300MW CFB机组一次调频试验与改进

江志耀

（国能神福（龙岩）发电有限公司，福建 龙岩 364002）

某厂的锅炉机组是单炉膛、一次中间再热、汽冷式旋风分离器、露天布置、固态排渣的1025t/h亚临界参数的自然循环、单汽包循环的流化床锅炉，受热面采用全悬吊方式，炉架为双排柱钢结构。汽轮机是容量为300MW、亚临界参数、反动式、单轴、一次中间再热、双缸、双排汽、纯凝机组，机组型号为N300-16.7/537/537。机组系统为单元制热力系统。汽轮机发电机组配有2个高压主汽门、2个中压主汽门、4个高压调节汽门和2个中压调节汽门。机组的DCS、DEH系统采用MACSV系统。液压系统采用高压抗燃油EH装置。

为提高电网安全运行水平和频率质量，对300MW CFB机组一次调频特性进行试验分析，以确保机组在投入一次调频功能后能够快速响应补偿电网负荷，满足电网对机组一次调频性能指标的要求，并确保机组安全、稳定、经济运行。

1 基本参数指标

1.1 转速不等率

汽轮机控制系统静态特性曲线的斜率通常以空负荷和满负荷的转速差值与额定转速之比的百分数来表示。

式中，nmax、nmin分别表示机组空负荷、满负荷时对应的转速（r／min），n0表示机组的额定转速（r／min）。

转速不等率δ指标反映了机组一次调频能力的强弱和机组运行稳定性的好坏。

1.2 迟缓率

迟缓率ε的计算公式如下：

式中，（n2-n1）表示在同一功率下转速上升的曲线和转速下降的曲线之间的转速差，n0表示机组的额定转速（r／min）。

迟缓率指标反映了汽轮机组调速器、传动放大机构和配汽机构部件之间存在的迟缓情况。

1.3 功率补偿量

功率补偿量ΔP是由机组转速不等率δ和电网频率偏差（可转换为转速偏差Δn）计算出来的：

式中，n0表示额定转速，Pe表示额定功率。

1.4 一次调频死区

指一次调频调节系统在额定转速附近对转速差或频率差的不灵敏区。

1.5 一次调频响应滞后时间

指从转速差或频率差最后一次超出一次调频死区开始到机组负荷向正确的调频方向开始变化的时间。

1.6 一次调频稳定时间

指从转速差或频率差最后一次超出一次调频死区开始到机组负荷最后一次达到目标值所允许的范围之内所需要的时间。

2 一次调频控制方案

2.1 一次调频运行方式

机组参与电网一次调频的运行方式一般可分为纯CCS、纯DEH、DEH+CCS等几种方式。由于纯CCS方式下，没有充分利用锅炉的蓄热量，通过快速作用DEH侧调门开关动作来响应系统频率变化，这种运行方式无法满足电网一次调频要求，基本上不采用。

在纯DEH侧调频方式下，如机组CCS投入自动控制方式，由于DEH侧一次调频动作响应调整的负荷变化量受CCS系统目标负荷不变的影响，CCS系统将进行反向调整，机组负荷又会迅速被调整回到原始值。如机组CCS处于手动控制方式，锅炉蓄热量响应DEH侧一次调频动作响应的负荷变化量后，由于运行调整反应滞后，锅炉燃烧率不变，机组负荷将经过一定时间后又会回到原始值。

在“DEH+CCS”调频方式下，DEH系统充分利用锅炉的蓄热量，通过快速作用调门开关动作来响应系统频率变化，实现机组负荷粗调，CCS系统利用频差校正回路对机组负荷进行细调，同时调整锅炉燃料量来满足一次调频的能量要求。

2.2 一次调频控制逻辑设计

在DCS协调控制系统中，由于频率(或转速)的偏差与机组负荷的变化存在一定关系，将速率限制后的功率指令与一次调频频率校正信号进行叠加，再作为PID控制器的设定值。这样，在机组运行变化任何工况下，一定的频率(或转速)偏差都可以产生同样幅度和速率的负荷变化。同时，还利用炉跟机协调运行方式下机组负荷响应快、主汽压力稳定这一特点，确保机组正常运行时AGC调节品质。

在DEH功率回路系统中，将汽轮机额定转速与实际转速的差值经函数f（x）转换后生成一次调频因子，与机组目标负荷进行叠加后作为PID控制器的设定值，同时作为前馈信号与PID调节器输出信号进行叠加。在DEH阀位控制方式下，一次调频因子与汽机调门流量指令直接叠加，形成最终流量需求指令，通过DEH系统阀门管理逻辑运算，实现DEH各调门开度指令信号。一次调频因子不经过PID调节器，DEH一次调频功能的响应速度很快。

2.3 一次调频参数设置

为确保机组安全稳定运行，综合考虑采用带死区、带双向限幅的一次调频参数的设置方法。

机组一次调频技术参数设置如下：转速不等率4%、调频死区±2r／min（±0.033Hz），调频范围为±9.2r／min，最大负荷调节幅度为±6%额定负荷（±18MW），即由额定转速阶跃至3000±9.2r／min对应约±6%Pe的负荷变化幅度。一次调频函数曲线如图1所示。一次调频函数曲线f（x）设置表见表1。

图1 一次调频函数曲线

表1 一次调频函数曲线f(x)设置表

3 一次调频特性试验

对机组在纯凝工况90%、75%、60%额定负荷三个负荷段开展±4r/min、±6r/min和±9.2r/min阶跃变化调频性能试验，通过DEH功率控制方式、DEH阀控方式、DEH+DCS控制方式下三种试验结果分析，DEH+DCS控制方式下一次调频性能最优，试验结果见表2。

表2 “DEH+DCS”运行方式下模拟一次调频动态响应的试验结果

通过试验分析可知，机组实际负荷变化量能够满足一次调频性能要求。当系统转速施加阶跃变化量时，机组一次调频在3秒内立即动作，DEH调门立即响应阶跃开大或关小，机组负荷随着系统转速（频率）的变化作出响应。前15秒内，汽轮发电机组负荷迅速变化，达到了75%的理论响应值。前30秒内，响应负荷达到了90%的理论响应值。一次调频动作开始60秒内，机组负荷基本能够稳定在新的指令目标值。

试验结果说明，由于300MW循环流化床锅炉蓄热能力较强，机组采用纯DEH方式参与一次调频时，也能在一定时间内满足一次调频的要求。但采用CCS+DEH方式参与一次调频，锅炉主控、汽机主控均处于自动方式，这样能够使汽机侧、锅炉侧同时进行调整，机组调频响应较快，且能够满足参与电网一次调频的需求。

4 控制逻辑改进

有一次，机组带50%负荷150MW运行，因电网线路相间接地造成外线路开关跳闸，失去外部负荷，发电机出口开关并未跳闸，DEH逻辑中的转速大于3090rpm，OPC动作开出信号因此未能触发。当发电机转速飞升时，DEH系统转速测量模块MS1、MS2、MS3监测到转速加速度增大，进而发出了OPC动作开出信号快速关闭了调门，并在随后的转速加速度消失后释放了OPC动作信号。因此时DEH判断还处在并网状态，控制方式由原CCS方式切换为负荷阀位控制方式后，总的目标阀位仍维持在系统OPC动作前的60.06%，因系统转速飞升，DEH一次调频功能动作。由于原一次调频逻辑采用双向限幅进行设置，调频范围为±10r/min，只对原目标阀位进行了-6.664%的修正，但总阀位给定仍然有53.39%，各调门在此指令下再次开启，进而导致发电机转速再次飞升，最终导致机组超速保护（110%）动作，机组跳闸。

在DEH系统中，发电机并网前，DEH系统控制的主要目标是发电机转速，系统中各个主汽门、调门的控制均是围绕系统转速为控制对象，各阀门根据目标阀位进行分配控制，当系统转速尚未控制稳定时，有OPC超速限制和110%超速保护设置，以防止汽机超速。而在系统并网后，DEH系统控制的主要对象是负荷，发电机转速也即系统频率的调节主要靠DEH一次调频功能来进行。当电网侧故障短时间内无法恢复机组负荷的送出时，由于发电机出口开关还处于闭合状态，DEH系统判断机组仍处于并网运行状态，机组转速将出现飞升。

针对外线路故障甩负荷这种特殊情况，机组维持厂电运行不跳闸，放开DEH一次调频功能负向限制值。其一次调频函数曲线f（x）设置表见表3。依靠一次调频修正值将调门总阀位给定值控制在合理阀位下，直至机组转速稳定在3000rpm，虽然控制过程可能比较长，但可以避免调门快速开关振荡，进而导致设备损坏或机组跳闸。

表3 一次调频函数曲线f（x）设置表

5 结论

300MW循环流化床锅炉蓄热能力较强，采用纯DEH方式或CCS+DEH方式参与一次调频，在一定时间内，机组各主要运行参数动态品质符合相关测试规程要求，一次调频性能满足电网相关技术要求，说明300MW CFB机组参与一次调频时的快速性、稳定性较好。

在外网故障导致机组无法送出负荷的情况下，通过修改一次调频参数设置，使DEH系统能充分利用OPC和一次调频功能来快速稳定转速，避免在OPC复位后再次超速跳闸。自系统逻辑优化改进后，再未出现因外线路开关跳闸而导致的机组超速跳闸情况。