600MW超临界机组一次调频实施技术研究

600MW超临界机组一次调频实施技术研究
华东电力试验研究院有限公司沈丛奇单英雷（上海200437）
【摘要】笔者根据在安徽淮沪煤电田集电厂、国电蚌埠电厂、大唐洛河电厂等600MW超临界机组一次调频优化项目的实践经验，分析了超临界机组快速变负荷的能力，总结了皖电东送600MW超临界机组一次调频优化前性能不佳的主要原因，确定了为提高600MW超临界机组一次调频性能所应重点解决的问题及其解决方法。

【关键词】超临界机组一次调频
1一次调频的基本概念和任务
电网频率是发电功率与用电负荷平衡的依据，当发电功率与用电负荷大小相等时，电网频率稳定；发电功率大于用电负荷时，电网频率升高；发电功率小于用电负荷时，电网频率降低。

一次调频，是指电网的频率一旦偏离额定值时，电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的个自动控制过程。

当电网频率升高时，一次调频功能要求机组利用其蓄热快速减负荷，反之，机组快速减负荷。

当电网频率变化时，在保证机组安全前提下，按电网频率控制的要求，快速变化机组的负荷，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定。

一次调频要求发电机组对电网频率变化的响应要快，其响应特性可视作一个一阶惯性环节，时间常数一般在10秒左右。

2600MW超临界机组快速变负荷性能分析
超临界机组的快速变负荷性能主要取决于机组的相关特性和控制系统。

下面以淮沪煤电田集电厂主要被调量动态阶跃扰动试验曲线来具体分析超临界机组的快速变负荷性能，以此作为超临界机组一次调频性能优化的基础。

1)煤量的变负荷特性
机组负荷对燃煤的响应特性如图2，当燃煤及所需风量快速变化时，机组负荷要经过近3分钟的纯延迟后才开始变化，经过一段更长时间的惯性延迟才慢慢变化到最终稳态值，对于目前大部分配置直吹式制粉系统的超临界机组，燃煤变化后一至二分钟后机组发电功率才会有显著变化，所以依靠燃煤变化来实施一次调频如“远水救不了近火”，它主要承担分钟级的调峰任务。

图1：田集＃1机组400MW负荷段_煤量4T阶跃扰动试验_080329 2)锅炉给水量的变负荷特性
机组负荷对给水的响应特性如图2，当锅炉给水量快速变化时，机组负荷经过40秒左右的纯延迟就开始变化，机组负荷的变化量可以维持较长一段时间，在此期间机组温度参数逐步下降。

因此，对于超临界机组，给水不仅影响蒸汽温度而且可以较快地影响负荷，在变负荷初期，给水对负荷的响应远比燃料快，加快给水的响应对减小直流炉变负荷的纯延时至关重要。

直流炉进入汽机的蒸汽流量与给水流量相同，所以直流炉机组快速变负荷的方法是给水流量随汽机调门同步
变化，充分利用金属和炉内的蓄热。

图2：田集＃1机组400MW负荷段_给水量30T阶跃扰动试验_080329
3) 超临界机组的蓄热能力分析
当汽机调门开大时，主蒸汽流量增加，主蒸汽压力下降，机组释放出蓄热，电负荷快速增加到最高值。

但由于锅炉热负荷未改变，随着时间推移，蒸汽的比焓下降，电负荷又慢慢减小，当主蒸汽压力稳定在最低点时，电负荷回到原值。

同理，当汽机调门关小时，主蒸汽流量减小，负荷快速减小，主蒸汽压力上升，机组聚集蓄热，负荷减到最低值然后慢慢增加，当压力上升并逐渐稳定在最高值时，负荷回到原值。

当调门变化时，利用锅炉的蓄热能使负荷快速变化，并持续一般时间，燃煤发电机正是利用这下特性来实现一次调频。

图3是田集电厂＃1机组600MW 超临界机组的调门扰动试验曲线，调门阶跃变化3.125%，机组功率2秒内开始变化， 28秒左右达到最高值350MW ，增加7MW ，持续20秒左右后以较快速度下降，6分钟左右回到原值，期间汽压也慢慢下降，由16.2MPa 下降至15.2MPa ，下降了1MPa ，分离器温度从376.3℃下降到369.7℃，下降了6.6℃。

图4是吴泾二厂＃1机组600MW 汽包炉调门扰动试验曲线，调门阶跃变化2%，机组功率2秒内由566MW 增加到570MW ，增加4MW （40%），汽压同步由16.8MPa 下降至16.7MPa （下降0.1MPa ），机组功率25秒达到最高值576MW ，增加10MW ，持续1分钟左右后慢慢下降，6分钟左右回到原值，期间汽压也慢慢下降，最低到16.3MPa ，下降了0.5MPa ，汽温下降了3℃。

从600MW 汽包炉和600MW 超临界直流炉汽机调门的阶跃试验曲线和数据分析可知：超临界机组的汽化潜热较小，它们只有金属和炉内的蓄热，直流炉的蓄热比汽包炉小很多。

根据式5可以计算出通过汽机调门变化利用机组蓄热变负荷的最大积分电量。

t
k P C dt N ∆-=∆⎰ 式1 N 为电负荷， t P 为主蒸汽压力，k C 为锅炉的蓄热系数。

为了保证机组的安全，主蒸汽压力变化幅度应限制在一定的范围内，这就要求汽机调门快速变化的幅度不能过大，由此引起的负荷变化幅度也是有限的。

另外，许多超临界机组普遍采用滑压运行方式，汽机调门接近开足，利用汽机调门快速加负荷的幅度较小。

由此可知，机组一次调频变负荷幅度也应限制在一定的范围内，其持续的时间也是有限的。

尽管通过燃料变化负荷的过程较长，不能满足一次调频快速变负荷的要求，但机组承担一次调频变负荷时，同步变化燃料量是必要的，一方面是平衡机组的能量，另一方面可以满足一次调频持续变负荷的要求。

图3：田集电厂＃1机组400MW 负荷段_调门3.125%阶跃扰动试验_080329
图4：吴泾二厂＃1机组560MW 负荷段_调门2%阶跃扰动试验_080629
3 超临界机组一次调频性能不佳的常见原因
1) 协调控制系统性能不佳
一次调频功能是协调控制系统上游的一个重要功能，性能优良的协调控制系统无疑是一次调频优化工作的基础，很多机组一次调频功能性能不佳，就是因为协调控制系统性能不佳。

比如国电宿州电厂2台600MW 超临界机组稳态时锅炉给水流量波动达200吨，负荷、压力、温度长期较大幅度波动，因而严重影响一次调频变负荷性能。

如果要较大幅度提升该机组的一次调频性能，必须首先解决协调控制系统的优化
功率主汽压
调门指令
主汽温
#4调门开度
⊿Pt 蓄热量(∫⊿N dt)
问题。

2)一次调频基本功能设计错误
比如田集电厂2台600MW超临界机组优化前机组负荷指令与一次调频加减指令刚好相反，煤量超调与一次调频指令一致，这一错误被电网正常周波波动小、超调煤量大于机组指令减少煤量所掩盖，但若周波波动大，负荷指令减少对应的减少煤量大于增加的超调煤量时，电网要求加负荷时，机组却在减负荷。

3)转速测量不正确
●汽机转速理论上与电网频率一致，但有一定的延迟。

●汽机转速有晃动，造成汽机调门晃动，机组运行稳定性下降，一次调频
性能差。

●建议一次调频使用电网频率信号，直接接入DEH，再由其计算出一次调
频的功率变化要求，控制调门，同时至CCS。

●频率信号应全网核对。

比如国电蚌埠电厂＃1机组一次调频优化前多次出现电网一次调频动作时，转速偏差仍在2转死区内，导致一次调频考核为负值。

图5为国电蚌埠电厂＃1机组频率与转速比对曲线。

可以看出转速信号略低于频率信号，且有一定迟延和波动。

4)直流炉蓄热小，一次调频不能持续。

从图3田集电厂＃1机组汽机调门阶跃扰动试验曲线看，负荷达到峰值后很快就跌下来，不能保持。

5)一次调频与AGC变化方向不一致时，性能变差。

6)频率大幅度变化时，机组的功率会突变，机组负荷调节系统出现反向调节的
现象。

图5：国电蚌埠电厂＃1机组频率与转速
7)DEH调门指令与功率有偏差，一次调频动作正确性不够。

8)目前有许多机组机组采用滑压运行，汽机调门保持在较大的开度，一次调频
性能差。

9)调门的线性不好。

10)机组接近满负荷运行，调门几乎开足时，调频性能差。

11)电网频率小幅度变化时，性能不佳。

4DEH侧一次调频功能的关键技术改进
1)提高一次调频动作时调门开关幅度的准确性
DEH一般根据功率要求值计算出额定主蒸汽压力温度下的主蒸汽流量，超临界机组普遍采用滑压运行方式，主蒸汽压力随机组负荷下降而下降，机组负荷较低时，主蒸汽压力低于额定值，同样的汽机调节汽门变化，负荷变化量会有偏低，所以应对调门指令与负荷要求之间的关系加入主蒸汽压力修正，使机组在不同的负荷段、不同的运行参数、不同的调门开度下都能按要求正确地变化机组功率。

主蒸汽压力修正一般采用主蒸汽压力额定值与当前值之比的计算方法，这样当运行的主蒸汽压力偏低时，变负荷时，汽机调门的变负荷量会大于额定工况，使实际功率的变化量与要求值一致，但汽机调门变化时主蒸汽压力会变化，如加负荷时，汽机调门开大，主蒸汽压力会下降，由于主蒸汽压力修正使汽机调门进一步开大，最终汽机调门开足，反之，减负荷时，使汽机调门关闭过小，危及机组的安全，这种情况尤其会发生在蓄热较小的直流炉机组上。

为了避免主蒸汽压力的调门修正影响机组的安全运行，可以以该负荷点的压力定值（可通过滑压曲线获得）代替实际主蒸汽压力去除额定压力，这个修正值在一次调频变负荷过程保持不变。

通过完成一次调频工作范围内完整的汽机调门阶跃特性试验（蓄热试验）以获取机组负荷、压力、温度等主要参数的动态特性，并根据试验曲线和数据设计区分加、减负荷的锅炉蓄热能力基准参数、频差-负荷增量系数、负荷-频差增量修正系数，从而可以构建一次调频工况下的优化压力控制函数。

2)根据负荷自动改变调门的最大动作幅度
为了防止汽机调门快速大幅度变化危及机组的安全运行，汽机调门快速调频的最大变化幅度应有一定的限制，DEH侧一次调频变负荷最大幅度应通过试验确定，并作为该机组DEH一次调频的最大幅度。

DEH一次调频的最大幅度主要以汽机调门快速变化时主汽压力变化幅度和速率在允许范围内为依据，超临界机组主汽压力的允许变化幅度一般为0.8MPa，另外加负荷以汽机调门开足为限，减负荷以主汽压力上升幅度和速度为允许值（低于高旁动作值）为限。

DEH的机组快速一次调频变负荷最大幅度一般应为5%额定负荷左右。

3)克服调门的的不灵敏区
随着网内越来越多的机组一次调频性能得到提升，电网频率的波动幅度越来越小，当一次调频小幅度变化时，调门动作正确，但是负荷几乎不动，使一次调频性能变差，为改变这种情况，以田集电厂为例，采取了一次调频负荷要求2.5MW（相当于0.4%的调门开度）以下时按照2.5MW算的策略，启板就是0.5转偏差，保证调门的动作幅度大于调门死区，从而使负荷产生相应变化。

4)根据调门流量特性，不易工作在顺序阀的开足或关死的位置
图6为田集电厂＃1机组从470MW减负荷到450MW的减负荷曲线，期间分别在470MW负荷段，3号调门相应开度48％和450MW负荷段，3号调门相应开度为13％时进行了2次一次调频试验，从曲线上可以看出2次一次调频响应曲线有较大差异，原因就是调门在48％的开度刚好处于3号调门要开足而4号调门还没开的位置，所以应提高调门流量特性，不易工作在顺序阀的开足或关死的位置。

5)高负荷或滑压方式,调门不开足，经济开度。

比如田集电厂2009年7月份一次调频考核不合格，之前一直优于皖电东送其它机组，原因就是高负荷时，调门开度过大，比如590MW时调门开度已达到98％，建议若调门开度比较大时，可通过提升压力设定值（比如增加2～5公斤）适当节流，尤其是高负荷时更不要设置压力设定值负偏置。

图6：田集电厂＃1机组调门是否在有效工作位置
5超临界机组在不同的控制方式下的一次调频性能分析
1)CCS侧设置一次调频功能的必要性
协调控制系统有炉跟机（BF）和机跟炉（TF）二种基本控制方式，以下分析这二种方式下，一次调频的动作情况。

对于BF方式，如图7，此时CCS的汽机指令（TM）调节机组负荷，锅炉指令（BM）调节主汽压力。

如没有CCS功能，当DEH侧一次调频变化机组功率时，如机组功率增加，机组功率变化如图9曲线5。

如有CCS功能，由于机组功率偏高于功率指令，图7“机控”的调节作用会减小TM，使汽机调门快速关小，机组负荷又回到原值，机组功率变化如图9曲线6。

图7 炉跟机控制方式下一次调频原理图
对于TF方式，如图8，此时CCS的汽机指令（TM）调节主汽压力，锅炉指令（BM）调节机组功率。

如没有CCS功能，当DEH侧一次调频变化机组功率时，如开大汽机调门增加机组功率，机组功率变化如图9曲线5。

如有CCS功能，由于汽机调门开大时主汽压力低于其定值，图7“机控”的调节作用会减小TM，使汽机调门快速关小，机组负荷又回到原值，机组功率变化与如图9曲线6相近。

可见DEH侧一次调频变化机组功率很快会被CF方式下的负荷调节系统拉回。

图8 机跟炉控制方式下一次调频原理图
可见CCS不管是BF还是TF，DEH侧一次调频变化机组功率很快会被CCS的负荷调节系统拉回，所以CCS侧必须设置一次调频功能。

2)机组不同控制方式下一次调频性能的比较
对于TF方式，即在功率指令上增加一次调频的功率变化要求，主蒸汽压力调节回路也会对一次调频有较大抑制作用，为此要对TF下的一次调频逻辑进行一些修改，使一次调频动作时，主蒸汽压力在允许的范围内，闭锁与一次调频反向汽机指令变化，使机组能释放出一部分蓄热来满足一次调频的变负荷要求。

图13的曲线3是TF和DEH一同时投入一次调频功能的负荷变化曲线，这种组合的一次调频性能比BF时差，而且TF单投一次调频功不能满足一次调频要求。

图9的曲线4是BF单投入一次调频功能的负荷变化曲线，从中可以看出，由于没有DEH帮助，初期变负荷性能比曲线2慢些，但总体性能还比较好。

对于BF方式，只要在功率指令上增加一次调频的功率变化要求，这样CCS功率指令与DEH侧同步变化，使CCS和DEH二侧调节系统对调门的变化一致，图9的曲线2是BF和DEH同时投入一次调频功能的负荷变化曲线，这种组合的一次调频性能是最好的。

6CCS侧一次调频控制功能的关键技术改进
1)设计一次调频动作时将机组自动切至CBF方式的控制逻辑
根据上一节不同控制方式下机组一次调频性能的比较分析可知，当一次调频动作时将机组切至以炉跟机为基础的协调控制方式的一次调频性能是最好的。

图9：不同控制方式下一次调频变负荷性能比较
2)设计闭锁与调频反向负荷指令功能。

CCS侧增加一次调频的功率变化要求后，如图10，CCS的实际功率指令是AGC功率指令与一次调频功率变化要求值之和，一次调频的功率变化要求应设置在功率指令处理的“功率变化率”和“功率上下限”之间，这样即能实现一次调频快速变负荷，又能保证机组的发电功率控制在允许的范围内。

在一次调频与AGC变化方向不一致时，一次调频的动作应优先，当电网频率下降时，应闭锁功率的指令减小，同样电网频率上升时应闭锁功率指令增加，通过把功率增或减速率设置为0的方法实现负荷指令的反向闭锁。

3)设计闭锁与调频反向CCS调门指令功能
当电网频率出现偏差时，CCS侧最初的一次调频功能应协同DEH侧一次调频作用，闭锁与一次调频反向的调节作用。

电网频率下降时应闭锁关汽机调门的调节作用，同样电网频率上升时应闭锁开汽机调门的调节作用。

图10：燃煤机组负荷指令处理功能框图
4)引入给水变化协助调频
由于超临界机组蓄热小，一次调频不能持续，如果没有给水的变化，将不能完成较大幅度和持续的一次调频任务。

引入给水变化的主要设计要点如下：
变负荷时适量适时地加入给水超调。

适量适时的含义是使过热蒸汽减温水量不出现反方向波动，使给水的超调能反映到蒸汽流量的变化上。

●一次调频变负荷时加快给水超调前馈的响应时间。

给水指令滞后煤量指令的
本意是动态补偿煤、水对热负荷的响应迟延差异，从而保证煤/水比，但一次调频动作时需要快速变负荷并维持到频率恢复，为保证一次调频性能，给水的滞后时间应合适。

●设计CCS锅炉侧一次调频控制功能
汽机调门承担一次调频变负荷任务，是一种能量透支，引入给水超调也是一种能量透支，因此除了锅炉指令应与汽机调门同步按比例变化外，相应应引入与一次调频给水超调相对应的煤量超调，这样一方面可以使机组功率变化达到一次调频的永态要求值，使机组能承担较长时间的一次调频变负荷任务，另一方面，用以平衡机组的能量变化，使蒸汽参数恢复到额定状态。

图11：田集电厂＃1机组CCS+DEH_6rpm_080603
7结语
1)一次调频功能对电网、电厂的安全性、可靠性都具有十分重要的意义，通过
对600MW超临界机组一次调频实施技术的研究，并在皖电东送600MW超临机组一次调频性能优化多个项目的实践，比较全面地总结了超临界机组一次调频功能实现的关键技术，不仅使机组的一次调频功能可以长期安全投入，而且使机组的一次调频性能优宜，从而满足电网的调频需要。

2)希望通过这篇文章能够给正从事超临界机组控制系统设计、调试的同行带来
一些参考和帮助。

如有错误之处，还望指正。

作者简介：
沈丛奇：华东电力试验研究院有限公司明华公司副总经理、高级工程师单英雷：华东电力试验研究院有限公司高级工程师。