姚 喆，王 涛

(山西潞光发电有限公司，山西 长治 046000)

0 引 言

随着CCS与DEH控制技术的日趋成熟，现阶段火力发电厂已能够很好地适应电网调峰调频等要求。但当快速响应电网负荷、频率等要求的同时，对于电厂控制系统自身的稳定性要求也越来越严。传统的一次调频机组通常采用汽机侧调门快速响应完成，随着CCS控制技术的引进与成熟，也要求锅炉侧参与一次调频功能。锅炉侧一次调频回路的设计与实现，使得大机组对于电网一次调频响应变得游刃有余。但一次调频动作过程中锅炉侧、汽机侧自身动作的稳定即成了新的研究课题。由于控制系统稳定性差，调频过程中导致机组快速降负荷、甚至解列的严重事故也偶尔发生。基于此，对一次调频展开深入研究分析具有重要的应用价值[1]。

1 660 MW超超临界机组一次调频原理与设置

火力发电机组参与电网一次调频原理分析如下：fr为汽轮发电机组额定频率，fture为电网实际频率，该频率经过模拟量三选中及滤波处理后，送至DCS系统调频回路。频率偏差Δf直接送至F(x)函数发生器，其原理如图1所示[2]。

图1 一次调频动作函数发生器

图1中，±Δf1之间为调频死区，该区间内，机组调频回路不动作。频率偏差超出±Δf1后，即触发调频回路，频率偏差超过最大±Δf2时，调频回路不再继续调整，即机组最大调频功率为+Pmax或-Pmax。

研究对象为东方电机、东方锅炉、东方汽轮机组合，即“东-东-东”组合某660 MW超超临界火力发电机组，发电机出线接入华北电网。锅炉侧采用低热值煤三层对冲燃烧技术，锅炉为东方锅炉厂设计制造。汽机侧采用三缸两排汽东方汽轮机厂汽轮机。机组DCS系统为GE新华控制系统，其中，DEH控制部分也采用GE新华MVP50卡。该机组参调频设置如下：

1)机组汽轮机调速系统调频死区为±0.033 Hz，即±2 r/min；

2)机组汽轮机调速系统转速不等率δ为4.5%；

3)机组汽轮机调速系统最大一次调频负荷调整量为6%额定出力，即±39.6 MW；

4)机组调频为锅炉一次调频及汽轮机一次调频；

5)机组一次调频投入范围为可调范围。

2 660 MW超超临界机组一次调频策略分析

2.1 锅炉侧一次调频分析

调频炉侧动作回路原理图2所示。当DEH控制系统中检测到fture与fr频差超出死区时，即触发调频回路动作。

图2 CCS锅炉侧一次调频工作逻辑

调频回路投入情况下，频差信号经F(x1)折线函数将频差信号转换成CCS侧调频负荷ΔP，ΔP再经折线函数F(x2)，转换锅炉侧增加或减少的Δpms，该压力叠加到锅炉滑压设定值回路中。其中，pms，r为机组滑压参数设定值，pms,ture为机组机前压力过程值，设定值与过程值偏差，经锅炉主控PID控制器运算，经高低限后，叠加机前滑压调节前馈值pFF，作为锅炉主控输出值，直接叠加在锅炉主控输出。。此种方式锅炉参与一次调频回路动作，主要通过炉主控调节主汽压力，使之能够快速响应汽机侧快速开大、关小调门带来的主汽压力波动，达到快速动作效果。

2.2 机侧一次调频分析

一次调频能够快速动作，响应电网频率变化，主要得益于汽轮机调速系统的快速动作。试验研究的660 MW机组汽机侧一次调频动作回路原理如图3所示。此次调频试验背景为该套机组首次并网，在进入168 h满负荷试运前，按照华北电网要求进行的一次调频能力涉网试验。

其中，DEH检测到转速频率差，当频率差大于死区时，触发汽机侧一次调频动作。当“DEH一次调频”功能投入后，该转速偏差经F(x3)折线函数，直接转换成对应需调节功率ΔP。此时DEH侧无调频增益，即调频增益系数K=1。作为汽机主控前馈，直接叠加在汽机主控PID控制回路中，经限幅回路输出，直接动作高调门，进而实现快速动作效果。

图3 汽机侧DEH一次调频工作逻辑

2.3 优化前一次调频测试分析

优化前一次调频分别在60%负荷及90%负荷两种工况下进行。采取强制模拟转速差值方案，触发机组一次调频动作。机组一次调频结果见表1、表2。

表1 400 MW工况一次调频试验数据

表2 600 MW工况一次调频试验数据

通过对60%负荷、90%负荷两种工况下一次调频试验分析得出，该机组基本具备投入一次调频的能力。但在相应响应一次调频时，一般超出60 s才能完成一次调频动作，且在前30 s内，负荷变化低于最终负荷变化的70%～80%。但发现控制逻辑存在如下问题：

1)不同工况负荷下，CCS侧汽轮机PID一次调频前馈叠加量恒定不变，不能实现变动负荷下一次调频叠加需求；

2)CCS侧，锅炉主控部分表现滞后，在一次调频发生后，存在长时间欠压现象，低负荷时，一次调频动作，锅炉欠压大于0.2 MPa超过1 min。

3 一次调频策略优化

3.1 一次调频逻辑优化

优化方案1：改善不同工况下一次调频性能的差异性

分析表1、表2发现，虽然90%负荷工况下，基本可以在60 s左右完成一次调频动作；但在60%负荷工况下，系统稳定时间有所延长。从现有的逻辑可知，汽机侧一次调频逻辑主要基于斜率为1 的一次调频前馈，即不同负荷下，调频前馈系数不变。试验发现，不同负荷下的一次调频需要不同前馈开关门量，即不同负荷需要不同的前馈增益系数，此举可以很好地快速动作调门，进而更加改善不同负荷下一次调频30 s内负荷变化量及最终变化量[3]。通过研究机组滑压参数及机组的蒸汽参数，得到不同负荷下一次调频修正系数β，通过将F(x3)折线函数乘修正系数，最终得到新的DEH侧增益权重Knew，具体算式如下：

Knew=K·β

优化方案2：提高锅炉侧响应速度

该机组采用中速磨煤机直吹，直流炉形式。锅炉采用基于负荷指令的滑压运行方式，经三阶惯性到锅炉主控PID设定值。CCS工况下，锅炉主控主调压力，汽机PID主调负荷。由于短时间内，锅炉通过调节给煤机出力，很难增加汽轮机参与一次调频所需要的能量，加之一次风流量的调节滞后。以上由于压力惯性的存在，一定程度上制约锅炉主控参与一次调频的能力[4]。鉴于此，考虑增加锅炉磨煤机一次风量前馈逻辑及一次风压前馈逻辑，工作逻辑如图4和图5所示。调频功率ΔP经F(x4)折线函数，生成一次风压调节前馈量。pture与pr经偏差运算后，经风压控制PID运算，叠加调频前馈量。使机组在参与电网调频时，一次风机动叶超前动作，一次风压快速适应负荷需要。

图4 一次风压设定前馈逻辑

图5 磨煤机热一次风调门指令前馈逻辑

调频功率ΔP经F(x5)折线函数，生成一次风量前馈量。Qms与Qr经偏差运算后，经风量控制PID计算，叠加调频前馈量以在瞬间增加机组一次风压力和磨煤机进口风量，进而增加吹入炉膛的燃料量，快速增加、减少锅炉出力，达到快速响应调频能量的效果[5]。

3.2 优化后效果分析

通过分别优化锅炉侧逻辑、汽机侧逻辑后，优化后一次调频分别在60%负荷及90%负荷两种工况下进行。采取加入模拟转速差值方法，触发机组一次调频动作。机组一次调频结果见表4、表5。

表4 400 MW工况下一次调频试验数据

表5 600 MW工况下一次调频试验数据

通过对60%负荷、90%负荷两种工况下一次调频试验结果分析，该机组已经具备投入一次调频的能力。在响应一次调频时，可以在60 s内完成一次调频动作，且在前30 s内，负荷变化处于最终负荷变化的70%～80%，满足华北电网一次调频性能要求。

4 结 语

对660 MW机组一次调频控制回路进行分析，基于不同负荷工况下，一次调频动作汽轮机主控PID叠加量不同，实现变动负荷一次调频快速、准确响应。此外，发现低负荷工况下一次调频动作，锅炉存在长时间欠压，导致一次调频最终动作不达标。通过锅炉侧一次风压及磨煤机热风风量增加一次调频前馈逻辑，使锅炉侧能够更好、更快地响应一次调频汽机侧的能量需求。系统优化后试验结果表明，增加前馈逻辑后，能够很好适应不同负荷下一次调频需求。在前30 s内，负荷变化处于最终负荷变化的70%～80%左右，系统稳定时间为52～56 s，达到电网调度规范要求，实现机组调频优化效果。