陈小勇
（江西大唐国际抚州发电有限责任公司，江西省抚州市 344000）
摘要：江西大唐国际抚州发电有限责任公司（以下简称抚州电厂）2台1000MW机组汽轮机采用全周进汽的节流配汽方式，理论分析和性能试验均表明高调全开状态的滑压运行方式使机组最经济的运行方式，且超超临界机组锅炉蓄热小，难以满足电网调度对机组一次调频的性能要求，本文通过动态协同控制技术的分析，动态评估机组调频过程中的安全性及经济性，协同调整凝结水节流、调频阶跃、AGC反向闭锁等一次调频功能的调节深度、兼顾机组能耗及调频性能，该技术能有效解决源网单一或共存问题的一次调频技术难题，具有普适性和高效性，可推广应用于多类型大型火力发电机组的调频控制。
关键词：一次调频；节流；抽汽；反向闭锁；调频阶跃；快动缓回；快动慢回
1 优化前一次调频能力评估与分析
电网频率是电能质量评估的重要指标，近年来，随着新能源并网、负荷增长、机组规模不断扩大，电网和机组之间协调配合的要求也越来越高[1]，特别是大容量、高参数超超临界机组，并网机组的运行情况及一次调频能力与电网运行的稳定及安全特性息息相关，所以一次调频在电网运行系统中显得尤为重要[2]。
1.1调频能力评估
抚州电厂2台1000MW 超超临界参数燃煤凝汽式发电机组，汽轮机型号为东方N1000-25.0/600/600型，采用双调门全周进汽节流配汽方式。2017年2台1000MW机组一次调频考核数据如下：
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据上表可知，2017年抚州电厂1/2号机组一次调频平均合格率分别为21.70%/25.68%，合格率偏低，主要体现在以下几个方面：
（1）小频差（调频功率≤5MW）一次调频贡献电量明显不足，考核比重较高；
（2）70%以上负荷考核较为明显；
（3）调频反向情况较为严重；
（4）机组升负荷阶段考核偏多。
1.2 调频能力分析
根据华中网调“两个细则”要求及一次调频试验报告，抚州电厂2台1000MW机组转速不等率设置为4.5，死区设置为2RPM，一次调频限幅设置为6%，抚州电厂一次调频能力欠佳，影响因素主要有：
1.2.1 小频差下调频动作幅度不足
以2017年9月28日18:40:00，2号机组一次调频考核为例，频率极值49.96，转速偏差-2.4RPM，根据一次调频动作曲线，综合阀位正向变化0.296%，高调门CV1、CV2指令开度上调约3%，机组负荷无法快速拉升，贡献量及响应时间无法满足要求。
1.2.2 高调门线性不佳
CV1、CV2开度在70%-100%区间相当于阀门全开的空行程，该区间高调开度变化对主蒸汽的进汽量影响甚微。为保证机组经济性，70%以上额定工况下，高调开度一般处于该空行程区间内，因此增负荷方向一次调频动作，高调门虽然可以快速响应，但无法增加机组出力，导致一次调频无法满足要求。
1.2.3 AGC调节影响
当机组AGC变化方向与一次调频动作方向相反时，AGC调节必然影响一次调频的动作结果，因此常出现一次调频调节反向的情况。
1.2.4 调频装置动作频繁
调频过程中会出现调频装置反复动作的情况，功率随之波动，不利于电网的稳定。调频装置的剧烈振荡也将造成设备磨损增加，严重时甚至会损坏设备，影响机组的安全运行。
2 一次调频优化综合技术分析与应用
为提升机组一次调频能力，确保电网及并网机组的运行安全，抚州电厂结合自身机组特性，次将凝结水节流一次调频技术、调频阶跃技术、AGC反向闭锁技术、快动缓回和快动慢回技术深度融合应用，各项技术独立作用，又互为补充，面向范围广，适用性强，能有效解决全域负荷段单一或多种同时存在的一次调频技术难题。
2.1凝结水节流技术
凝结水节流一次调频技术实质上是迅速改变通过低压加热器的凝结水流量来改变汽轮机加热器的抽汽量，使低加部分抽汽用于低压缸做功或用于加热给水，从而快速调整机组发电负荷。
凝结水节流一次调频技术的主体功能以双PID回路切换及前馈调节为主要技术手段，一次调频动作后，凝结水泵变频指令根据调频功率大小得出相应的输出增减量，使凝结水流量按预计值变化，从而改变抽汽量，以期达到预定的调频效果。如图1所示：
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图1凝结水节流一次调频技术逻辑示意图
（1）凝结水节流一次调频动作前，凝泵变频输出选择除氧器水位调节PID回路，动作后选择凝结水节流控制PID回路，调频指令在原跟踪值的基础上进行增减，SP PV值置0，取消其偏差调节功能，通过前馈作用实现变频输出的快速调整。
（2）凝泵变频输出变化量由调频功率决定，调频功率为正代表一次调频动作于升负荷，降低凝结水流量，变频指令负向变化；调频功率为负代表一次调频动作于降负荷，增加凝结水流量，变频指令正向变化。
（3）凝结水一次调频动作后，凝结水流量的瞬时变化将对调节系统产生巨大扰动，扰动量须限制在系统所能承受的安全范围内，抚州电厂凝结水一次调频最大频率变化幅值为5HZ，对应负荷最大增量约为13.67MW，动作结束1min后，凝泵变频输出指令以一定速率恢复至调频动作前的频率值，之后恢复至除氧器液位PID回路。
（4） “凝结水一次调频动作信号”需经过一个DCS扫描周期的延时才能用作切换功能块的判定信号。在同一运算周期内，DCS各功能块的运算顺序有先后之分，如果切换块IN1信号的运算顺序滞后于切换判定信号，切换块将在调频功率出现变化之前锁定非目标值（即为0），最终导致凝泵变频输出信号保持不变，影响凝结水节流一次调频功能。
（5）如果凝结水节流一次调频在同方向动作多次，除氧器液位将大幅变化，势必造成调节系统紊乱、除氧器液位无法控制的局面，将对系统安全运行产生巨大影响，因此在设计该功能时，必须对凝结水节流一次调频动作频率加以限制，抚州电厂根据系统运行特性及多次试验分析，限制2min内动作一次，每次动作1min。如图2所示：
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图2凝结水节流一次调频动作限制逻辑示意图
根据试验数据可知，凝结水节流一次调频动作势必对凝结水流量、凝结水压力、除氧器液位、凝汽器液位等重要参数产生巨大影响，凝结水一次调频动作后热力系统能否安全运行还需综合考量。因此其动作的依据不能片面的考虑一次调频动态响应水平，还需全面斟酌系统运行安全，适当设定必要的动作允许和复位条件。
2.2调频阶跃技术
抚州电厂2台机组一次调频小频差动作占比高达93.87%/97.24%，因此解决小频差考核问题是重点优化方向。转速不等率是指机组额定参数下，由零功率变化至额定功率下转速的变化，以额定转速的百分比表示[3]。转速不等率可以反映转差与调频功率之间的线性关系，而发电功率的增量又与高调开度的变化量有关。因此DEH侧存在机组转速与阀门开度变化量的线性关系，协调侧存在机组转差与调频功率的线性关系，如表3、表4所示：
表3 转速与综合阀位校正对应关系（优化前）
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该阶跃幅值已得到实践验证，不会影响电网安全。低负荷段机组小频差一次调频动作幅度增大，能满足一次调频相关要求，在高负荷段，因凝结水节流起主导调频作用，可根据凝结水节流的调频贡献量，动态调整阶跃量，减缓调频装置的动作压力，提高了设备稳定性。
2.3 AGC反向闭锁
当机组AGC变化方向与一次调频动作方向相反时，AGC调节必然影响一次调频的动作效果，常出现一次调频调节反向的情况。因此，我们有必要通过逻辑优化的技术手段解决该问题，当汽轮机转速存在负向偏差，且越过一次调频死区时，闭锁机组降负荷指令；当汽轮机转速存在正向偏差，且越过一次调频死区时，闭锁机组增负荷指令，如图所示：
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图3 AGC反向闭锁逻辑示意图
通过设计方向闭锁逻辑，可以优先满足一次调频调节要求[4]，使电网频率尽早恢复至稳定范围内，以保网频稳定和电网运行安全为首要任务。
2.4 “快动缓回”和“快动慢回”
随着电网频率的快速变化，调频过程中发电机组调频装置将出现振荡，功率也将出现大幅度的快速波动，不利于电网的稳定。调频装置的振荡也将造成设备磨损增加、EH油管振荡等不良后果，严重时甚至会损坏设备，影响机组的安全运行[5]。针对该问题，本项目设计了基于频率偏差判断闭锁反向调节作用的“快动缓回”和“快动慢回”一次调频改进策略。通过减缓与电网频率偏差反向的调频作用贡献更多的调频电量，从而更快地消除电网的频率偏差，提高电网频率的控制品质。如图4所示：
图4 “快动缓回”和“快动慢回”逻辑示意图
当一次调频高频动作时，调频功率为负，负荷升速率切换为0；当一次调频低频动作时，调频功率为正，负荷降速率切换为0。限制与网频恢复反向的调节作用，即使机组的调频功率变化量超出要求值，或机组处于电网频率恢复过程中，也不会产生与频率偏差减小反向的调节作用，并且保持到电网频率偏差小于恢复值才结束，从而贡献了更多的调频电量，并有效避免了调频装置的往复变化，达到快动缓回调频效果。
2.5 综合应用
（1）机组高域负荷段调频动作时，高调门CV1、CV2开度在70%-100%空行程区间，阀门处于无截流状态的空行程区间内，机组调频能力大幅受限，此时凝结水节流技术起主导作用，在不依托调门动作的情况下，迅速调整机组负荷，在满足调频响应要求的同时，减缓调门动作压力，提高了设备稳定性。
（2）采用凝泵变频器调节实现凝结水节流，除氧器上水调门保持全开，无节流损失，在不增加凝泵电耗的前提下，实现凝结水节流一次调频作用。
（3）机组低域负荷段调频动作时(低于70%额定功率)，调频阶跃技术的应用，完美的弥补了该负荷段小频差下凝结水节流调频作用不明显的弊端，通过提高调频装置的动作积极性，成功解决了微小频差下机组调频响应能力不足的技术难题，提升了机组的调频动态响应能力。
（4）在全域负荷段全面应用AGC反向闭锁技术，避免汽轮机主控出现与电网频率恢复方向反向的操作，成功的拟制了AGC调节对一次调频的负面影响，提升了一次调频动作的精准度。
（5）在全域负荷段全面应用快动缓回和快动慢回技术，通过频率恢复过程中的保持和减速提供更多的调频电量，同时避免了调频装置随频率而出现往复变化，从而更快地消除电网的频率偏差，提高电网频率的控制品质。
（6）创新采用动态协同控制技术，机组能根据不同的运行工况，实时评估凝结水节流、调频阶跃、AGC反向闭锁一次调频系统的调节能力，预做分配，一次调频动作时，根据评估状态，各调节系统协同动作，在满足一次调频性能的前提下确保运行机组具有最佳的安全性和经济性。
3应用效果分析
通过凝结水节流一次调频、调频阶跃动作、“快动缓回”和“快动慢回”、调频阶跃、AGC反向闭锁等多项技术的综合应用，抚州电厂2台1000MW机组一次调频的技术体系已相对健全，无论是在小频差（调频功率≤5MW）下、70%以上额定负荷下、升负荷工况下一次调频动作，机组都有不错的一次调频动态响应能力。以下列将举实例分析。
3.1 小频差及高负荷阶段机组一次调频性能分析
2018年08月29日15:02:25，机组负荷1002.1MW，一次调频低频动作，频率极值49.9642HZ，理论调频功率1.1MW，30S内理论积分电量9.17KWh,30S内机组负荷升至1003.3MW，达到目标负荷的109.1%，一次调频动作合格，如图所示：
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图5 小频差下一次调频动态响应趋势图
由趋势图可知，该时间段一次调频小频差动作，频率极值49.9642HZ，转速偏差-2.148RPM，高调开度由88%快速变化至98%，增加幅度10%，准确反映小频差下调频阶跃功能的动作效果；凝结水节流一次调频动作，变频指令由43HZ降低至39HZ，变频指令降低4HZ，凝结水流量由2138t/h降低至1746t/h，节流量392t/h，满足一次调频的性能要求。
3.2升负荷阶段机组一次调频性能分析
2018年08月11日07:00:24，机组升负荷，AGC指令710MW，当前机组实际功率678.60MW，一次调频高频动作，频率极值50.0369HZ，理论调频功率-1.59MW，30S内理论积分电量-13.25KWh，机组负荷最低降至677.14MW，达到目标负荷的91.8%，一次调频动作合格，如图所示：
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图6升负荷阶段一次调频动态响应趋势图
由趋势图可知，机组升负荷阶段，一次调频高频动作，因机组实际功率低于70%额定功率，凝结水节流一次调频不动作，凝泵变频指令稳定。调频动作期间，高调开度指令变化量不随调频功率的减小而减小，动作结束后，高调开度指令的变化量以一定速率返回，“快动缓回”和“快动慢回”功能作用效果明显。AGC指令使机组升负荷，同时一次调频为高频动作，调频功率为负值，机组实际功率稳定的向调频动作方向变化，AGC指令并未对一次调频功能产生影响。
3.3考核数据分析
抚州电厂1号机组于2018年6月、2号机组于2018年10月先后应用本项目，1号机组7-9月平局合格率为83.84%，较2017年平均合格率23.69%提升60.15%。根据2018年一次调频数据，平均动作次数119次/月，平均考核电量2万KWh/次，两台机组每月平均考核次数减少2×60.15%×119=143.16次，考核电量减少143.16×2=286.32万KWh，按照平均上网电价0.42元/KWh计算，每月平均减免考核金额120.3万元，大幅减小机组运行成本，具有可观的经济效益。
4结束语
本次优化创新采用动态协同一次调频控制技术，机组能根据不同的运行工况，动态评估调频过程中机组的安全性及经济性，协同调整一次调频功能的调节深度和机组能耗及调频性能。项目采用的调频技术能有效解决源网单一或共存问题的一次调频技术难题，具有普适性和高效性，可推广应用于多类型大型火力发电机组的调频控制。
参 考 文 献
[1]杨振勇，李卫华，骆意．火力发电机组一次调频问题研究[J]．华北电力技术，2008，38（1）：16－20．
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[3]周甬．CCS和DEH协同一次调频的运用[J]．华东电力，2007，35（４）：78－80．
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[5]沈丛奇，归一数，程际云，程际云，王念龙．快动缓回一次调频策略[J].电力系统自动化，2015，39(13)：159-162.
作者简介：
陈小勇（1988年08月22日），男，江西省丰城市，大学本科，工程师，热工自动化
江西大唐国际抚州发电有限责任公司