华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂,（黑龙江牡丹江）157015
摘要：简要介绍了影响火电燃煤机组一次调频系统控制指标不合格的主要原因，一次调频系统控制策略，并对一次调频系统的控制方法及技术指标进行论述，提出增加一次调频前馈修正逻辑，并对一次调频的输出曲线进行有针对性的修正系数调整的方式提高性能，阐述了一次调频系统在调试和投运中遇到的问题及解决方法和投运后的效果。解决了一次调频系统控制指标不合格的问题，满足了一次调频自动化控制要求，具有一定的参考性。
关键词：一次调频两个细则自动控制
1概述
华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂是华电能源股份有限公司的全资企业，自1978年建厂以来，经过了四期工程的建设。四期工程为#8和#9国产机组，装机容量为2×300MW，DCS系统采用华电南自天元控制系统科技有限公司的TCS-3000分散控制系统。
2008年，电网为了保证发电机组的供电质量，根据电监会发布的《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号）分别制定了两个文件：简称“两个细则（试行）”2010年末进行修订，形成正式的“两个细则”。
#8、#9机组自2010年投产以来，一次调频系统调节品质不满足运行要求，为提高一次调频动作准确率、动作及时性等技术指标，使机组具备良好的调频功能，达到电网“两个细则”的指标要求。有必要对一次调频控制系统进行优化改造，提高一次调频性能。
2一次调频控制
一次调频是指对于电网中快速的负荷变动所引起的周波变动，汽轮机调节系统、机组协调控制系统根据电网频率的变化情况利用锅炉的蓄能，自动改变调门的开度，即改变发电机的功率，使之适应电网负荷的随机变动，来保持电网频率的过程。
2.1一次调频主要技术指标
2.1.1一次调频功能分别在DEH、CCS控制逻辑中实现；
2.1.2一次调频死区范围：±0.033Hz（±2r/min）；
2.1.3机组调速系统的速度变动率：δ=5%；
2.1.4一次调频最大调整负荷限幅：±24MW；
2.1.5一次调频负荷下限180MW；
2.1.6一次调频负荷上限300MW；
2.1.7一次调频曲线设定，如图1所示；
2.1.8机组参与一次调频的响应滞后时间应小于3秒；
2.1.9机组参与一次调频的稳定时间应小于1分钟；
2.1.10机组一次调频的负荷响应速度应满足：燃煤机组达到75%目标负荷的时间应不大于15秒，达到90%目标负荷的时间应不大于30秒。
2.2一次调频控制回路功能
2.2.1DEH侧控制回路：应采取将转速差信号经转速不等率设计函数直接叠加在汽轮机调速汽门总阀位指令处，同时功率回路的功率指令亦根据转速不等率设计指标进行调频功率定值补偿，且补偿的调频功率定值部分不经过速率限制。
2.2.2CCS侧控制回路：CCS中功率回路的功率指令亦根据转速不等率设计指标进行调频功率定值补偿，且补偿的调频功率定值部分不经过速率限制。
2.2.3一次调频调节示意图，如图2所示。
2.3一次调频响应特性要求
表1给出了“两个细则”中一次调频响应特性的要求。
2.3.1一次调频响应速度指标β1
频率越过死区后，一次调频立即动作，并且保证机组出力在3秒内向着一次调频调整方向变化。若3秒内处理发生变化β1=1，合格；否则β1=0，不合格。主要影响因素：
a.调速系统迟缓率。
b.调速汽门的响应速度。
c.控制信号的传递时间。
通过改善上述因素，可以使满足β1要求，在上述因素不可变更的前提下适当加大前馈对β1会有所改善，但这样对β3会有不利影响。
2.3.2一次调频的负荷调整幅度指标β2
一次调频动作后15秒时，其动作幅度必须超过频率极值点对应出力的90%，即β2>0.9合格。主要影响因素：
a.调速系统的迟缓率。
b.调速汽门的响应速度。
通过改善上述因素，可以使满足β2要求，在上述因素不可变更的前提下适当加大前馈（在调速汽门有调节裕量的前提下）会使β2满足要求，但这样对β3有不利影响。
2.3.3一次调频的调整幅度偏差指标β3
从第3秒开始至一次调频考核结束，所有采样点的实际出力与理论计算出力偏差的平均值除以ΔP的最大值。按规定β3<5%合格，否则不合格。主要影响因素：
a.调速系统的迟缓率。
b.测量信号的质量。
c.流量特性曲线的线性度。
d.机前压力。
e.控制信号的传递时间。
通过逻辑修正和参数优化，如加入压力修正、变参数等环节可以使β3有所改善，但上述因素会大大制约改善的程度，使β3很难满足指标要求。
2.3.4机组一次调频响应指数βu
βu指电网频率出现偏差时机组为恢复电网频率，实际变化积分电量与期望变化积分电量之比，βu值越高，说明机组一次调频性能越好，如果一次调频的实际动作与要求值相近，βu接近1，电网频率偏离时，朝着频率恢复方向的变负荷速率越快，幅度越大，对电网频率恢复的贡献越大，βu值越高。
一次调频期望负荷变化的积分值可以视作电网中所有机组一次调频动作的平均积分电量。一次调频实际负荷变化的积分值是监视机组一次调频动作的积分电量，如果βu>1，则说明该机组的一次调频性能优于平均，反之则低于平均。βu≥0.9为合格，否则不合格。
显然，不管存在何种因素，只要采取加大前馈和其他办法使一次调频调整幅度过调，就会使βu满足要求，但这样对β3会很有不利。
2.4一次调频考核要求
表2给出了“两个细则”中一次调频考核的要求。单次指标与月统计指标不同，目的是允许机组存在少量的动作不达标。
3调节系统存在的主要问题
3.1DEH侧和CCS侧操作画面上均设置了投切按钮，而东北电网“两个细则”中明确要求，机组并网后应自动投入一次调频，且不可在操作画面上设置投切按钮。另外，若实际运行中，运行人员忘记投入一次调频或解除一次调频，直接影响一次调频的考核。
3.2一次调频指令设定错误，CCS侧一次调频定值设定乘以系数0.5，不符合“两个细则”要求。
3.3一次调频控制中送给调度的负荷指令信号设定错误。调度考核平台中要求电厂传送“调频前负荷指令”和“调频后负荷指令”两个模拟量信号，目前该信号在DEH侧进行逻辑组态，只有当DEH功率回路投入时传送的才是正确的。而实际运行中，DEH侧要投入遥控方式，接受CCS侧汽机主控的综合阀位指令，传输的信号实际为综合阀位指令折算后的负荷指令。传送给调度的信号用于计算一次调频的性能指标，传输错误将直接导致考核。
3.4一次调频前馈逻辑设计不完善。一次调频要求机组在网频变化时快速响应，其控制方式是机组根据频差通过“频差-开度”增量函数前馈，直接作用在DEH侧综合阀位指令上。现有逻辑设计了简单的前馈作用，但该作用未综合考虑主汽压力，阀位控制方式，阀门流量特性等因素的影响。可导致机组一次调频动作不及时，动作幅度不够，调频结果无法满足调度考核要求。
3.5一次调频性能的主要问题是前期响应速度慢，前15s出力幅度不合格和后期出力偏差较大，实际出力不能快速跟踪理论值，调节精度不够。
4调试和投运中的解决方法
4.1重新校对DCS送至PMU设备的数据及控制信号是否正确（包括调频前负荷指令、实发功率、一次调频投入，一次调频动作），在调度考核平台上验证相关数据。
4.2对一次调频投入信号重新组态，机组并网且实际负荷大于50MW自动投入，实际负荷小于40MW自动退出。
4.3汽机主控增加一次调频动作对CCS压力拉回作用的闭锁逻辑。增加此回路是为了增加一次调频的动作合格程度，当一次调频动作时，汽机调门直接动作，必然造成主汽压力波动，引起CCS压力拉回动作，抵消部分一次调频的幅度，使一次调频合格率降低。增加此回路后，当一次调频动作时闭锁压力拉回回路，优先保证一次调频。
4.4避免一次调频动作过大导致汽机主控失调，增加汽机主控切手动条件，综合阀位指令与反馈偏差大于±15%，延迟5秒。
4.5充分利用锅炉的蓄热，一次调频指令适当参与锅炉主控调节，避免短时一次调频对锅炉的扰动。
4.6满足一次调频指标，重新整定汽机主控PID参数，偏差输入参数，指令前馈参数。
4.7提高一次调频动作灵敏性和幅度，满足电网频率变化的要求。增加一次调频前馈修正逻辑，对一次调频的输出曲线进行有针对性的修正系数调整（包括主蒸汽压力修正系数，单阀、顺序阀修正系数，负荷修正系数，时间修正系数）
4.8根据一次调频控制历史趋势曲线，进行一次调频各项参数优化整定。
5结语
优化后的一次调频性能有了明显改善，满足机组各种参数运行工况的变化，免除了省调针对一次调频的专项考核。每台机组根据自身的特性，以及控制系统的特点，制定了适合自身的优化方案，使机组在不同的工况运行方式下，都能发挥出机组一次调频的功能，且性能达标。经过实际运行参数的检验，达到各项控制指标，较好地满足了一次调频自动化控制要求，为一次调频系统的安全、稳定和经济运行提供了保障，对于一次调频系统长期稳定投运，具有较强的通用性和实用性。
参考文献：
［1］
［2］
［3］
［4］GB/T30370-2013火力发电厂一次调频试验及性能验收导则