上汽-西門子機型660MW機組一次調頻性能優化探討

海 浩，趙洪健

（寧夏棗泉發電有限責任公司，銀川 750409）

0 引言

隨著中國新能源發電的發展和特高壓電網建設尤其是特高壓直流輸電工程項目的快速推進，作為輸電端和受電端的區域電網低頻事故風險增加[1]，這樣就要求特高壓直流輸電工程項目的電源電廠具有較好的一次調頻能力。棗泉電廠上汽-西門子超超臨界汽輪機原設計采用兩個高調閥全開進汽，用補汽閥實現機組對一次調頻的快速響應。但在實際運行中發現，當補汽閥開啟后汽輪機各軸承振動均有一定幅度升高，影響機組安全運行，有調查表明很多同類型機組均存在這一問題[2]。因此，棗泉電廠兩臺機組均已將補汽閥閥限設置為-5%，禁止補汽閥開啟，但這樣做將導致機組一次調頻性能下降甚至喪失。本文分析了包含DEH 流量指令死區問題在內，導致寧夏棗泉電廠一次調頻性能差的幾個因素，提出優化措施，并應用于寧夏棗泉電廠兩臺機組，取得了較好的效果。

圖1 #1機組一次調頻響應曲線Fig.1 Primaryfrequency modulation response curve of unit 1

圖2 #2機組一次調頻響應曲線Fig.2 Primary frequency modulation response curve of unit #2

1 優化前一次調頻問題分析

1.1 優化前一次調頻擾動響應情況

2018 年7 月4 日16 時43 分，棗泉電廠兩臺機組均處于CCS 控制方式，一次調頻投入，兩臺機組負荷均保持在630MW。16 時43 分53 秒寧東至浙江800kV 輸電線路極Ⅰ閉鎖，電網頻率產生較大擾動，棗泉電廠兩臺機組汽輪機轉速最高至3007.2r/min，一次調頻響應曲線見圖1 和圖2 。

#1 機組在頻率上升時鍋爐主控指令與DEH 汽輪機流量指令方向正確。一次調頻理論積分值-681.71MW·s，實際積分值-6.42MW·s，一次調頻性能為0.94%，不滿足調頻要求。#2 機組一次調頻理論積分值-676.56MW·s，實際積分值-62.11MW·s，一次調頻性能為9.18%，同樣不滿足調頻要求。

1.2 原因分析

1.2.1 DEH流量指令死區問題

以#1 機組為例分析其一次調頻響應緩慢的原因。由動作曲線可以看出，一次調頻動作瞬間機組處于微欠壓狀態，高調閥全開、補汽閥強制關閉，DEH 汽輪機流量指令86.95%，一次調頻動作后流量指令開始下降，38s 后流量指令下降至80%，高調閥由100%開始關閉，負荷緩慢下降。即在本次一次調頻動作后38s 時間內，高調閥沒有對一次調頻作出響應。檢查DEH 控制邏輯發現，調門在DEH 流量指令為80%時全開，流量指令在78%～100%區間時補汽閥參與調節，流量指令78%～100%對應補汽閥指令0%～20%（見圖3）。

圖3 閥門開度與DEH流量指令對應關系Fig.3 Corresponding relationship between valve opening and DEH flow instructions

由圖3 可見，如果將補汽閥強制關閉，DEH 流量指令在80%～100%之間時機組負荷變化只能依靠鍋爐側響應，這將是一個緩慢的過程，大約有3min 左右的延遲，無法起到快速響應流量指令的作用。由此可見，切除補汽閥引起的DEH 流量指令死區問題是引起棗泉電廠兩臺機組一次調頻響應不合格的主要原因。經過計算得到，當DEH 流量指令達到90.97%左右時，一次調頻高頻動作高調閥開度指令延遲將會到達60s 左右，實際機組已經基本喪失了一次調頻快速響應能力。

1.2.2 滑壓曲線不合理

通過負荷擺動試驗觀察機組穩態時各負荷段高調閥開度，發現330MW 時高調閥開度較小，但在負荷高于580MW 時高調閥長時間處于全開狀態。汽輪機進汽調閥開度越大，節流損失越小，機組的熱效率也越高，與此同時調閥開度大將會導致一次調頻雙向調節裕量減小。

現在國內有部分機組開發了凝結水節流調頻[3,4]、高加抽汽調頻[5]等新型的調頻方式，但短期內顯著提升調頻效果難度很大，現在最有效的方式依然是減小調閥開度。有研究表明，上汽-西門子機型機組在運行參數與熱力參數不變的條件下，高調閥在50%開度運行時，僅靠調門調整至全開狀態仍能提供4.27%左右的負荷參與快速響應，并且高調閥在50%～100%開度間節流損失增加不大[6]。汽輪機的閥點工作位置與汽輪機滑壓曲線密切相關[7]。由此可見，可以通過優化滑壓曲線，將機組各負荷段穩態時高調閥開度保持在40%～50%之間，在保證汽輪機熱效率的情況下提高機組一次調頻響應能力。

1.2.3 機組變負荷階段一次調頻響應慢

在機組變負荷過程中，由于主汽壓力擾動較大，導致調門開度不穩定。經過分析發現，棗泉電廠兩臺機組在變負荷過程中，調門經常處于全開狀態，此時若電網出現低頻擾動，機組將無法做出正確、迅速的響應。變負荷過程中主蒸汽壓力穩定與否直接表征了機組協調系統的響應速度，所以解決這一問題需要對機組變負荷過程中的協調系統進行優化。

圖4 優化后閥門開度與DEH流量指令對應關系Fig.4 The valve opening corresponds to the DEH flow instruction after optimization

2 系統優化及效果

2.1 系統優化

2.1.1 增加補汽閥投切按鈕

補汽閥開啟后汽輪機軸承振動突增問題短時間內無法得到有效解決，為了消除DEH 流量指令死區問題對機組一次調頻性能的影響，經過與上汽廠家協商，共同制定了解決方案——增加補汽閥投切功能。該功能具體內容為：當補汽閥切除時，補汽閥閥限設置為-5%，禁止其開啟，高調閥與DEH 流量指令對應關系由原來的高調閥開度指令0%～100%對應流量指令0%～80%轉換為0%～100%對應0%～100%，中壓調閥也做相應修改；當補汽閥投入時，保持現在的對應關系不變（見圖3），具體流量指令與高調閥開度指令曲線變動情況見圖4。

優化完成后，徹底解決了切除補汽閥導致的DEH 流量指令死區問題，使高調閥在流量指令的全行程都可以參與調節，機組一次調頻能力和負荷響應速度將會得到明顯提升，但是隨之而來將面臨這樣幾個問題：

1）高調閥全開概率下降，機組節流損失增加[8]。這個問題可以通過調整滑壓曲線和CCS 系統控制性能，使高調閥保持在40%～50%開度，機組節流損失不超過允許范圍。

2）降低了DEH 系統的調節速度。對流量指令與高調閥閥位對應關系的修改，相當于放大了高調閥調節范圍，而DEH 系統中負荷/轉速控制回路PID 參數不變，這樣相當于降低了DEH 系統的響應速度。實際上DEH 系統有自己的負荷變化速率，且對應關系的修改對DEH 系統調節速度影響很小，經過觀察優化后的機組負荷響應速度幾乎不受影響。

表1 滑壓曲線修改數據Table 1 Slip curve modification data

圖6 #1機組協調優化后負荷響應曲線Fig.6 #1 Unit coordination and optimization post-load response curve

表2 優化后部分時段一次調頻性能Table 2 One-time FM performance in some post-optimization periods

2.1.2 機組滑壓曲線的調整

棗泉電廠兩臺機組滑壓曲線采用廠家的初始設計，是一條理論工況下的曲線，當機組運行工況發生變化時將無法滿足機組實際需要。確定機組滑壓曲線的方法有很多，例如試驗法、閥點分析法、重點與因素分析法等[7]。由于已經確定了高調閥理想的工作閥位，所以采用了試驗法確定并調整了機組滑壓曲線。

2.1.3 協調控制系統性能優化

在進行機組負荷擺動試驗后，主要從以下幾個方面進行了優化：

1）根據實際運行情況重新整定了水、煤基準線。

2）調整機組的變負荷前饋，適應機組的變負荷要求，減小變負荷過程中汽壓的動態偏差，提高機組實際變負荷速率。

3）適當加快主蒸汽壓力偏差對鍋爐負荷指令的修正速率，加快燃料發熱量自動校正回路（BTU）對燃料量的修正以提高機組對燃料發熱量變化的適應能力。

圖5 滑壓曲線修改前后曲線對比Fig.5 Comparison of curves before and after the modification of the slip curve

4）減小了焓控PID 的積分時間，增強了積分作用，加快焓控的調節，并重新整定了給水調節的慣性時間，縮短了升負荷時的慣性時間。

2.2 優化后效果

機組協調性能優化工作完成后，協調性能整體有較大提升，負荷響應迅速，靜態主蒸汽壓力設定值與實際值偏差減小，變負荷過程中調門開度波動情況明顯好轉，穩態狀態下能夠長期保持在40%～50%左右開度，確保了一次調頻的雙向調節裕度充足。

有機組協調系統性能大幅提高作為鋪墊，加上增加補汽閥投切按鈕后，徹底消除了切除補汽閥后DEH 流量指令死區對機組負荷響應能力的影響，一系列的優化完成后，兩臺機組的一次調頻性能有了明顯好轉，近期電網頻率發生的幾次波動，機組負荷都能夠快速響應，一次調頻實際積分電量基本能夠滿足要求。

3 結束語

本文分析了導致棗電兩臺機組一次調頻響應慢的原因，通過增加補汽閥投切功能，優化機組協調控制系統等方法，將高調閥開度控制在40%～50%左右，提高了機組負荷響應速度；同時提高了機組一次調頻雙向調節裕度與響應速度。本文介紹的幾種優化措施，可以在機組付出較小熱耗的情況下大幅度提高一次調頻能力，可以為同類型機組提供一次調頻優化參考，同時也期待更加節能的一次調頻技術的出現。