一期機組一次調頻優化一次調頻扭虧為盈

大唐韓城第二發電有限責任公司熱控專業 陜西 韓城 715400

1 前言

各機組并網運行時，受外界負荷變動影響，電網頻率發生變化，這時各機組的調節系統參與調節作用，改變各機組所帶的負荷，使之與外界負荷相平衡.同時，還盡力減少電網頻率的變化，這一過程即為一次調頻。一次調頻通過各原動機調速器來調節發電機轉速，以試驅動轉矩隨系統頻率而變動。一次調頻主要指標有一次調頻死區、轉速不等率、一次調頻的負荷響應滯后時間、一次調頻穩定時間等

AGC(自動發電控制)是并網電廠提供的有償輔助服務之一，發電機組在規定的出力調整范圍內，機組協調控制系統跟蹤電力調度交易機構下發的指令，按照機組設置的調節速率適時調整發電機組的出力，用來滿足電力系統頻率和聯絡線功率控制的要求。

一次調頻及AGC指標作為電網對機組兩個細則考核的兩個主要內容。

1 系統概述

大唐韓城第二發電有限責任公司一期2×600MW機組，鍋爐采用東方鍋爐廠制造的亞臨界參數、自然循環、前后墻對沖燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態排渣、尾部雙煙道、全鋼構架的π型汽包爐。汽輪機為TC4F—42型、單抽、四缸四排汽、亞臨界、一次中間再熱、沖動、雙背壓凝汽式汽輪機，汽輪發電機組的設計額定功率為600MW，由東芝公司制造。分散控制系統(DCS)及數字電液控制系統皆采用美國西屋公司提供的OVATION 系統。

大唐韓城第二發電有限責任公司一期機組一次調頻采用DCS與DEH同時控制的方案，最初DEH系統一次調頻控制信號采用轉差信號，DCS系統一次調頻控制信號采用發電機頻差信號。

2 西北電網一次調頻主要考核指標

(1)一次調頻的人工死區：電液型汽輪機調節控制系統的火電機組死區控制在±0.033Hz內。

(2)轉速不等率：火電機組轉速不等率不大于5%。

(3)額定容量600MW及以上的火電機組，一次調頻的負荷調整限幅為機組額定容量的±6%。

(4)一次調頻的響應特性：一次調頻的負荷響應滯后時間火電機組應小于3s；所有機組一次調頻的負荷調整幅度應在15秒內達到理論計算的一次調頻的最大負荷調整幅度的90%；在電網頻率變化超過機組一次調頻死區時開始的45秒內，機組實際出力與響應目標偏差的平均值應在理論計算的調整幅度的±5%內。

(5)并網運行機組一次調頻月度平均合格率應滿足如下標準：火電、燃氣機組一次調頻平均合格率不小于70%。

3 存在問題

(1)由于DEH系統同DCS系統一次調頻控制信號分別采用轉差信號及發電機頻差信號，由于信號不同源，存在一次調頻動作不同步情況。

(2)一次調頻存在考核多，獎勵少情況。主要體現在合格率低，一期機組合格率經常低于50%，實際積分電量遠遠低于理論積分電量。從2019年1-8月一次調頻共考核661萬元。獎勵只有309萬元，對我公司造成較大的經濟損失。

4 一次調頻優化

為了消除以上問題，通過對一次調頻考核數據進行逐條分析。發現造成一次調頻考核多最主要的原因為：(1)DEH系統同DCS系統一次調頻采用的頻率(轉速)信號不同源；(2)由于一次調頻與AGC動作方向相反造成一次調頻考核較多；(3)一次調頻采用的頻率信號精度不夠，誤差大，造成一次調頻動作不及時，一次調頻考核多；(4)機組與調度采用的負荷線號不同源；(5)協調調節品質差。

一次調頻優化主要從以下幾方面進行：

(1)DEH系統同DCS系統一次調頻控制信號改為同源，全部采用發電機頻率，經過一個月觀察，由于頻率變送器精度較低為0.2級，考核雖有減少，但控制效果仍不佳，頻繁出現機組一次調頻與調度一次調頻動作不一致及實際積分電量過小的現象。經了解上海利乾生產的BPT9301FA一次調頻采樣裝置，頻率的精度在49.8-50.2Hz范圍內可以達到0.2%級。利用機組檢修機會對母線頻率變送器進行了更換，并對DCS系統及DEH系統一次調頻邏輯進行修改，控制信號皆采用母線頻率。同時為了防止單一信號不可靠，增加三選模塊信號源為發電機頻率、轉速、母線頻率，平常使用母線頻率，母線頻率故障時切換至頻率信號。改造完后，合理的解決了一次調頻不同源，造成控制異常的現象。

(2)優化DCS側一次調頻函數，使DCS側一次調頻補償達到理論計算值。為了增加一次調頻積分電量，增加機主控一次調頻前饋，在DCS側一次調頻動作同時，通過機主控直接動作調門，防止DEH一次調頻動作量不夠。但機主控一次調頻前饋過大，又會造成負荷動作大，DCS側功率閉環回路又會反向拉回情況。

(3)增加DCS側汽機主控PID調節器閉鎖功能，實現一次調頻快速響應。目前電網對一次調頻提出了更高的要求，為了使控制系統適應這種要求，就必須達到在不影響機組安全運行工況下，無條件的快速響應一次調頻的要求。在協調控制系統機主控PID調節器輸出增加閉鎖功能。當電網調頻小于49.967Hz時，閉鎖機主控PID調節器輸出減少，同理，當電網調頻大于50.033Hz時，閉鎖汽機主控PID調節器輸出增大。采用脈沖信號閉鎖的方式，當一次調頻動作后，閉鎖汽機主控5秒鐘。這種方案既實現了一次調頻無條件快速響應，同時防止了一次調頻長時間一個方向動作給機組帶來的安全隱患。

(4)增加目標負荷指令變速率功能，抑制AGC指令對一次調頻響應時間和積分電量的影響。目前，電網方面AGC指令與一次調頻指令輸出，經常出現方向相反的指令。在同一時刻，當AGC指令與一次調頻指令方向不一致時，AGC指令負荷命令就會減弱一次調頻積分電量，并有可能出現一次調頻反調的現象。根據《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》免考核條款：機組一次調頻與AGC同時動作期間，不進行AGC考核。從電網側來說一次調頻要優先于AGC。我公司特制定以下方案，來解決一次調頻指令與AGC指令方向相反時，造成一次調頻積分電量不夠問題。

針對AGC指令與一次調頻指令在同一時刻方向相反時的控制，通過改變負荷變速率，來滿足一次調頻動作要求。具體修改方案：當AGC指令要求增加負荷時，而一次調頻指令要求降低負荷時，AGC負荷變化速率切換為0MW/min，同時為了防止一次調頻長期動作，機組可以正常加負荷，在20秒后AGC負荷指令速率切換為正常速率；當AGC指令要求降低負荷時，而一次調頻指令要求增加負荷時，AGC負荷變化速率切換為0MW/min，一次調頻動作結束時AGC負荷指令速率切換為正常速率。

在參數設置上，防止負荷速率頻繁切換至0，對于高、低限值的設置必須合理，同時又不會影響一次調頻的動作及積分電量。經過現場調試，AGC指令高、低限值分別設置為2MW、-2MW，一次調頻負荷指令高、低限值分別設置為0.5MW、-0.5MW。邏輯圖設置如下：

(5)進行汽輪機高調閥特性試驗，根據高調閥實際的流量特性曲線關系及重疊度設置，優化DEH系統高調閥單閥和順序閥流量曲線，提高機組運行穩定性，以及AGC和一次調頻調節能力，同時兼顧機組節能降耗的要求。通過優化高調閥單閥和順序閥流量曲線，可以大大提高一次調頻的響應能力及積分電量。

(6)調整CCS協調控制方案，優化CCS控制參數。減少由于壓力波動大，協調退出對一次調頻投退頻次的考核。這是一個長期性工作，影響因素較多，需要持續關注，并進行調整。

(7)機組負荷信號與調度負荷信號一體化改造。對負荷變送器進行改造，改為高精度雙通道輸出負荷變送器，一路送機組DCS，一路送調度。從而減少由于兩個負荷不一致，造成的考核。

5 結束語

通過對韓二公司一次調頻考核曲線的逐條分析及對《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》的深刻解讀，通過對協調邏輯(特別是一次調頻邏輯)、參數從以上6方面的深入優化，韓二公司的一次調頻有了巨大改觀。從2019年9月-2020年6月份韓二公司一次調頻考核降為37.08萬元，補償1021.45萬元。隨著電網公司對一次調頻工作的更加重視、細致，以及機組煤質的改變，還需要對機組協調控制系統參數及邏輯繼續進行長期觀察及優化，確保機組一次調頻的可靠穩定。