馬仕洪,沈艷強,王 宇,居法立

(三門核電有限公司設備管理處，浙江 臺州 317112)

0 引言

電網頻率是保障電能質量的重要指標，頻率過低或過高都會影響電網的可靠運行[1]。造成電網頻率波動的原因是發(fā)電功率和負荷功率不匹配。一次調頻可快速調節(jié)發(fā)電機功率的響應隨機性負荷擾動，對提高電網頻率控制水平具有重要作用。

近年來，國內新能源(風電、光伏等)總裝機規(guī)模不斷增加，受其出力特性的制約，給電網頻率穩(wěn)定性帶來不利影響。因核電單機組裝機容量大，隨著核電機組總裝機規(guī)模的逐年提升，電網對核電機組參與調頻的需求日益強烈。南方電網已將具備調頻功能作為發(fā)電機組入網的條件。華東監(jiān)管局于2019年起對不具備調頻能力的核電機組給予考核，且考核有日益嚴格的趨勢。

因此，核電機組進行一次調頻技術研究和應用改造，既有提高電網抗擾動能力的社會價值，又有避免機組被電網考核的經濟價值。

本文對三門核電一期工程機組實施一次調頻改造的技術方案進行探索研究。

1 三門核電機組汽輪機控制功能分析

1.1 調速器控制原理

調整器(governor，GOV)通過改變汽輪機調節(jié)閥開度以控制汽輪機的蒸汽流量，進而實現(xiàn)對汽輪機轉速的控制。三門核電機組的轉速調節(jié)原理如圖1所示。

汽輪機通過轉速負反饋實現(xiàn)閉環(huán)控制：測量轉速并將其放大后反饋到輸入端，與轉速給定值進行比較，得到轉速偏差量并據此調節(jié)汽閥開度，從而改變蒸汽流量，實現(xiàn)轉速控制。由于負反饋的存在，若實際輸出值不等于給定值，調節(jié)系統(tǒng)將起作用，直到實際輸出值與給定值基本相等。

1.2 汽輪機控制模式

三門核電機組汽輪機的功率控制模式分為GOV控制和負荷限制(load limiter,LL)控制兩種[2]。兩種模式的輸出指令經低選模塊后獲得調速器位置指令(governoer position demand,GVPD)，再通過閥門特性曲線轉換為調閥開度指令[3]。三門核電機組汽輪機功率控制邏輯如圖2所示。

圖2 三門核電機組汽輪機功率控制邏輯框圖

1.2.1 GOV控制模式

GOV控制模式主要用于并網初期和孤島工況，以控制汽輪機轉速穩(wěn)定。GOV控制模式下，最重要的參數即轉速不等率δ。

(1)

式中：δ為轉速不等率；nmax為汽輪機空載時的轉速；nmin為額定功率時的轉速；n0為額定轉速[4]。

圖3 GOV模式下轉速調節(jié)曲線

在GOV控制模式下，只要存在轉速偏差，控制系統(tǒng)就會輸出對應的GOV負荷指令，從而調整調閥開度來響應該轉速偏差。

|1.2.2 LL控制模式

LL控制模式主要用于機組升功率階段及功率運行階段。其功能是控制汽輪機負荷穩(wěn)定。當汽輪機控制置于LL控制模式時，可使用自動負荷調節(jié)(auto load regulation, ALR)功能，根據負荷設定值與實際負荷的偏差自動計算ALR增/減指令，實現(xiàn)精準控制負荷的目的。LL控制模式不響應電網頻率的變化。

1.3 當前存在問題

當前，電網要求核電機組需具備調頻能力，否則將對機組進行嚴格的考核。通過對三門核電機組汽輪機功率控制模式的分析發(fā)現(xiàn)，當前控制邏輯存在以下兩個主要問題。

①LL控制模式只能用于負荷控制，不具備響應電網頻率變化的調頻功能。而機組在功率運行期間均運行在LL控制模式下，因此不滿足電網要求。

②GOV控制模式下雖可響應電網的頻率變化，但轉速偏差信號在轉化為負荷指令的算法邏輯中未考慮死區(qū)、限幅等設置。這將導致電網的頻率波動完全反應至機組的負荷指令中，甚至引起機組功率的大幅瞬態(tài)波動。尤其在并網階段，當電網頻率高于額定頻率時，調節(jié)器控制汽機調閥閥位減小，使得汽機調閥有全關的可能性，汽輪機變?yōu)殡妱訝顟B(tài)。在電動狀態(tài)時，汽輪機內部沒有蒸汽流。由于風阻損失使得汽輪機排汽缸內的蒸汽溫度升高，可能導致汽輪機出現(xiàn)軸系振動、排汽缸變形等問題[5]。

2 一次調頻技術方案

一次調頻是指當電網頻率偏離目標頻率時，發(fā)電的調速系統(tǒng)自動控制機組有功出力的增減、限制電網頻率變化，使電網頻率維持穩(wěn)定的自動控制過程。一次調頻主要用于應對電網隨機性快速負荷變化引起的波動。

2.1 參數設置

一次調頻指標主要包括轉速不等率、調頻死區(qū)、調頻幅值和投用范圍。轉速不等率定義已在前文介紹，其決定了調速系數。調頻死區(qū)為允許機組不響應電網頻率變化的頻率范圍。調頻幅值為機組為響應電網頻率變化輸出的負荷指令分量上限。投用范圍則是指投入一次調頻功能的功率運行區(qū)間。一次調頻指標直接決定了調頻過程中的機組瞬態(tài)情況。

2.1.1 電網要求

國家能源局華東監(jiān)管局于2019年修訂、升版了《華東區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》和《華東區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則》(以下簡稱“兩個細則”)，并于2019年9月正式實施。新版“兩個細則”附帶了《一次調頻技術要求及參數計算公式》，對核電機組的一次調頻參數正式進行了明確規(guī)定。具體為：核電機組頻率控制死區(qū)Δf為(50±0.067)Hz；調差系數(轉速不等率)δ不大于6%；最大負荷限幅為額定有功出力的±3%；機組一次調頻投用范圍為機組核定的有功出力范圍，即最高和最低技術出力范圍內。

2.1.2 三門核電機組參數設置

如前文所述，三門核電機組的轉速不等率為4.5%。而電網新版“兩個細則”中已明確核電機組的頻率控制死區(qū)Δf為0.067 Hz，最大負荷限幅為±3%。一次調頻的投用范圍主要取決于機組可運行功率范圍，需提前與電網溝通并獲得其認可。三門核電機組前期已從堆芯限制、工藝系統(tǒng)設備影響等方面對AP1000機組的負荷調節(jié)能力進行分析。分析可知：機組正常應運行在大于85%額定功率平臺；若低于85%額定功率運行，則一個燃料循環(huán)中累計運行時間應不超過2周。因此，一次調頻的投用范圍建議設置為80%～100%額定功率區(qū)間。綜上所述，三門核電機組適用的一次調頻指標參數建議設置如下：轉速不等率為4.5%；調頻幅度為 ±3%；調頻死區(qū)為±0.067 Hz；投用區(qū)間為80%～100%額定功率范圍。

2.2 函數設計

由于火電、水電、風電、光伏等類型的機組調頻死區(qū)為±0.033 Hz或±0.0 5 Hz，因此其會先于核電機組響應電網頻率變化。而電網對調頻死區(qū)超出±0.05 Hz的機組，是按照超出死區(qū)就開始計時考核機組出力的。調研其他核電機組經驗表明，由于控制系統(tǒng)調節(jié)響應存在滯后等因素，核電機組在一次調頻期間出力往往達不到電網考核要求。因此，對一次調頻函數進行優(yōu)化，在超出死區(qū)后輸出±0.3%的階躍負荷指令，此后維持原調速系數，直至到達±3%調頻幅值。優(yōu)化后的一次調頻函數曲線如圖4。

圖4 優(yōu)化后一次調頻函數曲線

該優(yōu)化可有效補償控制系統(tǒng)存在的調節(jié)滯后，提高控制系統(tǒng)響應電網頻率變化的能力。

2.3 邏輯改造

完成一次調頻函數設計后，需將其疊加進當前汽輪機控制邏輯中，確保一次調頻功能在汽輪機各種控制模式下生效。

GOV控制模式下，由于僅有汽輪機轉速(電網頻率)一個控制對象，因此直接使用一次調頻函數替代原調速函數，產生的一次調頻負荷指令分量疊加至GOV設定即可。而在并網前，仍需要使用原調速函數控制和維持汽機轉速，因此需使用并網信號切換調速函數和一次調頻函數。

LL控制模式的控制對象是汽輪機負荷，因此有兩種方式將一次調頻邏輯疊加至原控制邏輯中。

①一次調頻分量經系數P轉換后直接疊加到負荷指令中，再根據疊加的負荷指令和實際負荷的偏差通過比例積分(proportional integral,PI)控制器計算出新的LL負荷指令。該邏輯設計相對簡單，但是調節(jié)響應較慢，在實際應用中容易出現(xiàn)因調節(jié)量滯后而達不到電網考核要求的情況。

②一次調頻分量除疊加到負荷指令中以外，還作為前饋輸入直接疊加到LL負荷指令中。這種邏輯設計相對復雜，但是調節(jié)響應較快。因此，本文建議采用這種邏輯疊加方式。

一次調頻函數疊加進原汽輪機GOV控制模式和LL控制模式后，所形成的一次調頻邏輯疊加方案如圖5所示。

圖5 一次調頻邏輯疊加方案

2.4 功能優(yōu)化

2.4.1 一次調頻功能試驗及考核要求分析

一次調頻功能投用后，需通過電網組織的功能試驗驗收。其主要關注電廠控制系統(tǒng)對電網頻率變化的響應速度以及電廠實際動作積分電量與理論計算積分電量之間的比值。

①理論計算積分電量。

在電網頻率變化超過一次調頻死區(qū)時，機組理論響應出力變化為：

(2)

式中：ΔP為機組理論響應出力變化；Δf(t)為t時刻電網頻率超出50±Δf的數值，高頻為正值、低頻為負值；δ%為機組轉速不等率；M為機組額定有功出力。

機組一次調頻理論計算的積分電量為：

(3)

式中：ΔQj為一次調頻理論計算的積分電量；t調節(jié)為電網頻率超出50±Δf的時間，最大值為60 s。

由于機組額定有功出力和轉速不等率均為固定值，因此機組理論響應出力與電網頻率偏差量成正比。機組一次調頻理論計算的積分電量則是其時間積分。

②實際動作積分電量。

發(fā)電機組在電網頻率超出 50±Δf時段內的實際發(fā)電出力與起始發(fā)電出力之差的積分電量，為一次調頻實際動作積分電量。

(4)

式中：ΔQs為一次調頻實際動作積分電量；t0為電網頻率等于50±Δf的時刻；t調節(jié)為電網頻率超出50±Δf的時間，最大值為60 s；Pt為發(fā)電機組在t0時刻前10 s內實際出力平均值；Pt為發(fā)電機組在t0時刻后t調節(jié)時間內機組實際出力。

③一次調頻效果性能指標。

一次調頻效果性能指標D是指，實際動作積分電量(±ΔQs)與相應時間內理論計算積分電量(±ΔQj)的比值。

(5)

由式(5)可知：如實際動作積分電量與理論計算的積分電量同為正數或同為負數，即機組功率實際動作方向與電網要求方向一致，則D>0；當D≤0時，均按照D=0考核。

④考核要求。

機組在電網高頻或低頻期間的一次調頻響應行為未達到要求的，每月考核費用為兩種情況考核費用之和。

當Di>0且|60%ΔQji|-|ΔQsi|>0時:

(6)

當Di=0時:

(7)

式中：F1為一次調頻效果性能指標大于零時考核費用；F2為一次調頻效果性能指標等于零時考核費用；K死區(qū)調節(jié)為頻率控制死區(qū)調節(jié)系數，0.067 Hz死區(qū)對應的系數為18；n為滿足考核條件的一次調頻動作次數；Di為第i次一次調頻效果性能指標；ΔQji為第i次一次調頻理論計算積分電量；ΔQsi為第i次一次調頻實際動作積分電量；α一次調頻為一次調頻考核系數，值為1.5；C機組為機組批復上網電價[6]。

由于K死區(qū)調節(jié)、α一次調頻、C機組均為固定值，則分析考核公式可知，如每次實際動作積分電量能超過理論計算積分電量的60%，可以滿足電網要求，避免被考核。

2.4.2 汽機調閥特性曲線優(yōu)化

無論是GOV控制模式還是LL控制模式，負荷指令GVPD最終都需通過閥門流量特性曲線轉換為汽輪機調閥的開度指令。邏輯中增加閥門流量特性曲線的目的是保證GVPD與汽輪機功率之間的整體線性度。若邏輯中的閥門流量特性曲線與閥門的實際流量特性存在差異,就會使GVPD與汽機功率之間的整體線性度不足，導致汽輪機一次調頻功能在部分負荷區(qū)間存在出力不足的問題[7]，造成功能試驗不通過或被電網考核。

分析三門核電1#、2#機組歷次升功率期間GVPD-汽機功率的對應關系可知：在65%～90%功率區(qū)間，兩臺機組GVPD-汽機功率曲線的線性度均較差；在GVPD 處于75%～85%區(qū)間時，功率上升較平緩。其中，1#機組GVPD-汽機功率曲線如圖6所示。

圖6 GVPD-汽機功率曲線

因此，在80%功率平臺執(zhí)行功能試驗時，同等幅值的GVPD指令將無法提升/降低同等幅值的功率，很可能導致一次調頻功能試驗無法通過。

當前的汽機調閥特性曲線如圖7所示。

圖7 汽機調閥特性曲線

為保證GVPD-汽機功率曲線的整體線性度，需要對汽機控制邏輯中的汽機調閥特性曲線進行優(yōu)化。汽機調閥特性曲線為斜率逐漸增大的分段函數。

由圖7可知，在線性度較差的65%～90%GVPD指令范圍附近，共有60%、70%、86%、95%四個點。在60%GVPD以下線性度較好，因此該點無需修正；而70%～86%間隔較長且為斜率較平緩的主要區(qū)域，因此考慮增加75%的中間點。最終，需修正70%、86%、95%三個GVPD點對應的閥門開度值，并增加75%GVPD點對應的閥門開度點。

修正方法如下。

①考慮GVPD需盡量與功率輸出一一對應，因此修正后的功率需與GVPD指令相等，即70%、75%、86%、95%對應同等功率值。

②根據該功率值，在原GVPD-汽機功率曲線中找出對應的原GVPD值。

③根據該原GVPD值，在原閥門特性曲線的對應分段中通過插值法計算出新的閥門開度值。

按此方式，對1#、2#機組的汽機調閥特性曲線重新進行了計算。優(yōu)化后汽機調閥特性曲線參數如表1所示。

表1 優(yōu)化后汽機調閥特性曲線參數

2.4.3 一次調頻分量輸出值優(yōu)化

根據對其他核電機組的調研，在一次調頻功能改造成功實施后，核電機組在運行過程中依然可能存在因一次調頻動作不達標而被電網考核的情況。此時，可進一步考慮在汽輪機控制邏輯中為一次調頻負荷指令增加最大值鎖定模塊，以持續(xù)鎖定一次調頻負荷指令的最大值，進一步提升一次調頻的動作性能。

3 影響范圍分析及仿真驗證

3.1 影響范圍分析

對于AP1000機組，一次調頻引起的瞬態(tài)并非初始設計中已考慮的瞬態(tài)。因此，其對電站的影響評估還需根據設計模型進行詳細理論計算評估，包括一次調頻瞬態(tài)分析、閉鎖條件分析、對系統(tǒng)設備老化和壽命的影響分析等。

3.1.1 核島系統(tǒng)設備的影響評估

①一次調頻瞬態(tài)的分析。

在一次調頻指標確定的前提下，需設定一次調頻最大動作次數。這樣， 設計方才可基于AP1000電廠模型(含控制系統(tǒng)模型、一回路熱工水力模型、堆芯物理模型等必要的系統(tǒng))，模擬一次調頻帶來的負荷變化，分析全壽期內對控制棒運行區(qū)間、控制棒動作步數限值、調硼補償燃耗的影響。

②核島一次調頻閉鎖條件分析。

在核島，尤其是堆芯的影響評估基礎上限定一次調頻的閉鎖條件，如當堆芯熱功率接近滿功率時需閉鎖一次調頻信號以避免反應堆進入不安全狀態(tài)。此外，還應考慮調節(jié)棒組切手動模式、在線功率分布監(jiān)測系統(tǒng)不可用、機組壽期末應退出一次調頻功能等[7]。

③熱工分析。

采用適用的一回路專用程序建立系統(tǒng)模型，分析一次調頻條件下反應堆冷卻劑系統(tǒng)溫度和壓力流體變化特性，作為疲勞分析的輸入。

④疲勞與力學分析。

以調頻后引起的各瞬態(tài)變化曲線(包括壓力、溫度、流量等參數變化曲線)作為輸入，分析新的瞬態(tài)引起的接管載荷的變化，并對熱傳輸系統(tǒng)中核級設備和管道的應力、疲勞和斷裂進行分析和評定。

3.1.2 常規(guī)島系統(tǒng)設備的分析

①疲勞和應力分析。

疲勞和應力分析是分析全壽期內一次調頻動作引起的熱應力變化對常規(guī)島主要設備的影響，如汽輪機、汽水分離再熱器、高壓加熱器等。

②主要設備的磨損分析。

一次調頻動作會引發(fā)主調門和汽水分離再熱器掃汽閥門的動作，需對相關設備的磨損加速情況進行分析。

3.2 仿真驗證

本文在AP1000機組模擬平臺上實施了一次調頻技術改造方案，并在各功率平臺對一次調頻動作后的功率響應進行了仿真驗證，尤其對比了閥門特性曲線優(yōu)化前后在80%功率平臺功率響應的差異。同時，本文通過仿真驗證了一次調頻動作對一回路主要參數的影響。

3.2.1 一次調頻功率響應仿真

本文分別在100%、90%、80%功率平臺模擬了一次調頻動作后汽機功率的響應情況。由于滿功率限制，100%功率平臺僅執(zhí)行網頻升高功率降低的驗證；另外兩個功率平臺則對網頻升高、降低均進行仿真驗證。同時，在100%功率平臺還執(zhí)行了一次調頻死區(qū)和功率限幅的驗證。

在100%功率平臺，模擬汽機實際轉速升高2 rad/min(對應一次調頻死區(qū)+0.067 Hz網頻變化)，GVPD無響應，發(fā)電機功率也無響應；汽機實際轉速升高4 rad/min，GVPD輸出達到-3%幅值上限，發(fā)電機功率降低1.8%；繼續(xù)提升汽機轉速偏差至6 rad/min，GVPD和發(fā)電機功率不再響應。100%功率平臺網頻升高功率響應如圖8所示。由圖8可知，一次調頻死區(qū)和限幅功能有效，且調頻響應迅速。

圖8 100%功率平臺網頻升高功率響應

在90%功率平臺：模擬汽機實際轉速升高4 rad/min，GVPD輸出達到-3%幅值上限，發(fā)電機功率降低2%；模擬汽機實際轉速降低4 rad/min，GVPD輸出達到+3%幅值上限，發(fā)電機功率升高2.4%。

在80%功率平臺：模擬汽機實際轉速升高4 rad/min，GVPD輸出達到-3%幅值上限，發(fā)電機功率降低1.2%；模擬汽機實際轉速降低4 rad/min，GVPD輸出達到+3%幅值上限，發(fā)電機功率升高2%。

三個功率平臺均可實現(xiàn)一次調頻的響應，但針對同樣幅度的汽機實際轉速和GVPD變化量，80%功率平臺的功率響應幅度明顯小于另外兩個平臺。結合2.4.2節(jié)的分析，可以證明GVPD-汽機功率曲線的整體線性度確實對一次調頻功率的響應有重要影響。

3.2.2 閥門特性曲線優(yōu)化后功率響應對比

模擬仿真平臺與機組實際存在差異，同功率水平下使用的汽機調閥特性曲線分段與機組并不一致。參考2.4.2節(jié)方法對模擬仿真平臺的汽機調閥特性曲線進行了優(yōu)化，并在優(yōu)化后再次執(zhí)行80%功率平臺網頻升高和降低的功率響應驗證。

汽機調閥特性曲線優(yōu)化后，在80%功率平臺：同樣模擬汽機實際轉速升高4 rad/min，發(fā)電機功率降低2.3%；模擬汽機實際轉速降低4 rad/min，發(fā)電機功率升高2.8%。相較于優(yōu)化前，功率響應提升了1%左右，提升幅度明顯，可以確保滿足一次調頻功能試驗要求。

3.2.3 一回路主要參數影響仿真

在驗證一次調頻動作后的功率響應時，也應同步驗證其對一回路主要參數的影響，以確認一回路控制在設計范圍內[8]。以100%功率平臺為例，一次調頻動作引起發(fā)電機功率降低1.8%的瞬態(tài)。此過程中：一回路平均溫度Tavg升高0.6 ℃，隨后緩慢下降；穩(wěn)壓器壓力升高0.13 MPa，隨后緩慢下降；穩(wěn)壓器液位升高0.5%；兩臺蒸發(fā)器液位下降0.9%，隨后緩慢上升恢復?？偟膩碚f，一次調頻引起的瞬態(tài)對一回路主要參數影響較小，處于可接受范圍。

4 結論

本文提出了三門核電機組一次調頻參數設置、函數設計和邏輯改造方案，并對汽機調閥特性曲線進行了優(yōu)化以提升功率響應。在仿真平臺上，對汽機功率響應和一回路主要參數進行仿真驗證。仿真結果表明：本文提出的三門核電機組一次調頻改造方案，可有效實現(xiàn)預期功能；對閥門特性曲線優(yōu)化后，可確保滿足一次調頻功能試驗和電網考核要求；功率的階躍響應對機組(尤其是一回路主要參數)影響可控。本文研究成果對核電機組后續(xù)實施一次調頻改造有一定參考和指導意義。