1、镇海电厂煤机一次调频功能的实现（镇海发电有限责任公司 杨海滨 丁永君 315208）【 摘 要 】 随着电网容量的增大,对电网频率质量的要求也越来越高。电网频率稳定是系统正常运行的基本条件之一。由一次调频决定的电网静态调频特性，则是电网频率稳定性的基础。该文详细介绍了火电机组一次调频功能的控制方案和试验结果，通过 DEH 与CCS 频差校正的联合方式，机组参加一次调频功能的负荷响应较快，有关指标满足性能要求，实现了火电机组一次调频功能。关键词:火电机组；一次调频；协调控制；【Abstract】Expanding on the capacity of power grid,the require
2、ment of frequency regulation is higher than before.The frequency steady is one of the foundations for system operation. Static frequency character of the power grid decided by primary frequency regulation has laid the foundation for frequency steady. The article mainly circles on the control plan an
3、d trial results of primary frequence regulation function. With the combination of DEH and CCS, the unit has a quick load response, and its related parameters can meet perfomance requirements. As a reslt, it can achieve primary frequency regulation for the power unit. Key words: power unit; primary f
4、requency regulation; CCS1、概述一次调频功能是火电机组本身应具备的一种基本功能，实时响应电网频率的变化的能力的大小反映了一台火电机组综合动态性能好坏。随着大容量机组在电网中的比例不断增加，电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量的要求也在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越被重视。大容量火电机组需要根据中调的 AGC 指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频。为提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力，电网需要网内机组一次调频功能正常投入。2、镇电目前一次调频考核情况镇海发电有限责任公司燃煤机组装机容量是装机 4*200MW, 均为
5、八十年代投产的 200MW 火力发电机组，经过 DEHDCS 改造，汽轮机组的控制系统为上海新华控制工程公司生产的 DEHIIIA，DCS 控制系统为北京和利时公司的 MACS和 MACSV 分布式控制系统。原只在 DEH 上设计具备一次调频功能，但不够完善,在 DCS 系统改造设计时，基本都未考虑一次调频的功能，在实际运行中 DCS 削弱、甚至限制了 DEH 的一次调频效果。在历次 DCS 控制系统改造中，通过试验，研究分析机组的蓄热能力，在确保机组安全稳定运行的前提下，通过调整 CCS 及其一次调频的控制策略和参数，提高了机组一次调频能力，为一次调频控制策略及参数整定提供依据，并通过现场试
6、验验证相关控制逻辑的正确性、可靠性，并最终达到最大限度地提高机组的负荷适应性。下表为 2008 年 1 月至 2008 年 8 月镇海电厂煤机一次调频考核月报时间一次调频效果浙能集团一次调频平均效果一次调频投运率浙能集团一次调频平均投运率2008.1 0.4142 0.409605882 88.5934 97.156776472008.2 0.4522 0.40055 94.0227 92.0373752008.3 0.4961 0.434664706 98.4859 95.972935292008.4 0.49 0.448205882 98.7918 98.043411762008.5 0.
7、4746 0.421035294 94.9815 97.439335292008.6 0.4692 0.427388235 99.8152 97.952105882008.7 0.4473 0.432570588 95.2938 98.540711762008.8 0.44 0.4481 99.02 99.0207941由此可见，通过对 CCS 控制逻辑的修改，优化机组的一次调频功能，使镇海电厂的一次调频能力基本达到并超过了能源公司下属电厂的平均水平，同众多新设备，大容量的机组对比中，实现了国产 200 WM 机组良好的一次调频能力。3、目前一次调频控制策略镇海电厂目前采用CCS+DEH 联合
8、方式进行一次调频控制。DEH侧的一次调频功能是机组快速响应频率变化的主要手段， 其没有延时的动作特性决定了负荷响应的快速直接。汽轮机额定转速(一般为3 000 rmin)与实际转速的差值经函数f(x)转换后生成一次调频因子，直接叠加到DEH的有功功率给定值上，以控制汽轮机的调门开度。一次调频因子的设置包括频差死区和转速不等率两个因素。频差死区的设置是为了防止在电网频差小范围变化时汽机调门不必要的动作。一次调频曲线设置体现在DEH侧一次调频回路中，机组在可以在额定负荷范围内进行一次调频，该曲线设置如图1所示，相应DEH逻辑如图2所示。一次调频死区：2r/min；速度变动率：5%；最大调频负荷：
9、6%额定负荷（13.2MW） 。并网机组正常工况下均处于AGC或协调方式下，因此在CCS中设计有一次调F1(x)调频负荷（去 DCS）汽机转速额定转速调门开度图 2 DEH 侧一次调频逻辑图流量给定值F2(x)一次调频量（MW）转速偏差（r/min）-2 2 152-152220-220图 1 一次调频曲线图011-11频功能回路，根据电网要求的转速不等率及上下限设置，可随时投入使用。CCS将频率偏差信号根据转速不等率转换为负荷指令的偏差，经速率限制后直接叠加在机组的实际负荷指令上，使机炉同时响应机组出力。这种方式下，CCS 投入自动，机炉协调控制机组负荷，CCS 和 DEH 同时响应频差信号
10、：一方面，DEH 在远方方式快速响应频差信号，通过修改负荷需求值改变调门开度；另一方面 CCS 的锅炉主控利用一个前馈通道快速改变燃料量以改变锅炉负荷和补充锅炉的蓄热损失，CCS 的汽机主控经过短时的延迟后去维持机组负荷直至频差信号回到死区。这种方式下，机组的一次调频功能既具备快速性的特点，还具备持续性、稳定性的特点，是一次调频的最佳的运行方式。通过以下方案实现一次调频在CCS中的逻辑控制。a. CCS 一次调频信号处理回路频差信号经过死区处理、系数转换、最后通过一个幅值限制得出附加的功率信号，分别送到锅炉主控和汽机主控系统。一次调频投撤开关设在一次调频信号处理回路，一次调频允许投入条件为：
11、频差信号无故障 机组在协调方式（含 DEH 处于遥控方式）机组负荷40%工程师站一次调频投入许可 一次调频信号处理回路如图 3 所示，DCS 接收 DEH 送出的代表转速偏差的频差信号,F（X）折线按 5%不等率、限幅 6%的要求设置，横坐标为 11rpm，纵坐标为 12.9MW；一次调频投入的切换信号为真时，调频动作信号取频差信号超出+/-2RMP 死区后的动作信号，由 DCS 高低越限功能块实现。图 3 一次调频信号处理回路b. DEH 调频动作初期 CCS 指令屏蔽回路由于 DEH 侧调频响应很快，在负荷变化初期，CCS 侧指令响应会有瞬间延时，将阻碍汽机调门的动作，因此增加一个 3 秒
12、左右的屏蔽回路，避免两侧调节的瞬间冲突。该回路采用负荷指令暂时跟踪方式实现，如图 4 所示，在一次调频回路动作后，发出 3 秒的脉冲，将一级压力所计算的汽轮机实际负荷保持并送入汽机主控，防止在 DEH 动作后，CCS 将负荷回调。图 4 一次调频保持回路c. CCS 控制回路中叠加一次调频信号。一次调频信号经校正的信号分别进入锅炉主控和汽机主控系统，CCS侧的积分调节弥补了DEH 侧纯比例有差调节的不足，使机组的调频出力得到准确控制，减小对机组运行参数的影响。CCS侧一次调频回路产生的负荷指令变化使机组实际负荷的改变得以维持到频差信号恢复，并保证积分电量完全满足转速不等率要求。如图5所示，通过
13、在机组负荷指令上叠加一次调频频率校正信号，比较实际发电机负荷的偏差，进入CCS汽机主控，实现CCS系统的一次调频校正。由于机前压力偏差也会使负荷回调，并为保证机前压力平稳，在机前压力控制回路中也增加了一次调频的前馈信号。图5 CCS控制回路中叠加一次调频信号d.一次调频的试验情况（以#3机组为例）：通过根据分析的组态逻辑，对有关一次调频的控制策略进行组态后， 2006 年 7 月 11 日 14：48：00 开始，试验在机组在 70-90%负荷段 “CCS 协调投入，DCS 侧一次调频投入，DEH 一次调频投入”方式下进行，整个试验过程中汽轮机处于多阀方式运行，汽包水位自动维持在40mm 以内
14、，主蒸汽温度变化约在2 内，主汽压力变化在0.4Mp 以内，EH 油管路未发现明显振动，汽轮机各主要监测参数如振动、瓦温、轴向位移均无异常变化；各次试验的主要试验结果分别如下。表 1 试验时一次调频功能的投入方式#3 机组+7r/min+9r/min+11r/min-7r/min-9r/min频差-11r/min（1）频差为+7r/min一次调频动作后，高压调门迅速开大，机组负荷随即上升，主汽压力有所下降，汽包水位基本不变；机组主要参数变化参见附表。该次试验所反映出来的机组一次调频性能如下：转速偏差： +7r/min机组理论负荷变化值： +7.33MW功率响应时间： 1 秒15 秒后负荷变化：
15、 +4.76MW45 秒后负荷变化： +5.13MW主汽压力最大变化: -0.21MPa汽包水位最大变化： +16mm（2）频差为+9r/min一次调频动作后，高压调门迅速开大，机组负荷随即上升，主汽压力下降，汽包水位基本不变；机组主要参数变化参见附表。该次试验所反映出来的机组一次调频性能如下：转速偏差： +9r/min机组理论负荷变化值： +10.26MW功率响应时间： 1 秒15 秒后负荷变化： +6.77MW45 秒后负荷变化： +6.13MW主汽压力最大变化: -0.21MPa汽包水位最大变化： +10mm（3）频差为+11r/min一次调频动作后，高压调门迅速先后开大，机组负荷随即上
16、升，主汽压力上升，汽包水位基本不变；机组主要参数变化参见附表。该次试验所反映出来的机组一次调频性能如下：转速偏差： +11r/min机组理论负荷变化值： +13.14MW功率响应时间： 1 秒15 秒后负荷变化： +4.4MW45 秒后负荷变化： +5.31MW主汽压力最大变化: 0.36MPa汽包水位最大变化： +18mm（4）频差为-7r/min一次调频动作后，高压调门迅速依次关小，机组负荷随即下降，主汽压力有所上升，汽包水位开始变化；机组主要参数变化参见附表。该次试验所反映出来的机组一次调频性能如下：转速偏差： -7r/min机组理论负荷变化值： -7.33MW功率响应时间： 1 秒15
17、 秒后负荷变化： -4.76MW45 秒后负荷变化： -4.76MW主汽压力最大变化: +0.24MPa汽包水位最大变化： -29mm（5）频差为-9r/min一次调频动作后，高压调门迅速关小，机组负荷随即下降，主汽压力有所上升，汽包水位开始变化；机组主要参数变化参见附表。该次试验所反映出来的机组一次调频性能如下：转速偏差： -9r/min机组理论负荷变化值： -10.26MW功率响应时间： 1 秒15 秒后负荷变化： -4.84MW45 秒后负荷变化： -4.85MW主汽压力最大变化: +0.2MPa汽包水位最大变化： -25mm（6）频差为-11r/min一次调频动作后，高压调门迅速依次关
18、小，机组负荷随即下降，主汽压力有所上升，汽包水位开始变化；机组主要参数变化参见附表。该次试验所反映出来的机组一次调频性能如下：转速偏差： -11r/min机组理论负荷变化值： -13.14MW功率响应时间： 1 秒15 秒后负荷变化： -8.88MW45 秒后负荷变化： -9.34MW主汽压力最大变化: +0.26MPa汽包水位最大变化： 36mm 附 表机组名称 镇海发电厂#3 机组一次调频投运方式CCS 协调投入，DCS 侧一次调频投入，DEH 侧一次调频投入频差信号（r/min） +7 +9动作前 动作15s 后 动作45s 后 45s 后变化量 动作前 动作15s 后 动作45s 后
19、45s 后变化量功率(MW) 199.36 204.12 204.49 +5.13 199.18 205.95 205.49 +6.31主蒸汽压力(MPa) 13.00 12.84 12.79 -0.21 12.98 12.74 12.77 -0.21主蒸汽温度（） 530 531 530 0 532 532 532 0调节级压力(MPa) 9.01 9.38 9.36 +0.35 8.91 9.44 9.31 +0.4#3 调门开度(%) 26.43 36.13 36.07 +9.63 25.05 39.58 18.46 +6.59汽包水位（mm） -1 8 14 +15 2 5 12 +1
20、0理论一次调频负荷（MW） +7.33 +10.26附图备注：机组名称 镇海发电厂#3 机组一次调频投运方式CCS 协调投入，DCS 侧一次调频投入，DEH 侧一次调频投入频差信号（r/min） -7 -9动作前 动作15s 后 动作45s 后 45s 后变化量 动作前 动作15s 后 动作45s 后 45s 后变化量功率(MW) 199.54 194.78 194.87 -4.67 199.08 193.22 194.23 -4.85主蒸汽压力(MPa) 12.89 13.09 13.13 +0.24 13.05 13.25 13.21 +0.16主蒸汽温度（） 532 532 534 +2
21、 526 526 526 0调节级压力(MPa) 8.96 8.51 8.57 +0.39 8.95 8.40 8.59 -0.36#3 调门开度(%) 26.95 18.46 18.46 -8.49 24.69 15.26 18.31 -6.38汽包水位（mm） 0 -12 -29 -29 -9 -19 -34 -25理论一次调频负荷（MW） -7.33 -10.26附图备注： 机组名称 镇海发电厂#3 机组一次调频投运方式CCS 协调投入，DCS 侧一次调频投入，DEH 侧一次调频投入频差信号（r/min） +11 -11动作前 动作15s 后 动作45s 后 45s 后变化量 动作前 动
22、作15s 后 动作45s 后 45s 后变化量功率(MW) 199.54 203.94 204.85 +5.31 198.72 189.84 189.38 -9.34主蒸汽压力(MPa) 12.79 12.64 12.65 -0.14 13.10 13.35 13.36 +0.26主蒸汽温度（） 527 528 528 +1 532 532 532 0调节级压力(MPa) 9.16 9.50 9.51 +0.36 9.06 8.36 8.42 -0.64#3 调门开度(%) 31.89 45.99 45.99 +14.1 26.18 14.83 15.75 -10.43汽包水位（mm） -8
23、-3 10 +18 36 19 0 -36理论一次调频负荷（MW） 13.14 -13.14附图由以上一次调频的试验可见，通过 CCS+DEH 联合方式，机组参加一次调频功能的负荷响应较快，有关指标满足性能要求，提高了机组的负荷适应性，实现了机组的一次调频功能。4、一次调频存在的问题及建议CCS+DEH 联合方式是一次调频的最优方案。电网运行稳定时，机组承担的一次调频动作是短暂的， 这时将主要依靠DEH 侧的调频功能来完成负荷的快速响应，汽轮机调门性能直接决定正常运行时调频能力发挥的好坏。因为DEH侧的频率响应使实际负荷变化快于CCS侧调频回路指令的变化，在CCS的调节作用下，使调门略微回调，
24、抑制了机组负荷的进一步变化。为使调频动作时机组负荷响应更饱满，需要增强CCS一次调频回路的负荷变化速率.在镇海电厂一次调频试验中，由于CCS一次调频回路的投入，频差动作导致负荷指令快速变化， 而一次调频的负荷指令变化速率比机组正常运行时的负荷变化速率要快，当动作幅度较大时，势必对锅炉的燃烧系统产生冲击，而机侧调门的快速动作与炉侧燃烧指令的突变均会对汽包水位产生扰动。为减小一次调频对燃烧系统和汽包水位的影响，应将一次调频回路的负荷变化速率设置为一个合理的值，同时需要在燃烧系统和汽包水位的控制回路中增加一次调频的动作响应，在足够快速的同时保证系统的稳定，确保对协调系统的正常功能不产生任何影响。在试验中我们还发现DEH 侧转速不等率的提高使调门的初始开度得以增加，可以提高一次调频能力。但由于调门特性存在一定的非线性，对不同负荷点的动作结果存在不确定性，需要进行汽轮机调门全行程各工作点的试验与分析，分段设置不同的转速不等率值，在保障安全的前提下提高一次调频的响应品质。
