一次調頻導致調速汽門全關原因分析

王洪凱，郭 勇，付 騰

（1.國網遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006；2.華能國際電力股份有限公司營口電廠，遼寧 營口 115007；3.中電投東北新能源發展有限公司，遼寧 沈陽 110181）

一次調頻導致調速汽門全關原因分析

王洪凱1，郭 勇2，付 騰3

（1.國網遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006；2.華能國際電力股份有限公司營口電廠，遼寧 營口 115007；3.中電投東北新能源發展有限公司，遼寧 沈陽 110181）

以某電廠一次調頻試驗過程中出現的問題為例，重點介紹了一次調頻控制功能，詳細分析了事故的成因并具體給出了控制邏輯的優化方案。著重闡述了不同機組的一次調頻控制邏輯在細節處不盡相同，為一次調頻功能的試驗與優化提供了很好的借鑒。

一次調頻；調速汽門全關；控制策略；邏輯優化

1 事故過程

某電廠2號機組在75%額定負荷（101.25 MW）工況下進行一次調頻試驗，當施加0.1 Hz階躍頻差時，觸發“CCS閥位故障”信號，導致調速汽門迅速全關，機組負荷快速降至零。

機組運行人員發現問題后按照安全措施方案將協調控制系統退出，將調速汽門的控制權限切換至DEH閥位控制方式，試驗人員也迅速解除了試驗條件，但調速汽門并未因控制方式的改變和試驗條件的解除而逐步開啟。

通過對DEH控制邏輯的在線檢查，發現此時DEH“綜合閥位值”在閥位方式下以0.7%／s的速度逐步升高，但因尚有較大的負向指令壓制，導致調速汽門無法迅速開啟。

約4 min后，“綜合閥位值”輸出轉為正值，調速汽門逐漸開啟，在運行人員的操控下逐步恢復負荷。

2 一次調頻控制功能原理

一次調頻是發電機組維持電網頻率穩定的重要功能，一次調頻是指發電機組的自動控制系統在電網頻率升、降時自動減少、增加自身負荷，從而限制電網頻率的變化［1］。它主要利用機組的蓄能承擔電網負荷變化，不需要電網調度進行干預，其響應時間約為幾秒。電網中各機組通常按容量相對值承擔一次調頻量，因此各機組的不等率設置大致相同，一般為4%～5%［2］。

火電機組一次調頻功能由DEH與DCS控制系統共同實現，控制策略框架如圖1所示。

DEH側將轉速差信號經轉速不等率設計函數直接疊加在汽輪機調速汽門指令處，做為前饋信號提升一次調頻的響應速度。DCS側則在CCS中設計頻率校正回路，且CCS中的校正指令不經速率限制，通過閉環控制來實現對調頻負荷增量的穩定調控［3］。

圖1 一次調頻控制策略框圖

該電廠DCS控制系統采用北京國電智深的EDPF系統，DEH控制系統采用北京日立的HIACS 5000M系統，二者之間的數據通信采用硬接線形式。經電廠優化，協調控制系統采用大連凱博科技公司提供的XD－APC先控軟件進行組態，通過工程師站的通信軟件，實現XD－APC與DCS數據的讀取與寫入。其一次調頻控制功能采用圖1所示控制策略構建，邏輯組態在DEH和DCS中實現。

3 一次調頻事故分析

此次事故在排除就地設備、系統硬件因素后，將分析重點放在控制系統的邏輯組態上。通過對DEH和DCS歷史曲線（見圖2、圖3）的分析梳理出事故過程如下。

a.施加0.1 Hz頻差階躍擾動，觸發“CCS閥位故障”信號。

b.“閥位控制信號”迅速回零，調速汽門全關進而機組負荷降至零。

c.CCS方式切除退至基本方式。

d.試驗人員解除試驗條件。

e.運行人員退出遙調控制，切換至DEH閥位控制方式。

f.經一段時間后，調速汽門自動開啟，機組帶負荷。

圖2 DEH一次調頻試驗曲線

圖3 DCS一次調頻試驗曲線

通過圖2可以看出，事件發生初期，機組運行在CCS協調方式，“CCS功率給定”為60.8%，只是DEH側“閥位控制信號”迅速降至－163.2%。結合圖3可見，在切除遙調方式前“CCS功率給定”信號并不為零。由此可知：一次調頻試驗期間DCS側CCS協調控制系統的輸出始終正常，造成“閥位控制信號”瞬間跌落的原因應在DEH側。

在CCS協調方式下，“閥位控制信號”由“CCS功率給定”與一次調頻前饋增量2部分疊加而成。由歷史曲線得知，在事故發生初期“CCS功率給定”信號正常，問題原因可能在DEH側，下文重點分析一次調頻前饋增量邏輯。

一次調頻前饋增量邏輯是由額定轉速與汽輪機轉速差經轉速不等率設計函數運算后得出一閥門增量指令，并將此閥門增量指令直接疊加在汽輪機調速汽門指令處。DEH側的一次調頻功能是機組快速響應頻率變化的主要手段［4］。為保證一次調頻控制品質的合格，需根據機組特性對前饋增益進行合理調整，以能滿足一次調頻考核指標中B1（負荷響應滯后時間）與B2（負荷調整幅度）合格為調整依據。鑒于該機組的協調控制系統采用XDAPC先控軟件進行組態且其控制周期為5 s，可知其控制過程存在一定的通信延遲，其調節速度也存在一定的滯后。這需要設置較高的前饋增益來提高一次調頻的響應速度與調整幅度。從控制策略、邏輯組態及控制參數角度分析，一次調頻控制回路并無問題。

再次梳理事故過程信息，通過對邏輯的審查發現，“CCS閥位故障”由“CCS閥位”與“綜合閥位值”偏差越限產生。

當“CCS閥位”與“綜合閥位值”偏差絕對值大于5%時，觸發“CCS閥位故障”信號。試驗期間，DEH側前饋增益設置為2.59，當施加0.1 Hz階躍頻差時，DEH側前饋作用產生的閥位增量為9.33%，這直接導致DEH側綜合閥位值的突降，觸發“CCS閥位故障”信號。當“CCS閥位故障”存在時，控制邏輯通過ASW模擬開關將“CCS閥位”切換至“綜合閥位值”。這導致“綜合閥位值”由原來的“CCS閥位”與一次調頻前饋增量兩部分疊加變為“綜合閥位值”與一次調頻前饋增量2部分疊加。于是在每個控制周期內，“綜合閥位值”與一次調頻前饋增量疊加后被賦給新的“綜合閥位值”。在一次調頻投入期間，每一周期指令均被減少9.33%。雖然當負荷低于60 MW時，DEH側一次調頻功能會自動退出，但因負荷的跌落存在時間上的滯后。考慮到DEH掃描周期為0.1 s，可以推算出從試驗開始至DEH側一次調頻退出時間為［60.8%－（－163.2%）］／（9.33%?10）＝2.4 s。

至此得知：由“CCS閥位故障”導致的邏輯切換使“綜合閥位值”在2.4 s的時間內被快速減掉224%。而這正是導致調速汽門全關，負荷快速降至零的直接原因。在運行人員退出遙調控制轉為DEH閥位控制方式后，經233 s后調速汽門再次逐漸開啟。

4 DEH相關邏輯的策略研究

通過對歷史曲線和控制邏輯的分析發現，現有邏輯雖已具備一次調頻控制功能，但相關輔助邏輯的控制策略尚有待商榷。原因一是目前絕大多數數字電液調節系統是由汽輪機制造廠設計和制造的專用裝置［5］，而汽輪機廠家對電網考核細則的了解并不全面透徹，導致其對涉網環節控制理念的理解不足，其控制邏輯也勢必存在漏洞；二是因各廠機組汽輪機的不同或分散控制系統的不同，其控制邏輯也有所差異，造成各廠間DEH組態方式不一致，進而導致其控制功效的偏離。

以本次事故為例：按照DEH控制策略，“CCS閥位故障”信號的作用是用于判斷CCS閥位指令信號是否正常，在CCS閥位指令出現問題時，通過進一步的邏輯處理，實現機組的安全穩定運行。即當“CCS閥位”與“綜合閥位值”存在偏差越限時，通過輔助保護邏輯使“綜合閥位值”自保持。

但控制策略中并未考慮到一次調頻功能可能對其造成的影響。一次調頻前饋作用會快速改變“綜合閥位值”，以求實現機組對負荷的快速響應。而“綜合閥位值”階躍變化導致的偏差越限并不能表示“CCS閥位”信號的異常，此次“CCS閥位故障”信號屬于誤發。此外，在“CCS閥位故障”狀態下，控制系統除報警并自保持“綜合閥位值”外，并未解除遙調切回DEH控制，亦是導致后繼問題加劇的重要因素。

綜上所述，此次調門全關事件的原因在于DEH側“CCS閥位故障”信號邏輯判據不嚴謹以及“CCS閥位故障”信號觸發后的控制策略不合理。

5 相關邏輯的優化調整

為保證機組在一次調頻功能投入的條件下安全穩定運行，需對本次事故暴露的問題進行邏輯優化。

一是需對“CCS閥位”與“綜合閥位值”偏差大觸發“CCS閥位異常”信號增加一判據，即判斷偏差大時一次調頻是否動作。在一次調頻動作時，DEH側一次調頻前饋增量會快速改變“綜合閥位值”，導致“CCS閥位”與“綜合閥位值”存在偏差。而此情況是為了保證一次調頻能夠得到快速響應的必須階段，因此在一次調頻動作時，需屏蔽“CCS閥位異?！毙盘柕挠|發。

二是當“CCS閥位異?！睍r，需自動切除CCS方式。在出現“CCS閥位異?！睍r，已說明“CCS閥位”信號存在安全隱患，因此為降低運行風險，需果斷退出遙調，并對信號觸發的原因進行分析，對問題的根源進行處理，以確保機組安全穩定的運行。

經優化調整后，本次一次調頻試驗所暴露的問題均得以妥善解決，機組一次調頻控制策略更加成熟，一次調頻功能也更加完善。

6 結束語

近年來，隨著電網公司一次調頻考核細則的出臺，火電機組的一次調頻功能得到了更多的關注，一次調頻的控制策略也更加趨于成熟。但是通過本文看到，一次調頻控制邏輯在其同一理念下也存在著細微差別，而對這些細節的疏忽就會導致安全事故的發生。因此對每臺機組的相關邏輯還需細致解讀與嚴謹推敲，才能在保證機組安全穩定運行的基礎上取得積極的成效。

［1］李建軍，王 禮，王英薈.超（超）臨界燃煤機組一、二次調頻研究與應用［J］.東北電力技術，2012，33（8）：13－16.

［2］朱北恒.火電廠熱工自動化系統試驗［M］.北京：中國電力出版社，2006.

［3］火力發電機組一次調頻試驗導則：Q／GDW 669－2011［S］.

［4］季俊偉.大容量火電機組一次調頻功能試驗研究［J］.東北電力技術，2015，36（2）：1－5.

［5］代云修，張燦勇.汽輪機設備及系統［M］.北京：中國電力出版社，2006.

Analysis on Primary Frequency Regulation Resulting in Governing Valve Closed

WANG Hong?kai1，GUO Yong2，FU Teng3
（1.Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China；2.Yingkou Power Station of Huaneng Power International Inc.，Yingkou，Liaoning 115007，China；3.CPI Northeast New Energy Development Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110181，China）

Based on the problems in the process of primary frequency regulation test of a power plant，primary frequency regulation functions are introduced in this paper，incident cause is analyzed in detail and a control logic optimization are given.The unit primary frequency regulation control logic is Illustrated.It provides a good reference for primary frequency regulation testing and optimization.

Primary frequency regulation；Governing valve closed；Control strategy；Logic optimization

TK263.7

A

1004－7913（2016）05－0053－03

王洪凱（1982—），男，學士，工程師，主要從事熱工自動控制技術研究。

2015－12－29）