及協調和DEH聯合控制方式，前兩種方式都是由機組DEH實現，即通過頻差信號轉化量的大小，疊加在汽輪機調速汽門指令的方式，完成了對機組一次調頻響應。第三種是由DCS和DEH共同作用實現，為避免出現負荷反調現象，在協調方式投入AGC 運行時，投入頻率校正回路和壓力拉回回路。

3 一次調頻存在的問題

機組投產后經過多次檢修，機組閥門流量特性曲線發生變化，機組滑壓運行曲線偏移，致使一次調頻響應時間、快慢程度、調節量等產生誤差。

經過曲線分析和試驗證明，該電廠一次調頻存在幾大主要問題：

第一，機組調節閥門流量曲線發生變化，出現線性不匹配，使一次調頻與實際需求流量相差大，閥門響應程度不一致，閥門擺動等現象，嚴重影響機組調節。

第二，機組定滑壓曲線不合適，在現有曲線下運行，機組保持的主控指令過大，門前壓力過低，使閥門調節余量過小，門前儲存能量不足，導致機組在短暫響應之后，20S左右易出現負荷下降的問題，不能滿足一次調頻調節負荷要求。

第三，機組DCS側汽機主控指令送到DEH側為硬件接線連接，存在信號衰減，違反重要信號冗余配置原則，存在危險隱患。

第四，機組投產初期，一次調頻要求標準不高，對于機組響應時間、變化速度、60S內調節負荷要求不高，所以導致頻差指令轉換閥門開度過小，有關系數不合適，導致機組響應指標不合格。

第五，在三種方式的調節回路中，對于頻差信號對應負荷變化上下限沒有限制，會導致機組過調或者燃燒不穩。

4 解決問題方法

第一，針對閥門流量曲線不準確問題。經試驗，得到相應準確的閥門流量曲線函數，保證汽機閥門在單閥或順閥狀態下，綜合閥位指令與蒸汽流量保持一定線性比例關系，順閥時保證4個高調閥重疊度合適，每個閥平穩開關，確保機組穩定前提下一次調頻合格。圖1為做出新的閥位流量曲線；

圖1 閥位流量曲線

第二，對于機組定滑壓曲線函數不合適問題。經試驗，得到準確的定滑壓曲線，保證機組穩定，滿足門前蓄能不足問題，兼顧機組經濟性，滿足一次調頻調節。

第三，對于汽機主控信號衰減問題。采取增加兩路硬接線，保證重要信號冗余配置的原則。再設計一個通信點，把汽機主控指令用通信方式從DCS傳給DEH，在畫面上做一個切換按鈕，在正常時用通信指令，當通信出問題時在用硬接線指令，保證信號不出衰減問題，信號可靠。

第四，對于頻差信號轉換閥門指令量小問題。轉換系數，采取經驗法和試湊法，算出最優系數，保證機組一次調頻在增減負荷時，不出現過調和調節幅度小的可能，該電廠系數在閥控方式時，系數由0.15改為0.38，協調方式由0.11改為0.29。

第五，對于一次調頻調節的負荷變化，沒有上下限問題。根據吉林電網一次調頻最大出力要求，滿足額定負荷的6%，計算得±40MW。在機組負荷達到260MW穩燃負荷時，在DEH側一次調頻負荷指令上限改為：660MW減去當前負荷，最大不高于40MW；在DEH側一次調頻負荷指令下限改為：260MW減去當前負荷，最小不低于-40MW；

5 結論

通過上述試驗驗證，機組一次調頻試驗，人為給定頻差信號±4轉±6轉，然后通過對比3S/15S/45S變化結果，一次調頻的負荷響應滯后時間：小于3s；一次調頻的負荷調整幅度：所有機組在15s內達到理論計算的一次調頻的最大負荷調整幅度的90%；調整幅度的偏差：在電網頻率變化超過機組一次調頻死區時開始的45s內，機組實際出力與響應目標偏差的平均值應在理論計算的調整幅度的±5%內。完全滿足了機組一次調頻的需求。

[1]龔雪麗，電廠一次調頻控制策略的分析及優化[J].電力建設，2005(9)

[2]劉康寧，紀云鋒，DEH系統一次調頻功能實踐[J].電力建設，2006(7)