水電站機組一次調頻調節系統優化分析

徐秀英

[摘 ? ?要]為提高電網運行穩定性，保證電網有功功率平衡，對原來采用的一次調頻調節系統進行了仔細分析研究，在原有控制策略基礎上進行了優化。實際運行表明，這種優化后的一次調頻控制系統，提高了機組快速響應電網負荷的要求，從而確保了一次調頻控制系統的長期、穩定投入。

[關鍵詞]一次調頻;調整改造;原因分析;實驗

[中圖分類號]F426.91;TV74;F426.61 [文獻標志碼]A [文章編號]2095–6487（2021）06–0–03

[Abstract]In order to improve the operation stability of power grid and ensure the active power balance of power grid， the original primary frequency regulation system is carefully analyzed and optimized based on the original control strategy. The actual operation shows that the optimized primary frequency regulation control system improves the requirement of quick response to grid load， thus ensuring the long-term and stable operation of the primary frequency regulation control system.

[Keywords]primary frequency modulation; adjustment and transformation; cause analysis; experiment

一次調頻功能是動態的保證電網有功功率平衡的手段之一。當電網頻率升高時一次調頻功能要求機組降低并網有功功率，反之，機組提高并網有功功率。水電站為混流式水輪發電機，一次調頻功能通過調整水輪機導葉開度快速響應電網頻率變化，保證電網安全經濟運行。

1 機組概況

水電站為5臺27.5 MW混流式水輪發電機組。發電機型號為SF27.5-40/7600，水輪機型號為HLA801-LJ-336，水輪機調速系統型號為HGS-H21。

2 一次調頻原控制策略存在的問題分析

2.1 本區域電網對一次調頻機組的要求

（1）一次調頻人工死區：水電機組死區控制在±0.05 Hz。

（2）轉速不等率：水電機組轉速不等率（永態轉差率）不大于3%。

（3）一次調頻的最大調整負荷限幅：水電機組除振動區和空化區外不設置限幅。

（4）一次調頻的響應特性：一次調頻的負荷響應滯后時間指運行機組從電網頻率越過該機組一次調頻的死區開始，到該機組的負荷開始變化所需的時間。

①水電機組：額定水頭在50 m以下的水電機組，一次調頻響應滯后時間應小于10 s。

②所有機組一次調頻的負荷調整幅度應在15s內達到理論計算的一次調頻的最大負荷調整幅度的90%。

③在電網頻率變化超過機組一次調頻死區時開始的45s內，機組實際出力與響應目標偏差的平均值應在理論計算的調整幅度的士5%內。

（5）并網運行機組一次調頻月度平均合格率應滿足水電機組一次調頻平均合格率不小于60%。

（6）一次調頻大頻差擾動性能考核。

當電網發生頻率超過（50+0.1） Hz大頻差擾動時，開展機組一次調頻專項考核。單次大頻差擾動一次調頻合格率I大頻差應不小于80%，低于80%按200分/次考核。

2.2 一次調頻扣分情況及原因

2019年上半年電站一次調頻考核、補償情況如表1所示：

通過查詢計算機監控曲線、綜合機組運行情況、水庫情況分析，主要原因如下。

（1）電站處于電網末端，采集到頻率偏差時間比省調統計考核時間晚1 s左右，而大頻差一般持續時間為3 s左右，使水電站一次調頻動作滯后，響應滯后，有效積分時間短，動作積分電量減少。

（2）電站水庫因泥沙淤積已無庫容，而電站所有機組均為人工水頭，水位變化大。當正常調整負荷后，機組導葉開度不變，水位緩慢下降，機組出力隨水位下降而緩慢降低時，若一次調頻動作，導葉存在一部分空行程，使得出力響應合格率不能達到80%，同時導致積分電量合格率不能達到80%，嚴重時甚至不能滿足常規擾動時的60%合格率要求。

（3）電站機組都運行在開度模式。一次調頻只調節導葉開度，以開度閉環，與兩個細則計算時采用的功率存在較大偏差，時常發生一次調頻響應后導葉開度明顯變化而功率不變的情況，從而導致一次調頻性能不合格。開度模式一次調頻的動作過程是頻差→導葉開度→有功功率的模式。其中，頻差→導葉開度這個轉換過程，是調速器控制系統檢測到頻差，歸算至對應導葉開度行程并執行的過程;導葉開度→有功功率過程受水輪機工作水頭和機組工況（在當前水頭下，當前功率所對應最佳導葉開度）影響。

（4）電網調度規定，非當值調度同意，電站有功功率調節不得人工投入。電站機組在人工水頭情況下均不能保證在最佳工況運行。特別是在汛期機組滿負荷運行時，導葉開度基本都在100%，即便減小5個開度，出力也不會明顯變化，這就導致小頻率偏差范圍出力調節量不足，一次調頻合格率不達標。

（5）一次調頻動作時，水錘效應突出，抵消了大部分正向積分動作電量，導致一次調頻正向動作積分電量不能滿足2個細則要求。

3 一次調頻功能優化方案

根據上述原因分析，電站做以下參數優化：

（1）采取調整一次調頻PID參數增加出力響應正向積分時間、減少水錘效應反向影響。

（2）減小一次調頻死區，在同樣頻差情況下增大功率調節量等措施改善一次調頻性能。

經過一段時間的運行觀察，以上優化措施效果不明顯。

電站根據運行情況對方案做以下調整：

（1）對電站機組一次調頻功能進行改造，采用增強型一次調頻模式，增加一次調頻動作時的積分電量。

（2）調速器廠家根據電站機組實際運行情況設計兩套調速器調節模式，根據現場動態性能試驗結果，合理地選擇調節模式。

（3）電科院根據調速廠家改造后的一次調頻功能在不同頻差、不同開度工況下進行實驗驗證，合理設置一次調頻參數。

（4）測試、優化調速器頻率采集周期及算法，減少一次調頻響應滯后時間，提高積分時間、響應速率。

（5）大頻差擾動情況，一次調頻動作結果以功率閉環為準，一次調頻幅度設置為不限幅。

（6）優化參數，盡可能減小水錘對一次調頻的反向影響。

4 試驗測試

4.1 調速器靜態特性試驗

4.1.1 測試目的

測量調速器的靜態特性，如轉速死區[ix]，非線性[%FSR]，校驗轉差系數[bp]。

4.1.2 測試步驟

（1）確認調速器在自動、發電運行狀態。

（2）通過人機界面或面板上的操作開關將導葉開度給定調整至50%。

（3）修改做靜特性試驗需要參數：①設置開度模式Kp=10，Ki=10，Kd=0，Bp=6%，DB=0;②禁止一次調頻功能;③禁止孤網投入功能;④修改水頭開度曲線中對應水頭的“空載開度”改為5，對應水頭的“開度限制”改為99;⑤打開電氣開限至99%。

（4）在人機界面中調出“調速器靜特性試驗”畫面，按照提示進行試驗。

4.1.3 測試要求

調速器轉速死區小于0.02%。

4.1.4 測試結果

bp=5.99%，ix=0.004%，符合要求。

4.2 空載擾動試驗

（1）測試目的：通過調整空載PID參數，測試調速器在空載運行時的動態響應性能。

（2）測試步驟：①啟動仿真機對機組頻率、導葉開度進行錄波;②分別施加1%、2%、4%、8%的階躍至頻率給定;③計算調節時間及超調量;④調整空載PID參數。

（3）測試要求：調節PID參數值至最優值。

（4）測試圖如圖1～圖4所示：

一次調頻頻差擾動量分別在±0.15 Hz、±0.20 Hz時，進行一次調頻試驗，記錄機組負荷變化。實驗結果如表2所示。

（5）結果分析：①一次調頻固有死區為+0.005 Hz，滿足技術導則不大于土0.02 Hz的要求。②一次調頻負荷響應滯后時間均不大于1.5 s，滿足導則不大于4 s的要求。③90%目標負荷響應時間為5.8～8.8s，滿足導則15 s內達到機組響應目標90%的要求。④負荷響應穩定時間為9.8～11.9 s，滿足導則30 s內負荷響應穩定的要求。

5 一次調頻功能優化后效果

通過調速器廠家和電科院的努力，成功完成對電站一次調頻功能的優化。經測試，優化后的一次調頻功能均通過標準要求。電站機組一次調頻功能優化后，一次調頻考核補償情況見表3。

2020年5月、6月一次調頻考核分數81.98分，較同期694.43分減少612.45分，一次調頻合格率大幅提升，電站機組功率響應基本滿足電網公司要求。

目前機組一次調頻功能投入運行正常，該系統的功能優化，為同類型機組及控制系統的優化提供了一種可行模式。

參考文獻

[1] 鄧育林.巖灘水電站2號機組調速器功率故障原因分析及處理[J].紅水河，2020，39（3）：84-87.