一次调频方案

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。

1.3 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、一次调频技术指标

A.静态指标：

☆转速不等率δ设置为5%;

☆动作死区设置为±0.033Hz;

☆调频功率最大限幅不低于6%Pe;

n n n -=∆0

%10000⋅∆⋅∆=n n N N δ 理论目标值：MW N n n N 406003000

05.0)212(100fr =⋅⨯-=⋅∆⋅=∆δ B.动态态指标：

☆响应滞后时间小于3秒;

☆10s 内达到理论值的60%;

☆30s 内达到理论值的100%;

☆稳定时间小于1分钟;

N

∆

C.评价标准：

一次调频响应指数：实际变化积分电量与期望变化积分电量之比。

)s (N Ts 11)s (N fr fe ∆⋅+=∆期望调频功率变化值

n

∆t

N

∆t

n

∆N

∆t

t fr

N ∆fr

632.0N ∆T

3、需要明确的几个要求

1. 机组参与一次调频的控制方式：

实现目标：

可选方式： DEH: a.开环方式；b.功率闭环方式；c.前馈+功率闭环方式 CCS: a.功率闭环方式；b.前馈+功率闭环方式

DEH+CCS： DEH前馈+CCS功率闭环

DEH-NTK方式：协调投入时，采用“DEH开环+CCS功率闭环”方式

若DEH未投遥控，采用“DEH前馈+功率闭环”方式或者“DEH

开环”

2.《规定》14条(二)：当一次调频动作与AGC的变负荷方向相反时，发电机组

应优先执行一次调频的变负荷任务。

3.《规定》14条(三)：机组一次调频系统频率控制信号应采用电网实际频率，

频率信号测量精度应≤0.01Hz。

4.《规定》15条(一)：机组参与一次调频的负荷范围为机组核定的正常运行出

力范围。

5.《规定》10条：在役机组A级检修或连续2次B级检修后，以及机组实施一

次调频系统相关改造后，由省电科院应进行一次调频性能检

测。对检修后未进行性能试验或试验结果达不到指标要求的

机组，省调按一次调频功能未投入统计考核。

6. 一次调频性能检测试验必须进行大幅度频差的一次调频动作试验，即频率阶

跃变化±0.2Hz的扰动试验。

四、影响一次调频性能的主要因素