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　　摘要：
　　　　
　　福建省调曾抽查了华能福州电厂机组的一次调频性能，其得出的结论是：一二期四台机组的一次调频性能均达不到省网的要求，普遍存在响应时间不及时、响应幅度太小、响应持续时间不足等缺陷。福建省调要求尽快解决控制逻辑、汽轮机机械等方面存在的问题，否则考核电量。电厂技术人员*依靠自身力量积极行动，成立专门优化小组，研读相关书籍论文，在跟踪、观察、记录一期机组多项数据的基础上，拟就了一套逻辑优化方案，并通过试验验证优化逻辑及调整参数，逐步提升了一次调频性能，zui终做到了满足电网技术参数的要求。
　　
　　一、搭设一次调频功能框架
　　
　　1.主机DEH回路的逻辑优化
　　
　　一次调频影响值作为一个前馈加到数字电液调节系统DEH的汽机负荷PID调节器的前方，它要经过比例、积分等耗时运算后才对汽轮机调门产生影响，所以响应电网频率波动的能力差。电厂优化小组将一次调频影响同时作用于汽机负荷PID调节器的前后回路上，配与通过理论计算与在线试验得出的运算参数，其在实践中表现出了良好的一次调频响应能力。请参见下图。　　
　　原来的PID调节器前一次调频作用力太小，逻辑优化中适当增加了PID调节器前一次调频影响的权重（提高至约30%）。至于PID调节器后一次调频的直接影响，电厂优化逻辑及参数做到：电网事故后导致的频率偏差换算过来的转速偏差超过7RPM时，它能够有15MW左右负荷变化的贡献。同时，电厂也考虑了机组正常负荷区间一次调频的作用限制：若机组负荷指令大于340MW，PID调节器后一次调频影响只为负（“负”指减少汽轮机调门指令使其出力降低，“正”指增加汽轮机调门指令使其出力升高），避免出现下述情况：机组带350MW满负荷运行，电网周波突降，迫使汽轮机出力提高，甚至提高至360MW以上；若发电机负荷在190MW-340MW之间，PID调节器后一次调频影响可正可负；若发电机负荷在175MW-190MW之间，PID调节器后一次调频影响只为正，避免出现下述情况：机组带175MW以下负荷运行，电网周波突升，迫使汽轮机出力降低，甚至降低至175MW以下；其它情况下（如：汽机冲转、阀切换、机组低于175MW负荷运行），PID调节器后一次调频影响为0。
　　
　　2.机组APC协调回路的逻辑优化
　　
　　一期机组原来的机组APC协调回路中的一次调频没有经过调试，也基本不适用于现今的情况，优化小组将其*删除，在APC的负荷设定值回路加上电网周波变化（取转速变化）要求的负荷设定值变化量。APC回路中的一次调频功能在机组负荷指令为340MW、190MW、175MW等几个节点上下的动作特性同DEH的类似，但它在APC中逻辑相对简单，因为它不需考虑汽机负荷PID调节器前后的作用量等复杂事宜。
　　
　　二、试验法优化一次调频功能
　　
　　1.利用仿真机优化一次调频功能
　　
　　充分利用华能福州电厂有仿真机的*条件，在实动试验前先拟定好一次调频优化逻辑与参数的框架。此套仿真机不仅可以仿真操作员站画面而且软件模型所使用的逻辑同机组DCS的组态逻辑也是*一样的。优化小组将一次调频逻辑及参数先植入仿真系统中进行一次调频模拟试验，并在其上先行优化调整，然后再植入主机的控制器中，结果证明：电厂的一期仿真系统拥有较高的仿真效果，在仿真机上验证后的逻辑参数大约30％以上在实际的机组中工作良好。利用仿真机先行调试使得实动试验优化的试验次数及幅度减少了，也有效地降低了一次调频试验对机组的扰动。
　　
　　2.实动试验法优化一次调频功能
　　
　　利用机组DCS工程师站模拟电网故障情况，在机组的典型负荷点（从175MW至350MW，间隔25MW为一个负荷点，共8个负荷点）上做了大量一次调频试验，获取宝贵的一手数据，不仅实际验证了各负荷点上逻辑动作的正确性，更做到了一次调频的性：比如，在250MW这个负荷点上，不仅做电网周波不同幅度突升（2rpm、4rpm、7rpm、10rpm等）的逻辑参数，也做电网周波不同幅度突降（也是2rpm、4rpm、7rpm、10rpm等）的逻辑参数，zui终得出的一次调频优化后的逻辑就相当的（例如：对于不同方向的相同程度的频率变化，主机调门的开启与关闭的速率及幅度均不相同）。一次调频的性使得其功能满足了电网的要求，由于没有过度动作，也保证机组的稳定安全。
　　
　　三、一次调频相关逻辑优化
　　
　　1.一次调频动作引发主蒸汽管安全阀动作的逻辑优化
　　
　　在高负荷区（≥290MW），系统高周的一次调频会引发高旁动作。其解决方案是：当主汽压力>167kgf/cm2时，一次调频自动退出，当主汽压不高时（≤167kgf/cm2）再自动投入。
　　
　　2.机组APC协调回路的逻辑优化
　　
　　2台给煤机带较高负荷、或3台给煤机带较低负荷运行，若一次调频动作使负荷往上、或往下，会使给煤机给煤量超限（实际给煤量高于45t/h、或小于18t/h）导致给煤机自动方式退出、煤主控自动方式退出、协调退成机跟踪。其解决方案是：一次调频动作时，限制给煤机的指令上下限为：43t/h、20t/h。这样，一次调频动作时，实际的给煤率一般不会超过上限45t/h、或下限18t/h，给煤机的自动方式、协调方式就不会退出，一次调频可完整动作。
　　
　　3.机组低负荷运行时一次调频动作引发机组协调振荡的逻辑优化
　　
　　低负荷区（180－190MW附近），一次调频有时会引发机组协调振荡。其解决方案是：调整DEH汽轮机负荷调节PID的参数，使＃1机组的低负荷振荡现象基本解决、＃2机组振荡现象大幅减轻。
　　
　　4.机组低负荷运行时一次调频动作引发机组给水调节振荡的逻辑优化
　　
　　一次调频动作幅度大时，主机机前压力变化较大，汽包压力变化也大，导致汽包水位出现较大改变（机组低负荷时尤其明显），机组出现以下现象：两台小机开始抢水、其zui小流量阀开启/关闭往复动作，给水调节振荡发散。电厂将zui小流量阀开启作为前馈（微分器）加到小机转速指令回路中，并给该前馈赋予较大的作用，其作用明显：即使一次调频后汽包水位波动大、甚至zui小流量阀开启，给
　　
　　水调节回路仍然能够将水位自动调回零位。
　　
　　5.其它的已解决的技术问题还有
　　
　　DEH转速取值逻辑、高低周动作幅度区分、负荷区判断、一次调频作用量斜率取值等。
　　
　　结果：华能福州电厂一次调频优化后，经历了多次的福建电网的频率波动，优化后的一次调频功能年年受到省调的奖励，而且一次调频动作对自身机组的影响较小。