一次调频的作用和特点「一次调频和二次调频的特点」

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第一部分 一次调频技术及其对协调控制系统的影响

摘要：介绍了直流炉一次调频的相关参数及主要性能，分析了一次调频对发电机组协调控制系统(CCS)的影响因素，探讨了提高一次调频性能的途径和方法。

关键词：直流炉；一次调频；协调控制系统；

由于南方电网对并网发电机组的一次调频考核越来越严，直接影响各个电厂的经济效益。本文探讨直流炉一次调频技术对协调控制系统的影响。

1 一次调频概述及其主要性能参数

1．1一次调频概述

一次调频回路一般可分为协调控制系统CCS(Coordination Control System)一次调频和数字电液控制系统DEH(Digial Electric Hgdraulic Control System)一次调频，由这2部分的调频回路共同作用，其中DEH一次调频快速动作(开环控制)，CCS一次调频最终稳定负荷(闭环控制)。一次调频要求发电机组对电网频率变化的响应要快，其响应特性可视作一个一阶惯性环节，时间常数一般在10 s左右。DEH一次调频是换算成电负荷当量的调门指令，由于此换算存在一定的偏差且是开环控制，所以，DEH实际一次调频的负荷响应和电网一次调频的负荷要求是有偏差的。因机组蓄热只能维持一段时间，故后期负荷又回到原值，但DEH侧一次调频的动作值直接控制汽轮机调门，用于改变机组的负荷，使机组快速响应电网一次调频的需要。CCS一次调频最终稳定负荷，CCS中的一次调频由运行人员手动投入，一次调频动作后相当于去调节负荷设定值MWD并确保和DEH的作用方向相同，防止DEH的调节作用被拉回，最终稳定负荷到所需要的值。一般电厂一次调频取源为汽轮机转速，当转速超过一定死区(±2转)后，即表征为电网频率产生一定偏差，从而产生负荷变化响应以消除频率偏差。

1．2一次调频主要性能参数

下面根据电网对频率调节的基本要求，对一次调频主要参数进行说明。

1．2．1一次调频死区

一次调频死区也称一次调频不灵敏区，是指一次调频功能不动作的转速(或频率)偏离额定值的范围。按照电网频率控制要求，调频控制死区采用转速表示，△nSQ=±2 r／min，与此相对应的频率偏差死区为：△fSQ=±0.033 Hz。

1．2．2转速不等率

机组转速不等率（δ）是指机组调节系统给定值不变的情况下，机组功率由0至额定值对应的转速变化量（△n）与额定转速(n0)的比值表示为δ=△n/n0

对承担基本负荷的机组，其不等率一般取得大一些，以期电网周波的变化对其功率的影响较小，保证机组在经济工况下长期运行；对承担尖峰负荷的机组，不等率要小一些，在电网周波变化后希望多分担一点变动负荷，一般要求在4％一6％之间。

1．2．3一次调频投入的机组负荷范围

理论上发电机组并网后就应具备一次调频能力，为了保证机组安全和稳定运行，提出了一次调频投运的负荷范围概念。对于不同类型的发电机组，一次调频投运的负荷范围不同。对于燃煤发电机组，调速器(DEH)一次调频投运的负荷范围应为机组正常运行的负荷范围，应不低于不投油助燃的最低稳燃负荷，最高为机组额定负荷。机组在最低负荷或额定负荷时，仅使用DEH侧的一次调频功能，CCS侧仅闭锁与一次调频相反的调节作用；机组最低不投油助燃负荷时，不因一次调频而减少燃煤，防止锅炉熄火；机组最高负荷时，不因一次调频而增加燃煤，防止机组超压。CCS侧一次调频投运的负荷范围应为CCS投入的负荷范围，一般最低不低于50％额定负荷，最高为机组额定负荷。

1．2．4一次调频机组负荷调节限制范围

设置机组一次调频最大幅度是因为快速大幅度变负荷危及到机组的安全运行。对于燃煤发电机组，机组通过调速器(DEH)快速一次调频变负荷的最大幅度应通过试验确定，主要以汽轮机调门快速变化时主蒸汽压力、温度等与机组安全运行参数的允许变化幅度和速率为依据。另外，加负荷以汽轮机调门开足为限，减负荷以主蒸汽压力上升幅度和速度到允许值(低于高旁动作值)为限，一般为5％额定负荷。CCS的一次调频变负荷幅度在机组主要参数允许的变化范围内应没有限制，它应与负荷指令统一考虑，AGC负荷指令和一次调频变负荷要求之和应限制在机组允许的负荷范围之内。

1．2．5一次调频的动态指标

发电机组一次调频动作越快，电网频率恢复越快，所以，发电机组应在保证机组安全的前提下尽量提高一次调频的变负荷速度。发电机组一次调频动作的动态过程应以机组功率对火电机组汽轮机调门响应的动态特性为依据，即用于一次调频负荷的调节量阶跃变化时，发电机组功率变化的动态特性。对于火电发电机组来说，当电网频率偏离时，汽轮机调门快速调频，一次调频的功率一般在30 s内达到峰值。

2 电网一次调频效果及考核指标

一次调频效果是指：当电网频率超出50±△fSQ (机组频率控制死区)且持续时间超过20 s时，一次调频机组在电网频率超出50±△fSQ时段内(最大为 60 s)的实际发电出力与起始发电出力之差的积分电量(±△QsY)占相应时间内理论计算积分电量(±△QjY)的比例，即一次调频的效果(DX)为±△QsY／±△QjY，当DX小于0时，DX处理为0。机组一次调频性能指标月平均值应达到60％，对指标平均值小于60％的机组进行考核。

3 一次调频对发电机组协调控制系统的影响

无论是CCS侧一次调频还是DEH侧一次调频，其最终作用均反映到调门开度变化上，一次调频动作对CCS来说相当于改变了负荷设定值，产生一个定向的变化扰动，它对CCS的影响有以下4个方面：

(1)以某电厂为例，当一次调频不动作时，调门的边际压力控制为±0.2 MPa，而当一次调频动作时，为了满足电网对负荷的需求，将调门的边际压力控制放开到±0.6 MPa（如图2所示，由F1(x)和F2(x)实现，即在一次调频动作时牺牲了部分压力来稳定负荷，从而达到电网的考核要求。同时，电网上频率时间很短的尖峰波动比较多，这也造成了负荷和压力的双重波动。

(2)由于直炉蓄热比较少，有时单纯利用蓄热并不能满足要求，因此，在一次调频动作时，微调给煤量和给水量，以达到一次调频的需求。

(3)当一次调频频繁动作时，会造成调门的来回晃动，这也会造成EH油油压的变化，严重的还会引起EH油管道的振荡，从而影响调门指令的变化，最终影响协调控制系统的变化和振荡。

(4)在升降负荷或AGC指令变化时，为了提高一次调频动作效果，进行了负荷闭锁限制。由于变负荷时煤、水、风均有一定量的前馈，当负荷闭锁时，这些前馈量并没有因为负荷闭锁而减少，当一次调频动作结束时，会再一次产生煤、水、风的前置量，简单地说，就是一次变负荷会变为2次或多次变负荷，给协调控制系统带来新的扰动。

4 提高一次调频动作效果的控制策略

由于电网调度考核一次调频选取的是电网频率，而一般电厂一次调频取源为汽轮机转速。在电网频率变化时，汽轮机转速的变化滞后于电网频率的变化，再加上转速测量本身精度等问题，汽轮机转速不能完全代表电网频率的变化，从而影响了一次调频的动作效果。有些电厂改造现有的频率测量设备，提高电网频率测量精度，直接用电网频率来作为一次调频的调节量，以提高一次调频的调节效果。为了提高一次调频动作效果及正确率，某电厂对一次调频控制策略进行了一些优化，修改前、后的CCS如图1、图2所示。

图1原CCS侧一次调频回路及汽轮机主控回路

(1)原逻辑中DCS调节回路中一次调频动作回路需要经过负荷变化速率限制后，最终作用到调门开度变化，影响了一次调频响应速度。将一次调频动作值跳过速率限制模块，直接加在调门开度控制PID前。

(2)针对在一次调频后半段负荷不能继续维持而导致一次调频动作不合格的问题，经过仔细研究发现，在汽轮机主控回路中的压力拉回回路死区偏小，当压力

图2修改后CCS侧一次调频回路及汽轮机主控回路

超过0．03 MPa时，压力拉回回路就会为了稳定压力而牺牲负荷。因此，专门设计了一个投切回路，即在正常情况下，压力死区仍然较小，但在一次调频动作时，在允许范围内将压力死区放大至一0．5～0．6MPa。修改后，一次调频动作情况有明显改善，即在一次调频动作时，牺牲了部分压力来保持负荷的稳定。

(3)原设计一次调频逻辑在升降负荷时未进行负荷闭锁限制，从而造成在升降负荷时一次调频考核不合格。在逻辑中增加了“在升负荷时，一次调频要求减负荷；或在减负荷时，一次调频要求增负荷”的负荷闭锁限制，在升降负荷时，实现一次调频动作优先，即“在升负荷时，进行一次调频减负荷闭锁；或在减负荷时，进行一次调频增负荷闭锁”。经过这样的修改后，一次调频在升降负荷时的合格率大大提高。

(4)由于直流炉蓄热少，单纯利用锅炉的蓄热有时效果并不理想，对于一次调频动作时间较长的工况效果更不理想，因此，在一次调频动作时，同步微调给水量和给煤量，以维持压力和燃烧的稳定。

5 结束语

一次调频效果及正确率的好坏直接影响电厂的经济效益，一次调频的性能提高对协调控制也会产生很大的扰动，现在越来越多的电厂已开始重视和关注一次调频功能。通过优化CCS一次调频控制策略，某电厂一次调频性能指标有了较大提高，但还需要进一步研究和改善，以满足电网未来对一次调频更加严格的考核要求。

第二部分 读懂火电机组“一次调频”

导读

本文介绍了电力生产过程中一次调频出现的实际问题，具体分析了各种不利因素对机组调频的影响；并结合实际生产过程中出现的问题，分析发电机组调频能力受限的原因，给出了典型的控制技术方案，对同类型的问题具有一定的借鉴意义。

1 引言

随着特高压输电及风电、太阳能等新能源建设的快速发展，区域电网结构变得也越来越复杂，电网的安全稳定运行技术要求也越来越高。

众所周知，风电与太阳能等新能源发电的可预测性相对较差，且风力发电的高峰负荷大多出现在用电量的波谷处，同时新能源发电的可控性也相对较差，一次调频贡献能力有限，对电网的调整来说，风电并网负荷越高，电网调节越难。

如何在保证电网快速发展的同时，保证电网频率、电压等技术指标，也将会成为一个重要的技术难题。

2 一次调频的性能指标

2.1

基本概念

在电网实际运行中，当电量消耗与电量供给不匹配时，即可引起电网频率出现变化较小、变动周期较短的微小分量，这种频率扰动主要

靠汽轮发电机组本身的调节系统直接自动调整汽轮机调门完成电网负荷补偿，修正电网频率的波动，这个过程即为发电机组的一次调频。

发电机组汽轮机电液控制系统即 DEH 系统中一次调频功能通常是将汽轮机转速与额定转速的差值直接转化为功率信号补偿或流量补偿， 控制结构原理图如图 1 所示。

在我国电网额定频率为 50Hz，汽轮机额定转速为 3000rpm，额定频率与实际频率差值（有时额定转速与汽轮机实际转速的差值代替频率差值）经函数变换后生成一次调频补偿因子，一次调频功能投入， 直接与功率或流量信号叠加，控制汽轮机的调门开度，一次调频切除时，调频补偿因子系数为零，不参与系统控制。

2.2

基本技术要求

发电机组的一次调频指标主要包括：不等率、调频死区、快速性、补偿幅度、稳定时间等。不同区域的电网公司对各个技术指标要求也不尽相同。下面以国家电网公司 2011 年下发的《火力发电机组一次调频试验导则》 中的具体要求为例，说明各个技术指标的具体要求。

1）转速不等率：

火电机组转速不等率应为4％～5％，该技术指标不计算调频死区影响部分。该指标一般作为逻辑组态参考应用，机组

实际不等率需根据一次调频实际动作进行动态计算。

2） 调频死区：

机组参与一次调频死区应不大于|±0.033| Hz 或|±2| r/min。

3）快速性：

机组参与一次调频的响应时间应小于 3s。燃煤机组达到 75％目标负荷的时间应不大于 15s，达到 90％目标负荷的时间应不大于30s。对于高压油电液调节机组响应时间一般在1-2s。电网频率波动越频，该技术指标月重要。

4）稳定时间：

机组参与一次调频的稳定时间应小于 1min。该技术指标对于发电机组及电网稳定运行都十分重要。

5）补偿幅度，

机组参与一次调频的调频负荷变化幅度不应设置下限；一次调频的调频负荷变化幅度上限可以加以限制，但限制幅度不应过小，规定如下：

a) 250MW＞Po 的火电机组，限制幅度≥10％Po；

b) 350MW≥Po≥250MW 的火电机组，限制幅度≥8％ Po；

c) 500MW≥Po＞350MW 的火电机组，限制幅度≥7％ Po；

d) Po＞500MW 的火电机组，限制幅度≥6％Po。

另外，额定负荷运行的机组，应参与一次调频，增负荷方向最大调频负荷增量幅度不小于 5％Po。

3 火力发电机组一次调频运行中主要问题及原因分析

一次调频的性能指标直接影响发电机组的涉网调频贡献能力，对电网的稳定运行起到十分重要的作用。

但在机组实际运行过程中，由于运行工况、现场设备等原因，机组一次调频功能往往受到较大影响，下面简单列举一下，常见的一次调频存在问题。

3.1

一次调频响应时间过长

个别机组在一次调频试验时，负荷响应大于技术要求的 3s 开始动作，有的甚至长达 5-10s开始响应调频指令，这类机组一次调频的性能对电网调频一般起不到正常的补偿作用，反而可能引起反向补偿。

由于现在机组 DCS 和 DEH 系统的运行周期为 ms 级运算，一次调频指令产生的延时一般可以忽略不计，整个控制系统的延迟主要由信

号的传递通道延迟或现场执行机构的物理延迟引起。

如因信号传递通道引起，一般修改应在DEH 设备厂家的同意情况下，指导进行修改调整；如因现场执行机构的物理延迟则需要同其他专业协调解决。

3.2

逻辑组态中投入范围设置不合理

投入条件设置不恰当，如某 330MW 机组，目的实现一次调频在 180MW---330MW 区间投入 ， 调 频 补 偿 负 荷 额 定 设 置 为-26.4MW--- 26.4MW，超出范围自动退出一次调频功能，组态设置如图 2 所示。

该投入范围功能块逻辑组态，利用 ALM 功能块，当输入机组负荷超出设定高低限时，输出值为 0，一次调频投入条件自动切除调频投入，保 证 了 机 组 生 产 过 程 中 负 荷 超 出180MW---330MW 区间一次调频自动退出，但是在两个限幅点左右，如在 183MW 负荷点，机组一次调频减 4MW 负荷时，机组负荷小于180MW，调频退出瞬间，机组负荷指令又增大，机组升负荷大于 180MW，调频又投入，调频指令起作用，机组又减负荷，如此反复，出现一次调频频繁投入退出。类似于此类组态设置的调频投入方式，在限幅点往往会引起机组负荷频繁晃动，影响机组安全运行。

3.3

一次调频与 AGC 调节相互影响

在机组运行过程中，无论何种工况，为了保证大电网的频率稳定性， 一次调频应优先动作。

目前，机组投入 AGC 运行的越来越多，尤其” R”模式下，负荷指令变化比较快，一次调频动作时，如果负荷指令没有一次调频优先动作方案设计应用，则会出现负荷指令和一次调频指令正向叠加或反向削弱。

正向叠加即一次调频指令增负荷时机组负荷指令恰好也是升负荷（或一次调频指令和机组负荷指令都是减负荷指令），这种情况，相当于增大了一次调频指令，机组负荷调整幅度也大。

而出现反向削弱的情况则是一次调频指令与机组负荷指令相反，这样势必削弱机组一次调频性能。

3.4

机组运行方式

机组出于保证运行参数（主蒸汽温度、压力）稳定的考虑，协调控制采用了 TF 的运行模式（所谓 TF 模式，即机跟炉的调节模式， DCS系统通过改变汽机调门的开度来调节主汽压力，以确保压力稳定，调门开度主要决定于主汽压力）。

以 TF 模式运行的机组，汽机调门在一次调频动作过程中同时承担着调节功率和调节主汽压力的责任，难以同时实现两个控制目标，功率调节的时间非常短暂，对电网的调节贡献电量非常有限。

另外机组抽气供热时，由于需要保证抽气参数，机组负荷可调度区间减小，机组负荷调整能力有所减弱，因此，机组一次调频也会受到相应的影响。

3.5

阀门流量曲线不线性

大部分机组运行时汽机采用顺序阀的阀位控制模式。处于功率调节状态的阀组，在开度20%-60%之间是线性行程，开度在此范围之外均

为非线性行程。

当系统发生频率扰动时，如果汽机处于阀门切换过程或阀位行程模拟不准确，都会影响机组一次调频效果。

3.6

煤质的影响

目前大部分机组在协调控制方式下运行，在一次调频动态调整过程中，锅炉主控会自动调整燃料完成蒸汽压力变化的补偿，而如果入炉煤质较差，锅炉的动态调整过程势必增长，影响机组稳定，尤其对于直流锅炉表现更明显。

3.7

热力系统辅机设备状态

各个辅机设备正常运行出力，是整个机组良好运行的基础。现在电网要求发电机组全程进行一次调频投入运行，尤其强调在额定负荷处， 要求有负荷上调 5%出力的能力。

对于增容机组来说，一般对主机系统进行技术改进，但往往忽略对于辅机出力的改进，因此在高负荷阶段辅机的设备状态往往对机组整体性能有着较大的影响。

3.8

数据传输精度

目前，多个区域已经进行一次调频实际动作扰动合格率考核，由于机组一次调频实际动作量比较小，因此在系统计算时，小的偏差对计算结果影响也比较明显，提高一次调频的数据精度是提高机组一次调频合格率的有效途径之一。

一是机组数据本身采集精度，如机组转速、 负荷功率、蒸汽压力等；

二是数据远传至调度考核系统过程中的数据偏差处理，在实际生产过程中，由于 AGC 的考核实施较早，大多该系统的数据进行的了两侧校核修正，而对于PMU 上传数据则重视程度还不够。

4 发电机组一次调频控制优化方案

目前大部分发电机组的一次调频设计采用DEH DCS联合调频控制方案，利用DEH侧调频指令直接叠加到机组阀门控制指令上，实现一

次调频动作的快速性，保证电网频率波动时，发电机组可以快速增减出力，补偿电网调频所需负荷；利用DCS侧控制方案保证机组一次调频补偿幅度，二者相互配合，提升机组的一次调频性能。

4.1

DEH 侧一次调频控制方案

DEH 侧一次调频功能对负荷的修正直接叠加到流量指令上，即根据调节量直接开大或关小调门，调整汽轮机的进汽量，快速稳定电网

频率。功率回路投入时，负荷设定值同时增加一次调频指令，在提高机组一次调频快速动作的同时保证负荷不出现反调现象。

4.2

DCS 侧一次调频控制方案

协调投入方式下， DCS 切除汽机主控回路时，一次调频功能由 DEH 实现。 DCS 投入汽机主控回路时，一次调频指令叠加到负荷设定值上（未直接添加到去 DEH 的流量指令上），提高机组一次调频的精确性及稳定性。

5 结论

一次调频是发电机组重要涉网性能之一，也是电网稳定运行的重要技术手段，其实现主要依靠每台发电机组的调频能力的叠加，在保证机组安全运行的前提下，有效提升发电机组一次调频性能必将成为网源协调发展的一个重要技术课题。（来源电力圈）