300MW火电机组一次调频试验方案及应用

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【摘要】主要介绍了国电宣威电厂300mw机组≠≠8机的系统改造过程中的一次调频试验方案，分析了一次调频试验条件及方法，通过对实验结果数据研究可以得出#8机组无论DEH阀控、CCS方式下的一次调频功能投入后，能够发挥快速响应电网频差变化作出正确反应以抵御电网频率波动的作用，功能完备且动态响应参数指标能够满足系统改造，可投入使用。

【关键词】300MW；火力发电机组；一次调频

【中图分类号】TM611 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）11-0198-01

1、引言

随着火电机组容量的不断增大和电网动态稳定重要性的提升，电网对火电厂机组安全性和反应速度的要求越来越高。而一次调频系统的成功投运，将直接影响机组的安全稳定运行及入网电能的质量，同时也直接影响发电厂的市场竞争能力。一次调频指的是根据发电机和电网频率的偏差及电网的频率特性，计算出负荷需求，通过一次调频控制系统，控制调频机组加、减负荷，直到将机组频率调至额定范围。一次调频需要汽机迅速动作，最好同时有锅炉燃烧系统的调整，一支持调频能量。本文结合国电宣威电厂300MW机组#8机的改造，给出一次调频控制系统的构成、一次调频试验方案和一次调频的试验数据。

2、一次调频控制系统的构成

国电宣威电厂#8机组主机采用东方汽轮机厂300MW机组汽轮发电机组，锅炉配置5台磨，每台磨布置4个燃烧器，设置3层油燃烧器。制粉燃烧系统采用正压直吹送粉系统，锅炉采用低氮燃烧器，同步建设烟气脱硫及脱硝设施。烟风系统按平衡通风设计，一次风机、送风机型式选择为动叶可调轴流式风机，引风机的型式选择为静叶可调轴流式风机；给水系统每台汽轮机发电机组设置2台50%容量的汽动给水泵及1台50%容量的电动定速给水泵；机组设35%BMCR容量高低压两级旁路系统。

机组机炉主控制系统『1]即分散控制系统（DCS）采用国电智深公司生产的EDPF NT+分散控制系统，包括以下功能：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、旁路控制系统（BPS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制系统（sCS）、汽轮机数字电液控制系统（DEH）、汽动给水泵数字电液控制系统（MEH）等系统。MCS功能包括AGC、协调控制系统及子控制系统，控制机组的负荷、主蒸汽压力、主蒸汽温度、炉膛压力、烟气含氧量等主要运行参数。协调控制采用直接能量平衡控制策略（DEB），在DCS中设计有AGC、一次调频与RB功能。

3、一次调频的试验及应用

3.1 调频功能投切试验

正式进行试验前，在开机运行条件下，对改动后的机组一次调频功能投切逻辑进行了买际测试。强制调频出口为0，让操作人员实际在操作员站上进行多次实际投切，观察投切功能是否工作正常，操作员监视画面是否指示正确。

3.2 灵敏度试验

3.2.1 试验条件

机组协调控制在手动方式（汽机主控和锅炉主控均在手动方式）、DEH在遥控顺序阀方式下，手动调整负荷至255.48MW，锅炉处于燃料手动方式下，送风、引风、一次风、给水投入自动。

3.2.2 试验方法

人工模拟±3.5r/min的转速差信号注入系统，其中人工死区为±2r/min，因此实际发生作用的转速差为±1.5r/min，考察系统有功出力是否发生明显变化；若有，则满足《管理规定》中对300MW火电机组电液调节系统迟缓率要求（

在DEH侧逻辑频差计算中，确证试验切换开关在切除位（转速计算采用试验值而非实际转速），强制试验切换开关在切除位（协调主控画面内），将试验切换开关置于试验位后自动生成对应输入转差的调频修正值，作用于调频计算回路；退出试验切换开关置于切除位（后续所有试验步骤的转速差注入系统及退出方法于此同）。

3.2.3 试验结果

为保证灵敏度测试不受调速系统硬件回路装配间隙的影响，我们尽量注入系统的转速差为正负两个方向的信号。

3.3 DEH阀控方式下2993.5r/min、3006.5r/min试验转速一次调频动态试验：

3.3.1试验条件

-6.5r/min扰动试验，机组运行在2700MW附近（90%MCR）；+6.5r/min扰动试验，机组运行在280MW附近（93.3%MCR），机组协调控制在手动方式、DEH在遥控顺序阀方式下，锅炉侧燃料手动，送风、引风、水位回路投入自动。

3.3.2 试验结果及分析

+6.5r/min扰动试验和-6.5r/min扰动试验结果可以清楚的分析出#8机组一次调频对频差信号的有功出力响应情况，包括响应滞后时间以及达到稳定前的动态晴况。

从结果可以看出：对应±6.5r/min频差（0.1083Hz），按照火电机组设定的调差系数5%，此时机组有功出力变化应为±3%（+9MW），#7机组协调控制在手动方式KDEH在遥控顺序阀方式下的响应速度较快（2秒左右），在频差阶跃信号发生后45秒时机组有功功率变化为高周约-11.3MW、地周约+11.6MW。

3.4 DEH阀控方式下2989r/min试验转速一次调频动态试验：

3.4.1 试验条件：

机组运行在267.7MW（89.2%MCR）机组协调控制在手动方式、DEH在遥控顺序阀方式下，锅炉侧燃料手动，送风、引风、水位回路投入自动。

3.4.2 试验结果及分析

机组-11r/min，SN差扰动试验动态响应曲线结显示，机组响应速度较快（2秒左右），在频差阶跃信号发生后45秒时机组有功功率变化约+18.3MW，从开始响应到达最大响应约57秒，出力最大变化约+19MW。离计算所得的响应目标+18MW差距较小，响应幅度基本满足要求。

3.5 CCS控制方式下3006.5r/min试验转速一次调频动态试验：-6.5r/min扰动试验

3.5.1 试验条件

机组运行在280MW附近（93.3%MCR）css控制方式滑压运行下，4台磨煤机运行，总煤量167.8t/h，锅炉侧燃料，送风、引风、水位回路均投入自动

3.5.2 实验结果及分析

机组CSS方式下+6.5r/min扰动试验动态响应结果可以看出：机组响应速度较快（2秒左右），响应初期由于DEH侧前馈作用使得响应速度较，和幅度与阀控方式下基本相当，在频差阶跃信号发生后40秒机组用功功率变化约8.3MW，已基本趋于响应目标值9MW，在频差阶跃信号发生后45秒时机组有功功率变化约8.28MW，69秒后基本趋于稳定。

3.6 cCS控制方式下3011r/min试验转速一次调频动态试验：

试验条件

机组运行在281MW附近（93.36%MCR）cSS控制方式滑压运行下，4台磨煤机运行，总煤量176.8t/h（总煤量最大限制设定为175t/h），因煤质较差为保证燃烧稳定，燃料自动调节最低煤量限制设定为140t/h），锅炉侧燃料，送风、引风、水位回路均投入自动。

试验结果及分析

机组CSS方式下+11r/min频差扰动试验动态响应结果可以看出：机组响应速度较快，在频差阶跃信号发生后45秒机组用功功率变化约17.8MW，60秒后基本趋于响应目标18.1MW，响应幅度满足要求。锅炉侧燃料33秒减少至最低煤量限制140t/h煤量，汽包水位调节正常，炉膛燃烧稳定。

4、结论

从以上试验结果数据我们就机组响应速度和响应幅度（包括机组调节稳定时间指标）两个方面讨论一下试验结果：

4.1 从所进行的各次试验结果来看，机组响应速度满足《管理规定》中对机组一次调频响应滞后时间不得超过3秒的要求：试验数据结果表明#8组从频差信号注入到机组出力发生明显变化之间的延时时差均在2秒以内（快速响应性能较好）。

4.2 响应幅度方面，从试验情况和结果分析来看，主要受两个方面因素的影响：第一是机组阀门流量特性和锅炉蓄热特性；第二是机组控制方式和控制系统动态性能。

总之从机组一次调频功能发挥作用的角度来看，能够抵御电网频率波动的作用，动态响应参数指标均满足《管理规定（试行）》中对稳定时间和调节速度的要求，具备直接投入条件。