【摘要】　根據銅陵電廠3號機組一次調頻功能的試驗情況，分析機組在幾個不同的典型工況下，一次調頻響應能力、特點及進行一次調頻對機組安全性與穩(wěn)定性的影響，確定能滿足機組參加電網一次調頻的最優(yōu)運行與控制方式。通過對不同控制方式下全省聯調試驗數據分析，指出在CCS、DEH調頻功能均投入的控制方式下，機組參加一次調頻功能的負荷響應較快，功率波動不大，有關指標滿足性能要求。

【關鍵詞】　一次調頻；不等率；電網頻率；DEH；CCS

隨著大容量機組在電網中的比例不斷增大，以及因電網用電結構變化引起的負荷峰谷差逐步加大，大容量機組的運行方式也逐步發(fā)生了變化，大容量機組需要根據電網中心調度所的負荷需求量和電網的頻率偏差參與電網的調峰、調頻。為進一步提高電網運行的穩(wěn)定性，降低電網頻率的波動，增強電網抗事故能力，根據國家電力公司華東公司的要求，網內各電廠相應開展了大機組一次調頻功能的試驗工作，隨后安徽電網進行了一次調頻聯調試驗，為投運做好準備。銅陵電廠3號機組是哈爾濱動力股份有限公司制造的300MW引進型機組，鍋爐為強制循環(huán)汽包爐，制粉系統(tǒng)為中間儲倉式熱風送粉系統(tǒng)。DCS系統(tǒng)為美國MCS公司的MAX 1000+PLUS系統(tǒng)，DEH為新華公司的DEH-IIIA系統(tǒng)。

1　一次調頻功能

對于大容量火電機組CCS及DEH系統(tǒng)均設計一次調頻功能，盡管不同機組的CCS主控系統(tǒng)原理有所不同，但其一次調頻原理還是相同的。

1.1 CCS系統(tǒng)一次調頻功能

CCS主控系統(tǒng)采用的是MCS公司的專利技術DEB400直接能量平衡控制系統(tǒng)。CCS主控系統(tǒng)的原理如圖1所示。

圖1　DEB400協調控制系統(tǒng)原理

CCS系統(tǒng)正常運行方式：ACC+DEB(直接能量平衡)+TB(Turbinc Base)，鍋爐調壓，CCS至DEH的遙控口投入，CCS通過DEH遙控口控制汽機調門調節(jié)功率。CCS主控系統(tǒng)中AGC的功率指令或運行人員的給定功率指令經過限幅及速率限制后與電網頻差所校正的負荷指令進行迭加，迭加的功率指令送至功率PID調節(jié)器控制汽輪機調門開度。其轉差一功率函數模塊f(x)曲線如圖2所示，轉差信號來自DEH系統(tǒng)的轉速信號，其主要參數設置為，轉速不等率：5%；轉差死區(qū)：±2r/min；轉差調節(jié)范圍：+12r/min；負荷調節(jié)限幅：±20MW。當轉差信號在死區(qū)內時，頻差信號切除，函數器輸出為0MW，機組不參加調頻；死區(qū)的設置是為了避免機組輸出電功率頻繁抖動，只有當轉差信號超出±2r/min時，機組才根據超出大小參加調頻；當轉差信號超出+12r/min時，函數器輸出保持±20MW不變。函數器特性的斜率代表了電網對機組調頻負荷分配比例，函數斜率越大，轉速不等率越小，機組調頻能力越強；函數斜率越小，轉速不等率越大，機組調頻能力越弱。300MW機組通常調節(jié)系統(tǒng)轉速不等率取值為5%。CCS系統(tǒng)的一次調頻功能只有在DEB+TB投入才起作用。

圖2　轉差—功率函數曲線

1.2　DEH系統(tǒng)一次調頻功能

DEH系統(tǒng)一次調頻功能的轉差—功率函數模塊曲線與CCS系統(tǒng)相同，電網頻差所校正的負荷指令直接迭加到DEH系統(tǒng)負荷需求上去控制調門。

2　一次調頻功能單機試驗

2.1　單機試驗

選取兩個比較典型的運行工況：機組負荷分別為90%ECR、60%ECR，DEH為順序閥控制，機組定壓運行，AGC解除，分別在下列控制方式下進行一次調頻功能試驗。轉差信號采取強制DEH系統(tǒng)的轉速信號，使轉速值上升7r/min或下降7r/min。

2.1.1　DEH調頻投入方式下：CCS系統(tǒng)側DEB投入，鍋爐自動調壓。CCS至DEH的遙控口解除，DEH系統(tǒng)功率及壓力調節(jié)回路解除，一次調頻功能投入。

2.1.2　CCS調頻投入方式下：CCS系統(tǒng)側DEB+TB(汽機基本)+一次調頻功能投入，鍋爐自動調壓，汽機調功。DEH側遙控口投入，DEH系統(tǒng)功率、壓力調節(jié)回路及一次調頻功能解除。

2.1.3　CCS+DEH調頻投入方式下：CCS系統(tǒng)側DEB+汽機基本+一次調頻功能投入，鍋爐自動調壓，汽機調功。DEH側遙控口投入，DEH系統(tǒng)功率、壓力調節(jié)回路解除，一次調頻功能投入。

2.1.4　單機一次調頻功能試驗數據

此次調頻功能試驗數據見表1、表2。

表1 90%ECR工況下一次調頻試驗數據

表2 60%ECR工況下一次調頻試驗數據

注：在DEH調頻功能投入控制方式下，因功率增減量未達到10MW,所以沒有記錄此試驗數據。

2.2　試驗數據分析

2.2.1　DEH調頻功能投入

90%ECR的運行工況，當轉速階躍變化±7r/min時，負荷變化響應較快，功率變化10MW的響應時間t≤20s，但汽機關調門時功率響應時間比開調門時要小，有關主要參數變化均不大，此工況下機組可滿足一次調頻的快速要求；60%ECR的運行工況，當轉速階躍變化±7r/min時，負荷變化響應較快，但功率變化量最大值僅為5MW，原因是在不同的負荷(壓力)下，相同的調門變化量改變的負荷值不同。由于大部分機組設計為正常運行時，功率調節(jié)是CCS通過EDH遙控口控制汽機調門來實現的。當CCS系統(tǒng)的一次調頻功能不投時，CCS系統(tǒng)對DEH系統(tǒng)一次調頻功能的作用是反向的，使機組參加一次調頻作用不大。因此，這種控制方式下的一次調頻功能僅僅適用于功率完全是通過DEH系統(tǒng)調節(jié)的機組。

2.2.2 CCS調頻功能投入

90%ECR的運行工況，當轉速階躍變化±7r/min時，負荷變化響應時間滿足要求，功率變化10MW的響應時間均接近45s，有關主要參數變化均不大，此工況下機組可滿足一次調頻的快速要求；但在60%ECR的運行工況，當轉速階躍變化±7r/min時，負荷變化響應較慢，功率變化10MW的時間均為75s，CCS至DEH的調門指令變化幅度較大，機組功率、汽包水位波動較大，因此，在這種負荷工況及控制方式下，機組不宜參加一次調頻，否則，不利于機組穩(wěn)定運行。

2.2.3 CCS+DEH調頻功能投入

90%ECR的運行工況，當轉速階躍變化±7r/min時，負荷變化響應時間滿足要求，功率變化10MW的響應時間t≤30s，功率超調量1.2MW，有關主要參數變化均不大，此工況下機組可滿足一次調頻的快速要求；60%ECR的運行工況，當轉速階躍變化±7r/min時，結果表明負荷變化響應基本滿足要求，功率變化10MW的響應時間均為30s，有關主要參數變化均不大，此工況下機組可滿足一次調頻的快速要求。

在CCS+DEH控制方式下，一方面由于DEH系統(tǒng)側功率對轉差響應較快；另一方面由于CCS系統(tǒng)側具有對功率的校正調節(jié)作用，兩側的一次調頻投入后，在轉速階躍變化后的初期由于兩側一次調頻的迭加作用，調門開大或關小的速度要大于純DEH或純CCS控制方式下的速度，功率變化響應時間要小于純DEH或純CCS控制方式下的時間，且隨后由于CCS系統(tǒng)側具有對功率的校正調節(jié)作用，超調的功率被CCS系統(tǒng)迅速拉回，使功率較快達到目標值，且不會有大的超調量。試驗表明，這種控制方式是滿足機組在不同負荷下參加電網一次調頻的最優(yōu)方式，這與安徽省內其他300MW機組的試驗結果是一致的。

3　全省聯調試驗

按安徽省電力公司的布置，2001年12月21日13:30安徽電網進行了一次調頻聯調試驗，電網頻率擾動采用華東天荒坪抽水蓄能電站600MW機組的抽水機組跳閘或發(fā)電機組跳閘來實現。全省共15臺火電機組(銘牌總容量4437MW)參加聯調試驗，銅陵電廠3號機組試驗時的運行方式：CCS系統(tǒng)運行方式為AGC(AGC指令固定)+DEB(直接能量平衡)+TB(汽機基本)、定壓、順序閥運行。根據單機一次調頻功能試驗結果，CCS及DEH系統(tǒng)一次調頻功能均投入(省內其它300MW機組也采取此方式)。試驗時機組負荷為70%ECR。

3.1　試驗方法及結果

3.1.1　一次調頻自調節(jié)試驗

一次調頻功能切除，通過天荒坪抽水蓄能電站600MW容量的抽水機組跳閘，使電網頻率快速上升。目的是了解安徽電網負荷的頻率響應特性。此次自調節(jié)試驗從抽水機組跳閘開始經過25s電網頻率達到50.179Hz，液壓機組出力由1886.6MW降到1838.3MW，在華東電網的作用下，電網頻率經過385s回到調頻死區(qū)。

3.1.2　電網頻率下降試驗

通過開荒坪抽水蓄能電站600MW容量的發(fā)電機組跳閘，使電網頻率下降。通過發(fā)電機組跳閘，經過65s電網頻率達到49.88Hz，由于調頻機組的共同作用，安徽電網調頻機組出力由3182.4MW經過105s上升到3306.4MW，一次調頻機組調節(jié)增量124MW，達到一次調頻機組銘牌總容量的2.8%，電網頻率歷時205s回到調頻死區(qū)。

3.1.3 電網頻率上升試驗

通過天荒坪抽水蓄能電站600MW容量的抽水機組跳閘，使電網頻率上升。通過抽水機組跳閘，經過20s電網頻率達到50.104Hz，由于調頻機組的共同作用，安徽電網調頻機組出力由3339.7MW經過125s上升到3230.4MW，一次調頻機組調節(jié)減量109.3MW，達到一次調頻機組銘牌總容量的2.5%，電網頻率歷時200s回到調頻死區(qū)。

3.1.4 3號機組聯調試驗主要數據(見表3)

表3 3號機一次調頻試驗數據

3.2 全省聯調試驗數據分析

試驗數據進一步表明：CCS、DEH調頻功能均投入方式下，機組參加一次調頻的負荷。向應較快，機組功率波動不大，有關參數控制穩(wěn)定，指標滿足性能要求；但由于頻率擾動采用電網內的機組跳閘方式實現，電網頻率上升或下降的速率較慢，使得負荷增減量達到理論值的時間比單機試驗時采用轉速階躍擾動的響應時間慢些(單機試驗時負荷增減量達到理論值時間為30s左右)。試驗結果證實：當華東電網失去600MW發(fā)電/用電容量時，如果一次調頻功能不投入，則電網頻率變化幅度可達0.179 Hz，依靠華東電網其它機組作用，全網需用385s將電網頻率拉回至正常水平；若一次調頻功能投入，安徽電網一次調頻機組總出力變化量可達120MW水平，使得電網頻率變化幅度減小為0.11Hz，電網頻率拉回至正常水平的時間縮短至200s。因此，一次調頻功能的作用是明顯的。

4 結束語

4.1 通過單機對幾個負荷工況下不同的控制方式的試驗結果比較及全省聯調試驗數據分析，在CCS、DEH調頻功能均投入控制方式下，機組參加一次調頻的負荷響應較快，機組功率波動不大，有關指標滿足性能要求。在此控制方式下，一次調頻對汽包水位、過熱蒸汽溫度、汽機第一級金屬溫度影響并不顯著，汽包水位能控制在設定值的±40mm內，對機組安全性與穩(wěn)定性的影響較小，是控制系統(tǒng)滿足機組參加電網一次調頻的最佳運行方式。轉差一功率函數模塊f(x)的功率限幅值宜設置為3%～4% ECR；如設置過大，將使汽壓、水位波動大，影響機組安全穩(wěn)定運行。

4.2　機組正常運行時，如果功率由CCS系統(tǒng)調

節(jié)，CCS系統(tǒng)投入協調后，不能采取單獨投DEH側的一次調頻回路方式，否則，在參加調頻時由DEH系統(tǒng)引起的負荷增減量將被CCS系統(tǒng)迅速拉回，機組達不到參加一次調頻要求。CCS系統(tǒng)的一次調頻功能只有CCS系統(tǒng)在TB(Turbine Base)方式下才起作用。

4.3　同省內幾臺300MW自然循環(huán)汽包鍋爐的機

組試驗結果相比，強制循環(huán)汽包鍋爐因汽包容積較小，鍋爐蓄熱能力較小，在汽機調門快速關小時，主蒸汽壓力上升較慢，幅度不大，有利于電網高頻率時機組參加一次調頻；在汽機調門快速開大時，主蒸汽壓力下降較快，幅度較大，不利于電網低頻率時機組參加一次調頻。因此，對強制循環(huán)汽包鍋爐的機組，函數f(x)在電網負頻差區(qū)間的斜率宜設置小一些，即轉速不等率設置大一些；自然循環(huán)汽包鍋爐的機組則與此相反，函數在電網正頻差區(qū)間的斜率宜設置小一些，有利于機組的穩(wěn)定運行。

4.4　由于單臺機組一次調頻的作用是非常有限的，要使每臺機組一次調頻功能在電網中發(fā)揮應有作用，網內具有一定容量的機組必須同時參與調節(jié)。只有這樣，機組一次調頻功能投入后，才會對提高電網運行的穩(wěn)定性，降低電網頻率的波動，增強電網抗事故能力發(fā)揮重要作用。安徽電網具備一次調頻功能機組已于2002年1月21日正式投入了該功能，電網調度中心應結合AGC制定有關考核規(guī)定，并采取一定的激勵機制，使具備條件的機組能正常投入發(fā)揮作用。