混流式水电机组一次调频性能指标试验研究

黄灿成

(大唐水电科学技术研究院有限公司，广西 南宁 530007)

一次调频(PFR)是保证电网频率稳定的重要手段[1]，发电机组一次调频功能可以有效抑制大负荷扰动造成的频率波动[2]，其对短时间电网负荷波动的调节可减少二次调频的动作，优化系统调度、稳定电网频率。因此，一次调频被列入并网发电机组必须提供的基本辅助服务之一。由此可见发电机组一次调频是电网大功率扰动后保障频率稳定的基础资源和关键措施，若系统一次调频能力有效提升，将降低系统安全风险和大量切负荷的社会影响。为此，中国南网电网提出对所辖区域电厂采取措施保障和提升发电机组一次调频能力以确保电网负荷、频率运行安全稳定。

目前关于水电机组一次调频的研究大多为调速器一次调频控制程序分析与参数优化或者一次调频与AGC协调动作等方面[3-8]。然而，水电机组一次调频能力的大小还受水电机组自身特性及调速器控制模式差异的影响，部分工况下一次调频性能不满足电网调度的相关要求。因此本文以某水电机组一次调频试验数据为例，分析试验数据指标不合格的原因，为混流式水电机组更好地服务电网提供参考，同时也为电网优化水电机组一次调频制度要求提供参考。

1 一次调频试验

1.1 一次调频试验内容与性能指标

依据中国南网电网公司机组一次调频试验及性能指标要求及《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》[9]机组一次调频试验及性能指标要求主要包括：①机组一次调频试验项目应包括死区测试、限幅测试和动态性能测试；②试验工况应包含60%、75%、90%、100%额定有功功率四个工况，机组测试工况点应避开机组强振动区等非推荐性运行区。需对机组不同水头下的一次调频性能验证的，应测试不同水头下一次调频性能；③机组调速系统迟缓率ix(电液调节型)：单机容量≤10万kW，迟缓率小于0.15%；单机容量10～20万kW(包括20万kW)，迟缓率小于0.1%；单机容量>20万kW，迟缓率小于0.07%；④水电机组转速不等率(永态转差率)不高于 4%；⑤当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间TPH为一次调频的响应滞后时间，应小于或等于3 s；⑥水电机组达到目标负荷幅度ΔP的90%的时间T90不大于15 s；⑦机组响应目标PTM完全响应时间TTP不大于30 s；⑧水电机组自频率变化超出一次调频死区开始到发电负荷达到稳定，且以后不再越出额定功率±1%范围所需时间TS应不大于45 s。其中：

(1)

(2)

式中：ft为一次调频动作时段内t时刻实际电网频率；Ef为机组调速器设定的一次调频死区(一般为0.05 Hz)；fr为电网额定频率；ep为机组功率调差系数(取值为4%)；Pr为参与一次调频机组的额定功率。

1.2 试验分析

为进一步分析水电机组的一次调频试验性能指标，选取某水电厂单机额定出力700 MW的混流转桨式水轮发电机组的一次调频实测数据进行分析。该机组主要参数信息如下：水轮机型号为HLS152-LJ-790、额定水头140 m、最低水头97 m、最高水头179 m、额定转速107.1 r/min。发电机型号为SF700-56/16090、额定容量700 MW/777.8 MVA；调速器型号为HGS-X20，调节控制规律为并联PID调节，正常并入大电网时调速器的控制模式为开度闭环调节模式。其调速系统调节器传递函数框图如图1所示。

1)调速系统测频回路校准。测频分辨率对水电机组的一次调频动作响应及积分电量考核均有较大影响，现场实测分辨率为0.001 Hz，符合《水轮机调节系统并网运行技术导则》[4]的要求。

2)调速器综合固有死区(迟缓率)测定试验。水轮发电机组调速系统一次调频试验的频率死区通常设定为±0.05 Hz，但是在试验过程中经常发现人工死区设定为±0.05 Hz时，实际电网频率与50 Hz的偏差绝

图1 调节器传递函数框图

对值大于0.05 Hz时导叶或者有功才有响应。这是因为调速系统存在固有死区，所以在进行机组一次调频试验时，需要测定机组调速系统的综合固有死区。实测机组迟缓率为0.006%，满足要求。

3)设定频率死区验证试验。为了使机组在电网频率越过一次调频动作死区时能准确动作，同时使机组一次调频不至于过早动作，需要在测定的调速器综合固有死区的基础上，设置一个人工频率死区，使机组一次调频的频率死区不大于±0.05 Hz。试验验证了调速系统一次调频动作人工死区设为±0.047 Hz，满足要求。

4)动态响应性能试验。机组一次调频动态响应性能决定了当电网频率越过频率死区时，机组朝着频率恢复方向的变负荷的速率及幅度，是电网对机组一次调频要求的关键指标。试验结果：①测试的大部分工况下机组的一次调频负荷调整幅度均达不到理论变化幅度，也就使得机组在这些工况下的一次调频负荷响应速率不满足要求；②测试的工况下一次调频负荷响应滞后时间最大为1.17 s，满足要求；③电网频率变化超过机组一次调频死区时开始至机组实际出力达到稳定值的时间最大为14.17 s，满足要求；④通过计算不同频差下导叶的实际变化值，可知该机组参与一次调频的负荷变化幅度未加以限制，满足相关要求；⑤实测转速不等率(永态转差率)bp均不大于4%，满足要求，见表1。

5)一次调频与AGC联合调整试验。因一次调频动作使机组有功改变后，调速器反馈至监控的有功功率值和AGC计算有功给定值会存在偏差，当偏差值超出设置的有功死区时，此时机组实际功率与AGC调整目标值不一致，AGC就对机组起调节作用。试验验证机组一次调频与AGC联合调节关系处理得当，两者同时动作时不会产生混乱。

6)跟踪响应运行试验。试验验证了当网频越过设定的死区时，机组一次调频动作响应是正确的。

表1 机组一次调频负荷响应试验数据

2 案例分析

由前文的机组一次调频试验情况可知，机组的一次调频动态响应性能不能完全满足电网的要求。以下分析水电机组的响应特性和电网对水电机组一次调频要求。

2.1 响应特性分析

为验证机组108 m与130 m水头下的负荷特性，进行了这两个水头下的带负荷试验。试验得出机组在108 m与130 m水头下的导叶开度与有功功率关系见图2，试验结果表明因两个水头下的水轮机工作水头未到额定工作水头，在这两个水头下在最大导叶开度下均带不到额定负荷。因此在这两个水头下，均不能满足电网要求的100%额定有功功率工况下开展一次调频试验的条件。

图2 不同水头下导叶与有功功率关系图

而为分析试验工况下机组的一次调频负荷调整幅度均达不到理论变化幅度的原因，首先需要明确机组在一次调频时的动作响应是否正常。该机组调速系统工作在开度闭环模式，即一次调频动作时机组对电网频率的响应是以开度变化作为调整目标的，即相应的频差在固定的永态转差系数bp下机组变化相应的导叶开度。结合表1中开度变化情况，表明机组一次调频调节规律是正确的。

而在机组一次调频调节规律正确的情况下，机组一次调频调节性能达不到电网要求的理论动作幅度。为说明这个问题，需进一步分析开度闭环模式下水电机组导叶开度与有功功率的关系。为分析机组在不同水头下一次调频动作变化相同导叶开度时机组有功变化的情况，定义机组在108 m水头时导叶开度由60%变化至70%有功功率与导叶开度的比值为k1、导叶开度由70%开启至80%(或由80%关至70%)有功功率与导叶开度的比值为k2；机组在130 m水头时导叶开度由60%变化至70%有功功率与导叶开度的比值为k3、导叶开度由70%变化至80%有功功率与导叶开度的比值为k4；由图2可明显看出，k1>k2、k1>k3，说明不同水头下水电机组变化相同的导叶开度，其有功功率变化幅度是不一样的；在同一水头下，在不同导叶开度范围下水电机组变化相同开度，其有功变化幅度也是不一样的。这是因为水电机组有功功率与水轮机工作水头、导叶开度(对应当前水头下的流量)以及效率的函数存在式(3)所示的关系[10]，所以同一导叶开度在不同水头下对应的有功功率不同。

P=9.81QHηt

(3)

式中：P为有功功率，kW；Q为水轮机流量，m3/s；H为水轮机工作水头，m；ηt为水轮发电机组效率。

经过以上分析可知水电机组调速器工作于开度模式时，此调节模式下一次调频调节量以导叶开度为调节量进行闭环控制计算的，而导叶开度调节量仅依据一次调频调节有效频差进行计算，没有考虑水头因素的影响，即任何水头下都以相同导叶开度调节量进行控制计算。故一次调频在不同水头不同频差下的有功功率调节量存在较大差异。且水电机组在偏离设计水头的低水头下运行时水轮机效率低，再加上低水头因素影响导叶开度(流量)变化对有功变化影响变小，故一次调频有功动作幅度无法达到电网要求的理论动作幅度。

2.2 规程分析

当前电网对水电机组的一次调频要求是单纯的考虑有功功率动作幅度和变化趋势，但这些都仅仅是从电网的负荷频率需求的角度出发的，没有周全的考虑水电企业的实际情况，故在一定程度上忽视了开度控制模式下水电机组一次调频调节动作的特性。当前在南方电网区域内还有较多的水电机组调速系统是工作在开度闭环模式的，在开度控制模式下，根据《水轮机调节系统并网运行技术导则》应以开度变化趋势进行定量分析。

3 改进方法

3.1 水电企业侧

若电网保持当前的对水电机组一次调频性能指标要求不变，为使机组达到要求的性能指标，水电企业可对机组调速系统进行以下的改造/改进：

1)将调速器改造，使机组调速器工作于功率闭环调节并重新试验选择合适的一次调频参数；这样，机组的一次调频将是以有功功率作为调整目标。

2)对调速器一次调频程序进行优化，在一次调频动作计算导叶开度调整量时，考虑各水头下的导叶开度与有功功率关系因素，使一次调频动作时一次调频开度调整量乘以不同的系数，以适当放大导叶开度调整量，以达到增加有功调整幅度。

3.2 电网侧

对于调速系统工作于开度闭环的水电机组而言，当水轮机工作于不同的水头时其出力特性是有较大差异的。故建议电网企业在制定相关一次调频标准时可增加以下考量：

1)充分尊重水电机组当前的运行特性规律，不宜一味的要求水电机组在一次调频动作时加快响应速度和响应幅度，因为这在一定程度上反而可能会造成电网的不稳定；

2)机组调速系统工作于开度控制模式的，增加以开度变化趋势进行定量分析评价的一次调频响应指标；如保持当前的一次调频有功响应指标不变，需给予水电企业充足的设备改造时间周期。

4 结 语

开度闭环模式下的混流式水电机组，其一次调频开度调整量仅依据一次调频有效调节频差计算，未考虑水头和其他因素的影响，故一次调频在不同水头下的有功功率调节量存在较大差异，从而造成在某些水头下其一次调频调整幅度达不到电网要求的理论调整幅度。为使混流式水电机组一次调频性能完全达到要求，需要对调速系统进行优化或者改造。但从另一个角度来看，电网企业在制定对混流式水电机组的一次调频性能指标要求时，也未充分考虑水电企业的现状，所制定的一次调频性能指标偏于严格。