三门核电机组一次调频技术研究

马仕洪,沈艳强,王 宇,居法立

(三门核电有限公司设备管理处，浙江 台州 317112)

0 引言

电网频率是保障电能质量的重要指标，频率过低或过高都会影响电网的可靠运行[1]。造成电网频率波动的原因是发电功率和负荷功率不匹配。一次调频可快速调节发电机功率的响应随机性负荷扰动，对提高电网频率控制水平具有重要作用。

近年来，国内新能源(风电、光伏等)总装机规模不断增加，受其出力特性的制约，给电网频率稳定性带来不利影响。因核电单机组装机容量大，随着核电机组总装机规模的逐年提升，电网对核电机组参与调频的需求日益强烈。南方电网已将具备调频功能作为发电机组入网的条件。华东监管局于2019年起对不具备调频能力的核电机组给予考核，且考核有日益严格的趋势。

因此，核电机组进行一次调频技术研究和应用改造，既有提高电网抗扰动能力的社会价值，又有避免机组被电网考核的经济价值。

本文对三门核电一期工程机组实施一次调频改造的技术方案进行探索研究。

1 三门核电机组汽轮机控制功能分析

1.1 调速器控制原理

调整器(governor，GOV)通过改变汽轮机调节阀开度以控制汽轮机的蒸汽流量，进而实现对汽轮机转速的控制。三门核电机组的转速调节原理如图1所示。

汽轮机通过转速负反馈实现闭环控制：测量转速并将其放大后反馈到输入端，与转速给定值进行比较，得到转速偏差量并据此调节汽阀开度，从而改变蒸汽流量，实现转速控制。由于负反馈的存在，若实际输出值不等于给定值，调节系统将起作用，直到实际输出值与给定值基本相等。

1.2 汽轮机控制模式

三门核电机组汽轮机的功率控制模式分为GOV控制和负荷限制(load limiter,LL)控制两种[2]。两种模式的输出指令经低选模块后获得调速器位置指令(governoer position demand,GVPD)，再通过阀门特性曲线转换为调阀开度指令[3]。三门核电机组汽轮机功率控制逻辑如图2所示。

图2 三门核电机组汽轮机功率控制逻辑框图

1.2.1 GOV控制模式

GOV控制模式主要用于并网初期和孤岛工况，以控制汽轮机转速稳定。GOV控制模式下，最重要的参数即转速不等率δ。

(1)

式中：δ为转速不等率；nmax为汽轮机空载时的转速；nmin为额定功率时的转速；n0为额定转速[4]。

图3 GOV模式下转速调节曲线

在GOV控制模式下，只要存在转速偏差，控制系统就会输出对应的GOV负荷指令，从而调整调阀开度来响应该转速偏差。

|1.2.2 LL控制模式

LL控制模式主要用于机组升功率阶段及功率运行阶段。其功能是控制汽轮机负荷稳定。当汽轮机控制置于LL控制模式时，可使用自动负荷调节(auto load regulation, ALR)功能，根据负荷设定值与实际负荷的偏差自动计算ALR增/减指令，实现精准控制负荷的目的。LL控制模式不响应电网频率的变化。

1.3 当前存在问题

当前，电网要求核电机组需具备调频能力，否则将对机组进行严格的考核。通过对三门核电机组汽轮机功率控制模式的分析发现，当前控制逻辑存在以下两个主要问题。

①LL控制模式只能用于负荷控制，不具备响应电网频率变化的调频功能。而机组在功率运行期间均运行在LL控制模式下，因此不满足电网要求。

②GOV控制模式下虽可响应电网的频率变化，但转速偏差信号在转化为负荷指令的算法逻辑中未考虑死区、限幅等设置。这将导致电网的频率波动完全反应至机组的负荷指令中，甚至引起机组功率的大幅瞬态波动。尤其在并网阶段，当电网频率高于额定频率时，调节器控制汽机调阀阀位减小，使得汽机调阀有全关的可能性，汽轮机变为电动状态。在电动状态时，汽轮机内部没有蒸汽流。由于风阻损失使得汽轮机排汽缸内的蒸汽温度升高，可能导致汽轮机出现轴系振动、排汽缸变形等问题[5]。

2 一次调频技术方案

一次调频是指当电网频率偏离目标频率时，发电的调速系统自动控制机组有功出力的增减、限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的自动控制过程。一次调频主要用于应对电网随机性快速负荷变化引起的波动。

2.1 参数设置

一次调频指标主要包括转速不等率、调频死区、调频幅值和投用范围。转速不等率定义已在前文介绍，其决定了调速系数。调频死区为允许机组不响应电网频率变化的频率范围。调频幅值为机组为响应电网频率变化输出的负荷指令分量上限。投用范围则是指投入一次调频功能的功率运行区间。一次调频指标直接决定了调频过程中的机组瞬态情况。

2.1.1 电网要求

国家能源局华东监管局于2019年修订、升版了《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》(以下简称“两个细则”)，并于2019年9月正式实施。新版“两个细则”附带了《一次调频技术要求及参数计算公式》，对核电机组的一次调频参数正式进行了明确规定。具体为：核电机组频率控制死区Δf为(50±0.067)Hz；调差系数(转速不等率)δ不大于6%；最大负荷限幅为额定有功出力的±3%；机组一次调频投用范围为机组核定的有功出力范围，即最高和最低技术出力范围内。

2.1.2 三门核电机组参数设置

如前文所述，三门核电机组的转速不等率为4.5%。而电网新版“两个细则”中已明确核电机组的频率控制死区Δf为0.067 Hz，最大负荷限幅为±3%。一次调频的投用范围主要取决于机组可运行功率范围，需提前与电网沟通并获得其认可。三门核电机组前期已从堆芯限制、工艺系统设备影响等方面对AP1000机组的负荷调节能力进行分析。分析可知：机组正常应运行在大于85%额定功率平台；若低于85%额定功率运行，则一个燃料循环中累计运行时间应不超过2周。因此，一次调频的投用范围建议设置为80%～100%额定功率区间。综上所述，三门核电机组适用的一次调频指标参数建议设置如下：转速不等率为4.5%；调频幅度为 ±3%；调频死区为±0.067 Hz；投用区间为80%～100%额定功率范围。

2.2 函数设计

由于火电、水电、风电、光伏等类型的机组调频死区为±0.033 Hz或±0.0 5 Hz，因此其会先于核电机组响应电网频率变化。而电网对调频死区超出±0.05 Hz的机组，是按照超出死区就开始计时考核机组出力的。调研其他核电机组经验表明，由于控制系统调节响应存在滞后等因素，核电机组在一次调频期间出力往往达不到电网考核要求。因此，对一次调频函数进行优化，在超出死区后输出±0.3%的阶跃负荷指令，此后维持原调速系数，直至到达±3%调频幅值。优化后的一次调频函数曲线如图4。

图4 优化后一次调频函数曲线

该优化可有效补偿控制系统存在的调节滞后，提高控制系统响应电网频率变化的能力。

2.3 逻辑改造

完成一次调频函数设计后，需将其叠加进当前汽轮机控制逻辑中，确保一次调频功能在汽轮机各种控制模式下生效。

GOV控制模式下，由于仅有汽轮机转速(电网频率)一个控制对象，因此直接使用一次调频函数替代原调速函数，产生的一次调频负荷指令分量叠加至GOV设定即可。而在并网前，仍需要使用原调速函数控制和维持汽机转速，因此需使用并网信号切换调速函数和一次调频函数。

LL控制模式的控制对象是汽轮机负荷，因此有两种方式将一次调频逻辑叠加至原控制逻辑中。

①一次调频分量经系数P转换后直接叠加到负荷指令中，再根据叠加的负荷指令和实际负荷的偏差通过比例积分(proportional integral,PI)控制器计算出新的LL负荷指令。该逻辑设计相对简单，但是调节响应较慢，在实际应用中容易出现因调节量滞后而达不到电网考核要求的情况。

②一次调频分量除叠加到负荷指令中以外，还作为前馈输入直接叠加到LL负荷指令中。这种逻辑设计相对复杂，但是调节响应较快。因此，本文建议采用这种逻辑叠加方式。

一次调频函数叠加进原汽轮机GOV控制模式和LL控制模式后，所形成的一次调频逻辑叠加方案如图5所示。

图5 一次调频逻辑叠加方案

2.4 功能优化

2.4.1 一次调频功能试验及考核要求分析

一次调频功能投用后，需通过电网组织的功能试验验收。其主要关注电厂控制系统对电网频率变化的响应速度以及电厂实际动作积分电量与理论计算积分电量之间的比值。

①理论计算积分电量。

在电网频率变化超过一次调频死区时，机组理论响应出力变化为：

(2)

式中：ΔP为机组理论响应出力变化；Δf(t)为t时刻电网频率超出50±Δf的数值，高频为正值、低频为负值；δ%为机组转速不等率；M为机组额定有功出力。

机组一次调频理论计算的积分电量为：

(3)

式中：ΔQj为一次调频理论计算的积分电量；t调节为电网频率超出50±Δf的时间，最大值为60 s。

由于机组额定有功出力和转速不等率均为固定值，因此机组理论响应出力与电网频率偏差量成正比。机组一次调频理论计算的积分电量则是其时间积分。

②实际动作积分电量。

发电机组在电网频率超出 50±Δf时段内的实际发电出力与起始发电出力之差的积分电量，为一次调频实际动作积分电量。

(4)

式中：ΔQs为一次调频实际动作积分电量；t0为电网频率等于50±Δf的时刻；t调节为电网频率超出50±Δf的时间，最大值为60 s；Pt为发电机组在t0时刻前10 s内实际出力平均值；Pt为发电机组在t0时刻后t调节时间内机组实际出力。

③一次调频效果性能指标。

一次调频效果性能指标D是指，实际动作积分电量(±ΔQs)与相应时间内理论计算积分电量(±ΔQj)的比值。

(5)

由式(5)可知：如实际动作积分电量与理论计算的积分电量同为正数或同为负数，即机组功率实际动作方向与电网要求方向一致，则D>0；当D≤0时，均按照D=0考核。

④考核要求。

机组在电网高频或低频期间的一次调频响应行为未达到要求的，每月考核费用为两种情况考核费用之和。

当Di>0且|60%ΔQji|-|ΔQsi|>0时:

(6)

当Di=0时:

(7)

式中：F1为一次调频效果性能指标大于零时考核费用；F2为一次调频效果性能指标等于零时考核费用；K死区调节为频率控制死区调节系数，0.067 Hz死区对应的系数为18；n为满足考核条件的一次调频动作次数；Di为第i次一次调频效果性能指标；ΔQji为第i次一次调频理论计算积分电量；ΔQsi为第i次一次调频实际动作积分电量；α一次调频为一次调频考核系数，值为1.5；C机组为机组批复上网电价[6]。

由于K死区调节、α一次调频、C机组均为固定值，则分析考核公式可知，如每次实际动作积分电量能超过理论计算积分电量的60%，可以满足电网要求，避免被考核。

2.4.2 汽机调阀特性曲线优化

无论是GOV控制模式还是LL控制模式，负荷指令GVPD最终都需通过阀门流量特性曲线转换为汽轮机调阀的开度指令。逻辑中增加阀门流量特性曲线的目的是保证GVPD与汽轮机功率之间的整体线性度。若逻辑中的阀门流量特性曲线与阀门的实际流量特性存在差异,就会使GVPD与汽机功率之间的整体线性度不足，导致汽轮机一次调频功能在部分负荷区间存在出力不足的问题[7]，造成功能试验不通过或被电网考核。

分析三门核电1#、2#机组历次升功率期间GVPD-汽机功率的对应关系可知：在65%～90%功率区间，两台机组GVPD-汽机功率曲线的线性度均较差；在GVPD 处于75%～85%区间时，功率上升较平缓。其中，1#机组GVPD-汽机功率曲线如图6所示。

图6 GVPD-汽机功率曲线

因此，在80%功率平台执行功能试验时，同等幅值的GVPD指令将无法提升/降低同等幅值的功率，很可能导致一次调频功能试验无法通过。

当前的汽机调阀特性曲线如图7所示。

图7 汽机调阀特性曲线

为保证GVPD-汽机功率曲线的整体线性度，需要对汽机控制逻辑中的汽机调阀特性曲线进行优化。汽机调阀特性曲线为斜率逐渐增大的分段函数。

由图7可知，在线性度较差的65%～90%GVPD指令范围附近，共有60%、70%、86%、95%四个点。在60%GVPD以下线性度较好，因此该点无需修正；而70%～86%间隔较长且为斜率较平缓的主要区域，因此考虑增加75%的中间点。最终，需修正70%、86%、95%三个GVPD点对应的阀门开度值，并增加75%GVPD点对应的阀门开度点。

修正方法如下。

①考虑GVPD需尽量与功率输出一一对应，因此修正后的功率需与GVPD指令相等，即70%、75%、86%、95%对应同等功率值。

②根据该功率值，在原GVPD-汽机功率曲线中找出对应的原GVPD值。

③根据该原GVPD值，在原阀门特性曲线的对应分段中通过插值法计算出新的阀门开度值。

按此方式，对1#、2#机组的汽机调阀特性曲线重新进行了计算。优化后汽机调阀特性曲线参数如表1所示。

表1 优化后汽机调阀特性曲线参数

2.4.3 一次调频分量输出值优化

根据对其他核电机组的调研，在一次调频功能改造成功实施后，核电机组在运行过程中依然可能存在因一次调频动作不达标而被电网考核的情况。此时，可进一步考虑在汽轮机控制逻辑中为一次调频负荷指令增加最大值锁定模块，以持续锁定一次调频负荷指令的最大值，进一步提升一次调频的动作性能。

3 影响范围分析及仿真验证

3.1 影响范围分析

对于AP1000机组，一次调频引起的瞬态并非初始设计中已考虑的瞬态。因此，其对电站的影响评估还需根据设计模型进行详细理论计算评估，包括一次调频瞬态分析、闭锁条件分析、对系统设备老化和寿命的影响分析等。

3.1.1 核岛系统设备的影响评估

①一次调频瞬态的分析。

在一次调频指标确定的前提下，需设定一次调频最大动作次数。这样， 设计方才可基于AP1000电厂模型(含控制系统模型、一回路热工水力模型、堆芯物理模型等必要的系统)，模拟一次调频带来的负荷变化，分析全寿期内对控制棒运行区间、控制棒动作步数限值、调硼补偿燃耗的影响。

②核岛一次调频闭锁条件分析。

在核岛，尤其是堆芯的影响评估基础上限定一次调频的闭锁条件，如当堆芯热功率接近满功率时需闭锁一次调频信号以避免反应堆进入不安全状态。此外，还应考虑调节棒组切手动模式、在线功率分布监测系统不可用、机组寿期末应退出一次调频功能等[7]。

③热工分析。

采用适用的一回路专用程序建立系统模型，分析一次调频条件下反应堆冷却剂系统温度和压力流体变化特性，作为疲劳分析的输入。

④疲劳与力学分析。

以调频后引起的各瞬态变化曲线(包括压力、温度、流量等参数变化曲线)作为输入，分析新的瞬态引起的接管载荷的变化，并对热传输系统中核级设备和管道的应力、疲劳和断裂进行分析和评定。

3.1.2 常规岛系统设备的分析

①疲劳和应力分析。

疲劳和应力分析是分析全寿期内一次调频动作引起的热应力变化对常规岛主要设备的影响，如汽轮机、汽水分离再热器、高压加热器等。

②主要设备的磨损分析。

一次调频动作会引发主调门和汽水分离再热器扫汽阀门的动作，需对相关设备的磨损加速情况进行分析。

3.2 仿真验证

本文在AP1000机组模拟平台上实施了一次调频技术改造方案，并在各功率平台对一次调频动作后的功率响应进行了仿真验证，尤其对比了阀门特性曲线优化前后在80%功率平台功率响应的差异。同时，本文通过仿真验证了一次调频动作对一回路主要参数的影响。

3.2.1 一次调频功率响应仿真

本文分别在100%、90%、80%功率平台模拟了一次调频动作后汽机功率的响应情况。由于满功率限制，100%功率平台仅执行网频升高功率降低的验证；另外两个功率平台则对网频升高、降低均进行仿真验证。同时，在100%功率平台还执行了一次调频死区和功率限幅的验证。

在100%功率平台，模拟汽机实际转速升高2 rad/min(对应一次调频死区+0.067 Hz网频变化)，GVPD无响应，发电机功率也无响应；汽机实际转速升高4 rad/min，GVPD输出达到-3%幅值上限，发电机功率降低1.8%；继续提升汽机转速偏差至6 rad/min，GVPD和发电机功率不再响应。100%功率平台网频升高功率响应如图8所示。由图8可知，一次调频死区和限幅功能有效，且调频响应迅速。

图8 100%功率平台网频升高功率响应

在90%功率平台：模拟汽机实际转速升高4 rad/min，GVPD输出达到-3%幅值上限，发电机功率降低2%；模拟汽机实际转速降低4 rad/min，GVPD输出达到+3%幅值上限，发电机功率升高2.4%。

在80%功率平台：模拟汽机实际转速升高4 rad/min，GVPD输出达到-3%幅值上限，发电机功率降低1.2%；模拟汽机实际转速降低4 rad/min，GVPD输出达到+3%幅值上限，发电机功率升高2%。

三个功率平台均可实现一次调频的响应，但针对同样幅度的汽机实际转速和GVPD变化量，80%功率平台的功率响应幅度明显小于另外两个平台。结合2.4.2节的分析，可以证明GVPD-汽机功率曲线的整体线性度确实对一次调频功率的响应有重要影响。

3.2.2 阀门特性曲线优化后功率响应对比

模拟仿真平台与机组实际存在差异，同功率水平下使用的汽机调阀特性曲线分段与机组并不一致。参考2.4.2节方法对模拟仿真平台的汽机调阀特性曲线进行了优化，并在优化后再次执行80%功率平台网频升高和降低的功率响应验证。

汽机调阀特性曲线优化后，在80%功率平台：同样模拟汽机实际转速升高4 rad/min，发电机功率降低2.3%；模拟汽机实际转速降低4 rad/min，发电机功率升高2.8%。相较于优化前，功率响应提升了1%左右，提升幅度明显，可以确保满足一次调频功能试验要求。

3.2.3 一回路主要参数影响仿真

在验证一次调频动作后的功率响应时，也应同步验证其对一回路主要参数的影响，以确认一回路控制在设计范围内[8]。以100%功率平台为例，一次调频动作引起发电机功率降低1.8%的瞬态。此过程中：一回路平均温度Tavg升高0.6 ℃，随后缓慢下降；稳压器压力升高0.13 MPa，随后缓慢下降；稳压器液位升高0.5%；两台蒸发器液位下降0.9%，随后缓慢上升恢复。总的来说，一次调频引起的瞬态对一回路主要参数影响较小，处于可接受范围。

4 结论

本文提出了三门核电机组一次调频参数设置、函数设计和逻辑改造方案，并对汽机调阀特性曲线进行了优化以提升功率响应。在仿真平台上，对汽机功率响应和一回路主要参数进行仿真验证。仿真结果表明：本文提出的三门核电机组一次调频改造方案，可有效实现预期功能；对阀门特性曲线优化后，可确保满足一次调频功能试验和电网考核要求；功率的阶跃响应对机组(尤其是一回路主要参数)影响可控。本文研究成果对核电机组后续实施一次调频改造有一定参考和指导意义。