1 119 MW核电机组一次调频静态试验分析

揭其良，郭轶娜，刘国华，王 礼

(1.华电电力科学研究院，浙江 杭州 310030；2.国网沈阳供电公司，辽宁 沈阳 110003)

1 119 MW核电机组一次调频静态试验分析

揭其良1，郭轶娜2，刘国华1，王 礼1

(1.华电电力科学研究院，浙江 杭州 310030；2.国网沈阳供电公司，辽宁 沈阳 110003)

红沿河核电站1号机是东北地区首台百万千瓦级别核电机组，装机容量大，其一次调频性能对电网和机组安全影响较大。文中介绍了红沿河核电1号1 119 MW汽轮机组一次调频功能的实现方式，阐述了在首次并网前进行的一次调频功能静态试验方法，并根据试验结果对该机组的一次调频负荷响应滞后时间、负荷响应稳态时间和一次调频调整幅度的偏差等指标进行了计算分析。结果表明红沿河1 119 MW核电机组一次调频功能工作正常。

核电；一次调频；静态试验

随着经济发展，近年来电网容量不断增大，大工厂大用户不断增多，在网发电机组类型也逐步增多。为了提高电网运行的稳定性，减少电网频率的波动，增强电网抵抗事故风险能力，各发电机组必须具备一次调频快速调整能力[1]。由于系统内机组跳闸或大用户发生跳闸时电网频率发生瞬间变化，一般变化幅度较大，要求网上机组负荷能够在允许范围内快速调整以弥补网上负荷缺口。保证电网频率稳定的过程，称为一次调频[2]。一次调频是汽轮发电机组并网运行的基本特性之一，电网网频越过一次调频“死区”时，汽轮机调速系统根据电网频率的变化自动调节汽门开度，改变汽轮机功率以适应频率变化。红沿河核电厂1号机是东北地区首台百万千瓦级别核电机组，单台机组装机容量达到1 119 MW，其一次调频性能对电网和机组安全以及经济效益影响较大。一次调频静态试验可以提前分析机组一次调频参数是否满足《辽宁电网发电机组一次调频管理规定》等有关要求，对机组获得并网许可有着重要意义。因此对该机组进行了一次调频静态试验。

核电机组一次调频功能的实现是在汽轮机调节系统中完成的。红沿河核电站汽轮机调节系统采用由ALSTOM公司开发的P320 TGC V2+控制系统。P320为自动控制系统，用于实现汽机调节和保护功能，具有汽机启动、速度控制、负荷控制、自动限制、快速甩负荷、一次调频、汽机自动停机、定期试验等功能，其执行机构为4组高压进汽阀组和4组中压进汽阀组。

1 一次调频的实现过程

1.1 核电1 119 MW汽轮发电机一次调频功能的 实现

汽轮机控制系统将频差信号经转速不等率设计函数直接叠加在汽轮机调速汽门综合指令处，同时功率回路的功率指令亦根据转速不等率设计指标进行调频功率定值补偿，且补偿的调频功率定值不经过速率限制。其实现过程如图1所示。

图1 1119MW汽轮发电机一次调频功能示意图

一次调频阀门增量信号是通过电网频差经“频差—阀门增量”函数运算后产生。该校正指令不经速率限制，通过闭环控制来实现对调频负荷增量的稳定调控[3]。在此控制方式下，电网频差所产生的阀门开度增量值，直接作用于汽轮机调节阀，与当前阀门控制命令值叠加后，形成具有一次调频作用的阀门控制总指令，控制汽轮机调节阀的开关，完成具有一次调频作用的阀门控制。

上述环节中的负荷指令、阀位总指令和一次调频频率贡献均送到反应堆控制系统，实现堆—机协调控制过程。

1.2 一次调频负荷补偿量的计算

机组一次调频频率死区是调节系统在额定转速附近对转速的不灵敏区，目的是在网频变化较小的情况下保持机组稳定性。红沿河核电站一次调频死区设置为-0.15～+1.25 Hz。

负荷补偿量(ΔP)是由机组速度变动率δ和频率偏差Δn等相关参数计算得到的。电网中各机组通常按照容量相对值承担一次调频量，因此各机组的速度变动率设置大致相同，一般设置为4%～6%[4]。计算公式如式(1)所示：

ΔP= (P×Δn)/(50×δ)

(1)

式中：P为机组额定容量，MW；Δn为扣除转速死区后的实际频率偏差，Hz；ΔP为实际负荷增量，MW；δ为红沿河核电站1 119 MW机组一次调频速度变动率，设置为4%[5]。

按照《辽宁电网发电机组一次调频管理规定》，一次调频最大负荷变化幅度为额定负荷的±6%，即67.08 MW。结合式(1)的计算结果，该机组一次调频负荷补偿曲线如图2所示。

图2 一次调频频差-负荷曲线

2 试验过程

根据一次调频负荷响应范围的要求，其负荷响应必须在机组最低稳定运行负荷以上，结合CPR1000核电机组最小稳定出力要求，该试验在900 MW以上的负荷工况下运行。

试验中要求输入的网频偏差信号是通过手动强制设置的方式完成的，强制使用的设备是汽轮机控制系统的仿真平台。

阀门指令信号的变化作用在阀门的控制机构上会引起阀位反馈的变化。同时汽机控制系统采集到的当前发电功率也是实时变化的。

试验中使用到的工具仪器有汽轮机系统的仿真平台、汽轮机模型、数据记录仪。整体的试验步骤如下。

a.汽轮机保护系统复位，汽轮机模型准备运行。

b.汽轮机模型模拟冲转过程，至额定1 500 r/min。具备模拟并网条件。

c.汽轮机模型模拟并网过程，检查并网后的初始负荷，并开始升负荷，设定目标负荷900 MW。

d.发电负荷达到900 MW时具备试验条件，完成试验结果采集的准备工作。

e.在汽轮机仿真平台上强制改变网频信号，使得汽轮机模型的转速也同时发生变化。该转速的变化被汽轮机控制系统采集并用于一次调频功能。保持该频差信号，直到发电功率达到稳定值。在这个过程中观察汽轮机模型的阀门开度等参数值发生变化，同时汽轮机控制系统采集到的发电功率信号也会发生变化。

f.记录网频偏差信号和汽轮机的发电功率的变化过程并保存数据。

g.在汽轮机仿真平台上恢复网频信号到50 Hz，待汽轮机控制系统响应稳定后进行下一工况试验。

h.在汽轮机仿真平台上改变强制的网频偏差，记录网频偏差和汽轮机发电功率的变化过程。

在试验过程中，要求汽轮机仿真平台和汽轮机模型工作稳定，并且能够及时响应。同时检查并确认汽轮机控制系统稳定运行，系统没有异常报警或异常工况出现。

3 试验结果

按照上述试验步骤，考虑到频率死区较大(网频高于50.15 Hz或网频低于48.75 Hz)，分别施加频差为0.185 Hz和0.225 Hz的阶跃脉冲。图3为频差为0.225 Hz时的试验结果。

图3 频差为0.225 Hz时的试验结果

表1中记录了4次试验的详细结果。其中有效频差指的是在频差中扣除死区后的实际产生控制作用的频差，理论负荷增量是依据式(1)的计算结果。

表1 一次调频静态试验结果统计

4 试验分析

4.1 分析标准

一次调频负荷响应滞后时间(β1)是指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始，到该机组的负荷开始变化时为止所需的时间。

一次调频负荷调整幅度(β2)是指从电网频率越过该机组一次调频的死区开始，在15 s内达到的最大负荷调整幅度。

一次调频调整幅度的偏差(β3)是指在电网频率变化超过机组一次调频死区时的60 s内，机组实际调整与理论调整负荷之差绝对值的平均值占理论调整最大幅度的百分比。

调频响应指数(βu)是指在电网频率变化超过机组一次调频死区开始3～60 s或至网频回到正常死区范围内时止，机组一次调频实际加权积分负荷要达到期望积分负荷的比例。计算过程如式(2)所示。

(2)

按照《辽宁电网发电机组一次调频管理规定》[2]和《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》，要求一次调频负荷响应滞后时间β1<3 s，负荷调整幅度指标β2>90%，一次调频响应幅度偏差β3<±25%。调频响应指数βu>90%。为了方便试验结果的统计，将负荷响应滞后时间的判定修改为第3 s时实际负荷的变化量β1，要求β1的变化方向是正确的。

4.2 分析结论

结合上述4个常规电厂验收准则，对该机组的分析结果统计如表2所示。

负荷响应滞后时间β1：如表2所示，β1在网频增加的情况下是负值。所以机组一次调频负荷响应滞后时间均小于3 s，满足4.1对符合响应滞后时间的要求。

表2 一次调频静态试验结果分析

负荷调整幅度β2：在第15 s时负荷调整达到该频差下所对应的理论负荷调整值的百分比均大于90%，满足4.1节中对负荷调整幅度的要求。

一次调频响应幅度偏差β3：机组进行一次调频死区的60 s内，机组实际调整与理论调整负荷之差绝对值的平均值占理论调整最大幅度的百分比均小于25%，满足4.1节中对一次调频响应幅度偏差的要求。

调频响应指数βu：机组一次调频实际加权积分负荷要达到期望积分负荷的比例均大于90%，满足4.1节中对调频响应指数的要求。

试验结果表明，红沿河核电站1 119 MW核电机组一次调频功能能够正常发挥作用。

5 结束语

本文以红沿河核电厂1号机一次调频静态试验为基础，探索了一套适用于核电项目的一次调频静态试验方案，对于同类工程具有一定的借鉴意义。通过静态试验结果分析表明，红沿河1 119 MW核电机组的一次调频功能正常，一次调频性能指标良好。

值得一提的是，《辽宁电网发电机组一次调频管理规定》和《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》中要求的指标均是针对火力发电机组，国内尚没有针对核电机组一次调频功能性能指标的规定文件。

[1] 金 丰，陈建国. 火电机组一次调频和AGC性能优化分析[J]. 东北电力技术，2014，35(5)：7-10.

[2] 季俊伟. 大容量火电机组一次调频功能试验研究[J]. 东北电力技术，2015，36(2)：1-5.

[3] 火力发电机组一次调频试验导则：Q/GDW 669—2011[S].

[4] 朱北恒. 火电厂热工自动化系统试验[M]. 北京：中国电力出版社，2006.

[5] 汽轮机电液调节系统性能验收导则：DL/T 824—2002[S].

Static Test Analysis on Primary Frequency Modulation in 1 119 MW Nuclear Power Unit

JIE Qiliang1,GUO Yina2,LIU Guohua1,WANG Li1

(1.Huadian Electric Power Research Institute，Hangzhou，Zhejiang 310030，China;2.State Grid Shenyang Power Supply Company，Shenyang，Liaoning 110003，China)

The primary frequency regulation of Dalian Hongyanhe nuclear power station has significant effect on the safety of the power station，mode for implementation of the grid as the first 1 119 MW nuclear power station of north-east China is presented. This paper introduces the principle of primary frequency regulation function and the static test procedure. Performance like load delay time, load response setting time and the difference of adjusting range are analyzed according to the test result. The results show that the primary frequency regulation function works normally.

nuclear power; primary frequency regulation; static test

TM623

A

1004-7913(2017)02-0049-03

揭其良(1979)，男，硕士，高级工程师，从事发电厂热工自动化应用与研究。

2016-11-30)