火电机组一次调频功能试验与优化

黄道火， 沈 敏

（华电电力科学研究院，浙江杭州 310030）

0 引言

电网频率是评价电能质量的重要指标，频率超过允许范围会影响电力系统、发电机组和电能用户的安全及经济效益。更严重的频率波动会造成对电网的严重冲击甚至使电网崩溃，从而酿成像美国加州大停电类似的事故，造成巨大的经济损失。因此，各地电网公司对并入电网运行的在役机组的一次调频功能考核是相当严格的，仅江苏省电网公司在某月对其境内火电机组的一次调频考核罚款金额高达几百万元人民币。为保证电网频率稳定，提高对电网负荷变化的频率响应能力，同时减少电网公司对电厂考核罚款，完善和优化一次调频功能成为火电机组全厂优化的一项重要内容。

1 一次调频试验过程及参数设置

一次调频，也称为电力系统频率的一次调节，是指当电网频率偏离额定值时，发电机组调节控制系统自动控制机组有功功率的增加（频率下降时）或减少（频率升高时），以使电网频率迅速回到额定值范围的特性。一次调频与调速器的结构、工作原理和调速系统的工作特性等有关。

1.1 一次调频参数设置

一般火电机组采用CCS与DEH系统完成机炉负荷与压力的控制，应该同时在DCS与DEH侧实施频差（频差=电网额定频率-实际电网频率，下同）或频率校正，即机组一次调频功能由CCS与DEH共同完成。

300 MW火电机组一次调频频率-负荷修正曲线设置见表1（转速不等率按5%，负荷最大调整幅度按±8%Pe（额定负荷）设置）。

1.2.2 迟缓率测试

（1）热控人员在DEH画面上建立转速差、调频量指令、机组负荷指令、机组负荷、DEH阀位参考、速度级后压力、主汽压力和DEH等效阀位开度（速度级后压力/主汽压力×100%）等重要参数的0.2s周期（或最小周期）的记录曲线。

（2）稳定机组负荷在60%～90%Pe负荷段中的某值10～20min。

（3）将机组控制方式投入至锅炉跟随方式，汽机侧切回DEH本地控制方式。

表1 300MW火电机组一次调频频率－负荷修正参数

表1列出了具体频差或转速差对应的机组调频量，具体需要设置的曲线如图1所示。

1.2 一次调频试验过程介绍

一次调频试验应该由热工专业人员来完成。根据电网调度中心对电厂一次调频考核细则可知，一次调频试验过程应该包含以下几项内容：

1.2.1 一次调频信号测试

（1）稳定机组负荷在60%～90%Pe负荷段中的某值10～20min。

（2）在DEH、CCS系统上设置调频-负荷修正量为0MW。

（3）联系中调，共同监视机组的一次调频状态。

（4）分别在DEH和CCS控制画面进行一次调频开关投入、切除操作，确保DEH画面、CCS画面及中调侧一次调频的开关状态一致。

（5）如一次调频开关投切位置和显示状态不一致，待查明原因消除故障后重新做试验。

（4）在DEH控制画面上将一次调频开关置于投入状态。

（5）在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中，强制转速差为-3r/min，这时，对应的一次调频负荷修正目标量为-0.667%Pe（-2.0MW），等待机组负荷过渡到稳定状态。

（6）在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中，按步长为-0.05r/min的幅度，逐步缓慢强制降低转速差值，注意观察DEH等效阀位开度，直到DEH等效阀位有单方向的变化。记录最小引起DEH等效阀位开度变化的转速差变化量Δn0。

（7）在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中，按步长为0.05r/min的幅度，逐步缓慢强制增加转速差值，注意观察DEH等效阀位开度（如没有DEH等效阀位开度信号，可分别观察速度级后压力和主汽压力信号），直到DEH等效阀位向相反方向的变化。记录最小引起DEH等效阀位开度变化的转速差变化量Δn1。

（ 8）重复以上步骤一次，求出Δn2、Δn3。

（ 9）根据Δn1、Δn2、Δn3计算DEH平均迟缓率。

1.2.3 DEH、CCS联合一次调频特性试验（以±3r/min为例）

（1）在DEH画面上建立一次调频状态、转速差、调频量指令、机组负荷指令、机组负荷、DEH阀位参考、主汽压力设定值和主汽压力的1s记录曲线。

（2）稳定机组负荷在60%～90%Pe负荷段中的某值10～20min。

（3）将机组控制方式投入至协调控制状态，或确认机组控制方式在协调控制状态。

（4）同时投入DEH及CCS控制画面的一次调频切换开关。

（5）在频差计算与负荷补偿逻辑中，强制转速差-3r/min，对应的一次调频负荷修正目标量-0.667%Pe，等待机组负荷过渡到稳定状态。

（6）在频差计算与负荷补偿逻辑中，强制转速差0r/min，对应的一次调频负荷修正目标量0%Pe，等待机组负荷过渡到稳定状态。

（7）在频差计算与负荷补偿逻辑中，强制转速差3r/min，对应的一次调频负荷修正目标量0.667%Pe，并等待机组负荷过渡到稳定状态。

（8）在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中，强制转速差0r/min，对应的一次调频负荷修正目标量0%Pe，等待机组负荷过渡到稳定状态。

（9）打印机组一次调频负荷曲线，确定一次调频响应的纯迟延时间、调节过渡时间、实际一次调频量和机组负荷、机前压力的波动范围。15s内一次调频的实际调节量应达到最大理论调节量的60%以上，60s内一次调频贡献电量应达到理论贡献电量的60%以上，否则应调整相关参数，加快一次调频的响应过程，然后重复步骤（2）～（8）。

根据机组容量和电厂的要求，决定是否需要进行更大频率修正量的CCS、DEH联合一次调频特性试验，或者对CCS及DEH分别单独做不同频率修正量的试验。

2 电网对一次调频的考核要求

我国只有南方电网公司（包含南方五省区）和国家电网公司两家电网运行公司，两家电网公司下设省级电网调度中心，对各省上网发电的机组进行发电负荷调度和发电质量考核。为保证电网频率稳定，给用户提供高质量的电能，各省级调度中心相继出台了严格的一次调频功能考核制度。以南方电网公司下属某省电网调度中心的考核细则为例，对该细则的核心内容进行介绍。

南方电网公司下属某省电网调度中心对一次调频功能的主要考核内容具体如下：

（1）机组参与一次调频的死区：配置DEH的火电机组为±0.034Hz（±2 r/min）。

（2）火电机组转速不等率：4%～5%。

（3）调节系统迟缓率：DEH电液调节型、机组容量大于200MW的机组迟缓率小于0.07%。

（4）一次调频响应行为时间要求：当电网频率变化超过机组一次调频死区时，电液调节型机组响应时间应不大于3s，在电网频率变化超过机组一次调频死区时，开始的15s内机组出力实际调节量应达到ΔP（Δf，t）理论最大值的60%以上。在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的60s内，机组实际出力与响应目标的偏差的平均值应在理论计算的调整幅度的±8%内。

（5）机组参与一次调频的负荷最大调整幅度设定值：额定负荷在200（含）～500MW之间的火电机组：限制幅度大于等于±8%Pe（Pe为额定负荷），对于300MW机组，参与一次调频的负荷最大调整幅度±24MW。

（6）对于投入AGC功能的机组，在电网频率超出50±0.05Hz时，应能暂时闭锁不利于频率恢复的AGC指令，直到机组一次调频作用结束或暂停时间超过45s。

（7）一次调频统计评价指标：

一次调频投入率考核，要求月投入率必须达到90%。

一次调频投入率=该电厂所有机组一次调频投入时间/机组运行总时间；

一次调频动作贡献电量考核，要求9E机组及循环流化床机组一次调频质量T≥50%，其他类型机组一次调频质量T≥60%。

式中 T—一次调频质量，%；

ΔQsy—一次调频机组在60s内的实际发电出力与起始发电出力之差的积分电量，MW；

ΔQjy—一次调频理论贡献量，MW。其中：

式中 t—积分时间，s；

Δf—积分符号；

ΔP—机组一次调频动作期间实际发是出力与起始发电出力之差，MW。

3 一次调频功能优化

一次调频功能在实际投运时，会由于电网频率的波动为无规则的上下小幅度波动及机组功率信号噪声扰动掩盖了调频量等原因，使机组一次调频动作不及时，或实际调频量不足。同时，由于DEH阀门特性不好、功率回路PID存在反调现象等原因，特别是在频率波动小于3r/min的情况下，机组一次调频很难达到电网考核细则要求。因此，必须再对DEH一次调频回路进行优化改造，才能使机组一次调频性能达到要求[4]。

（1）对于机组负荷控制回路在CCS实现的机组，CCS侧和DEH侧需分别设置可独立完成一次调频功能的一次调频回路；对于机组负荷控制回路在DEH实现的机组，一次调频校正作用应同时叠加到设定值回路和汽机调门指令回路[1]。

(2)机组一次调频动作的有效负荷范围为机组并网后至机组额定负荷。机组并网后，DEH侧一次调频回路能自动投入；CCS投入自动后，CCS侧一次调频回路能自动投入[1]。

（3）为防止一次调频动作影响机组的安全运行，可设置一次调频低限和高限限制回路：机组总负荷等于或低于10%Pe时，停止一次调频减小机组负荷的动作，机组总负荷等于或高于100%Pe时，停止一次调频增加机组负荷的动作。

（4）机组AGC或机组本地改变机组负荷目标值进行加减负荷操作时，机组一次调频动作方向与机组加减负荷方向相反时，暂停机组作反方向的负荷变化，直到机组一次调频作用结束。

（5）机组应避免汽机调门全开的纯滑压运行方式；机组投入滑压方式运行时，滑压曲线的设置应保证机组有足够的一次调频裕量。

（6）原则上，要求机组长期投入CCBF协调控制方式，对于长期投入CCTF方式的机组，要求增加保证一次调频动作速度和动作幅度的控制回路。

（7）一次调频的负荷校正作用原则上不进行速率限制，如有必要进行延时处理，从一次调频的负荷校正目标函数至汽机调门动作的综合一次调频动作速率不低于50%Pe/min。

（8）为增强机组在电网频率小范围波动时的一次调频能力，可适当减少机组在频率小范围波动下一次调频的不等率，即增加频率小范围波下的机组一次调频量[2]。

（9）为保证机组能在不同负荷段下都能有合格的调频能力，在机组稳定运行的情况下，可以实现一次调频在不同负荷以不同的不等率运行。

图3为广东某电厂经过优化后的一次调频试验曲线，在一次调频试验过程中，机组小范围的转速波动对一次调频的影响已经被大大减弱了。

4 结语

通过一次调频优化试验结果表明，针对多数机组一次调频能力不足的现象，可以通过完善一次调频逻辑，设置更加合理的参数等方法，尽量挖掘机组潜在的蓄能并加以利用，机组一次调频功能完全能够满足电网对机组一次调频的考核要求。

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[1]刘尚明，王纯.燃气轮机及联合循环一次调频控制综述[J].热力透平，2004，33（03）：154～156，201.

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[3]钟新元.DEB协调控制策略在火电厂的应用 [J].电力科学与工程，2003，（3）：51～53.

[4]赵志强，秦义.火力发电机组协调控制系统浅析[J].东北电力技术，2002，（11）：39～41.

[5]白永军，董平，王孝全.机组快速减负荷（RB）功能探讨[J].内蒙古电力技术，2004，22（5）：66～68.

[6]熊泽生，曹泉.一种新型RB控制策略及其实践[J].湖北电力，2006，30（2）：32～34.

[7]徐国彬，燕同升，王君.华能日照电厂给水泵汽轮机控制程序优化研究[J].山东电力技术，2006，152（6）：28～30.