2019, Vol. 37 
2. 北方联合电力有限责任公司乌拉特发电厂, 内蒙古 巴彦淖尔 014400;
3. 北方联合电力有限责任公司乌海热电厂, 内蒙古 乌海 016000
2. Wulate Thermal Power Plant, Bayannur 014400, China;
3. Wuhai Thermal Power Plant, Wuhai 016000, China
随着电网容量的不断增大和电网结构的日益复杂，电网频率的稳定性成为电网安全和供电品质的重要指标。并网机组或大用户的事故解列，会对电网频率造成巨大的冲击，严重危及电网的安全。电网调度系统的滞后性无法应对这种突发性的冲击，只能依靠上网机组的一次调频功能来稳定网频。
目前蒙西电网已经针对所有上网机组的一次调频功能，颁布了严格的考核细则，各发电企业在机组大修、机组分散控制系统升级改造、汽轮机通流改造及汽轮机电液调节系统改造时，都会重新进行一次调频试验。随着考核系统的启动，机组的一次调频性能也将纳入机组的日常考核范围。所以，针对一次调频的考核细则，优化完善各发电企业的一次调频功能，改进一次调频回路，使机组的一次调频功能满足电网的安全需求成为当务之急。
1 华北电网一次调频性能评价指标华北电网一次调频性能评价指标除包括动态转速不等率、响应时间、飞升时间外，还引入了15 s出力响应指数、30 s出力响应指数和电量贡献指数3个指标。
（1）15 s出力响应指数：从频率偏差超出死区开始15 s内，机组实际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比。
（2）30 s出力响应指数：从频率偏差超出死区开始30 s内，机组实际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比。
（3）电量贡献指数：调频持续时间内，机组一次调频实际贡献电量占理论贡献电量的百分比。
实际贡献电量Hi是以机组一次调频死区点前2 s平均出力P0向后积分发电变化量，直至系统频率恢复死区以内。计算见公式（1）：
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(1) |
式中 Pt—调频持续时间内t时刻的出力；
P0—一次调频死区点前2 s平均出力。
理论贡献电量指根据频率曲线计算的应达到的贡献电量。计算见公式（2）：
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(2) |
式中 ΔP（Δf，t）—调频持续时间内，机组理论出力对应的调整量。
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(3) |
式中 Δf（t）—频率变化量；
PN—额定功率；
fN—额定频率；
Kc—转速不等率。
上述15 s和30 s出力响应指数用于考核机组的调频快速响应能力，而电量贡献指数则考核机组调频能力的持续性。从上述公式中可以看出，今后一次调频的考核不但要考核调频的快速性指标，还要对机组调频的持续性进行考核，对于一些过度追求经济指标，采用深度滑压运行方式、蓄热较小的机组，其一次调频的后续调节能力会有所不足，造成其积分电量不达标。针对上述考核指标的新变化，需对目前蒙西电网火电机组的一次调频组态及运行中出现的问题进行梳理，针对性地进行改进，以满足电网的考核指标要求。
2 存在的问题及改进方法 2.1 功率方式下飞升时间超标《发电机组并网安全条件及评价》[1]中规定，汽轮机数字电液控制系统（Digital Electric Hydraulic Control System，DEH）组态应将频差信号经速度变动率函数转变后直接叠加在汽轮机（水轮机）调节阀指令处，而DEH系统的负荷控制回路根据速度变动率设计值进行闭环校正，即：负荷回路+前馈回路的设计方式。而部分电厂的DEH在功率闭环方式下，既没有将频差对应的流量指令叠加在调节阀指令处，也没有设计功率闭环的一次调频的前馈回路，当一次调频动作后，完全依靠功率闭环的比例和积分作用调节，可能导致机组的飞升时间（频差出现后，响应负荷达到理论响应值90%的时间）以及出力响应指数超标，同样会导致在频差出现后的1 min内，机组的补偿电量（积分电量）不达标。图 1为蒙西电网某火电厂功率方式下一次调频试验曲线，功率回路没有频差的前馈作用，从动作曲线可以看出，在一次调频动作后，其调节过程较为漫长，导致机组前15 s的响应负荷及电量贡献指数均不达标。对于没有调频前馈的DEH系统，可以采用图 2功率方式下一次调频前馈回路的实现方式对控制回路进行优化。
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图 1 蒙西电网某火电厂功率方式下一次调频试验曲线 |
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图 2 功率方式下一次调频前馈回路 |
图 2a与图 2b在功率回路中将频差对应的阀位指令作为前馈，加入到功率比例—积分—微分控制器（PID）回路的前馈输入端，或将调频前馈作用与PID输出进行叠加，实现调频的快速响应。
图 2c将功率设定值叠加调频值作为PID的输入，PID的输出不是阀位指令，而是一个阀位指令的修正系数，叠加了调频值的功率设定值与PID调节器的输出系数做乘积后，通过功率-阀位的转换系数，转换为阀位指令。功率设定值既充当功率PID的输入，同时也是阀位指令的组成部分。当频差出现后，阀位指令先于PID输出发生变化，缩短了调频响应时间和飞升时间，同样也是负荷回路+前馈回路的一种设计方式。
2.2 压力拉回回路导致动作值不达标协调控制系统的汽轮机主控回路中一般都设置有压力拉回回路（保压回路），在压力偏差大于阈值后，通过增减负荷来缓解压力上升或下降的趋势。但是在一次调频动作后，机前压力必然会出现波动，上述的压力拉回回路动作后，就会影响机组的调频指标，可对上述回路做如下优化：
（1）在一次调频动作期间，闭锁上述的保压回路，保证一次调频动作达标；
（2）通过试验确定一次调频动作后的压力变化范围，优化保压回路的死区，使得一次调频动作后压力变化在保压回路死区范围之内变化，降低其对一次调频效果的不良影响。
2.3 组态方案页执行周期过长导致响应时间超标《华北区域发电机组并网安全条件及评价》中对一次调频回路的设计有如下规定：“采用分散控制系统、具有机组协调控制和自动发电控制（Auto⁃ matic Generation Control, AGC）功能的机组，由DEH、分布式控制系统（Distributed Control System, DCS）共同完成一次调频功能；即：DEH侧采取将频差信号经速度变动率函数转换后直接叠加在汽轮机（水轮机）调节阀指令处的设计方法，而在DCS中设计负荷校正回路。即：负荷回路+前馈回路的设计方式。个别电厂的DEH一次调频回路中未将频差对应的阀位指令叠加至汽轮机调节阀的指令末端，同时协调控制系统中的频差信号采用的是网络变量传输，由于协调控制系统中的汽机主控方案页的执行周期设置过长，使得机组在协调方式下完全依靠协调控制系统（Coordinated Control System, CCS）中的汽机主控回路来响应一次调频。同时受频差信号传输及组态方案页的执行周期过长的影响，导致了CCS方式下的一次调频响应时间超过了《华北区域发电机组并网安全条件及评价》中响应时间小于3 s的要求，同时这样的控制方式，一次调频的稳定时间也会较长。图 3是某电厂协调方式下的一次调频试验曲线，由于上述的组态及执行周期过长的原因，该机组的一次调频响应时间达到了3.98 s，超过了标准要求。针对上述现象可以对组态及参数进行如下优化。
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图 3 某电厂协调方式下的一次调频曲线 |
（1）将DEH的阀位方式下频差对应的一次调频输出叠加至汽轮机阀位指令的总出口处，如图 4协调方式下DEH的一次调频回路优化所示，当机组处于协调控制方式时，DCS和DEH中同时投入一次调频校正回路，CCS投入闭环校正，DEH充当前馈作用，既保证了动作的迅速性也保证了动作精度。
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图 4 协调方式下DEH的一次调频回路优化 |
（2）对机组协调控制系统的逻辑执行周期进行优化，在控制器的负荷率不超标的情况下，尽可能缩短系统的执行周期。从图 5某电厂修改逻辑方案页的执行周期后的协调方式一次调频试验曲线可以看出，响应时间由原来的3.98 s缩短至2 s，达到了考核细则的要求。
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图 5 某电厂修改逻辑方案页的执行周期后的协调方式一次调频试验曲线 |
阀门进行检修后，阀门的流量特性会发生变化，与控制系统中的流量曲线不符，阀门重叠度同时出现变化，导致负荷调节出现死区、负荷变化非线性等问题，机组的一次调频能力和机组的变负荷能力下降。出现负荷调节死区时，可以通过微调阀门的重叠度进行修正，但是如果出现流量特性曲线严重偏离的情况，就需要重新进行阀门流量特性试验，采集所有阀门的真实流量特性曲线，对系统中的流量曲线进行优化。
2.5 深度滑压、蓄热不足导致指标不达标在节能降耗、提高机组效率的理念推动下，很多电厂都对滑压曲线进行了优化，为了降低煤耗，维持较低的主汽压力和较大的调门开度，这就会导致机组的蓄热不足，从而降低机组的一次调频响应能力。在机组运行中，应在不降低机组一次调频响应能力的大前提下，对滑压曲线适当优化，不应以牺牲调频能力为代价，盲目追求机组的高效率。
2.6 组态参数限值设置不合理 2.6.1 调频限幅设置不合理个别机组的一次调频自动投入逻辑为负荷高于某一阈值，一次调频切除逻辑中增加了负荷低于/高于某一阈值，自动解除一次调频功能，这样会导致机组负荷处在临界负荷点附近时，当一次调频动作时，负荷小幅波动，出现一次调频被切除的现象，应该删除上述的负荷超限后自动退出一次调频逻辑，只保留必要的解列和机组转速信号故障切除一次调频的逻辑。
2.6.2 协调控制系统中一次调频输出设置速率限制在一次调频试验过程中，某些电厂协调控制系统中，在一次调频输出在速率的限制作用下，导致DEH在一次调频动作后率先动作，但是由于CCS中的速率限制功能，导致CCS中的负荷指令没有及时变化，随后CCS中的汽机主控PID出现了反调的现象。在CCS及DEH中的一次调频回路中不应叠加任何的速率限制及滞后功能模块。
2.7 采用定长脉冲的协调控制系统调频指标不达标在个别投产较早的电厂中，协调控制系统中的汽机主控指令是通过CCS增/减脉冲来实现负荷调节的，导致机组负荷响应的快速下降，调节时间的增加。图 6为采用伺服驱动模块传输汽机主控指令的某电厂的一次调频组态图，可以看出阀位指令和调节阀开度均按照固定的增幅台阶式小幅上涨，调节过程漫长，并且超调后回调偏慢。
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图 6 采用伺服驱动模块传输汽机主控指令的某电厂的一次调频组态图 |
图 7为采用数字驱动伺服模块方式的协调控制系统一次调频试验曲线，可以看出这种协调控制方式导致了一次调频的飞升时间不达标，同时一次调频稳定时间也很长，从而造成一次调频考核时积分电量不达标。建议将由数字驱动伺服模块传输汽机指令的方式，修改为直接用模拟量（4~20 mA）传输汽机指令。
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图 7 采用数字驱动伺服模块方式的协调控制系统一次调频试验曲线 |
电网对并网机组一次调频响应能力进行了各种指标的规定，但这些指标的计算和判定是基于电厂PMU装置上传的频率信号和功率信号进行的，而机组实际用于一次调频的信号来自DEH接入的转速和功率。实践经验表明，这种不同源误差常会导致发电机组一次调频各项指标不同程度降低，一次调频合格率基本可以通过同源改造实现达标。
为了实现信号的同源，可在电厂PMU端安装同源装置，将PMU装置上传的频率和功率信号引入DEH，用于一次调频修正指令的生成和控制回路的负荷反馈，实现电网考核的同源校正，解决PMU信号的可靠性以及信号偏差大等异常条件下控制的安全稳定性。
2.9 一次调频和自动发电控制指令之间的闭锁设计有AGC功能的机组，为了防止在一次调频动作期间AGC指令出现反调现象，同时为了在网频出现偏差后，一次调频和电网二次调频共同稳定电网频率，在机组负荷指令生成回路中，可以增加一次调频动作后的AGC指令反向闭锁逻辑，一次调频动作后，当AGC指令与当前的调频需求相反时，闭锁AGC指令；当AGC指令与调频需求同向时，则不闭锁AGC指令。这样既可以保证一次调频作用不被削弱，同时也能在电网频率出现较大偏差，一次调频无法满足负荷需求时，二次调频参与调节网频。
2.10 DEH中阀位方式下的一次调频动作值的补偿系数为了补偿阀位方式下由于阀门流量曲线与实际阀门特性不符造成的动作值偏差，在DEH中的频差回路中都叠加有阀位方式的修正系数[2]，但是当机前压力与额定压力偏差较大时，也会造成调频响应负荷出现偏差，可以在阀位方式下增加压力修正回路，以机前压力与额定压力的偏差作为函数输入，输出为1个大于1的修正系数，适当补偿由于压力偏差造成的调频动作不足。阀位方式下的压力修正对阀位修正系数的作用见图 8。
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图 8 阀位方式下的压力修正对阀位修正系数的作用 |
为了适应冬季供热的需求，提高机组的供热能力，蒙西电网的许多电厂已经进行了汽轮机组的高背压供热改造。改造后机组的额定电负荷以及机组的负荷响应能力和一次调频能力军发生很大变化，因此需要对机组的一次调频参数进行重新设置，重新进行一次调频的动态试验。
2.12 提高小频差扰动下机组的一次调频正确动作率电网一次调频考核细则中规定调频期间，机组一次调频贡献电量大于0为正确动作，否则为不正确动作。
在电网小频差扰动时，一次调频量输出值较小，难以驱动汽机调节阀动作或汽机调节阀动作过小，甚至有时由于机组调节阀自身的摆动导致负荷出现周期性的小幅振荡，此时小频差的扰动，由于上述原因一次调频可能会表现出反方向动作结果，而被判定为不合格动作。所以为了突出一次调频的作用效果，有效克服汽机油动机的动作死区，避免出现由于调速系统自身原因导致的一次调频不正确动作，可以采取让一次调频指令（叠加在汽轮机调速汽门指令处的一次调频指令）经过超前-滞后算法[3]（当超前时间大于滞后时间，则输出的变化会快于输入的变化，如图 9超前-滞后算法对输入指令的校正所示）的作用，作用于阀位方式下的一次调频回路，使模块的输出变化快于输入变化，提高机组在小频差扰动下的一次调频正确动作率。
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图 9 超前-滞后算法对输入指令的校正 |
在现场的实践中发现，机组运行期间网频超出死区±2 r/min属于大概率事件，大多数电厂在运行过程中经常出现频率偏差超出死区的现象，上述控制方案，虽然能够提高小频差扰动下的机组一次调频正确动作率，但是在日常运行中会造成机组负荷出现明显的波动，不利于机组的稳定运行，为了兼顾机组的稳定运行与调频的正确动作，可对上述方案进行优化。如图 10结合电网有效调频扰动判据的优化逻辑所示，结合电网对一次调频有效扰动的判定条件，在电网判定为调频有效扰动时，才将一次调频的指令输出经过超前-滞后算法的作用。例如国家电网华北电力调控分中心印发的《华北电网并网机组一次调频性能评价指标及计算方法（试行）》中对有效一次调频扰动的规定如下：
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图 10 结合电网有效调频扰动判据的优化逻辑 |
（1）频率偏差超出死区（火电机组0.033 Hz）；
（2）机组调频持续时间超出规定值（12 s）；
（3）最大频率偏差超出规定值（火电机组0.04 Hz）；
同时满足上述3条，判定为一次调频有效扰动。
上述的控制优化既能够强化小频差扰动时的一次调频效果，同时也能降低机组日常运行的扰动。
2.13 大型直流锅炉蓄热不足，导致的一次调频响应能力下降机组对一次调频的响应取决于机组的蓄热量的大小，由于传统的汽包锅炉其蓄热量明显大于直流锅炉，所以直流锅炉的一次调频能力要弱于传统的汽包锅炉。因此提高直流锅炉的一次调频能力，只能从深度挖掘机组的蓄热能力着手。
为解决大型直流锅炉蓄热不足的问题，国内外专家提出了利用汽轮机侧储能参与调频的新方法。通过调整回热抽汽量改变汽轮机蒸汽流量，迅速改变机组功率，作为锅炉储能不足的补充手段[4]。
改变机组回热抽汽量的2种调节方法分别为凝结水的节流调节和高加抽汽量调节。高加抽汽量调节相对于凝结水节流调节具有更大的负荷调节能力，但是对于大多数电厂，高加抽汽量没有直接的调节手段，为了不改变总的给水流量，只能通过加装高加调节旁路，改变流经高加的给水流量，间接改变高加抽汽流量，实现对负荷需求的快速响应。该方法在释放汽机侧储能的同时也会改变给水温度，因此锅炉侧的控制策略应该通过煤量和给水流量的动态超调，使机组尽快恢复稳定运行；凝结水节流调节，通过直接改变凝结水泵的出力，改变凝结水流量，从而改变低压加热器的抽汽流量，实现负荷的快速响应。上述2种方法可根据机组实际需求灵活选择。
3 结束语在当前新能源上网电量逐步提高的背景下，由于新能源的调频能力存在明显的缺陷，所以作为稳定电网频率的主要手段，火电机组的一次调频功能就显得尤为重要。以往在机组运行中存在随意修改一次调频参数、随意投/退一次调频功能、组态逻辑设计不合理等不规范现象，随着电网的一次调频考核系统的启动以及考核细则的出台，上述问题都会被纳入到日常的考核范围之列。本文基于最新的电网考核细则，针对当前蒙西电网火电机组一次调频功能的运行现状，进行了分析和总结。针对当前火电机组一次调频功能普遍存在的问题，提出了针对性的优化及整改方案。
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