一次调频功能控制策略的分析及优化

一次调频功能控制策略的分析及优化
随着大容量机组在电网中的比例不断增加，电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量的要求却在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越被重视。

大容量火电机组需要根据中调的AGC指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频。

为提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力。

目前发达国家电网频率变动允许范围是0.1Hz，我国电网频率变动允许范围是0.2Hz，因此许多重要产品的质量比不上经济发达国家。

电能质量越高，电网也越安全。

特别是电力走向市场的大环境下，各电网均开展了以省为实体的电网地区负荷偏差控制，即 ACE控制。

各省电力公司为快速满足ACE 偏差最小化的要求，大力发展自动发电控制（AGC）机组。

“AGC”机组是指参与电力调度通信中心的频率和有功功率自动控制的机组。

1 基本概念
1.1 一次调频
对于电网中快速的负荷变动所引起的周波变动，汽轮机调节系统、机组协调控制系统根据电网频率的变化情况利用锅炉的蓄能，自动改变调门的开度，即改变发电机的功率，使之适应电网负荷的随机变动，来满足电网负荷变化的过程这就是一次调频。

现代广义的电网一次调频功能，需考虑汽轮机、锅炉、发电机及电网间的相互配合与制约关系，应以整台机组作为控制对象。

从功能上既要有传统电网一次调频的快速性，又要有现代控制的整体协调性。

汽轮机快速响应外界负荷、频率的变化，锅炉跟随汽轮机的快速响应，满足汽轮机的要求。

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，也会按照其调速系统的静态特性增加调门开度，弥补系统中功率的不足。

1.2 速度变动率
速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比,其计算公式为:δ=(n1 - n2)/n×100%，式中n1：汽轮机空负荷时的转速, n2: 汽轮机满负荷时的转速, n：汽轮机额定转速。

对速度变动率的解释如下:汽轮机在正常运行时,当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为“动态飞升”。

理论上，转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为4～5 %。

若汽轮机的额定转速为3000转/分,则动态飞升在120～150转/分之间。

三河发电有限责任公司速
度变动率取5 %。

1.3 响应滞后时间和稳定时间
图1 响应滞后时间和稳定时间示意图
如图1所示，响应滞后时间：当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间，图中Δt为响应滞后时间。

为保证机组一次调频的快速性，根据《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求Δt应小于3秒。

稳定时间：机组参与一次调频过程中，在电网频率稳定后，机组负荷达到稳定所需的时间，图中t1为稳定时间。

为保证机组一次调频的稳定性，根据《华北电网发电机组一次调频运
行管理规定》要求t1应小于1分钟。

1.4 负荷变化幅度
机组参与一次调频的负荷变化幅度，是考虑当频率变化过大时，机组负荷不再随频率变化，以保证机组稳定运行。

但是，变化幅度限制的越小，一次调频能力越弱，根据《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求限制幅度大于机组额定负荷的±8%。

AGC机组在CCS内设置的一次调频调节量计算式为：
式中n0=3000r/min；No为额定功率；δ＝5％.所以，350MW级AGC机组在（50±0.1）Hz频率范围内参与一次调频时，机组一次调频负荷调整的最大允许范围为±14MW/0.1Hz
机组参与一次调频频率调节死区为（3000±2）r/min，即调节的频差死区为±0.033Hz。

电网固定机组一次调频范围为（50±0.1）Hz，即（49.9～50.1）Hz, 当频率低于49.967 Hz时，ΔN＝140×〔50－(Hz+0.033)〕（MW）, 当频率高于50.033 Hz时，ΔN＝140×〔50－(Hz-0.033)〕
（MW）。

在此范围内CCS系统参与电网一次调频能力最大为±9.38MW，超过该区间运行人员手动
快速调节负荷满足电网频率需要。

2 目前三河发电有限责任公司的情况
2.1 整体情况
三河发电有限责任公司机组在DCS系统和DEH系统中都存在一次调频功能，机组运行投入，不能人为退出。

机组工作在AGC方式时，由DEH、DCS共同完成一次调频功能，当机组不在AGC方式时由DEH完成一次调频的任务。

一次调频功能由DEH实现。

即将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令的设计方法,以保证一次调频的响应速度。

同时在DCS中投入频率校正回路,即当机组工作在机组协调或AGC方式时,由DEH、DCS共同完成一次调频功能。

既保证一次调频的响应速度,又保证机组参与一次调频的持续性,此系统的一次调频功能不能随意切除,保证了一次调频功
能始终在投入状态。

一次调频控制原理如图2所示。

图2 一次调频控制原理示意图
2.2 《华北电网发电机组一次调频运行管理办法》规定三河发电有限责任公司机组的一次调频技
术指标为：
速度变动率：4%-5% 系统迟缓率：< 0.06% 死区：< ±2转/分钟
稳定时间：< 1分钟变化幅度：≥±8%MCR 响应滞后时间：< 3秒
2.3 1、2号机组的一次调频实现
1、2号机组一次调频技术指标符合《华北电网发电机组一次调频运行管理办法》的要求，
频差函数曲线如图3所示。

图3 频差函数曲线
目前1、2号机组的技术指标：
速度变动率： 5% 系统迟缓率：0 死区：±2转/分钟
稳定时间：< 1分钟变化幅度：≥±8%MCR 响应滞后时间：< 3秒
DEH一次调频的逻辑图如图4所示。

图4 DEH一次调频的逻辑图
说明：在汽机实际转速偏差低于±2rpm时，通过10s的一阶延迟缓慢作用。

在汽机实际转速偏差大于±2rpm时，偏差经2/3比例后直接加到汽机调门指令上。

频率偏差与负荷修正的关系确认
一次调频的组态实现逻辑为：
如果Hz＞50+0.033，则Bias=(50+0.033-Hz)×Gain；
如果Hz＜50-0.033，则Bias=(50-0.033-Hz)×Gain；
如果Bias＞r_hi，则Bias＝r_hi；
如果Bias＜r_lo，则Bias＝r_ lo；
其中Gain＝135；0.033为机组参与一次调频的死区。

由以上运算公式和逻辑关系可以看出，当频差（Bias）＜0时，可以判断电网频率高，要求机组降负荷→关调门→机前压力升高，为了保证不出现负荷回调的现象，要求机前压力设定
值也要提高。

相关数值的确定：
（1）0.033：根据华北电网调〔2006〕28号文《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求：火电机组一次调频死区不大于±2 r/min，即±2/3000×50＝±0.033Hz。

（2）Gain＝135：频率与功率的比例系数，根据华北电网调〔2006〕28号文《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求：机组调速系统的速度变动率，火电机组速度变动率一般为4%～5%，对于本公司350MW机组，速度变动率取5%的情况下，350/(5%×3000)＝2.3MW/rpm，即0.017Hz对应2.3MW，得出频差1Hz对应135MW，因此频率与功率的比例系数为135。

2.4 存在的问题
2006年8月6日电网频率波动检查三河发电有限责任公司的一次调频功能的曲线如图5
所示。

图5 存在回调现象的一次调频功能的曲线
图中曲线为：
1BAA01CE301：#1机机组实际负荷
1BAA01CE320：电网频率
1CBA00C0001_：#1机中调AGC指令
1SGEN_BIAS：#1机频率偏差修正值
1PTSP：机前压力设定值
1PT：机前压力
1CBA10co501: #1机转速
分析：2006年8月6日3时06分28秒，系统频率在2秒内由50.04Hz下降至49.94Hz，频率偏差产生的修正信号,机组负荷0秒响应，3秒后负荷开始稳定上升，15秒后保持稳定。

三河发电有限责任公司两台机组从投产以后基本一直投入机跟炉的协调控制方式，DEB 协调控制方式由于制粉系统的限制投入效果不佳，因此很少采用。

一次调频动作时，DEH立即动作，使阀门有开向或关向的阶跃变化，此变化引起机前压力减小或增大，而压力控制回路对综合阀位有反向的调节，所以导致一次调频响应缓慢。

3 改进方案
3.1 初步试验
通过与华北电科院专家进行探讨制定下一步的整改方案，可以采取随网频变化适时修改
压力定值的方法，来消除由内回路引起的反调。

具体方法：在CCS系统内将频差信号作为前馈信号引入压力控制器，因此压力定值则由两部分组成，一部分是原计算回路的压力定值，另一部分则是频差经过变换的压力定值的修正部分。

通过对压力定值的前馈修正，使得在调频作用时，机前压力定值能随网频变化相适用。

克服因机前压力随网频变化，而机前压力定值不变，导致产生的调节偏差而将机前压力快速调回的反
调现象。

优化控制方案原理如图6所示。

图6 优化控制方案原理图
用频差函数修正时，注意网频变化同机前压力定值增量的方向的一致性问题，同时对修正压力增量进行适当限幅。

一般取函数的限幅为[-0.3MPa,+0.3MPa]，如图7所示。

图7 限幅函数
频率偏差与机前压力设定值修正的关系确认
组态实现逻辑为：
如果Hz＞50+0.033，则Bias=(50+0.033-Hz)×Gain；
如果Hz＜50-0.033，则Bias=(50-0.033-Hz)×Gain；
如果Bias＞r_hi，则Bias＝r_hi；
如果Bias＜r_lo，则Bias＝r_ lo；
其中Gain＝-5；0.033为机组参与一次调频的死区
由以上运算公式和逻辑关系可以看出，当频差（Bias）＜0时，可以判断电网频率高，要求机组降负荷→关调门→机前压力升高，为了保证不出现负荷回调的现象，要求机前压力设定
值也要提高。

数值的确定：
Gain＝-5，频率与转速的关系0.1Hz→6rpm，去掉死区2rpm，0.1Hz→4rpm，4rpm→4.6MW
根据机组运行数据，当负荷变化4.6MW时，机前压力的变化为0.5Mpa，因此频率与压力
设定值的比例系数为-5。

3.2 试验出现的问题
原压力定值计算回路是有速率限制的，主要是根据锅炉升压能力来确定，作用是使压力指令的变化同锅炉实际升压能力相适应。

而调频修正回路的压力定值部分必须没有速率限制，这样才能保证机组调频发生时，调频负荷能根据网频快速动作并且持续，不发生调门因压力定值缓慢动作而导致的反调现象。

由于在机组正常运行时，能够进行逻辑修改的部分只能将压力修正信号加在压力设定值速率限制前，由于主汽压力设定值速率限制为0.7MPa/min，速度较慢，所以在采取随网频变化适时修改压力定值的方法，来消除回调时由于压力设定值速率的限制，还存在
回调的现象。

3.3 进一步改进方案
原压力定值计算回路是有速率限制，主要是根据锅炉升压能力来确定，作用是使压力指令的变化同锅炉实际升压能力相适应。

而调频修正回路的压力定值部分必须没有速率限制，这样才能保证机组调频发生时，调频负荷能根据网频快速动作并且持续，不发生调门因压力定值缓慢
动作而导致的反调现象。

改进后的原理如图8所示（虚线部分）。

图8 改进的一次调频控制原理图
以上的方案实施后的效果如图9所示。

图9 改进后一次调频功能曲线
图中曲线为：
2BAA01CE301：#2机机组实际负荷
2BAA01CE320：电网频率
2CBA10C0003_：#2机主汽调节门实际开度
2SGEN_BIAS：#2机频率偏差修正值
2PTSP：机前压力设定值
2PT：机前压力
2ZGOV_SEL: #2机主汽调节门开度指令
从上图中可以看出，当电网频率下降时，负荷指令增加，主汽调门开度增加，主汽压力下降的同时主汽压力定值下降，调门开度没有出现迅速减小的现象，能够保证机组负荷迅速提高，满足电网供电的需
求。

因此改进后的一次调频功能取得了良好的效果。