水電機組一次調頻技術要求及與二次調頻協調控制的實現方法

彭天波，王 楠，孫 剛，唐國平

（1.國網湖北省電力公司電力科學研究院，湖北 武漢 430077；2.葛洲壩水力發電廠，湖北 宜昌 443002）

電能生產與消費同時完成，因此要求發電機組運行時的出力與負荷之間保持平衡。保證電能的良好質量是電能生產過程中的重要任務，通常衡量電能質量的主要指標是電壓和頻率。

按照我國規定，電網的額定頻率為50 Hz，大電網允許的頻率偏差為±0.2 Hz。對我國的中小電網來說，系統負荷波動有時會達到其總容量的5%～10%；而且即使是大的電力系統，其負荷波動也往往會達到其總容量的2%～3%。電力系統負荷的不斷變化，導致了系統頻率的波動，因此需要不斷地調節發電機組的輸出功率，維持機組的轉速（頻率）在額定的規定范圍內。

一次調頻就是利用發電機組調速系統自身的頻率調節特性，對電網頻率發生變化時進行自動調整。其特點是頻率調整速度快,不同的發電機組貢獻的調整量有差別,且調整量有限,值班調度員難以控制。

電網調頻，即二次調頻（或AGC），其對象是全電網系統，即當電力系統負荷或發電出力發生較大變化時,通過裝在發電廠和調度中心的自動裝置監測到系統頻率的變化，然后由運行人員或系統自動地發出命令以增減發電機的發電出力,保持系統頻率在較小的范圍內波動,而電網調頻又是建立在每個電廠自身調頻的基礎之上的。這就要求電廠每臺機組自身都能對電網的頻率波動，產生敏感反應，及時進行自動調節。

1 水電機組一次調頻、二次調頻的靜態特性

機組原始工作位置見圖1所示的靜特性曲線1上A點，機組目標功率Pc1；機組實際功率P1，機組頻率 f1；調速系統調差系數ep。電網發生功率缺額，折算到機組的功率缺額為P3－P1。

圖1 調速器靜態特性圖Fig.1 Static characteristics chart

一次調頻：電網功率缺額引起電網頻率降低，如果不進行調節，發電機組調速系統則按靜特性曲線1運行，頻率應降至 f3，各機組根據頻率偏差進行一次調頻，使機組增發了功率ΔPf=P2－P1，電網頻率為B點的 f2。雖然該機組與電網上其它機組一起進行了一次調頻，但電網頻率為f2，不可能恢復到擾動前的 f1。

二次調頻：若電網二次調頻將該機組的目標功率由Pc1修正為Pc2，則機組調速系統靜特性由特性曲線1變為特性曲線2。最后的調節結果為特性曲線2上C點：調速系統調差系數ep、機組目標功率Pc2、機組實際功率P3、機組頻率 f1；電網的功率缺額得以補償，系統頻率也恢復到擾動前的數值 f1。

電網在負荷擾動后，電網頻率產生偏差，各機組的調速系統根據頻率偏差Δf和功率調差系數ep進行一次調頻，迅速彌補系統部分功率差值；在一次調頻的基礎上，電網AGC再經過二次調頻重新修正相關機組的目標功率值。因此，調速系統通過兩個信號輸入端：頻率（轉速）輸入端(一次調頻)和機組目標功率輸入端（二次調頻或AGC）對電網的頻率進行調節，最終達到電網功率平衡和頻率恢復到規定的范圍之內。

2 水電機組調速器實現一次調頻功能的方法與要求

在調速器程序中設定一次調頻專用的調差系數、頻率人工失靈區（頻率死區）和PID參數，并且具有一次調頻投入后調節范圍的限制功能，能有效的抑制一次調頻過程中機組有功功率的變化幅度，轉速死區設定和PID參數的選擇，能確定當電網頻率波動時，機組由正常發電運行工況轉換為一次調頻工況運行的響應時間及調節能力。

調速器中仍能保留頻率調節模式和頻率調節模式所對應的有關參數，不影響負載小電網和孤立電網的頻率調節能力。

在調速器上設置一次調頻的投入、切除開關，并且當電網頻率波動時，調速系統一次調頻動作后，能將輸出接點信號輸出到計算機監控系統。

華中電網為了保證發電質量和維護電網的穩定運行，并結合自身電網的特性，對參與一次調頻機組有如下要求。

（1）頻率（轉速）死區：參與一次調頻的水電機組的頻率（轉速）死區控制在±0.05 Hz內。

（2）機組調速系統的速度變動率（水電機組永態轉差率）：水電機組速度變動率（永態轉差率）不大于4%。

（3）響應特性：當電網頻率變化達到一次調頻動作值到機組負荷開始變化所需的時間為一次調頻負荷響應滯后時間，額定水頭大于50 m的水電機組應小于4 s，額定水頭小于50 m的水電機組應小于8 s。當電網頻率變化超過機組一次調頻死區時，機組能在15 s內達到一次調頻調整幅度（響應目標）的90%。在電網頻率變化超過機組一次調頻死區的前45 s內，機組實際出力與機組響應目標偏差的平均值應在機組額定有功出力的±3%內。機組參與一次調頻過程中，在電網頻率穩定后，在1 min內，機組負荷達到穩定所需的時間為一次調頻穩定時間。

（4）參與一次調頻機組的最大調整負荷限幅：水電機組參與一次調頻的負荷變化幅度原則上不加限制，但是必須在調速器中可以對負荷變化幅度進行設定，一般負荷調整幅度不低于額定值的±10%。

3 水電機組實際運行過程中一次調頻與AGC的協調控制

水電機組并網運行的出力控制規律如下

Pg=Pc+Pf

式中：Pg為機組當前有功出力；Pc為電網AGC機組出力目標值；Pf為一次調頻偏差出力。

3.1 一次調頻退出

當一次調頻功能退出或電網頻差小于一次調頻頻率死區時，Pf＝0，此時機組的出力完全等于電網AGC所設定的機組出力目標值，即 Pg=Pc。

3.2 電網AGC退出、一次調頻投入

當機組運行在電網AGC所設定的機組出力目標值時，電網AGC功能退出，這時，如果電網頻率與額定頻率的偏差的絕對值大于一次調頻的頻率（轉速）死區，調速系統一次調頻根據電網偏離額定值的偏差自動投入運行。

3.3 一次調頻和AGC投入

在調速系統一次調頻投入后，由于調速系統一次調頻會使機組當前功率偏離電網AGC設定的目標出力，此時Pf≠ 0，如果電網AGC也正好在調整負荷，若電網頻率還未恢復到規定范圍內，Pf會隨電網頻率的波動而變化，若電網頻率恢復到規定范圍內，此時 Pg=Pc+Pf，這時 Pf≠ 0。機組調速系統一次調頻退出并恢復到功率或者開度模式運行，Pf將逐步回到零，致使 Pg≠Pc，電網AGC又將重新改變Pc來修正機組的實際出力。

因此在調速系統一次調頻投入運行的過程中，電網AGC二次調頻信號也加入到調速系統，機組實際運行時調速器立刻退出一次調頻并且將調速器的功率調節輸出信號與功率目標值設為一致，同步后再接收二次調頻命令，當二次調頻結束后如果電網頻差大于轉速死區，一次調頻將再次自動投入。

4 應用實例

以葛洲壩電廠某臺機組一次調頻試驗為例說明如下。

試驗目的是檢驗機組在一次調頻運行方式下，出力隨頻率變化的響應能力，測定機組的一次調頻動作滯后時間、調節時間等參數。試驗的前提條件必須滿足華中電網對參與一次調頻機組所提出的所有要求，從而優化和設定機組的一次調頻PID參數。機組帶負荷穩定運行，調速器在自動運行方式，電氣開度限制設定為100%；調差系數設定為bp=4%，頻率（轉速）死區設定為±0.05 Hz。

將調速器PID參數整定為所選取的一次調頻PID參數。機組分別帶60%、75%、90%、100%的額定負荷運行，將機組頻率（并網后也就是電網頻率）斷開，接入頻率信號發生器用來改變電網頻率。用調速器測試儀記錄機組頻率、機組出力、導葉接力器行程、槳葉行程等參數的變化過程曲線。圖2～3為葛洲壩電廠某臺機組一次調頻試驗的錄波圖。表1為葛洲壩電廠某臺機組帶75%額定負荷運行的一次調頻試驗結果，表2為葛洲壩電廠某臺機組調速系統一次調頻響應特性。

試驗結果可以清楚看出，當頻率信號向上或向下階躍發生時，接力器迅速反應，滯后時間、穩定時間均滿足要求。由此可以看出：當頻率變化時，機組有功相應迅速變化，發揮了調節電網頻率的作用。

圖2 一次調頻動態試驗波形圖Fig.2 Grid frequency modulation dynamical test oscillation chart

圖3 一次調頻動態試驗波形圖Fig.3 Grid frequency modulation dynamical test oscillation chart

表1 葛洲壩電廠一次調頻試驗結果Tab.1 The result of grid frequency modulation in Gezhouba hydropower plant

表2 葛洲壩電廠機組一次調頻響應特性Tab.2 Grid frequency modulation characteristic of Gezhouba hydropower plant

5 結論

經過一次調頻試驗和實際運行表明，葛洲壩電廠試驗機組完全滿足華中電網調頻的要求，并且能夠有效地避免調速系統一次調頻和電網AGC二次調頻之間的矛盾。本文闡述的一次調頻功能實現方法，協調了一次調頻和二次調頻之間既相互輔助又相互制約的關系，對保持電網頻率穩定、保證供電質量有著非常重要的意義。

[1] 沈祖貽.水輪機調節[M].北京：中國水利水電出版社，1998.SHENG Zuyi.Turbine regulating[M].Beijing：China Water&Power Press,1998.

[2] 魏守平.現代水輪機調節技術[M].武漢：華中科技大學出版社，2002.WEI Shouping.Modern water turbine regulation technology[M].Wuhan：Huazhong University of Science and Technology Press,2002.