一次调频导致调速汽门全关原因分析

王洪凯，郭 勇，付 腾

（1.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006；2.华能国际电力股份有限公司营口电厂，辽宁 营口 115007；3.中电投东北新能源发展有限公司，辽宁 沈阳 110181）

一次调频导致调速汽门全关原因分析

王洪凯1，郭 勇2，付 腾3

（1.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006；2.华能国际电力股份有限公司营口电厂，辽宁 营口 115007；3.中电投东北新能源发展有限公司，辽宁 沈阳 110181）

以某电厂一次调频试验过程中出现的问题为例，重点介绍了一次调频控制功能，详细分析了事故的成因并具体给出了控制逻辑的优化方案。着重阐述了不同机组的一次调频控制逻辑在细节处不尽相同，为一次调频功能的试验与优化提供了很好的借鉴。

一次调频；调速汽门全关；控制策略；逻辑优化

1 事故过程

某电厂2号机组在75%额定负荷（101.25 MW）工况下进行一次调频试验，当施加0.1 Hz阶跃频差时，触发“CCS阀位故障”信号，导致调速汽门迅速全关，机组负荷快速降至零。

机组运行人员发现问题后按照安全措施方案将协调控制系统退出，将调速汽门的控制权限切换至DEH阀位控制方式，试验人员也迅速解除了试验条件，但调速汽门并未因控制方式的改变和试验条件的解除而逐步开启。

通过对DEH控制逻辑的在线检查，发现此时DEH“综合阀位值”在阀位方式下以0.7%／s的速度逐步升高，但因尚有较大的负向指令压制，导致调速汽门无法迅速开启。

约4 min后，“综合阀位值”输出转为正值，调速汽门逐渐开启，在运行人员的操控下逐步恢复负荷。

2 一次调频控制功能原理

一次调频是发电机组维持电网频率稳定的重要功能，一次调频是指发电机组的自动控制系统在电网频率升、降时自动减少、增加自身负荷，从而限制电网频率的变化［1］。它主要利用机组的蓄能承担电网负荷变化，不需要电网调度进行干预，其响应时间约为几秒。电网中各机组通常按容量相对值承担一次调频量，因此各机组的不等率设置大致相同，一般为4%～5%［2］。

火电机组一次调频功能由DEH与DCS控制系统共同实现，控制策略框架如图1所示。

DEH侧将转速差信号经转速不等率设计函数直接叠加在汽轮机调速汽门指令处，做为前馈信号提升一次调频的响应速度。DCS侧则在CCS中设计频率校正回路，且CCS中的校正指令不经速率限制，通过闭环控制来实现对调频负荷增量的稳定调控［3］。

图1 一次调频控制策略框图

该电厂DCS控制系统采用北京国电智深的EDPF系统，DEH控制系统采用北京日立的HIACS 5000M系统，二者之间的数据通信采用硬接线形式。经电厂优化，协调控制系统采用大连凯博科技公司提供的XD－APC先控软件进行组态，通过工程师站的通信软件，实现XD－APC与DCS数据的读取与写入。其一次调频控制功能采用图1所示控制策略构建，逻辑组态在DEH和DCS中实现。

3 一次调频事故分析

此次事故在排除就地设备、系统硬件因素后，将分析重点放在控制系统的逻辑组态上。通过对DEH和DCS历史曲线（见图2、图3）的分析梳理出事故过程如下。

a.施加0.1 Hz频差阶跃扰动，触发“CCS阀位故障”信号。

b.“阀位控制信号”迅速回零，调速汽门全关进而机组负荷降至零。

c.CCS方式切除退至基本方式。

d.试验人员解除试验条件。

e.运行人员退出遥调控制，切换至DEH阀位控制方式。

f.经一段时间后，调速汽门自动开启，机组带负荷。

图2 DEH一次调频试验曲线

图3 DCS一次调频试验曲线

通过图2可以看出，事件发生初期，机组运行在CCS协调方式，“CCS功率给定”为60.8%，只是DEH侧“阀位控制信号”迅速降至－163.2%。结合图3可见，在切除遥调方式前“CCS功率给定”信号并不为零。由此可知：一次调频试验期间DCS侧CCS协调控制系统的输出始终正常，造成“阀位控制信号”瞬间跌落的原因应在DEH侧。

在CCS协调方式下，“阀位控制信号”由“CCS功率给定”与一次调频前馈增量2部分叠加而成。由历史曲线得知，在事故发生初期“CCS功率给定”信号正常，问题原因可能在DEH侧，下文重点分析一次调频前馈增量逻辑。

一次调频前馈增量逻辑是由额定转速与汽轮机转速差经转速不等率设计函数运算后得出一阀门增量指令，并将此阀门增量指令直接叠加在汽轮机调速汽门指令处。DEH侧的一次调频功能是机组快速响应频率变化的主要手段［4］。为保证一次调频控制品质的合格，需根据机组特性对前馈增益进行合理调整，以能满足一次调频考核指标中B1（负荷响应滞后时间）与B2（负荷调整幅度）合格为调整依据。鉴于该机组的协调控制系统采用XDAPC先控软件进行组态且其控制周期为5 s，可知其控制过程存在一定的通信延迟，其调节速度也存在一定的滞后。这需要设置较高的前馈增益来提高一次调频的响应速度与调整幅度。从控制策略、逻辑组态及控制参数角度分析，一次调频控制回路并无问题。

再次梳理事故过程信息，通过对逻辑的审查发现，“CCS阀位故障”由“CCS阀位”与“综合阀位值”偏差越限产生。

当“CCS阀位”与“综合阀位值”偏差绝对值大于5%时，触发“CCS阀位故障”信号。试验期间，DEH侧前馈增益设置为2.59，当施加0.1 Hz阶跃频差时，DEH侧前馈作用产生的阀位增量为9.33%，这直接导致DEH侧综合阀位值的突降，触发“CCS阀位故障”信号。当“CCS阀位故障”存在时，控制逻辑通过ASW模拟开关将“CCS阀位”切换至“综合阀位值”。这导致“综合阀位值”由原来的“CCS阀位”与一次调频前馈增量两部分叠加变为“综合阀位值”与一次调频前馈增量2部分叠加。于是在每个控制周期内，“综合阀位值”与一次调频前馈增量叠加后被赋给新的“综合阀位值”。在一次调频投入期间，每一周期指令均被减少9.33%。虽然当负荷低于60 MW时，DEH侧一次调频功能会自动退出，但因负荷的跌落存在时间上的滞后。考虑到DEH扫描周期为0.1 s，可以推算出从试验开始至DEH侧一次调频退出时间为［60.8%－（－163.2%）］／（9.33%∗10）＝2.4 s。

至此得知：由“CCS阀位故障”导致的逻辑切换使“综合阀位值”在2.4 s的时间内被快速减掉224%。而这正是导致调速汽门全关，负荷快速降至零的直接原因。在运行人员退出遥调控制转为DEH阀位控制方式后，经233 s后调速汽门再次逐渐开启。

4 DEH相关逻辑的策略研究

通过对历史曲线和控制逻辑的分析发现，现有逻辑虽已具备一次调频控制功能，但相关辅助逻辑的控制策略尚有待商榷。原因一是目前绝大多数数字电液调节系统是由汽轮机制造厂设计和制造的专用装置［5］，而汽轮机厂家对电网考核细则的了解并不全面透彻，导致其对涉网环节控制理念的理解不足，其控制逻辑也势必存在漏洞；二是因各厂机组汽轮机的不同或分散控制系统的不同，其控制逻辑也有所差异，造成各厂间DEH组态方式不一致，进而导致其控制功效的偏离。

以本次事故为例：按照DEH控制策略，“CCS阀位故障”信号的作用是用于判断CCS阀位指令信号是否正常，在CCS阀位指令出现问题时，通过进一步的逻辑处理，实现机组的安全稳定运行。即当“CCS阀位”与“综合阀位值”存在偏差越限时，通过辅助保护逻辑使“综合阀位值”自保持。

但控制策略中并未考虑到一次调频功能可能对其造成的影响。一次调频前馈作用会快速改变“综合阀位值”，以求实现机组对负荷的快速响应。而“综合阀位值”阶跃变化导致的偏差越限并不能表示“CCS阀位”信号的异常，此次“CCS阀位故障”信号属于误发。此外，在“CCS阀位故障”状态下，控制系统除报警并自保持“综合阀位值”外，并未解除遥调切回DEH控制，亦是导致后继问题加剧的重要因素。

综上所述，此次调门全关事件的原因在于DEH侧“CCS阀位故障”信号逻辑判据不严谨以及“CCS阀位故障”信号触发后的控制策略不合理。

5 相关逻辑的优化调整

为保证机组在一次调频功能投入的条件下安全稳定运行，需对本次事故暴露的问题进行逻辑优化。

一是需对“CCS阀位”与“综合阀位值”偏差大触发“CCS阀位异常”信号增加一判据，即判断偏差大时一次调频是否动作。在一次调频动作时，DEH侧一次调频前馈增量会快速改变“综合阀位值”，导致“CCS阀位”与“综合阀位值”存在偏差。而此情况是为了保证一次调频能够得到快速响应的必须阶段，因此在一次调频动作时，需屏蔽“CCS阀位异常”信号的触发。

二是当“CCS阀位异常”时，需自动切除CCS方式。在出现“CCS阀位异常”时，已说明“CCS阀位”信号存在安全隐患，因此为降低运行风险，需果断退出遥调，并对信号触发的原因进行分析，对问题的根源进行处理，以确保机组安全稳定的运行。

经优化调整后，本次一次调频试验所暴露的问题均得以妥善解决，机组一次调频控制策略更加成熟，一次调频功能也更加完善。

6 结束语

近年来，随着电网公司一次调频考核细则的出台，火电机组的一次调频功能得到了更多的关注，一次调频的控制策略也更加趋于成熟。但是通过本文看到，一次调频控制逻辑在其同一理念下也存在着细微差别，而对这些细节的疏忽就会导致安全事故的发生。因此对每台机组的相关逻辑还需细致解读与严谨推敲，才能在保证机组安全稳定运行的基础上取得积极的成效。

［1］李建军，王 礼，王英荟.超（超）临界燃煤机组一、二次调频研究与应用［J］.东北电力技术，2012，33（8）：13－16.

［2］朱北恒.火电厂热工自动化系统试验［M］.北京：中国电力出版社，2006.

［3］火力发电机组一次调频试验导则：Q／GDW 669－2011［S］.

［4］季俊伟.大容量火电机组一次调频功能试验研究［J］.东北电力技术，2015，36（2）：1－5.

［5］代云修，张灿勇.汽轮机设备及系统［M］.北京：中国电力出版社，2006.

Analysis on Primary Frequency Regulation Resulting in Governing Valve Closed

WANG Hong⁃kai1，GUO Yong2，FU Teng3
（1.Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China；2.Yingkou Power Station of Huaneng Power International Inc.，Yingkou，Liaoning 115007，China；3.CPI Northeast New Energy Development Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110181，China）

Based on the problems in the process of primary frequency regulation test of a power plant，primary frequency regulation functions are introduced in this paper，incident cause is analyzed in detail and a control logic optimization are given.The unit primary frequency regulation control logic is Illustrated.It provides a good reference for primary frequency regulation testing and optimization.

Primary frequency regulation；Governing valve closed；Control strategy；Logic optimization

TK263.7

A

1004－7913（2016）05－0053－03

王洪凯（1982—），男，学士，工程师，主要从事热工自动控制技术研究。

2015－12－29）