發電機組一次調頻性能優化及應用

吳 坡，張江南，賀 勇，段松濤，任鵬凌

（1.國網河南省電力公司電力科學研究院，鄭州 450052；2.潤電能源科學技術有限公司，鄭州 450052）

0 引言

電力系統的正常運行依賴于發電與用電間的功率平衡。發電設備突發故障和用電隨機性都會引起計劃負荷與實際負荷間產生偏差，進而造成系統動能（角速度）的改變，即系統頻率的變化。當用電負荷增加時，系統就存在功率缺額，電網頻率降低；反之，電網頻率升高。主要通過發電設備的慣性和調頻功能抑制頻率偏差：當電網頻率降低時，調頻功能要求機組快速增負荷；反之，機組快速減負荷。

頻率控制按響應的快慢和次序分為交叉進行的3 個階段：一次調頻、二次調頻和三次調頻。一次調頻在頻差超過一次調頻動作死區后的0～3 s 內動作，10～45 s 內達到一次調頻量峰值。一次調頻動作30 s 后，二次調頻（即自動發電控制AGC）將逐步發揮作用，可以持續近15 min。之后，根據電力預測進行負荷最優分配的三次調頻起作用。后一級調頻控制產生作用后，前一級系統的調頻能力將恢復[1]。

發電機組一次調頻屬于有差調節，可在系統頻率擾動的第一時間自動改變機組出力，維護電網功率的平衡和頻率的穩定。目前，火電機組是響應一次調頻需求的主力，其控制回路如圖1 所示。頻率偏差經過折線函數后，一方面作為前饋直接作用到汽機調門指令中，另一方面疊加到經過限幅限速的機組負荷指令上，作為總指令進入發電機組的功率閉環控制邏輯。

圖1 機組一次調頻控制回路

圖1 中函數f（x）包含影響機組一次調頻的關鍵參數：調頻死區、最大負荷調節量和轉速不等率，可依據圖2 進行設定。

圖2 一次調頻主要參數示意

（1）死區方面，從電網的快速及時調節角度出發，一次調頻死區越小越好；但從發電廠的安全穩定運行角度看，死區不應太小，以避免調速系統的頻繁動作。一般火電廠調頻死區的推薦值在1.5～3.0 r/min。

（2）負荷調節量方面，出于對機組運行安全的考慮，需要對一次調頻作用引起的負荷調節量進行限制，限幅值根據機組類型和容量有所區別，最大不超過額定負荷的±10%。

（3）轉速不等率（又叫速度變動率、轉差系數）的定義如下：

式中：δ 為轉速不等率；Δf 為超出死區的頻率變化量；fn為電網額定頻率（50 Hz）；ΔP 為有功變化量；Pn為機組額定有功出力。

若轉速不等率太大，則機組對電網的調頻作用太小，且事故甩負荷時的穩定轉速過高；而轉速不等率太小，則功率變化太大，影響機組安全穩定運行；一般建議轉速不等率設定為4%～5%。另外，當電網頻率偏差超出死區后，也可在不同的頻率偏差范圍內采用不同的轉速不等率，進行有功可調范圍內的一次調頻分段控制。

1 一次調頻考核

電網公司近幾年來開始實施“兩個細則”（《××區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》和《××區域發電廠并網運行管理實施細則》），制定了詳細的獎懲方法，用于對發電廠供電質量的考核。以華中區域“兩個細則”為例，指出并網運行機組應投入并不得擅自退出一次調頻功能。對并網發電機組一次調頻的考核內容，包括：投運率、死區、轉速不等率、遲緩率、負荷調節幅度等。

按照考核原則，當系統頻率偏差超過規定的范圍時（水電50±0.05 Hz，火電50±0.033 Hz，直流鍋爐50±0.1 Hz），統計程序自動啟動。若某次一次調頻響應過程貢獻率小于某一值（如50%），則計為不合格。一次調頻貢獻率的算法如下：

式中：K 為機組一次調頻貢獻率；Hi為機組一次調頻實際貢獻電量，高頻少發或低頻多發時電量為正，高頻多發或低頻少發時電量為負；t0為系統頻率超出機組一次調頻動作死區的時刻；tt為系統頻率進入機組一次調頻動作死區的時刻；Pt為t 時刻機組實際發電有功功率；P0為t0時刻機組實際發電有功功率（或t0時刻前10 s 平均值）；Hg為機組理論一次調頻積分電量；ΔP（Δf，t）為瞬時理論一次調頻積分電量；Δf（t）為電網頻率變化超過死區的頻率差絕對值；Pn為機組額定有功出力；fn為電網額定頻率，即50 Hz；δ 為轉速不等率；ft為t 時刻的電網頻率；fd為頻率死區。

上述積分時長最長為60 s；若頻率15 s 之內已返回到死區內，則本次頻率波動過程不予統計；機組實際出力接近額定出力（P＞0.95Pn），系統頻率降低時不考核；機組實際出力較低（火電P＜0.55Pn，水電P＜0.20Pn），系統頻率升高時不考核。

為了細化一次調頻的時效性，也可采用分時段加權積分的計算方法：

式中：N 為分段個數；kj為分時段j 的積分電量權重系數；tj分段j 起始時刻；Tj分段j 的時間長度；ΔPj（Δf，t）為分段內的瞬時理論一次調頻積分電量。

需要指出，上述考核方法只關注一次調頻引起的負荷貢獻，并沒有涉及到一次調頻過程可能引起的功率振蕩、可調裕度、機組穩定等因素，也沒有體現機組在電網擾動后快速支援能力的瞬態響應指標，建議在后續規范措施中加以考慮。另外，考核時也可以區分不同類型發電機組的一次調頻能力，如燃機調頻能力突出（大于等于4%Pn）、汽包爐調頻能力良好（約4%Pn）、調門截流型直流爐調頻能力一般（小于等于2.5%Pn）、調門全開型1 000 MW 直流爐調頻能力較差（小于等于等[2]。

2 一次調頻影響因素

2.1 一次調頻控制品質的影響因素

結合上述考核方法，可以從4 個方面討論對一次調頻控制品質產生影響的主要因素：信號采集、控制邏輯、運行方式、設備因素。

（1）信號采集。一次調頻的控制回路中，一般采用汽輪機DEH（數字電液控制系統）轉速卡采集的“汽輪機轉速”信號或通過頻率變送器接入DCS（分散控制系統）的“發電機出口/主變出口/出口母線頻率”信號來代表網頻。然而，目前絕大多數的網頻波動幅度范圍在49.95～50.05 Hz，對應的發電機組轉速為2 997～3 003 r/min，這說明發電機組日常主要是響應超死區后1 r/min 以內的一次調頻動作。相應的，汽輪機轉速/網頻的信號測量精度最好要能夠達到0.2 r/min 或更高，量程不可設置過大。另外，CCS（協調控制系統）側和DEH 側的頻率信號來源應該是統一的，避免兩側的調節過程不一致[3]。

（2）控制邏輯。在DEH 一次調頻邏輯中，電網頻率變化引起汽輪機調速汽門的直接動作，可以充分利用機組蓄能，以滿足電網響應快速性的要求；CCS 一次調頻邏輯將頻差信號根據轉速不等率轉換為負荷指令的偏差，經限幅后疊加在機組負荷指令上，通過CCS 使鍋爐、汽輪機同時動作。CCS+DEH 方式綜合了前2 種方式的優點，是比較常見的方案。另外，為了加快一次調頻響應，一次調頻控制回路中不宜設置限速環節。

（3）運行方式。可能導致與一次調頻動作反向的運行方式有2 種：定壓方式和AGC 方式。新建機組多數是采用滑壓（或定-滑-定）運行方式，這種方式節流損失小，機組效率高，但蓄熱能力較差。少數機組采用定壓運行方式，對機前壓力的偏差要求很嚴格，在壓力拉回邏輯的作用下，會對一次調頻產生反拉作用。另一種反拉作用來自投運AGC 的機組，當機組負荷變動方向與一次調頻相反時（如在機組降負荷過程中因網頻低需要一次調頻增加負荷），則一次調頻貢獻量會被負荷下降抵消部分或全部。就機爐協調控制方式而言，機跟爐方式的一次調頻響應速度和裕量都較差[4]。

（4）設備因素。調速系統、通信等設備的問題也比較常見。由于調速器、傳動放大機構和配汽機構部件有摩擦、間隙等原因使調速系統遲緩率過大，造成調速系統不穩定；由于測量和干擾等問題造成與調度端的通信數據有偏差；由于DEH控制系統信號的傳遞時間較長，影響調速汽門的響應速度；調速汽門線性度不好，尤其是在順序閥運行時的重疊區，閥位的微小變化會造成負荷的劇烈波動。另外，還有小部分采用低壓透平油純電調的老機組，一次調頻的響應速度和控制精度都很難滿足要求。

2.2 一次調頻對運行參數的影響

反之，一次調頻動作對機組運行參數也有一定的影響。

（1）調頻動作影響主汽壓力：汽輪機調門開度隨著一次調頻動作時，主汽壓力隨著調門開度的增大而減小。主汽壓變化的幅度不僅取決于一次調頻的作用方式（DEH 及CCS），而且與機組容量及制粉系統特性有關：小容量及中儲式制粉系統的機組汽壓響應快，機組可控性好，能快速恢復；而直吹式制粉系統的機組鍋爐熱慣性大，汽壓偏離和恢復速度都較慢，容易造成較大的偏差。

（2）當CCS 一次調頻回路投入時，頻差動作導致負荷指令快速變化，當動作幅度較大時，勢必對鍋爐的燃燒系統產生沖擊。而且，機側調門的快速動作與爐側燃燒指令的突變也會對汽包水位或中間點溫度（焓值）產生擾動。鑒于一次調頻幅度有限，對主汽溫度影響不大。

3 控制優化

在實施一次調頻控制優化時，可以從加快響應速度、增加調頻容量、維持調頻連續性和電網穩定性等方面進行考慮。

（1）提高信號采集精度。采用高精度的頻率變送器，并適當減小頻率信號的量程，多點測量且優選后可以得到高精度的信號；經交流采樣計算（或同步相量測量裝置）得到的頻率也是較高精度的頻率信號。將統一的高精度頻率信號同時用于CCS 側和DEH 側的一次調頻，可以提高響應速度，促進機爐兩側的動作協調。

（2）修正DEH 調頻前饋。EDH 側的一次調頻前饋直接將頻差信號轉化為綜合閥位指令增量控制調門的開度，取消限速或慣性環節，可以快速改變進汽量和機組負荷。將前饋乘以某些修正因子，可以改善不同工況下的一次調頻效果。壓力修正因子隨著機前壓力的降低而增大[5]；負荷修正因子隨著機組負荷的降低而增大；轉速差修正因子可以在小頻差范圍內變大，這與變轉速不等率的頻率/功率折線函數類似[6]；流量曲線修正因子可以在區分單閥、順序閥進汽方式的情況下依據流量曲線進行調整，這與通過試驗或數據挖掘方法修改流量曲線的結果類似。

（3）加快爐側功率響應。為了盡快彌補一次調頻消耗的鍋爐蓄熱和維持汽壓穩定，可以在鍋爐側控制邏輯中減少給水指令的慣性時間，增加燃料、風量、一次風壓（直吹式制粉系統）等指令的一次調頻前饋。這一前饋類似于微分作用，需隨一次調頻過程呈現快速增加、平緩減小的趨勢。其次，也可以根據需要取消風/煤交叉限制。

（4）避免壓力反調或AGC 反調[7]。有2 種方式可以避免壓力反調：一種是在壓力控制回路中設置適當增大的壓力偏差死區，只有一次調頻動作時引起的壓力偏差超過死區時才進行壓力控制或壓力修正；另一種是將頻率偏差信號或功率調頻因子經折線函數疊加在壓力設定值上，使壓力設定值隨著一次調頻動作而合理變化。當機組運行在主調閥流量曲線拐點或順序閥切換點時，采用升壓或降壓方式可提高一次調頻精度。為了避免AGC 引起的一次調頻反調，可以在一次調頻動作時暫時閉鎖AGC 指令的變化。

（5）減小調頻死區[8]。由于機組調速系統存在遲緩率，頻差越死區后往往不能及時動作。因此，適當減小一次調頻控制死區（如火電機組設置為每分鐘1.6 r/min），可讓機組提前觸發一次調頻動作。但這種方法可能導致調門動作過于頻繁或誤動，且會引起機組功率在死區附近振蕩。

（6）快動緩回控制[9]。為了提高調頻能力和降低功率振蕩風險，可以在一次調頻邏輯中閉鎖或限制與頻差反向的調頻作用，典型邏輯如圖3 所示。比如，當頻率低于額定值越過死區繼續減小過程中，進行快速一次調頻控制；而當頻率開始增大時，閉鎖或減緩頻差對應的功率調節量減小，直到頻差小于恢復值。

圖3 快動緩（慢）回一次調頻邏輯

（7）減少回熱或供熱抽汽。 大容量（特別是1 000 MW）的常規火電機組往往在低頻時不能及時提供足夠的一次調頻負荷變化量。為緩解這一問題，減少高（低）壓加熱器或熱網所用的抽汽可以快速增加汽輪機通流量和機組負荷，但需避免調閥動作過于頻繁，宜作為頻差較大時的一次調頻策略。主要有3 種方法：凝結水節流、高加旁路控制、直接抽汽調節。凝結水節流通過凝結水泵出口調閥或凝結水泵變頻器來減小凝結水流量，從而減少進入各低壓加熱器的抽汽；一次調頻響應時間為10～20 s，功率改變量可達20 MW，且與凝結水流量變化成比例；可與滑壓曲線協同優化，需注意除氧器水位、凝汽器熱井水位、低加水位等相關邏輯的完善。高加旁路控制通過給水旁路調閥來分配主給水流量，以排擠高壓加熱器的抽汽，并可利用省煤器蓄熱；一次調頻響應時間為1～2 s，1 min 內可實現平均11 MW 的負荷響應；可作為主調閥控制的輔助策略，需關注高加水位和給水系統擾動，注意給水溫度、高加汽側壓力過快變化對高加、給水管道、省煤器等設備造成的應力影響。熱網系統的蓄能很大，短時減少部分抽汽對其壓力和溫度影響較小；因此，對于供熱機組，可以在熱網壓力波動允許范圍內關小供熱抽汽調閥，以利用供熱系統的蓄能參與一次調頻，最大負荷增加量可達15 MW[10-13]。

（8）采用補汽閥控制。上汽百萬千瓦機組多采用補汽閥設計，補汽閥可快速將部分主蒸汽從第5 級引入汽輪機，調頻響應時間小于3 s，可避免主汽調閥12～20 kJ/kWh 的節流損失，對主蒸汽壓力影響較小，能量儲備充足，可應對電網故障引起的大頻差工況。但是，多數該型機組的補汽閥處于關閉狀態，主要原因在于補汽閥開啟后引入的蒸汽會導致機組振動、軸瓦溫升等問題，通過補汽管道整流裝置、可傾式軸瓦等設備改造可緩解這些問題[14]。

（9）冷卻工質背壓調頻。通過變頻方式增加凝汽器冷卻工質（冷卻水或空氣）的流量，可以減小凝汽器汽側背壓，進而挖掘汽輪機末級蒸汽熱能來提高機組出力。但是，長期或頻繁偏離最佳背壓會影響機組經濟性和安全性，因此可作為后補調頻手段[15]。

從電網角度考慮，可以根據轄區內各機組一次調頻能力進行區分優化[16]：對于一次調頻能力較強的機組，設置較小的速度不等率；對于調頻能力較弱的機組設置較大的速度不等率。也可以試點實施無死區一次調頻控制，即在常規調頻死區內進行改變調速器頻率設定值的下垂控制，在常規頻差死區值附近進行下垂控制和常規一次調頻控制的平緩切換[17]。

一次調頻動作可能引發電網的功率振蕩。如圖4 所示，頻率越過死區（49.967 Hz）和功率振蕩同時發生。引起振蕩的一次調頻原因主要有死區設置過小、轉速不等率設置過小、PID 比例參數設置過大[18]、調速機構遲緩率過大、流量曲線設置不合理等。可以通過改善參數設置、采用快動緩回等策略來減小功率振蕩的風險；也可以參考如圖5 所示的非線性調速側穩定控制[19]，通過限制與調頻反向的指令變化速率來防止功率振蕩。

圖4 一次調頻引發的功率振蕩曲線

圖5 一次調頻非線性調速側穩定控制

為了穩定頻率和抑制功率振蕩，文獻[20]提出了有差轉子角控制方法。絕對轉子角指發電機q軸在GPS（全球定位系統）確定的旋轉坐標系中的角度，可看成發電機轉速的積分量，在PMU（同步相量測量裝置）中可以通過汽輪機鍵相脈沖和GPS 秒脈沖之間的時間差直接測得。以轉子角偏差的比例環節和微分環節替換常規一次調頻邏輯中的轉速（頻率）偏差的比例環節，不僅可以自動跟蹤負荷，還可實現頻率快速無差調節。但采用這種控制方式需要修改調度端的潮流計算和指令下達方式，也要對發電廠端的汽輪機調整頻度重點關注。

4 輔助調頻

隨著清潔能源的快速發展，火電機組的裝機和運行比例逐年下調，以火電為主力的一次調頻容量將逐漸減少；另外，跨大區的特高壓建設存在影響更嚴重的風險，特高壓直流閉鎖故障可能瞬間引起幾百萬千瓦的功率缺失，這給受端一次調頻響應能力帶來很大考驗。因此，有必要研究和應用一次調頻的輔助措施，諸如清潔能源調頻（水電、光伏、風電）和儲能調頻（儲能系統、電動汽車）等。

水電機組雖然響應速度較慢（80 s 以上達到目標出力），但其可調幅度大、持續時間長、調頻精度高，因此適合用于電網頻率變化過大（如低于49.95 Hz）時的一次調頻響應。為了避免水電機組與火電機組在調頻過程中的抵消作用和水電機組調速器的頻繁動作，可以將水電機組的調頻死區適當增大，且將其永態調差系數適當減小。

為了引入新能源場站的一次調頻作用，相關技術規定明確要求[21]：當光伏發電站可用發電功率超過裝機容量的20%時，應具備參與電力系統一次調頻的功能；系統頻率下降時，有功最大可增加量不低于電站裝機容量的6%；系統頻率上升時，有功最大可減少量不低于電站裝機容量的10%；一次調頻啟動時間應小于3 s，響應時間應小于10 s，調節時間應小于30 s，有功功率的調整量偏差絕對值應小于電站裝機容量的1%；一次調頻控制模式至少包含基本控制，宜包含分段控制。為滿足這些要求，需在新能源并網控制器中引入VSG（虛擬同步發電機）思想，來構建慣量支撐和一次調頻運行特性，分別提供對系統頻率的微分反饋控制和比例反饋控制[22]。

大型風電場的主力機型（雙饋型、永磁直驅型）普遍采用背靠背雙PWM（脈寬調制）變流器拓撲，以矢量控制實現有功與無功解耦，以變流器和變槳系統實現最大功率跟蹤。為響應頻率跌落，需先通過切換功率跟蹤曲線、變槳調節、超速控制等方法來為調頻預留備用容量（20%～33%），且宜結合虛擬慣性控制。切換功率跟蹤曲線可以實現可控慣性響應，以減小擾動初期頻率變化率；根據風況、風力機特性和合理調差系數，改變槳距角，可實現風電機組可控減載水平下的一次調頻控制，減小擾動后的頻率變化；在中低風速工況下，控制轉子超速運行，也可以為快速響應一次調頻保留部分有功備用，但存在控制盲區[23]。

儲能系統形式多樣（如能量型的電池、抽蓄、壓縮空氣；功率型的飛輪、超導、超級電容器等）、控制靈活、響應快速，可以采用集中或分布配置方式輔助參與一次調頻，能有效抑制風電功率中、高頻諧波分量，減小系統頻率偏差幅度及其越死區持續時間，比傳統調頻電源高效數倍，但成本較高。BES（儲能電池）應用最廣，應用系統規模已達4 MW×4 h。控制方面，在綜合虛擬慣性和可變下垂特點基礎上，還可通過虛擬負慣性控制來減輕頻率恢復過程中的阻力，同時需要使SoC（荷電狀態）運行在合理區間以提高循環壽命[24]。充放電深度、調頻動作時機、容量配置策略、仿真模型及與其它調頻電源的協調等方面的研究是儲能調頻進一步應用的關鍵。

大規模EV（電動汽車）既是接入電網的可控充電負荷，也是V2G（分布式移動儲能）裝置，可用資源充足，接入點靠近負荷中心，能量轉換效率高，功率響應快速，可以輔助參與能量需求較低的頻率調節。控制方面分為維持能量和補給能量兩個部分：可通過橢圓函數反映充/放（或單充）電下垂系數和電池SoC 的對應關系，來維持一次調頻下垂控制過程中電池能量的動態平衡；根據車輛限制、用戶需求和電池SoC，實時修正充電計劃，以補充能量缺失[25]。

5 遠程在線測試和估計

發電機組的一次調頻性能常規上是通過在發電廠控制系統中人為模擬頻率的階躍變化來測試的，這種現場試驗不僅代價很大，而且不能真實反映機組在頻率連續變化過程中的一次調頻響應。鑒于此，近來各大網省電力部門都在推進遠程一次調頻在線測試系統的部署，雖然信號和功能有所不同，但都包括調度主站端、電廠端和數據通道3 個基礎部分。 調度主站端一方面通過SCADA（數據采集與監視控制系統）下發測試信號，另一方面通過WAMS（廣域監測系統）接收PMU 上傳信號并進行在線分析評價和統計記錄。電廠端一方面接收主站端下發的指令，切換到一次調頻在線測試模式，并按測試頻率進行功率調節，另一方面通過PMU 或RTU（遠動裝置）上傳實時頻率、功率等信號。主站端與電廠端通過調度數據專網、PMU 和RTU 進行數據的安全傳輸和轉發[26]。

主站端，在下發指令前需要確認更充分的機組和電網信息，當機組處于甩負荷、RB（快速減負荷）動作、啟/停磨煤機、接近滿負荷或穩燃負荷等特殊工況時，應禁止一次調頻在線測試；當電壓/頻率波動較大、大范圍跳閘、直流閉鎖等電網不穩定期，應對一次調頻測試進行限制。 另外，WAMS 不僅可以利用接收到的功率、 頻率等信息，在線計算和統計各機組一次調頻死區、轉速不等率、貢獻率、調頻裕度等信息，還可以基于更多信息（如機組主汽壓、主汽閥開度、鍋爐蓄熱、故障頻率響應等），辨識機組調頻模型，優化一次調頻性能評價方法，搭建一次調頻預估模塊，構建機組一次調頻能力區域分布以優化調度[27]。

電廠端，需要修改DCS 原有一次調頻邏輯，增加測試切換、安全校核等功能。也可以在RTU和DCS 之間增加子站裝置，不僅可以存儲或轉發實際的電網歷史頻率曲線，進行歷史電網頻率擾動條件下的一次調頻在線測試，并可實現數據安全校驗、調頻過程故障診斷、調頻考核就地分析統計、事件反演與追憶、調頻裕度實時計算等功能。

數據通道方面，通常通過RTU 向發電廠DCS轉發測試頻率指令信號，這往往會遇到RTU 通道數量和數據傳輸時間精度的限制：一方面，在運發電廠的RTU 備用通道有限，添加一次調頻在線測試信號時不能保證完全滿足要求；另一方面，RTU 轉發信號的時間間隔最短為秒級，而一次調頻動作的考核時間長度約為60 s，RTU 不能將連續變化的電網擾動測試頻率信號有效地轉發到DCS。另外，PMU 采樣率較高（4 000 Hz 以上），但一般只用于信號的采集上傳。利用PMU 作為一次調頻在線測試指令的轉發裝置是一種值得探討的新思路，涉及相關規約的修改和安全措施的完善，需要慎重考慮。