PART 1 一次調頻技術及其對協調控制系統的影響

摘要：介紹了直流爐一次調頻的相關參數及主要性能，分析了一次調頻對發電機組協調控制系統(CCS)的影響因素，探讨了提高一次調頻性能的途徑和方法。

關鍵詞：直流爐；一次調頻；協調控制系統；

由于南方電網對并網發電機組的一次調頻考核越來越嚴，直接影響各個電廠的經濟效益。本文探讨直流爐一次調頻技術對協調控制系統的影響。

1 一次調頻概述及其主要性能參數

1．1一次調頻概述

一次調頻回路一般可分為協調控制系統CCS(Coordination Control System)一次調頻和數字電液控制系統DEH(Digial Electric Hgdraulic Control System)一次調頻，由這2部分的調頻回路共同作用，其中DEH一次調頻快速動作(開環控制)，CCS一次調頻最終穩定負荷(閉環控制)。一次調頻要求發電機組對電網頻率變化的響應要快，其響應特性可視作一個一階慣性環節，時間常數一般在10 s左右。DEH一次調頻是換算成電負荷當量的調門指令，由于此換算存在一定的偏差且是開環控制，所以，DEH實際一次調頻的負荷響應和電網一次調頻的負荷要求是有偏差的。因機組蓄熱隻能維持一段時間，故後期負荷又回到原值，但DEH側一次調頻的動作值直接控制汽輪機調門，用于改變機組的負荷，使機組快速響應電網一次調頻的需要。CCS一次調頻最終穩定負荷，CCS中的一次調頻由運行人員手動投入，一次調頻動作後相當于去調節負荷設定值MWD并确保和DEH的作用方向相同，防止DEH的調節作用被拉回，最終穩定負荷到所需要的值。一般電廠一次調頻取源為汽輪機轉速，當轉速超過一定死區(±2轉)後，即表征為電網頻率産生一定偏差，從而産生負荷變化響應以消除頻率偏差。

1．2一次調頻主要性能參數

下面根據電網對頻率調節的基本要求，對一次調頻主要參數進行說明。

1．2．1一次調頻死區

一次調頻死區也稱一次調頻不靈敏區，是指一次調頻功能不動作的轉速(或頻率)偏離額定值的範圍。按照電網頻率控制要求，調頻控制死區采用轉速表示，△n_SQ=±2 r／min，與此相對應的頻率偏差死區為：△f_SQ=±0.033 Hz。

1．2．2轉速不等率

機組轉速不等率（δ）是指機組調節系統給定值不變的情況下，機組功率由0至額定值對應的轉速變化量（△n）與額定轉速(n₀)的比值表示為δ=△n/n0

對承擔基本負荷的機組，其不等率一般取得大一些，以期電網周波的變化對其功率的影響較小，保證機組在經濟工況下長期運行；對承擔尖峰負荷的機組，不等率要小一些，在電網周波變化後希望多分擔一點變動負荷，一般要求在4％一6％之間。

1．2．3一次調頻投入的機組負荷範圍

理論上發電機組并網後就應具備一次調頻能力，為了保證機組安全和穩定運行，提出了一次調頻投運的負荷範圍概念。對于不同類型的發電機組，一次調頻投運的負荷範圍不同。對于燃煤發電機組，調速器(DEH)一次調頻投運的負荷範圍應為機組正常運行的負荷範圍，應不低于不投油助燃的最低穩燃負荷，最高為機組額定負荷。機組在最低負荷或額定負荷時，僅使用DEH側的一次調頻功能，CCS側僅閉鎖與一次調頻相反的調節作用；機組最低不投油助燃負荷時，不因一次調頻而減少燃煤，防止鍋爐熄火；機組最高負荷時，不因一次調頻而增加燃煤，防止機組超壓。CCS側一次調頻投運的負荷範圍應為CCS投入的負荷範圍，一般最低不低于50％額定負荷，最高為機組額定負荷。

1．2．4一次調頻機組負荷調節限制範圍

設置機組一次調頻最大幅度是因為快速大幅度變負荷危及到機組的安全運行。對于燃煤發電機組，機組通過調速器(DEH)快速一次調頻變負荷的最大幅度應通過試驗确定，主要以汽輪機調門快速變化時主蒸汽壓力、溫度等與機組安全運行參數的允許變化幅度和速率為依據。另外，加負荷以汽輪機調門開足為限，減負荷以主蒸汽壓力上升幅度和速度到允許值(低于高旁動作值)為限，一般為5％額定負荷。CCS的一次調頻變負荷幅度在機組主要參數允許的變化範圍内應沒有限制，它應與負荷指令統一考慮，AGC負荷指令和一次調頻變負荷要求之和應限制在機組允許的負荷範圍之内。

1．2．5一次調頻的動态指标

發電機組一次調頻動作越快，電網頻率恢複越快，所以，發電機組應在保證機組安全的前提下盡量提高一次調頻的變負荷速度。發電機組一次調頻動作的動态過程應以機組功率對火電機組汽輪機調門響應的動态特性為依據，即用于一次調頻負荷的調節量階躍變化時，發電機組功率變化的動态特性。對于火電發電機組來說，當電網頻率偏離時，汽輪機調門快速調頻，一次調頻的功率一般在30 s内達到峰值。

2 電網一次調頻效果及考核指标

一次調頻效果是指：當電網頻率超出50±△f_SQ (機組頻率控制死區)且持續時間超過20 s時，一次調頻機組在電網頻率超出50±△f_SQ時段内(最大為 60 s)的實際發電出力與起始發電出力之差的積分電量(±△Q_sY)占相應時間内理論計算積分電量(±△Q_jY)的比例，即一次調頻的效果(DX)為±△Q_sY／±△Q_jY，當DX小于0時，DX處理為0。機組一次調頻性能指标月平均值應達到60％，對指标平均值小于60％的機組進行考核。

3 一次調頻對發電機組協調控制系統的影響

無論是CCS側一次調頻還是DEH側一次調頻，其最終作用均反映到調門開度變化上，一次調頻動作對CCS來說相當于改變了負荷設定值，産生一個定向的變化擾動，它對CCS的影響有以下4個方面：

(1)以某電廠為例，當一次調頻不動作時，調門的邊際壓力控制為±0.2 MPa，而當一次調頻動作時，為了滿足電網對負荷的需求，将調門的邊際壓力控制放開到±0.6 MPa（如圖2所示，由F₁(x)和F₂(x)實現，即在一次調頻動作時犧牲了部分壓力來穩定負荷，從而達到電網的考核要求。同時，電網上頻率時間很短的尖峰波動比較多，這也造成了負荷和壓力的雙重波動。

(2)由于直爐蓄熱比較少，有時單純利用蓄熱并不能滿足要求，因此，在一次調頻動作時，微調給煤量和給水量，以達到一次調頻的需求。

(3)當一次調頻頻繁動作時，會造成調門的來回晃動，這也會造成EH油油壓的變化，嚴重的還會引起EH油管道的振蕩，從而影響調門指令的變化，最終影響協調控制系統的變化和振蕩。

(4)在升降負荷或AGC指令變化時，為了提高一次調頻動作效果，進行了負荷閉鎖限制。由于變負荷時煤、水、風均有一定量的前饋，當負荷閉鎖時，這些前饋量并沒有因為負荷閉鎖而減少，當一次調頻動作結束時，會再一次産生煤、水、風的前置量，簡單地說，就是一次變負荷會變為2次或多次變負荷，給協調控制系統帶來新的擾動。

4 提高一次調頻動作效果的控制策略

由于電網調度考核一次調頻選取的是電網頻率，而一般電廠一次調頻取源為汽輪機轉速。在電網頻率變化時，汽輪機轉速的變化滞後于電網頻率的變化，再加上轉速測量本身精度等問題，汽輪機轉速不能完全代表電網頻率的變化，從而影響了一次調頻的動作效果。有些電廠改造現有的頻率測量設備，提高電網頻率測量精度，直接用電網頻率來作為一次調頻的調節量，以提高一次調頻的調節效果。為了提高一次調頻動作效果及正确率，某電廠對一次調頻控制策略進行了一些優化，修改前、後的CCS如圖1、圖2所示。

圖1原CCS側一次調頻回路及汽輪機主控回路

(1)原邏輯中DCS調節回路中一次調頻動作回路需要經過負荷變化速率限制後，最終作用到調門開度變化，影響了一次調頻響應速度。将一次調頻動作值跳過速率限制模塊，直接加在調門開度控制PID前。

(2)針對在一次調頻後半段負荷不能繼續維持而導緻一次調頻動作不合格的問題，經過仔細研究發現，在汽輪機主控回路中的壓力拉回回路死區偏小，當壓力

圖2修改後CCS側一次調頻回路及汽輪機主控回路

超過0．03 MPa時，壓力拉回回路就會為了穩定壓力而犧牲負荷。因此，專門設計了一個投切回路，即在正常情況下，壓力死區仍然較小，但在一次調頻動作時，在允許範圍内将壓力死區放大至一0．5～0．6MPa。修改後，一次調頻動作情況有明顯改善，即在一次調頻動作時，犧牲了部分壓力來保持負荷的穩定。

(3)原設計一次調頻邏輯在升降負荷時未進行負荷閉鎖限制，從而造成在升降負荷時一次調頻考核不合格。在邏輯中增加了“在升負荷時，一次調頻要求減負荷；或在減負荷時，一次調頻要求增負荷”的負荷閉鎖限制，在升降負荷時，實現一次調頻動作優先，即“在升負荷時，進行一次調頻減負荷閉鎖；或在減負荷時，進行一次調頻增負荷閉鎖”。經過這樣的修改後，一次調頻在升降負荷時的合格率大大提高。

(4)由于直流爐蓄熱少，單純利用鍋爐的蓄熱有時效果并不理想，對于一次調頻動作時間較長的工況效果更不理想，因此，在一次調頻動作時，同步微調給水量和給煤量，以維持壓力和燃燒的穩定。

5 結束語

一次調頻效果及正确率的好壞直接影響電廠的經濟效益，一次調頻的性能提高對協調控制也會産生很大的擾動，現在越來越多的電廠已開始重視和關注一次調頻功能。通過優化CCS一次調頻控制策略，某電廠一次調頻性能指标有了較大提高，但還需要進一步研究和改善，以滿足電網未來對一次調頻更加嚴格的考核要求。

PART 2讀懂火電機組“一次調頻”

1 引言

随着特高壓輸電及風電、太陽能等新能源建設的快速發展，區域電網結構變得也越來越複雜，電網的安全穩定運行技術要求也越來越高。

衆所周知，風電與太陽能等新能源發電的可預測性相對較差，且風力發電的高峰負荷大多出現在用電量的波谷處，同時新能源發電的可控性也相對較差，一次調頻貢獻能力有限，對電網的調整來說，風電并網負荷越高，電網調節越難。

如何在保證電網快速發展的同時，保證電網頻率、電壓等技術指标，也将會成為一個重要的技術難題。

2 一次調頻的性能指标

2.1

基本概念

在電網實際運行中，當電量消耗與電量供給不匹配時，即可引起電網頻率出現變化較小、變動周期較短的微小分量，這種頻率擾動主要

靠汽輪發電機組本身的調節系統直接自動調整汽輪機調門完成電網負荷補償，修正電網頻率的波動，這個過程即為發電機組的一次調頻。

發電機組汽輪機電液控制系統即 DEH 系統中一次調頻功能通常是将汽輪機轉速與額定轉速的差值直接轉化為功率信号補償或流量補償， 控制結構原理圖如圖 1 所示。

在我國電網額定頻率為 50Hz，汽輪機額定轉速為 3000rpm，額定頻率與實際頻率差值（有時額定轉速與汽輪機實際轉速的差值代替頻率差值）經函數變換後生成一次調頻補償因子，一次調頻功能投入， 直接與功率或流量信号疊加，控制汽輪機的調門開度，一次調頻切除時，調頻補償因子系數為零，不參與系統控制。

2.2

基本技術要求

發電機組的一次調頻指标主要包括：不等率、調頻死區、快速性、補償幅度、穩定時間等。不同區域的電網公司對各個技術指标要求也不盡相同。下面以國家電網公司 2011 年下發的《火力發電機組一次調頻試驗導則》 中的具體要求為例，說明各個技術指标的具體要求。

1）轉速不等率：

火電機組轉速不等率應為4％～5％，該技術指标不計算調頻死區影響部分。該指标一般作為邏輯組态參考應用，機組

實際不等率需根據一次調頻實際動作進行動态計算。

2） 調頻死區：

機組參與一次調頻死區應不大于|±0.033| Hz 或|±2| r/min。

3）快速性：

機組參與一次調頻的響應時間應小于 3s。燃煤機組達到 75％目标負荷的時間應不大于 15s，達到 90％目标負荷的時間應不大于30s。對于高壓油電液調節機組響應時間一般在1-2s。電網頻率波動越頻，該技術指标月重要。

4）穩定時間：

機組參與一次調頻的穩定時間應小于 1min。該技術指标對于發電機組及電網穩定運行都十分重要。

5）補償幅度，

機組參與一次調頻的調頻負荷變化幅度不應設置下限；一次調頻的調頻負荷變化幅度上限可以加以限制，但限制幅度不應過小，規定如下：

a) 250MW＞Po 的火電機組，限制幅度≥10％Po；

b) 350MW≥Po≥250MW 的火電機組，限制幅度≥8％ Po；

c) 500MW≥Po＞350MW 的火電機組，限制幅度≥7％ Po；

d) Po＞500MW 的火電機組，限制幅度≥6％Po。

另外，額定負荷運行的機組，應參與一次調頻，增負荷方向最大調頻負荷增量幅度不小于 5％Po。

3 火力發電機組一次調頻運行中主要問題及原因分析

一次調頻的性能指标直接影響發電機組的涉網調頻貢獻能力，對電網的穩定運行起到十分重要的作用。

但在機組實際運行過程中，由于運行工況、現場設備等原因，機組一次調頻功能往往受到較大影響，下面簡單列舉一下，常見的一次調頻存在問題。

3.1

一次調頻響應時間過長

個别機組在一次調頻試驗時，負荷響應大于技術要求的 3s 開始動作，有的甚至長達 5-10s開始響應調頻指令，這類機組一次調頻的性能對電網調頻一般起不到正常的補償作用，反而可能引起反向補償。

由于現在機組 DCS 和 DEH 系統的運行周期為 ms 級運算，一次調頻指令産生的延時一般可以忽略不計，整個控制系統的延遲主要由信

号的傳遞通道延遲或現場執行機構的物理延遲引起。

如因信号傳遞通道引起，一般修改應在DEH 設備廠家的同意情況下，指導進行修改調整；如因現場執行機構的物理延遲則需要同其他專業協調解決。

3.2

邏輯組态中投入範圍設置不合理

投入條件設置不恰當，如某 330MW 機組，目的實現一次調頻在 180MW---330MW 區間投入 ， 調 頻 補 償 負 荷 額 定 設 置 為-26.4MW--- 26.4MW，超出範圍自動退出一次調頻功能，組态設置如圖 2 所示。

該投入範圍功能塊邏輯組态，利用 ALM 功能塊，當輸入機組負荷超出設定高低限時，輸出值為 0，一次調頻投入條件自動切除調頻投入，保 證 了 機 組 生 産 過 程 中 負 荷 超 出180MW---330MW 區間一次調頻自動退出，但是在兩個限幅點左右，如在 183MW 負荷點，機組一次調頻減 4MW 負荷時，機組負荷小于180MW，調頻退出瞬間，機組負荷指令又增大，機組升負荷大于 180MW，調頻又投入，調頻指令起作用，機組又減負荷，如此反複，出現一次調頻頻繁投入退出。類似于此類組态設置的調頻投入方式，在限幅點往往會引起機組負荷頻繁晃動，影響機組安全運行。

3.3一次調頻與 AGC 調節相互影響

在機組運行過程中，無論何種工況，為了保證大電網的頻率穩定性， 一次調頻應優先動作。

目前，機組投入 AGC 運行的越來越多，尤其” R”模式下，負荷指令變化比較快，一次調頻動作時，如果負荷指令沒有一次調頻優先動作方案設計應用，則會出現負荷指令和一次調頻指令正向疊加或反向削弱。

正向疊加即一次調頻指令增負荷時機組負荷指令恰好也是升負荷（或一次調頻指令和機組負荷指令都是減負荷指令），這種情況，相當于增大了一次調頻指令，機組負荷調整幅度也大。

而出現反向削弱的情況則是一次調頻指令與機組負荷指令相反，這樣勢必削弱機組一次調頻性能。

3.4機組運行方式

機組出于保證運行參數（主蒸汽溫度、壓力）穩定的考慮，協調控制采用了 TF 的運行模式（所謂 TF 模式，即機跟爐的調節模式， DCS系統通過改變汽機調門的開度來調節主汽壓力，以确保壓力穩定，調門開度主要決定于主汽壓力）。

以 TF 模式運行的機組，汽機調門在一次調頻動作過程中同時承擔着調節功率和調節主汽壓力的責任，難以同時實現兩個控制目标，功率調節的時間非常短暫，對電網的調節貢獻電量非常有限。

另外機組抽氣供熱時，由于需要保證抽氣參數，機組負荷可調度區間減小，機組負荷調整能力有所減弱，因此，機組一次調頻也會受到相應的影響。

3.5閥門流量曲線不線性

大部分機組運行時汽機采用順序閥的閥位控制模式。處于功率調節狀态的閥組，在開度20%-60%之間是線性行程，開度在此範圍之外均

為非線性行程。

當系統發生頻率擾動時，如果汽機處于閥門切換過程或閥位行程模拟不準确，都會影響機組一次調頻效果。

3.6煤質的影響

目前大部分機組在協調控制方式下運行，在一次調頻動态調整過程中，鍋爐主控會自動調整燃料完成蒸汽壓力變化的補償，而如果入爐煤質較差，鍋爐的動态調整過程勢必增長，影響機組穩定，尤其對于直流鍋爐表現更明顯。

3.7熱力系統輔機設備狀态

各個輔機設備正常運行出力，是整個機組良好運行的基礎。現在電網要求發電機組全程進行一次調頻投入運行，尤其強調在額定負荷處， 要求有負荷上調 5%出力的能力。

對于增容機組來說，一般對主機系統進行技術改進，但往往忽略對于輔機出力的改進，因此在高負荷階段輔機的設備狀态往往對機組整體性能有着較大的影響。

3.8數據傳輸精度

目前，多個區域已經進行一次調頻實際動作擾動合格率考核，由于機組一次調頻實際動作量比較小，因此在系統計算時，小的偏差對計算結果影響也比較明顯，提高一次調頻的數據精度是提高機組一次調頻合格率的有效途徑之一。

一是機組數據本身采集精度，如機組轉速、 負荷功率、蒸汽壓力等；

二是數據遠傳至調度考核系統過程中的數據偏差處理，在實際生産過程中，由于 AGC 的考核實施較早，大多該系統的數據進行的了兩側校核修正，而對于PMU 上傳數據則重視程度還不夠。

4 發電機組一次調頻控制優化方案

目前大部分發電機組的一次調頻設計采用DEH DCS聯合調頻控制方案，利用DEH側調頻指令直接疊加到機組閥門控制指令上，實現一

次調頻動作的快速性，保證電網頻率波動時，發電機組可以快速增減出力，補償電網調頻所需負荷；利用DCS側控制方案保證機組一次調頻補償幅度，二者相互配合，提升機組的一次調頻性能。

4.1

DEH 側一次調頻控制方案

DEH 側一次調頻功能對負荷的修正直接疊加到流量指令上，即根據調節量直接開大或關小調門，調整汽輪機的進汽量，快速穩定電網

頻率。功率回路投入時，負荷設定值同時增加一次調頻指令，在提高機組一次調頻快速動作的同時保證負荷不出現反調現象。

4.2DCS 側一次調頻控制方案

協調投入方式下， DCS 切除汽機主控回路時，一次調頻功能由 DEH 實現。 DCS 投入汽機主控回路時，一次調頻指令疊加到負荷設定值上（未直接添加到去 DEH 的流量指令上），提高機組一次調頻的精确性及穩定性。

5 結論

一次調頻是發電機組重要涉網性能之一，也是電網穩定運行的重要技術手段，其實現主要依靠每台發電機組的調頻能力的疊加，在保證機組安全運行的前提下，有效提升發電機組一次調頻性能必将成為網源協調發展的一個重要技術課題。

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