一次调频最新技术的发展 PPT课件
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一次调频学习ppt课件
14
第14页/共33页
转速
n1
n2
300
600
功率 (MW)
1000
转速不等率δ是表征一次调频特性的基本参数，它反映
了机组功率变化与电网频率变化之间的静态放大倍数。
转速不等率δ一般为4-5%，δ越低，机组出力对网频变
化的灵敏度越高，即对机组的一次调频能力要求越高。
15
第15页/共33页
功率补偿量(MW)
1. 机组协调控制CCS模式或DEH逻辑设置不当，影响了一次调频 的动作效果。
• TF运行模式 • 调门的影响 • DEH逻辑设置
29
第29页/共33页
检查中发现一次调频管理中存在的问题
2.频率扰动发生时，机组的运行工况影响一次调频动作效 果
• 滑压运行 • 供热
30
第30页/共33页
检查中发现一次调频管理中存在的问题
12
第12页/共33页
CCS侧存在的问题
以下运行方式对一次调频有较明显的反调现象：
DEB协调运行方式（存在调节级压力内回路） 机跟炉为基础的协调 DEH压控运行方式（类同机跟炉）
一次调频不理想的原因都是因为有压力控制回路参 与调节（机前压力或调节级压力）的结果。表现为： 一次调频满足动作条件时，DEH立即动作，调频指令 使阀门按设计的方向进行阶跃变化，此变化引起调 节级压力或机前压力相应变化，压力控制回路对压 力偏差进行快速调节，输出的综合阀位指令方向与 一次调频动作指令方向相反，导致一次调频响应缓 慢和快速拉回。
2
第2页/共33页
电网频率调整的三个阶段
一次调频：定义为发电机组调速系统根据本身的固有特性，通 过转速反馈作用改变发电机输出功率来调整电网的频率。在电 网频率按自然调频过程变化的同时，调节系统探测到机组转速 的变化后，通过转速反馈作用迅速调整各发电机组的输出功率， 以降低频率变化的幅度，对频率实现有差的调整。
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转速
n1
n2
300
600
功率 (MW)
1000
转速不等率δ是表征一次调频特性的基本参数，它反映
了机组功率变化与电网频率变化之间的静态放大倍数。
转速不等率δ一般为4-5%，δ越低，机组出力对网频变
化的灵敏度越高，即对机组的一次调频能力要求越高。
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第15页/共33页
功率补偿量(MW)
1. 机组协调控制CCS模式或DEH逻辑设置不当，影响了一次调频 的动作效果。
• TF运行模式 • 调门的影响 • DEH逻辑设置
29
第29页/共33页
检查中发现一次调频管理中存在的问题
2.频率扰动发生时，机组的运行工况影响一次调频动作效 果
• 滑压运行 • 供热
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检查中发现一次调频管理中存在的问题
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CCS侧存在的问题
以下运行方式对一次调频有较明显的反调现象：
DEB协调运行方式（存在调节级压力内回路） 机跟炉为基础的协调 DEH压控运行方式（类同机跟炉）
一次调频不理想的原因都是因为有压力控制回路参 与调节（机前压力或调节级压力）的结果。表现为： 一次调频满足动作条件时，DEH立即动作，调频指令 使阀门按设计的方向进行阶跃变化，此变化引起调 节级压力或机前压力相应变化，压力控制回路对压 力偏差进行快速调节，输出的综合阀位指令方向与 一次调频动作指令方向相反，导致一次调频响应缓 慢和快速拉回。
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电网频率调整的三个阶段
一次调频：定义为发电机组调速系统根据本身的固有特性，通 过转速反馈作用改变发电机输出功率来调整电网的频率。在电 网频率按自然调频过程变化的同时，调节系统探测到机组转速 的变化后，通过转速反馈作用迅速调整各发电机组的输出功率， 以降低频率变化的幅度，对频率实现有差的调整。
一次调频讲义
b 、一次调频死区的存在，将使得电网可以承受的极限扰动量明显降低，要求的调频容 量增加； 调频死区一定时， 调频容量与扰动负荷近似为线性关系； 死区越大， 同样扰动负荷， 保持电网频率稳定所需要的调频容量越大； 同样调频容量下， 调频死区越小， 可以承受的扰 动负荷越大。
c 、电力系统可以通过设置合理的调频死区参数，投入适当容量的一次调频机组，既保 证机组安全稳定的运行，又保证电网频率变化在允许的范围之内。
喷嘴调节 (顺序阀调节 )
节流调节 (单阀调节 )
滑压调节 (滑压运行 ) 等
喷嘴调节时，主要改变机组的进汽流量，焓降也有变化；节流调节时主要改变机组 的等熵焓降，流量也有变化；而滑压调节时，通过改变机组进汽压力，改变进汽流量来实现
负荷控制。
喷嘴调节具有较高的部分负荷运行效率， 但各级温度变化比较大， 热应力和寿命损耗 相对较大； 而节流调节在额定负荷附近与喷嘴调节相当， 而部分负荷效率较低； 滑压运行负
荷变化非常缓慢，效率较高，部分负荷时汽轮机各级温度变化很小，对寿命损耗低，给水泵
耗功可以减少。
调节系统工作时，负荷减小转速增加，减小调节阀的开度，特性线变为
A’-A’，与负载特性
线 B’-B的’交点变化为 O’。当负载连续变化，调节系统连续工作时，负载特性与原动机特性
的交点连线为 O-O’ ，即为改变了的固有特性。
为了在电网周波变化较小的情况
下，提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速死区
3. 电力系统的一次调频
z 稳定运行的电力系统，其电源和负荷功率必须是动态平衡的。当电源功率或负荷发 生变化造成变化时 （以功率不足为例） ，系统的频率就会随之降低， 系统中的负荷设
备会因为频率下降而影响其有功的吸收。与此同时，系统中运行的同步发电机组，
电网发电机组一次调频技术讲座
ΔP
6MW 4MW
6 -7.5 -6.1 -6
6.1 7.5 转速
-4MW -6MW
#1 机组一次调频的功率补偿量与转速函数关系
减负荷速度： 增/减负荷速度： 减负荷速度
机组的一次调频功能进入启动区， 非AGC机组的一次调频功能进入启动区，机组马 机组的一次调频功能进入启动区 上以3%/分的速度完成一次调频的功率补偿量 ； 分的速度完成一次调频的功率补偿量∆P； 上以 分的速度完成一次调频的功率补偿量 投入AGC闭环运行的机组一次调频功能进入启 闭环运行的机组一次调频功能进入启 投入 动区，机组的功率补偿量为AGC要求的功率增 要求的功率增/ 动区，机组的功率补偿量为 要求的功率增 减量与一次调频的功率补偿量的合成值： 减量与一次调频的功率补偿量的合成值： ∆P=∆ +∆ 补偿量∆P。 补偿量 。PAGC 。以3%/分的速度完成功率 分的速度完成功率
δ
其中：
n0为额定转速。
PN 为机组的额定功率。
例如： 的发电机， 例如： 额定容量为 =300MW的发电机，当转速 的发电机 偏差为∆n=-6转（电网频率偏差为 偏差为 转 电网频率偏差为∆f=-0.10HZ） ） 该机组一次调频的功率补偿量∆P： 时，该机组一次调频的功率补偿量 ：
− 6 *100 % ∆p = −( 3000 * PN ) = 0.04 * PN = 4% PN 5%
1. CCS解列，DEH投一次调频和功率回路。 解列， 投一次调频和功率回路。 解列 投一次调频和功率回路
2. CCS投一次调频， DEH的一次调频和功率回路都不投。 投一次调频， 的一次调频和功率回路都不投。 投一次调频 的一次调频和功率回路都不投
3. CCS投一次调频， DEH的一次调频投入，功率回路不投 投一次调频， 的一次调频投入， 投一次调频 的一次调频投入
6MW 4MW
6 -7.5 -6.1 -6
6.1 7.5 转速
-4MW -6MW
#1 机组一次调频的功率补偿量与转速函数关系
减负荷速度： 增/减负荷速度： 减负荷速度
机组的一次调频功能进入启动区， 非AGC机组的一次调频功能进入启动区，机组马 机组的一次调频功能进入启动区 上以3%/分的速度完成一次调频的功率补偿量 ； 分的速度完成一次调频的功率补偿量∆P； 上以 分的速度完成一次调频的功率补偿量 投入AGC闭环运行的机组一次调频功能进入启 闭环运行的机组一次调频功能进入启 投入 动区，机组的功率补偿量为AGC要求的功率增 要求的功率增/ 动区，机组的功率补偿量为 要求的功率增 减量与一次调频的功率补偿量的合成值： 减量与一次调频的功率补偿量的合成值： ∆P=∆ +∆ 补偿量∆P。 补偿量 。PAGC 。以3%/分的速度完成功率 分的速度完成功率
δ
其中：
n0为额定转速。
PN 为机组的额定功率。
例如： 的发电机， 例如： 额定容量为 =300MW的发电机，当转速 的发电机 偏差为∆n=-6转（电网频率偏差为 偏差为 转 电网频率偏差为∆f=-0.10HZ） ） 该机组一次调频的功率补偿量∆P： 时，该机组一次调频的功率补偿量 ：
− 6 *100 % ∆p = −( 3000 * PN ) = 0.04 * PN = 4% PN 5%
1. CCS解列，DEH投一次调频和功率回路。 解列， 投一次调频和功率回路。 解列 投一次调频和功率回路
2. CCS投一次调频， DEH的一次调频和功率回路都不投。 投一次调频， 的一次调频和功率回路都不投。 投一次调频 的一次调频和功率回路都不投
3. CCS投一次调频， DEH的一次调频投入，功率回路不投 投一次调频， 的一次调频投入， 投一次调频 的一次调频投入
水电机组一次调频PPT课件
第11页/共27页
调多快？1
具体要求： • 当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组应在15秒内根据机组响
应目标完全响应； • 在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力
与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±3%内。
第12页/共27页
调多快？2
一次调频调节速度相关因素： • 比例增益P-积分增益I-微分增益D • 调速系统随动系统动态特性
接力器不动时间，接力器反应时间常数，水轮机导水机构机械特性等等。 • 水流惯性时间常数及其它机组相关特性
功率反调现象；机组功率摆动现象；等等
第13页/共27页
KP
比例
+
Cf +
KDs
+
-
Ef
T1V s 1
++
微分
f
+
KI
yPID
1
vmax
y 1 ymax
-
Ty
vmin
s ymin
+
s
积分
bp
Ey
第16页/共27页
三、水电机组一次调频相关测试与试验1
具体要求1（西北电网） • 机组一次调频性能测试报告 • 调速系统的传递函数、各环节参数及有关试验报告 • 机组负荷随实际电网频率变化曲线 具体要求2（西北电监局机组安评标准，并网运行管理规定实施细则 ） • 机组一次调频试验、甩负荷试验、水轮机控制系统验收试验满足规范要求。 • 完成水轮机及其调速系统建模和参数实测，为电网提供系统计算所需基本数据。
第7页/共27页
调速系统（/机组）静态特性3 考虑转速死区和非线性度的静态特性
Δy≈(Δf-ef)/bp Δp≈(Δf-ef)/ep
调多快？1
具体要求： • 当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组应在15秒内根据机组响
应目标完全响应； • 在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力
与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±3%内。
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调多快？2
一次调频调节速度相关因素： • 比例增益P-积分增益I-微分增益D • 调速系统随动系统动态特性
接力器不动时间，接力器反应时间常数，水轮机导水机构机械特性等等。 • 水流惯性时间常数及其它机组相关特性
功率反调现象；机组功率摆动现象；等等
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KP
比例
+
Cf +
KDs
+
-
Ef
T1V s 1
++
微分
f
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KI
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y 1 ymax
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s ymin
+
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积分
bp
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三、水电机组一次调频相关测试与试验1
具体要求1（西北电网） • 机组一次调频性能测试报告 • 调速系统的传递函数、各环节参数及有关试验报告 • 机组负荷随实际电网频率变化曲线 具体要求2（西北电监局机组安评标准，并网运行管理规定实施细则 ） • 机组一次调频试验、甩负荷试验、水轮机控制系统验收试验满足规范要求。 • 完成水轮机及其调速系统建模和参数实测，为电网提供系统计算所需基本数据。
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调速系统（/机组）静态特性3 考虑转速死区和非线性度的静态特性
Δy≈(Δf-ef)/bp Δp≈(Δf-ef)/ep
一次调频讲解
4）负荷工况的选择：一般在60%、75%、90%，选择工况点应能较准确的反映机
组变负荷运行范围内的一次调频特性；
5）扰动量的选择：每个工况至少要进行±0.067Hz和±.1Hz频差阶跃试验，应至
少选择一个负荷点进行机组调频上限和同等调频负荷绝对值的降负荷试验，检 验机组的安全性能；
DEH侧一次调频典型原理图
1、一次调频 是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动 反应，调整有功出力以维持电力系统频率稳定。一次调频的特点是响应速度快，但是 只能做到有差控制。 2、二次调频，也称为自动发电控制（AGC），是指发电机组提供足够的可调整容量及 一定的调节速率，在允许的调节偏差下实时跟踪频率，以满足系统频率稳定的要求。 二次调频可以做到频率的无差调节，且能够对联络线功率进行监视和调整。 3、三次调频 的实质是完成在线经济调度，其目的是在满足电力系统频率稳定和系统 安全的前提下合理利用能源和设备，以最低的发电成本或费用获得更多的、优质的电 能。 电力系统频率调整也是电力市场的重要组成部分，下面重点讲述一次调频。
新铝一次调频讲解
讲解部门
讲解人
2016年4月12日
频率调整，又称频率控制，是电力系 统中维持有功功率供需平衡的主要措施，其根本 目的是保证电力系统的频率稳定。电力系统频率 调整的主要方法是调整发电功率和进行负荷管理 。按照调整范围和调节能力的不同，频率调整可 分为一次调频、二次调频和三次调频。调频释义Fra bibliotek调阀指令 转速差
CV
F
F(x)
∑
调频后阀 位指令
CCS侧一次调频典型原理图
功率设定值 转速差 SP F
F(x)
△P
∑
调频后的 功率设定
组变负荷运行范围内的一次调频特性；
5）扰动量的选择：每个工况至少要进行±0.067Hz和±.1Hz频差阶跃试验，应至
少选择一个负荷点进行机组调频上限和同等调频负荷绝对值的降负荷试验，检 验机组的安全性能；
DEH侧一次调频典型原理图
1、一次调频 是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动 反应，调整有功出力以维持电力系统频率稳定。一次调频的特点是响应速度快，但是 只能做到有差控制。 2、二次调频，也称为自动发电控制（AGC），是指发电机组提供足够的可调整容量及 一定的调节速率，在允许的调节偏差下实时跟踪频率，以满足系统频率稳定的要求。 二次调频可以做到频率的无差调节，且能够对联络线功率进行监视和调整。 3、三次调频 的实质是完成在线经济调度，其目的是在满足电力系统频率稳定和系统 安全的前提下合理利用能源和设备，以最低的发电成本或费用获得更多的、优质的电 能。 电力系统频率调整也是电力市场的重要组成部分，下面重点讲述一次调频。
新铝一次调频讲解
讲解部门
讲解人
2016年4月12日
频率调整，又称频率控制，是电力系 统中维持有功功率供需平衡的主要措施，其根本 目的是保证电力系统的频率稳定。电力系统频率 调整的主要方法是调整发电功率和进行负荷管理 。按照调整范围和调节能力的不同，频率调整可 分为一次调频、二次调频和三次调频。调频释义Fra bibliotek调阀指令 转速差
CV
F
F(x)
∑
调频后阀 位指令
CCS侧一次调频典型原理图
功率设定值 转速差 SP F
F(x)
△P
∑
调频后的 功率设定
一次调频最新技术的发展20172PPT课件
2019/9/12
15
电网谐波对一次调频的干扰
• 在分布式发电系统(风力发电、太阳能光伏发电等)大规模并网的地区 ，各种电力电子设备如并网逆变器、有源滤波器、无功补偿装置等的 集中应用，使得局部电网电压波形畸变严重。而这些地区的电网又常 处于偏远的电力系统末端，系统的稳定性较差，容易发生各种电网故 障，引起电网电压骤降、相位跳变、三相电压不对称等问题，影响到
480000
2453
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。
2019/9/12
17
起始时间
结束时间
丢包帧数
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40000 25-5:46:2
2019心/9/1主2 站实现对电力系统动态过程的监测和分析。
5
国家电网公司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
20分19/9数/12、并进行考核。
6
因此，省电力调度中心的一次调频性能考核系统通过PMU判
定一次调频的基准（对有时间标签的电量的面积积分）就是
4、 DEH/DCS中一次调频最佳化逻辑和组态。
风电机组参与一次调频发展现状ppt课件
而对比变桨控制和超速控制，超速控制在特定场合下具有以下优势： 一是超速法替代变桨法时可减少频繁变桨对机械装置的磨损；二是转速控制基于交流变频控制技术，其控制速 度远比桨距控制快。然而，超速法仅能单独应用于低风速的工况，这是因为在中高风速情况下，风电机组转子 转速已接近甚至等于机组的最大转速上限，无法实现超速减载。此时，应配合使用变桨法进行协调控制，实现 不受风速限制的减载控制，如下图2-11：
图2-1 风力发电-飞轮系统配置图
图2-2 风力发电-飞轮系统功频综合控制图
工作原理：当电网未出现频率偏移时，用飞轮的充/放电来补偿风力发电机输出功率的波动，使风
力发电–飞轮系电控制，使风力发电 –飞轮系统具有类似于传统同步发电机组的频率控制特性。
关于风电机组参与电力系统一次调频的国内外研究现状dfig频率控制策略附加储能系统利用风电机组自身有功功率控制smes超导储转子动能控制kec功率备用控制prc惯性控制比例控制二者协调桨距角控制超速控制二者协调dfig风电机组频率基本控制策略研究现状汇总211飞轮储能工作原理
关于风电机组参与电力系统一次调频的国 内外研究现状
研究单位 哈尔滨工业大学
清华大学 浙江大学
表 2 国内各研究机构研究情况
研究者 彭喜云 刘瑞叶
张昭遂 孙元章 曹军 邱家驹
控制策略
转子动能控制: 引入 转子转速
超速与变桨协调
转子动能控制: 带分布式信号过滤单 元的DFIG机组频率控 制器
发表文献序号 【11】
【12】 【9】 【10】
上海交通大学
2.1.2 燃料电池储能
图2-3 燃料电池储能原理图 图2-5 燃料电池频率控制图
图2-4 燃料电池电气接线图
控制原理：燃料电池储能和飞轮储能的思路是一 样的，只是所提供的能源类型不一样而已。SMES 超导储能因为维护超导低温的费用昂贵，很难在 实际中应用，故不做讨论
图2-1 风力发电-飞轮系统配置图
图2-2 风力发电-飞轮系统功频综合控制图
工作原理：当电网未出现频率偏移时，用飞轮的充/放电来补偿风力发电机输出功率的波动，使风
力发电–飞轮系电控制，使风力发电 –飞轮系统具有类似于传统同步发电机组的频率控制特性。
关于风电机组参与电力系统一次调频的国内外研究现状dfig频率控制策略附加储能系统利用风电机组自身有功功率控制smes超导储转子动能控制kec功率备用控制prc惯性控制比例控制二者协调桨距角控制超速控制二者协调dfig风电机组频率基本控制策略研究现状汇总211飞轮储能工作原理
关于风电机组参与电力系统一次调频的国 内外研究现状
研究单位 哈尔滨工业大学
清华大学 浙江大学
表 2 国内各研究机构研究情况
研究者 彭喜云 刘瑞叶
张昭遂 孙元章 曹军 邱家驹
控制策略
转子动能控制: 引入 转子转速
超速与变桨协调
转子动能控制: 带分布式信号过滤单 元的DFIG机组频率控 制器
发表文献序号 【11】
【12】 【9】 【10】
上海交通大学
2.1.2 燃料电池储能
图2-3 燃料电池储能原理图 图2-5 燃料电池频率控制图
图2-4 燃料电池电气接线图
控制原理：燃料电池储能和飞轮储能的思路是一 样的，只是所提供的能源类型不一样而已。SMES 超导储能因为维护超导低温的费用昂贵，很难在 实际中应用，故不做讨论
一次调频技术
第八章机组一次调频技术第一节概述目前，我国电网中的主力机组容量已由200ＭＷ转为300ＭＷ、600MW甚至更大，机组的各项运行参数的要求也相应提高，自动化水平更高。
除了常规的功能外，一些新的功能也必不可少。
一方面，随着计算机技术的发展，DCS系统已经在电厂中取得了广泛的应用，为新的理论和复杂方案的实现奠定了良好的物质基础。
同时，新的理论的成熟应用，尤其是机炉协调功能的应用，对机组实现更加复杂的功能提供了理论前提。
另一方面，随着电力技术进步，单元机组的装机容量越来越大，对机组自动控制和故障处理能力也提出了较高的要求，同时单机组故障对电网的影响和冲击也越来越大，原有的人工处理事故已经不能适应形势需要。
要求机组更加注重整体概念、电网意识，努力提高单机组运行的稳定性和电网事故的协助处理能力，提高整个电力系统的安全性和经济性。
机组容量的不断增加和市场经济的进一步深入，电网的供电质量要求也越来越高，要求电网频率、电网联络线水平非常稳定，同时随着国家提出大电网建设要求，各电网之间要实现互连，对各地方电网的频率和联络线都提出了更高的要求，各子网必须具有较强的能力，首先保证自己的安全，同时在主网出现异常情况时具有一定的帮助处理事故的能力。
一次调频功能正是由发电机组在电网出现异常的情况下充分利用锅炉蓄热快速响应，以弥补电网负荷差距，稳定电网频率。
一次调频功能对维持单元机组和电网的稳定起着重要作用。
随着大电网战略的实施，给各局部电网和运行机组提出了更高的要求。
作为电力系统的基础部分发电机组的安全稳定，对电网的稳定起着至关重要的作用。
这就要求电厂方面除完成调峰、调频功能的同时，要保证机组运行工况稳定，减少机组大幅度波动对电网造成的冲击；同时在电网发生事故的情况下，能充分发挥机组的控制能力，以帮助电网稳定，进一步提高电网的安全和供电质量。
发电机组一次调频功能是汽轮发电机组固有的功能，无论液调机组还是电调机组都具备该功能。
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• （ 河南省电力公司电力科学研究院 ）
• 按照国家电网公司的标准要求，PMU装置都应具备 同时和多个主站通信的功能。因此，可以增设一
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。
对策1的特点
• 来自PMU的一次调频信号与调度中心收到的作为判据的一 次调频信号完全同步，即二者的时间标签完全一致，这点 非常重要。
25-22:50:57
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40000 25-23:53:23
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PMU上传数据会出现丢包情况，多次出现数据丢失，直接影响电厂一次调频考 核合格率。 (见表)，540次记录中，数据丢包17次。这表现为记录中功率等一
系列数据为0。
360000
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40000 25-5:46:2
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960000 25-9:32:53
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280000
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• 使用频域的DFT（快速傅立叶分析）方法进行相位差的求 解，可以有效地减少影响电网谐波污染对基波相位差的计 算。
对策2的特点
• 该对策与DEH系统的接口为4-20mA硬接线方 式符合电厂热工人员的习惯。
• 该对策采样的信号虽然与PMU输入信号同源 ，但是与PMU输出信不一定一致，即不一定 与调度中心的一次调频判据信号同源。二 者之间可能有误差。
这样就可实现一次调频的压力补偿;另外,一次调频负荷补 偿曲线F(x)的动作量经压力补偿后要加入高低限,并且在 一次调频动作时,机前压力要进行闭锁。采用上述技术特 征,参与电网一次调频的机组将按照电网要求的负荷变化 量进行一次调频动作,可以改善电网供电质量,能满足电网 对机组一次调频要求。
4、 DEH/DCS中一次调频最佳化逻辑和组态。
1、电力调度中心对一次调频检测的 手段和方法。
PMU示意图
• 发电厂安装同步相量测量装置 （PMU: Phasor Measurement Unit)，构建电力系统实时动态监测系统 (WAMS: Wide Area Measurement System），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。
4、 DEH/DCS中一次调频最佳化逻辑 和组态。
机前压力补偿的一次调频方法
规程对此有要求，例如《华电集团热控可靠性评估细则》 3.3.3条。 • 对一次调频负荷补偿曲线F(x)的动作量采用下述公式进行 压力修正:
ΔMW=ΔMW1*K*Pt/Pe 式中ΔMW为压力修正后的功率动作量（要限幅）,
ΔMW1为原设计的功率动作量, Pe为额定机前压力, Pt机前压力, K为系数，一般取1.2
电网谐波对一次调频的干扰
• 在分布式发电系统(风力发电、太阳能光伏发电等)大规模并网的地区 ，各种电力电子设备如并网逆变器、有源滤波器、无功补偿装置等的 集中应用，使得局部电网电压波形畸变严重。而这些地区的电网又常 处于偏远的电力系统末端，系统的稳定性较差，容易发生各种电网故 障，引起电网电压骤降、相位跳变、三相电压不对称等问题，影响到 对作为控制基准的电网基波正序电压频率、相位和幅值的检测。
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PMU的通信协议为IEEE C37.118-2005
2、电力调度中心对一次调频主动扰 动试验的装置和规则。
电力调度中心通过南瑞系统发出一次调频试验信号，经
过RTU转成4-20mA的扰动信号，经过扰动装置，该信 号施加在DEH系统的试验位，在DEH系统的控制下，机 组的响应通过PMU传回电力调度中心。
对策4---使用2950~3050 r.p.m的窄量程 转速卡进行一次调频
• 一次调频信号使用2950~3050 r.p.m的窄量程转速 卡，在这个小量程范围内，就可以使用千分之一 精度的普通精度的转速卡件，完成对0.1转的精确 测量。一次调频的函数死区可以按照规程设置在 ±2转，明显提高机组一次调频动作的准确率。
规则
1、每月不定时扰动1次以上。
2、如果本月电网有频率超出一次调频死区（50±0.033Hz） 且持续在6秒及以上，同时最大频率偏差达到50±0.1Hz的 波动，则调度中心的一次调频性能考核系统对机组在这次 波动产生的一次调频响应进行分析评判。否则，以上述扰 动的效果进行分析评判。
3、如果该机组分析评判结果不合格，则扣若干发电量，各 个省有所不同。
国家电网公司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。
因此，省电力调度中心的一次调频性能考核系统通过PMU判 定一次调频的基准（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。
PMU的硬件结构图
对策3---使用49.8~50.2Hz的小量程频率变送 器替代转速信号进行一次调频
• 安装在电气网频柜上的（与送至PMU信号为同一路）的 49.8~50.2Hz的小量程频率变送器接收电网的电网频率， 并将所述电网频率转换成电流信号，将所述电流信号送入 控制系统DEH；DEH根据所述电流信号输出一次调频动 作信号，并将一次调频动作信号发送给汽轮机组，汽轮机 组根据一次调频动作信号执行一次调频动作。一次调频动 作考核标准是以网频为目标，使用49.8~50.2Hz的小量程 频率变送器替代转速信号和使用普通的千分之一精度的 A/D卡，采样精度高于0.001Hz，可以达到一次调频的网 调一致性和高精度信号，提高一次调频动作的准确率。
月份
机组 名称
2013年8 #1机 月
机组 容量
330
正确 动作 次数
8
不正 确动 作次 数
44
正确 动作 率
15.4
合格 次数
4
不合 格次 数
88
合格 率
7.69
#2机 330
33
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ23
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2014年3 #1机 330
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月
#2机 330
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对策4的特点
• 该对策与DEH系统的接口为4-20mA硬接线方式符合 电厂热工人员的习惯。
• 该对策符合国家能源局的国能安全[2014]161文： 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》文件 要求：即重要的信号必须“三取中”或“三取二 ”。
• 如果有电网谐波干扰，电网信号波形发生畸变， 因为这种对策是在时域方式下进行，过零点的偏 移会给相位差的计算带来了较大的误差。
一次调频最新技术的发展
2017年 3月
1
• 孙玮
• 山东电力研究院首 席工程师
• 国家注册安全工程 师
• 教授、专业总工程 师
内容简介
1、电力调度中心对一次调频检测的手段和方 法。
2、电力调度中心对一次调频主动扰动试验的 装置和规则。
3、DEH/DCS现在的一次调频中存在的最大的 问题分析和对策。
17
90.0 90.0
这是河南某厂使用这种方法的结果对比。同时，PMU报 表与调度报表格式一致，计算结果吻合。为向调度申请数 据核对、考核减免提供了依据。
对策2----直接采样电网周波进行一次调频
• 从电气侧的57.7V的PT信号（与送至PMU信号为同一路）送 入A/D采样回路 ，采用锁相环(phase-locked loop, PLL) 技术或常规的电压过零检测，数字锁相环芯片的高精度的 检测技术和自动频率跟踪技术 ，可以使电网周波采样精 度可以达到0.001Hz 。
对策3特点
• 该对策与DEH系统的接口为4-20mA硬接线方式符合 电厂热工人员的习惯。
• 该对策采样的信号虽然与PMU输入信号同源，但是 与PMU输出信不一定一致，即不一定与调度中心的 一次调频判据信号同源。二者之间可能有误差。
• 如果有电网谐波干扰，电网信号波形发生畸变， 因为这种对策是在时域方式下进行，过零点的偏 移会给相位差的计算带来了较大的误差。
锁相环技术与电网谐波污染
• 虽然使用了锁相环技术，但是相位差计算可以使用时域的 过零点法，也可以使用频域的DFT（快速傅立叶分析）方 法。
• 时域方式是常规的典型设计，使用标准的正弦波控制压控 振荡器，在这种方式下，但如果有电网谐波干扰，电网信 号波形发生畸变，过零点的偏移给会相位差的计算带来了 较大的误差。
现在一次调频最大的问题是信号的同源和精度
• 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到1万转，转速卡只有 千分之一的精度,远低于10万分之一的精度 ，即没有办法达到0.1转的分辨率。因此机 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转，而是设 置在±1.6转，造成了机组每个月的一次调 频动作次数比正常情况增加1倍以上，对机 组造成扰动，影响汽轮机调门的使用寿命 等。
• 按照国家电网公司的标准要求，PMU装置都应具备 同时和多个主站通信的功能。因此，可以增设一
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。
对策1的特点
• 来自PMU的一次调频信号与调度中心收到的作为判据的一 次调频信号完全同步，即二者的时间标签完全一致，这点 非常重要。
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PMU上传数据会出现丢包情况，多次出现数据丢失，直接影响电厂一次调频考 核合格率。 (见表)，540次记录中，数据丢包17次。这表现为记录中功率等一
系列数据为0。
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• 使用频域的DFT（快速傅立叶分析）方法进行相位差的求 解，可以有效地减少影响电网谐波污染对基波相位差的计 算。
对策2的特点
• 该对策与DEH系统的接口为4-20mA硬接线方 式符合电厂热工人员的习惯。
• 该对策采样的信号虽然与PMU输入信号同源 ，但是与PMU输出信不一定一致，即不一定 与调度中心的一次调频判据信号同源。二 者之间可能有误差。
这样就可实现一次调频的压力补偿;另外,一次调频负荷补 偿曲线F(x)的动作量经压力补偿后要加入高低限,并且在 一次调频动作时,机前压力要进行闭锁。采用上述技术特 征,参与电网一次调频的机组将按照电网要求的负荷变化 量进行一次调频动作,可以改善电网供电质量,能满足电网 对机组一次调频要求。
4、 DEH/DCS中一次调频最佳化逻辑和组态。
1、电力调度中心对一次调频检测的 手段和方法。
PMU示意图
• 发电厂安装同步相量测量装置 （PMU: Phasor Measurement Unit)，构建电力系统实时动态监测系统 (WAMS: Wide Area Measurement System），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。
4、 DEH/DCS中一次调频最佳化逻辑 和组态。
机前压力补偿的一次调频方法
规程对此有要求，例如《华电集团热控可靠性评估细则》 3.3.3条。 • 对一次调频负荷补偿曲线F(x)的动作量采用下述公式进行 压力修正:
ΔMW=ΔMW1*K*Pt/Pe 式中ΔMW为压力修正后的功率动作量（要限幅）,
ΔMW1为原设计的功率动作量, Pe为额定机前压力, Pt机前压力, K为系数，一般取1.2
电网谐波对一次调频的干扰
• 在分布式发电系统(风力发电、太阳能光伏发电等)大规模并网的地区 ，各种电力电子设备如并网逆变器、有源滤波器、无功补偿装置等的 集中应用，使得局部电网电压波形畸变严重。而这些地区的电网又常 处于偏远的电力系统末端，系统的稳定性较差，容易发生各种电网故 障，引起电网电压骤降、相位跳变、三相电压不对称等问题，影响到 对作为控制基准的电网基波正序电压频率、相位和幅值的检测。
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PMU的通信协议为IEEE C37.118-2005
2、电力调度中心对一次调频主动扰 动试验的装置和规则。
电力调度中心通过南瑞系统发出一次调频试验信号，经
过RTU转成4-20mA的扰动信号，经过扰动装置，该信 号施加在DEH系统的试验位，在DEH系统的控制下，机 组的响应通过PMU传回电力调度中心。
对策4---使用2950~3050 r.p.m的窄量程 转速卡进行一次调频
• 一次调频信号使用2950~3050 r.p.m的窄量程转速 卡，在这个小量程范围内，就可以使用千分之一 精度的普通精度的转速卡件，完成对0.1转的精确 测量。一次调频的函数死区可以按照规程设置在 ±2转，明显提高机组一次调频动作的准确率。
规则
1、每月不定时扰动1次以上。
2、如果本月电网有频率超出一次调频死区（50±0.033Hz） 且持续在6秒及以上，同时最大频率偏差达到50±0.1Hz的 波动，则调度中心的一次调频性能考核系统对机组在这次 波动产生的一次调频响应进行分析评判。否则，以上述扰 动的效果进行分析评判。
3、如果该机组分析评判结果不合格，则扣若干发电量，各 个省有所不同。
国家电网公司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。
因此，省电力调度中心的一次调频性能考核系统通过PMU判 定一次调频的基准（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。
PMU的硬件结构图
对策3---使用49.8~50.2Hz的小量程频率变送 器替代转速信号进行一次调频
• 安装在电气网频柜上的（与送至PMU信号为同一路）的 49.8~50.2Hz的小量程频率变送器接收电网的电网频率， 并将所述电网频率转换成电流信号，将所述电流信号送入 控制系统DEH；DEH根据所述电流信号输出一次调频动 作信号，并将一次调频动作信号发送给汽轮机组，汽轮机 组根据一次调频动作信号执行一次调频动作。一次调频动 作考核标准是以网频为目标，使用49.8~50.2Hz的小量程 频率变送器替代转速信号和使用普通的千分之一精度的 A/D卡，采样精度高于0.001Hz，可以达到一次调频的网 调一致性和高精度信号，提高一次调频动作的准确率。
月份
机组 名称
2013年8 #1机 月
机组 容量
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正确 动作 次数
8
不正 确动 作次 数
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正确 动作 率
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ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ23
58.9 33
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2014年3 #1机 330
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对策4的特点
• 该对策与DEH系统的接口为4-20mA硬接线方式符合 电厂热工人员的习惯。
• 该对策符合国家能源局的国能安全[2014]161文： 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》文件 要求：即重要的信号必须“三取中”或“三取二 ”。
• 如果有电网谐波干扰，电网信号波形发生畸变， 因为这种对策是在时域方式下进行，过零点的偏 移会给相位差的计算带来了较大的误差。
一次调频最新技术的发展
2017年 3月
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• 孙玮
• 山东电力研究院首 席工程师
• 国家注册安全工程 师
• 教授、专业总工程 师
内容简介
1、电力调度中心对一次调频检测的手段和方 法。
2、电力调度中心对一次调频主动扰动试验的 装置和规则。
3、DEH/DCS现在的一次调频中存在的最大的 问题分析和对策。
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这是河南某厂使用这种方法的结果对比。同时，PMU报 表与调度报表格式一致，计算结果吻合。为向调度申请数 据核对、考核减免提供了依据。
对策2----直接采样电网周波进行一次调频
• 从电气侧的57.7V的PT信号（与送至PMU信号为同一路）送 入A/D采样回路 ，采用锁相环(phase-locked loop, PLL) 技术或常规的电压过零检测，数字锁相环芯片的高精度的 检测技术和自动频率跟踪技术 ，可以使电网周波采样精 度可以达到0.001Hz 。
对策3特点
• 该对策与DEH系统的接口为4-20mA硬接线方式符合 电厂热工人员的习惯。
• 该对策采样的信号虽然与PMU输入信号同源，但是 与PMU输出信不一定一致，即不一定与调度中心的 一次调频判据信号同源。二者之间可能有误差。
• 如果有电网谐波干扰，电网信号波形发生畸变， 因为这种对策是在时域方式下进行，过零点的偏 移会给相位差的计算带来了较大的误差。
锁相环技术与电网谐波污染
• 虽然使用了锁相环技术，但是相位差计算可以使用时域的 过零点法，也可以使用频域的DFT（快速傅立叶分析）方 法。
• 时域方式是常规的典型设计，使用标准的正弦波控制压控 振荡器，在这种方式下，但如果有电网谐波干扰，电网信 号波形发生畸变，过零点的偏移给会相位差的计算带来了 较大的误差。
现在一次调频最大的问题是信号的同源和精度
• 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到1万转，转速卡只有 千分之一的精度,远低于10万分之一的精度 ，即没有办法达到0.1转的分辨率。因此机 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转，而是设 置在±1.6转，造成了机组每个月的一次调 频动作次数比正常情况增加1倍以上，对机 组造成扰动，影响汽轮机调门的使用寿命 等。