火电机组一次调频精细化控制策略

吴 琼，潘 宁

（华能国际电力股份有限公司南通电厂，江苏南通 226003）

0 引言

近年来，国家电网容量逐步增大，电网结构日愈复杂，用户用电结构趋于多样。电网频率成为评价供电安全和电能品质的核心指标，电网的稳定运行取决于发电量与用电量之间的能量平衡。在网发电机组的故障和用户电量的波动都可能引起计划负荷与实际负荷间产生偏差，会对电网系统的频率变化造成负面影响。电网如果发生有功缺额的情况，电网频率下降，反之电网频率上升。电网主要通过在线发电机组的热惯性和调频性能抑制频率偏差，进而减少电网频率波动的过渡时间，最终稳定电网中动态变化的频率。

近年来，江苏电网增进了大量风电、光伏、生物质发电机组，这些新能源机组容易受自然环境的制约，同时大容量发电机组突发跳闸停机，要求火电机组承担艰巨的一次调频任务，因此准确迅速地响应电网调频需求，成为火电机组承担的重要任务。

1 江苏电网一次调频考核细则

目前江苏电网的两个细则要求10 万千瓦以上发电机组具备有一次调频的功能，负荷调整限幅设置不得低于±6%的额定容量。机组的一次调频性能优先采信一次调频实时监测评估系统，即电网频率真实扰动时一次调频在线动作情况，如当月无满足条件数据，则由一次调频在线监测系统人工随机测定。一次调频实时监测评估系统启动条件为：频差＞0.033 Hz 并持续20 s以上、最大频差＞0.067 Hz、跃变时间不超过15 s。人工测定由调度发出增负荷测试或减负荷测试信号，信号保持45 s 脉冲，进行一次调频±3%Pe 增或减负荷测试。燃煤机组一次调频积分因数要求0～15 s、0～30 s、0～45 s 必须达到0.4、0.6、0.7。

式中 Hi——一次调频实际积分电量，MW

He——一次调频理论积分电量，MW

t0——一次调频起始时间，s

ti——当前时间，s

P0——t0时间段内的实际功率，MW

Pi——目前的实际功率，MW

Pg——频差经转速不等率计算的理论功率，MW

外界对滚筒的约束主要为轴承对滚筒轴的约束，利用Workbench的圆柱约束(Cylindrical Support)，限制除转动方向的其他自由度，驱动扭矩加载在输入轴一端。

Kf——一次调频积分因数

2 华能南通电厂机组一次调频功能介绍

华能南通电厂二期为2×350 MW 机组，协调和DEH（数字电液控制系统）采用整套DCS（分布式控制系统）控制，DCS 采用了EMERSON 公司OVATION3.5 的系列产品。一次调频控制策略采用传统的协调控制与汽机转速控制（CCS+DEH）相结合的控制方式，频率偏差经过调频函数计算后，一方面根据转速不等率转换为负荷需求指令，叠加到经过了限幅限速功能处理的负荷指令上，作为实际指令进入CCS（机炉协调控制系统）负荷控制逻辑中；另一方面计算成汽轮机调门流量前馈，直接引起汽轮机调门的开度变化。这种CCS+DEH 方式综合了机组机炉响应的优点，可以充分利用蓄热潜能，使汽机和锅炉同时响应以满足电网响应要求，是目前比较常见的方案，其控制逻辑框图如图1 所示。

函数f（x）设置要综合转速不等率、频差死区、负荷变化范围3 方面因素：

图1 传统CCS+DEH 一次调频控制

2.1 转速不等率

转速不等率δ 是反映汽轮机调频能力的重要指标，代表功率的相对变化对应的转速的相对变化，指机组各调节系统设定值不变的情况下，从零至额定功率相应的转速变化值与额定转速N0（3000 r/min）相比，其公式如下：

机组的负荷实际变化中，ΔN 表示实际调节中转速变化，Pe为机组额定负荷，Pg为频差经转速不等率计算的理论功率，转速不等率可表示为:

可计算得出：

可见，转速不等率与功率变化量呈反比，δ 越大，机组对电网调频能力越小，运行就越稳定；δ 越小，调频的能力就越强，但运行的稳定性会变差。综述，转速不等率较好地反映当前机组一次调频能力的强弱，目前华能南通电厂机组转速不等率设置为5%。

2.2 频差死区

频差死区的设置是为了防止汽机调门在电网频率小幅度波动时无谓的频繁动作，如果调频过于灵敏，将不利于设备的安全运转。南通电厂机组的一次调频死区均设置为:±2 r/min，也就是说当转速范围在2998～3002 r/min，调频指令将不会动作。

2.3 负荷变化范围

为了兼顾机组的调频能力及设备的安全运行，需要防止一次调频动作时DEH 和CCS 的大幅度变化，调门大幅波动对运行工况造成干扰。根据江苏电网细则要求，南通电厂最大一次调频转速值为11 r/min，负荷变化范围为±6%Pe。一次调频响应曲线如图2 所示。

图2 一次调频响应曲线

3 机组一次调频性能影响因素和精细优化策略

一次调频在当前网源协调的范畴内是与电网联系的重要控制因素，华能南通电厂采用CCS+DEH 经典的调频策略，能够满足大部分工况下的一次调频需求指标，但当出现频率信号采样误差、汽机调门流量曲线不线性、一次调频和自动发电控制指令之间冲突、小频差扰动下机组调频响应滞后，机组蓄热不足或滑压方式影响等问题时，容易造成机组一次调频效果不理想，以下针对出现的真实工况，提出研究并实施了合理的解决措施。

3.1 频率信号采集方式优化

电网侧考核并网机组的一次调频响应能力是根据机组PMU（同步相量测量单元）装置中测量的信号经计算得到的，而华能南通电厂机组原频率信号来自于频率变送器的测量值，有些机组则采用汽机转速卡测量的转速信号作为了频率信号，这些信号均可能与电网实际频率存在偏差。实际证明，这种信号不同源误差容易导致发电机组一次调频各项指标偏离标准值较大，特别是会出现小频差不响应的现象。为了解决这一问题，南通电厂对机组PMU 装置进行同源改造，有针对性地安装了一套频率同源装置。将PMU 装置上的频率和功率信号引入DEH，一方面频率信号作为一次调频动作指令的计算，另一方面功率信号作为实时负荷的反馈，解决了频率采集的可靠性和负荷传输的一致性，真正实现机组调频与电网需求的同步响应。

3.2 调频指令之间的冲突以及小频差扰动下响应滞后

华能南通电厂机组在实际运行中发现，一次调频人工测试基本100%达标，动态实时测试经常不满足标准，而实时调频的迅速性和精准性才是真正反映涉网机组调频性能的真实指标。经仔细研究发现，实时数据不合格主要由于一次调频与AGC 指令的冲突和小频差扰动下响应滞后引起的，采取了以下优化方案。

《江苏电网统调发电机组运行考核办法》中指出：在一次调频测试期间，调度机构应当保持机组AGC 控制指令不变，发电企业无需退出AGC 运行状态。机组运行实践发现，在一次调频人工测试期间，调度机构可维持AGC 指令不变，但一次调频实时测试期间，AGC 指令常常出现与一次调频负荷指令反向动作现象，从而引起一次调频动作指标不合格。为了让发电机组优先执行一次调频指令，电厂进行了一次调频逻辑优化，判断一次调频响应需求动作时，则闭锁45 s AGC 指令方向动作。也就是一次调频实时响应要增负荷时，闭锁AGC 指令减小；如果一次调频实时响应需减小负荷，则闭锁AGC 指令增大。

一般情况下，电网频率小幅扰动，那么一次调频量的输出值较小，尚需克服调速系统迟缓率和负荷响应滞后时间，往往会造成调频不达标甚至反方向动作结果。因此电厂将逻辑优化为：判断一次调频响应需求动作，则通过超前环节，使一次调频负荷输出指令变化加快，当频率趋于稳定时，通过滞后环节，继续保持一段时间输出指令缓慢下降，这样快动缓回的控制策略可以很大程度上优化小频差扰动下调频性能，同时能解决一次调频实时测试时实际调频时间不满足45 s 但考核维持45 s，这一现象所引发的更高调频要求，逻辑设计如图3 所示。

以上两种方案均提到了“一次调频响应需求动作”判断条件，这一条件的触发门槛不能太高，否则优化策略难以发挥作用；也不能过于降低，否则会引起日常机组负荷出现频繁的波动，不利于AGC 调节精度和安全运行。为了兼顾各方面综合因素，结合江苏省网两个细则实时测试标准，电厂将该判断条件规定如下：①电网频差＞0.05 Hz；②电网频差＞0.033 Hz 满足10 s；③不在一次调频性能参数测试（仅监测模拟参数，无需实际调频）。实践证实，以上条件能有效兼顾一次调频响应指标和机组的稳定运行需要。

3.3 基于模型预估调频积分因数以实现精准调频

图3 快动缓回一次调频逻辑

电厂的传统CCS+DEH 调频回路对于单元机组来说是开环调节，依据固有的调频特性和机组蓄热发挥作用，将理论贡献负荷与实际贡献负荷进行对比，可以提前预判是否满足电网的调频需求。当一次调频判断开始后，积分模块分别计算实际贡献负荷和理论贡献负荷，两者之比计算得到电网考核的一次调频积分因数。若该因数与考核因数存在偏差，则适当动态修正DEH和CCS 侧的调频作用。

参考江苏电网两个细则要求“15 s 积分因数必须达到0.4，30 s 积分因数必须达到0.6，45 s 积分因数必须达到0.7”，电厂逻辑计算得到的积分因数10 s 未达到0.4，22 s 未达到0.6，37 s 未达到0.7，则判断为一次调频响应滞后，该信号能联锁动态调整DEH 和CCS 侧调频参数，主要体现在：增加频差至DEH 流量指令的叠加因数，增强CCS 侧一次调频负荷指令，减弱CCS 侧主汽压力的拉回作用，在主汽温安全范围内闭锁减温水调阀的反向干扰。这种积分因数偏差纠正方法的应用，很大程度上解决了机组侧一次调频开环调节的弊端。目前电网在逐渐提倡一次调频作用不宜过强，防止网内频率反向过调，这种思路也可以应用在当机组调频贡献过强时，适当减弱调频作用。逻辑设计如图4、图5 所示。

3.4 优化汽机调门流量曲线

华能南通电厂机组中修、大修期间，高压调阀均会进行解列维修，重新装配后会发现阀门流量特性曲线与理论不匹配；调门安装完毕进行的冷态校验零位经长期运行后产生膨胀，常常热态零位显示在2%～3%，造成流量曲线重叠度不足。调门流量特性试验有顺序阀和单阀两种方式，本文不详细描述。在机组正常运行中，若发现在某个负荷区域出现负荷响应不足、汽压调节波动、调门频繁开关等现象，建议关注该区域下的流量特性。将机组退出协调和一次调频，汽机和锅炉控制站置手动方式或炉跟踪方式，在不理想的负荷区进行小幅度的机主控输出变化，观察主汽流量的变化是否线性，若出现明显滞后或过强，则稍作改变该区域的拐点。

图4 一次调频积分因数计算

图5 一次调频动作滞后信号

机组正常运行中，常常发现调门热态零位偏差或初始位置存在空行程。华能南通电厂二期机组基建时，汽轮机采用GE 进口MARK V 调速系统，该调速器冷态校验汽轮机调门开度时，将全关位置标定为－5%，因此实际运行中的零位则大约在开度5%左右，这一做法很好地弥补了调门零位调节的滞后现象。电厂将DEH 改为DCS 一体化控制系统后，虽然新DCS 控制器无法实现原模式标定，但也可参照此思路，于DCS 逻辑中对调门特性曲线的零位偏置进行修改，弥补初始位置的流量变化滞后现象。

机组阀门流量特性试验实施时，要注意保证主汽压稳定，机、炉主控每次输出幅度不宜超过2%，待机组各参数调节稳定后再进行下一步试验。建议机组DEH 阀门流量函数多增加几处拐点，以方便运行期间在线修正。

4 结束语

经过精心的设计及调试，华能南通电厂机组一次调频功能满足了电网调频需要，并实现了在深度调峰30%负荷工况下的±3%Pe调频测试，2019 年度机组一次调频指标未发生考核。电厂技术人员从实践出发，以问题为导向，逐步科学推进精细化控制策略，提升了机组在协调系统和汽轮机调速系统的自动化控制水平，也为实现电网安全稳定运行创造了条件。