一次调频反调及CCS负荷反调波动大的原因分析

陈仕刚

(韶关发电厂，广东 韶关 512027)

1 一次调频反调原因分析

1.1 机组一次调频动作过程

2011-07-21T20:12:03，靖海电厂4号发电机跳闸，甩负荷990MW，此时广东电网统调负荷为63480MW，电网频率在 8s内从 49.982Hz 降至49.911Hz。在这次电网频率波动事件过程中，韶关发电厂10号机组一次调频动作过程被考核为“反调”，机组一次调频动作过程如图1所示。

1.2 原因分析

图1 韶关发电厂10号机组一次调频动作过程

由图1可以看出，机组负荷随频率的波动而反方向调节。当频率降低时，机组负荷升高；当频率升高时，机组负荷降低。机组一次调频控制方向正确，并没有出现“反调”的控制。从机组的实际负荷来看，频率扰动时，机组的“出力初值”为193.8MW，“出力末值”为 192.7MW，“出力末值”比“出力初值”低，但在“出力初值”时刻的电网频率并没有高过扰动前的频率，所以电网对机组的一次调频考核为“反调”。即频率并未恢复至一次调频动作区外，仍然在机组一次调频动作的范围内，机组的出力值就已经降到了比初始值还低，这是不合理的。正常情况下，一次调频动作结束后，出力值开始增加直至最大值，后期会存在机组出力值回落的现象，但是回落值在频率还没恢复前必须大于“出力初值”，否则就会造成反调节。

机组一次调频控制是利用锅炉的蓄热来完成的，而蓄热的变化又会影响机组的一次调频质量。在此次频率扰动事件中，电网频率由49.982Hz(对应转速为 2998.92r/min)降低到 49.911Hz(对应转速为2994.66r/min)时，机组负荷利用锅炉蓄热迅速由193.8MW增加到197.4MW(调差系数为9.26%，1.08MW/(r/min))。在网内机组一次调频的共同作用下，电网频率由49.911Hz(对应转速为 2994.66r/min)回升到 49.963Hz(对应转速为2997.78r/min)。此时电网频率仍未恢复，仍在一次调频动作的范围内，但锅炉的蓄热已被之前的加负荷消耗掉了一部分，机组负荷降低的幅度比升高时要大，实际负荷从197.4MW降到192.2MW(调差系数 5.99%，1.67MW/(r/min))。在结束点，电网频率为 49.953Hz，机组负荷为 192.7MW(比频率扰动前的193.8MW降低1.1MW)。如果机组负荷降低的幅度比升高时的幅度大，则会对电网的频率恢复造成不利的影响，一次调频不如不动作。

单从“出力初值”和“出力末值”2点的机组实际负荷值来看，机组一次调频好像为“反调”;但从机组一次调频控制的过程来看，一次调频控制方向正确，并没有出现“反调”的控制，仅仅是减负荷时一次调频的调差系数(5.99%)比加负荷时(9.26%)小。造成调差系数有差异的主要原因是加负荷持续的时间比减负荷持续的时间短，同时锅炉的蓄热也发生了变化。

查看机组的历史记录曲线，汽轮机调门指令、主汽压力、负荷等信号的变化如图2所示。

由图2可以看出，主汽压力(锅炉的蓄热)在一次调频动作时不断下降，是造成机组一次调频“反调”的主要原因；在CCS的调节作用下，机组负荷20s后恢复。从图2的汽机调门指令变化来看，当频率降低时，汽机调门由57.24%上升到60.01%；当频率回升后，汽机调门最低降到57.8%，高于频率扰动前的57.24%，机组一次调频控制并没有“反调”。

图2 韶关发电厂10号机组一次调频动作过程

分析图2可知，要避免机组出现一次调频的“反调”现象，可以通过加速CCS的负荷闭环调节，多利用锅炉的蓄热，从而避免负荷降低过多。同时，还要加快锅炉燃料的调节，及时补充锅炉的蓄热。从机组来看，机组一次调频控制方面没有问题，但是控制和最终机组的一次调频效果却是2个不同的概念。不仅要一次调频控制正确，更重要的是机组能够真正在一次调频的控制下实现有利于系统频率恢复的出力调整。

1.3 对策及整改措施

机组一次调频动作时，锅炉蓄热的变化会影响机组负荷的调节，而一次调频主要以开环调节为主(DEH)，而且为比例有差调节(不等率的倒数即为比例调节增益)，锅炉蓄热的变化对机组一次调频的影响较大。

为减少锅炉蓄热对一次调频的影响，可采取以下对策和措施：

(1)采用主汽压力信号对DEH的一次调频指令进行补偿控制；

(2)增强CCS的负荷调节作用，在一次调频动作时，利用CCS的负荷闭环无差调节作用，减少锅炉蓄热变化对一次调频的影响；

(3)在出现类似的频率波动时，加强锅炉的燃料调节作用，及时补充锅炉蓄热。

2 一次调频引起CCS负荷反调波动大的原因分析

2.1 机组负荷反调波动情况

近期以来，韶关发电厂10号机组在一次调频的长时间作用下，在AGC指令、机组主汽压力、燃料量等参数均稳定的情况下，机组负荷会自动慢慢下降15MW左右，然后又快速回升。这种负荷波动与电网频率偏离一次调频死区持续的时间长短有关，一次调频作用持续的时间越长，发生的频率就越高。当机组退出一次调频时，这种负荷波动的现象就会消失。

这种负荷波动对机组的扰动很大，有时会造成主汽压力超压，或者因负荷偏差太大造成AGC退出，使得机组不得不退出一次调频，以进行处理。一次机组负荷波动的情况记录如图3所示；一次机组负荷偏差太大，退出一次调频时机组负荷迅速增加的记录如图4所示。

图3 负荷自动下降时机组主要参数曲线记录

图4 一次调频退出时机组负荷迅速增加的情况记录

2.2 原因分析

首先，这种负荷波动只有在一次调频的长时间作用下才会出现；当电网频率一直在调频死区内波动或机组退出一次调频时，就不会出现这种波动。由此可见，机组负荷的波动与一次调频有关。

其次，在机组负荷慢慢下降的过程中，AGC指令、负荷设定值、主汽压力、锅炉燃料量等均稳定，没有发生过波动。由此可见，机组负荷的波动与AGC及机组参数无关。

最后，在机组负荷波动过程中，汽机的调门开度也在波动，而且与负荷波动的方向一致。由此可见，机组负荷的波动还与CCS的汽机主控有关。

综合上述分析，应该是一次调频作用在CCS的汽机主控回路发生问题。检查CCS的汽机主控回路发现，当一次调频指令大于2MW时，闭锁汽机主控PID增大方向运算；当一次调频指令小于-2MW时，闭锁汽机主控减少方向运算。这就造成了机组负荷的波动。CCS的汽机主控PID闭锁逻辑原理如图5所示，PID的BI输入为BLOCKINCREASE，即闭锁增；BD输入为BLOCKDECREASE，即闭锁降。

型号为ABBSYMHPONEY的DCS，其PID模块在闭锁输入为“真”时，具有反调的作用。例如，闭锁增时，PID的输出会慢慢减少;闭锁减时，PID的输出会慢慢增加。当闭锁增时，PID只进行减少的运算，PID的偏差输入是一个动态的输入量，在P的调节作用下，总会有减少的运算；而偏差为正时，I积分运算只进行减加的运算，对输出没有影响，所以PID的输出就会慢慢减少。PID闭锁减时原理相同。

图5 汽机主控PID一次调频控制闭锁逻辑原理

如图5所示，当一次调频指令大于2MW时，汽机主控PID闭锁增，其输出就会慢慢减少，机组负荷就会慢慢降低；当一次调频指令小于-2MW时，汽机主控PID的闭锁增消失，此时负荷已降低了很多，PID的偏差输入很大，在积分I的作用下，当其输出迅速增加时，机组负荷就会迅速升高。机组一次负荷波动过程如图6所示，一次调频闭锁增时，负荷慢慢降低;闭锁增消失时，负荷迅速增加。

图6 汽机主控闭锁增与负荷波动的关系记录

一次调频对汽机主控的闭锁，是造成机组负荷波动的主要原因。一次调频动作后对机组负荷的闭锁，是为了防止AGC调节影响一次调频，即当AGC指令与一次调频作用方向相矛盾时，一次调频优先。但这种闭锁会引起机组负荷反方向的调节，可能会造成一些不良后果。电网公司曾出台一个关于一次调频的补充规定，建议闭锁时间不要超过60s。而韶关发电厂10号机组没有闭锁时间限制，当一次调频指令存在时，闭锁一直存在，造成了负荷的大幅度波动。同时，这种闭锁后的反调作用，相当于一次调频控制具有积分作用，机组负荷不断地增加或减少，可以增加机组一次调频贡献的电量，也可以避过电网公司对一次调频的考核，但这是不科学的一次调频控制方法。

2012年8，9月份，南方电网用电负荷紧张，用电缺口很大，电网频率较长时间低于49.967Hz运行，韶关发电厂10号机组一次调频长时间动作，因闭锁造成的负荷波动现象比较明显。

另外，一次调频闭锁汽机主控的方向不对，是造成机组负荷波动的另一个主要原因。一次调频增加负荷闭锁时，应该闭锁降，而不是闭锁增。

2.3 对策及整改措施

(1)修改机组一次调频闭锁方向逻辑，当调频指令大于2MW时，闭锁汽机主控降；当调频指令小于-2MW时，闭锁汽机主控增。

(2)修改机组一次调频闭锁时间逻辑，当闭锁时间超过60s后，自动取消闭锁。

3 结束语

一次调频对汽机主控的闭锁，在PID闭锁的反调作用下，造成机组负荷不断波动，对机组的安全稳定运行不利。这种闭锁后的PID反调作用，相当于一次调频控制具有积分作用，机组负荷不断增加或减少，可增加机组一次调频贡献的电量，避过对一次调频的考核，但这是不科学的控制方法。电网的一次调频考核方法还应不断完善，除了公平外，还应该更加科学。