丁辉 刘嘉利

摘 要：发电机组的一次调频是汽轮机组的一个基本特性，随着电网内风电、光伏发电等清洁能源的占比增加，电网内火电机组的一次调频特性就显得更加重要。评价一次调频性能的技术指标还有快速性、稳定时间等，这些技术指标对机组和电网的稳定也是至关重要的，在大扰动发生时，虽然协调控制对机组一次调频性能有重要作用，但汽轮机做功能力对机组负荷响应有着决定性的影响。

关键词：一次调频;大扰动;汽轮机做功

1 概述

邹县电厂八号机组容量为1000MW，锅炉为自然循环直流炉，制粉系统为正压直吹给粉，DCS、DEH控制系统分别为艾默生和日立公司生产的EHG和ETS一体化的H-5000M系统。本机组的CCS（协调控制）为：汽机主控设计在DEH系统中，负荷控制由DEH来实现，DCS给DEH提供负荷设定值;DCS系统内CCS主要控制主汽压力自动，并控制炉侧水、风等各参数。当CCS投入锅炉主控，DEH投入远方负荷控制后，此方式为CCS控制方式，此时DEH接收DCS协调控制的负荷指令（负荷指令出现一次调频时直接叠加一次调频量）。

CCS内的一次调频补偿逻辑当一次调频动作后，CCS根据电网频率信号，经过死区处理后得出的一次调频负荷，叠加到协调控制回路的主调节器上，补偿汽机负荷变化对锅炉的影响。

2 修前一次调频扰动情况

2.1 机组检修前主要问题

#8机组修前性能试验发现汽轮机出力受限。修前高压调节级后压力取样管断裂，同时检修时发现高压转子及隔板上存在大量沉积物。通过修后技术分析八号机组汽轮机出力受限的主要原因为高压转子及隔板上存在大量沉积物。

2.2 修前主要数据分析

由修前大扰动试验统计和负荷703MW 转速差为-6r/min时（见下表）试验数据分析可知，在各负荷段汽机主控到100%即调门全开时，由于燃烧的迟滞性，蓄热利用后，锅炉的后续燃料主控的升高，并不能使汽轮机在60s内达到出力要求。

3 修后一次调频扰动情况

3.1 修后试验数据分析

機组热态试验在CCS方式下进行，分别通过改变频差进行增减负荷试验。由记录的数据和曲线可知：在各项试验中，一次调频动作快速，响应滞后时间满足小于3s要求，12次试验中有11次负荷都可于15s内达到调整要求，且机组各主要参数稳定，汽轮机出力响应快速、稳定，满足运行要求，从控制策略考虑炉膛负压由于锅炉主控变化大负压波动较快，投入协调控制时锅炉主控在负荷变化大时仍有优化空间。

3.2 汽机做功能力对比

由表1可知，在相同扰动情况下，虽然修前控制回路动作正常，八号机组汽机主控指令由95.3%变化到100%，CV4从40%到100%动作，但仍不能满足负荷变化要求。汽机做功能力差是八号机组一次调频大扰动试验不能通过省调测试的主要原因。检修中汽机缺陷的消除，使机组在投入协调的情况下，能够迅速响应电网一次调频需求。汽轮机可充分利用锅炉蓄能在锅炉主控不出现大幅波动的情况下消除较小的扰动，使系统更加稳定，并且在较大扰动量下，汽机调门开度仍然有充足的裕量，锅炉主控也能保证主汽压力和温度变化范围在1MPa和5℃以内（合格指标为主再热汽温度偏差±8℃，主汽压力±1MPa），机组稳定性明显增强。

3.3 试验指标

本次试验负荷指令变化率、负荷响应时间30s（≤60s）、稳态时负荷偏差1.2MW（≤2MW）、主汽压力偏差1MPa（≤3MPa）、主汽温度偏差7.9℃（≤8℃）（750MW负荷时，-6r/min频率偏差）、炉膛负压偏差520Pa（≤200Pa）除炉膛负压波动较大以外其他符合《DL/T 774-2015，火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规》要求。

静态指标±2r/min的死区，转速不等率在一次调频DCS逻辑内设置均符合要求，机组负荷响应的延迟时间小于3s，在15s时负荷变化大于额定补偿的75%，30s时负荷变化满足大于额定补偿的90%（30s基本达到稳态值），60s时机组负荷达稳定状态，衰减率0.87（≥0.75）符合《GB/T 30370-2013，火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》相关要求。

4 结语

本次检修后八号机组汽机做功能力明显增强，一次调频性能满足《山东电网机（厂）网协调技术要求》（调技[2011]44号）规定。

影响一次调频性能指标的因素较多，例如在前期发现汽轮机出力较差时，机组负荷指令增加，通过前馈适当提高锅炉一次风压设定值及锅炉燃料量，保证汽机快速响应，使性能指标得到一定改善，但控制策略的优化不能完全消除汽轮机做功能力降低的影响，必须找到整个系统各个环节存在的问题，有针对性的处理解决。

参考文献：

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[4]王向伟，黄国明，陈庆小.水电厂一次调频功能及考核系统改进研究[C].《中国电力》杂志社，电力行业热工自动化技术委员会，浙江省电力学会，中国自动化学会发电自动化专业委员会，2014.