发电机组一次调频性能优化及应用

吴 坡，张江南，贺 勇，段松涛，任鹏凌

（1.国网河南省电力公司电力科学研究院，郑州 450052；2.润电能源科学技术有限公司，郑州 450052）

0 引言

电力系统的正常运行依赖于发电与用电间的功率平衡。发电设备突发故障和用电随机性都会引起计划负荷与实际负荷间产生偏差，进而造成系统动能（角速度）的改变，即系统频率的变化。当用电负荷增加时，系统就存在功率缺额，电网频率降低；反之，电网频率升高。主要通过发电设备的惯性和调频功能抑制频率偏差：当电网频率降低时，调频功能要求机组快速增负荷；反之，机组快速减负荷。

频率控制按响应的快慢和次序分为交叉进行的3 个阶段：一次调频、二次调频和三次调频。一次调频在频差超过一次调频动作死区后的0～3 s 内动作，10～45 s 内达到一次调频量峰值。一次调频动作30 s 后，二次调频（即自动发电控制AGC）将逐步发挥作用，可以持续近15 min。之后，根据电力预测进行负荷最优分配的三次调频起作用。后一级调频控制产生作用后，前一级系统的调频能力将恢复[1]。

发电机组一次调频属于有差调节，可在系统频率扰动的第一时间自动改变机组出力，维护电网功率的平衡和频率的稳定。目前，火电机组是响应一次调频需求的主力，其控制回路如图1 所示。频率偏差经过折线函数后，一方面作为前馈直接作用到汽机调门指令中，另一方面叠加到经过限幅限速的机组负荷指令上，作为总指令进入发电机组的功率闭环控制逻辑。

图1 机组一次调频控制回路

图1 中函数f（x）包含影响机组一次调频的关键参数：调频死区、最大负荷调节量和转速不等率，可依据图2 进行设定。

图2 一次调频主要参数示意

（1）死区方面，从电网的快速及时调节角度出发，一次调频死区越小越好；但从发电厂的安全稳定运行角度看，死区不应太小，以避免调速系统的频繁动作。一般火电厂调频死区的推荐值在1.5～3.0 r/min。

（2）负荷调节量方面，出于对机组运行安全的考虑，需要对一次调频作用引起的负荷调节量进行限制，限幅值根据机组类型和容量有所区别，最大不超过额定负荷的±10%。

（3）转速不等率（又叫速度变动率、转差系数）的定义如下：

式中：δ 为转速不等率；Δf 为超出死区的频率变化量；fn为电网额定频率（50 Hz）；ΔP 为有功变化量；Pn为机组额定有功出力。

若转速不等率太大，则机组对电网的调频作用太小，且事故甩负荷时的稳定转速过高；而转速不等率太小，则功率变化太大，影响机组安全稳定运行；一般建议转速不等率设定为4%～5%。另外，当电网频率偏差超出死区后，也可在不同的频率偏差范围内采用不同的转速不等率，进行有功可调范围内的一次调频分段控制。

1 一次调频考核

电网公司近几年来开始实施“两个细则”（《××区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《××区域发电厂并网运行管理实施细则》），制定了详细的奖惩方法，用于对发电厂供电质量的考核。以华中区域“两个细则”为例，指出并网运行机组应投入并不得擅自退出一次调频功能。对并网发电机组一次调频的考核内容，包括：投运率、死区、转速不等率、迟缓率、负荷调节幅度等。

按照考核原则，当系统频率偏差超过规定的范围时（水电50±0.05 Hz，火电50±0.033 Hz，直流锅炉50±0.1 Hz），统计程序自动启动。若某次一次调频响应过程贡献率小于某一值（如50%），则计为不合格。一次调频贡献率的算法如下：

式中：K 为机组一次调频贡献率；Hi为机组一次调频实际贡献电量，高频少发或低频多发时电量为正，高频多发或低频少发时电量为负；t0为系统频率超出机组一次调频动作死区的时刻；tt为系统频率进入机组一次调频动作死区的时刻；Pt为t 时刻机组实际发电有功功率；P0为t0时刻机组实际发电有功功率（或t0时刻前10 s 平均值）；Hg为机组理论一次调频积分电量；ΔP（Δf，t）为瞬时理论一次调频积分电量；Δf（t）为电网频率变化超过死区的频率差绝对值；Pn为机组额定有功出力；fn为电网额定频率，即50 Hz；δ 为转速不等率；ft为t 时刻的电网频率；fd为频率死区。

上述积分时长最长为60 s；若频率15 s 之内已返回到死区内，则本次频率波动过程不予统计；机组实际出力接近额定出力（P＞0.95Pn），系统频率降低时不考核；机组实际出力较低（火电P＜0.55Pn，水电P＜0.20Pn），系统频率升高时不考核。

为了细化一次调频的时效性，也可采用分时段加权积分的计算方法：

式中：N 为分段个数；kj为分时段j 的积分电量权重系数；tj分段j 起始时刻；Tj分段j 的时间长度；ΔPj（Δf，t）为分段内的瞬时理论一次调频积分电量。

需要指出，上述考核方法只关注一次调频引起的负荷贡献，并没有涉及到一次调频过程可能引起的功率振荡、可调裕度、机组稳定等因素，也没有体现机组在电网扰动后快速支援能力的瞬态响应指标，建议在后续规范措施中加以考虑。另外，考核时也可以区分不同类型发电机组的一次调频能力，如燃机调频能力突出（大于等于4%Pn）、汽包炉调频能力良好（约4%Pn）、调门截流型直流炉调频能力一般（小于等于2.5%Pn）、调门全开型1 000 MW 直流炉调频能力较差（小于等于等[2]。

2 一次调频影响因素

2.1 一次调频控制品质的影响因素

结合上述考核方法，可以从4 个方面讨论对一次调频控制品质产生影响的主要因素：信号采集、控制逻辑、运行方式、设备因素。

（1）信号采集。一次调频的控制回路中，一般采用汽轮机DEH（数字电液控制系统）转速卡采集的“汽轮机转速”信号或通过频率变送器接入DCS（分散控制系统）的“发电机出口/主变出口/出口母线频率”信号来代表网频。然而，目前绝大多数的网频波动幅度范围在49.95～50.05 Hz，对应的发电机组转速为2 997～3 003 r/min，这说明发电机组日常主要是响应超死区后1 r/min 以内的一次调频动作。相应的，汽轮机转速/网频的信号测量精度最好要能够达到0.2 r/min 或更高，量程不可设置过大。另外，CCS（协调控制系统）侧和DEH 侧的频率信号来源应该是统一的，避免两侧的调节过程不一致[3]。

（2）控制逻辑。在DEH 一次调频逻辑中，电网频率变化引起汽轮机调速汽门的直接动作，可以充分利用机组蓄能，以满足电网响应快速性的要求；CCS 一次调频逻辑将频差信号根据转速不等率转换为负荷指令的偏差，经限幅后叠加在机组负荷指令上，通过CCS 使锅炉、汽轮机同时动作。CCS+DEH 方式综合了前2 种方式的优点，是比较常见的方案。另外，为了加快一次调频响应，一次调频控制回路中不宜设置限速环节。

（3）运行方式。可能导致与一次调频动作反向的运行方式有2 种：定压方式和AGC 方式。新建机组多数是采用滑压（或定-滑-定）运行方式，这种方式节流损失小，机组效率高，但蓄热能力较差。少数机组采用定压运行方式，对机前压力的偏差要求很严格，在压力拉回逻辑的作用下，会对一次调频产生反拉作用。另一种反拉作用来自投运AGC 的机组，当机组负荷变动方向与一次调频相反时（如在机组降负荷过程中因网频低需要一次调频增加负荷），则一次调频贡献量会被负荷下降抵消部分或全部。就机炉协调控制方式而言，机跟炉方式的一次调频响应速度和裕量都较差[4]。

（4）设备因素。调速系统、通信等设备的问题也比较常见。由于调速器、传动放大机构和配汽机构部件有摩擦、间隙等原因使调速系统迟缓率过大，造成调速系统不稳定；由于测量和干扰等问题造成与调度端的通信数据有偏差；由于DEH控制系统信号的传递时间较长，影响调速汽门的响应速度；调速汽门线性度不好，尤其是在顺序阀运行时的重叠区，阀位的微小变化会造成负荷的剧烈波动。另外，还有小部分采用低压透平油纯电调的老机组，一次调频的响应速度和控制精度都很难满足要求。

2.2 一次调频对运行参数的影响

反之，一次调频动作对机组运行参数也有一定的影响。

（1）调频动作影响主汽压力：汽轮机调门开度随着一次调频动作时，主汽压力随着调门开度的增大而减小。主汽压变化的幅度不仅取决于一次调频的作用方式（DEH 及CCS），而且与机组容量及制粉系统特性有关：小容量及中储式制粉系统的机组汽压响应快，机组可控性好，能快速恢复；而直吹式制粉系统的机组锅炉热惯性大，汽压偏离和恢复速度都较慢，容易造成较大的偏差。

（2）当CCS 一次调频回路投入时，频差动作导致负荷指令快速变化，当动作幅度较大时，势必对锅炉的燃烧系统产生冲击。而且，机侧调门的快速动作与炉侧燃烧指令的突变也会对汽包水位或中间点温度（焓值）产生扰动。鉴于一次调频幅度有限，对主汽温度影响不大。

3 控制优化

在实施一次调频控制优化时，可以从加快响应速度、增加调频容量、维持调频连续性和电网稳定性等方面进行考虑。

（1）提高信号采集精度。采用高精度的频率变送器，并适当减小频率信号的量程，多点测量且优选后可以得到高精度的信号；经交流采样计算（或同步相量测量装置）得到的频率也是较高精度的频率信号。将统一的高精度频率信号同时用于CCS 侧和DEH 侧的一次调频，可以提高响应速度，促进机炉两侧的动作协调。

（2）修正DEH 调频前馈。EDH 侧的一次调频前馈直接将频差信号转化为综合阀位指令增量控制调门的开度，取消限速或惯性环节，可以快速改变进汽量和机组负荷。将前馈乘以某些修正因子，可以改善不同工况下的一次调频效果。压力修正因子随着机前压力的降低而增大[5]；负荷修正因子随着机组负荷的降低而增大；转速差修正因子可以在小频差范围内变大，这与变转速不等率的频率/功率折线函数类似[6]；流量曲线修正因子可以在区分单阀、顺序阀进汽方式的情况下依据流量曲线进行调整，这与通过试验或数据挖掘方法修改流量曲线的结果类似。

（3）加快炉侧功率响应。为了尽快弥补一次调频消耗的锅炉蓄热和维持汽压稳定，可以在锅炉侧控制逻辑中减少给水指令的惯性时间，增加燃料、风量、一次风压（直吹式制粉系统）等指令的一次调频前馈。这一前馈类似于微分作用，需随一次调频过程呈现快速增加、平缓减小的趋势。其次，也可以根据需要取消风/煤交叉限制。

（4）避免压力反调或AGC 反调[7]。有2 种方式可以避免压力反调：一种是在压力控制回路中设置适当增大的压力偏差死区，只有一次调频动作时引起的压力偏差超过死区时才进行压力控制或压力修正；另一种是将频率偏差信号或功率调频因子经折线函数叠加在压力设定值上，使压力设定值随着一次调频动作而合理变化。当机组运行在主调阀流量曲线拐点或顺序阀切换点时，采用升压或降压方式可提高一次调频精度。为了避免AGC 引起的一次调频反调，可以在一次调频动作时暂时闭锁AGC 指令的变化。

（5）减小调频死区[8]。由于机组调速系统存在迟缓率，频差越死区后往往不能及时动作。因此，适当减小一次调频控制死区（如火电机组设置为每分钟1.6 r/min），可让机组提前触发一次调频动作。但这种方法可能导致调门动作过于频繁或误动，且会引起机组功率在死区附近振荡。

（6）快动缓回控制[9]。为了提高调频能力和降低功率振荡风险，可以在一次调频逻辑中闭锁或限制与频差反向的调频作用，典型逻辑如图3 所示。比如，当频率低于额定值越过死区继续减小过程中，进行快速一次调频控制；而当频率开始增大时，闭锁或减缓频差对应的功率调节量减小，直到频差小于恢复值。

图3 快动缓（慢）回一次调频逻辑

（7）减少回热或供热抽汽。 大容量（特别是1 000 MW）的常规火电机组往往在低频时不能及时提供足够的一次调频负荷变化量。为缓解这一问题，减少高（低）压加热器或热网所用的抽汽可以快速增加汽轮机通流量和机组负荷，但需避免调阀动作过于频繁，宜作为频差较大时的一次调频策略。主要有3 种方法：凝结水节流、高加旁路控制、直接抽汽调节。凝结水节流通过凝结水泵出口调阀或凝结水泵变频器来减小凝结水流量，从而减少进入各低压加热器的抽汽；一次调频响应时间为10～20 s，功率改变量可达20 MW，且与凝结水流量变化成比例；可与滑压曲线协同优化，需注意除氧器水位、凝汽器热井水位、低加水位等相关逻辑的完善。高加旁路控制通过给水旁路调阀来分配主给水流量，以排挤高压加热器的抽汽，并可利用省煤器蓄热；一次调频响应时间为1～2 s，1 min 内可实现平均11 MW 的负荷响应；可作为主调阀控制的辅助策略，需关注高加水位和给水系统扰动，注意给水温度、高加汽侧压力过快变化对高加、给水管道、省煤器等设备造成的应力影响。热网系统的蓄能很大，短时减少部分抽汽对其压力和温度影响较小；因此，对于供热机组，可以在热网压力波动允许范围内关小供热抽汽调阀，以利用供热系统的蓄能参与一次调频，最大负荷增加量可达15 MW[10-13]。

（8）采用补汽阀控制。上汽百万千瓦机组多采用补汽阀设计，补汽阀可快速将部分主蒸汽从第5 级引入汽轮机，调频响应时间小于3 s，可避免主汽调阀12～20 kJ/kWh 的节流损失，对主蒸汽压力影响较小，能量储备充足，可应对电网故障引起的大频差工况。但是，多数该型机组的补汽阀处于关闭状态，主要原因在于补汽阀开启后引入的蒸汽会导致机组振动、轴瓦温升等问题，通过补汽管道整流装置、可倾式轴瓦等设备改造可缓解这些问题[14]。

（9）冷却工质背压调频。通过变频方式增加凝汽器冷却工质（冷却水或空气）的流量，可以减小凝汽器汽侧背压，进而挖掘汽轮机末级蒸汽热能来提高机组出力。但是，长期或频繁偏离最佳背压会影响机组经济性和安全性，因此可作为后补调频手段[15]。

从电网角度考虑，可以根据辖区内各机组一次调频能力进行区分优化[16]：对于一次调频能力较强的机组，设置较小的速度不等率；对于调频能力较弱的机组设置较大的速度不等率。也可以试点实施无死区一次调频控制，即在常规调频死区内进行改变调速器频率设定值的下垂控制，在常规频差死区值附近进行下垂控制和常规一次调频控制的平缓切换[17]。

一次调频动作可能引发电网的功率振荡。如图4 所示，频率越过死区（49.967 Hz）和功率振荡同时发生。引起振荡的一次调频原因主要有死区设置过小、转速不等率设置过小、PID 比例参数设置过大[18]、调速机构迟缓率过大、流量曲线设置不合理等。可以通过改善参数设置、采用快动缓回等策略来减小功率振荡的风险；也可以参考如图5 所示的非线性调速侧稳定控制[19]，通过限制与调频反向的指令变化速率来防止功率振荡。

图4 一次调频引发的功率振荡曲线

图5 一次调频非线性调速侧稳定控制

为了稳定频率和抑制功率振荡，文献[20]提出了有差转子角控制方法。绝对转子角指发电机q轴在GPS（全球定位系统）确定的旋转坐标系中的角度，可看成发电机转速的积分量，在PMU（同步相量测量装置）中可以通过汽轮机键相脉冲和GPS 秒脉冲之间的时间差直接测得。以转子角偏差的比例环节和微分环节替换常规一次调频逻辑中的转速（频率）偏差的比例环节，不仅可以自动跟踪负荷，还可实现频率快速无差调节。但采用这种控制方式需要修改调度端的潮流计算和指令下达方式，也要对发电厂端的汽轮机调整频度重点关注。

4 辅助调频

随着清洁能源的快速发展，火电机组的装机和运行比例逐年下调，以火电为主力的一次调频容量将逐渐减少；另外，跨大区的特高压建设存在影响更严重的风险，特高压直流闭锁故障可能瞬间引起几百万千瓦的功率缺失，这给受端一次调频响应能力带来很大考验。因此，有必要研究和应用一次调频的辅助措施，诸如清洁能源调频（水电、光伏、风电）和储能调频（储能系统、电动汽车）等。

水电机组虽然响应速度较慢（80 s 以上达到目标出力），但其可调幅度大、持续时间长、调频精度高，因此适合用于电网频率变化过大（如低于49.95 Hz）时的一次调频响应。为了避免水电机组与火电机组在调频过程中的抵消作用和水电机组调速器的频繁动作，可以将水电机组的调频死区适当增大，且将其永态调差系数适当减小。

为了引入新能源场站的一次调频作用，相关技术规定明确要求[21]：当光伏发电站可用发电功率超过装机容量的20%时，应具备参与电力系统一次调频的功能；系统频率下降时，有功最大可增加量不低于电站装机容量的6%；系统频率上升时，有功最大可减少量不低于电站装机容量的10%；一次调频启动时间应小于3 s，响应时间应小于10 s，调节时间应小于30 s，有功功率的调整量偏差绝对值应小于电站装机容量的1%；一次调频控制模式至少包含基本控制，宜包含分段控制。为满足这些要求，需在新能源并网控制器中引入VSG（虚拟同步发电机）思想，来构建惯量支撑和一次调频运行特性，分别提供对系统频率的微分反馈控制和比例反馈控制[22]。

大型风电场的主力机型（双馈型、永磁直驱型）普遍采用背靠背双PWM（脉宽调制）变流器拓扑，以矢量控制实现有功与无功解耦，以变流器和变桨系统实现最大功率跟踪。为响应频率跌落，需先通过切换功率跟踪曲线、变桨调节、超速控制等方法来为调频预留备用容量（20%～33%），且宜结合虚拟惯性控制。切换功率跟踪曲线可以实现可控惯性响应，以减小扰动初期频率变化率；根据风况、风力机特性和合理调差系数，改变桨距角，可实现风电机组可控减载水平下的一次调频控制，减小扰动后的频率变化；在中低风速工况下，控制转子超速运行，也可以为快速响应一次调频保留部分有功备用，但存在控制盲区[23]。

储能系统形式多样（如能量型的电池、抽蓄、压缩空气；功率型的飞轮、超导、超级电容器等）、控制灵活、响应快速，可以采用集中或分布配置方式辅助参与一次调频，能有效抑制风电功率中、高频谐波分量，减小系统频率偏差幅度及其越死区持续时间，比传统调频电源高效数倍，但成本较高。BES（储能电池）应用最广，应用系统规模已达4 MW×4 h。控制方面，在综合虚拟惯性和可变下垂特点基础上，还可通过虚拟负惯性控制来减轻频率恢复过程中的阻力，同时需要使SoC（荷电状态）运行在合理区间以提高循环寿命[24]。充放电深度、调频动作时机、容量配置策略、仿真模型及与其它调频电源的协调等方面的研究是储能调频进一步应用的关键。

大规模EV（电动汽车）既是接入电网的可控充电负荷，也是V2G（分布式移动储能）装置，可用资源充足，接入点靠近负荷中心，能量转换效率高，功率响应快速，可以辅助参与能量需求较低的频率调节。控制方面分为维持能量和补给能量两个部分：可通过椭圆函数反映充/放（或单充）电下垂系数和电池SoC 的对应关系，来维持一次调频下垂控制过程中电池能量的动态平衡；根据车辆限制、用户需求和电池SoC，实时修正充电计划，以补充能量缺失[25]。

5 远程在线测试和估计

发电机组的一次调频性能常规上是通过在发电厂控制系统中人为模拟频率的阶跃变化来测试的，这种现场试验不仅代价很大，而且不能真实反映机组在频率连续变化过程中的一次调频响应。鉴于此，近来各大网省电力部门都在推进远程一次调频在线测试系统的部署，虽然信号和功能有所不同，但都包括调度主站端、电厂端和数据通道3 个基础部分。 调度主站端一方面通过SCADA（数据采集与监视控制系统）下发测试信号，另一方面通过WAMS（广域监测系统）接收PMU 上传信号并进行在线分析评价和统计记录。电厂端一方面接收主站端下发的指令，切换到一次调频在线测试模式，并按测试频率进行功率调节，另一方面通过PMU 或RTU（远动装置）上传实时频率、功率等信号。主站端与电厂端通过调度数据专网、PMU 和RTU 进行数据的安全传输和转发[26]。

主站端，在下发指令前需要确认更充分的机组和电网信息，当机组处于甩负荷、RB（快速减负荷）动作、启/停磨煤机、接近满负荷或稳燃负荷等特殊工况时，应禁止一次调频在线测试；当电压/频率波动较大、大范围跳闸、直流闭锁等电网不稳定期，应对一次调频测试进行限制。 另外，WAMS 不仅可以利用接收到的功率、 频率等信息，在线计算和统计各机组一次调频死区、转速不等率、贡献率、调频裕度等信息，还可以基于更多信息（如机组主汽压、主汽阀开度、锅炉蓄热、故障频率响应等），辨识机组调频模型，优化一次调频性能评价方法，搭建一次调频预估模块，构建机组一次调频能力区域分布以优化调度[27]。

电厂端，需要修改DCS 原有一次调频逻辑，增加测试切换、安全校核等功能。也可以在RTU和DCS 之间增加子站装置，不仅可以存储或转发实际的电网历史频率曲线，进行历史电网频率扰动条件下的一次调频在线测试，并可实现数据安全校验、调频过程故障诊断、调频考核就地分析统计、事件反演与追忆、调频裕度实时计算等功能。

数据通道方面，通常通过RTU 向发电厂DCS转发测试频率指令信号，这往往会遇到RTU 通道数量和数据传输时间精度的限制：一方面，在运发电厂的RTU 备用通道有限，添加一次调频在线测试信号时不能保证完全满足要求；另一方面，RTU 转发信号的时间间隔最短为秒级，而一次调频动作的考核时间长度约为60 s，RTU 不能将连续变化的电网扰动测试频率信号有效地转发到DCS。另外，PMU 采样率较高（4 000 Hz 以上），但一般只用于信号的采集上传。利用PMU 作为一次调频在线测试指令的转发装置是一种值得探讨的新思路，涉及相关规约的修改和安全措施的完善，需要慎重考虑。