660 MW超超臨界機組基于CCS一次調頻控制策略優化

姚 喆，王 濤

(山西潞光發電有限公司，山西 長治 046000)

0 引 言

隨著CCS與DEH控制技術的日趨成熟，現階段火力發電廠已能夠很好地適應電網調峰調頻等要求。但當快速響應電網負荷、頻率等要求的同時，對于電廠控制系統自身的穩定性要求也越來越嚴。傳統的一次調頻機組通常采用汽機側調門快速響應完成，隨著CCS控制技術的引進與成熟，也要求鍋爐側參與一次調頻功能。鍋爐側一次調頻回路的設計與實現，使得大機組對于電網一次調頻響應變得游刃有余。但一次調頻動作過程中鍋爐側、汽機側自身動作的穩定即成了新的研究課題。由于控制系統穩定性差，調頻過程中導致機組快速降負荷、甚至解列的嚴重事故也偶爾發生。基于此，對一次調頻展開深入研究分析具有重要的應用價值[1]。

1 660 MW超超臨界機組一次調頻原理與設置

火力發電機組參與電網一次調頻原理分析如下：fr為汽輪發電機組額定頻率，fture為電網實際頻率，該頻率經過模擬量三選中及濾波處理后，送至DCS系統調頻回路。頻率偏差Δf直接送至F(x)函數發生器，其原理如圖1所示[2]。

圖1 一次調頻動作函數發生器

圖1中，±Δf1之間為調頻死區，該區間內，機組調頻回路不動作。頻率偏差超出±Δf1后，即觸發調頻回路，頻率偏差超過最大±Δf2時，調頻回路不再繼續調整，即機組最大調頻功率為+Pmax或-Pmax。

研究對象為東方電機、東方鍋爐、東方汽輪機組合，即“東-東-東”組合某660 MW超超臨界火力發電機組，發電機出線接入華北電網。鍋爐側采用低熱值煤三層對沖燃燒技術，鍋爐為東方鍋爐廠設計制造。汽機側采用三缸兩排汽東方汽輪機廠汽輪機。機組DCS系統為GE新華控制系統，其中，DEH控制部分也采用GE新華MVP50卡。該機組參調頻設置如下：

1)機組汽輪機調速系統調頻死區為±0.033 Hz，即±2 r/min；

2)機組汽輪機調速系統轉速不等率δ為4.5%；

3)機組汽輪機調速系統最大一次調頻負荷調整量為6%額定出力，即±39.6 MW；

4)機組調頻為鍋爐一次調頻及汽輪機一次調頻；

5)機組一次調頻投入范圍為可調范圍。

2 660 MW超超臨界機組一次調頻策略分析

2.1 鍋爐側一次調頻分析

調頻爐側動作回路原理圖2所示。當DEH控制系統中檢測到fture與fr頻差超出死區時，即觸發調頻回路動作。

圖2 CCS鍋爐側一次調頻工作邏輯

調頻回路投入情況下，頻差信號經F(x1)折線函數將頻差信號轉換成CCS側調頻負荷ΔP，ΔP再經折線函數F(x2)，轉換鍋爐側增加或減少的Δpms，該壓力疊加到鍋爐滑壓設定值回路中。其中，pms，r為機組滑壓參數設定值，pms,ture為機組機前壓力過程值，設定值與過程值偏差，經鍋爐主控PID控制器運算，經高低限后，疊加機前滑壓調節前饋值pFF，作為鍋爐主控輸出值，直接疊加在鍋爐主控輸出。。此種方式鍋爐參與一次調頻回路動作，主要通過爐主控調節主汽壓力，使之能夠快速響應汽機側快速開大、關小調門帶來的主汽壓力波動，達到快速動作效果。

2.2 機側一次調頻分析

一次調頻能夠快速動作，響應電網頻率變化，主要得益于汽輪機調速系統的快速動作。試驗研究的660 MW機組汽機側一次調頻動作回路原理如圖3所示。此次調頻試驗背景為該套機組首次并網，在進入168 h滿負荷試運前，按照華北電網要求進行的一次調頻能力涉網試驗。

其中，DEH檢測到轉速頻率差，當頻率差大于死區時，觸發汽機側一次調頻動作。當“DEH一次調頻”功能投入后，該轉速偏差經F(x3)折線函數，直接轉換成對應需調節功率ΔP。此時DEH側無調頻增益，即調頻增益系數K=1。作為汽機主控前饋，直接疊加在汽機主控PID控制回路中，經限幅回路輸出，直接動作高調門，進而實現快速動作效果。

圖3 汽機側DEH一次調頻工作邏輯

2.3 優化前一次調頻測試分析

優化前一次調頻分別在60%負荷及90%負荷兩種工況下進行。采取強制模擬轉速差值方案，觸發機組一次調頻動作。機組一次調頻結果見表1、表2。

表1 400 MW工況一次調頻試驗數據

表2 600 MW工況一次調頻試驗數據

通過對60%負荷、90%負荷兩種工況下一次調頻試驗分析得出，該機組基本具備投入一次調頻的能力。但在相應響應一次調頻時，一般超出60 s才能完成一次調頻動作，且在前30 s內，負荷變化低于最終負荷變化的70%～80%。但發現控制邏輯存在如下問題：

1)不同工況負荷下，CCS側汽輪機PID一次調頻前饋疊加量恒定不變，不能實現變動負荷下一次調頻疊加需求；

2)CCS側，鍋爐主控部分表現滯后，在一次調頻發生后，存在長時間欠壓現象，低負荷時，一次調頻動作，鍋爐欠壓大于0.2 MPa超過1 min。

3 一次調頻策略優化

3.1 一次調頻邏輯優化

優化方案1：改善不同工況下一次調頻性能的差異性

分析表1、表2發現，雖然90%負荷工況下，基本可以在60 s左右完成一次調頻動作；但在60%負荷工況下，系統穩定時間有所延長。從現有的邏輯可知，汽機側一次調頻邏輯主要基于斜率為1 的一次調頻前饋，即不同負荷下，調頻前饋系數不變。試驗發現，不同負荷下的一次調頻需要不同前饋開關門量，即不同負荷需要不同的前饋增益系數，此舉可以很好地快速動作調門，進而更加改善不同負荷下一次調頻30 s內負荷變化量及最終變化量[3]。通過研究機組滑壓參數及機組的蒸汽參數，得到不同負荷下一次調頻修正系數β，通過將F(x3)折線函數乘修正系數，最終得到新的DEH側增益權重Knew，具體算式如下：

Knew=K·β

優化方案2：提高鍋爐側響應速度

該機組采用中速磨煤機直吹，直流爐形式。鍋爐采用基于負荷指令的滑壓運行方式，經三階慣性到鍋爐主控PID設定值。CCS工況下，鍋爐主控主調壓力，汽機PID主調負荷。由于短時間內，鍋爐通過調節給煤機出力，很難增加汽輪機參與一次調頻所需要的能量，加之一次風流量的調節滯后。以上由于壓力慣性的存在，一定程度上制約鍋爐主控參與一次調頻的能力[4]。鑒于此，考慮增加鍋爐磨煤機一次風量前饋邏輯及一次風壓前饋邏輯，工作邏輯如圖4和圖5所示。調頻功率ΔP經F(x4)折線函數，生成一次風壓調節前饋量。pture與pr經偏差運算后，經風壓控制PID運算，疊加調頻前饋量。使機組在參與電網調頻時，一次風機動葉超前動作，一次風壓快速適應負荷需要。

圖4 一次風壓設定前饋邏輯

圖5 磨煤機熱一次風調門指令前饋邏輯

調頻功率ΔP經F(x5)折線函數，生成一次風量前饋量。Qms與Qr經偏差運算后，經風量控制PID計算，疊加調頻前饋量以在瞬間增加機組一次風壓力和磨煤機進口風量，進而增加吹入爐膛的燃料量，快速增加、減少鍋爐出力，達到快速響應調頻能量的效果[5]。

3.2 優化后效果分析

通過分別優化鍋爐側邏輯、汽機側邏輯后，優化后一次調頻分別在60%負荷及90%負荷兩種工況下進行。采取加入模擬轉速差值方法，觸發機組一次調頻動作。機組一次調頻結果見表4、表5。

表4 400 MW工況下一次調頻試驗數據

表5 600 MW工況下一次調頻試驗數據

通過對60%負荷、90%負荷兩種工況下一次調頻試驗結果分析，該機組已經具備投入一次調頻的能力。在響應一次調頻時，可以在60 s內完成一次調頻動作，且在前30 s內，負荷變化處于最終負荷變化的70%～80%，滿足華北電網一次調頻性能要求。

4 結 語

對660 MW機組一次調頻控制回路進行分析，基于不同負荷工況下，一次調頻動作汽輪機主控PID疊加量不同，實現變動負荷一次調頻快速、準確響應。此外，發現低負荷工況下一次調頻動作，鍋爐存在長時間欠壓，導致一次調頻最終動作不達標。通過鍋爐側一次風壓及磨煤機熱風風量增加一次調頻前饋邏輯，使鍋爐側能夠更好、更快地響應一次調頻汽機側的能量需求。系統優化后試驗結果表明，增加前饋邏輯后，能夠很好適應不同負荷下一次調頻需求。在前30 s內，負荷變化處于最終負荷變化的70%～80%左右，系統穩定時間為52～56 s，達到電網調度規范要求，實現機組調頻優化效果。