广西电力 ＧＵＡＮＧＸＩ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ ２０１１年８月 Ｖｏｌ ３４ ＮＯ．４ 火电厂一次调频问题分析研究 Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｐｒｉ。 ｍａｒｙ Ｙ ｃｏｎｔｒｏｌ Ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ ａｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ Ｏｎ Ｐｒｉｍａｒｙ Ｌ＇ｒｉｍａｒｖ ＦｒｅｑｕｅｎｃｙＲｅｇｕｌａｔｉｏｎ ｉｎ Ｔｈｅｒｍａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔｏｆ ｔｈｅｒｍａｌ ｐｏｗ 王玉辉 ＷＡＮＧ Ｙｕ—Ｈｕｉ （广西桂能科技发展有限公司，广西南宁５３０００７） 摘要：广西多个火电厂一次调频考核合格率较低，通过试验发现主要原因有：火电厂ＤＥＨ转速信号波动或精度不满足高压 调节阀门特性曲线要求、ＤＥＨ侧“频差（转差）信号转换为综合阀位指令”的量不够、ＣＣＳ侧的调节速度与调节死区的影响、ＲＴＵ 数据传送延迟等，对各原因进行分析后给出解决方案。进行逻辑优化后各火电厂一次调频合格率均有很大的提高。 关键词：火电厂；一次调频；协制；转速信号 中图分类号：ＴＫ３２３ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１６７１—８３８０（２０１ １）０４一ｏ０６４—０３ 一次调频功能是维护电网频率稳定的重要手 段。电力调度机构对广西境内各电厂一次调频动作 过负荷的情况。机组迟缓率是指由于调速器、传动放 大机构和配汽机构部件有磨擦、间隙等原因使输入 信息与输出信息之间存在的迟缓现象，这种迟缓现 象作用于调节系统使在一定的转速变化范围Ａ凡 内，机组功率不变。迟缓率 的计算公式如下： （Ａｎ／ｎｏ）１００％ （２） ＝合格率进行考核，结果显示多个火电厂的一次调频 动作合格率较低。一次调频动作合格率低会对整个 电网的稳定有一定的危害。 １ 一次调频主要技术指标 一次调频的主要技术指标有：转速不等率、调频 机组一次调频的功率补偿量（ＡＰ）：是由机组转 死区、调频负荷范围、迟缓率、功率补偿量。 转速不等率 ，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，见公式（１）。它是反 映机组调频能力的重要指标。转速不等率 越大，机 组对电网的调频能力越小，机组运行越稳定；转速不 等率 越小，机组对电网的调频能力越强，但机组运 行的稳定性差。 ６： 旦１００％ ｎ０ 速不等率 和电网频率偏差（可转换为转速偏差 Ａｎ）计算出来的，公式如下： １００％ △ 一 式中：ＰＮ为机组的额定功率。 根据《南方区域电厂并网运行管理指导意见（试 行）》的相关要求，火电厂一次调频的调节死区设置 为±２ ｒ／ｍｉｎ；转速不等率６为５％；一次调频的最大 功率为额定功率的８％即±２４ ＭＷ（３００ ＭＷ机组） 或６％即±３６ ＭＷ（６００ ＭＷ机组）；一次调频负荷响 应滞后时间不应小于３ Ｓ，机组迟缓性小于０．０７％ （２００ Ｍｗ以上机组），一次调频稳定时间不大于６０ Ｓ。 机组一次调频频率死区，是指系统在额定转速 附近对转速的不灵敏区。为了在电网频率变化较小 的情况下提高机组稳定性，一般在电调系统设置有 频率死区。调频负荷范围是为了保持一次调频时机 组的稳定和机组的实际调频能力及设备的安全，对 调频负荷进行限幅，防止一次调频动作时机组出现 收稿日期：２０１ｌ一０３—０８；修回日期：２０１１－０４—２６ ２火电机组一次调频的实现方法 火电机组一般在ＤＥＨ和ＣＣＳ系统分别设计有 一次调频功能，彼此相互。因电网频率信号的精 度较低，故一般取汽轮机转速作为被调节量。ＤＥＨ ２０１１年８月 Ｖｏｌ ３４ ＮＯ．４ 广西电力 ＧＵＡＮＧＸＩ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ ６５ 侧是执行级，是有差、开环调节，为保证调节快速，将 频差（转差）信号转换为综合阀位指令增量叠加到原 综合阀位指令处。ＣＣＳ侧是校正级，是无差、闭环调 节，为保证调节的持续性和精度，根据设计的速度变 动率指标进行功率校正。 火力发电机组一次调频的设计将调频指令直接叠加 在综合阀位上，然后通过各个调频阀的特性曲线去 控制各调节门的开度，所以调节阀门的特性曲线是 一次调频能否全程良好参与一次调频的关键。调节 阀门的流量曲线与阀门实际特性的吻合与否直接影 响ＤＥＨ的控制效果，也直接影响一次调频的动作效 果。广西某台６００ ＭＷ机组经过阀门特性曲线试验 得出图１的对比图。由图１中的“原有单阀曲线”与 ３火电厂一次调频考核不合格原因分析 广西境内各火电厂一次调频考核不合格主要体 现在一次调频实际动作的积分电量／理论动作积分 “试验单阀曲线”可看出该机组原有阀门特性曲线与 电量的百分比小于５０％。经过对各电厂一次调频动 作情况分析认为，造成“一次调频实际动作的积分电 量”不够有以下几方面的原因：ＤＥＨ转速信号问题； 高压调节阀门特性曲线；ＤＥＨ侧“频差（转差）信号 转换为综合阀位指令”的量不够；ＣＣＳ侧的调节速度 与调节死区的影响；ＲＴｕ数据传送延迟。 ３．１ ＤＥＨ转速信号问题分析 火电厂一次制系统一般取汽轮机转速作为 一次调频的被调节量，转速信号不稳定或不准确都 会造成一次调频动作不准确。 如某火电厂机组的转速探头安装在４～５ ｗ间， 由于转速信号波动较大，录波分析其信号叠加有５０ Ｈｚ工频干扰信号。可能是发电机对转速信号干扰所 致。经过对该转速信号的转速探头移到机头安装后， 转速信号稳定，该厂的一次调频合格率有了大幅提 高。２０１１年２月份合格率达１００％。 某些火电厂使用较老型号的ＤＥＨ，其转速信号 的分辨率仅为１ ｒ／ｍ。这对一次调频影响较大，造成 一次调频的动作时间与动作量均有一定差别。针对 此类机组，可以对ＤＥＨ转速模块改造升级，使其转 速信号能在小数点后２位变动。对无法改造升级的 机组，只能考虑加装精度较高的频率变送器或转速 变送器，保证逻辑中一次调频的动作时间与动作量 与电网需求一致。这些电厂经改造，转速稳定后，一 次调频合格率有了大幅提高。２０１０年１０月份合格 率达９９．３％。其中不合格次数均为负荷升降时不合 格或负荷接近满负荷，机组无调节余量。 ３．２火电厂ＤＥＨ高压调门特性与实际不符对一次 调频的影响 汽机ＤＥＨ控制系统是一个相对的系统，主 要有负荷控制、转速控制、阀门管理、阀门控制、负荷 、保护跳闸、应力计算、应力等功能。机组并 网后，ＤＥＨ可切到遥控方式，此时汽机由ＤＣＳ控制， ＤＥＨ就相当于一个执行机构，参与机组的协 制，所以ＤＥＨ对一次调频的影响是直接和关键的。 实际流量特性有一定的差异。图２是多阀方式时阀 位指令与实际流量对比曲线，从图２可以看出实际 流量与阀位指令有一定的差异，这会造成同样的阀 位指令增加量，在不同的开度下实际主蒸汽的增加 量相差较大。 ７ｆ 』 原有曲线 试验曲线 ． ． — —■ ． ． Ｏ ２Ｏ ４０ ６０ ８０ １００ １２０ 图１ —－Ｈ， ／－ ／ ／ ／ ０ ２０ ４０ ６０ ８０ ｌ００ １２Ｏ 图２多阀阀位指令与实际流量对比曲线 阀门在不同的阀位会有不同的调频量，进而对 一次调频产生影响，通过对该机组ＤＥＨ的单阀阀门 特性曲线函数进行修改（将原来表１的函数改为表 ２的函数）及修改顺序阀时各阀门的系数和偏置（按 表３进行修改），使得阀门特性更趋于线性，有助于 提高一次调频动作合格率。 ３．３ ＤＥＨ侧“频差（转差）信号转换为综合阀位指 令”的量不够分析 一次调频控制方式一般都是ＤＥＨ＋ＣＣＳ，即 ＤＥＨ的额定转速与汽轮机转速差通过一定函数计 算后直接动作调门，ＣＣＳ进行补偿，保证机组一次调 频补偿负荷满足电网要求。ＤＥＨ侧是有差调节，为 保证快速性，将频差信号转换为综合阀位指令（将转 速信号用函数转换成对应的负荷值）增量叠加到原 综合阀位指令处，阀门快速响应并动作，但增加或减 少的综合阀位值对应能增加或减少的负荷量不一定 广西电力 ＧＵＡＮＧＸＩ ＥＬＥＣＴＲＩＣ Ｐ０ＷＥＲ ２０１１年８月 Ｖｏｌ ３４ ＮＯ．４ 表１试验前阀门原有特性曲线表 阀门流量／％阀门开度／％ 阀门流量，％阀门开度，％ Ｏ ０ ９４ ３３．８８ ０．０１ ２．７８ ９５ ３６．１ ６ｏ １７．５８ ９６ ３９．３ ８５ ２４．５７ ９７ ４３．３４ ９０ ２７．９５ ９８ ４８．４ ９３ ３１．９３ １００ １０ｏ 表２试验后阀门实际特性曲线表 阀门流量 阀门开度 阀门流量 阀门开度，％ Ｏ ０ ９４ ４７．７５ １．８ ５ ９５ ４９．３ ６０ ２２＿３ ９６ ５１．６ ８５ ３６．５６ ９７ ５４．６３ ９０ ４１．６３ ９８ ６８．７ ９３ ４６．２２ ｌｏｏ １０ｏ 表３试验前后阀门系数及偏置对比表 与理论的一次调频量一致。这跟当前的主汽压力有 很大的关系，主汽压力大时，同样增加或减少一样的 综合阀位，负荷增加或减少的量要大；反之主汽压力 小时，负荷增加或减少的量要小。针对此类问题可以 考虑用主汽压力信号来适当的修正ＤＥＨ侧的叠加 值，使其在各主汽压力下都能基本满足一次调频的 动作量要求。 ３．４ ＣＣＳ侧的调节速度与调节死区的影响 一次调频在ＣＣＳ侧主要是在汽机主控回路叠 加一个调频量（ＣＣＳ侧是无差调节），保证一次调频 的持续性和准确性。ＣＣＳ在汽机主控回路是一个典 型的ＰＩ调节，汽机主控回路的调节比例、调节积分、 调节死区、压力拉回回路都会影响一次调频的准确 性。如广西某６００ ＭＷ机组，其比例为０．０８、积分时 间为８０ ｓ、调节死区为１ ＭＷ，对于ＤＥＨ来说功率调 节器增益一般为Ｏ．５～ｌ，功率调节器时间常数一般为 １０～１５ ｓ。如要保证在协制方式下功率响应及 时，协制中汽机主控制的相应参数也应与ＤＥＨ 控制器参数相适应。广西电网最常见的频率偏差为 ０．０５ Ｈｚ，对于火电厂的汽轮机转速偏差为３ ｒ／ｍｉｎ。 ６００ ＭＷ机组的一次调频量约为４ ＭＷ，在调节死区 与ＤＥＨ侧调频量不够同时存在的情况下，机组一次 调频量有可能仅为２ ＭＷ。这样理论上的动作积分量 就不足５０％。结果造成一次调频考核有可能不合格。 针对这种情况，适当地调整汽机主控的ＰＩ参 数，使汽轮发电机的负荷响应速度加快，以加快一次 调频动作速度；另外，在转速偏差为２—５转时适当加 大调频量，抵消由于调节死区对一次调频的影响。 ３．５ ＲＴＵ数据传送延迟对一次调频考核的影响 电网调度自动化，一般是由主站和远动终端 （ＲＴＵ）组成。远动终端就是电网监视和控制系统中 安装在发电厂或变电站的一种远动装置，它负责采 集所在发电厂或变电站电力运行状态的模拟量和状 态量，监视并向调度中心传送这些模拟量和状态量， 执行调度中心发往所在发电厂或变电站的控制和调 度命令。一次调频考核的信息就是通过ＲＴＵ装置由 电厂端向调度中心发送。然而数据传输过程需要时 间，经过测试，电厂到调度的传输时间最长约１０ ｓ， 如果机组的电功率信号有１０ Ｓ左右的传输延时，就 有可能造成机组一次调频实际调频积分电量少积了 １０ ｓ。针对此类问题可进行传输延时的测试，方法为 １人在调度侧测试传输延时时间，１人在ＤＣＳ强置 功率值，通过通信工具进行联系，经过多次测试算出 平均传输延时时间，根据传输延时时间适当增加调 频量，使一次调频合格。广西某６００ ＭＷ火电厂经过 以上３．３、３．４、３．５综合优化后一次调频合格率有了 很大提高。２０１１年１月１号机组合格率为１００％； 由于２号机组ＡＧＣ无法投入，一次调频合格率为 ９９．４％，仅有７次不合格，不合格的情况均为升降负 荷时不合格。 ４结语 对广西部份火电厂近段时间出现的一次调频考 核不合格原因进行了分析和总结，经过实施以上优 化措施后，各火力发电厂一次调频合格率有较大幅 度的提高。 参考文献 ［１】南方电监安全［２００６１２７号《南方区域电厂并风运行管理 若干指导意见（试行）》［Ｚ】． ［２］南方电监市场［２００９］５号《南方区域并网发电厂辅助服 务管理实施细则》【ｚ】． ［３１肖增弘，徐丰．汽轮机数字式电液调节系统【Ｍ】．北京：中 国电力出版社，２００３．
