张永军，陈 波

（浙江省电力试验研究院，杭州 310014）

为保证电能质量，维护电网安全稳定运行，2009年华东电网颁布了《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》和《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，同时规定这两个细则从2009年9月开始试行，并于2010年1月正式实施，对并网发电机组提供的辅助服务提出了明确的指标要求和考核方法。针对火电机组一次调频功能的实现过程，结合这两个细则规定的指标及考核方式，深入分析了影响一次调频性能的主要因素，并提出了相应的改善与优化方法。

1 机组一次调频性能考核

根据这两个细则，在电网频率越过机组一次调频死区及发生大扰动期间对涉网机组进行一次调频性能考核，考核依据为机组一次调频效果，考核标准为机组在电网高频或低频期间的一次调频响应行为，即一次调频电量。

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，±0.033 Hz）且持续时间超过20 s时，机组在该时段内一次调频动作响应积分电量（±△QsY）占相应时间内理论计算积分电量（±△QjY） 的比例， 即 DX＝△QsY/△QjY（当 DX＜0或DX＞200%时，则DX＝0）。

当一次调频效果DX＞0，则机组一次调频正确动作1次；否则为不正确动作1次。每月的正确动作率为：

式中：λ为每月的正确动作率；fc为每月正确动作次数；fw为每月不正确动作次数。

对于λ＜80%的机组，每月考核电量为：

式中：Q为一次调频考核电量；α为一次调频考核系数，其数值为3；t为1 h；PN为机组额定容量。

当机组一次调频效果DX＜60%时，分以下两种情况进行电量考核：

当 DXi＞0 且│60%△QjYi│-│△QsYi│＞0 时，

当DXi=0时，

式中：Q1为一次调频效果大于0时的考核电量；Q2为一次调频效果等于0时的考核电量；n为每月电网频率超出50±△fsq并持续时间超过20 s的次数；DXi为第i次一次调频效果；△QjYi为第i次一次调频理论计算积分电量；△QsYi为第i次一次调频实际计算积分电量；α为一次调频考核系数，其数值为3。

从上述计算方法可看出，一次调频性能考核主要分两部分：

（1）一次调频正确动作率考核。根据统计情况，当每月一次调频正确动作率小于80%时，进行考核电量计算。

（2）一次调频效果考核。对效果小于60%的一次调频正确动作进行电量偏差计算的累计；同时对一次调频不正确的动作，追加理论计算积分电量和实际计算积分电量之和的考核，并累加得到最终考核电量。

由此可见，要改善一次调频性能考核，关键是改善一次调频效果，使一次调频动作更为精确。而结合考核计算分析，对于一次调频效果达到60%以上同时＜200%，将不予考核计算。这对一次调频效果的优化工作提出了明确的目标。

2 火电机组一次调频功能实现方式

根据目前火电机组的运行状况，一次调频功能主要通过两部分实现：电液调节系统（DEH）侧功能回路和协调控制系统（CCS）侧功能回路。

DEH侧的一次调频功能回路通常由DEH系统配套设计，其基本实现过程为：将机组运行中实际转速与额定转速进行比较，计算转速偏差；通过转速死区和不等率参数的设置，输出对应一次调频动作的目标负荷或目标主汽流量调节值；经阀门流量管理计算后至汽机调门动作输出。例如机组容量为600 MW，调频死区为2 r/min（0.033 Hz），按不等率为5%进行调频参数的计算：在新华DEH系统中，直接由转速偏差2～11 r/min，对应负荷调节量0～36 MW；而日立DEH系统，在转速最大偏差11 r/min时，对应调节的负荷为额定负荷的6%，即36 MW，在扣除汽机空负荷流量后其额定流量输出为0～64.7%，对应0～600 MW，因而36 MW负荷调节量对应流量指令为64.7%×6%=3.87%，DEH侧最终设置该参数进行一次调频的阀门响应动作。

由于DEH侧一次调频回路为开环控制过程，阀门指令在输出后不再进行精度调节，因此在CCS侧增加了一次调频的闭环控制逻辑。DEH侧的一次调频动作目标负荷送至CCS，通过协调PID运算实现对负荷调节量的闭环控制。通常DEH侧的目标调节量信号送至CCS侧后分两路处理：一路通过函数曲线拟合后加一定的惯性环节进入锅炉前馈回路，用于燃料的控制；另一路则叠加在负荷指令中进入汽机主控PID回路，并适当设置汽机调门控制的前馈量，也有机组不设置前馈而仅仅将目标量叠加在汽机主控PID的负荷反馈中，通过PID计算实现汽机主控的负荷调节。

3 影响一次调频性能的因素分析及改善

火电机组经过长时间的运行和不同的运行工况，机组特性会发生改变，由此也影响到机组一次调频性能。结合多台火电机组一次调频运行状况的分析及多种改进方法的尝试效果，总结出影响一次调频效果及性能的下列主要因素。

3.1 AGC指令与一次调频动作反向

机组AGC工况下常出现AGC指令和一次调频动作目标两者之间调节作用反向的情况。图1为某电厂AGC和一次调频曲线，所示虚线位置为AGC指令加负荷过程中一次调频出现减负荷的调节目标。分析机组工况：AGC设定速率12 MW/min，负荷实际响应速率9 MW/min，频差动作时转速偏差2.7 r/min，一次调频负荷调节目标值约3 MW。由汽机调门动作可看出，在一次调频触发时DEH调频回路迅速动作，汽机调门明显关小；但AGC指令造成机组升负荷量远大于一次调频减负荷量，使得一次调频动作实际积分电量与目标电量反向，本次调频效果为0。

图1 AGC与一次调频分析曲线

通过分析统计机组一次调频正确动作率，发现这种反向动作情况时有发生，严重影响一次调频效果。由此可考虑对CCS控制逻辑进行优化，当出现一次调频动作时闭锁AGC指令以保证一次调频效果。同时为了不使AGC受太大影响，结合一次调频考核时间，将闭锁设定为：当一次调频动作持续时间＜60 s时，闭锁时间与一次调频响应时间同步；当持续时间≥60 s时，闭锁时间为60 s。

3.2 机组转速测量

一次调频动作目的是电网出现频差时通过机组的快速响应稳定电网频率在50 Hz。对机组侧来说相应的频差控制对象为机组转速，当转速偏离额定转速较大时进行一次调频响应调节。因此转速测量的精确性，直接影响到每次调节动作的电量值和最终效果。如某发电厂由于机组测量的转速与电网频率不一致，使得一次调频功能难以正常投用。

此外，不少机组转速测量精度无小数位，也会带来较大影响。通常电网运行时频差较小，对应的转速偏差也很小，大多数一次调频动作在2～3 r/min之间。没有小数位精度的转速测量，会给一次调频动作的目标精度带来较大偏差，例如电网频差对应的转速偏差在2.49 r/min和2.51 r/min时，若精度无小数位，则测量的转速偏差分别为2 r/min和3 r/min，其最终响应的积分电量和调频效果将差距甚大。

3.3 调频死区和不等率的设置

在一次调频回路中，调频死区的设置决定了电网频差出现后，机组何时参与一次调频动作，而调频不等率的设置则决定了参与一次调频动作的幅度大小，因而调频死区和不等率参数的设置直接影响着一次调频动作的调节电量和效果。

按机组一次调频功能的基本技术要求，频率死区±0.033 Hz （±2 r/min），转速不等率 5%，负荷限幅为机组额定有功出力的±6%。如图2所示为调频死区和不等率参数的设定方式：曲线1为标准考核曲线设置，其死区设置2 r/min，不等率5%；曲线2设置为调频死区适当放小而不等率基本不变；曲线3不仅将死区适当放小，还采用变不等率设置，在小频差范围内降低不等率，大频差范围基本维持标准不等率不变。

图2 调频死区和不等率参数

根据一次调频的调节过程和特性，当频差信号超出死区设置的时刻调频动作生效，此时将汽机调门的动作近似认为随频差大小而对应的阶跃动作，假定调门动作准确且负荷控制精度完全满足要求，考虑到频差触发至主汽流量和负荷变化存在一定时间的响应，模拟出如图3所示的一次调频动作效果图。

如图3所示，在小频差动作过程中，由于负荷的实际响应过程落后于频差的动作，因此按标准考核曲线1的参数设置，负荷实际响应量总比理论目标电量小。而对于小死区曲线2的参数设置，将调频死区适当放小意味着将负荷响应过程提前，当频差信号进入考核区域时，负荷已有一定的响应而使得最终响应电量有一定程度的改善。采用小死区变不等率曲线3的参数设置，不仅通过死区放小使负荷响应提前，还通过不等率的变小增加了小频差区域调频响应的幅度，从而使响应电量更为接近理论目标电量。由此可见，死区和不等率参数的设置对小频差范围的一次调频效果影响明显，而大频差动作时由于调频目标负荷较大，影响相对较小。通常电网频率比较稳定，调频动作均以小频差动作为主，因此采用合理的调频死区和不等率参数对改善一次调频效果非常重要。

图3 一次调频动作效果图

上述参数设置的优化方式在某火电机组进行尝试，一次调频平均效果由原来标准参数设置下的40%上升到70%，显著提升了机组的一次调频能力。需指出，调频死区过小可能导致机组调门动作频繁，给相关系统设备及CCS的稳定性带来不利影响，因此需结合机组实际情况设置适当的死区并搭配合理的调频不等率，以达到优化目标。

3.4 汽机调门特性

在机组实际运行过程中，汽机调门的灵敏度及流量特性等随工况的变动而变化，例如机组运行时间较长后，主机调门的线性和灵敏度等均可能发生改变，使机组在不同工况下调门响应不同，从而造成一次调频动作效果的差异。某机组曾出现一次调频效果由60%大幅下降至30%的情况，其原因为机组在滑压工况下汽机调门位置处于不灵敏区且线性度较差，严重影响一次调频动作时调门的响应，后及时进行流量特性试验及配阀参数调整，使机组的调频效果恢复至原有水平。

因此，当一次调频触发调门动作但主汽流量及负荷响应不明显时，改善调门特性尤为重要。

3.5 一次调频逻辑的实现过程

通常DEH系统中一次调频回路的目标调节值以汽机额定参数为标准进行流量计算，当机组运行在低负荷段时，由于主汽参数偏离额定参数较大，作功能力明显偏小，因而同样流量指令的改变对应调节的负荷也偏小，致使一次调频动作效果不足。对此，可考虑在一次调频输出的流量指令中增加主汽参数（如主汽压力）的修正，使得动作响应的负荷更加准确。

而CCS侧是否设置一次调频至汽机调门的前馈量，其动作的响应也不尽相同。如图4所示，正常负荷变动过程中，DEH侧接收CCS指令（多数机组以调门指令和反馈比较进行增减脉冲输出）控制调门阀位。在一次调频动作过程中，DEH侧按不等率设置参数，计算调门动作的幅度并直接叠加在阀位输出中，此时CCS侧汽机主控PID回路的计算输出存在一定滞后，因而形成对汽机调门动作的反拉，汽机主控计算越慢则反拉作用越明显。对比分析图4中调门动作曲线，汽机主控侧设置前馈调节量并提升一次调频动作时汽机主控的响应速度，可有效避免该反拉过程，使得调门响应和负荷响应更精确地满足要求。

3.6 调度通信数据质量的影响

发电厂机组与调度数据通信质量（如通信数据精度及滞后时间）的好坏，直接影响到调度考核计算与机组运行的数据一致性。某300 MW机组在与调度的通信数据上传过程中存在近10 s的滞后和较大的功率上传死区（0.8 MW）。对于一次调频动作来说，0.8 MW负荷调节量对应0.4 r/min的转速偏差，因而在功率信号阶梯形地上传数据过程中，调度侧一次调频电量计算所受的影响不言而喻；同时由于通信的滞后，当频差出现时机组虽迅速响应，但响应的电量却未能及时纳入考核计算，尤其在短时间小频差动作时理论目标电量较小，影响更为明显。

图4 一次调频动作的汽机调门指令效果图

4 结语

电网频率作为最重要的电能质量指标之一，是电网稳定的基础。而涉网机组一次调频性能的好坏对电网频率的稳定有着重要意义，因此对机组一次调频性能的考核必须严格执行。确保火电机组一次调频功能的正常投入，提高一次调频投运时机组的安全性，优化一次调频功能的设计，增强机组的一次调频能力，是保证电能质量、维护电网安全的努力方向。结合机组的实际运行情况，通过切实有效的方法改善其一次调频性能将是一项长期持续的工作任务。

[1]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.