300MW CFB機組一次調頻試驗與改進

江志耀

（國能神福（龍巖）發電有限公司，福建 龍巖 364002）

某廠的鍋爐機組是單爐膛、一次中間再熱、汽冷式旋風分離器、露天布置、固態排渣的1025t/h亞臨界參數的自然循環、單汽包循環的流化床鍋爐，受熱面采用全懸吊方式，爐架為雙排柱鋼結構。汽輪機是容量為300MW、亞臨界參數、反動式、單軸、一次中間再熱、雙缸、雙排汽、純凝機組，機組型號為N300-16.7/537/537。機組系統為單元制熱力系統。汽輪機發電機組配有2個高壓主汽門、2個中壓主汽門、4個高壓調節汽門和2個中壓調節汽門。機組的DCS、DEH系統采用MACSV系統。液壓系統采用高壓抗燃油EH裝置。

為提高電網安全運行水平和頻率質量，對300MW CFB機組一次調頻特性進行試驗分析，以確保機組在投入一次調頻功能后能夠快速響應補償電網負荷，滿足電網對機組一次調頻性能指標的要求，并確保機組安全、穩定、經濟運行。

1 基本參數指標

1.1 轉速不等率

汽輪機控制系統靜態特性曲線的斜率通常以空負荷和滿負荷的轉速差值與額定轉速之比的百分數來表示。

式中，nmax、nmin分別表示機組空負荷、滿負荷時對應的轉速（r／min），n0表示機組的額定轉速（r／min）。

轉速不等率δ指標反映了機組一次調頻能力的強弱和機組運行穩定性的好壞。

1.2 遲緩率

遲緩率ε的計算公式如下：

式中，（n2-n1）表示在同一功率下轉速上升的曲線和轉速下降的曲線之間的轉速差，n0表示機組的額定轉速（r／min）。

遲緩率指標反映了汽輪機組調速器、傳動放大機構和配汽機構部件之間存在的遲緩情況。

1.3 功率補償量

功率補償量ΔP是由機組轉速不等率δ和電網頻率偏差（可轉換為轉速偏差Δn）計算出來的：

式中，n0表示額定轉速，Pe表示額定功率。

1.4 一次調頻死區

指一次調頻調節系統在額定轉速附近對轉速差或頻率差的不靈敏區。

1.5 一次調頻響應滯后時間

指從轉速差或頻率差最后一次超出一次調頻死區開始到機組負荷向正確的調頻方向開始變化的時間。

1.6 一次調頻穩定時間

指從轉速差或頻率差最后一次超出一次調頻死區開始到機組負荷最后一次達到目標值所允許的范圍之內所需要的時間。

2 一次調頻控制方案

2.1 一次調頻運行方式

機組參與電網一次調頻的運行方式一般可分為純CCS、純DEH、DEH+CCS等幾種方式。由于純CCS方式下，沒有充分利用鍋爐的蓄熱量，通過快速作用DEH側調門開關動作來響應系統頻率變化，這種運行方式無法滿足電網一次調頻要求，基本上不采用。

在純DEH側調頻方式下，如機組CCS投入自動控制方式，由于DEH側一次調頻動作響應調整的負荷變化量受CCS系統目標負荷不變的影響，CCS系統將進行反向調整，機組負荷又會迅速被調整回到原始值。如機組CCS處于手動控制方式，鍋爐蓄熱量響應DEH側一次調頻動作響應的負荷變化量后，由于運行調整反應滯后，鍋爐燃燒率不變，機組負荷將經過一定時間后又會回到原始值。

在“DEH+CCS”調頻方式下，DEH系統充分利用鍋爐的蓄熱量，通過快速作用調門開關動作來響應系統頻率變化，實現機組負荷粗調，CCS系統利用頻差校正回路對機組負荷進行細調，同時調整鍋爐燃料量來滿足一次調頻的能量要求。

2.2 一次調頻控制邏輯設計

在DCS協調控制系統中，由于頻率(或轉速)的偏差與機組負荷的變化存在一定關系，將速率限制后的功率指令與一次調頻頻率校正信號進行疊加，再作為PID控制器的設定值。這樣，在機組運行變化任何工況下，一定的頻率(或轉速)偏差都可以產生同樣幅度和速率的負荷變化。同時，還利用爐跟機協調運行方式下機組負荷響應快、主汽壓力穩定這一特點，確保機組正常運行時AGC調節品質。

在DEH功率回路系統中，將汽輪機額定轉速與實際轉速的差值經函數f（x）轉換后生成一次調頻因子，與機組目標負荷進行疊加后作為PID控制器的設定值，同時作為前饋信號與PID調節器輸出信號進行疊加。在DEH閥位控制方式下，一次調頻因子與汽機調門流量指令直接疊加，形成最終流量需求指令，通過DEH系統閥門管理邏輯運算，實現DEH各調門開度指令信號。一次調頻因子不經過PID調節器，DEH一次調頻功能的響應速度很快。

2.3 一次調頻參數設置

為確保機組安全穩定運行，綜合考慮采用帶死區、帶雙向限幅的一次調頻參數的設置方法。

機組一次調頻技術參數設置如下：轉速不等率4%、調頻死區±2r／min（±0.033Hz），調頻范圍為±9.2r／min，最大負荷調節幅度為±6%額定負荷（±18MW），即由額定轉速階躍至3000±9.2r／min對應約±6%Pe的負荷變化幅度。一次調頻函數曲線如圖1所示。一次調頻函數曲線f（x）設置表見表1。

圖1 一次調頻函數曲線

表1 一次調頻函數曲線f(x)設置表

3 一次調頻特性試驗

對機組在純凝工況90%、75%、60%額定負荷三個負荷段開展±4r/min、±6r/min和±9.2r/min階躍變化調頻性能試驗，通過DEH功率控制方式、DEH閥控方式、DEH+DCS控制方式下三種試驗結果分析，DEH+DCS控制方式下一次調頻性能最優，試驗結果見表2。

表2 “DEH+DCS”運行方式下模擬一次調頻動態響應的試驗結果

通過試驗分析可知，機組實際負荷變化量能夠滿足一次調頻性能要求。當系統轉速施加階躍變化量時，機組一次調頻在3秒內立即動作，DEH調門立即響應階躍開大或關小，機組負荷隨著系統轉速（頻率）的變化作出響應。前15秒內，汽輪發電機組負荷迅速變化，達到了75%的理論響應值。前30秒內，響應負荷達到了90%的理論響應值。一次調頻動作開始60秒內，機組負荷基本能夠穩定在新的指令目標值。

試驗結果說明，由于300MW循環流化床鍋爐蓄熱能力較強，機組采用純DEH方式參與一次調頻時，也能在一定時間內滿足一次調頻的要求。但采用CCS+DEH方式參與一次調頻，鍋爐主控、汽機主控均處于自動方式，這樣能夠使汽機側、鍋爐側同時進行調整，機組調頻響應較快，且能夠滿足參與電網一次調頻的需求。

4 控制邏輯改進

有一次，機組帶50%負荷150MW運行，因電網線路相間接地造成外線路開關跳閘，失去外部負荷，發電機出口開關并未跳閘，DEH邏輯中的轉速大于3090rpm，OPC動作開出信號因此未能觸發。當發電機轉速飛升時，DEH系統轉速測量模塊MS1、MS2、MS3監測到轉速加速度增大，進而發出了OPC動作開出信號快速關閉了調門，并在隨后的轉速加速度消失后釋放了OPC動作信號。因此時DEH判斷還處在并網狀態，控制方式由原CCS方式切換為負荷閥位控制方式后，總的目標閥位仍維持在系統OPC動作前的60.06%，因系統轉速飛升，DEH一次調頻功能動作。由于原一次調頻邏輯采用雙向限幅進行設置，調頻范圍為±10r/min，只對原目標閥位進行了-6.664%的修正，但總閥位給定仍然有53.39%，各調門在此指令下再次開啟，進而導致發電機轉速再次飛升，最終導致機組超速保護（110%）動作，機組跳閘。

在DEH系統中，發電機并網前，DEH系統控制的主要目標是發電機轉速，系統中各個主汽門、調門的控制均是圍繞系統轉速為控制對象，各閥門根據目標閥位進行分配控制，當系統轉速尚未控制穩定時，有OPC超速限制和110%超速保護設置，以防止汽機超速。而在系統并網后，DEH系統控制的主要對象是負荷，發電機轉速也即系統頻率的調節主要靠DEH一次調頻功能來進行。當電網側故障短時間內無法恢復機組負荷的送出時，由于發電機出口開關還處于閉合狀態，DEH系統判斷機組仍處于并網運行狀態，機組轉速將出現飛升。

針對外線路故障甩負荷這種特殊情況，機組維持廠電運行不跳閘，放開DEH一次調頻功能負向限制值。其一次調頻函數曲線f（x）設置表見表3。依靠一次調頻修正值將調門總閥位給定值控制在合理閥位下，直至機組轉速穩定在3000rpm，雖然控制過程可能比較長，但可以避免調門快速開關振蕩，進而導致設備損壞或機組跳閘。

表3 一次調頻函數曲線f（x）設置表

5 結論

300MW循環流化床鍋爐蓄熱能力較強，采用純DEH方式或CCS+DEH方式參與一次調頻，在一定時間內，機組各主要運行參數動態品質符合相關測試規程要求，一次調頻性能滿足電網相關技術要求，說明300MW CFB機組參與一次調頻時的快速性、穩定性較好。

在外網故障導致機組無法送出負荷的情況下，通過修改一次調頻參數設置，使DEH系統能充分利用OPC和一次調頻功能來快速穩定轉速，避免在OPC復位后再次超速跳閘。自系統邏輯優化改進后，再未出現因外線路開關跳閘而導致的機組超速跳閘情況。