超超临界1 000 MW机组一次调频控制策略研究与优化

陈节涛，曾海波，张 林，周传杰

（国电汉川发电有限公司，湖北 汉川431614）

0 引言

随着特高压直流输电技术的不断推广与风电、太阳能等新能源发电技术的快速发展，区域电网输入电源结构也变得越来越复杂，冲击性、非线性负荷的不断变化急剧增大了电网负荷的波动，使电网频率时高时低，直接影响电能的质量［1-2］。电网频率波动，其安全风险使得电网公司对发电机组涉网性能、尤其是一次调频性能非常重视。网调以“两个细则”为基础，对统调机组一次调频功能及性能进行了严格的管理和考核。

本文针对国电汉川发电有限公司的DEH 和CCS中一次调频控制策略进行分析研究，并加以优化。使其既能满足电网频率快速响应的需求，又能满足机组安全稳定性的要求。

1 一次调频基本概况

1.1 一次调频的基本原理和考核指标

一次调频是指电网的频率一旦偏离额定值50 Hz时，电网中机组的控制系统自动地通过控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的自动控制过程［3］。

“两个细则”通过以下参数对一次调频功能及性能进行管理和考核。

1）转速不等率δ

转速不等率δ 又叫速度变动率，是指汽机空负荷时对应的最大转速和额定负荷时对应的最小转速的差，与汽轮机额定转速之比。反映了一次调频能力的强弱和稳定性的好坏。δ 值越大，机组对电网调频能力越弱，但机组运行越稳定；反之，δ值越小，机组对电网的调频能力越强，但机组运行稳定性越差。火电机组速度变动率应为3%～6%。

2）最大负荷调节量

为保证机组运行的安全性，必须对一次调频最大负荷调节进行限制。机组参与一次调频的调频负荷变化幅度上限应限制在机组额定功率的±（6%～10%）之间。

3）调频死区

调频死区即一次调频函数中设置有转速死区，也称为“转速不灵敏区”。调频死区能防止电网频率在小范围内波动时汽轮机调节阀频繁动作。国标中规定一次调频死区应在±2 r/min（±0.033 Hz）范围内。

4）动态指标

响应滞后时间反映了机组一次调频的快速性，要求响应滞后时间小于3 s；而稳定时间是指在机组参与一次调频过程中，电网频率稳定后，机组负荷达到设定值的时间，一次调频稳定时间小于60 s。机组一次调频的负荷响应速度应满足：达到75%目标负荷时间不大于15 s，达到90%目标负荷时间不大于30 s［4-6］。

1.2 DEH+DCS联合调频

DEH+DCS 联合调频控制方案，DEH 侧利用机组转速与定值3 000 的转速差信号经转速不等率函数形成调频功率，形成阀位增量函数前馈量叠加到综合开度指令，调整汽轮机的进汽量，快速稳定电网频率。功率回路投入时，负荷设定值同时增加一次调频指令，在提高机组一次调频快速动作的同时保证负荷不出现反调现象。CCS 中设计频率校正回路，转速偏差经过函数转换为调频功率叠加到主蒸汽压力设定值，直接叠加到锅炉控制器回路。一次调频的快速响应由DEH侧的一次调频功能来实现，响应后期一次调频的准确性由DEH 侧功率回路的一次调频功能来保证，同时DCS 侧频率校正回路实现同比增减燃料及给水等，实现机组最终能量平衡［7-11］。

2 一次调频存在的问题

1）一次调频信号源与调度不一致

国电汉川发电有限公司一次调频信号源采用的是机组转速差，而调控中心对机组一次调频考核是由PMU 装置上传的电压电流信号计算所得的频率值。理论上转速信号和频率信号存在着固定的对应关系，但实际上在机组动态运行过程中，转速信号和频率信号存在信号精度和传输控制回路偏差，导致机组转速的变化在时序和幅度与PMU 存在偏差，造成机组动作的情况与网调采集的信号动作时刻与幅值存在不一致，影响机组考核系统大小扰动的判断，从而影响机组的正确动作率。同时也影响了理论积分电量和实际积分电量的计算，也会造成合格率下降［12-14］。

2）一次调频投入逻辑设置不合理

按照规程要求，符合一次调频投入条件的机组，无条件投入一次调频，实际机组存在一次调频投切按钮，人为投切造成一次调频投入率过低，不满足调度要求。

3）一次调频与AGC调节相互影响

负荷设定值一般由两部分生成：一是AGC指令或操作员设定经高低限制、速率限定给出；二是频差经死区及速度变动率函数转换后给出。在网频波动时，一次调频动作，处于AGC模式或因主汽压力不稳等原因机组负荷正在变化，而一次调频需要反向变化，正在执行的AGC指令与调频指令的动作方向相反，由于AGC指令对调频指令有反向抑制作用，机组的一次调频作用得不到正常发挥。如果AGC 指令升降过程中一次调频动作，则功率变化必然会受到二者的共同影响，方向一致则表现出一次调频贡献负荷大，反之则贡献小，此时一次调频响应行为实质不受影响，但是会影响到一次调频性能的计算［15-18］。

4）主汽压力对一次调频的影响

机组基本都在滑压运行方式，压力设置较低将会导致汽机调门处于全开或接近全开的状态，从而汽机升负荷的能力降低，一次调频的能力降低。特别是机组处在额定出力附近，汽机调门已接近全开或锅炉已到最大出力，机组实际没有增方向的调频裕量。另一方面机组滑压运行后，低负荷运行时，由于压力较低，与额定压力相比，同样的阀位指令往往不能转换为相当的负荷，这也对一次调频效果产生不利影响［19-22］。对国电汉川发电有限公司某月的不合格现象进行统计分析发现调阀开度在95%以上有48次，调阀开度在45%以上和95%以下有24次；合格数据分析调门开度基本上在40%以下；阀门开度在45%以下时，阀门指令与一次调频作用相反的一次调频故障的次数14次；主汽压与一次调频作用相反的一次调频故障的次数13次；其主要原因是调门开度大，处于无调节余量的区间造成，滑压曲线压力定值设置偏低。

3 一次调频优化方案

3.1 硬件改造

电气侧新增49.8～50.2 Hz 的小量程频率变送器接收电网的电网频率，并将所述电网频率转换成电流信号，将所述电流信号送入控制系统DEH；小量程频率变送器替代转速信号和使用普通的千分之一精度的A/D 卡，采样精度高于0.001 Hz，可以达到一次调频的网调一致性和高精度信号，提高一次调频动作的准确率。

3.2 逻辑优化

DEH根据所述电流信号输出一次调频动作信号，并将信号发送给汽轮机组，汽轮机组根据一次调频动作信号执行一次调频动作。将DCS 与DEH、DCS 与RTU之间的信号，通过设置合理的量程、增加常量A适当修正传输误差的方法来减小数据传输精度不够造成的误差。DEH 侧和CCS 侧调频增量生成和切换逻辑如图1、图2所示。

为避免人为投切造成一次调频投入率过低，不满足调度要求，规程要求，符合一次调频投入条件的机组，无条件投入一次调频。将相关逻辑进行修改：CCS侧一次调频投入条件是在机组处于协调方式时即自动投入，协调退出即自动退出一次调频；DEH侧一次调频条件是机组并网即自动投入，无运行人员投切操作按钮。

CCS 侧通过完善ADS 闭锁增和ADS 闭锁减，来实现一次调频动作时闭锁AGC。当一次调频动作和AGC目标指令反向时，即AGC在增负荷且一次调频要求减负荷；AGC 在减负荷且一次调频要求加负荷时对AGC指令进行闭锁，且闭锁时间限制在60 s以内，保证一次调频与AGC 方向相反时优先［23-26］。CCS 侧一次调频动作时ADS闭锁逻辑如图3所示。

图1 DEH侧调频增量生成逻辑Fig.1 Incremental generation logic of frequency modulation on DEH side

图2 CCS侧频率与转速下调频增量切换逻辑Fig.2 Modulation incremental switching logic at CCS side under frequency and speed

3.3 增加一次调频动作主蒸汽压力修正

图3 CCS侧一次调频动作时ADS闭锁逻辑Fig.3 ADS locking logic during primary frequency adjustment action at CCS side

转差信号经过不等率函数转换后得到当前调频需要的额定压力调频流量，利用主蒸汽压力与额定压力的比值通过补偿函数产生压力修正系数，两者相乘得到DEH一次调频指令。通过压力补偿修正，主汽压力大时，压力修正系数相对较小，反之亦然，可以消除主汽压力变化对一次调频的影响［27-28］。一次调频动作时主蒸汽压力修正逻辑如图4所示。

图4 一次调频动作时主蒸汽压力修正逻辑Fig.4 Main steam pressure correction logic in primary frequency adjustment action

3.4 增加一次调频动作一次风压定值补偿

利用调频负荷增量函数及一次风压定值补偿函数生成一次风压设定值补偿量；将一次风压设定值与生成的一次风压定值补偿量叠加，生成一次调频补偿后的一次风压设定值，并将所述一次调频补偿后的设定值输出给一次风压控制系统。一次调频动作时一次风压设定值补偿逻辑如图5 所示，通过锅炉一次风压的一次调频补偿回路快速补充锅炉蓄热，实际上就是利用磨煤机内残存的煤粉进行快速控制，提高了机组响应一次调频的速度和持续性。

4 优化效果

选取900 MW负荷工况点，机组协调方式下，DEH侧和CCS侧一次调频均投入，退出机组AGC，机组各项参数在正常值，先后进行±0.067 Hz、±0.1 Hz、±0.04 Hz、±0.045 Hz、±0.05 Hz的模拟频差扰动试验，数据结果统计及分析如表1所示。

1）机组在频差越过死区后一次调频迅速动作，负荷响应时间均在2 s以内，满足标准要求。

图5 一次调频动作时一次风压设定值补偿逻辑Fig.5 Compensation logic of primary air pressure setting value in primary frequency adjustment action

2）每一次频差扰动试验过程中，记录的15 s 时刻的负荷响应量均能达到理论目标响应量（按5%不等率计算）的75%以上，表明机组一次调频过程中DEH调门动作迅速，满足标准要求。

3）每一次频差扰动试验过程中，记录的45 s 时刻的负荷响应量均接近理论目标响应量（按5%不等率计算），说明机组在一次调频过程中负荷响应的持续性和稳定性良好，满足标准要求。

4）每一次频差扰动试验过程中，机组最大负荷响应量均接近理论目标响应量（按5%不等率计算），说明机组一次调频死区及不等率参数设置合理，满足标准要求。

5）试验数据按秒积分统计了每次频差扰动过程中机组的实际响应电量，并以此为基础计算出机组实际响应不等率。从统计数据中可看出，在试验工况下一次调频动作准确，满足标准要求。

6）试验结果表明机组无论在大频差和小频差工况下，一次调频机组性能均能满足调度考核要求。

选取改造后机组某段时间实际一次调频动作曲线如图6 所示，一次调频负荷分量反映出机组对电网频率波动能快速地响应，动作方向和幅度满足电网要求，机组实际功率基本等于负荷指令与一次调频负荷增量的叠加。

实际效果通过网调反馈回来的数据如表2 所示，对比分析2018 年和2019 年改造前后同段时间连续4个月的一次调频考核电量数据，考核电量由2018年最少时的32万kWh到2019年最多时仅为11万kWh。表明机组通过采取相关优化措施，改善机组的一次调频性能效果明显，这些优化措施增强了1 000 MW超超临界直流锅炉机组一次调频响应的快速性和可持续性，为电厂减少了考核电量，同时为提高电能质量和电网频率的稳定性贡献力量，对国内1 000 MW超超临界火电机组一次调频的高效投入提供了参考和借鉴。

图6 改造后机组的某段时间实际一次调频动作曲线Fig.6 One actual frequency regulation operation curve of the unit after renovation

表2 改造前后一次调频考核电量数据对比Table 2 Comparison of power consumption data before and after renovation of Primary Frequency

5 结语

模拟频差扰动试验表明，使用小量程频率变送器采集的频率信号作为火电机组一次调频信号源，提高信号的精度。同时进行逻辑的优化和完善，通过新增加一次调频动作时ADS闭锁逻辑，主蒸汽压力修正逻辑，一次风压设定值补偿逻辑，能够明显改善机组一次调频性能。

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