某660 MW机组一次调频试验控制逻辑分析

陈 刚，谢 军

(1.江苏方天电力技术有限公司，江苏南京211102；2.江苏国华陈家港发电有限公司，江苏盐城224000)

某公司一期工程为2×660 MW燃煤机组，锅炉为上海锅炉厂SG-2073/26.15-M626型超超临界压力直流锅炉，汽轮机为上海汽轮机厂N660-25/600/600型超超临界中间再热四缸四排汽凝汽式汽轮机。发电机为上海汽轮发电机有限公司生产的QFSN-660-2型三相同步、水氢氢冷却、静态励磁汽轮发电机。单元机组控制系统采用的DCS产品为国电智深控制技术有限公司的EDPF-NT+控制系统，设计包含DAS、BMS、MCS、SCS等系统。汽机控制系统采用上海汽轮机有限公司和西门子联合设计的DEH控制系统 （数字控制部分采用西门子T3000分散控制系统）。一次调频实现模式为DEH+CCS，DEH侧作用为快速响应一次调频负荷，CCS侧作用为改变锅炉侧能量，以达到与汽机侧的能量平衡[1]。江苏省电网一次调频相关技术规范规定：（1）一次调频死区不大于±0.033 Hz。（2）转速不等率应按照火电机组为5%、水电机组为3%、燃机机组为5%进行设置。（3）一次调频负荷限幅不小于6%额定负荷（Pe）。（4）一次调频响应滞后时间小于3 s。（5）一次调频负荷响应至该次扰动调频幅度90%的响应时间小于15 s。（6）一次调频稳定时间小于1 min。

该汽轮机组控制系统采用的是西门子公司技术的先进模块化组合设计。机组启动方式为高中压缸联合启动，高中压缸进汽量分别由两个高调门及两个中调门控制。启动过程由启机顺控SGC自动控制，由高中压缸缸体和转子的热应力计算出的温度裕度值决定汽轮机冲转的升速率及升降负荷率。当机组同期并网后，汽轮机可根据机组运行要求投入限压模式（负荷控制方式）或初压模式（压力控制方式）。当机组在限压模式下且主汽压力未低于保护值（为主汽压力设定值-1.5 MPa）时，负荷控制方式起作用，一次调频回路正常动作；当机组在初压模式下时，此时负荷控制器的负荷设定值会叠加一个偏置，使其输出增大，因为进汽设定值为压力控制回路和负荷控制回路输出的小选值，所以此时负荷控制器的输出不起作用，即一次调频回路也不起作用。

1 DEH侧一次调频控制逻辑分析

如图1所示，当机组并网并且负荷大于初始负荷时，转速设定值等于额定转速值（PSF30），此时PSF30为50 Hz，频差等于额定转速与实际转速（NT）的差值。频差经过惯性函数（此惯性函数由并网信号（GLSE）闭锁，即只有在并网信号来之后，此爬坡函数才发挥作用，否则输出被置为0）后，进入死区限制模块，死区设定值（TOTPF）为 0.033 33 Hz（2 r/min）。 死区限制模块的输出作为经过死区和频差高低限之后的模拟频差信号（PSF380），PSF380 由一次调频投入信号（PSFE）进行闭锁。

图1调频试验投切及频差产生

在进行一次调频试验时，通过一次调频测试投入信号，将机组频率信号切换为试验模拟电网频率（PFY20），以获得试验需要的频差信号。如图2所示，当增负荷信号为1时，PFY20为49.891 7 Hz；当降负荷信号为1时，PFY20为50.108 3 Hz。当一次调频参数测试信号DEHPFT为1时，PFY20输出结果对应于初始值为49.85 Hz，终值为50.15 Hz，上升速率为0.2 r/min的斜坡函数。

图2一次调频测试环节

转速不等率（STATPF）是表征一次调频特性的基本参数，反映了汽轮机功率变化与电网周波变化之间的静态放大倍数。按照一次调频技术规范，该机组额定负荷660 MW下，转速不等率应设置为5%，即转速变化5%（150 r/min）对应着负荷100%的变化（调门的全开或全关）[2]。

如图3所示，组态中额定负荷 （PNOM）设置为700 MW,转速不等率应设置为0.053 030 3。PSF380经过与额定转速和转速不等率的换算得出一次调频负荷指令（数值为百分比），此一次调频负荷指令经过一次调频负荷限幅±6%PNOM，得到限幅后的一次调频负荷指令（PSF390Y）。当进行一次调频特性参数测试试验时，因为不需要汽轮机发生实际动作，所以一次调频特性参数测试信号 （DEHPFT）为 1时会切换使PSF390Y为0，即汽轮机不响应此调频负荷指令。

图3一次调频负荷指令

当电网频率过高或过低时，为保护汽轮机，一次调频回路将限制汽轮机动作，其中过高频率设定为50.5 Hz，过低频率设定为49.5 Hz。 当电网频率在49.5～50.5 Hz之间时，一次调频回路正常动作；否则，一次调频超驰保护回路动作，最终的一次调频负荷分量经过超驰保护回路上下限幅，即当电网频率超限初始阶段，超驰保护回路会先快速动作一部分负荷，使频差尽可能减小。在电网稳定的情况下，该回路不会起作用。

经过限幅和超驰保护回路的一次调频负荷分量作为转速负荷控制器的比例前馈（XP），直接叠加至转速负荷控制器的输出，进而通过改变进汽设定值直接动作汽机调门，从而实现DEH侧快速响应一次调频。

2 CCS侧一次调频策略设计分析

CCS侧设有一次调频投入按钮，只有当一次调频按钮投入时，一次调频负荷指令才能起作用，此一次调频负荷指令是由DEH侧限幅后的一次调频负荷指令通过硬接线输入到DCS侧协调控制器。因为DEH侧限幅后的一次调频负荷指令为对应于额定负荷的百分比信号，所以CCS侧一次调频负荷指令的量程应设置为换算出的负荷量，此一次调频负荷指令经过限幅限制之后构成一次调频功率信号，限幅函数是指CCS侧一次调频功率的允许范围，其上限函数为：负荷上限值×1.04－负荷指令；下限函数为：负荷下限值－负荷指令×0.96。

一次调频功率信号直接与负荷指令叠加后作为锅炉主控指令的前馈信号，另外一次调频功率信号的微分环节也作为锅炉主控指令的前馈信号，作用就是在一次调频响应初期是锅炉主控快速动作，减小锅炉侧的响应惯性时间，使锅炉侧与汽轮机侧能量尽快达到平衡。因为DEH侧负荷控制回路为闭环控制，所以只需要接受CCS侧发出的经主汽压力偏差校正之后的负荷指令信号，且负荷指令信号为限幅限速后的AGC设定值或本地负荷指令，不需要叠加一次调频功率信号[3]。陈家港发电厂机组的一次调频特性参数如图4所示。

图4一次调频特性参数曲线

一次调频功能定值3 000 r/min（50 Hz），死区设置为±2 r/min（±0.033 3 Hz）；一次调频输出的最大上下幅度±6%（±39.6 MW），相对应的偏差为±0.183 3 Hz（±11 r/min）。图中斜线速率相当于5%的转速不等率。

3试验结果分析

（1）450 MW负荷段0.066 67 Hz频差增、减负荷测试结果如图5所示。

增负荷测试。 19∶30∶23，增负荷信号为 1，一次调频增负荷试验开始，模拟频差为0.066 67 Hz，一次调频负荷指令为8.8 MW，初始负荷为450.018 3 MW。高压调门开度为25.8%，主汽压力设定值为19.86 MPa，实际值为 19.67 MPa。19∶30∶25，负荷为 452.766 3 MW，响应滞后时间为 2 s。 19∶30∶38，负荷为 456.8881MW，负荷增量为 6.869 8 MW，负荷增加 78%。 19∶30∶46，负荷为457.804 1 MW，负荷增量为7.785 8 MW,负荷增加88%，负荷响应至90%时间为23 s。高压调门开度为27.8%，主汽压力为19.54 MPa。负荷响应至90%时间大于15 s，原因为在试验开始之前，主汽压力低于设定值0.19 MPa，锅炉侧能量不足，所以试验开始后，负荷响应时间过长。 19∶31∶17，负荷为 458.7201 MW，负荷增量为8.7081 MW，负荷增加99%，负荷响应达到稳态时间为54 s。减负荷测试。19∶33∶33，降负荷信号为1，一次调频降负荷试验开始，模拟频差为-0.066 67 Hz，一次调频负荷指令为-8.8 MW，初始负荷为450.018 3 MW,高压调门开度为25.2%，主汽压力设定值为 19.86 MPa，实际值为 19.80 MPa。 19∶33∶35，负荷为 447.270 4 MW，响应滞后时间为 2 s。 19∶33∶48，负荷为 440.400 6 MW，负荷下降量为 9.6 MW。 19∶33∶59，负荷为440.400 6 MW，负荷响应达到稳态时间为26 s。

（2）600 MW负荷段0.066 67 Hz频差增、减负荷测试结果如图6所示。

增负荷测试。11∶34∶55，增负荷信号为 1，一次调频增负荷试验开始，模拟频差为0.066 67 Hz，一次调频负荷指令为8.8 MW，初始负荷为599.780 2 MW。高压调门开度为31.7%，主汽压力设定值为24.14 MPa，实际值为 24.21 MPa。11∶34∶57，负荷为 601.612 2 MW，响应滞后时间为 2 s。 11∶35∶10，负荷为 608.481 9 MW，负荷增量为8.701 7 MW，增加99%。此时负荷响应基本达到稳态。

图6 600MW负荷段频差增减负荷测试曲线

减负荷测试。 11∶38∶02，降负荷信号为 1，一次调频降负荷试验开始，模拟频差为-0.06667 HZ，一次调频负荷指令为8.8 MW，初始负荷为600.238 2 MW。高压调门开度为31.2%，主汽压力设定值为24.14 MPa，实际值为 24.32 MPa。11∶38∶03，负荷为 599.322 1 MW，响应滞后时间为 1 s。 11∶38∶17，负荷为 589.246 5 MW，负荷下降量为 10.991 7 MW。 11∶38∶23，负荷为 590.162 5 MW，负荷下降量为10.075 7 MW。负荷响应达到稳态时间为21 s。

根据江苏电网一次调频相关技术规范要求，该试验一次调频响应滞后时间均小于3 s，一次调频负荷响应至该次扰动调频幅度90%的响应时间均小于15 s，一次调频稳定时间均小于1 min，3项指标均符合技术规范要求。

4结束语

在火电机组实现一次调频功能，目的是使机组更好地配合电网运行的负荷要求，且由于DEH控制逻辑基本由汽轮机厂家成套提供，一般为较成熟的控制逻辑，在增加DEH侧一次调频组态时需考虑周到，且在试验前对DCS侧与DEH侧的一次调频相关I/O测点进行检查核对，核对相关参数设置，如特性参数的死区、频率-负荷曲线的参数设置等。在试验中做好相关数据的采集并进行必要的调整，试验结束应使机组一次调频动作特性满足相应技术规范要求。

[1]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，2005.

[2]哈尔滨汽轮机厂.汽轮机调节系统的设计[M].北京：水利电力出版，1986.

[3]张玉铎，王满稼.热工自动控制系统[M].北京：水利电力出版社，1993.