电厂一次调频系统分析及改进

张伟，马亮，杜伟

（华电漯河发电有限公司，河南 漯河 462000）

电厂一次调频系统分析及改进

张伟，马亮，杜伟

（华电漯河发电有限公司，河南 漯河 462000）

随着河南省电力调度控制中心对统调机组进行一次调频考核的实施，针对华电漯河发电有限公司一期2×330 MW机组一次调频合格率低的现状，对一次调频系统进行深入分析，从硬件、软件、控制逻辑等方面进行了改进，一次调频合格率大幅提高。

火电厂；一次调频；合格率

0 引言

2012年8月16日，河南省电力调度控制中心正式下达《关于近期正式实施〈两个细则〉中一次调频考核的通知》，通知决定自2012年9月1日起对统调机组一次调频正式实施考核。8月23日，再次下文强调按照电监办“两个细则”的考核要求，河南省电力调度控制中心于2012年9月将一次调频考核纳入电监办“两个细则”的考核中，机组一次调频贡献电量低于50%，即统计为1次不合格，每次不合格扣罚电量2MW·h。

在正式实施考核的前两个月为试运行期，9月考核电量为850 MW·h，10月考核电量为803 MW·h，按照上网电价0.439元／（kW·h）计，考核费用达72.57万元。从河南区域看，自8月16日通知发布至10月31日，河南省电力调度中心先后公布了全省机组一次调频预考核和正式考核的5次结果，9月一次调频考核电量总量达99.9 GW·h，一次调频考核电量超过日发电计划考核电量和调峰考核电量，成为首位的电量考核指标。

1 存在的问题

1.1 转速精度达不到要求

华电漯河发电有限公司（以下简称漯河发电公司）参与一次调频计算的转速来自数字电液（DEH）控制系统，转速测量采用电涡流式测量原理，共3个转速探头，全部位于低压缸与发电机之间，2012年11月1日某段时间转速记录见表1。

由表1可以看出，3个转速之间存在约1 r／min的偏差。在电网稳定的情况下，一次调频动作幅度往往为3002～3003 r／min，2997～2998 r／min，调频

表1 DEH转速记录 r／min

幅度一般不超过1 r／min。很明显，DEH转速测量精度达不到一次调频考核的要求，导致一次调频合格率低。

1.2 电源管理单元（PMU）时间滞后

经分析，漯河发电公司PMU时间可能滞后，影响一次调频合格率。调取漯河发电公司某时段的考核记录与调度控制中心的考核记录进行对比，合格率为37.5%。＃1机组分散控制系统（DCS）一次调频动作了3次，＃2机组DCS一次调频动作了24次，且与调度的8次记录在触发时间、触发频率、持续时间等参数上不一致。截取某时段河南电网包括漯河电厂在内3家电厂的网频曲线进行比对，漯河电厂的网频比其他电厂滞后2～3 s，造成机组一次调频动作时间与调度控制中心时间不一致，导致漯河电厂一次调频在触发时间上与调度记录不一致。

此外，将2013年2月16调度控制中心记录与PMU监听记录进行对比：调度统计20次，10次合格，PMU统计7次，6次合格，其中动作时间一致的只有4次。

1.3 PMU数据丢包

河南电网“两个细则”考核施行后，漯河电厂对一次调频进行了改造，一次调频系统以PMU装置采集量作为动作的依据，省电力调度控制中心考核以PMU上传数据作为考核依据。投运以后，PMU上传数据频繁出现丢包，多次出现数据丢失，严重影响漯河发电公司一次调频考核合格率。

以2013年2月25日为例，经分析，540次记录中，数据丢包17次，表现为记录中功率等一系列数据为0。3月16日安装了PMU丢包监听程序，3月25日监听到的丢包情况为：共丢包 18次，总计14170帧，即283 s（见表2）。

因频繁丢包，PMU监听装置检测不到数据，导致DCS中“PMU频率故障”光子牌频发。

表2 PMU丢包记录

1.4 逻辑不合理

（1）低负荷与高负荷时一次调频动作量不一致。经分析，高负荷时由于主蒸汽压力较高，调门动作后负荷变化较大；低负荷时，主蒸汽压力较低，而调门动作幅度是一样的，因此负荷变化较小。

（2）网频波动频繁，造成机组调门频繁摆动，影响设备安全运行。“一次调频动作”的定义为：转速差大于2 r／min且持续时间超过15 s。因此，没有必要转速差一超过2 r／min就动作。

（3）DEH侧调门动作，而协调控制系统（CCS）中由于存在压力偏差进行压力拉回，削弱动作效果。

（4）部分情况下，即使动作方向正确，但仍不合格，这是由于动作幅度不够、负荷贡献量不够造成的。

2 改进措施

2.1 网频代替转速参与控制

安装PMU监听装置，PMU频率替代DEH的汽轮机转速作为一次调频驱动信号，将频率变送器量程和DCS相应的测点量程统一由48.0～52.0Hz调整为49.8～50.2Hz，以提高精度。在DEH逻辑中，将一次调频用的转速差替换为频差乘以60，其后逻辑不变。

调度一次调频考核以郑州某变电站PMU频率为基准，电厂PMU记录与调度中心考核记录数据的一致性在95%左右。按照国家电网公司的要求，PMU装置都应具备同时和多个主站通信的功能，因此，可以增设1个模拟主站，和PMU装置通信。通信完全按照国家电网公司标准进行，模拟主站得到频率值后，再通过通信方式将频率值送入DCS。漯河公司的DCS可以直接将频率作为上网点广播到DCSA／B网上，然后通过DCS内组态参与一次调频。PMU改造方案如图1所示。

图1 PMU改造方案

国家电网要求PMU测量后10ms内送出数据，加上模拟主站处理和转发的时间，频率数据到达DCS的时间应在50ms以内，时间周期上满足一次调频控制要求。

对PMU频率信号进行3个方面的处理。

（1）PMU频率信号品质坏（当DCS连续2次接收不到模拟主站的通信）时，将频率切回到现有DCS三取中转速信号。

（2）PMU频率信号与DCS三取中转速偏差超过3 r／min时，将频率切回到现有DCS三取中转速信号。

（3）PMU频率信号投运初期，转速限值为2996～3004 r／min。

2.2 PMU功角测量装置改造

对现有PMU功角测量装置进行换型改造，要求只更换内部机柜及机柜到端子排内侧接线，外柜体与外部接线保持不变，增加全球定位系统（GPS）对时装置。调试时双平面通信皆正常，一次调频数据丢包为0。

2.3 优化逻辑参数

（1）将一次调频扫描周期由200ms改为100 ms，提高时间精度。

（2）优化转速差-功率函数（见表3），使拟合曲线圆滑准确。限制动作幅度，提高安全系数。

（5）增加压力修正因子（见表4），使主汽门动作幅度随压力的减小而增大，随压力的增大而减小。

表4 压力修正因子

表3 转速差-功率函数

（6）在协调系统中对压力设定值进行修正，防止DEH侧调门动作后CCS中由于存在压力偏差进行压力拉回，削弱动作效果。

（7）增加PMU故障报警光字牌，PMU装置出现异常及时处理。

3 改造效果

（3）将转速差死区由±2.0 r／min改为±1.8 r／min并延时3 s。延时3 s目的是防止电网频率短时波动造成汽轮机调门的频繁波动；将死区由±2.0 r／min改为±1.8 r／min目的是提前动作，保证负荷动作量满足要求。

（4）将转速偏差限值由原来的150 r／min改为15 r／min，将一次调频负荷动作最大值改为30MW，

（1）一次调频动作信号源可靠、准确。改造后PMU功角测量装置运行正常，数据传输稳定，改造至今未发生过丢包现象。对逻辑参数进行了优化试验，大大提高了一次调频合格率，月度一次调频合格率在河南省名列前茅，为公司节省了大量资金的同时，也提高了公司在本区域内的形象。改造前、后数据对比见表5。

表5 改造前、后数据对比

（2）一次调频动作报表功能可靠性加强。PMU报表与调度报表格式一致，计算结果基本吻合，为向调度申请数据核对、考核减免提供了依据。

（3）历史站功能加强。PMU监听装置可以保存机组频率和功率数据达1年，而原PMU装置只能保存15 d，为数据核对提供了支撑。

（4）增加了PMU与DCS的整点对时功能，以便及时发现PMU或DCS的GPS工作是否正常。升级安装对时功能后立即发现两者之间时间偏差约24 s，重启DCS的GPS对时工作站后正常。

4 结束语

对漯河电厂一次调频系统硬件、软件、电气系统、热工系统等进行改造后，其可靠性、准确性、合格率均有了大幅提高，满足了电网调度的要求。

（本文责编：刘芳）

TP 273.5

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：1674-1951（2015）04-0059-03

张伟（1971—），男，山东新泰人，副总工程师，工程师，从事火电厂检修管理工作（E-mail：luohezhangwei＠163. com）。

2014-10-24；

2015-03-10