国产600 MW超临界机组一次调频动态试验与分析

杨 罡

(云南能投威信能源有限公司，云南 昭通 657903 )

国产600 MW超临界机组一次调频动态试验与分析

杨 罡

(云南能投威信能源有限公司，云南 昭通 657903 )

火电机组投入机炉协调方式运行后，采用CCS与DEH侧协同作用的一次调频方式，能够实现快速、持久的一次调频。通过对某国产600 MW超临界机组一次调频现场动态试验结果的分析，尽可能发掘该机组的最大调频能力，提高电网运行的稳定性，降低电网的频率波动，增强电网的抗事故能力。

一次调频；DEH阀位控制方式；CCS协调控制方式；频率

一次调频是当电网的频率偏离了额定频率时，在不人为改变发电机组负荷指令的情况下，发电机组自动根据系统频率差快速调节其负荷，以快速校正并减少系统频率差。机组负荷改变量的大小，由频率差的大小和发电机组一次调频能力的大小决定。在发电机组一次调频能力一定的情况下，频率差越大，机组参与一次调频的力度也越大。一旦电网的频率达到额定频率使频差消失后，一次调频也随之消失。由此可见，机组的一次调频实质上是一个动态的有差调节，它并不能将电网的频率维持在额定频率，只能快速响应电网频率的变化，保证系统频率的相对稳定[1]。

某电厂1#机组采用国产超临界600 MW汽轮发电机组，配超临界“W”火焰锅炉。机组机炉主控制系统采用美国艾默生过程控制有限公司生产的OVATION系统。协调控制采用直接能量平衡控制策略(DEB)，在集散控制系统(DCS)中设计有自动发电量控制(AGC)、一次调频与锅炉快速减负荷(RB)功能。

1 一次调频方案

一次调频功能在协调控制系统(CCS)和数字电液控制系统(DEH)下综合实现，在一次调频投入(DEH侧一次调频在机组有功功率大于60 MW时自动投入)后，其控制回路实现途径如下：

1)在DEH投入阀位控制方式，一次调频通过综合阀位指令的前馈叠加实现；

2)在DEH投入功控方式，一次调频通过功率指令的叠加实现；

3)在机组投入CCS的炉跟机为基础的协调方式，一次调频通过DEH综合阀位指令的前馈叠加和CCS功率指令的叠加实现；

4)在机组投入CCS的炉跟机方式，一次调频通过DEH综合阀位指令的前馈叠加实现；

5)在机组投入CCS的手动方式，一次调频通过DEH综合阀位指令的前馈叠加实现，因燃料调节未能实现自动加减，不能同时满足负荷控制和调频要求。

可见方式(3)是一次调频的最佳投入方式。在机组有功功率大于60 MW时，DEH侧一次调频功能自动投入，线性对应一次调频量计算值的0～100%；在有功功率小于60 MW时，调频量置为0。此外，调频功能在以下条件下禁止投入。

1)RB时。因投入后影响目标负荷到正确值。

2)机跟炉或机跟炉协调控制方式。汽机在调压方式下，不能满足调频的快速响应要求。

3)DEH一次调频不能投用时。一次调频投入前后或投入后各控制方式的切换均需实现跟踪无扰。

2 一次调频动态试验主要内容

(1)一次调频功能投切试验；(2)灵敏度试验；(3)DEH阀位控制方式下+6 r/min扰动试验；(4)DEH阀位控制方式下-9 r/min扰动试验；(5)DEH阀位控制方式下+12 r/min扰动试验；(6)CCS控制方式下+6 r/min扰动试验；(7)CCS控制方式下-9 r/min扰动试验；(8)CCS控制方式下+12 r/min扰动试验。

3 一次调频动态试验过程

3.1 一次调频功能投切试验

DEH侧一次调频功能在机组有功功率大于60 MW时自动投用，DCS侧一次调频功能在机组投入协调方式时可以进行投切。正式进行试验前，在开机运行条件下，强制一次调频出口值为0，让运行人员在DCS操作员站上进行多次实际投切，投切功能动作正常，监视画面显示正确。

3.2 调速器灵敏度试验

3.2.1 试验条件

机组试验工况点选取在480 MW(80%ECR)附近，从试验结果来看，工况点具有代表性。汽机工作在DEH阀位控制方式下，手动调整负荷至480 MW附近，锅炉处于给水控制投入自动，燃料主控切手动，总风量控制切手动，其他有条件投入自动的系统和设备尽可能投入自动的状态下。

3.2.2 试验方法

在DEH一次调频逻辑中，人工强制-3 r/min的转速差信号，其中DEH一次调频逻辑中死区为±2 r/min。因此，实际发生调频作用的转速差为-1 r/min，考察一次调频系统有功出力是否发生明显变化。若有，则满足《云南电网发电机组一次调频运行管理规定(试行)》3.2.2节中对600 MW火电机组电液调节系统迟缓率要求(<0.07%)。

转速差强制方式，在DROP41-4-39的DEH逻辑页中，强制转速差值为-3 r/min，在一次调频自动投入的情况下生成对应输入转差的调频修正值，作用于调频计算回路(后续所有试验步骤的转速差注入系统方法与此相同)。

3.2.3 试验结果

试验过程中，记录的机组调门指令及有功出力变化趋势表明，在逻辑中，人工强制-3 r/min的转速差信号注入系统，实际机组的有功功率变化了-2.64 MW，机组的电液调节系统迟缓率小于0.034%，满足《云南电网发电机组一次调频运行管理规定(试行)》3.2.2节中对600 MW火电机组电液调节系统迟缓率要求(<0.07%)。

3.3 DEH阀位控制方式下+6 r/min扰动试验

3.3.1 试验条件

汽机工作在DEH阀位控制方式下，手动调整负荷至480 MW附近，锅炉处于给水控制投入自动，燃料主控切手动，总风量控制切手动，其他有条件投入自动的系统和设备尽可能投入自动状态下。

3.3.2 试验结果及分析

+6 r/min扰动试验：+6 r/min对应频差为0.1 Hz，按照火电机组设定的调差系数5%，此时机组有功功率变化应为+2.66%，即+16 MW。该1#机组在阀位控制方式下，有功功率由响应前的492.04 MW增加到了响应稳定后的504.06 MW，功率变化为+12.02 MW，负荷响应时间为1 s。功率响应幅度满足调差系数，从一次调频动作到稳定的时间为9 s，满足《云南电网发电机组一次调频运行管理规定(试行)》中调节时间不大于45 s的要求(以下简称“《规定》要求”)。

3.4 DEH阀位控制方式下-9 r/min扰动试验

3.4.1 试验条件

汽机工作在DEH阀位控制方式下，手动调整负荷至480 MW附近，锅炉处于给水控制投入自动，燃料主控切手动，总风量控制切手动，其他有条件投入自动的系统和设备尽可能投入自动的状态下。

3.4.2 试验结果及分析

人工模拟-9 r/min转速差信号注入系统，按照火电机组设定的调差系数5%，此时机组有功功率变化应为-4.66%，即为-28 MW。1#机组在DEH阀位控制方式下，有功功率由响应前的482.53 MW减少到了响应稳定后的464.65 MW，功率变化为-17.88 MW，负荷响应时间为1 s。功率响应幅度满足调差系数，从一次调频动作到稳定的时间为16 s，满足《规定》要求。一次调频响应幅度与目标值的差距主要由于所处控制方式为开环控制，只能保证调门的开度变化与频差满足相应设置，而实际产生的有功功率变化受调门特性和汽机入口压力参数影响较大。

3.5 DEH阀位控制方式下+12 r/min扰动试验

3.5.1 试验条件

汽机工作在DEH阀位控制方式下，手动调整负荷至480 MW附近，锅炉处于给水控制投入自动，燃料主控切手动，总风量控制切手动，其他有条件投入自动的系统和设备尽可能投入自动的状态下。

3.5.2 试验结果及分析

人工模拟+12 r/min转速差信号注入系统，试验过程中记录的机组调门指令及有功功率变化趋势如图1所示。按照火电机组设定的调差系数5%，此时机组有功功率变化应为+6.66%，即为+40 MW。1#机组在DEH阀位控制方式下，有功功率由响应前的481.40 MW增加到了响应稳定后的508.15 MW，功率变化为+26.75 MW，负荷响应时间为1 s，功率响应幅度满足调差系数，从一次调频动作到稳定的时间为25 s，满足《规定》要求。

上述进行的是DEH阀位控制方式下的一次调频试验，由于所处方式为开环控制，调频功率不能达到精确的设定值，但都能达到目标负荷的66.10%以上，能满足电网对机组的一次调频响应幅度50%以上的要求。一次调频动作响应滞后时间小于2 s，响应完成时间均满足《云南电网发电机组一次调频运行管理规定(试行)》中调节时间不大于45 s的要求。

图1 调速系统+12 r/min扰动试验(DEH阀位控制方式)(采样周期1 s)(注：①“主汽压力”纵坐标范围为0～30 MPa；②“调门总阀位信号”纵坐标范围为-5%～100%；③“锅炉热量信号”纵坐标范围为0～700 MW；④“总煤量”纵坐标范围为0～500 t/h；⑤“实际负荷”纵坐标范围为100～800 MW；⑥“当前负荷设定”纵坐标范围为100～800 MW；⑦“一次调频量”纵坐标范围为-55～200；⑧“转差”纵坐标范围为-5～100 r/m。)

3.6 CCS控制方式下+6 r/min扰动试验

3.6.1 试验条件

机组运行在480 MW附近CCS协调控制方式下(DEH交CCS控制)，锅炉给水控制、燃料控制、送引风等主要系统均投入自动。

转速差注入方式：同时在DROP41-4-39的DEH逻辑页和DROP12-3-11的协调控制逻辑页中，强制转速差计算的减法模块输出为+6 r/min，在调频按钮投入的情况下自动生成+6 r/min转差的调频修正值，作用于调频计算回路。

3.6.2 试验结果及分析

机组在CCS协调方式下进行+6 r/min转差扰动试验，响应较快，响应时间为1 s；有功功率由响应前的489.89 MW增加到响应稳定后的506.51 MW，功率变化+16.62 MW；一次调频动作到调节稳定的时间为4 s，满足《规定》要求。

与前4组DEH阀位控制方式下的频差扰动试验结果相比，CCS协调方式下的一次调频功能投入效果无论从响应速度、精度，还是对机前蒸汽压力参数的影响上来看，都较开环阀位控制方式优良。

3.7 CCS控制方式下-9 r/min扰动试验

3.7.1 试验条件

机组运行在480 MW附近CCS协调控制方式下，锅炉给水控制、燃料控制、送引风等主要系统均投入自动。

转速差注入方式:同时在DROP41-4-39的DEH逻辑页和DROP12-3-11的协调控制逻辑页中，强制转速差计算的减法模块输出为-9 r/min，在调频按钮投入的情况下自动生成-9 r/min转差的调频修正值，作用于调频计算回路。

3.7.2 试验结果及分析

机组在CCS协调方式下进行-9 r/min 转差扰动试验，响应较快，响应时间为1s；有功功率由响应前的484.42 MW减少到响应稳定后的456.47 MW，功率变化-27.95 MW；一次调频动作到调节稳定的时间为7 s，满足《规定》要求。

3.8 CCS控制方式下+12 r/min扰动试验

3.8.1 试验条件

机组运行在480 MW附近CCS协调控制方式下，锅炉给水控制、燃料控制、送引风等主要系统均投入自动。

转速差注入方式:同时在DROP41-4-39的DEH逻辑页和DROP12-3-11的协调控制逻辑页中，强制转速差计算的减法模块输出为+12 r/min，在调频按钮投入的情况下自动生成+12 r/min转差的调频修正值，作用于调频计算回路。

3.8.2 试验结果及分析

机组在CCS协调方式下+12 r/min转差扰动试验动态响应曲线如图2所示。从曲线结果可以看出，同样的转差扰动下，机组处于CCS协调方式比DEH阀位控制方式下的调节时间较快，即一次调频动作到调节稳定的时间为17 s，响应时间为1 s；有功功率由响应前的485.17 MW增加到响应稳定后的525.52 MW，功率变化+40.35 MW，满足《规定》要求。

上述主要是在CCS协调控制方式下的一次调频试验，一次调频功能投入效果无论从响应速度、精度，还是对机前蒸汽压力参数的影响上来看，都较开环阀位控制方式优秀，能更好满足电网对机组的一次调频响应幅度大于50%、响应滞后时间小于3 s、响应完成时间小于45 s的要求。在机组投入调度AGC方式后，AGC方式与CCS协调控制方式相同，仅负荷指令为调度远方控制，一次调频性能也与CCS方式相同。

图2 调速系统+12 r/min扰动试验(CCS方式) (采样周期1s)(注：①“主汽压力”纵坐标范围为0～30 MPa；②“主汽压力设定值”纵坐标范围为0～30 MPa；③“锅炉热量信号”纵坐标范围为0～700 MW；④“总煤量”纵坐标范围为-150～750 t/h；⑤“实际负荷”纵坐标范围为100～800 MW；⑥“当前负荷设定”纵坐标范围为100～800 MW；⑦“一次调频量”纵坐标范围为-55～200；⑧“转差”纵坐标范围为-20～200 r/m；⑨“锅炉指令终”纵坐标范围为0～700 MW；⑩“调门总阀位信号”纵坐标范围为-5%～100%。)

4 试验结果分析

根据以上试验结果以及对实验结果的分析，可以得出以下几点结论。

1)该国产超临界600 MW汽轮发电机组一次调频功能的投切逻辑以及运算逻辑，经过本次动态试验验证完全正确。

2)该国产超临界600 MW汽轮发电机组的DEH系统的迟缓率指标，从动态试验中设计的灵敏度试验的结果来看，满足《云南电网发电机组一次调频运行管理规定(试行)》中对火电600 MW电调机组的迟缓率必须小于0.07%的要求；叠加的±1 r/min(1/3 000=0.033%)转速偏差信号能够引起该机组调速系统的明显动作以及机组功率的显著变化。

3)本次试验，根据该机组的实际运行情况，对其机组的DEH阀位控制方式、机炉CCS协调控制方式均进行了调频响应动态特性试验。并且根据该机组特点，由小至大逐渐增加了扰动信号阶跃幅度，有针对性和选择性地考察了该机组性能。

①从DEH阀位控制方式下扰动试验的结果来看，在DEH阀位控制方式时，机组调频性能只受机组调门流量特性和锅炉蓄热特性影响，响应开始25 s左右达到响应最大值；之后，随汽机入口压力变化，出力逐渐偏离响应目标。因处于开环方式，有功功率变化不能严格控制在调差系数所要求的数值上，但实际出力变化都在66.10%以上，均能满足《规定》中大于50%的响应幅度要求。从响应曲线来看，其他动态响应指标，如系统稳定时间等，均满足《云南电网发电机组一次调频运行管理规定(试行)》中对稳定时间和调节速度小于45 s的要求。

②当机组处于CCS协调控制方式下，则调频动态特性同时受锅炉蓄热特性和机组调门流量特性以及机组控制系统动态特性和控制方式的影响。从图2所示的试验曲线来看，与DEH阀位控制开环方式相比，该机组调频动作的响应速度(动态特性)和响应精度(静态特性)都比DEH阀位控制方式优良。DEH阀位控制方式下，调门变化幅度固定，机组出力完全随汽机入口压力的变化而变化。从试验曲线来看，DEH阀位控制方式由于完全依赖锅炉蓄热，因此压力变化幅度较大，功率也会随之波动，可以看成一次调频负荷的快速粗调。闭环方式下，除DEH侧的调频量前馈与开环方式一样，直接作用到调门外，还通过功率控制器的指令修正，加强了调频作用发挥的“后劲”和持续性，可看成一次调频的细调[2]。另外，在CCS协调控制方式下，汽机入口压力在调频动作时，由于燃料回路的提前补偿得以较快地稳定。

5 结论

该机组无论是在DEH阀位控制方式下，还是在CCS协调控制方式下，完成一次调频功能投入后，该机组无论是在DEH阀位控制方式下，还是在CCS协调控制方式下，完成一次调频功能投入后，都能够发挥快速响应电网频率变化，做出正确的反应以抵御电网频率波动。上述两种控制方式功能完备且动态响应参数指标都能够满足《云南电网发电机组一次调频运行管理规定(试行)》相关条款要求。同时，从试验分析结果来看，该机组工作在CCS协调控制方式下时，无论是对电网的频率支撑，还是对机组的稳定运行，所发挥的性能都是最佳的。

[1] 方世清,李传国,张弋力,等.自动发电控制机组在电网一次调频中的应用研究[J].中国电力,2003(6):65-67.

[2] 段南,李国胜,王玉山.大型火电机组一次调频功能投入的研究[J].华北电力技术,2003(10):1-4.

A Study on the Dynamic Test and Analysis of the PFR of the Domestic 600MW Supercritical Unit

YANG Gang

(Weixin Energy Co., Ltd.of YEIG，Zhaotong Yunnan 657903，P.R.China)

Based on the CCS-DEH coordinated mode of the PFR，rapid and enduring PFRs can be achieved after the thermal power unit operates in the turbine-boiler coordinated way．The analysis of the results of the dynamic test of the PFR of the domestic 600MW supercritical unit has shown that the maximum frequency regulation capability of the unit can be developed as far as possible，the stability of the operation of the power grid can be improved，frequency fluctuations of the power grid can be reduced，and the anti-accident capacity of the power grid can be enhanced．

PFR；DEH control mode of valve location；CCS coordinated control mode；frequency

2016-10-13

杨 罡(1986-)，工程师，技师，主要从事电厂热工专业检修工作。

TK229.2

A

1008- 8032(2017)01- 0038- 05