某大型水力發(fā)電廠一次調頻貢獻比合格率低原因分析及對策

熊國恩，李 桃，蘇緯強，楊雨杰

（雅礱江流域水電開發(fā)有限公司，四川 成都 610051）

0 前言

水輪發(fā)電機組一次調頻是指發(fā)電機組并入大電網運行過程中，當電網頻率變化超過水電機組調節(jié)系統(tǒng)規(guī)定的頻率死區(qū)時，水電機組調節(jié)系統(tǒng)根據有效頻差，按永態(tài)轉差系數自行改變機組自身負荷-頻率靜態(tài)和動態(tài)特性對電網的控制調節(jié)行為，它是防止電網頻率大幅波動、維護電網頻率穩(wěn)定的重要手段[1]。根據《關于征求華中區(qū)域“兩個細則”（征求意見稿）意見的函》（華中監(jiān)能市場函34 號）的附件《一次調頻技術要求及指標技術、考核度量方法》，對某大型水電站一次調頻貢獻比合格率進行了計算，發(fā)現(xiàn)在2020 年6 月至2020 年12 月期間，該水電站各機組并網運行過程中一次調頻動作頻繁，持續(xù)時間幾十秒至幾分鐘不等，某一時段一次調頻動作記錄如表1 所示，由于實際貢獻電量遠不及理論貢獻電量，導致一次調頻貢獻比合格率偏低，均為4%左右，無法有效防止電網頻率大幅波動、維護電網頻率穩(wěn)定[2]。為避免執(zhí)行“兩個細則”時產生大量的考核電量，亟需找出不合格原因，提出應對措施。

表1 某一時段一次調頻動作記錄

1 一次調頻考核規(guī)則

1.1 一次調頻貢獻比的算法

一次調頻貢獻比=（一次調頻實際貢獻量/一次調頻理論貢獻量）×100%，即：

機組一次調頻動作的理論積分電量Qe的計算方法如下：

Qe=-∫tt

0t[ΔP（Δf，t）]dt

ΔP（Δf，t）=Δf（t）×Pn/fn×Kc

Δf=|ft-50|-fd

Pn—機組額定出力；

fn—系統(tǒng)頻率；

ft—對應t 時刻電網頻率；

fd—人工頻率死區(qū)；

Kc—永態(tài)轉差系數；

Qi—機組一次調頻動作的實際積分電量。

當系統(tǒng)頻率偏差超過各機組規(guī)定的范圍時,統(tǒng)計程序自動啟動，以機組一次調頻死區(qū)點的實際發(fā)電P0為基點（取前10 s 有功出力平均值），向后積分發(fā)電變化量，直至系統(tǒng)頻率恢復到機組動作死區(qū)以內[3]。積分時長最長為60 s，如果在60 s 之內,頻率返回到死區(qū)之內，則積分到返回死區(qū)時刻為止。即機組的一次調頻貢獻電量Qi表示為：

式中：

Qi—機組一次調頻貢獻電量（高頻少發(fā)或低頻多發(fā)電量為正，高頻多發(fā)或低頻少發(fā)電量為負）；

t0—系統(tǒng)頻率超過機組一次調頻動作死區(qū)的時刻；

tt—系統(tǒng)頻率進入機組一次調頻動作死區(qū)的時刻；

Pt—t時刻機組實際發(fā)電有功功率；

P0—t0時刻機組實際發(fā)電有功功率（或t0時刻前10 s 平均值）。

1.2 機組一次調頻性能評價指標

（1）小擾動（＜0.08 Hz）一次調頻貢獻率K指數K≥α1(取2 位有效數字)，N貢獻比取1，反之N貢獻比取0（α1系數按機組類型分類：水電取0.4，其它機組類型取0.5）, 大擾動階躍形式下不合格次數N1算法為：

2）大擾動（≥0.08 Hz）一次調頻貢獻率K指數K≥α2（取2 位有效數字），N貢獻比取1，反之N貢獻比取0（α2系數按機組類型分類：水電、風電取0.6，其它機組類型取0.75）。

若電網頻率大擾動非階躍形式,不合格次數N2算法為：

若電網頻率大擾動階躍形式,不合格N2算法為：

式中N（i）為第i 次貢獻比合格；n為滿足考核條件的當月調頻次數；T（i）為第i 次響應滯后時間合格；Tw（i）為第i 次穩(wěn)定時間合格；n為滿足考核條件的當月調頻次數。

2 一次調頻貢獻比合格率偏低分析

2.1 監(jiān)控系統(tǒng)AGC 與一次調頻配合影響分析

通過解讀該水電站機組PLC 程序，AGC 和一次調頻配合邏輯中有以下幾點不足：功率模式下，監(jiān)控系統(tǒng)未將有功設定模出量實時下發(fā)給調速器；在PID 調節(jié)退出或者開度模式時，監(jiān)控系統(tǒng)送給調速器的有功設定模擬量未跟蹤調速器反饋實發(fā)值；調速器未實時將一次調頻動作有功調節(jié)量通過獨立的模擬量通道送給計算機監(jiān)控系統(tǒng)；開度模式下，只要有功設定值有變化，不論一次調頻是否動作，未將一次調頻和有功設定值進行疊加。由于監(jiān)控系統(tǒng)AGC 與一次調頻配合邏輯存在缺陷，無法滿足頻率和功率的控制要求，導致投入AGC 的機組調頻量減弱，甚至貢獻量為負[4]。因此，AGC 與一次調頻配合關系嚴重影響了調節(jié)效果。

2.2 一次調頻動作閉鎖邏輯影響分析

通過分析目前該大型水電站在不同工況下的一次調頻動作結果閉鎖邏輯以及一次調頻的最大調節(jié)量閉鎖邏輯，其存在以下幾點不足：①在功率模式下一次調頻會閉鎖AGC 有功調節(jié)；②在系統(tǒng)頻率偏差較大情況下，未閉鎖AGC 反向調節(jié)功能；③在開度模式下，當有功設定值無變化、一次調頻動作時，未閉鎖監(jiān)控系統(tǒng)增減導葉開度脈沖功能，使得導葉響應動作不及時[5]。通過查詢歷史數據，各機組一次調頻動作調節(jié)量偏小時大多都伴隨著AGC 的反向調節(jié)，如圖1 所示，因此，該水電站未對一次調頻動作設置完整的閉鎖邏輯也是導致一次調頻貢獻比合格率低的主要原因之一。

圖1 一次調頻和AGC 協(xié)調整體動作情況

2.3 一次調頻動作調節(jié)量限幅影響分析

通過分析該水電站一次調頻動作歷史數據，當需要一次調頻動作調節(jié)量減小時，一次調頻仍然繼續(xù)調節(jié)，使得實際貢獻電量小于理論貢獻電量，即一次調頻動作調節(jié)量小或者進行反向調節(jié)，最終導致一次調頻貢獻比合格率低，如圖2 所示。經解讀機組PLC 程序，該水電站監(jiān)控系統(tǒng)并未對一次調頻動作有功調節(jié)量做限幅，同時當一次調頻動作復歸時，監(jiān)控系統(tǒng)未將一次調頻動作有功調節(jié)量強制為0 MW，使得一次調頻動作無法實時跟隨理論貢獻電量值進行調節(jié)[6]，反調現(xiàn)象頻繁發(fā)生。

圖2 某時刻一次調頻反向調節(jié)

3 提高一次調頻貢獻比合格率的對策及成效

3.1 制定對策

通過以上原因分析，結合當前機組運行方式制定以下8 個對策：①功率模式下，將有功設定模出量實時下發(fā)給調速器，在PID 調節(jié)退出或者開度模式時，送調速器的有功設定模擬量跟蹤調速器反饋實發(fā)值；②調速器實時將一次調頻動作有功調節(jié)量通過獨立的模擬量通道上送至計算機監(jiān)控系統(tǒng)；③開度模式下，當有功設定值有變化，不論一次調頻是否動作，有功目標設定值=有功設定值+一次調頻動作調節(jié)量，直到有功設定值與有功實發(fā)值的差值調整到有功調節(jié)死區(qū)內為止；④解除功率模式下一次調頻閉鎖AGC 調節(jié)功能；⑤當系統(tǒng)頻率偏差較大情況下（50±0.1 Hz），AGC 反向調節(jié)值為0 MW；⑥開度模式下，當有功設定值無變化，有功設定值與有功實發(fā)值之差在有功調節(jié)死區(qū)范圍內且一次調頻動作時，則監(jiān)控側增減導葉開度脈沖為0 MW；⑦一次調頻動作復歸時，監(jiān)控側將一次調頻動作有功調節(jié)量強制為0 MW；⑧對一次調頻動作有功調節(jié)量做限幅,一次調頻有功調節(jié)量最大為±15 MW。

執(zhí)行上述對策后，監(jiān)控LCU 與一次調頻的配合邏輯為：當一次調頻動作至復歸期間，監(jiān)控LCU 側無新的設定值時，監(jiān)控系統(tǒng)程序閉鎖開度閉環(huán)，LCU不發(fā)增減脈沖令，不干預一次調頻調節(jié)。當一次調頻動作結束時調速器回調機組有功，監(jiān)控LCU 為避免調速器和監(jiān)控同時調節(jié)造成超調，監(jiān)控LCU 程序設定延時30 s 后投入開度閉環(huán)，正常調節(jié)負荷。當一次調頻動作至復歸期間，監(jiān)控LCU 側有新的設定值下發(fā)，監(jiān)控LCU 程序將調速器一次調頻調節(jié)量與設定值疊加，發(fā)增減脈沖令調整負荷，兩者同時調節(jié)，同時動作，同方向調節(jié)會存在超調現(xiàn)象，這種超調現(xiàn)象無法避免，在頻擾0.1 Hz 時超調量一般在10 MW 左右。

3.2 對策成效

2021 年6 月前，結合各機組檢修工作，該水電站執(zhí)行了上述8 項對策，取得較好成效。提取2021年7 月11 日11:29:37.300～11:29:47.300 的1 號 機組有功功率計算一次調頻動作開始前10 s 的平均功率，即基點功率Po=100.446 3 MW。通過提取11:29:47.300～11:31:34.200 的1 號機組有功功率和電網側頻率，并結合考核規(guī)則相關公式計算理論貢獻電量和實際貢獻電量，最終計算出本次一次調頻動作的電量貢獻比，計算過程如下。

Δf=|ft-50-0.04|；

Qe=時間段內積分{（Δf×150×1 000 ×100）/（50×0.04）/1 000/3 600}；

Qi=時間段內積分{（Po-實際功率)×1 000×100/1 000/3 600}；

K=Qi/Qe×100%.

時間段積分已將時間換算為秒。式中：Pn=150 MW，fd=0.04 Hz，Kc=0.04。

通過上述計算公式，計算出本次一次調頻動作的理論貢獻電量為9.3784 kW·h，實際貢獻電量為6.356 7 kW·h，一次調頻貢獻比約為67.78%，相比執(zhí)行對策前一次調頻貢獻比合格率大幅度提升。通過提取2021 年7 月至10 月一次調頻動作數據與執(zhí)行對策前2020 年7 月至10 月的數據進行對比，如圖3 所示，可以看出，一次調頻貢獻比合格率由原來的4%上升至67%，大大降低了省調對一次調頻的考核程度，為水電站帶來上百萬元的直接經濟效益，同時有效減輕發(fā)電機組的運行負擔，使機組一次設備往正確方向動作，使得設備的運行壽命增長，發(fā)電量隨之增多，達到節(jié)能增效的目的。

圖3 一次調頻貢獻比合格率對比圖

4 結語

水輪發(fā)電機組長期處在一次調頻貢獻比合格率低的工況下運行不論是對機組和電網系統(tǒng)都會造成傷害，無法維護電網的頻率穩(wěn)定，電廠也會因此而受到相關考核[7]。文章詳細分析了某大型水電廠一次調頻貢獻比合格率低的原因，并據此提出了切實可行的控制措施，同時由于西南電網的異步運行使得電網頻率波動更為頻繁，本次研究有利于電網頻率穩(wěn)定，也為其他電廠一次調頻貢獻比合格率的提升方法提供改善方向，對同行水輪發(fā)電機組的穩(wěn)定經濟運行具有較大參考價值。