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一次调频优化方案

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摘要：对于火电机组在网容量减小造成的一次调频能力减弱的问题，通过调整一次调频指令的优先性、增加转速偏差做为机组负荷的前馈、增加主汽压偏差前馈量做为一次调频保持功能、调整转速不等率的函数等方法，对一次调频逻辑进行了优化，保证了一次调频的调节能力和响应能力。

关键词：一次调频；转速偏差；主汽压偏差；转速不等率

一、设备现状

随着全国大电网运行、直流入湘、特高压、风电太阳能等新型能源装机容量高速增长，湖南省内火电机组在网容量进一步缩减，电网整体一次调频能力减弱。仅湖南益阳电厂330MW机组2月份，发生一次调频考核次数高达123次。

二、原因分析

针对益阳电厂330MW机组一次调频不合格的问题，经过调取一次调频能力不足导致考核的时段的相关数据，并与机组曲线进行对比分析，发现主要有如下几个原因。

1、AGC与一次调频冲突。由于未设置一次调频动作优先的逻辑，当电网AGC指令频繁波动时，AGC指令与一次调频指令的动作出现相反的情况，导致一次调频不动作。

2、DEH阀门流量特性线性差。当#2机组负荷在200-280MW时，顺控方式下，GV2阀门在30%-55%开度时，其流量特性不符合一次调频要求。

3、协调方式下主汽压力回拉作用。机组在协调控制下，主汽压有一定波动，当波动方向与一次调频指令动作方向不同时，一次调频效果不明显。

4、逻辑组态中，一次调频投入范围设置不合理。一次调频的投入范围是负荷在175-305MW，调频补偿负荷设定在-26.4---+26.4MW。当需要补偿的负荷超过±26.4MW时，一次调频自动退出。如果调频负荷刚好在两个限幅点附近时，一次调频会频繁投入和退出，引起机组负荷频繁波动，影响机组安全运行。

除此之外，影响一次调频的原因还有：调门摆动、转速测量精度不高、阀门重叠度设置不合理等。

三、一次调频优化依据

1）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：火电机组为4%-5%。

3）火电机组最大负荷为不小于机组额定容量的6%，300MW机

组不小于机组额定容量的8%，额定负荷运行的机组应参与一次调频增负荷调节。机组一次调频减负荷方向可不设下限。

4）投用范围：机组核定的出力范围。

5）响应行为包括：

①当电网频率变化超过机组一次调频死区时，火电机组一次调频响应时间应小于3s；

②煤电机组达到50%目标负荷的响应时间应大于6s，达到75%

目标负荷的响应时间应不大于15s，应在30s内根据响应目标完全响应（90%）。

③在电网频率变化超过机组一次调频死区的60s内，机组实际

出力与机组响应目标的偏差应符合发电机组一次调频性能评价标准的要求（额定负荷的3%）。

四、优化措施

对于几个影响一次调频的主要原因，提出针对性的提出优化措施，方案如下：

1、由于AGC指令与一次调频的动作方向存在相反的可能性，机组为满足电网稳定要求，逻辑组态设计了一次调频动作优先的方式。主要有（1）取消了一次调频动作保持AGC指令的逻辑；（2）一次调频指令为正方向时，机组负荷闭锁减的限速为0%/s；（3）一次调频指令为负方向时，机组负荷闭锁增的限速为0%/s；（如图1所示）（4）将转速偏差指令（负荷大于10MW起作用）的微分量做为机组负荷指令的前馈，以快速增减燃料量和风量（如图2所示）。

2、完善一次调频的投入区间设置。根据一次调频投入的要求，机组应该并网后全程投入一次调频。目前DEH侧已经实现全程投入，MCS侧还留有53%的负荷限制。为了提高机组灵活性，满足一次调频负荷偷用范围，同时满足55%额定负荷以下一次调频只增不减、95%额定负荷以上一次调频只减不增的要求。对现有组态进行优化设置，将MCS侧的负荷限制降低至额定负荷的45%。

图1

3、完善转速偏差指令的系数。（1）引入主汽压力高低和波动方向。当主汽压力较低或者降低时，适当增加转速偏差指令（如图2所示）。（2）汽机主控PID前馈中，主汽压力偏差产生的前馈量做为一次调频的保持功能，并加速限速环节（如图3中阴影部分）。（3）取消汽机主控PID给定值滤波环节，增加负荷指令偏差限幅环节（如图3中阴影部分）。（4）适当增强DEH侧的一次调频前馈系数。

图2

图3

1、转速不等率要求为4%-5%，死区在±0.033Hz内或者±2rpm内。由于电网在接入新能源后，火电机组在网容量变小，电网频率在±0.033Hz附近频繁波动，容易反复触发和复归一次调频。因此，在维持调频死区和调频函数的前提下，修正包括CCS和DEH在内的调频指令输出，添加F（t）超前滞后环节，增大前15s的贡献量。

2、利用机组检修后开机机会做阀门流量特性试验，并整定优化阀门流量函数和阀门开度重叠度。

3、将CCS指令和DEH的调频指令、转速、频率、ULD、阀