某660 MW機組一次調頻試驗控制邏輯分析

陳 剛，謝 軍

(1.江蘇方天電力技術有限公司，江蘇南京211102；2.江蘇國華陳家港發(fā)電有限公司，江蘇鹽城224000)

某公司一期工程為2×660 MW燃煤機組，鍋爐為上海鍋爐廠SG-2073/26.15-M626型超超臨界壓力直流鍋爐，汽輪機為上海汽輪機廠N660-25/600/600型超超臨界中間再熱四缸四排汽凝汽式汽輪機。發(fā)電機為上海汽輪發(fā)電機有限公司生產的QFSN-660-2型三相同步、水氫氫冷卻、靜態(tài)勵磁汽輪發(fā)電機。單元機組控制系統采用的DCS產品為國電智深控制技術有限公司的EDPF-NT+控制系統，設計包含DAS、BMS、MCS、SCS等系統。汽機控制系統采用上海汽輪機有限公司和西門子聯合設計的DEH控制系統 （數字控制部分采用西門子T3000分散控制系統）。一次調頻實現模式為DEH+CCS，DEH側作用為快速響應一次調頻負荷，CCS側作用為改變鍋爐側能量，以達到與汽機側的能量平衡[1]。江蘇省電網一次調頻相關技術規(guī)范規(guī)定：（1）一次調頻死區(qū)不大于±0.033 Hz。（2）轉速不等率應按照火電機組為5%、水電機組為3%、燃機機組為5%進行設置。（3）一次調頻負荷限幅不小于6%額定負荷（Pe）。（4）一次調頻響應滯后時間小于3 s。（5）一次調頻負荷響應至該次擾動調頻幅度90%的響應時間小于15 s。（6）一次調頻穩(wěn)定時間小于1 min。

該汽輪機組控制系統采用的是西門子公司技術的先進模塊化組合設計。機組啟動方式為高中壓缸聯合啟動，高中壓缸進汽量分別由兩個高調門及兩個中調門控制。啟動過程由啟機順控SGC自動控制，由高中壓缸缸體和轉子的熱應力計算出的溫度裕度值決定汽輪機沖轉的升速率及升降負荷率。當機組同期并網后，汽輪機可根據機組運行要求投入限壓模式（負荷控制方式）或初壓模式（壓力控制方式）。當機組在限壓模式下且主汽壓力未低于保護值（為主汽壓力設定值-1.5 MPa）時，負荷控制方式起作用，一次調頻回路正常動作；當機組在初壓模式下時，此時負荷控制器的負荷設定值會疊加一個偏置，使其輸出增大，因為進汽設定值為壓力控制回路和負荷控制回路輸出的小選值，所以此時負荷控制器的輸出不起作用，即一次調頻回路也不起作用。

1 DEH側一次調頻控制邏輯分析

如圖1所示，當機組并網并且負荷大于初始負荷時，轉速設定值等于額定轉速值（PSF30），此時PSF30為50 Hz，頻差等于額定轉速與實際轉速（NT）的差值。頻差經過慣性函數（此慣性函數由并網信號（GLSE）閉鎖，即只有在并網信號來之后，此爬坡函數才發(fā)揮作用，否則輸出被置為0）后，進入死區(qū)限制模塊，死區(qū)設定值（TOTPF）為 0.033 33 Hz（2 r/min）。 死區(qū)限制模塊的輸出作為經過死區(qū)和頻差高低限之后的模擬頻差信號（PSF380），PSF380 由一次調頻投入信號（PSFE）進行閉鎖。

圖1調頻試驗投切及頻差產生

在進行一次調頻試驗時，通過一次調頻測試投入信號，將機組頻率信號切換為試驗模擬電網頻率（PFY20），以獲得試驗需要的頻差信號。如圖2所示，當增負荷信號為1時，PFY20為49.891 7 Hz；當降負荷信號為1時，PFY20為50.108 3 Hz。當一次調頻參數測試信號DEHPFT為1時，PFY20輸出結果對應于初始值為49.85 Hz，終值為50.15 Hz，上升速率為0.2 r/min的斜坡函數。

圖2一次調頻測試環(huán)節(jié)

轉速不等率（STATPF）是表征一次調頻特性的基本參數，反映了汽輪機功率變化與電網周波變化之間的靜態(tài)放大倍數。按照一次調頻技術規(guī)范，該機組額定負荷660 MW下，轉速不等率應設置為5%，即轉速變化5%（150 r/min）對應著負荷100%的變化（調門的全開或全關）[2]。

如圖3所示，組態(tài)中額定負荷 （PNOM）設置為700 MW,轉速不等率應設置為0.053 030 3。PSF380經過與額定轉速和轉速不等率的換算得出一次調頻負荷指令（數值為百分比），此一次調頻負荷指令經過一次調頻負荷限幅±6%PNOM，得到限幅后的一次調頻負荷指令（PSF390Y）。當進行一次調頻特性參數測試試驗時，因為不需要汽輪機發(fā)生實際動作，所以一次調頻特性參數測試信號 （DEHPFT）為 1時會切換使PSF390Y為0，即汽輪機不響應此調頻負荷指令。

圖3一次調頻負荷指令

當電網頻率過高或過低時，為保護汽輪機，一次調頻回路將限制汽輪機動作，其中過高頻率設定為50.5 Hz，過低頻率設定為49.5 Hz。 當電網頻率在49.5～50.5 Hz之間時，一次調頻回路正常動作；否則，一次調頻超馳保護回路動作，最終的一次調頻負荷分量經過超馳保護回路上下限幅，即當電網頻率超限初始階段，超馳保護回路會先快速動作一部分負荷，使頻差盡可能減小。在電網穩(wěn)定的情況下，該回路不會起作用。

經過限幅和超馳保護回路的一次調頻負荷分量作為轉速負荷控制器的比例前饋（XP），直接疊加至轉速負荷控制器的輸出，進而通過改變進汽設定值直接動作汽機調門，從而實現DEH側快速響應一次調頻。

2 CCS側一次調頻策略設計分析

CCS側設有一次調頻投入按鈕，只有當一次調頻按鈕投入時，一次調頻負荷指令才能起作用，此一次調頻負荷指令是由DEH側限幅后的一次調頻負荷指令通過硬接線輸入到DCS側協調控制器。因為DEH側限幅后的一次調頻負荷指令為對應于額定負荷的百分比信號，所以CCS側一次調頻負荷指令的量程應設置為換算出的負荷量，此一次調頻負荷指令經過限幅限制之后構成一次調頻功率信號，限幅函數是指CCS側一次調頻功率的允許范圍，其上限函數為：負荷上限值×1.04－負荷指令；下限函數為：負荷下限值－負荷指令×0.96。

一次調頻功率信號直接與負荷指令疊加后作為鍋爐主控指令的前饋信號，另外一次調頻功率信號的微分環(huán)節(jié)也作為鍋爐主控指令的前饋信號，作用就是在一次調頻響應初期是鍋爐主控快速動作，減小鍋爐側的響應慣性時間，使鍋爐側與汽輪機側能量盡快達到平衡。因為DEH側負荷控制回路為閉環(huán)控制，所以只需要接受CCS側發(fā)出的經主汽壓力偏差校正之后的負荷指令信號，且負荷指令信號為限幅限速后的AGC設定值或本地負荷指令，不需要疊加一次調頻功率信號[3]。陳家港發(fā)電廠機組的一次調頻特性參數如圖4所示。

圖4一次調頻特性參數曲線

一次調頻功能定值3 000 r/min（50 Hz），死區(qū)設置為±2 r/min（±0.033 3 Hz）；一次調頻輸出的最大上下幅度±6%（±39.6 MW），相對應的偏差為±0.183 3 Hz（±11 r/min）。圖中斜線速率相當于5%的轉速不等率。

3試驗結果分析

（1）450 MW負荷段0.066 67 Hz頻差增、減負荷測試結果如圖5所示。

增負荷測試。 19∶30∶23，增負荷信號為 1，一次調頻增負荷試驗開始，模擬頻差為0.066 67 Hz，一次調頻負荷指令為8.8 MW，初始負荷為450.018 3 MW。高壓調門開度為25.8%，主汽壓力設定值為19.86 MPa，實際值為 19.67 MPa。19∶30∶25，負荷為 452.766 3 MW，響應滯后時間為 2 s。 19∶30∶38，負荷為 456.8881MW，負荷增量為 6.869 8 MW，負荷增加 78%。 19∶30∶46，負荷為457.804 1 MW，負荷增量為7.785 8 MW,負荷增加88%，負荷響應至90%時間為23 s。高壓調門開度為27.8%，主汽壓力為19.54 MPa。負荷響應至90%時間大于15 s，原因為在試驗開始之前，主汽壓力低于設定值0.19 MPa，鍋爐側能量不足，所以試驗開始后，負荷響應時間過長。 19∶31∶17，負荷為 458.7201 MW，負荷增量為8.7081 MW，負荷增加99%，負荷響應達到穩(wěn)態(tài)時間為54 s。減負荷測試。19∶33∶33，降負荷信號為1，一次調頻降負荷試驗開始，模擬頻差為-0.066 67 Hz，一次調頻負荷指令為-8.8 MW，初始負荷為450.018 3 MW,高壓調門開度為25.2%，主汽壓力設定值為 19.86 MPa，實際值為 19.80 MPa。 19∶33∶35，負荷為 447.270 4 MW，響應滯后時間為 2 s。 19∶33∶48，負荷為 440.400 6 MW，負荷下降量為 9.6 MW。 19∶33∶59，負荷為440.400 6 MW，負荷響應達到穩(wěn)態(tài)時間為26 s。

（2）600 MW負荷段0.066 67 Hz頻差增、減負荷測試結果如圖6所示。

增負荷測試。11∶34∶55，增負荷信號為 1，一次調頻增負荷試驗開始，模擬頻差為0.066 67 Hz，一次調頻負荷指令為8.8 MW，初始負荷為599.780 2 MW。高壓調門開度為31.7%，主汽壓力設定值為24.14 MPa，實際值為 24.21 MPa。11∶34∶57，負荷為 601.612 2 MW，響應滯后時間為 2 s。 11∶35∶10，負荷為 608.481 9 MW，負荷增量為8.701 7 MW，增加99%。此時負荷響應基本達到穩(wěn)態(tài)。

圖6 600MW負荷段頻差增減負荷測試曲線

減負荷測試。 11∶38∶02，降負荷信號為 1，一次調頻降負荷試驗開始，模擬頻差為-0.06667 HZ，一次調頻負荷指令為8.8 MW，初始負荷為600.238 2 MW。高壓調門開度為31.2%，主汽壓力設定值為24.14 MPa，實際值為 24.32 MPa。11∶38∶03，負荷為 599.322 1 MW，響應滯后時間為 1 s。 11∶38∶17，負荷為 589.246 5 MW，負荷下降量為 10.991 7 MW。 11∶38∶23，負荷為 590.162 5 MW，負荷下降量為10.075 7 MW。負荷響應達到穩(wěn)態(tài)時間為21 s。

根據江蘇電網一次調頻相關技術規(guī)范要求，該試驗一次調頻響應滯后時間均小于3 s，一次調頻負荷響應至該次擾動調頻幅度90%的響應時間均小于15 s，一次調頻穩(wěn)定時間均小于1 min，3項指標均符合技術規(guī)范要求。

4結束語

在火電機組實現一次調頻功能，目的是使機組更好地配合電網運行的負荷要求，且由于DEH控制邏輯基本由汽輪機廠家成套提供，一般為較成熟的控制邏輯，在增加DEH側一次調頻組態(tài)時需考慮周到，且在試驗前對DCS側與DEH側的一次調頻相關I/O測點進行檢查核對，核對相關參數設置，如特性參數的死區(qū)、頻率-負荷曲線的參數設置等。在試驗中做好相關數據的采集并進行必要的調整，試驗結束應使機組一次調頻動作特性滿足相應技術規(guī)范要求。

[1]朱北恒.火電廠熱工自動化系統試驗[M].北京：中國電力出版社，2005.

[2]哈爾濱汽輪機廠.汽輪機調節(jié)系統的設計[M].北京：水利電力出版，1986.

[3]張玉鐸，王滿稼.熱工自動控制系統[M].北京：水利電力出版社，1993.