基于“两个细则”要求的一次调频控制常见问题和研究

田晔

摘 要：为进一步提高华北区域发电企业并网运行管理水平，促进“两个细则”管理工作与电网运行需求相适应，重新规定了一次调频性能计算指标和考核办法。在此背景下张家口发电厂各机组一次调频动作特性所存在的问题分析并研究解决方法。

关键词：一次调频 顺序阀流量特性 数据测量和传送精度

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2018）11-0-02

张家口发电厂各台机组DCS使用的是日立H5000M。一次调频为DEH+CCS控制方式即频差信号直接作用调门，CCS协调回路进行功率补偿避免反调。

一、“两个细则”中一次调频考核指标

原有的“一次调频投入率”、“正确动作率”、“大扰动性能指标K0”三项考核指标取消，执行新的考核指标共有4个分别是：

①一次调频月投运率

②15秒出力响应指数

③30秒出力响应指数

④电量贡献指数

新的指标计算采用的数据是PMU数据，SCADA数据作为备选数据补充。[1]

1.性能指标计算需要引入的几个概念

一次调频过程示意题

① 一次调频评价开始时刻为网频偏差超出一次调频死区时刻，评价的结束时刻为网频恢复到死区时刻（如果网频偏差超出死区到网频偏差恢复到死区范围内的时间超过60秒，则评价时间为60秒）。

② 火电机组的一次调频死区为0.033Hz（±1.98转/分钟）。

③ 两种扰动。电网最大频差不超过0.06Hz （±3.6转/分钟）为小扰动，超出0.06Hz为大扰动。

④ 理论最大出力调整量ΔPE（MW）

机组调频持续时间内对应最大频率偏差时刻机组一次调频理论最大补偿负荷值。

ΔPE=-（ΔnMAX×PN）/（n0×δ）

说明，因为机组测量的是汽机转速，参与一次调频运算的量也是转速偏差，所以网频就用汽机转速来表示。式中，PN为机组的额定功率（MW），n0为基准转速3000转/分钟，δ为汽机的转速不等率（火电和燃机）按照5%计算，ΔnMAX为转速偏差最大值。

当网频高于死区时

ΔnMAX =max（n实际转速-3000-1.98）

当网频低于死区时

ΔnMAX =-max（n实际转速-1.98-3000）

机组参与一次调频的调频负荷变化幅度可以加以限制，但限制幅度对于320MW机组为Kp≥8%。

2.性能指标的计算方法

①一次调频月投运率

一次调频月投运率就是一次调频当月的投运时。一次调频的退出须经电力调度机构批准，电厂不得擅自停运此功能，投运率需达到100%。

λ=（一次调频投入时间/机组可用时间）×100%

机组的一次调频投/退開关量经PMU系统上传，调度机构据此信号状态统计每个月机组的一次调频投运率。

②15秒出力响应指数ΔP15%

从频率偏差超出死区开始，15秒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。

ΔP15% = （ΔP15% MAX/ ΔPE） ×100%

式中，ΔP15% 为15秒出力响应指数，ΔP15% MAX为从频率偏差超出死区开始15秒内一次调频实际最大出力调整量，ΔPE为理论最大出力调整量。

火电机组ΔP15% 小于75%为不合格。

③30秒出力响应指数ΔP30%

从频率偏差超出死区开始，30秒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

ΔP30% = （ΔP30% MAX/ ΔPE） ×100%

式中，ΔP30% 为30秒出力响应指数，ΔP30% MAX为从频率偏差超出死区开始30秒内一次调频实际最大出力调整量，ΔPE为理论最大出力调整量。

火电机组ΔP30% 小于90%为不合格。

④电量贡献指数Q%

机组调频持续时间内，实际的发电量比一次调频动作前状态的发电量增加或减少的部分，即机组一次调频实际补偿电量。

ΔQs =∫（Ps （t） - P0） dt/3600

式中，ΔQs为机组一次调频实际贡献电量； P0为一次调频评价起始时刻的机组出力，取机组在A0时刻前10秒内实际出力平均值； Ps （t） 为机组调频持续时间内t时刻的实际出力；积分时间为调频持续时间，若超过60秒，按60秒计算。

机组调频持续时间内，机组一次调频理论补偿电量。

ΔQE = ∫ ΔPE （t） dt/3600

ΔPE = -（Δn（t） ×PN） /（n0×δ）

积分时间为调频持续时间，若超过60秒，按60秒计算。此项一次调频理论补偿电量的计算是考虑机组实际负荷限制的，在超出实际出力限制后免于考核。

机组调频持续时间内，机组一次调频实际贡献电量占理论贡献电量的百分比。

Q% = （ΔQs / ΔQE ） ×100%

火电 Q%小于75%为不合格

电网调度机构根据上传的PMU数据，计算各个时刻网频越限后发电机组一次调频动作性能指标统计合格和不合格点的次数，然后根据网频的相应大、小扰动划分，按不同的考核比例考核机组的上网电量。

二、影响发电机组一次调频性能指标的因素和改进办法

1.测量环节的差异

在计算指标中频率是电网测量得到，而发电机组测量的是汽机转速，两者之间存在着测量的偏差，这样就要DCS测量的转速与电网测得的网频进行数据对比，设置一个比较合适的一次调频死区以消除测量偏差。

2.数据传输的差异

PMU装置的机组实发功率变化门槛值也会造成一次调频指标计算的误考核。

3.机组运行工况的影响

在机组深调阶段，机组解除协调控制在手动方式运行。这种情况下一次调频响应只有DEH中的调门指令，但是这种工况下机前压力控制的比较低，导致了汽机调门开度在90%以上，此时汽机调门基本没有截流作用，发生网频扰动后调门虽有相应的响应动作，但是机组的负荷变化已经达不到规定的性能要求。同时对于供热机组在供热季因机组要提供热负荷，也同样存在这种机前压力低导致调门开展的情况，这也造成这种工况下一次调频的大量考核。

这种工况应尽量予以避免发生，同时需要在DEH的调门指令引入机前压力偏差的修正量，以加大调门的动作值。此修正量需要加限幅，避免抗燃油压力扰动过大。

4.一次调频方向与AGC指令相反

防止AGC指令一次调频方向相反可在CCS中通过增加一次调频优先AGC指令的逻辑实现。

5.转速不等率的设置

转速不等率的设置还是要根据机组实际特性得出。电网公司规定的不等率区间为4—6%，一般情况下火电机组不要小于4.5%

结束语

发电机组的一次调频是汽轮机组的一个基本特性，随着电网内风电、光伏发电等清洁能源的占比增加，电网内火电机组的一次调频特性就显得更加重要。评价一次调频性能的技术指标还有快速性、稳定时间等这些技术指标对机组和电网的稳定也是至关重要的。在电网更大的网频扰动下发电机组的燃料、主机增容改造后辅机容量也会影响到机组一次调频性能的整体表现。这就需要在运行过程中，不断的摸索总结并加以优化。

参考文献

[1]华北能源监管局.关于征求《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》修改意见. 国家能源局华北监管局 .华北监能市场[2018]10