皖电东送机组响应电网大频差控制策略分析与应用

王 华

（安徽华电宿州发电有限公司，安徽 宿州 234101）

0 引言

安徽华电宿州发电有限公司一期安装两台600 MW超临界燃煤汽轮发电机组，生产的电能通过500 kV输电线路送入华东电网。机组采用艾默生公司Ovation-UNIX分散控制系统（DCS），其DEH系统集成于DCS中。

在原DCS中设计有CCS和DEH一次调频功能，实际使用过程中基本满足电网调频要求，在正常较小频差范围机组的汽机调速阀门控制、阀门运行方式以及压力控制上都没有较大问题[1-2]，可以满足小频差时的一次调频功能，但在出现长时段的较大频率偏差时，系统调整裕度较小，后期调整乏力，响应缓慢。对此种工况，在原有一次调频基础上对其研究探讨，通过利用更好的前馈调节模式来提高机组对电网出现大频率偏差长时段波动时的持续响应能力以改善一次调频效果。

1 系统一次调频分析

在原有控制系统中，DEH侧一次调频回路和CCS侧一次调频回路在两台机组控制逻辑中如图1和图2所示。DEH侧的一次调频功能是机组快速响应频率变化的主要方式，通过一次调频前馈指令快速改变汽轮机调门开度来瞬间响应电网频率偏差，其延时小的动作特性决定了负荷能够更快速地完成响应。CCS侧一次调频的闭环调节弥补了DEH侧纯比例有差调节的不足，对系统负荷进行修正。

图1 DEH侧一次调频原理

图2 CCS侧一次调频原理

在设计的一次调频回路中，电网频差变化不大情况下可以满足一次调频性能，但在电网出现大频差（超过±0.1 Hz）时，系统调节能力有限，而且当频差持续时间较长时，由于锅炉蓄热能力不足，持续作用能力下降，一次调频只能瞬时抑制电网频率变化，后续失去调节作用。

2 控制策略改进

一次调频初期和过程中，呈现开环前馈控制特点；在调频结束转速接近稳定时，呈现闭环控制特点，由于在该调节情况下，闭环增益远小于开环增益[3]。从前馈着手，提高机组在大频差情况下的开环控制，可以起到较好的效果。

在出现大频差情况下，机组蓄热及可调裕度有限，仅靠现有的调门动作和负荷指令动作无法满足持续大频差情况下的一次调频性能要求，主要问题集中在出现大的频率变化时后续调节作用不足。鉴于此，对原有一次调频做简单优化，侧重点放在出现大频差时提高整个系统的快速协调联动，对大频差情况下的机组的风、煤、水3个主要参数进行提前调节，确保出现持续大频差的情况下有足够的能量和持续的能力去参与频率调整。

在机组滑压运行状态下，调门全开后机组一次调频调整负荷的能力有所下降，很难满足电网在大频差情况下需要快速调整负荷的要求，提高过热度及主汽压力必然影响机组的经济性[4]，在出现大频差情况下进行快速前馈来促使锅炉侧快速响应能更好地提高机组对长时间较大频差的调整能力。

针对提出的策略，对一次调频修正逻辑进行了优化，DEH侧调整由于蓄热的能力没有很大的调整空间，优化着重于CCS侧的快动来完成一次调频大频差情况下的功率贡献，保证机组安全的情况下最大化的使电网频率保持在合格范围，提高大频差情况下的一次调频性能[5]。在出现大频差时对负荷处于上下限附近时系统一次调频做出限制，防止系统参数超出机组正常运行范围影响机组正常运行。将经过计算及上下限限制后的一次调频指令信号进行大频差信号动作条件判断，设定该信号大于10 MW时大频差信号触发风煤水前馈信号，对应的风煤水前馈信号根据系统一次调频指令信号或负荷指令信号函数后送入风煤水系统的指令回路。同时该大频差设置投切功能，并增加触发大频差软光字和硬光字报警。前馈信号的修正逻辑如图3、图4所示。

图3和图4给出了整体的前馈回路，整个前馈输出信号取自DEH一次调频指令和负荷指令，根据现场实际经验及试验得到负荷指令与风煤水的对应关系函数，作为前馈的基准，同时根据DEH送出的一次调频指令做经验函数对负荷指令与风煤水的对应关系函数进行进一步修正，最终在电网实际出现大频差，经由DCS系统判断后将计算出的前馈信号送至机组风、煤、水调节回路。同时在正常的较小频差情况下，由于修正逻辑判断后将输出置0，在正常小频差范围内该前馈信号无输出，不会引起系统的超调和振荡。

图3 前馈信号形成逻辑

图4 前馈信号接入机组风煤水控制逻辑

图5～7分别给出了DEH一次调频指令前馈函数、大频差煤量前馈修正函数、大频差总风量前馈修正函数，主给水流量未通过负荷修正函数，直接通过DEH一次调频指令前馈函数进行修正输出，避免系统负荷较快变化时引起给水系统的振荡。

图4为前馈信号送入风煤水系统回路的接口逻辑。燃料量指令进入燃料量偏差回路，经过此调节回路进入燃料主控回路，直接加入总燃料量指令，增加给煤量；给水指令通过滤波后直接加入主给水流量设定值，增加给水量；计算后的风量前馈信号直接进入风量指令回路。在逻辑上将机组风煤水三大主要参数的调节回路均加入大频差时的前馈逻辑，当电网发生大频差情况时，增加机组持续调节能力，避免出现之前在大频差情况下调整乏力、大频差信号消失后系统出现过调导致参数振荡的问题。

图5 DEH一次调频指令前馈函数

图6 负荷指令—煤量前馈修正函数

图7 负荷指令—风量前馈修正函数

整体优化于2016年7月完成，同时优化后进行了相关试验与微调，取得了较好的调整效果。

3 系统应用

图8和图9分别是1号机组2015年11月机组负荷530 MW时未进行优化之前的一次调频试验曲线，模拟电网大频差所设置的机组一次调频转速偏差分别为-11 r／min 和+11 r／min。

图8 优化前一次调频试验曲线（转速+11 r／min）

图9 优化前一次调频试验曲线（转速-11 r／min）

分析图8和图9曲线，系统接收到一次调频指令后，负荷第一时间反应，在20 s左右的时间调整到最大幅度，可以迅速响应电网频率波动，第一时间维持电网频率稳定，但是同样可以看到在经过最高点后虽然大频差指令持续存在但是机组负荷处于持续反向变化无法继续有效抑制频率变化的状态，在系统第一波快速调节后，从主汽压的变化趋势可以看出机组的蓄热消耗较大，后续调节乏力，在整个调整过程中，通过对机组总风量、总煤量、主给水流量三大参数的变化趋势进行分析，在机组接收到模拟的大频差信号后，三大参数均没有明显变化，而是随着调节的持续进行，进行缓慢的跟踪，系统调节迟延较大，无法为后续较大的频率偏差提供充足的动力。

图10和图11分别是2016年7月进行大频差逻辑优化后对机组在负荷560 MW时模拟电网出现大频差情况时的一次调频试验曲线，对应转速偏差分别为-11 r／min 和+11 r／min。

图10 优化后一次调频试验曲线（转速+11 r／min）

图11 优化后一次调频试验曲线（转速-11 r／min）

图中趋势可以看出调整后的负荷响应情况较为理想，因机组蓄热的能力所限，在初期20 s左右机组负荷响应情况与优化前没有明显不同，从1 min之后可以看出负荷变化明显不同于逻辑优化前的达到最大调节幅度后调节能力持续减弱而是逐步趋于稳定，在2 min后明显出现负荷改变变化方向，朝着抑制电网频率方向变化，系统的持续响应能力得到了较大的提升。从总风量和总煤量的趋势可以很明显看出当系统出现大频差的瞬间即进行了阶跃式的调整，前馈输出直接做出了调整动作，极大地减小了机组之前对大频差情况下的调整迟延，提高了机组对于大频差情况下的调节能力。

从调节作用看，优化后系统调节作用明显，达到了预期目标。

4 结语

机组进行优化之前对应小频差的调节能力满足电网要求，但一次调频动作持续时间短同时动作幅度较小，难以全面反映机组的性能，在对机组进行优化后系统对大频差持续响应能力增强，提高了机组对频率的正向贡献，一定程度上提升了机组的一次调频性能[6-7]。

机组进行一次调频大频差优化前，在接收到大频差信号时，机组的瞬时响应很及时，锅炉总燃料量和主给水流量在CCS模式下做出调整，以保证机组负荷的要求，同时机组负荷在达到最高值后趋势呈持续下降趋势，后续调节能力逐渐减弱。在对机组一次调频大频差优化后，机组瞬时响应同样及时，而由于优化后在机组风煤水3个主要信号上加入了前馈反应，造成总燃料量瞬时会有较大动作，在锅炉调节时提前进行调控，减少锅炉参数滞后引起的调节滞后，同时可以看到负荷在瞬态先上升继而下降后，趋势变得平缓并有回升趋势。整体调节优化效果明显提升，提高了电网频率大幅长时变化时机组的调节能力，提升了电网和机组的稳定运行水平。