關鍵詞:一次調頻；回調；頻差

    張東寶
工程師，1995年畢業于東北電力學院自動控制系。

    隨著大容量機組在電網中的比例不斷增加，電網用電結構變化引起的負荷峰谷差逐步加大，而用戶對電能質量的要求卻在不斷提高，電網頻率穩定性的問題越來越被重視。大容量火電機組需要根據中調的AGC指令和電網的頻率偏差參與電網的調峰、調頻。為提高電網運行的穩定性，降低電網頻率的波動，增強電網抗事故能力。目前發達國家電網頻率變動允許范圍是0.1Hz，我國電網頻率變動允許范圍是0.2Hz，因此許多重要產品的質量比不上經濟發達國家。電能質量越高，電網也越安全。特別是電力走向市場的大環境下，各電網均開展了以省為實體的電網地區負荷偏差控制，即 ACE控制。 各省電力公司為快速滿足ACE 偏差最小化的要求，大力發展自動發電控制（AGC）機組。 “AGC”機組是指參與電力調度通信中心的頻率和有功功率自動控制的機組。

1 基本概念

    1.1 一次調頻

    對于電網中快速的負荷變動所引起的周波變動，汽輪機調節系統、機組協調控制系統根據電網頻率的變化情況利用鍋爐的蓄能，自動改變調門的開度，即改變發電機的功率，使之適應電網負荷的隨機變動，來滿足電網負荷變化的過程這就是一次調頻。

    現代廣義的電網一次調頻功能，需考慮汽輪機、鍋爐、發電機及電網間的相互配合與制約關系，應以整臺機組作為控制對象。從功能上既要有傳統電網一次調頻的快速性，又要有現代控制的整體協調性。汽輪機快速響應外界負荷、頻率的變化，鍋爐跟隨汽輪機的快速響應，滿足汽輪機的要求。穩定運行的電力系統，其電源和負荷功率必須是動態平衡的。當電源功率或負荷發生變化造成變化時（以功率不足為例），系統的頻率就會隨之降低，系統中的負荷設備會因為頻率下降而影響其有功的吸收。與此同時，系統中運行的同步發電機組，也會按照其調速系統的靜態特性增加調門開度，彌補系統中功率的不足。

    1.2 速度變動率

    速度變動率是指汽輪機由滿負荷到空負荷的轉速變化與額定轉速之比,其計算公式為:δ=(n1 - n2)/n×100%，式中n1：汽輪機空負荷時的轉速, n2: 汽輪機滿負荷時的轉速, n：汽輪機額定轉速。對速度變動率的解釋如下:汽輪機在正常運行時,當電網發生故障或汽輪發電機出口開關跳閘使汽輪機負荷甩到零,這時汽輪機的轉速先升到一個最高值然后下降到一個穩定值,這種現象稱為“動態飛升”。理論上，轉速上升的最高值由速度變動率決定,一般應為4～5 %。若汽輪機的額定轉速為3000轉/分,則動態飛升在120～150轉/分之間。三河發電有限責任公司速度變動率取5 %。

    1.3 響應滯后時間和穩定時間

    如圖1所示，響應滯后時間：當電網頻率變化達到一次調頻動作值到機組負荷開始變化所需的時間，圖中Δt為響應滯后時間。為保證機組一次調頻的快速性，根據《華北電網發電機組一次調頻運行管理規定》要求Δt應小于3秒。

    穩定時間：機組參與一次調頻過程中，在電網頻率穩定后，機組負荷達到穩定所需的時間，圖中t1為穩定時間。為保證機組一次調頻的穩定性，根據《華北電網發電機組一次調頻運行管理規定》要求t1應小于1分鐘。

    1.4 負荷變化幅度

    機組參與一次調頻的負荷變化幅度，是考慮當頻率變化過大時，機組負荷不再隨頻率變化，以保證機組穩定運行。但是，變化幅度限制的越小，一次調頻能力越弱，根據《華北電網發電機組一次調頻運行管理規定》要求限制幅度大于機組額定負荷的±8%。

    AGC機組在CCS內設置的一次調頻調節量計算式為：

   

    式中n0=3000r/min；No為額定功率；δ＝5％.所以，350MW級AGC機組在（50±0.1）Hz頻率范圍內參與一次調頻時，機組一次調頻負荷調整的最大允許范圍為±14MW/0.1Hz

    機組參與一次調頻頻率調節死區為（3000±2）r/min，即調節的頻差死區為±0.033Hz。電網固定機組一次調頻范圍為（50±0.1）Hz，即（49.9～50.1）Hz, 當頻率低于49.967 Hz時，ΔN＝140×〔50－(Hz+0.033)〕（MW）, 當頻率高于50.033 Hz時，ΔN＝140×〔50－(Hz-0.033)〕（MW）。在此范圍內CCS系統參與電網一次調頻能力最大為±9.38MW，超過該區間運行人員手動快速調節負荷滿足電網頻率需要。

2 目前三河發電有限責任公司的情況

    2.1 整體情況

    三河發電有限責任公司機組在DCS系統和DEH系統中都存在一次調頻功能，機組運行投入，不能人為退出。機組工作在AGC方式時，由DEH、DCS共同完成一次調頻功能，當機組不在AGC方式時由DEH完成一次調頻的任務。一次調頻功能由DEH實現。即將頻差信號疊加在汽輪機調速汽門指令的設計方法,以保證一次調頻的響應速度。同時在DCS中投入頻率校正回路,即當機組工作在機組協調或AGC方式時,由DEH、DCS共同完成一次調頻功能。既保證一次調頻的響應速度,又保證機組參與一次調頻的持續性,此系統的一次調頻功能不能隨意切除,保證了一次調頻功能始終在投入狀態。
　　
    一次調頻控制原理如圖2所示。

圖3   頻差函數曲線

    說明：在汽機實際轉速偏差低于±2rpm時，通過10s的一階延遲緩慢作用。

    在汽機實際轉速偏差大于±2rpm時，偏差經2/3比例后直接加到汽機調門指令上。

    頻率偏差與負荷修正的關系確認

    一次調頻的組態實現邏輯為：

    如果Hz＞50+0.033，則Bias=(50+0.033-Hz)×Gain；

    如果Hz＜50-0.033，則Bias=(50-0.033-Hz)×Gain；

    如果Bias＞r_hi，則Bias＝r_hi；

    如果Bias＜r_lo，則Bias＝r_ lo；

    其中Gain＝135；0.033為機組參與一次調頻的死區。

    由以上運算公式和邏輯關系可以看出，當頻差（Bias）＜0時，可以判斷電網頻率高，要求機組降負荷→關調門→機前壓力升高，為了保證不出現負荷回調的現象，要求機前壓力設定值也要提高。

    相關數值的確定：

    （1）0.033：根據華北電網調〔2006〕28號文《華北電網發電機組一次調頻運行管理規定》要求：火電機組一次調頻死區不大于±2 r/min，即±2/3000×50＝±0.033Hz。

    （2）Gain＝135：頻率與功率的比例系數，根據華北電網調〔2006〕28號文《華北電網發電機組一次調頻運行管理規定》要求：機組調速系統的速度變動率，火電機組速度變動率一般為4%～5%，對于本公司350MW機組，速度變動率取5%的情況下，350/(5%×3000)＝2.3MW/rpm，即0.017Hz對應2.3MW，得出頻差1Hz對應135MW，因此頻率與功率的比例系數為135。

    2.4 存在的問題

    2006年8月6日電網頻率波動檢查三河發電有限責任公司的一次調頻功能的曲線如圖5所示。
   

    圖中曲線為：

    1BAA01CE301：#1機機組實際負荷
    1BAA01CE320：電網頻率
    1CBA00C0001_：#1機中調AGC指令
    1SGEN_BIAS：#1機頻率偏差修正值
    1PTSP：機前壓力設定值
    1PT：機前壓力
    1CBA10co501: #1機轉速

    分析：2006年8月6日3時06分28秒，系統頻率在2秒內由50.04Hz下降至49.94Hz，頻率偏差產生的修正信號,機組負荷0秒響應，3秒后負荷開始穩定上升，15秒后保持穩定。

    三河發電有限責任公司兩臺機組從投產以后基本一直投入機跟爐的協調控制方式，DEB協調控制方式由于制粉系統的限制投入效果不佳，因此很少采用。一次調頻動作時，DEH立即動作，使閥門有開向或關向的階躍變化，此變化引起機前壓力減小或增大，而壓力控制回路對綜合閥位有反向的調節，所以導致一次調頻響應緩慢。

3 改進方案

    3.1 初步試驗

    通過與華北電科院專家進行探討制定下一步的整改方案，可以采取隨網頻變化適時修改壓力定值的方法，來消除由內回路引起的反調。

    具體方法：在CCS系統內將頻差信號作為前饋信號引入壓力控制器，因此壓力定值則由兩部分組成，一部分是原計算回路的壓力定值，另一部分則是頻差經過變換的壓力定值的修正部分。通過對壓力定值的前饋修正，使得在調頻作用時，機前壓力定值能隨網頻變化相適用。克服因機前壓力隨網頻變化，而機前壓力定值不變，導致產生的調節偏差而將機前壓力快速調回的反調現象。優化控制方案原理如圖6所示。

圖6   優化控制方案原理圖

    用頻差函數修正時，注意網頻變化同機前壓力定值增量的方向的一致性問題，同時對修正壓力增量進行適當限幅。一般取函數的限幅為[-0.3MPa,+0.3MPa]，如圖7所示。
　　

圖7   限幅函數

    頻率偏差與機前壓力設定值修正的關系確認

    組態實現邏輯為：

    如果Hz＞50+0.033，則Bias=(50+0.033-Hz)×Gain；

    如果Hz＜50-0.033，則Bias=(50-0.033-Hz)×Gain；

    如果Bias＞r_hi，則Bias＝r_hi；

    如果Bias＜r_lo，則Bias＝r_ lo；

    其中Gain＝-5；0.033為機組參與一次調頻的死區

    由以上運算公式和邏輯關系可以看出，當頻差（Bias）＜0時，可以判斷電網頻率高，要求機組降負荷→關調門→機前壓力升高，為了保證不出現負荷回調的現象，要求機前壓力設定值也要提高。

    數值的確定：

    Gain＝-5，頻率與轉速的關系0.1Hz→6rpm，去掉死區2rpm，0.1Hz→4rpm，4rpm→4.6MW

    根據機組運行數據，當負荷變化4.6MW時，機前壓力的變化為0.5Mpa，因此頻率與壓力設定值的比例系數為-5。

    3.2 試驗出現的問題

    原壓力定值計算回路是有速率限制的，主要是根據鍋爐升壓能力來確定，作用是使壓力指令的變化同鍋爐實際升壓能力相適應。而調頻修正回路的壓力定值部分必須沒有速率限制，這樣才能保證機組調頻發生時，調頻負荷能根據網頻快速動作并且持續，不發生調門因壓力定值緩慢動作而導致的反調現象。由于在機組正常運行時，能夠進行邏輯修改的部分只能將壓力修正信號加在壓力設定值速率限制前，由于主汽壓力設定值速率限制為0.7MPa/min，速度較慢，所以在采取隨網頻變化適時修改壓力定值的方法，來消除回調時由于壓力設定值速率的限制，還存在回調的現象。

    3.3 進一步改進方案

    原壓力定值計算回路是有速率限制，主要是根據鍋爐升壓能力來確定，作用是使壓力指令的變化同鍋爐實際升壓能力相適應。而調頻修正回路的壓力定值部分必須沒有速率限制，這樣才能保證機組調頻發生時，調頻負荷能根據網頻快速動作并且持續，不發生調門因壓力定值緩慢動作而導致的反調現象。

    改進后的原理如圖8所示（虛線部分）。

    圖中曲線為：

    2BAA01CE301：#2機機組實際負荷

    2BAA01CE320：電網頻率

    2CBA10C0003_：#2機主汽調節門實際開度

    2SGEN_BIAS：#2機頻率偏差修正值

    2PTSP：機前壓力設定值

    2PT：機前壓力

    2ZGOV_SEL: #2機主汽調節門開度指令

    從上圖中可以看出，當電網頻率下降時，負荷指令增加，主汽調門開度增加，主汽壓力下降的同時主汽壓力定值下降，調門開度沒有出現迅速減小的現象，能夠保證機組負荷迅速提高，滿足電網供電的需求。因此改進后的一次調頻功能取得了良好的效果。

其它作者：

    王雁軍，工程師，1995年畢業于東北電力學院自動控制系，長期從事熱工專業的技術監督與培訓工作。