摘要：
　　　　
　　福建省調曾抽查了華能福州電廠機組的一次調頻性能，其得出的結論是：一二期四臺機組的一次調頻性能均達不到省網的要求，普遍存在響應時間不及時、響應幅度太小、響應持續時間不足等缺陷。福建省調要求盡快解決控制邏輯、汽輪機機械等方面存在的問題，否則考核電量。電廠技術人員*依靠自身力量積極行動，成立專門優化小組，研讀相關書籍論文，在跟蹤、觀察、記錄一期機組多項數據的基礎上，擬就了一套邏輯優化方案，并通過試驗驗證優化邏輯及調整參數，逐步提升了一次調頻性能，zui終做到了滿足電網技術參數的要求。
　　
　　一、搭設一次調頻功能框架
　　
　　1.主機DEH回路的邏輯優化
　　
　　一次調頻影響值作為一個前饋加到數字電液調節系統DEH的汽機負荷PID調節器的前方，它要經過比例、積分等耗時運算后才對汽輪機調門產生影響，所以響應電網頻率波動的能力差。電廠優化小組將一次調頻影響同時作用于汽機負荷PID調節器的前后回路上，配與通過理論計算與在線試驗得出的運算參數，其在實踐中表現出了良好的一次調頻響應能力。請參見下圖。　　
　　原來的PID調節器前一次調頻作用力太小，邏輯優化中適當增加了PID調節器前一次調頻影響的權重（提高至約30%）。至于PID調節器后一次調頻的直接影響，電廠優化邏輯及參數做到：電網事故后導致的頻率偏差換算過來的轉速偏差超過7RPM時，它能夠有15MW左右負荷變化的貢獻。同時，電廠也考慮了機組正常負荷區間一次調頻的作用限制：若機組負荷指令大于340MW，PID調節器后一次調頻影響只為負（“負”指減少汽輪機調門指令使其出力降低，“正”指增加汽輪機調門指令使其出力升高），避免出現下述情況：機組帶350MW滿負荷運行，電網周波突降，迫使汽輪機出力提高，甚至提高至360MW以上；若發電機負荷在190MW-340MW之間，PID調節器后一次調頻影響可正可負；若發電機負荷在175MW-190MW之間，PID調節器后一次調頻影響只為正，避免出現下述情況：機組帶175MW以下負荷運行，電網周波突升，迫使汽輪機出力降低，甚至降低至175MW以下；其它情況下（如：汽機沖轉、閥切換、機組低于175MW負荷運行），PID調節器后一次調頻影響為0。
　　
　　2.機組APC協調回路的邏輯優化
　　
　　一期機組原來的機組APC協調回路中的一次調頻沒有經過調試，也基本不適用于現今的情況，優化小組將其*刪除，在APC的負荷設定值回路加上電網周波變化（取轉速變化）要求的負荷設定值變化量。APC回路中的一次調頻功能在機組負荷指令為340MW、190MW、175MW等幾個節點上下的動作特性同DEH的類似，但它在APC中邏輯相對簡單，因為它不需考慮汽機負荷PID調節器前后的作用量等復雜事宜。
　　
　　二、試驗法優化一次調頻功能
　　
　　1.利用仿真機優化一次調頻功能
　　
　　充分利用華能福州電廠有仿真機的*條件，在實動試驗前先擬定好一次調頻優化邏輯與參數的框架。此套仿真機不僅可以仿真操作員站畫面而且軟件模型所使用的邏輯同機組DCS的組態邏輯也是*一樣的。優化小組將一次調頻邏輯及參數先植入仿真系統中進行一次調頻模擬試驗，并在其上先行優化調整，然后再植入主機的控制器中，結果證明：電廠的一期仿真系統擁有較高的仿真效果，在仿真機上驗證后的邏輯參數大約30％以上在實際的機組中工作良好。利用仿真機先行調試使得實動試驗優化的試驗次數及幅度減少了，也有效地降低了一次調頻試驗對機組的擾動。
　　
　　2.實動試驗法優化一次調頻功能
　　
　　利用機組DCS工程師站模擬電網故障情況，在機組的典型負荷點（從175MW至350MW，間隔25MW為一個負荷點，共8個負荷點）上做了大量一次調頻試驗，獲取寶貴的一手數據，不僅實際驗證了各負荷點上邏輯動作的正確性，更做到了一次調頻的性：比如，在250MW這個負荷點上，不僅做電網周波不同幅度突升（2rpm、4rpm、7rpm、10rpm等）的邏輯參數，也做電網周波不同幅度突降（也是2rpm、4rpm、7rpm、10rpm等）的邏輯參數，zui終得出的一次調頻優化后的邏輯就相當的（例如：對于不同方向的相同程度的頻率變化，主機調門的開啟與關閉的速率及幅度均不相同）。一次調頻的性使得其功能滿足了電網的要求，由于沒有過度動作，也保證機組的穩定安全。
　　
　　三、一次調頻相關邏輯優化
　　
　　1.一次調頻動作引發主蒸汽管安全閥動作的邏輯優化
　　
　　在高負荷區（≥290MW），系統高周的一次調頻會引發高旁動作。其解決方案是：當主汽壓力>167kgf/cm2時，一次調頻自動退出，當主汽壓不高時（≤167kgf/cm2）再自動投入。
　　
　　2.機組APC協調回路的邏輯優化
　　
　　2臺給煤機帶較高負荷、或3臺給煤機帶較低負荷運行，若一次調頻動作使負荷往上、或往下，會使給煤機給煤量超限（實際給煤量高于45t/h、或小于18t/h）導致給煤機自動方式退出、煤主控自動方式退出、協調退成機跟蹤。其解決方案是：一次調頻動作時，限制給煤機的指令上下限為：43t/h、20t/h。這樣，一次調頻動作時，實際的給煤率一般不會超過上限45t/h、或下限18t/h，給煤機的自動方式、協調方式就不會退出，一次調頻可完整動作。
　　
　　3.機組低負荷運行時一次調頻動作引發機組協調振蕩的邏輯優化
　　
　　低負荷區（180－190MW附近），一次調頻有時會引發機組協調振蕩。其解決方案是：調整DEH汽輪機負荷調節PID的參數，使＃1機組的低負荷振蕩現象基本解決、＃2機組振蕩現象大幅減輕。
　　
　　4.機組低負荷運行時一次調頻動作引發機組給水調節振蕩的邏輯優化
　　
　　一次調頻動作幅度大時，主機機前壓力變化較大，汽包壓力變化也大，導致汽包水位出現較大改變（機組低負荷時尤其明顯），機組出現以下現象：兩臺小機開始搶水、其zui小流量閥開啟/關閉往復動作，給水調節振蕩發散。電廠將zui小流量閥開啟作為前饋（微分器）加到小機轉速指令回路中，并給該前饋賦予較大的作用，其作用明顯：即使一次調頻后汽包水位波動大、甚至zui小流量閥開啟，給
　　
　　水調節回路仍然能夠將水位自動調回零位。
　　
　　5.其它的已解決的技術問題還有
　　
　　DEH轉速取值邏輯、高低周動作幅度區分、負荷區判斷、一次調頻作用量斜率取值等。
　　
　　結果：華能福州電廠一次調頻優化后，經歷了多次的福建電網的頻率波動，優化后的一次調頻功能年年受到省調的獎勵，而且一次調頻動作對自身機組的影響較小。