劉軒宇，張明芳

（華東桐柏抽水蓄能發(fā)電有限責任公司，浙江 天臺317200）

1 前言

桐柏抽水蓄能電站位于浙江省天臺縣棲霞鄉(xiāng)百丈村。安裝4臺300 MW立軸單級混流可逆式水泵水輪機-發(fā)電電動機組。電站以500 kV電壓等級接入華東電網，在電網中承擔調峰、填谷、調頻、調相以及事故備用任務。

各機組并網運行時，受外界負荷變動影響，電網頻率發(fā)生變化，各機組的調節(jié)系統(tǒng)即調速器系統(tǒng)參與調節(jié)作用，改變各機組所帶的負荷，使之與外界負荷相平衡。同時，還盡力減少電網頻率的變化，這一過程即為一次調頻。機組調速器采用奧地利安德里茨的TC1703 XL數字調速器，該調速器具有穩(wěn)定精確運行的特點，可滿足電站在各種工況下運行及工況轉換的要求。

2 試驗概況

2.1 試驗方法和測點

當機組并網運行時，實際頻率跟隨電網頻率變化。電網正常運行時頻率在額定50 Hz附近小幅波動，頻差較小，不便于測試驗證機組的一次調頻性能。因此采用模擬頻率偏差的方法進行一次調頻試驗，通過修改電調內部控制邏輯為試驗程序，在軟件中實現頻率偏差的模擬。此時機組實際的頻率偏差被屏蔽，以避免電網頻率變化的影響。此外為驗證頻率測量裝置的精度，試驗期間在機組停機工況下，采用繼電保護裝置來校驗頻率信號，經驗證，電調軟件中頻率與信號源頻率之間的差值在允許范圍（±0.003 Hz）內。為更好地計算機組一次調頻的性能，試驗過程需記錄機組有功功率、功率設定值、頻差、導葉指令、導葉開度、水頭等信號。上述數據采樣頻率不小于2 Hz，每次觸發(fā)頻差信號后，至少連續(xù)測量1 min時間。

2.2 計算依據

一次調頻效果DX=ΔQsY/ΔQjY（當DX＜0，則：DX=0），當一次調頻效果DX＞0，則機組一次調頻正確動作1次；否則為不正確動作1次。其中ΔQsY為一次調頻實際增量部分的積分電量，為相應時間一次調頻理論計算積分電量其中ΔP（Δf，t）=-Δr（Δf，t）MCR/（NeKp）。本次數據分析中電量積分間隔時間取1 s，公式中其他參數說明如下：

Δfsq為頻率控制死區(qū)；t0為電網頻率超出50±Δfsq的時刻；t調節(jié)為電網頻率超出50±Δfsq的時間；PST為電網頻率機組在t0時刻前10 s內實際出力平均值；PSt為t0至t調節(jié)間機組實際出力（最大為60 s）；|Δr|為≥死區(qū)頻率對應的轉速；MCR為為機組額定有功出力；Ne為機組額定轉速；Kp為轉速不等率。

3 動態(tài)試驗內容及步驟

3.1 試驗工況

水頭對機組一次調頻性能有顯著影響，因此試驗時應根據機組的負荷計劃曲線推測機組運行水頭，從中選擇有代表性的水頭進行試驗。根據桐柏電站目前的運行情況，選取日常運行的低水頭和高水頭兩個點進行試驗。

另外在不同的負荷工況下，機組一次調頻性能能也有所差異，應選擇有代表性的工況點進行試驗。根據機組的核定運行范圍，負荷工況選擇200 MW、240 MW、280 MW三點進行一次調頻試驗。

3.2 試驗條件

（1）機組本體設備和電調控制系統(tǒng)運行狀態(tài)良好，具備帶負荷運行的條件，機組保護功能正常投入。

（2）調速器油壓系統(tǒng)正常，油壓為正常工作壓力。

（3）導葉開關時間滿足原來的設計要求。

（4）頻率信號校驗合格，顯示正常。

（5）試驗所需采集的信號已在數據采集設備和電調軟件中進行設置，采樣精度和間隔能滿足要求。

（6）已按照試驗方案要求的功能和指標對相關控制邏輯和參數修改完畢，并對原程序和參數進行了可靠備份。內容包括：永態(tài)轉差系數、人工死區(qū)、最大負荷限幅、功率增減速率、導葉開啟關閉速率、滿足小頻差的負荷偏置等。

3.3 試驗步驟

（1）試驗前檢查

機組啟動并網，進行動態(tài)檢查，確認運行狀況良好。

將機組負荷穩(wěn)定在280 MW，對一次調頻相關的電調邏輯進行動態(tài)檢查。

（2）一次調頻基本測試和優(yōu)化

在首個280 MW工況下，模擬不同的頻率偏差信號，測試機組的一次調頻基本性能，并根據試驗數據和曲線分析計算一次調頻指標。在有必要時將在線修改參數對一次調頻響應行為的快速性、穩(wěn)定性、準確性等進行優(yōu)化。

（3）一次調頻性能完整測試

準備工作全部完成后，在選取的不同水頭和不同試驗負荷下，進行完整的一次調頻性能測試。

1）頻率死區(qū)試驗

確認機組負荷不波動，模擬頻差±0.045 Hz，確認導葉或有功功率不發(fā)生變化，然后依次以±0.01 Hz幅度逐步增加模擬頻差，觀察和記錄試驗數據，直到導葉或有功功率開始產生與此信號對應的改變，此時的頻率偏差信號即是機組實際的頻率死區(qū)，待機組工況穩(wěn)定后，將偏差恢復到0 Hz。

2）響應行為試驗

機組穩(wěn)定情況下，模擬不同類型和幅值的轉速頻率偏差，確認導葉和功率隨之增大/減小，待機組工況穩(wěn)定后，將頻率偏差恢復為0 Hz，觀察并記錄恢復過程。擾動頻差幅度為；±0.05 Hz，±0.1 Hz，±0.15 Hz。（根據負荷選取適當頻差）

3）負荷限制試驗

在首個280 MW負荷工況點時，模擬±0.25 Hz的頻差，驗證實際變化功率是否限制在±10%Pe（額定負荷）即±30 MW范圍內。

4）投用負荷范圍試驗

在280 MW負荷工況下，模擬0.25 Hz的正頻率偏差，驗證機組一次調頻負荷指令能否在最大出力處受限。

（4）小頻差在線觀測

上述試驗結束，將頻率偏差由模擬值切換回實際值，并將人工頻率死區(qū)設置為±0.025 Hz左右，觀察和記錄機組在小頻差工況下負荷響應性能。

（5）恢復工作

試驗完成后，恢復機組電調相關邏輯到正常模式，交由運行人員操作負荷或停機。待機組完全停機后，再拆除試驗接線和安全隔離措施。

4 數據分析

4.1 頻差擾動數據（200 MW）分析

1號機組200 MW時在高水頭下進行了試驗。

高水頭運行時，所選擾動頻差（扣除死區(qū)）為±0.05、±0.1及±0.15 Hz，試驗結果正常。

一次調頻效果計算結果如表1所示，計算一次調頻目標功率、積分電量和響應速度時，轉速不等率按規(guī)定要求取4%。DX均＞0，一次調頻動作正確；DX＞60%，均大于一次調頻性能指標月平均值要求。

一次調頻響應計算結果如表2所示，頻差信號產生后15 s內機組出力響應可滿足要求變化出力的90%以上；頻差信號產生后45 s內機組實際出力與機組響應目標偏差的平均值均在機組額定有功出力的±3%以內；頻差信號產生后，功率響應滯后時間基本均在3 s左右。

表1 200 MW高水頭運行時一次調頻效果DX計算

表2 200 MW高水頭運行時一次調頻響應計算

4.2 隨電網小擾動數據分析

1號機組250 MW低水頭時，讓機組并網運行觀察其一次調頻能力。調整一次調頻頻率死區(qū)為±0.03 Hz，一次調頻動作情況如圖1所示（圖中頻差為減去頻率死區(qū)后的頻差），當頻率發(fā)生變化，功率也發(fā)生變化，功率變化方向正確。從圖1中選取時間段為39.6～62.16 s，電網為負頻差時的數據分析：當電網頻差超過頻率死區(qū)后，一次調頻開始動作，計算一次調頻實際增量的積分電量ΔQsY為-0.010 9 MW·h，計算一次調頻理論積分電量ΔQjY為-0.004 37 MW·h，一次調頻效果DX=ΔQsY/ΔQjY=2.517，滿足電網考核要求，一次調頻動作正確。

圖1中Y軸坐標為導葉開度、實際功率、理論功率、頻差在設定范圍內的百分比，X軸坐標為相對時間（s）。

5 數據分析結論

（1）機組出力響應分析

圖1 250 MW低水頭改變頻率死區(qū)后隨網運行一次調頻響應曲線

桐柏抽水蓄能電站1號機組的一次調頻人工死區(qū)設為0.05 Hz，轉速不等率小于4%。

在試驗頻差范圍內，一次調頻效果DX均大于60%，滿足電網考核要求。頻差信號產生后15 s內機組出力響應可滿足要求變化出力的90%以上。頻差信號產生后45 s內機組實際出力與機組響應目標偏差的平均值小于機組額定有功出力的±3%。

頻差發(fā)生后，一次調頻機組出力變化滯后基本在4 s以內，與調速器程序內部功率死區(qū)、調速器反饋信號延遲、水輪機固有的功率反調特性等有關。

（2）最大負荷限幅分析：機組的一次調頻最大限幅為額定功率的±10%。

（3）根據對試驗中各項數據的分析，桐柏抽水蓄能電站1號機組一次調頻性能經試驗驗證，基本滿足《華東區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則（試行）》和《華東區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則（試行）》的要求。

6 結束語

機組大修后，經過一次調頻相關試驗，驗證了機組一次調頻性能滿足華東電網的各項考核要求，加深了對機組調速器系統(tǒng)的靜態(tài)、動態(tài)特性的了解。今后將根據新的電網并網運行管理細則進一步優(yōu)化機組一次調頻性能，全面保障華東電網的安全、穩(wěn)定運行。