火電機組一次調頻精細化控制策略

吳 瓊，潘 寧

（華能國際電力股份有限公司南通電廠，江蘇南通 226003）

0 引言

近年來，國家電網容量逐步增大，電網結構日愈復雜，用戶用電結構趨于多樣。電網頻率成為評價供電安全和電能品質的核心指標，電網的穩定運行取決于發電量與用電量之間的能量平衡。在網發電機組的故障和用戶電量的波動都可能引起計劃負荷與實際負荷間產生偏差，會對電網系統的頻率變化造成負面影響。電網如果發生有功缺額的情況，電網頻率下降，反之電網頻率上升。電網主要通過在線發電機組的熱慣性和調頻性能抑制頻率偏差，進而減少電網頻率波動的過渡時間，最終穩定電網中動態變化的頻率。

近年來，江蘇電網增進了大量風電、光伏、生物質發電機組，這些新能源機組容易受自然環境的制約，同時大容量發電機組突發跳閘停機，要求火電機組承擔艱巨的一次調頻任務，因此準確迅速地響應電網調頻需求，成為火電機組承擔的重要任務。

1 江蘇電網一次調頻考核細則

目前江蘇電網的兩個細則要求10 萬千瓦以上發電機組具備有一次調頻的功能，負荷調整限幅設置不得低于±6%的額定容量。機組的一次調頻性能優先采信一次調頻實時監測評估系統，即電網頻率真實擾動時一次調頻在線動作情況，如當月無滿足條件數據，則由一次調頻在線監測系統人工隨機測定。一次調頻實時監測評估系統啟動條件為：頻差＞0.033 Hz 并持續20 s以上、最大頻差＞0.067 Hz、躍變時間不超過15 s。人工測定由調度發出增負荷測試或減負荷測試信號，信號保持45 s 脈沖，進行一次調頻±3%Pe 增或減負荷測試。燃煤機組一次調頻積分因數要求0～15 s、0～30 s、0～45 s 必須達到0.4、0.6、0.7。

式中 Hi——一次調頻實際積分電量，MW

He——一次調頻理論積分電量，MW

t0——一次調頻起始時間，s

ti——當前時間，s

P0——t0時間段內的實際功率，MW

Pi——目前的實際功率，MW

Pg——頻差經轉速不等率計算的理論功率，MW

外界對滾筒的約束主要為軸承對滾筒軸的約束，利用Workbench的圓柱約束(Cylindrical Support)，限制除轉動方向的其他自由度，驅動扭矩加載在輸入軸一端。

Kf——一次調頻積分因數

2 華能南通電廠機組一次調頻功能介紹

華能南通電廠二期為2×350 MW 機組，協調和DEH（數字電液控制系統）采用整套DCS（分布式控制系統）控制，DCS 采用了EMERSON 公司OVATION3.5 的系列產品。一次調頻控制策略采用傳統的協調控制與汽機轉速控制（CCS+DEH）相結合的控制方式，頻率偏差經過調頻函數計算后，一方面根據轉速不等率轉換為負荷需求指令，疊加到經過了限幅限速功能處理的負荷指令上，作為實際指令進入CCS（機爐協調控制系統）負荷控制邏輯中；另一方面計算成汽輪機調門流量前饋，直接引起汽輪機調門的開度變化。這種CCS+DEH 方式綜合了機組機爐響應的優點，可以充分利用蓄熱潛能，使汽機和鍋爐同時響應以滿足電網響應要求，是目前比較常見的方案，其控制邏輯框圖如圖1 所示。

函數f（x）設置要綜合轉速不等率、頻差死區、負荷變化范圍3 方面因素：

圖1 傳統CCS+DEH 一次調頻控制

2.1 轉速不等率

轉速不等率δ 是反映汽輪機調頻能力的重要指標，代表功率的相對變化對應的轉速的相對變化，指機組各調節系統設定值不變的情況下，從零至額定功率相應的轉速變化值與額定轉速N0（3000 r/min）相比，其公式如下：

機組的負荷實際變化中，ΔN 表示實際調節中轉速變化，Pe為機組額定負荷，Pg為頻差經轉速不等率計算的理論功率，轉速不等率可表示為:

可計算得出：

可見，轉速不等率與功率變化量呈反比，δ 越大，機組對電網調頻能力越小，運行就越穩定；δ 越小，調頻的能力就越強，但運行的穩定性會變差。綜述，轉速不等率較好地反映當前機組一次調頻能力的強弱，目前華能南通電廠機組轉速不等率設置為5%。

2.2 頻差死區

頻差死區的設置是為了防止汽機調門在電網頻率小幅度波動時無謂的頻繁動作，如果調頻過于靈敏，將不利于設備的安全運轉。南通電廠機組的一次調頻死區均設置為:±2 r/min，也就是說當轉速范圍在2998～3002 r/min，調頻指令將不會動作。

2.3 負荷變化范圍

為了兼顧機組的調頻能力及設備的安全運行，需要防止一次調頻動作時DEH 和CCS 的大幅度變化，調門大幅波動對運行工況造成干擾。根據江蘇電網細則要求，南通電廠最大一次調頻轉速值為11 r/min，負荷變化范圍為±6%Pe。一次調頻響應曲線如圖2 所示。

圖2 一次調頻響應曲線

3 機組一次調頻性能影響因素和精細優化策略

一次調頻在當前網源協調的范疇內是與電網聯系的重要控制因素，華能南通電廠采用CCS+DEH 經典的調頻策略，能夠滿足大部分工況下的一次調頻需求指標，但當出現頻率信號采樣誤差、汽機調門流量曲線不線性、一次調頻和自動發電控制指令之間沖突、小頻差擾動下機組調頻響應滯后，機組蓄熱不足或滑壓方式影響等問題時，容易造成機組一次調頻效果不理想，以下針對出現的真實工況，提出研究并實施了合理的解決措施。

3.1 頻率信號采集方式優化

電網側考核并網機組的一次調頻響應能力是根據機組PMU（同步相量測量單元）裝置中測量的信號經計算得到的，而華能南通電廠機組原頻率信號來自于頻率變送器的測量值，有些機組則采用汽機轉速卡測量的轉速信號作為了頻率信號，這些信號均可能與電網實際頻率存在偏差。實際證明，這種信號不同源誤差容易導致發電機組一次調頻各項指標偏離標準值較大，特別是會出現小頻差不響應的現象。為了解決這一問題，南通電廠對機組PMU 裝置進行同源改造，有針對性地安裝了一套頻率同源裝置。將PMU 裝置上的頻率和功率信號引入DEH，一方面頻率信號作為一次調頻動作指令的計算，另一方面功率信號作為實時負荷的反饋，解決了頻率采集的可靠性和負荷傳輸的一致性，真正實現機組調頻與電網需求的同步響應。

3.2 調頻指令之間的沖突以及小頻差擾動下響應滯后

華能南通電廠機組在實際運行中發現，一次調頻人工測試基本100%達標，動態實時測試經常不滿足標準，而實時調頻的迅速性和精準性才是真正反映涉網機組調頻性能的真實指標。經仔細研究發現，實時數據不合格主要由于一次調頻與AGC 指令的沖突和小頻差擾動下響應滯后引起的，采取了以下優化方案。

《江蘇電網統調發電機組運行考核辦法》中指出：在一次調頻測試期間，調度機構應當保持機組AGC 控制指令不變，發電企業無需退出AGC 運行狀態。機組運行實踐發現，在一次調頻人工測試期間，調度機構可維持AGC 指令不變，但一次調頻實時測試期間，AGC 指令常常出現與一次調頻負荷指令反向動作現象，從而引起一次調頻動作指標不合格。為了讓發電機組優先執行一次調頻指令，電廠進行了一次調頻邏輯優化，判斷一次調頻響應需求動作時，則閉鎖45 s AGC 指令方向動作。也就是一次調頻實時響應要增負荷時，閉鎖AGC 指令減小；如果一次調頻實時響應需減小負荷，則閉鎖AGC 指令增大。

一般情況下，電網頻率小幅擾動，那么一次調頻量的輸出值較小，尚需克服調速系統遲緩率和負荷響應滯后時間，往往會造成調頻不達標甚至反方向動作結果。因此電廠將邏輯優化為：判斷一次調頻響應需求動作，則通過超前環節，使一次調頻負荷輸出指令變化加快，當頻率趨于穩定時，通過滯后環節，繼續保持一段時間輸出指令緩慢下降，這樣快動緩回的控制策略可以很大程度上優化小頻差擾動下調頻性能，同時能解決一次調頻實時測試時實際調頻時間不滿足45 s 但考核維持45 s，這一現象所引發的更高調頻要求，邏輯設計如圖3 所示。

以上兩種方案均提到了“一次調頻響應需求動作”判斷條件，這一條件的觸發門檻不能太高，否則優化策略難以發揮作用；也不能過于降低，否則會引起日常機組負荷出現頻繁的波動，不利于AGC 調節精度和安全運行。為了兼顧各方面綜合因素，結合江蘇省網兩個細則實時測試標準，電廠將該判斷條件規定如下：①電網頻差＞0.05 Hz；②電網頻差＞0.033 Hz 滿足10 s；③不在一次調頻性能參數測試（僅監測模擬參數，無需實際調頻）。實踐證實，以上條件能有效兼顧一次調頻響應指標和機組的穩定運行需要。

3.3 基于模型預估調頻積分因數以實現精準調頻

圖3 快動緩回一次調頻邏輯

電廠的傳統CCS+DEH 調頻回路對于單元機組來說是開環調節，依據固有的調頻特性和機組蓄熱發揮作用，將理論貢獻負荷與實際貢獻負荷進行對比，可以提前預判是否滿足電網的調頻需求。當一次調頻判斷開始后，積分模塊分別計算實際貢獻負荷和理論貢獻負荷，兩者之比計算得到電網考核的一次調頻積分因數。若該因數與考核因數存在偏差，則適當動態修正DEH和CCS 側的調頻作用。

參考江蘇電網兩個細則要求“15 s 積分因數必須達到0.4，30 s 積分因數必須達到0.6，45 s 積分因數必須達到0.7”，電廠邏輯計算得到的積分因數10 s 未達到0.4，22 s 未達到0.6，37 s 未達到0.7，則判斷為一次調頻響應滯后，該信號能聯鎖動態調整DEH 和CCS 側調頻參數，主要體現在：增加頻差至DEH 流量指令的疊加因數，增強CCS 側一次調頻負荷指令，減弱CCS 側主汽壓力的拉回作用，在主汽溫安全范圍內閉鎖減溫水調閥的反向干擾。這種積分因數偏差糾正方法的應用，很大程度上解決了機組側一次調頻開環調節的弊端。目前電網在逐漸提倡一次調頻作用不宜過強，防止網內頻率反向過調，這種思路也可以應用在當機組調頻貢獻過強時，適當減弱調頻作用。邏輯設計如圖4、圖5 所示。

3.4 優化汽機調門流量曲線

華能南通電廠機組中修、大修期間，高壓調閥均會進行解列維修，重新裝配后會發現閥門流量特性曲線與理論不匹配；調門安裝完畢進行的冷態校驗零位經長期運行后產生膨脹，常常熱態零位顯示在2%～3%，造成流量曲線重疊度不足。調門流量特性試驗有順序閥和單閥兩種方式，本文不詳細描述。在機組正常運行中，若發現在某個負荷區域出現負荷響應不足、汽壓調節波動、調門頻繁開關等現象，建議關注該區域下的流量特性。將機組退出協調和一次調頻，汽機和鍋爐控制站置手動方式或爐跟蹤方式，在不理想的負荷區進行小幅度的機主控輸出變化，觀察主汽流量的變化是否線性，若出現明顯滯后或過強，則稍作改變該區域的拐點。

圖4 一次調頻積分因數計算

圖5 一次調頻動作滯后信號

機組正常運行中，常常發現調門熱態零位偏差或初始位置存在空行程。華能南通電廠二期機組基建時，汽輪機采用GE 進口MARK V 調速系統，該調速器冷態校驗汽輪機調門開度時，將全關位置標定為－5%，因此實際運行中的零位則大約在開度5%左右，這一做法很好地彌補了調門零位調節的滯后現象。電廠將DEH 改為DCS 一體化控制系統后，雖然新DCS 控制器無法實現原模式標定，但也可參照此思路，于DCS 邏輯中對調門特性曲線的零位偏置進行修改，彌補初始位置的流量變化滯后現象。

機組閥門流量特性試驗實施時，要注意保證主汽壓穩定，機、爐主控每次輸出幅度不宜超過2%，待機組各參數調節穩定后再進行下一步試驗。建議機組DEH 閥門流量函數多增加幾處拐點，以方便運行期間在線修正。

4 結束語

經過精心的設計及調試，華能南通電廠機組一次調頻功能滿足了電網調頻需要，并實現了在深度調峰30%負荷工況下的±3%Pe調頻測試，2019 年度機組一次調頻指標未發生考核。電廠技術人員從實踐出發，以問題為導向，逐步科學推進精細化控制策略，提升了機組在協調系統和汽輪機調速系統的自動化控制水平，也為實現電網安全穩定運行創造了條件。