【摘要】　根据铜陵电厂3号机组一次调频功能的试验情况，分析机组在几个不同的典型工况下，一次调频响应能力、特点及进行一次调频对机组安全性与稳定性的影响，确定能满足机组参加电网一次调频的最优运行与控制方式。通过对不同控制方式下全省联调试验数据分析，指出在CCS、DEH调频功能均投入的控制方式下，机组参加一次调频功能的负荷响应较快，功率波动不大，有关指标满足性能要求。

【关键词】　一次调频；不等率；电网频率；DEH；CCS

随着大容量机组在电网中的比例不断增大，以及因电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，大容量机组的运行方式也逐步发生了变化，大容量机组需要根据电网中心调度所的负荷需求量和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频。为进一步提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力，根据国家电力公司华东公司的要求，网内各电厂相应开展了大机组一次调频功能的试验工作，随后安徽电网进行了一次调频联调试验，为投运做好准备。铜陵电厂3号机组是哈尔滨动力股份有限公司制造的300MW引进型机组，锅炉为强制循环汽包炉，制粉系统为中间储仓式热风送粉系统。DCS系统为美国MCS公司的MAX 1000+PLUS系统，DEH为新华公司的DEH-IIIA系统。

1　一次调频功能

对于大容量火电机组CCS及DEH系统均设计一次调频功能，尽管不同机组的CCS主控系统原理有所不同，但其一次调频原理还是相同的。

1.1 CCS系统一次调频功能

CCS主控系统采用的是MCS公司的专利技术DEB400直接能量平衡控制系统。CCS主控系统的原理如图1所示。

图1　DEB400协调控制系统原理

CCS系统正常运行方式：ACC+DEB(直接能量平衡)+TB(Turbinc Base)，锅炉调压，CCS至DEH的遥控口投入，CCS通过DEH遥控口控制汽机调门调节功率。CCS主控系统中AGC的功率指令或运行人员的给定功率指令经过限幅及速率限制后与电网频差所校正的负荷指令进行迭加，迭加的功率指令送至功率PID调节器控制汽轮机调门开度。其转差一功率函数模块f(x)曲线如图2所示，转差信号来自DEH系统的转速信号，其主要参数设置为，转速不等率：5%；转差死区：±2r/min；转差调节范围：+12r/min；负荷调节限幅：±20MW。当转差信号在死区内时，频差信号切除，函数器输出为0MW，机组不参加调频；死区的设置是为了避免机组输出电功率频繁抖动，只有当转差信号超出±2r/min时，机组才根据超出大小参加调频；当转差信号超出+12r/min时，函数器输出保持±20MW不变。函数器特性的斜率代表了电网对机组调频负荷分配比例，函数斜率越大，转速不等率越小，机组调频能力越强；函数斜率越小，转速不等率越大，机组调频能力越弱。300MW机组通常调节系统转速不等率取值为5%。CCS系统的一次调频功能只有在DEB+TB投入才起作用。

图2　转差—功率函数曲线

1.2　DEH系统一次调频功能

DEH系统一次调频功能的转差—功率函数模块曲线与CCS系统相同，电网频差所校正的负荷指令直接迭加到DEH系统负荷需求上去控制调门。

2　一次调频功能单机试验

2.1　单机试验

选取两个比较典型的运行工况：机组负荷分别为90%ECR、60%ECR，DEH为顺序阀控制，机组定压运行，AGC解除，分别在下列控制方式下进行一次调频功能试验。转差信号采取强制DEH系统的转速信号，使转速值上升7r/min或下降7r/min。

2.1.1　DEH调频投入方式下：CCS系统侧DEB投入，锅炉自动调压。CCS至DEH的遥控口解除，DEH系统功率及压力调节回路解除，一次调频功能投入。

2.1.2　CCS调频投入方式下：CCS系统侧DEB+TB(汽机基本)+一次调频功能投入，锅炉自动调压，汽机调功。DEH侧遥控口投入，DEH系统功率、压力调节回路及一次调频功能解除。

2.1.3　CCS+DEH调频投入方式下：CCS系统侧DEB+汽机基本+一次调频功能投入，锅炉自动调压，汽机调功。DEH侧遥控口投入，DEH系统功率、压力调节回路解除，一次调频功能投入。

2.1.4　单机一次调频功能试验数据

此次调频功能试验数据见表1、表2。

表1 90%ECR工况下一次调频试验数据

控制方式	汽机转速 /(r·min-1)	功率变化值/MW	功率增减量达到理论值的时间/s	主汽压变化值/MPa	水位变化值/mm	过热汽温变化值/℃
DEH调频 功能投入	2293	269.0→281.0	20	16.34→16.09	-35→-10	539.0→536.0
	3007	278.2→268.0	15	16.10→16.38	-51→-66	540.7→540.8
CCS调频 功能投入	2993	269.8→285.0	45	16.27→15.89	-47→-26	540.2→537.4
	3007	279.5→267.0	40	16.34→16.61	-58→-95	538.0→541.6
CCS+DEH调 频功能投入	2993	269.6→280.9	30	16.38→16.07	-58→-24	541.5→535.0
	3007	279.8→268.3	15	16.25→16.70	-64→-55	533.0→537.8

表2 60%ECR工况下一次调频试验数据

控制方式	汽机转速 /(r·min-1)	功率变化 值/MW	功率增减量达到理论值的时间/s	主汽压变化值/MPa	水位变化值/mm	过热汽温 变化值/℃
DEH调频 功能投入	2293	179.0→184.0		12.54→12.34	-69→-23	530.6→529.2
	3007	184.2→179.5		12.27→12.40	-83→-88	530.3→532.8
CCS调频 功能投入	2993	185.7→201.0	75	12.83→12.51	-73→-32	536.0→534.0
	3007	195.0→178.0	75	12.74→13.00	-78→+20	536.0→538.4
CCS+DEH调 频功能投入	2993	185.7→196.6	30	12.77→12.54	-36→-32	530.0→531.0
	3007	195.2→183.3	29	12.73→13.11	-35→-60	535.0→537.6

注：在DEH调频功能投入控制方式下，因功率增减量未达到10MW,所以没有记录此试验数据。

2.2　试验数据分析

2.2.1　DEH调频功能投入

90%ECR的运行工况，当转速阶跃变化±7r/min时，负荷变化响应较快，功率变化10MW的响应时间t≤20s，但汽机关调门时功率响应时间比开调门时要小，有关主要参数变化均不大，此工况下机组可满足一次调频的快速要求；60%ECR的运行工况，当转速阶跃变化±7r/min时，负荷变化响应较快，但功率变化量最大值仅为5MW，原因是在不同的负荷(压力)下，相同的调门变化量改变的负荷值不同。由于大部分机组设计为正常运行时，功率调节是CCS通过EDH遥控口控制汽机调门来实现的。当CCS系统的一次调频功能不投时，CCS系统对DEH系统一次调频功能的作用是反向的，使机组参加一次调频作用不大。因此，这种控制方式下的一次调频功能仅仅适用于功率完全是通过DEH系统调节的机组。

2.2.2 CCS调频功能投入

90%ECR的运行工况，当转速阶跃变化±7r/min时，负荷变化响应时间满足要求，功率变化10MW的响应时间均接近45s，有关主要参数变化均不大，此工况下机组可满足一次调频的快速要求；但在60%ECR的运行工况，当转速阶跃变化±7r/min时，负荷变化响应较慢，功率变化10MW的时间均为75s，CCS至DEH的调门指令变化幅度较大，机组功率、汽包水位波动较大，因此，在这种负荷工况及控制方式下，机组不宜参加一次调频，否则，不利于机组稳定运行。

2.2.3 CCS+DEH调频功能投入

90%ECR的运行工况，当转速阶跃变化±7r/min时，负荷变化响应时间满足要求，功率变化10MW的响应时间t≤30s，功率超调量1.2MW，有关主要参数变化均不大，此工况下机组可满足一次调频的快速要求；60%ECR的运行工况，当转速阶跃变化±7r/min时，结果表明负荷变化响应基本满足要求，功率变化10MW的响应时间均为30s，有关主要参数变化均不大，此工况下机组可满足一次调频的快速要求。

在CCS+DEH控制方式下，一方面由于DEH系统侧功率对转差响应较快；另一方面由于CCS系统侧具有对功率的校正调节作用，两侧的一次调频投入后，在转速阶跃变化后的初期由于两侧一次调频的迭加作用，调门开大或关小的速度要大于纯DEH或纯CCS控制方式下的速度，功率变化响应时间要小于纯DEH或纯CCS控制方式下的时间，且随后由于CCS系统侧具有对功率的校正调节作用，超调的功率被CCS系统迅速拉回，使功率较快达到目标值，且不会有大的超调量。试验表明，这种控制方式是满足机组在不同负荷下参加电网一次调频的最优方式，这与安徽省内其他300MW机组的试验结果是一致的。

3　全省联调试验

按安徽省电力公司的布置，2001年12月21日13:30安徽电网进行了一次调频联调试验，电网频率扰动采用华东天荒坪抽水蓄能电站600MW机组的抽水机组跳闸或发电机组跳闸来实现。全省共15台火电机组(铭牌总容量4437MW)参加联调试验，铜陵电厂3号机组试验时的运行方式：CCS系统运行方式为AGC(AGC指令固定)+DEB(直接能量平衡)+TB(汽机基本)、定压、顺序阀运行。根据单机一次调频功能试验结果，CCS及DEH系统一次调频功能均投入(省内其它300MW机组也采取此方式)。试验时机组负荷为70%ECR。

3.1　试验方法及结果

3.1.1　一次调频自调节试验

一次调频功能切除，通过天荒坪抽水蓄能电站600MW容量的抽水机组跳闸，使电网频率快速上升。目的是了解安徽电网负荷的频率响应特性。此次自调节试验从抽水机组跳闸开始经过25s电网频率达到50.179Hz，液压机组出力由1886.6MW降到1838.3MW，在华东电网的作用下，电网频率经过385s回到调频死区。

3.1.2　电网频率下降试验

通过开荒坪抽水蓄能电站600MW容量的发电机组跳闸，使电网频率下降。通过发电机组跳闸，经过65s电网频率达到49.88Hz，由于调频机组的共同作用，安徽电网调频机组出力由3182.4MW经过105s上升到3306.4MW，一次调频机组调节增量124MW，达到一次调频机组铭牌总容量的2.8%，电网频率历时205s回到调频死区。

3.1.3 电网频率上升试验

通过天荒坪抽水蓄能电站600MW容量的抽水机组跳闸，使电网频率上升。通过抽水机组跳闸，经过20s电网频率达到50.104Hz，由于调频机组的共同作用，安徽电网调频机组出力由3339.7MW经过125s上升到3230.4MW，一次调频机组调节减量109.3MW，达到一次调频机组铭牌总容量的2.5%，电网频率历时200s回到调频死区。

3.1.4 3号机组联调试验主要数据(见表3)

表3 3号机一次调频试验数据

控制方式	汽机转速极限值/(r·min-1)	负荷变化值/MW	负荷增减量达到理论值的时间/s	频率恢复到扰动前的时间/s	主汽压变 化值/MPa	过热汽温 变化值/℃
调频功能切除时的自调节试验	3010	无变化		385	无变化	无变化
调频功能投入时的频率下降试验	2993	210.18→220.01 (无超调)	62(理论增加量10MW)	205	14.55→14.08	542.6→540.0
调频功能投入时的频率上升试验	3006	229.64→220.04 (超调1.6MW)	60(理论减少量8MW)	200	14.33→14.63	537.4→538.6

3.2 全省联调试验数据分析

试验数据进一步表明：CCS、DEH调频功能均投入方式下，机组参加一次调频的负荷。向应较快，机组功率波动不大，有关参数控制稳定，指标满足性能要求；但由于频率扰动采用电网内的机组跳闸方式实现，电网频率上升或下降的速率较慢，使得负荷增减量达到理论值的时间比单机试验时采用转速阶跃扰动的响应时间慢些(单机试验时负荷增减量达到理论值时间为30s左右)。试验结果证实：当华东电网失去600MW发电/用电容量时，如果一次调频功能不投入，则电网频率变化幅度可达0.179 Hz，依靠华东电网其它机组作用，全网需用385s将电网频率拉回至正常水平；若一次调频功能投入，安徽电网一次调频机组总出力变化量可达120MW水平，使得电网频率变化幅度减小为0.11Hz，电网频率拉回至正常水平的时间缩短至200s。因此，一次调频功能的作用是明显的。

4 结束语

4.1 通过单机对几个负荷工况下不同的控制方式的试验结果比较及全省联调试验数据分析，在CCS、DEH调频功能均投入控制方式下，机组参加一次调频的负荷响应较快，机组功率波动不大，有关指标满足性能要求。在此控制方式下，一次调频对汽包水位、过热蒸汽温度、汽机第一级金属温度影响并不显著，汽包水位能控制在设定值的±40mm内，对机组安全性与稳定性的影响较小，是控制系统满足机组参加电网一次调频的最佳运行方式。转差一功率函数模块f(x)的功率限幅值宜设置为3%～4% ECR；如设置过大，将使汽压、水位波动大，影响机组安全稳定运行。

4.2　机组正常运行时，如果功率由CCS系统调

节，CCS系统投入协调后，不能采取单独投DEH侧的一次调频回路方式，否则，在参加调频时由DEH系统引起的负荷增减量将被CCS系统迅速拉回，机组达不到参加一次调频要求。CCS系统的一次调频功能只有CCS系统在TB(Turbine Base)方式下才起作用。

4.3　同省内几台300MW自然循环汽包锅炉的机

组试验结果相比，强制循环汽包锅炉因汽包容积较小，锅炉蓄热能力较小，在汽机调门快速关小时，主蒸汽压力上升较慢，幅度不大，有利于电网高频率时机组参加一次调频；在汽机调门快速开大时，主蒸汽压力下降较快，幅度较大，不利于电网低频率时机组参加一次调频。因此，对强制循环汽包锅炉的机组，函数f(x)在电网负频差区间的斜率宜设置小一些，即转速不等率设置大一些；自然循环汽包锅炉的机组则与此相反，函数在电网正频差区间的斜率宜设置小一些，有利于机组的稳定运行。

4.4　由于单台机组一次调频的作用是非常有限的，要使每台机组一次调频功能在电网中发挥应有作用，网内具有一定容量的机组必须同时参与调节。只有这样，机组一次调频功能投入后，才会对提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力发挥重要作用。安徽电网具备一次调频功能机组已于2002年1月21日正式投入了该功能，电网调度中心应结合AGC制定有关考核规定，并采取一定的激励机制，使具备条件的机组能正常投入发挥作用。