一次調頻反調及CCS負荷反調波動大的原因分析

陳仕剛

(韶關發電廠，廣東 韶關 512027)

1 一次調頻反調原因分析

1.1 機組一次調頻動作過程

2011-07-21T20:12:03，靖海電廠4號發電機跳閘，甩負荷990MW，此時廣東電網統調負荷為63480MW，電網頻率在 8s內從 49.982Hz 降至49.911Hz。在這次電網頻率波動事件過程中，韶關發電廠10號機組一次調頻動作過程被考核為“反調”，機組一次調頻動作過程如圖1所示。

1.2 原因分析

圖1 韶關發電廠10號機組一次調頻動作過程

由圖1可以看出，機組負荷隨頻率的波動而反方向調節。當頻率降低時，機組負荷升高；當頻率升高時，機組負荷降低。機組一次調頻控制方向正確，并沒有出現“反調”的控制。從機組的實際負荷來看，頻率擾動時，機組的“出力初值”為193.8MW，“出力末值”為 192.7MW，“出力末值”比“出力初值”低，但在“出力初值”時刻的電網頻率并沒有高過擾動前的頻率，所以電網對機組的一次調頻考核為“反調”。即頻率并未恢復至一次調頻動作區外，仍然在機組一次調頻動作的范圍內，機組的出力值就已經降到了比初始值還低，這是不合理的。正常情況下，一次調頻動作結束后，出力值開始增加直至最大值，后期會存在機組出力值回落的現象，但是回落值在頻率還沒恢復前必須大于“出力初值”，否則就會造成反調節。

機組一次調頻控制是利用鍋爐的蓄熱來完成的，而蓄熱的變化又會影響機組的一次調頻質量。在此次頻率擾動事件中，電網頻率由49.982Hz(對應轉速為 2998.92r/min)降低到 49.911Hz(對應轉速為2994.66r/min)時，機組負荷利用鍋爐蓄熱迅速由193.8MW增加到197.4MW(調差系數為9.26%，1.08MW/(r/min))。在網內機組一次調頻的共同作用下，電網頻率由49.911Hz(對應轉速為 2994.66r/min)回升到 49.963Hz(對應轉速為2997.78r/min)。此時電網頻率仍未恢復，仍在一次調頻動作的范圍內，但鍋爐的蓄熱已被之前的加負荷消耗掉了一部分，機組負荷降低的幅度比升高時要大，實際負荷從197.4MW降到192.2MW(調差系數 5.99%，1.67MW/(r/min))。在結束點，電網頻率為 49.953Hz，機組負荷為 192.7MW(比頻率擾動前的193.8MW降低1.1MW)。如果機組負荷降低的幅度比升高時的幅度大，則會對電網的頻率恢復造成不利的影響，一次調頻不如不動作。

單從“出力初值”和“出力末值”2點的機組實際負荷值來看，機組一次調頻好像為“反調”;但從機組一次調頻控制的過程來看，一次調頻控制方向正確，并沒有出現“反調”的控制，僅僅是減負荷時一次調頻的調差系數(5.99%)比加負荷時(9.26%)小。造成調差系數有差異的主要原因是加負荷持續的時間比減負荷持續的時間短，同時鍋爐的蓄熱也發生了變化。

查看機組的歷史記錄曲線，汽輪機調門指令、主汽壓力、負荷等信號的變化如圖2所示。

由圖2可以看出，主汽壓力(鍋爐的蓄熱)在一次調頻動作時不斷下降，是造成機組一次調頻“反調”的主要原因；在CCS的調節作用下，機組負荷20s后恢復。從圖2的汽機調門指令變化來看，當頻率降低時，汽機調門由57.24%上升到60.01%；當頻率回升后，汽機調門最低降到57.8%，高于頻率擾動前的57.24%，機組一次調頻控制并沒有“反調”。

圖2 韶關發電廠10號機組一次調頻動作過程

分析圖2可知，要避免機組出現一次調頻的“反調”現象，可以通過加速CCS的負荷閉環調節，多利用鍋爐的蓄熱，從而避免負荷降低過多。同時，還要加快鍋爐燃料的調節，及時補充鍋爐的蓄熱。從機組來看，機組一次調頻控制方面沒有問題，但是控制和最終機組的一次調頻效果卻是2個不同的概念。不僅要一次調頻控制正確，更重要的是機組能夠真正在一次調頻的控制下實現有利于系統頻率恢復的出力調整。

1.3 對策及整改措施

機組一次調頻動作時，鍋爐蓄熱的變化會影響機組負荷的調節，而一次調頻主要以開環調節為主(DEH)，而且為比例有差調節(不等率的倒數即為比例調節增益)，鍋爐蓄熱的變化對機組一次調頻的影響較大。

為減少鍋爐蓄熱對一次調頻的影響，可采取以下對策和措施：

(1)采用主汽壓力信號對DEH的一次調頻指令進行補償控制；

(2)增強CCS的負荷調節作用，在一次調頻動作時，利用CCS的負荷閉環無差調節作用，減少鍋爐蓄熱變化對一次調頻的影響；

(3)在出現類似的頻率波動時，加強鍋爐的燃料調節作用，及時補充鍋爐蓄熱。

2 一次調頻引起CCS負荷反調波動大的原因分析

2.1 機組負荷反調波動情況

近期以來，韶關發電廠10號機組在一次調頻的長時間作用下，在AGC指令、機組主汽壓力、燃料量等參數均穩定的情況下，機組負荷會自動慢慢下降15MW左右，然后又快速回升。這種負荷波動與電網頻率偏離一次調頻死區持續的時間長短有關，一次調頻作用持續的時間越長，發生的頻率就越高。當機組退出一次調頻時，這種負荷波動的現象就會消失。

這種負荷波動對機組的擾動很大，有時會造成主汽壓力超壓，或者因負荷偏差太大造成AGC退出，使得機組不得不退出一次調頻，以進行處理。一次機組負荷波動的情況記錄如圖3所示；一次機組負荷偏差太大，退出一次調頻時機組負荷迅速增加的記錄如圖4所示。

圖3 負荷自動下降時機組主要參數曲線記錄

圖4 一次調頻退出時機組負荷迅速增加的情況記錄

2.2 原因分析

首先，這種負荷波動只有在一次調頻的長時間作用下才會出現；當電網頻率一直在調頻死區內波動或機組退出一次調頻時，就不會出現這種波動。由此可見，機組負荷的波動與一次調頻有關。

其次，在機組負荷慢慢下降的過程中，AGC指令、負荷設定值、主汽壓力、鍋爐燃料量等均穩定，沒有發生過波動。由此可見，機組負荷的波動與AGC及機組參數無關。

最后，在機組負荷波動過程中，汽機的調門開度也在波動，而且與負荷波動的方向一致。由此可見，機組負荷的波動還與CCS的汽機主控有關。

綜合上述分析，應該是一次調頻作用在CCS的汽機主控回路發生問題。檢查CCS的汽機主控回路發現，當一次調頻指令大于2MW時，閉鎖汽機主控PID增大方向運算；當一次調頻指令小于-2MW時，閉鎖汽機主控減少方向運算。這就造成了機組負荷的波動。CCS的汽機主控PID閉鎖邏輯原理如圖5所示，PID的BI輸入為BLOCKINCREASE，即閉鎖增；BD輸入為BLOCKDECREASE，即閉鎖降。

型號為ABBSYMHPONEY的DCS，其PID模塊在閉鎖輸入為“真”時，具有反調的作用。例如，閉鎖增時，PID的輸出會慢慢減少;閉鎖減時，PID的輸出會慢慢增加。當閉鎖增時，PID只進行減少的運算，PID的偏差輸入是一個動態的輸入量，在P的調節作用下，總會有減少的運算；而偏差為正時，I積分運算只進行減加的運算，對輸出沒有影響，所以PID的輸出就會慢慢減少。PID閉鎖減時原理相同。

圖5 汽機主控PID一次調頻控制閉鎖邏輯原理

如圖5所示，當一次調頻指令大于2MW時，汽機主控PID閉鎖增，其輸出就會慢慢減少，機組負荷就會慢慢降低；當一次調頻指令小于-2MW時，汽機主控PID的閉鎖增消失，此時負荷已降低了很多，PID的偏差輸入很大，在積分I的作用下，當其輸出迅速增加時，機組負荷就會迅速升高。機組一次負荷波動過程如圖6所示，一次調頻閉鎖增時，負荷慢慢降低;閉鎖增消失時，負荷迅速增加。

圖6 汽機主控閉鎖增與負荷波動的關系記錄

一次調頻對汽機主控的閉鎖，是造成機組負荷波動的主要原因。一次調頻動作后對機組負荷的閉鎖，是為了防止AGC調節影響一次調頻，即當AGC指令與一次調頻作用方向相矛盾時，一次調頻優先。但這種閉鎖會引起機組負荷反方向的調節，可能會造成一些不良后果。電網公司曾出臺一個關于一次調頻的補充規定，建議閉鎖時間不要超過60s。而韶關發電廠10號機組沒有閉鎖時間限制，當一次調頻指令存在時，閉鎖一直存在，造成了負荷的大幅度波動。同時，這種閉鎖后的反調作用，相當于一次調頻控制具有積分作用，機組負荷不斷地增加或減少，可以增加機組一次調頻貢獻的電量，也可以避過電網公司對一次調頻的考核，但這是不科學的一次調頻控制方法。

2012年8，9月份，南方電網用電負荷緊張，用電缺口很大，電網頻率較長時間低于49.967Hz運行，韶關發電廠10號機組一次調頻長時間動作，因閉鎖造成的負荷波動現象比較明顯。

另外，一次調頻閉鎖汽機主控的方向不對，是造成機組負荷波動的另一個主要原因。一次調頻增加負荷閉鎖時，應該閉鎖降，而不是閉鎖增。

2.3 對策及整改措施

(1)修改機組一次調頻閉鎖方向邏輯，當調頻指令大于2MW時，閉鎖汽機主控降；當調頻指令小于-2MW時，閉鎖汽機主控增。

(2)修改機組一次調頻閉鎖時間邏輯，當閉鎖時間超過60s后，自動取消閉鎖。

3 結束語

一次調頻對汽機主控的閉鎖，在PID閉鎖的反調作用下，造成機組負荷不斷波動，對機組的安全穩定運行不利。這種閉鎖后的PID反調作用，相當于一次調頻控制具有積分作用，機組負荷不斷增加或減少，可增加機組一次調頻貢獻的電量，避過對一次調頻的考核，但這是不科學的控制方法。電網的一次調頻考核方法還應不斷完善，除了公平外，還應該更加科學。