350MW 機組一次調頻研究與應用

孫超

（華電能源股份有限公司富拉爾基熱電廠，黑龍江 齊齊哈爾161041）

隨著電網結構的變化引起的負荷峰谷差逐步加大，而用戶對電能質量的要求卻不斷提高，電網頻率的穩定性問題越來越被重視，大容量火電機組需要根據AGC 指令和電網的頻率偏差參與電網的調峰調頻。華電能源股份有限公司富拉爾基熱電廠350MW 超臨界機組一次調頻控制方式為DEH+CCS，即DEH 內汽輪機轉速與額定轉速差通過一定函數計算后直接動作調門；CCS 進行補償，保證機組負荷滿足電網需求。本文結合富拉爾基熱電廠一次調頻試驗及遇到的問題以及投入后的效果進行分析。

1 設備概況

華電能源股份有限公司富拉爾基熱電廠“上大壓小”擴建工程（1×350MW）采用哈爾濱汽輪機廠有限責任公司生產的1 臺350MW、超臨界、一次再熱、兩缸兩排汽、直接濕冷、抽汽凝汽式兩用汽輪發電機組。當汽輪發電機孤立運行時和其他發電機組并列運行時，都能平穩地、有控制的向系統供電。非采暖工況及供熱工況運行方式均為滑壓運行。

華電能源股份有限公司富拉爾基熱電廠“上大壓小”擴建工程汽輪機調節系統為高壓抗燃油型數字電液調節系統（簡稱DEH），電子設備采用了國電南自生產的MaxDNA 控制系統，液壓系統采用了哈爾濱汽輪機控制工程有限公司成套的高壓抗燃油EH 裝置；鍋爐為哈爾濱鍋爐廠制造的HG-1121/25.4-HM型超臨界參數變壓運行直流爐。本期工程裝設1×350MW 燃煤發電機組，鍋爐為燃用褐煤的超臨界、變壓運行直流爐、不帶啟動循環泵、內置式啟動系統、單爐膛、一次再熱、平衡通風、切圓燃燒、緊身封閉、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構。并采用刮板式給煤機、風扇磨直吹式制粉系統，每臺爐配六臺風扇磨，并采用六角切圓燃燒方式配水平濃淡直流燃燒器，每臺磨煤機對應一角4 臺燃燒器。

DCS、DEH 控制系統采用國電南自生產的MaxDNA 控制系統。MaxDNA 系統以電廠安全、經濟、優化運行為目標的電廠分散控制系統，提供了處理和控制生產過程所必須得自動處理、操作、監視和報警記錄功能。

2 一次調頻控制策略

富拉爾基熱電廠B 廠#1 機組協調方式下，DEH 為閥控模式。需在CCS 投入下，在CCS 側及DEH 側由運行人員手動投/切一次調頻功能。當轉速和設定值（3000r/min）偏差超過±2r/min，觸發機組一次調頻動作。在DEH 閥控模式下，一次調頻動作后，直接將一次調頻分量疊加至GV 主控輸出上，GV 主控控制4 個高調門進行調節。此外為防止鍋爐主汽壓力偏差過高，造成鍋爐與汽輪機之間能量失衡過大，一次調頻分量直接加至負荷指令，進而控制鍋爐主控，汽機主控進行綜合調節，進而滿足一次調頻要求。

3 MaxDNA 系統下的一次調頻邏輯

3.1 DEH 側

3.1.1 一次調頻切除條件（或）

（1）轉速故障。

（2）GV 流量高于100。

（3）轉速故障

（4）操作員自動未投入。

（5）發電機主開關未閉合。

3.1.2 一次調頻動作回路

一次調頻投入后，由實際轉速和設定轉速（3000r/min）的偏差計算出的總調門開度加至GV 主控輸出，具體函數關系如圖1。

圖1

（其中X 為輸入的實際轉速值，Y 為對應改變負荷）

當轉速偏差超過±14r/min,一次調頻動作，切斷一次調頻功能。

3.2 CCS 側

一次調頻投入后，由實際轉速和設定轉速（3000r/min）的轉速差計算出加至負荷指令的分量值，具體函數關系如圖2。

當負荷指令改變后，分別送至鍋爐主控和汽機主控進行配合調節，滿足一次調頻要求。

4 一次調頻試驗

圖2

（其中X 為輸入的轉速差，Y 為加至負荷指令的負荷改變分量）

4.1 一次調頻技術要求

4.1.1 一次調頻功能分別在DEH、CCS 控制邏輯中實現；

4.1.2 一次調頻死區范圍：±0.033Hz（±2r/min）；

4.1.3 機組調速系統的速度變動率：δ=5%；

4.1.4 一次調頻最大調整負荷限幅：±28MW；

4.1.5 機組參與一次調頻的響應時間應小于3s;

4.1.6 機組參與一次調頻的穩定時間應小于1min

4.1.7 機組一次調頻的負荷響應速度應滿足：

機組達到75%目標負荷的時間應不大于15s，達到90%目標負荷的時間應不大于30s。

4.2 試驗過程

解除AGC 運行方式，投入機組協調控制系統，在機組功率分別為210MW、262.5MW、315MW 三個負荷點下的順序閥控制方式下進行一次調頻試驗，分別在轉速差±4r/min 和±6r/min下進行試驗，檢驗機組的安全性能。轉速差信號通過機組試驗裝置生成。

4.2.1 機組穩定運行在某一試驗要求的負荷工況。

4.2.2 啟動數據采集裝置。

4.2.3 生成某一階躍差，作用一次調頻回路，并保證CCS 回路和DEH 回路的頻差一致。

4.2.4 頻差持續時間不少于1min，然后恢復頻差函數。

4.2.5 記錄該次實驗數據。

4.2.6 重復以上步驟，直至不同負荷下的各個頻差擾動實驗結束。

4.3 試驗結果

經過第一次試驗發現，負荷響應速度遠遠不滿足技術要求，一次調頻試驗失敗。針對此類情況，對協調系統邏輯進行更改，將汽機主控PID 參數進行更改，主要改動如下：將比例增益由0.23 更改至0.4，將積分時間有50s 更改至15s，響應速度滿足需求，生成曲線如圖3。

圖3

以負荷點262.5MW，轉速差改變+6r/min 為例

4.4 初步結論

經過一次調頻試驗發現，負荷的響應速度直接影響到一次調頻品質，響應速度過低，將不能滿足一次調頻要求。

4.5 機組運行一段時間后出現的新問題

協調系統汽機主控PID 參數改變后，負荷穩定性變壞，調節過程中主汽壓力波動大，進而引起燃料量波動大，協調系統運行極不穩定。

4.6 協調系統一次調頻回路的進一步優化

針對出現的種種問題，在機組運行一個月后又對協調系統進行進一步優化。經過仔細的查閱組態，發現在汽機主控回路中負荷指令經過一個30 秒的二階慣性環節后方進入汽機主控調節器作為設定值。而一次調頻分量初步設計為加在負荷指令形成回路前。因此會出現調節滯后的現象，導致原有協調控制系統汽機主控PID 參數響應跟不上一次調頻要求。更改后的PID 參數雖然大幅度提高了協調控制系統負荷響應速度，但導致系統不穩定。因此做出以下優化：

4.6.1 將原有PID 參數恢復至未改動前：即汽機主控比例增益更改為0.23，積分時間更改至50s。

4.6.2 將一次調頻分量加至負荷指令濾波后：大幅提高響應速度的同時，保證協調系統應有的穩定性。生成曲線如圖4。

圖4

（以負荷點262.5，轉速差改變量+6r/min 為例）

5 結論

通過對華電能源股份有限公司富拉爾基熱電廠B 廠#1 機組一次調頻試驗的研究以及進一步優化，得出以下結論：

5.1 為滿足一次調頻試驗要求，除DEH 側初步由一次調頻分量計算出的GV 高調門主控輸出階躍改變要足夠外，CCS 側也要根據一次調頻分量綜合作用，結合主汽壓力偏差變化，做出相應的控制動作。

5.2 一次調頻動作后，除滿足機組參與一次調頻響應時間，及通過GV 高調門主控輸出瞬間改變負荷外，還應保證一次調頻動作后，機組的穩定性。因此CCS 側也要保持響應速度滿足要求，即一次調頻分量對汽機主控的影響應是直接作用的，即一次調頻分量應加至負荷指令濾波后，方能在試驗過程中，既不打破原有的穩定性，又能快速響應。