一次调频的技术改造

孙亚伟

(国电蓬莱发电有限公司，山东 蓬莱 265600)

0 概述

某发电公司2×330 MW的机组的汽轮机型号为N330-16.7/538/538，是亚临界中间一次再热凝汽式汽轮机，反动式、单轴、双缸双排汽，高中压合缸、低压缸分流。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司利用美国CE技术制造的亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、固态排渣、全钢架悬吊结构、露天布置、控制循环燃煤汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式。发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的QFSN-330-2型、采用静止励磁系统的汽轮发电机，额定输出容量/功率为353 MVA/330 MW，额定定子电压为20 kV，额定转速为3 000 r/min，频率为50 Hz，额定功率因数cosφ为0.85。机组热控系统为EDPF-NT+系统是由北京国电智深控制技术有限公司提供的分散控制系统(DCS)。该DCS主要包括：数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、数字式电液控制系统(DEH)、锅炉吹灰程控系统、循环水泵房控制系统等。

1 一次调频效果不好的原因

1.1 一次调频信号的同源和精度不高

电力调度中心对一次调频检测的手段和方法为，在发电厂安装同步相量测量装置(phasor measurement unit，PMU)，构建电力系统实时动态监测系统(wide area measurement system，WAMS)，通过调度中心主站实现对电力系统动态过程的监测和分析。PMU示意如图1所示。

图1 PMU示意

国家电网公司下属各省电力调度中心的一次调频性能考核系统通过PMU自动判定机组本月各次一次调频动作是否合格、累计分数，并进行考核。山东省电力调度中心的一次调频性能考核系统也是通过PMU来判定的。判断一次调频是否合格的基准(对有时间标签的电量的面积积分)就是各台机组进行一次调频试验是否成功的基准。传统发电机组一次调频动作的一次调频信号来自DEH的转速卡。由于DEH的转速卡的量程为0—10 000 r/min，转速卡只有1/1 000的精度，远低于1/100 000的精度，即没有办法达到0.1 r/min的分辨率。

1.2 一次调频无效扰动多

改造前，一次调频控制策略为迎合电网考核，主要采用以下2种方式。

(1) 减小一次调频动作死区。机组一次调频的组态中，一次调频的函数死区常常没有按照规程设置在±2 r/min，而是设置在±1.6 r/min。如此就造成机组每月的一次调频动作次数比正常情况增加1倍以上，这对机组尤其是汽轮机调门造成冲击，影响汽轮机调门的使用寿命。

(2) 修改“转速差—功率”函数，加大曲线斜率，增加动作幅度，调频幅度2 MW起步。

此控制策略虽能满足电网考核标准要求，但会对机组造成大量无效扰动，不利于发电机组的安全经济运行。

2 NX-PFR一次调频智能控制装置的特点

NX-PFR一次调频智能控制系统由NX-PFR一次调频智能控制装置、工控机、显示器等组成，其中核心控制部分由NX-PFR一次调频智能控制装置完成。

2.1 全嵌入式硬件结构平台

采用高性能双核CPU，其中包含32位ARM处理器和32位浮点数字信号处理器，可实现对电网频率信号的高速率、高精度采集。同时采用基于电网功率变化动态调整的先进控制策略，控制逻辑内置于装置内部，可实现信号采集和控制的无缝连接，直接输出控制指令。功能合理分布、结构紧凑，实现高性能、高可靠性、低功耗的整机一体化工业级设计，可长时间连续运行。

2.2 高精度数据采集系统

采用16位高精度A/D转换、模拟通道高速同步采样控制计算、自动频率跟踪等技术来保证装置在很宽的频率范围内数据采集、处理的精度。NX-PFR一次调频智能控制装置直接取电气侧的57.7 V的PT信号(与送至PMU信号为同一路)送入A/D采样回路，采集精度达到电网要求的±0.001 Hz，有效提高了一次调频动作的正确率，减少大量了不必要的误动。

2.3 先进的控制策略

采用基于电网功率变化动态调整的控制策略，对电网不同频差采用不同的动作幅值，既能保证一次调频动作合格率达到电网考核要求，又能降低一次调频动作次数，确保了电网和机组的协调运行。

2.4 冗余设计

一次调频优化系统机柜配置2台NX-PFR一次调频智能控制装置，同时采集PMU频率信号，各个装置独立运算后分别送信号至DCS。即使其中1台装置出现故障，也不会影响系统的运行安全。

3 改造方案

3.1 硬件改动

(1) 机组电子间内增设1套NX-PFR型一次调频智能控制装置，用于机端频率采集、一次调频运算、大扰动测试控制。

(2) RTU，DCS系统依据测点清单增加相应卡件，用于各控制、测试测点的传输。

(3) 机组热工电源盘送出一路UPS、保安切换后电源，为NX-PFR一次调频智能控制装置供电。改造后系统如图2所示。

3.2 软件优化及画面修改

(1) 逻辑修改。DCS，DEH一次调频控制逻辑中，F(x)后增加T切换功能块，功能块Y管脚输入原一次调频负荷指令，N管脚输入NX-PFR一次调频智能控制装置指令。切换条件设置为：手动切除、NX-PFR一次调频智能控制装置指令都故障(品质坏)切除、NX-PFR一次调频智能控制装置都异常(装置异常信号)切除。

(2) 一次调频优先AGC等负荷指令的调节方法。负荷指令增加时，若一次调频动作是正向调节，则负荷指令不闭锁，输出实时负荷指令；若一次调频动作是负向调节，则负荷指令闭锁，保持当前负荷指令。负荷指令减少时，若一次调频动作是负向调节，则负荷指令不闭锁，输出实时负荷指令；若一次调频动作是正向调节，负荷指令闭锁，保持当前负荷指令。这样，在网频波动时，优先进行一次调频调节，稳定一次调频的动作幅值。避免由于机组负荷指令与一次调频的不同向而对一次调频实际动作幅值产生衰减。以减少稳定电网频率的时间，维护电网的稳定安全运行。

图2 改造后系统

(3) 热电联产机组一次调频控制方法。因为热电联产机组中压缸对外供热，有一部分没有用于发电做功，使一次调频动作不能满足电网的要求，所以必须给予补偿。根据供热量的大小转换为增量因子K，与一次调频的动作幅度相乘，通过安全限幅块后加在DEH的输出上。由于机组供热方式不一样，对外供热的蒸汽对机组发电量影响的大小也不同，所以这个增量因子K要根据热电联产机组当时的供热情况随机计算，或根据预设的函数输出而定。当供热量较低时，增量因子K可以为1。

(4) 为避免装置异常导致一次调频负荷指令大幅度波动，在一次调频负荷指令接入负荷控制回路前增加限幅功能块，限值设置为±26.4 MW。

(5) 为避免模拟量卡件漂移影响AGC调节品质，NX-PFR一次调频智能控制装置输入指令增加小信号切除功能，当输入指令小于0.3 MW时，切除该信号，输出信号置0。

(6) 增加NX-PFR一次调频智能控制装置输入指令异常判断报警逻辑。

(7) DCS逻辑修改后，统一按逻辑执行次序重新排列逻辑块顺序，确保在1个扫描周期内完成该逻辑页中的所有逻辑运算。

(8) 在协调画面中增加NX-PFR一次调频智能控制装置输入指令显示，供运行人员监视。

4 改造效果

该发电公司1号机组于2016年12月完成一次调频同源改造，2号机组于2016年11月完成一次调频同源改造。

(1) 在目前电网一次调频考核模式下，机组正常一次调频动作负荷由原来±3.8 MW降低为±2MW以内，确保一次调频动作幅度降低30 %以上，减小一次调频对设备的冲击。

(2) 改造后一次调频动作次数大幅减少，由原来每月千次降低到百次，机组误动作得到有效控制。

(3) 在目前电网的考核模式下，确保了机组一次调频合格率在AGC投R模式时，达到80 %；一次调频合格率在AGC投O模式时合格率超85 %。

1 陈仕刚.一次调频反调及CCS负荷反调波动大的原因分析[J].电力安全技术，2013，15(8)：7-13.

2 陈 亮，陈慧坤.广东电网发电机组一次调频性能分析[J].广东电力，2008，21(8)：8-12.