基于DCS系统的一次调频系统研究及应用

曹美杰，么颖林，王建东，孙 静

（首钢京唐钢铁联合有限责任公司，河北唐山 063200）

引言

国内某钢厂2×300 MW 自备电厂设计为煤粉/高炉煤气混燃锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环锅炉，采用四角切圆燃烧方式。随着电网建设的飞速发展和科学水平的提高，电网频率的稳定性也越来越受到重视，并且《华北区域并网发电厂并网运行管理实施细则》和《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（简称“两个细则”）均明确要求电厂提高发电机组一次调频能力，并制定了相关考核指标。该电厂充分利用现有控制系统硬软件技术优势，采取了科学合理的控制策略，不仅确保了发电机组一次调频功能的长期稳定运行，而且其一次调频性能处在较优水平，对保证当地电网频率稳定、增强电网抗事故能力和提高电网运行安全稳定性具有重要意义。

1 一次调频原理与特征参数

1.1 一次调频原理

电网频率是衡量电网安全稳定性的一个重要参数，在实际运行中，当用户耗电量与电厂发电量不平衡时，电网频率会偏离目标值，这时汽轮机蒸汽调门会根据设计好的控制策略快速动作调整负荷，从而使发电机组发电功率能够及时调整完成电网负荷补偿，修正电网频率的波动，使电网频率稳定在目标值，确保电网运行安全稳定，这个过程就是发电机组的一次调频[1]。电厂发电机组的一次调频性能指标主要包括正确动作率和响应能力，即必须在规定的时间内快速响应，而且必须在规定的时间内完成频率调整。因此科学合理的控制策略设计和实现就显得尤为重要。

1.2 一次调频特征参数

1.2.1 调频死区

电网频率在产生微小、可接受的波动时，为了避免机组调门也频繁动作影响设备寿命和运行安全，需要对调频功能设定一个死区范围，即在该范围内机组的一次调频控制不起作用，这就是调频死区。

1.2.2 转速不等率

转速不等率就是汽轮机空负荷转速与满负荷转速之差与额定转速比值的百分数，过大或过小均不利于电网的稳定运行，因此需要进行合理设置，即一般转速不等率的范围为3%～6%，常用的为4.5%～5.5%。

1.2.3 迟缓率

调节系统各相关流程环节的设备运行存在摩擦、间隙等情况，使得转速上升和下降过程的静态特性曲线所对应的转速不同，该转速差与汽轮机额定转速之比即为迟缓率。

2 DCS控制系统设计配置

该电厂2 套机组采用的是I/A Series 控制系统，该控制系统的网络配置图如图1所示。

图1 DCS控制系统网络配置图

在集中控制室设有2 套机组的DCS 操作员站、工程师站、历史记录站和数据服务器等。每台机组分散控制系统硬件设备主要包括：在1#机组电子设备间布置的1 号机组DCS 控制机柜35 面，公用系统DCS 控制机柜3 面；在2 号机组电子设备间布置的2号机组DCS控制机柜35面。

DCS监控范围包括：锅炉及其辅助系统、汽轮发电机及其辅助系统、除氧给水系统等。主要子系统如下：数据采集和处理系统（DAS）、锅炉/汽机的辅机顺序控制系统[SCS(B/T)]、锅炉炉膛安全监测系统（FSSS）、汽轮机数字电液控制系统（DEH）、电气控制系统（ECS）、炉水加药系统、循环水系统等。所有子系统的CPU、电源、网络模块都是冗余配置，DEH系统控制调节汽轮机伺服阀的卡件信号通道也是冗余配置，确保汽轮机蒸汽调门的控制精确稳定，也能够为发电机组的一次调频提供硬软件保证。协调控制系统（CCS）主要是将锅炉和汽机作为一个整体，完成对机组负荷、锅炉主汽压力的控制，达到锅炉风、水、煤的协调动作，机组与电网需求的协调主要使机组最快地响应电网负荷的要求。DEH 系统和CCS 系统均与电网一次调频控制密切相关，两者联合作用实现电网的一次调频，确保电网频率安全稳定。各系统间通过交换机网络实现数据通信、信息共享、协调工作，以完成控制系统的总体控制功能和优化运算。

3 一次调频控制系统设计与实现

DEH 系统和CCS 系统作为该DCS 控制系统的子系统共同作用实现该机组的一次调频功能。DEH 侧根据采集到的汽轮机实际转速信号计算得到转速差，转速偏差信号通过调频函数计算后得到调频量和负荷调整指令后，直接向汽轮机蒸汽调门发出开度调节指令，实现一次调频的前馈控制和调频负荷的快速响应功能；CCS 侧功率控制回路同时会得到DEH 侧的调频指令信号，一方面是和机组功率指令、实际功率信号计算得到新的功率设定值实现一次调频和功率的闭环调节，另一方面DEH 侧调频信号经过CCS 侧功率调节器直接实现锅炉前馈控制，消除锅炉负荷调整的滞后性，确保炉机负荷控制调整协调一致。该电厂机组一次调频控制系统框图如图2所示。

图2 一次调频控制系统框图

该机组一次调频采用的是协调控制与汽机转速控制相结合的控制方式，由图2可知，DEH侧采集到汽轮机实际转速信号后计算出频率偏差，然后通过调频函数计算得到负荷调整指令后发送给流量控制模块，由流量控制模块计算出汽机调门开度指令后通过调门开度的调节实现进汽负荷的快速调整，通过前馈控制实现一次调频功能的快速响应；负荷调整指令同时和功率指令、实际功率计算得到功率偏差信号后，通过负荷调节器计算处理得到负荷调整控制信号，一方面实现对锅炉负荷的前馈控制，使锅炉负荷根据调频负荷指令适度超前调整，另一方面实现功率和一次调频的闭环控制，消除频率误差，稳定电网频率。

4 影响一次调频性能因素的分析解决

影响机组一次调频性能的因素主要有调频信号采集测量、调频死区设置、一次调频控制逻辑等。针对这些影响因素需要制定科学合理的解决方案才能确保一次调频控制系统作用的精确稳定。

4.1 调频信号测量采集

机组的一次调频需要实时采集机组频率信号和参与控制，如果其精确性不符合要求或信号不同源很可能无法达到一次调频控制指标要求。汽轮机的转速测量信号作为一次调频控制信号不仅测量精度可能达不到要求，而且可能与电网实际频率存在偏差，在电网频率发生较小波动时难以反映电网频率的真实波动情况，很可能会造成误动或拒动的情况发生[1]，会影响一次调频控制的响应速度和调节效果。针对此情况，该机组采用了频率同源装置，将PMU（同步项量测量装置）上的频率和功率信号引入DEH 和CCS，不仅保证DEH 和CCS系统调频和功率信号采用单一信号和同源信号，而且解决了频率采集的可靠性和负荷传输的一致性，大大降低了一次调频系统误动和拒动的概率。

4.2 调频死区设置

一次调频系统执行器设备在出现较小的可接受的频率差信号时如果频繁的动作和调节，必然会影响机组运行的安全稳定性，同时也会影响设备安全和寿命，因此有必要设置一个调频死区，一般机组参与一次调频死区应不大于±0.033 Hz 或±2 r/min，并且转速不等率应为4%～5%。

4.3 一次调频控制设计

4.3.1 DEH侧控制设计

在DEH 侧实现一次调频的前馈控制调节时，会受到汽轮机蒸汽调门流量特性曲线、主蒸汽压力波动等因素的影响，可能会造成机组一次调频效果不理想，因此需要在前馈控制环节进行相应的逻辑控制修正才能达到理想的控制效果。

通常DEH 中调频的流量变化是在额定蒸汽压力下计算的，如果调频时主汽压力有较大偏差，前馈控制带来的负荷变化量可能偏大或不足，影响一次调频效果[2]，因此在DEH 系统实施频差控制前馈时需要考虑主蒸汽压力信号的波动，需要将主蒸汽压力信号参数作为前馈控制的修正信号，这样可以提高一次调频性能在主蒸汽压力偏离额定参数时的响应性能，保证调频性能更加稳定可靠。

控制框图如图3 所示，在调门阀位修正部分需要每年利用机组的检修机会测试蒸汽调门的流量特性曲线并进行修改完善，优化机组调门管理函数，确保调门流量特性偏差控制在要求范围内，以实现流量负荷的精确调节；在主蒸汽压力修正部分，需要根据主蒸汽压力偏差变化与蒸汽流量的函数关系制定相应的阀位控制修正策略，确保频率负荷调整响应快速精确。

图3 DEH侧一次调频设计框图

4.3.2 CCS侧控制逻辑设计

CCS 侧的一次调频设计如图4 所示，该控制系统作为机组一次调频的闭环控制，在调频响应要求时间内可消除频率误差，同时在控制回路进行了死区设定，在频率发生微小可接受的范围波动时可避免负荷频繁调整，确保执行器设备安全和机组运行稳定。同时也对负荷做了高低限限制，确保负荷在规定范围内稳定调整。CCS侧还将机组实际负荷指令叠加调频负荷增量的校正回路，且CCS 中的校正指令不经速率限制，以保证机组调频负荷不回调。

图4 CCS侧一次调频设计框图

5 试验效果分析

在75%(235 MW)和90%(270 MW)两种负荷工况下，对DEH 和CCS 侧同时模拟电网频率±0.067 Hz（或汽机转速±4 r/min）、±0.1 Hz（或汽机转速±6 r/min）阶跃变化量（增减各1 次）进行试验。记录调节级压力、主汽压力、有功功率、频差信号（转速偏差）、调门反馈等信号，观察机组参数响应情况，直至参数稳定，同时通过每一步的试验数据对一次调频方案中的参数进行必要的修改和优化，表1 为试验数据记录和结果，图5 和图6 为转差变负荷试验效果趋势图。

表1 75%和90%额定负荷工况下试验数据记录

由试验数据记录表1 可分析出，该电厂一次调频控制系统在上述各负荷工况下分别对±4 r/min、±6 r/min 转差的一次调频负荷响应满足15 s 内达到目标调频负荷量的75%、30 s 内达到目标调频负荷量的90%的的要求，各试验数据结果均合格，而且由图5 和图6 试验趋势图可分析出，在变负荷工况和转速值偏离额定目标值时，一次调频控制系统能够过快速响应（响应时间<3 s），且动态偏差小，一次调频稳定时间<1 min，调频动作精确，稳定性好，主要参数调节品质优良，达到了预期控制效果。

图5 235MW工况（±4 r/min，±6 r/min）转差变负荷试验趋势图