刘轩宇，张明芳

（华东桐柏抽水蓄能发电有限责任公司，浙江 天台317200）

1 前言

桐柏抽水蓄能电站位于浙江省天台县栖霞乡百丈村。安装4台300 MW立轴单级混流可逆式水泵水轮机-发电电动机组。电站以500 kV电压等级接入华东电网，在电网中承担调峰、填谷、调频、调相以及事故备用任务。

各机组并网运行时，受外界负荷变动影响，电网频率发生变化，各机组的调节系统即调速器系统参与调节作用，改变各机组所带的负荷，使之与外界负荷相平衡。同时，还尽力减少电网频率的变化，这一过程即为一次调频。机组调速器采用奥地利安德里茨的TC1703 XL数字调速器，该调速器具有稳定精确运行的特点，可满足电站在各种工况下运行及工况转换的要求。

2 试验概况

2.1 试验方法和测点

当机组并网运行时，实际频率跟随电网频率变化。电网正常运行时频率在额定50 Hz附近小幅波动，频差较小，不便于测试验证机组的一次调频性能。因此采用模拟频率偏差的方法进行一次调频试验，通过修改电调内部控制逻辑为试验程序，在软件中实现频率偏差的模拟。此时机组实际的频率偏差被屏蔽，以避免电网频率变化的影响。此外为验证频率测量装置的精度，试验期间在机组停机工况下，采用继电保护装置来校验频率信号，经验证，电调软件中频率与信号源频率之间的差值在允许范围（±0.003 Hz）内。为更好地计算机组一次调频的性能，试验过程需记录机组有功功率、功率设定值、频差、导叶指令、导叶开度、水头等信号。上述数据采样频率不小于2 Hz，每次触发频差信号后，至少连续测量1 min时间。

2.2 计算依据

一次调频效果DX=ΔQsY/ΔQjY（当DX＜0，则：DX=0），当一次调频效果DX＞0，则机组一次调频正确动作1次；否则为不正确动作1次。其中ΔQsY为一次调频实际增量部分的积分电量，为相应时间一次调频理论计算积分电量其中ΔP（Δf，t）=-Δr（Δf，t）MCR/（NeKp）。本次数据分析中电量积分间隔时间取1 s，公式中其他参数说明如下：

Δfsq为频率控制死区；t0为电网频率超出50±Δfsq的时刻；t调节为电网频率超出50±Δfsq的时间；PST为电网频率机组在t0时刻前10 s内实际出力平均值；PSt为t0至t调节间机组实际出力（最大为60 s）；|Δr|为≥死区频率对应的转速；MCR为为机组额定有功出力；Ne为机组额定转速；Kp为转速不等率。

3 动态试验内容及步骤

3.1 试验工况

水头对机组一次调频性能有显著影响，因此试验时应根据机组的负荷计划曲线推测机组运行水头，从中选择有代表性的水头进行试验。根据桐柏电站目前的运行情况，选取日常运行的低水头和高水头两个点进行试验。

另外在不同的负荷工况下，机组一次调频性能能也有所差异，应选择有代表性的工况点进行试验。根据机组的核定运行范围，负荷工况选择200 MW、240 MW、280 MW三点进行一次调频试验。

3.2 试验条件

（1）机组本体设备和电调控制系统运行状态良好，具备带负荷运行的条件，机组保护功能正常投入。

（2）调速器油压系统正常，油压为正常工作压力。

（3）导叶开关时间满足原来的设计要求。

（4）频率信号校验合格，显示正常。

（5）试验所需采集的信号已在数据采集设备和电调软件中进行设置，采样精度和间隔能满足要求。

（6）已按照试验方案要求的功能和指标对相关控制逻辑和参数修改完毕，并对原程序和参数进行了可靠备份。内容包括：永态转差系数、人工死区、最大负荷限幅、功率增减速率、导叶开启关闭速率、满足小频差的负荷偏置等。

3.3 试验步骤

（1）试验前检查

机组启动并网，进行动态检查，确认运行状况良好。

将机组负荷稳定在280 MW，对一次调频相关的电调逻辑进行动态检查。

（2）一次调频基本测试和优化

在首个280 MW工况下，模拟不同的频率偏差信号，测试机组的一次调频基本性能，并根据试验数据和曲线分析计算一次调频指标。在有必要时将在线修改参数对一次调频响应行为的快速性、稳定性、准确性等进行优化。

（3）一次调频性能完整测试

准备工作全部完成后，在选取的不同水头和不同试验负荷下，进行完整的一次调频性能测试。

1）频率死区试验

确认机组负荷不波动，模拟频差±0.045 Hz，确认导叶或有功功率不发生变化，然后依次以±0.01 Hz幅度逐步增加模拟频差，观察和记录试验数据，直到导叶或有功功率开始产生与此信号对应的改变，此时的频率偏差信号即是机组实际的频率死区，待机组工况稳定后，将偏差恢复到0 Hz。

2）响应行为试验

机组稳定情况下，模拟不同类型和幅值的转速频率偏差，确认导叶和功率随之增大/减小，待机组工况稳定后，将频率偏差恢复为0 Hz，观察并记录恢复过程。扰动频差幅度为；±0.05 Hz，±0.1 Hz，±0.15 Hz。（根据负荷选取适当频差）

3）负荷限制试验

在首个280 MW负荷工况点时，模拟±0.25 Hz的频差，验证实际变化功率是否限制在±10%Pe（额定负荷）即±30 MW范围内。

4）投用负荷范围试验

在280 MW负荷工况下，模拟0.25 Hz的正频率偏差，验证机组一次调频负荷指令能否在最大出力处受限。

（4）小频差在线观测

上述试验结束，将频率偏差由模拟值切换回实际值，并将人工频率死区设置为±0.025 Hz左右，观察和记录机组在小频差工况下负荷响应性能。

（5）恢复工作

试验完成后，恢复机组电调相关逻辑到正常模式，交由运行人员操作负荷或停机。待机组完全停机后，再拆除试验接线和安全隔离措施。

4 数据分析

4.1 频差扰动数据（200 MW）分析

1号机组200 MW时在高水头下进行了试验。

高水头运行时，所选扰动频差（扣除死区）为±0.05、±0.1及±0.15 Hz，试验结果正常。

一次调频效果计算结果如表1所示，计算一次调频目标功率、积分电量和响应速度时，转速不等率按规定要求取4%。DX均＞0，一次调频动作正确；DX＞60%，均大于一次调频性能指标月平均值要求。

一次调频响应计算结果如表2所示，频差信号产生后15 s内机组出力响应可满足要求变化出力的90%以上；频差信号产生后45 s内机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值均在机组额定有功出力的±3%以内；频差信号产生后，功率响应滞后时间基本均在3 s左右。

表1 200 MW高水头运行时一次调频效果DX计算

表2 200 MW高水头运行时一次调频响应计算

4.2 随电网小扰动数据分析

1号机组250 MW低水头时，让机组并网运行观察其一次调频能力。调整一次调频频率死区为±0.03 Hz，一次调频动作情况如图1所示（图中频差为减去频率死区后的频差），当频率发生变化，功率也发生变化，功率变化方向正确。从图1中选取时间段为39.6～62.16 s，电网为负频差时的数据分析：当电网频差超过频率死区后，一次调频开始动作，计算一次调频实际增量的积分电量ΔQsY为-0.010 9 MW·h，计算一次调频理论积分电量ΔQjY为-0.004 37 MW·h，一次调频效果DX=ΔQsY/ΔQjY=2.517，满足电网考核要求，一次调频动作正确。

图1中Y轴坐标为导叶开度、实际功率、理论功率、频差在设定范围内的百分比，X轴坐标为相对时间（s）。

5 数据分析结论

（1）机组出力响应分析

图1 250 MW低水头改变频率死区后随网运行一次调频响应曲线

桐柏抽水蓄能电站1号机组的一次调频人工死区设为0.05 Hz，转速不等率小于4%。

在试验频差范围内，一次调频效果DX均大于60%，满足电网考核要求。频差信号产生后15 s内机组出力响应可满足要求变化出力的90%以上。频差信号产生后45 s内机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值小于机组额定有功出力的±3%。

频差发生后，一次调频机组出力变化滞后基本在4 s以内，与调速器程序内部功率死区、调速器反馈信号延迟、水轮机固有的功率反调特性等有关。

（2）最大负荷限幅分析：机组的一次调频最大限幅为额定功率的±10%。

（3）根据对试验中各项数据的分析，桐柏抽水蓄能电站1号机组一次调频性能经试验验证，基本满足《华东区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》和《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》的要求。

6 结束语

机组大修后，经过一次调频相关试验，验证了机组一次调频性能满足华东电网的各项考核要求，加深了对机组调速器系统的静态、动态特性的了解。今后将根据新的电网并网运行管理细则进一步优化机组一次调频性能，全面保障华东电网的安全、稳定运行。