600 MW超临界机组一次调频不合格原因分析及逻辑优化

白奕

(福建华电可门发电有限公司，福州 350001)

600 MW超临界机组一次调频不合格原因分析及逻辑优化

白奕

(福建华电可门发电有限公司，福州 350001)

以福建华电可门发电有限公司#4机组在“9.19”事件中出现的一次调频动作不合格现象为背景，阐述了600 MW超临界火力发电机组一次调频指令的形成原理。针对该机组一次调频动作量不合格的问题，结合实际分析了原因，并提出了逻辑优化方案。

600 MW；超临界；一次调频；逻辑优化

0 引言

福建华电可门发电有限公司(以下简称可门公司)#4机组为600 MW超临界火力发电机组。锅炉采用上海锅炉厂制造的超临界、四角切圆燃烧方式、一次中间再热、单炉膛、变压运行、全燃煤或煤油混烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢悬吊结构的直流锅炉。汽轮机(以下简称汽机)系上海汽轮机有限责任公司制造的N600-24.2/566/566型600 MW超临界、中间再热、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮发电机组[1]。分散控制系统(DCS)采用上海艾默生(Emerson)过程控制有限公司生产制造的Ovation系统来实现对机组的数据采集、监测和自动控制[2]。

1 概况

2015-09-19 T 21：58，锦屏-苏南±800 kV特高压直流输电线路(以下简称锦苏直流)发生双极闭锁故障，系统功率损失4900 MW，华东电网最低频率跌至49.563 Hz。锦苏直流故障前后系统频率如图1所示。

图1 锦苏直流故障前后系统频率

在本次的系统频率扰动后，福建省电力调度控制中心针对省内一次调频机组动作性能情况进行了通报：可门公司#4机组初值出力304.2 MW，一次调频效果为0.473[2]，列为不合格机组。

2 一次调频指令生成回路

可门公司#4机组一次调频指令主要由协调侧(CCS)的单元主控指令和汽机侧的数字电液调节指令(DEH)2部分组成，2部分指令互相独立并采用相加的方式，最终通过汽机调门开度来达到调频的目的，一次调频功能原理图如图2所示。

汽机侧控制回路采取将转速差(频差)信号经转速不等率函数(频差函数)、修正补偿函数后直接叠加在汽轮机调速器阀位的综合开度指令处。

协调侧控制回路是由协调侧与汽机侧共同完成一次调频功能，即协调侧通过单元主控总指令加上经频差函数修正后的频差，根据转速不等率设计指标进行调频功率定值补偿，作为协调侧总输出指令，再加上汽机侧控制回路生成的指令。

3 一次调频不合格原因分析

结合一次调频指令生成回路，我们对#4机组在“9.19”一次调频时不合格原因进行了分析，现场数据如下：21:58:00，电网频率开始下降时，汽机流量指令为77.84，主蒸汽压力为16.41 MPa,负荷310.6 MW,一次调频动作；21:58:03，汽机流量指令升高至90.32，主蒸汽压力为16.41 MPa，负荷325.7 MW；21:58:04—21:59:00，汽机流量指令保持在90.32附近，主蒸汽压力从16.41 MPa不断下降,负荷还是一直维持在330.1 MW左右，随着主蒸汽压力的降低而降低，但降低幅度较小；由于主蒸汽压力较高，机组蓄热较为充足，调节阀动作裕度较大，所以一次调频动作后响应较为理想，一次调频响应指标达到0.473，接近合格值0.600，但由于机组处于DEH开环模式，未处于CCS模式，不能继续开大调节阀。

图2 一次调频功能原理

综上所述，#4机组一次调频动作不合格的原因如下：机组未处于CCS方式无法进行功率闭环调节，导致汽机流量指令无法继续开大；机组一次调频时，DEH侧前馈应有主汽压修正回路，主汽压越低，前馈应越大；机组滑压运行，当汽机调门开度过大时，负荷快速向上的调节裕量不足；直流闭锁前2 min时，机组一次调频动作，消耗了机组部分蓄热，使得直流闭锁时，一次调频能力减弱；机组负荷率低时，主汽压力低，一次调频响应能力减弱。

4 一次调频逻辑优化及静态试验

针对机组一次调频不合格的原因进行逻辑方面的优化，以解决一次调频动作时负荷变化幅度不满足要求、稳定时间较长等问题。主要对控制逻辑进行以下几项优化：压力拉回回路(汽机主控处)修改为电网频率偏离额定频率0.05 Hz(转速偏离3 r/min)以上，闭锁汽机主控功率设定值的压力拉回回路，逻辑回路如图3所示；机组在汽机跟随模式(TF，锅炉主控投手动，汽机主控投自动)下增加一次调频动作且电网频率偏离额定频率0.05 Hz(转速偏离3 r/min)以上时，汽机主控调节方向若与一次调频动作方向相反，则闭锁汽机主控输出，逻辑回路如图4所示；DEH前馈系数针对不同模式、不同负荷、不同压力段进行区分，修改DEH侧开环模式(包括功率控制与流量控制)、闭环模式各情况下不同压力对应的一次调频修正系数，逻辑回路如图5所示。当机组一次调频与自动发电控制(AGC)或CCS变负荷方向相反时，发电机组优先执行一次调频的变负荷任务；当电网频率低于额定频率0.05 Hz或转速小于2 997 r/min时，应闭锁AGC或CCS减负荷的指令；当电网频率高于额定频率0.05 Hz或转速大于3 003 r/min时，应闭锁AGC或CCS加负荷的指令，AGC或CCS反向调节闭锁逻辑回路如图6所示；为保持机组负荷在稳定燃烧的区间，避免因一次调频幅度过大造成的机组安全隐患，增加一次调频上下变化幅度的限制，逻辑回路如图7所示；为防止一次调频动作，锅炉主蒸汽压力过高，造成锅炉安全阀动作，带来的压力容器安全隐患，特增加主蒸汽压力与压力控制阀(PCV)动作值偏差不足0.7 MPa时汽机主控闭锁功能，逻辑回路如图8所示。

图3 压力拉回回路输出闭锁逻辑

图4 TF方式汽机主控输出闭锁逻辑

图6 AGC或CCS反向调节闭锁逻辑

图5 不同模式下DEH前馈系数修正逻辑

图7 一次调频限幅逻辑

5 动态试验

#4机组额定负荷(Pe)为600 MW。通过静态试验确认一次调频设计满足相关规定后，需进行一次调频动态试验，以验证以下动态技术指标是否满足要求：动态指标机组参与一次调频的响应滞后时间应小于3 s；机组参与一次调频的稳定时间应小于1 min；机组一次调频负荷响应速度，在燃煤机组达到75%目标负荷的时间应不大于15 s，达到90%目标负荷的时间应不大于30 s；机组参与一次调频的总负荷输出值下限限制幅度应大于机组稳定燃烧的负荷即300 MW，上限限制幅度应不大于6%Pe。

2016年4月6日，可门公司联合福建省电力试验研究院进行了#4机组一次调频动态性能试验。汽机调门以“顺序阀”形式运行在纯凝工况下，在360，450，540 MW 3个负荷段，分别以DEH及CCS方式，进行正负方向4，6，9 r/min转速阶跃变化。出于机组的安全考虑，360 MW负荷段只做了正负方向4，6 r/min转速阶跃变化。

图8 压力过高时汽机主控闭锁逻辑

当电网频率阶跃(对应汽机转速变化4，6，9 r/min)时，在4%转速不等率设置下，机组参与一次调频负荷变化量应分别为10.0，20.0，36.0 MW。结合实际工况及调度安排，在纯凝工况下进行机组运行在360，450，540 MW时相应的一次调频动态试验。纯凝工况不同负荷点、不同频率变化下机组实际负荷变化情况见表1。

表1 纯凝工况不同负荷点、不同频率变化下机组实际负荷变化情况

白奕：600 MW超临界机组一次调频不合格原因分析及逻辑优化

续表

在系统频率阶跃变化时，机组调频回路立即动作，机组负荷对系统频率变化作出响应。前3 s内由于DEH调频回路作用，调门阶跃开大或关小，汽轮机高压缸做功快速变化使负荷迅速变化，响应时间小于3 s。

经现场试验证明，一次调频逻辑优化后，#4机组实际负荷变化量能够满足技术指标的要求。

6 结束语

本文通过“9.19”事件中对#4机组一次调频不合格的原因进行分析，提出相对可行的逻辑优化方案。经过福建省电力试验研究院进行的一次调频动态试验和华东电网频率波动调节现场验证，优化后的机组以“DEH”和“CCS+DEH”2种方式参与电网一次调频时，调频响应速度更快，在规定的时间内能够满足频率变化的需求，#4机组的可靠性有了很大的提高。

[1]福建华电可门发电有限公司一期集控运行电气规程：QKD 104002004—2014[S].

[2]白奕.基于Ovation的DCS系统用户安全组运用[J].科学中国人,2016(30):1-3.

[3]电网频率控制标准：Q_GDW-08-J102—2008[S].

(本文责编：刘炳锋)

2016-07-12；

2017-01-04

TK 39

B

1674-1951(2017)01-0045-05

白奕(1988—)，男，福建福州人，助理工程师，工学硕士，从事电厂热控设备检修维护等方面的工作(E-mail:7369100@qq.com)。