1 119 MW核電機組一次調頻靜態試驗分析

揭其良，郭軼娜，劉國華，王 禮

(1.華電電力科學研究院，浙江 杭州 310030；2.國網沈陽供電公司，遼寧 沈陽 110003)

1 119 MW核電機組一次調頻靜態試驗分析

揭其良1，郭軼娜2，劉國華1，王 禮1

(1.華電電力科學研究院，浙江 杭州 310030；2.國網沈陽供電公司，遼寧 沈陽 110003)

紅沿河核電站1號機是東北地區首臺百萬千瓦級別核電機組，裝機容量大，其一次調頻性能對電網和機組安全影響較大。文中介紹了紅沿河核電1號1 119 MW汽輪機組一次調頻功能的實現方式，闡述了在首次并網前進行的一次調頻功能靜態試驗方法，并根據試驗結果對該機組的一次調頻負荷響應滯后時間、負荷響應穩態時間和一次調頻調整幅度的偏差等指標進行了計算分析。結果表明紅沿河1 119 MW核電機組一次調頻功能工作正常。

核電；一次調頻；靜態試驗

隨著經濟發展，近年來電網容量不斷增大，大工廠大用戶不斷增多，在網發電機組類型也逐步增多。為了提高電網運行的穩定性，減少電網頻率的波動，增強電網抵抗事故風險能力，各發電機組必須具備一次調頻快速調整能力[1]。由于系統內機組跳閘或大用戶發生跳閘時電網頻率發生瞬間變化，一般變化幅度較大，要求網上機組負荷能夠在允許范圍內快速調整以彌補網上負荷缺口。保證電網頻率穩定的過程，稱為一次調頻[2]。一次調頻是汽輪發電機組并網運行的基本特性之一，電網網頻越過一次調頻“死區”時，汽輪機調速系統根據電網頻率的變化自動調節汽門開度，改變汽輪機功率以適應頻率變化。紅沿河核電廠1號機是東北地區首臺百萬千瓦級別核電機組，單臺機組裝機容量達到1 119 MW，其一次調頻性能對電網和機組安全以及經濟效益影響較大。一次調頻靜態試驗可以提前分析機組一次調頻參數是否滿足《遼寧電網發電機組一次調頻管理規定》等有關要求，對機組獲得并網許可有著重要意義。因此對該機組進行了一次調頻靜態試驗。

核電機組一次調頻功能的實現是在汽輪機調節系統中完成的。紅沿河核電站汽輪機調節系統采用由ALSTOM公司開發的P320 TGC V2+控制系統。P320為自動控制系統，用于實現汽機調節和保護功能，具有汽機啟動、速度控制、負荷控制、自動限制、快速甩負荷、一次調頻、汽機自動停機、定期試驗等功能，其執行機構為4組高壓進汽閥組和4組中壓進汽閥組。

1 一次調頻的實現過程

1.1 核電1 119 MW汽輪發電機一次調頻功能的 實現

汽輪機控制系統將頻差信號經轉速不等率設計函數直接疊加在汽輪機調速汽門綜合指令處，同時功率回路的功率指令亦根據轉速不等率設計指標進行調頻功率定值補償，且補償的調頻功率定值不經過速率限制。其實現過程如圖1所示。

圖1 1119MW汽輪發電機一次調頻功能示意圖

一次調頻閥門增量信號是通過電網頻差經“頻差—閥門增量”函數運算后產生。該校正指令不經速率限制，通過閉環控制來實現對調頻負荷增量的穩定調控[3]。在此控制方式下，電網頻差所產生的閥門開度增量值，直接作用于汽輪機調節閥，與當前閥門控制命令值疊加后，形成具有一次調頻作用的閥門控制總指令，控制汽輪機調節閥的開關，完成具有一次調頻作用的閥門控制。

上述環節中的負荷指令、閥位總指令和一次調頻頻率貢獻均送到反應堆控制系統，實現堆—機協調控制過程。

1.2 一次調頻負荷補償量的計算

機組一次調頻頻率死區是調節系統在額定轉速附近對轉速的不靈敏區，目的是在網頻變化較小的情況下保持機組穩定性。紅沿河核電站一次調頻死區設置為-0.15～+1.25 Hz。

負荷補償量(ΔP)是由機組速度變動率δ和頻率偏差Δn等相關參數計算得到的。電網中各機組通常按照容量相對值承擔一次調頻量，因此各機組的速度變動率設置大致相同，一般設置為4%～6%[4]。計算公式如式(1)所示：

ΔP= (P×Δn)/(50×δ)

(1)

式中：P為機組額定容量，MW；Δn為扣除轉速死區后的實際頻率偏差，Hz；ΔP為實際負荷增量，MW；δ為紅沿河核電站1 119 MW機組一次調頻速度變動率，設置為4%[5]。

按照《遼寧電網發電機組一次調頻管理規定》，一次調頻最大負荷變化幅度為額定負荷的±6%，即67.08 MW。結合式(1)的計算結果，該機組一次調頻負荷補償曲線如圖2所示。

圖2 一次調頻頻差-負荷曲線

2 試驗過程

根據一次調頻負荷響應范圍的要求，其負荷響應必須在機組最低穩定運行負荷以上，結合CPR1000核電機組最小穩定出力要求，該試驗在900 MW以上的負荷工況下運行。

試驗中要求輸入的網頻偏差信號是通過手動強制設置的方式完成的，強制使用的設備是汽輪機控制系統的仿真平臺。

閥門指令信號的變化作用在閥門的控制機構上會引起閥位反饋的變化。同時汽機控制系統采集到的當前發電功率也是實時變化的。

試驗中使用到的工具儀器有汽輪機系統的仿真平臺、汽輪機模型、數據記錄儀。整體的試驗步驟如下。

a.汽輪機保護系統復位，汽輪機模型準備運行。

b.汽輪機模型模擬沖轉過程，至額定1 500 r/min。具備模擬并網條件。

c.汽輪機模型模擬并網過程，檢查并網后的初始負荷，并開始升負荷，設定目標負荷900 MW。

d.發電負荷達到900 MW時具備試驗條件，完成試驗結果采集的準備工作。

e.在汽輪機仿真平臺上強制改變網頻信號，使得汽輪機模型的轉速也同時發生變化。該轉速的變化被汽輪機控制系統采集并用于一次調頻功能。保持該頻差信號，直到發電功率達到穩定值。在這個過程中觀察汽輪機模型的閥門開度等參數值發生變化，同時汽輪機控制系統采集到的發電功率信號也會發生變化。

f.記錄網頻偏差信號和汽輪機的發電功率的變化過程并保存數據。

g.在汽輪機仿真平臺上恢復網頻信號到50 Hz，待汽輪機控制系統響應穩定后進行下一工況試驗。

h.在汽輪機仿真平臺上改變強制的網頻偏差，記錄網頻偏差和汽輪機發電功率的變化過程。

在試驗過程中，要求汽輪機仿真平臺和汽輪機模型工作穩定，并且能夠及時響應。同時檢查并確認汽輪機控制系統穩定運行，系統沒有異常報警或異常工況出現。

3 試驗結果

按照上述試驗步驟，考慮到頻率死區較大(網頻高于50.15 Hz或網頻低于48.75 Hz)，分別施加頻差為0.185 Hz和0.225 Hz的階躍脈沖。圖3為頻差為0.225 Hz時的試驗結果。

圖3 頻差為0.225 Hz時的試驗結果

表1中記錄了4次試驗的詳細結果。其中有效頻差指的是在頻差中扣除死區后的實際產生控制作用的頻差，理論負荷增量是依據式(1)的計算結果。

表1 一次調頻靜態試驗結果統計

4 試驗分析

4.1 分析標準

一次調頻負荷響應滯后時間(β1)是指運行機組從電網頻率越過該機組一次調頻的死區開始，到該機組的負荷開始變化時為止所需的時間。

一次調頻負荷調整幅度(β2)是指從電網頻率越過該機組一次調頻的死區開始，在15 s內達到的最大負荷調整幅度。

一次調頻調整幅度的偏差(β3)是指在電網頻率變化超過機組一次調頻死區時的60 s內，機組實際調整與理論調整負荷之差絕對值的平均值占理論調整最大幅度的百分比。

調頻響應指數(βu)是指在電網頻率變化超過機組一次調頻死區開始3～60 s或至網頻回到正常死區范圍內時止，機組一次調頻實際加權積分負荷要達到期望積分負荷的比例。計算過程如式(2)所示。

(2)

按照《遼寧電網發電機組一次調頻管理規定》[2]和《東北區域發電廠并網運行管理實施細則》，要求一次調頻負荷響應滯后時間β1<3 s，負荷調整幅度指標β2>90%，一次調頻響應幅度偏差β3<±25%。調頻響應指數βu>90%。為了方便試驗結果的統計，將負荷響應滯后時間的判定修改為第3 s時實際負荷的變化量β1，要求β1的變化方向是正確的。

4.2 分析結論

結合上述4個常規電廠驗收準則，對該機組的分析結果統計如表2所示。

負荷響應滯后時間β1：如表2所示，β1在網頻增加的情況下是負值。所以機組一次調頻負荷響應滯后時間均小于3 s，滿足4.1對符合響應滯后時間的要求。

表2 一次調頻靜態試驗結果分析

負荷調整幅度β2：在第15 s時負荷調整達到該頻差下所對應的理論負荷調整值的百分比均大于90%，滿足4.1節中對負荷調整幅度的要求。

一次調頻響應幅度偏差β3：機組進行一次調頻死區的60 s內，機組實際調整與理論調整負荷之差絕對值的平均值占理論調整最大幅度的百分比均小于25%，滿足4.1節中對一次調頻響應幅度偏差的要求。

調頻響應指數βu：機組一次調頻實際加權積分負荷要達到期望積分負荷的比例均大于90%，滿足4.1節中對調頻響應指數的要求。

試驗結果表明，紅沿河核電站1 119 MW核電機組一次調頻功能能夠正常發揮作用。

5 結束語

本文以紅沿河核電廠1號機一次調頻靜態試驗為基礎，探索了一套適用于核電項目的一次調頻靜態試驗方案，對于同類工程具有一定的借鑒意義。通過靜態試驗結果分析表明，紅沿河1 119 MW核電機組的一次調頻功能正常，一次調頻性能指標良好。

值得一提的是，《遼寧電網發電機組一次調頻管理規定》和《東北區域發電廠并網運行管理實施細則》中要求的指標均是針對火力發電機組，國內尚沒有針對核電機組一次調頻功能性能指標的規定文件。

[1] 金 豐，陳建國. 火電機組一次調頻和AGC性能優化分析[J]. 東北電力技術，2014，35(5)：7-10.

[2] 季俊偉. 大容量火電機組一次調頻功能試驗研究[J]. 東北電力技術，2015，36(2)：1-5.

[3] 火力發電機組一次調頻試驗導則：Q/GDW 669—2011[S].

[4] 朱北恒. 火電廠熱工自動化系統試驗[M]. 北京：中國電力出版社，2006.

[5] 汽輪機電液調節系統性能驗收導則：DL/T 824—2002[S].

Static Test Analysis on Primary Frequency Modulation in 1 119 MW Nuclear Power Unit

JIE Qiliang1,GUO Yina2,LIU Guohua1,WANG Li1

(1.Huadian Electric Power Research Institute，Hangzhou，Zhejiang 310030，China;2.State Grid Shenyang Power Supply Company，Shenyang，Liaoning 110003，China)

The primary frequency regulation of Dalian Hongyanhe nuclear power station has significant effect on the safety of the power station，mode for implementation of the grid as the first 1 119 MW nuclear power station of north-east China is presented. This paper introduces the principle of primary frequency regulation function and the static test procedure. Performance like load delay time, load response setting time and the difference of adjusting range are analyzed according to the test result. The results show that the primary frequency regulation function works normally.

nuclear power; primary frequency regulation; static test

TM623

A

1004-7913(2017)02-0049-03

揭其良(1979)，男，碩士，高級工程師，從事發電廠熱工自動化應用與研究。

2016-11-30)