如何做好电网频率响应的工作

摘要: 下文主要结合笔者多年的工作实践经验，针对电网频率响应的标准进行了阐述，希望通过以下阐述，能与各位同仁相互交流，同时今后也能够为类似的工程提供一些借鉴与参考。

关键词:定义；电网频率

中图分类号：U665.12 文献标识码：A 文章编号：

1 电网的一次调频

1）一次调频的定义

频率的一次调整如图 1 所示。其中,PG为系统中的 等 值 发 电 机 组的频率静态特性曲线( 已线性化) , PL为等值负荷静态特性曲线, 两线相交的 a 点为系统额定频率的运行点。若 电 力 系 统 在 额定频率下运行( 图中 a 点) , 当系统负荷由 PLN突然增加到 PL1时, 系统中的等值发电机的调频过程如下: 负荷突然增加瞬间, 由于原动机调速器存在惯性,发电机的出力保持 PGN不变, 所增加负荷只能靠系统中的转动部分( 主要是发电机组和负荷电动机的转子) 所贮存的动能来抵偿, 促使机组转速下降, 系统频率相应下降到 f1(b 点)。

图1频率的一次调整

当系统频率降低到超出调速器的失灵区( 通常水轮机为 0.02 %, 汽轮机为 0.05 %)时, 调速器动作,增加原动机的输入( 增加进水量或进汽), 使发电机出力增加, 系统频率从 f1回升到 f2, 即达到 PG、PL1两特性曲线的交点 c。这表明, 发电机组仍然维持原频率特性曲线时, 系统频率稳定在 f2(交点 c), fN>f2>f1。这个调整过程是调速器自动完成的, 通常称为一次调整过程。

电力系统中的电源机组都参与频率的一次调整, 当负荷增量发生时, 各发电机组先按其负荷增量发生点的同步功率(dp /dδ, δ为发电机转子 q 轴与以同步转速旋转的坐标轴之间的夹角), 粗略地说相应地按电气距离成反比来分配这些增量。当各发电机组间产生频差时, 将按电源机组的惯量以相互振荡的形式进行这些增量的再分配, 并逐步进入二次调频。

2）一次调频的重要性

互联电网如果没有良好的一次频率响应特性,会导致事故后系统的准稳态频率过低, 从而使低周减载装置动作, 不利于系统的可靠运行。国外研究表明, 随着电网的发展, 一些因素正在恶化电网的一次频率响应特性:

a. 汽轮机采用滑压运行、锅炉跟踪运行, 汽轮机阀门全开, 导致机组失去调节能力;

b. 电网核电比例加大, 可调节、调度能力下降;

c. 重工业减少, 缺少相应的电动机负荷, 从而负荷对频率的影响降低;

d. 循环机组, 采用温度控制模式时, 有着正的频率响应特性, 不利于系统频率恢复, 通常在系统低谷时期, 表现更为明显;

e. 电力市场的推进, 市场力驱使各控制区出于经济性考虑, 备用最小化。

综上所述, 完善互联电网一次调频管理, 制定出量化的考核标准, 是提高电网可靠性的必然手段。

2、频率响应实例分析

1）参数定义

互联电网的最大动态频率偏差 Δfdyn_max, 是指电网事故发生后, 电网频率跌至的最低值, 其主要决定于下列因素:

a. 扰动的幅度和持续时间;

b. 发电机转子上储存的动能;

c. 参与一次调频的发电机数目, 一次调频储备容量及其在发电机组之间的分配比例;

d. 发电机、控制器(如调速器)的动态特性;

e. 负荷的动态频率特性。

准稳态频率偏差 Δf, 是指系统一次调频动作后,而自动发电控制 AGC( Auto Generation Control) 等二次调频手段尚未接手时的频率偏差, 其主要决定于下列因素:

a. 网络的频率响应系数和扰动的幅度;

b. 控制区参与一次调频的发电机的调差率;

c. 负荷对频率响应的灵敏度。

一次调频储备,是指发电机在调速器参与一次调频过程中,可以增加的功率, 它是由发电机的调节限幅决定的, 如图2所示。稳态时( f=f0), 不同调差系数的机组Ga、Gb的限幅相同, 因而一次调频储备容量相同。

图2 一次调频储备

当扰动发生, 且 Δf

当 Δfb>Δf>Δfa=时, 机组 Ga出力达到最大值 Pmax, 无调节能力; 当 Δf >Δfb时, 机组 Ga和机组 Gb在准稳态的情形下, 对频率的贡献相同。

2）以华东电网频率响应为例

笔者查阅相关资料得知在2005年11月20日华东电网突然失去 2.83 GW区外输入功率, 这次事件相当于进行了一次电网频率响应试验。图3为事故发生后 1 min 系统频率曲线。

图3华东电网频率特性

A 点(t=13:56:40, f=50.012 Hz), 表示区外来电失去前, 电网的频率。

B 点(t=13:57:18, f=49.575 Hz)表示在全网机组调速器的响应下, 电网频率恢复到的准稳态值, 此时, 一次调频作用达到最高峰, 但是 AGC 指令、紧急控制等措施尚未接管。

C 点(t=13:56:51, f=49.518 Hz)表示电网的最大动态频率偏差 Δfdyn_max。

D 点表示 A 点之后 60 s 的系统频率, 如电网没有及时补足功率差额, 则电网频率仍然不能恢复到额定频率。

从 13:56:40 开始系统频率在 11s 内从 50.012Hz快速下降到 49.518 Hz, 此时系统的动态频率偏差为Δfdyn_max=0.482 Hz。华东电网机组一次调频相应的频率死区为0.033 Hz, 当系统频率降低至 49.967 Hz 时, 机组接收到频差信号, 机组的一次调频执行机构开始动作, 一般在 5 s 内可以起作用。这次事故, 正体现出华东电网一次调频管理存在以下问题:

a. 华东目前大部分机组限幅偏小, 大部分机组限幅在 3 %～4 %, 未达到 6 % 的要求;

b. 大部分水电机组的一次调频功能基本上未发挥作用;

c. 理想情况下, 系统的准稳态频率偏差应控制在 0.2 Hz 内;

d. 目前, 省市电网现有机组的一次调频功能是基于控制性能标准CPS(Control Performance Standard)的一种调频手段, 为满足对电网频率精度有较高敏感度的要求, 机组一次调频功能所起作用相当有限。

3、小发电厂频率响应为例

笔者所供职的无锡供电公司在2012年7月11日220kV扬名变电所2号主变故障，110kV副母线所供扬协线协联电厂#4机（18MW）、#5机（45MW）、#6机（20MW）与扬珠线（35MW）、扬惠线（1MW）、扬芦线（13MW）形成小系统运行。

6:07起该小系统频率大幅波动，最低至48.5HZ，最高至51.5HZ（机组转速在2910-3090rpm之间波动），引起低周保护（48.5HZ/0.5S）动作切除6条10kV线路。

6:17因电压大幅下降（小系统电压最低到70%Un），汽机振动增加，#6机组发电机出现强励，协联电厂根据现场规程要求，紧急切除#6机组，小系统频率持续波动，同时#5机组调速系统异常，小系统功率发生缺额，频率逐步下降至48.25HZ以下；

6:19，低周保护（48.25HZ/0.5S）再次动作切除5条10kV线路，小系统频率回升至50HZ左右波动。此次事故，体现出小容量发电厂（单台装机容量50MW及以下）调频管理存在以下问题：

a协联电厂#5、#6机为抽凝机组，其调速系统采用的是电动液压装置，首先调节供热压力，其次调整电气量（电压、频率）；

b调速系统调节异常、紊乱，导致事故发生时，频率波动，从而导致低周保护动作；

附：协联电厂#5机故障录波图

4、结语

综上所述，目前, 各互联电网对机组的一次调频参数都有着严格的规定, 但是, 这些规定都没有量化考核标准,频率管理的各阶段工作也未作细分。通过分析华东电网这次事故可以看出, 现有旋转备用管理规定和CPS 考核标准不足以考核控制区的一次调频能力，通过小电厂这次事故可以看出，一次调频的管理还有应完善的地方。可以着重考虑下列几个方面:

a. 各种量化指标的确定, 如调差率、响应容量、机组出力限幅等;

b. 一次调频备用在各控制区、发电机组间的分配方式, 这也是随着电力市场的推进, 引入辅助服务市场必须要考虑的问题;

c. 一次调频管理和 CPS 考核、备用管理的协调配合;

d. 负荷作为频率响应备用技术支持和管理规定