某大型水力发电厂一次调频贡献比合格率低原因分析及对策

熊国恩，李 桃，苏纬强，杨雨杰

（雅砻江流域水电开发有限公司，四川 成都 610051）

0 前言

水轮发电机组一次调频是指发电机组并入大电网运行过程中，当电网频率变化超过水电机组调节系统规定的频率死区时，水电机组调节系统根据有效频差，按永态转差系数自行改变机组自身负荷-频率静态和动态特性对电网的控制调节行为，它是防止电网频率大幅波动、维护电网频率稳定的重要手段[1]。根据《关于征求华中区域“两个细则”（征求意见稿）意见的函》（华中监能市场函34 号）的附件《一次调频技术要求及指标技术、考核度量方法》，对某大型水电站一次调频贡献比合格率进行了计算，发现在2020 年6 月至2020 年12 月期间，该水电站各机组并网运行过程中一次调频动作频繁，持续时间几十秒至几分钟不等，某一时段一次调频动作记录如表1 所示，由于实际贡献电量远不及理论贡献电量，导致一次调频贡献比合格率偏低，均为4%左右，无法有效防止电网频率大幅波动、维护电网频率稳定[2]。为避免执行“两个细则”时产生大量的考核电量，亟需找出不合格原因，提出应对措施。

表1 某一时段一次调频动作记录

1 一次调频考核规则

1.1 一次调频贡献比的算法

一次调频贡献比=（一次调频实际贡献量/一次调频理论贡献量）×100%，即：

机组一次调频动作的理论积分电量Qe的计算方法如下：

Qe=-∫tt

0t[ΔP（Δf，t）]dt

ΔP（Δf，t）=Δf（t）×Pn/fn×Kc

Δf=|ft-50|-fd

Pn—机组额定出力；

fn—系统频率；

ft—对应t 时刻电网频率；

fd—人工频率死区；

Kc—永态转差系数；

Qi—机组一次调频动作的实际积分电量。

当系统频率偏差超过各机组规定的范围时,统计程序自动启动，以机组一次调频死区点的实际发电P0为基点（取前10 s 有功出力平均值），向后积分发电变化量，直至系统频率恢复到机组动作死区以内[3]。积分时长最长为60 s，如果在60 s 之内,频率返回到死区之内，则积分到返回死区时刻为止。即机组的一次调频贡献电量Qi表示为：

式中：

Qi—机组一次调频贡献电量（高频少发或低频多发电量为正，高频多发或低频少发电量为负）；

t0—系统频率超过机组一次调频动作死区的时刻；

tt—系统频率进入机组一次调频动作死区的时刻；

Pt—t时刻机组实际发电有功功率；

P0—t0时刻机组实际发电有功功率（或t0时刻前10 s 平均值）。

1.2 机组一次调频性能评价指标

（1）小扰动（＜0.08 Hz）一次调频贡献率K指数K≥α1(取2 位有效数字)，N贡献比取1，反之N贡献比取0（α1系数按机组类型分类：水电取0.4，其它机组类型取0.5）, 大扰动阶跃形式下不合格次数N1算法为：

2）大扰动（≥0.08 Hz）一次调频贡献率K指数K≥α2（取2 位有效数字），N贡献比取1，反之N贡献比取0（α2系数按机组类型分类：水电、风电取0.6，其它机组类型取0.75）。

若电网频率大扰动非阶跃形式,不合格次数N2算法为：

若电网频率大扰动阶跃形式,不合格N2算法为：

式中N（i）为第i 次贡献比合格；n为满足考核条件的当月调频次数；T（i）为第i 次响应滞后时间合格；Tw（i）为第i 次稳定时间合格；n为满足考核条件的当月调频次数。

2 一次调频贡献比合格率偏低分析

2.1 监控系统AGC 与一次调频配合影响分析

通过解读该水电站机组PLC 程序，AGC 和一次调频配合逻辑中有以下几点不足：功率模式下，监控系统未将有功设定模出量实时下发给调速器；在PID 调节退出或者开度模式时，监控系统送给调速器的有功设定模拟量未跟踪调速器反馈实发值；调速器未实时将一次调频动作有功调节量通过独立的模拟量通道送给计算机监控系统；开度模式下，只要有功设定值有变化，不论一次调频是否动作，未将一次调频和有功设定值进行叠加。由于监控系统AGC 与一次调频配合逻辑存在缺陷，无法满足频率和功率的控制要求，导致投入AGC 的机组调频量减弱，甚至贡献量为负[4]。因此，AGC 与一次调频配合关系严重影响了调节效果。

2.2 一次调频动作闭锁逻辑影响分析

通过分析目前该大型水电站在不同工况下的一次调频动作结果闭锁逻辑以及一次调频的最大调节量闭锁逻辑，其存在以下几点不足：①在功率模式下一次调频会闭锁AGC 有功调节；②在系统频率偏差较大情况下，未闭锁AGC 反向调节功能；③在开度模式下，当有功设定值无变化、一次调频动作时，未闭锁监控系统增减导叶开度脉冲功能，使得导叶响应动作不及时[5]。通过查询历史数据，各机组一次调频动作调节量偏小时大多都伴随着AGC 的反向调节，如图1 所示，因此，该水电站未对一次调频动作设置完整的闭锁逻辑也是导致一次调频贡献比合格率低的主要原因之一。

图1 一次调频和AGC 协调整体动作情况

2.3 一次调频动作调节量限幅影响分析

通过分析该水电站一次调频动作历史数据，当需要一次调频动作调节量减小时，一次调频仍然继续调节，使得实际贡献电量小于理论贡献电量，即一次调频动作调节量小或者进行反向调节，最终导致一次调频贡献比合格率低，如图2 所示。经解读机组PLC 程序，该水电站监控系统并未对一次调频动作有功调节量做限幅，同时当一次调频动作复归时，监控系统未将一次调频动作有功调节量强制为0 MW，使得一次调频动作无法实时跟随理论贡献电量值进行调节[6]，反调现象频繁发生。

图2 某时刻一次调频反向调节

3 提高一次调频贡献比合格率的对策及成效

3.1 制定对策

通过以上原因分析，结合当前机组运行方式制定以下8 个对策：①功率模式下，将有功设定模出量实时下发给调速器，在PID 调节退出或者开度模式时，送调速器的有功设定模拟量跟踪调速器反馈实发值；②调速器实时将一次调频动作有功调节量通过独立的模拟量通道上送至计算机监控系统；③开度模式下，当有功设定值有变化，不论一次调频是否动作，有功目标设定值=有功设定值+一次调频动作调节量，直到有功设定值与有功实发值的差值调整到有功调节死区内为止；④解除功率模式下一次调频闭锁AGC 调节功能；⑤当系统频率偏差较大情况下（50±0.1 Hz），AGC 反向调节值为0 MW；⑥开度模式下，当有功设定值无变化，有功设定值与有功实发值之差在有功调节死区范围内且一次调频动作时，则监控侧增减导叶开度脉冲为0 MW；⑦一次调频动作复归时，监控侧将一次调频动作有功调节量强制为0 MW；⑧对一次调频动作有功调节量做限幅,一次调频有功调节量最大为±15 MW。

执行上述对策后，监控LCU 与一次调频的配合逻辑为：当一次调频动作至复归期间，监控LCU 侧无新的设定值时，监控系统程序闭锁开度闭环，LCU不发增减脉冲令，不干预一次调频调节。当一次调频动作结束时调速器回调机组有功，监控LCU 为避免调速器和监控同时调节造成超调，监控LCU 程序设定延时30 s 后投入开度闭环，正常调节负荷。当一次调频动作至复归期间，监控LCU 侧有新的设定值下发，监控LCU 程序将调速器一次调频调节量与设定值叠加，发增减脉冲令调整负荷，两者同时调节，同时动作，同方向调节会存在超调现象，这种超调现象无法避免，在频扰0.1 Hz 时超调量一般在10 MW 左右。

3.2 对策成效

2021 年6 月前，结合各机组检修工作，该水电站执行了上述8 项对策，取得较好成效。提取2021年7 月11 日11:29:37.300～11:29:47.300 的1 号 机组有功功率计算一次调频动作开始前10 s 的平均功率，即基点功率Po=100.446 3 MW。通过提取11:29:47.300～11:31:34.200 的1 号机组有功功率和电网侧频率，并结合考核规则相关公式计算理论贡献电量和实际贡献电量，最终计算出本次一次调频动作的电量贡献比，计算过程如下。

Δf=|ft-50-0.04|；

Qe=时间段内积分{（Δf×150×1 000 ×100）/（50×0.04）/1 000/3 600}；

Qi=时间段内积分{（Po-实际功率)×1 000×100/1 000/3 600}；

K=Qi/Qe×100%.

时间段积分已将时间换算为秒。式中：Pn=150 MW，fd=0.04 Hz，Kc=0.04。

通过上述计算公式，计算出本次一次调频动作的理论贡献电量为9.3784 kW·h，实际贡献电量为6.356 7 kW·h，一次调频贡献比约为67.78%，相比执行对策前一次调频贡献比合格率大幅度提升。通过提取2021 年7 月至10 月一次调频动作数据与执行对策前2020 年7 月至10 月的数据进行对比，如图3 所示，可以看出，一次调频贡献比合格率由原来的4%上升至67%，大大降低了省调对一次调频的考核程度，为水电站带来上百万元的直接经济效益，同时有效减轻发电机组的运行负担，使机组一次设备往正确方向动作，使得设备的运行寿命增长，发电量随之增多，达到节能增效的目的。

图3 一次调频贡献比合格率对比图

4 结语

水轮发电机组长期处在一次调频贡献比合格率低的工况下运行不论是对机组和电网系统都会造成伤害，无法维护电网的频率稳定，电厂也会因此而受到相关考核[7]。文章详细分析了某大型水电厂一次调频贡献比合格率低的原因，并据此提出了切实可行的控制措施，同时由于西南电网的异步运行使得电网频率波动更为频繁，本次研究有利于电网频率稳定，也为其他电厂一次调频贡献比合格率的提升方法提供改善方向，对同行水轮发电机组的稳定经济运行具有较大参考价值。