一期机组一次调频优化一次调频扭亏为盈

大唐韩城第二发电有限责任公司热控专业 陕西 韩城 715400

1 前言

各机组并网运行时，受外界负荷变动影响，电网频率发生变化，这时各机组的调节系统参与调节作用，改变各机组所带的负荷，使之与外界负荷相平衡.同时，还尽力减少电网频率的变化，这一过程即为一次调频。一次调频通过各原动机调速器来调节发电机转速，以试驱动转矩随系统频率而变动。一次调频主要指标有一次调频死区、转速不等率、一次调频的负荷响应滞后时间、一次调频稳定时间等

AGC(自动发电控制)是并网电厂提供的有偿辅助服务之一，发电机组在规定的出力调整范围内，机组协调控制系统跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照机组设置的调节速率适时调整发电机组的出力，用来满足电力系统频率和联络线功率控制的要求。

一次调频及AGC指标作为电网对机组两个细则考核的两个主要内容。

1 系统概述

大唐韩城第二发电有限责任公司一期2×600MW机组，锅炉采用东方锅炉厂制造的亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢构架的π型汽包炉。汽轮机为TC4F—42型、单抽、四缸四排汽、亚临界、一次中间再热、冲动、双背压凝汽式汽轮机，汽轮发电机组的设计额定功率为600MW，由东芝公司制造。分散控制系统(DCS)及数字电液控制系统皆采用美国西屋公司提供的OVATION 系统。

大唐韩城第二发电有限责任公司一期机组一次调频采用DCS与DEH同时控制的方案，最初DEH系统一次调频控制信号采用转差信号，DCS系统一次调频控制信号采用发电机频差信号。

2 西北电网一次调频主要考核指标

(1)一次调频的人工死区：电液型汽轮机调节控制系统的火电机组死区控制在±0.033Hz内。

(2)转速不等率：火电机组转速不等率不大于5%。

(3)额定容量600MW及以上的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定容量的±6%。

(4)一次调频的响应特性：一次调频的负荷响应滞后时间火电机组应小于3s；所有机组一次调频的负荷调整幅度应在15秒内达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%；在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与响应目标偏差的平均值应在理论计算的调整幅度的±5%内。

(5)并网运行机组一次调频月度平均合格率应满足如下标准：火电、燃气机组一次调频平均合格率不小于70%。

3 存在问题

(1)由于DEH系统同DCS系统一次调频控制信号分别采用转差信号及发电机频差信号，由于信号不同源，存在一次调频动作不同步情况。

(2)一次调频存在考核多，奖励少情况。主要体现在合格率低，一期机组合格率经常低于50%，实际积分电量远远低于理论积分电量。从2019年1-8月一次调频共考核661万元。奖励只有309万元，对我公司造成较大的经济损失。

4 一次调频优化

为了消除以上问题，通过对一次调频考核数据进行逐条分析。发现造成一次调频考核多最主要的原因为：(1)DEH系统同DCS系统一次调频采用的频率(转速)信号不同源；(2)由于一次调频与AGC动作方向相反造成一次调频考核较多；(3)一次调频采用的频率信号精度不够，误差大，造成一次调频动作不及时，一次调频考核多；(4)机组与调度采用的负荷线号不同源；(5)协调调节品质差。

一次调频优化主要从以下几方面进行：

(1)DEH系统同DCS系统一次调频控制信号改为同源，全部采用发电机频率，经过一个月观察，由于频率变送器精度较低为0.2级，考核虽有减少，但控制效果仍不佳，频繁出现机组一次调频与调度一次调频动作不一致及实际积分电量过小的现象。经了解上海利乾生产的BPT9301FA一次调频采样装置，频率的精度在49.8-50.2Hz范围内可以达到0.2%级。利用机组检修机会对母线频率变送器进行了更换，并对DCS系统及DEH系统一次调频逻辑进行修改，控制信号皆采用母线频率。同时为了防止单一信号不可靠，增加三选模块信号源为发电机频率、转速、母线频率，平常使用母线频率，母线频率故障时切换至频率信号。改造完后，合理的解决了一次调频不同源，造成控制异常的现象。

(2)优化DCS侧一次调频函数，使DCS侧一次调频补偿达到理论计算值。为了增加一次调频积分电量，增加机主控一次调频前馈，在DCS侧一次调频动作同时，通过机主控直接动作调门，防止DEH一次调频动作量不够。但机主控一次调频前馈过大，又会造成负荷动作大，DCS侧功率闭环回路又会反向拉回情况。

(3)增加DCS侧汽机主控PID调节器闭锁功能，实现一次调频快速响应。目前电网对一次调频提出了更高的要求，为了使控制系统适应这种要求，就必须达到在不影响机组安全运行工况下，无条件的快速响应一次调频的要求。在协调控制系统机主控PID调节器输出增加闭锁功能。当电网调频小于49.967Hz时，闭锁机主控PID调节器输出减少，同理，当电网调频大于50.033Hz时，闭锁汽机主控PID调节器输出增大。采用脉冲信号闭锁的方式，当一次调频动作后，闭锁汽机主控5秒钟。这种方案既实现了一次调频无条件快速响应，同时防止了一次调频长时间一个方向动作给机组带来的安全隐患。

(4)增加目标负荷指令变速率功能，抑制AGC指令对一次调频响应时间和积分电量的影响。目前，电网方面AGC指令与一次调频指令输出，经常出现方向相反的指令。在同一时刻，当AGC指令与一次调频指令方向不一致时，AGC指令负荷命令就会减弱一次调频积分电量，并有可能出现一次调频反调的现象。根据《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》免考核条款：机组一次调频与AGC同时动作期间，不进行AGC考核。从电网侧来说一次调频要优先于AGC。我公司特制定以下方案，来解决一次调频指令与AGC指令方向相反时，造成一次调频积分电量不够问题。

针对AGC指令与一次调频指令在同一时刻方向相反时的控制，通过改变负荷变速率，来满足一次调频动作要求。具体修改方案：当AGC指令要求增加负荷时，而一次调频指令要求降低负荷时，AGC负荷变化速率切换为0MW/min，同时为了防止一次调频长期动作，机组可以正常加负荷，在20秒后AGC负荷指令速率切换为正常速率；当AGC指令要求降低负荷时，而一次调频指令要求增加负荷时，AGC负荷变化速率切换为0MW/min，一次调频动作结束时AGC负荷指令速率切换为正常速率。

在参数设置上，防止负荷速率频繁切换至0，对于高、低限值的设置必须合理，同时又不会影响一次调频的动作及积分电量。经过现场调试，AGC指令高、低限值分别设置为2MW、-2MW，一次调频负荷指令高、低限值分别设置为0.5MW、-0.5MW。逻辑图设置如下：

(5)进行汽轮机高调阀特性试验，根据高调阀实际的流量特性曲线关系及重叠度设置，优化DEH系统高调阀单阀和顺序阀流量曲线，提高机组运行稳定性，以及AGC和一次调频调节能力，同时兼顾机组节能降耗的要求。通过优化高调阀单阀和顺序阀流量曲线，可以大大提高一次调频的响应能力及积分电量。

(6)调整CCS协调控制方案，优化CCS控制参数。减少由于压力波动大，协调退出对一次调频投退频次的考核。这是一个长期性工作，影响因素较多，需要持续关注，并进行调整。

(7)机组负荷信号与调度负荷信号一体化改造。对负荷变送器进行改造，改为高精度双通道输出负荷变送器，一路送机组DCS，一路送调度。从而减少由于两个负荷不一致，造成的考核。

5 结束语

通过对韩二公司一次调频考核曲线的逐条分析及对《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》的深刻解读，通过对协调逻辑(特别是一次调频逻辑)、参数从以上6方面的深入优化，韩二公司的一次调频有了巨大改观。从2019年9月-2020年6月份韩二公司一次调频考核降为37.08万元，补偿1021.45万元。随着电网公司对一次调频工作的更加重视、细致，以及机组煤质的改变，还需要对机组协调控制系统参数及逻辑继续进行长期观察及优化，确保机组一次调频的可靠稳定。