1、一次调频技术及其对协调控制系统的影响摘要：介绍了直流炉一次调频的相关参数及主要性能，分析了一次调频对发电机组协调控制系统(CCS)的影响因素，探讨了提高一次调频性能的途径和方法。 关键词：直流炉；一次调频；协调控制系统；影响 中图分类号：U665.12 文献标识码：A 文章编号： 由于南方电网对并网发电机组的一次调频考核越来越严，直接影响各个电厂的经济效益。本文探讨直流炉一次调频技术对协调控制系统的影响。 1 一次调频概述及其主要性能参数 11 一次调频概述 一次调频回路一般可分为协调控制系统 CCS(Coordination Control System)一次调频和数字电液控制系统 DEH(
2、Digial Electric Hgdraulic Control System)一次调频，由这 2 部分的调频回路共同作用，其中 DEH一次调频快速动作(开环控制)，CCS 一次调频最终稳定负荷(闭环控制)。一次调频要求发电机组对电网频率变化的响应要快，其响应特性可视作一个一阶惯性环节，时间常数一般在 10 s 左右。DEH 一次调频是换算成电负荷当量的调门指令，由于此换算存在一定的偏差且是开环控制，所以，DEH 实际一次调频的负荷响应和电网一次调频的负荷要求是有偏差的。因机组蓄热只能维持一段时间，故后期负荷又回到原值，但 DEH 侧一次调频的动作值直接控制汽轮机调门，用于改变机组的负荷，使
3、机组快速响应电网一次调频的需要。CCS 一次调频最终稳定负荷，CCS 中的一次调频由运行人员手动投入，一次调频动作后相当于去调节负荷设定值 MWD并确保和 DEH 的作用方向相同，防止 DEH 的调节作用被拉回，最终稳定负荷到所需要的值。一般电厂一次调频取源为汽轮机转速，当转速超过一定死区(2 转)后，即表征为电网频率产生一定偏差，从而产生负荷变化响应以消除频率偏差。 12 一次调频主要性能参数 下面根据电网对频率调节的基本要求，对一次调频主要参数进行说明。 121 一次调频死区 一次调频死区也称一次调频不灵敏区，是指一次调频功能不动作的转速(或频率)偏离额定值的范围。按照电网频率控制要求，调
4、频控制死区采用转速表示，nSQ=2 rmin，与此相对应的频率偏差死区为：fSQ=0.033 Hz。 122 转速不等率 机组转速不等率（）是指机组调节系统给定值不变的情况下，机组功率由 0 至额定值对应的转速变化量（n）与额定转速(n0)的比值表示为 =n/n0 对承担基本负荷的机组，其不等率一般取得大一些，以期电网周波的变化对其功率的影响较小，保证机组在经济工况下长期运行；对承担尖峰负荷的机组，不等率要小一些，在电网周波变化后希望多分担一点变动负荷，一般要求在 4一 6之间。 123 一次调频投入的机组负荷范围 理论上发电机组并网后就应具备一次调频能力，为了保证机组安全和稳定运行，提出了一
5、次调频投运的负荷范围概念。对于不同类型的发电机组，一次调频投运的负荷范围不同。对于燃煤发电机组，调速器(DEH)一次调频投运的负荷范围应为机组正常运行的负荷范围，应不低于不投油助燃的最低稳燃负荷，最高为机组额定负荷。机组在最低负荷或额定负荷时，仅使用 DEH 侧的一次调频功能，CCS 侧仅闭锁与一次调频相反的调节作用；机组最低不投油助燃负荷时，不因一次调频而减少燃煤，防止锅炉熄火；机组最高负荷时，不因一次调频而增加燃煤，防止机组超压。CCS 侧一次调频投运的负荷范围应为 CCS 投入的负荷范围，一般最低不低于 50额定负荷，最高为机组额定负荷。 124 一次调频机组负荷调节限制范围 设置机组一
6、次调频最大幅度是因为快速大幅度变负荷危及到机组的安全运行。对于燃煤发电机组，机组通过调速器(DEH)快速一次调频变负荷的最大幅度应通过试验确定，主要以汽轮机调门快速变化时主蒸汽压力、温度等与机组安全运行参数的允许变化幅度和速率为依据。另外，加负荷以汽轮机调门开足为限，减负荷以主蒸汽压力上升幅度和速度到允许值(低于高旁动作值)为限，一般为 5额定负荷。CCS 的一次调频变负荷幅度在机组主要参数允许的变化范围内应没有限制，它应与负荷指令统一考虑，AGC 负荷指令和一次调频变负荷要求之和应限制在机组允许的负荷范围之内。 125 一次调频的动态指标 发电机组一次调频动作越快，电网频率恢复越快，所以，发
7、电机组应在保证机组安全的前提下尽量提高一次调频的变负荷速度。发电机组一次调频动作的动态过程应以机组功率对火电机组汽轮机调门响应的动态特性为依据，即用于一次调频负荷的调节量阶跃变化时，发电机组功率变化的动态特性。对于火电发电机组来说，当电网频率偏离时，汽轮机调门快速调频，一次调频的功率一般在 30 s 内达到峰值。 2 电网一次调频效果及考核指标 一次调频效果是指：当电网频率超出 50fSQ (机组频率控制死区)且持续时间超过 20 s 时，一次调频机组在电网频率超出 50fSQ 时段内(最大为 60 s)的实际发电出力与起始发电出力之差的积分电量(QsY)占相应时间内理论计算积分电量(QjY)
8、的比例，即一次调频的效果(DX)为QsYQjY，当 DX 小于 0 时，DX 处理为 0。机组一次调频性能指标月平均值应达到 60，对指标平均值小于 60的机组进行考核。 3 一次调频对发电机组协调控制系统的影响 无论是 CCS 侧一次调频还是 DEH 侧一次调频，其最终作用均反映到调门开度变化上，一次调频动作对 CCS 来说相当于改变了负荷设定值，产生一个定向的变化扰动，它对 CCS 的影响有以下 4 个方面： (1)以某电厂为例，当一次调频不动作时，调门的边际压力控制为0.2 MPa，而当一次调频动作时，为了满足电网对负荷的需求，将调门的边际压力控制放开到0.6 MPa（如图 2 所示，由
9、 F1(x)和 F2(x)实现，即在一次调频动作时牺牲了部分压力来稳定负荷，从而达到电网的考核要求。同时，电网上频率时间很短的尖峰波动比较多，这也造成了负荷和压力的双重波动。 (2)由于直炉蓄热比较少，有时单纯利用蓄热并不能满足要求，因此，在一次调频动作时，微调给煤量和给水量，以达到一次调频的需求。 (3)当一次调频频繁动作时，会造成调门的来回晃动，这也会造成 EH油油压的变化，严重的还会引起 EH 油管道的振荡，从而影响调门指令的变化，最终影响协调控制系统的变化和振荡。 (4)在升降负荷或 AGC 指令变化时，为了提高一次调频动作效果，进行了负荷闭锁限制。由于变负荷时煤、水、风均有一定量的前
10、馈，当负荷闭锁时，这些前馈量并没有因为负荷闭锁而减少，当一次调频动作结束时，会再一次产生煤、水、风的前置量，简单地说，就是一次变负荷会变为 2 次或多次变负荷，给协调控制系统带来新的扰动。 4 提高一次调频动作效果的控制策略 由于电网调度考核一次调频选取的是电网频率，而一般电厂一次调频取源为汽轮机转速。在电网频率变化时，汽轮机转速的变化滞后于电网频率的变化，再加上转速测量本身精度等问题，汽轮机转速不能完全代表电网频率的变化，从而影响了一次调频的动作效果。有些电厂改造现有的频率测量设备，提高电网频率测量精度，直接用电网频率来作为一次调频的调节量，以提高一次调频的调节效果。为了提高一次调频动作效果
11、及正确率，某电厂对一次调频控制策略进行了一些优化，修改前、后的 CCS 如图 1、图 2 所示。 图 1 原 CCS 侧一次调频回路及汽轮机主控回路 (1)原逻辑中 DCS 调节回路中一次调频动作回路需要经过负荷变化速率限制后，最终作用到调门开度变化，影响了一次调频响应速度。将一次调频动作值跳过速率限制模块，直接加在调门开度控制 PID 前。 (2)针对在一次调频后半段负荷不能继续维持而导致一次调频动作不合格的问题，经过仔细研究发现，在汽轮机主控回路中的压力拉回回路死区偏小，当压力 图 2 修改后 CCS 侧一次调频回路及汽轮机主控回路 超过 003 MPa 时，压力拉回回路就会为了稳定压力而
12、牺牲负荷。因此，专门设计了一个投切回路，即在正常情况下，压力死区仍然较小，但在一次调频动作时，在允许范围内将压力死区放大至一0506MPa。修改后，一次调频动作情况有明显改善，即在一次调频动作时，牺牲了部分压力来保持负荷的稳定。 (3)原设计一次调频逻辑在升降负荷时未进行负荷闭锁限制，从而造成在升降负荷时一次调频考核不合格。在逻辑中增加了“在升负荷时，一次调频要求减负荷；或在减负荷时，一次调频要求增负荷”的负荷闭锁限制，在升降负荷时，实现一次调频动作优先，即“在升负荷时，进行一次调频减负荷闭锁；或在减负荷时，进行一次调频增负荷闭锁” 。经过这样的修改后，一次调频在升降负荷时的合格率大大提高。 (4)由于直流炉蓄热少，单纯利用锅炉的蓄热有时效果并不理想，对于一次调频动作时间较长的工况效果更不理想，因此，在一次调频动作时，同步微调给水量和给煤量，以维持压力和燃烧的稳定。 5 结束语 一次调频效果及正确率的好坏直接影响电厂的经济效益，一次调频的性能提高对协调控制也会产生很大的扰动，现在越来越多的电厂已开始重视和关注一次调频功能。通过优化 CCS 一次调频控制策略，某电厂一次调频性能指标有了较大提高，但还需要进一步研究和改善，以满足电网未来对一次调频更加严格的考核要求。 参考文献 1广东电网（统调）发电机组一次调频运行管理规定
