西北电网一次调频试验分析

酋北电网一次调频试验分析　白成春　，焦　莉ｚ，朱　泽３，李　华　，霍大渭　（１．陕西电力科学研究院，陕西西安７１００５４；２．陕西省电力公司，陕西西安７１００４８；３．西北电网有限公司，陕西西安７１００４８）　摘要：针对西北电网地域宽、线路长、电源点和受电用户较为分散，水电机组装机较多等特点，制定西　北电网一次调频整体联调试验方案．实际测试一次调频对电网频率扰动的抑制作用．分析了西北电网在有，　无一次调频功能、有／无自动发电控制（ＡＧＣ）、正向／负向频率阶跃扰动等不同组合方式时的动态响应。根据　试验结果分析研究．得出水火电机组一次调频的差异及协调动作的建议．以及一次调频和ＡＧＣ协调配合　问题。试验结果为西北电网的优化运行、应对突发事故、改进区域电网的运行方式提供技术依据，也为　《西北电网直调发电企业管理考核细则》的实施和西北电网ＡＧＣ控制方案提供技术支撑。　关键词：一次调频；试验；ＡＧＣ；响应；电网　中图分类号：ＴＭ７３３　文献标识码：Ａ　文章编号：１００４—９６４９（２００８）０６．００１４．０５　０引言　发电机组的一次调频能力对维持电网频率的稳　定起着极其重要的作用．特别是对于那些快速调节　机组所占比重少的区域电网尤为关键。当系统发生　大的事故．系统出力发生突变时．如果并网机组具有　一观环境下．充分利用现有各种资源．通过加强管理来　提高电网安全水平．保证电网安全优质经济运行．提　高电能质量．应对突发事故的发生．加强电网频率的　控制水平．改善电网动态品质．成为亟待解决的课　题　西北电网有限公司于２００３年将一次调频试验列　为重点工作．并由西北电网调度中心和西北电力试　验研究院（现陕西电力科学研究院）承担实施。经过　前期的调研、论证．于２００４年１月开始对西北电网　直调的８个电厂进行一次调频预备性试验．摸清各　次调频能力．可以有效地抑制电网频率的波动幅　度，缩短波动周期…，同时，一次调频的快速响应．可　以为系统的ＡＧＣ（自动发电控制）调节提供有利的　缓冲作用　．可以明显提高整个电网系统抗功率突　变的能力．改善电网频率的质量。　“网厂分离”以后．电网对各发电机组的有效控　直调电厂发电机组调速系统类型及其一次调频的实　现方式、性能指标等基本情况．协助直调电厂确定一　次调频控制策略及参数整定．分析存在的问题．并制　定改进措施　制作用逐渐减弱．随着发电机组单机容量的不断增　大．单台机组跳闸对电网的扰动越来越大．大的机组　事故危及电网的安全与稳定．区域互联电网频率稳　定问题１３趋凸现　．完善和规范上网机组的一次调　频功能又重新受到各方重视．并逐渐作为电力体制　１　网内直调电厂机组一次调频功能基本Ｉ睛况　为了使一次调频试验工作有序推进．先对西北　电网直调电厂机组进行试验．等取得一定试验数据　和经验再在网内其他机组上进行试验。西北电网直　调电厂８个．３ｌ台机组总装机容量８　８２０　ＭＷ．占　２００４年西北电网总容量的３０％．其中火电厂４个．　装机容量总计３　８００ＭＷ：水电厂４个．装机容量总　计５０２０ＭＷ。　改革后“机网协调”的一项重要工作在各大区域电网　中开展　西北地区黄河上游水利资源比较丰富．梯级电　站装机容量较大．在西北电网上网机组中．水电比例　高达４０％．由于水电机组具有调整迅速、运行灵活　的特点．电网的调频调峰任务长期以来主要由水电　机组来承担．火电机组的一次调频潜能未得到有效　由于一次调频工作一直没有开展．经初步调查　摸底．发现网内大部分机组不具备一次调频能力．火　电机组主要问题表现为：一部分机组汽轮机调节系　统还为老式液调系统，不具备可调性一次调频功能：　利用。但和国内外电网相比。西　匕电网存在线路长、　电源点分布不均、网架结构薄弱等不足．“网厂分离”　后生产调度协调难度加大．安全隐患增多．如何在客　收稿日期：２００７—１２—１５；修回日期：２００８—０４—０６　作者简介：白成春（１９６３一），男，陕西榆林人，副总经济师，高级工程师，中国电机工程学会高级会员．陕西省电力公司Ａ级工程　技术专家，从事电力系统试验研究工作。Ｅ－ｍａｉｌ：ｂａｉｃｈｅｎｇｃｈｕｎ＠ｖｉｐ．ｓｉｎａ．ｃｏｍ　维普资讯 http://www.cqvip.com 第６期　白成春等：西北电网一次调频试验分析　一部分机组虽然更换为新式电液调节系统（ＤＥＨ）。　但是一次调频方案设计不合理．一次调频功能无法　投入：还有一部分机组频差（转速）死区和速度变动　率设置过大．起不到一次调频功能作用。水电机组主　要问题表现为：一部分机组调速系统老化无法正常参　与一次调频：一些机组调速系统的调节异常、性能指　标达不到一般要求以及设计功能不完善：还有一部分　机组调速系统出现异常抽动．机组转速摆动值超标．　调节参数更改困难．不敢投入一次调频功能。　对于以上问题．各个电厂积极整改．通过更换调　速系统、重新设计一次调频功能、现场设备调整、联　网单机试验等措施．使大部分机组恢复一次调频功　能．通过对单机模拟试验．并对各机组的控制参数做　了适当整定．为了使所有参与试验的机组都能发挥　一次调频能力．并具有相对的一致性．对参与本次联　调试验机组的有关技术指标做统一的调整：　（１）死区：电液型汽轮机调节控制系统（ＤＥＨ）　的火电机组死区控制在－＋０．０３３　Ｈｚ（±２　ｒ／ａｒｉｎ）；机械、　液压调节控制系统的火电机组死区控制在±０．１０　Ｈｚ　（±６　ｒ／ａｒｉｎ）：水电机组人工死区控制在±０．０５　Ｈｚ　（２）转速不等率（或水电机组永态转差率）：火电　机组转速不等率为４％～５％：水电机组永态转差率不　大于３％。　（３）最大调整负荷限幅：为确保一次调频投入后　机组的安全运行．暂定一次调频的最大调整负荷按　机组额定出力的６％进行限幅　（４）调速系统迟缓率（或水电调速器转速死区）：　电液型汽轮机调节控制系统（ＤＥＨ）的火电机组．迟　缓率要求小于０．０６％：机械、液压调节控制系统的火　电机组．迟缓率要求小于０．１０％：水电机组调速器转　速死区小于０．０４％　２西北电网整体联调试验　通过对单台机组的一次调频性能试验和联网实　际频率扰动试验．取得了大量的试验数据．在此基础　上制定了整体联调试验方案　２．１　参与试验的机组　参加联调试验的机组包括：电网直调水电厂的　各并网发电机组和部分火电机组共计２２台．其中水　电机组１５台．公伯峡电站１号机组不参与一次调　频．利用其甩２００ＭＷ负荷时为电网提供向下的频　率扰动．其余１４台水电机组均可参加一次调频：火　电机组７台．均参与一次调频。参加联调试验机组总　容量为５　５００ＭＷ，占电网总装机容量的１８．８％。　２．２试验方案　本次联调试验旨在摸清西北网调直调发电机组　一次调频的能力．通过实际测试一次调频对电网频　率扰动的抑制作用．以及测试整个西北电网在有／无　一次调频功能、＞ｆｉ／无自动发电控制（ＡＧＣ）、正向／负　向频率阶跃扰动等不同组合方式时的动态响应特　性．测定在电网动态变化过程中一次调频与ＡＧＣ的　协调配合关系．为西北电网一次调频功能的稳定、准　确地投入提供试验依据。　试验方案中．共进行了５个试验．现将其中的３　个试验的主要内容及结论介绍如下。　２．２．１　试验一：一次调频不投入，ＡＧＣ不投入　参与试验机组一次调频功能不投入．网调ＡＧＣ　不投入时．￣１＇ｔ３峡水电机组带２００ＭＷ出力跳闸后．　测试整个电网负荷频率特性　从图１可以看出．当西－ＩＥ电网的总有功功率突　然变化２００　ＭＷ时．系统频率从５０，０２　Ｈｚ降到了　４９．８０　Ｈｚ。在试验过程中，当系统频率低于４９．８０　Ｈｚ　的限值后．经人为干预增加出力．系统频率开始回　升　在试验过程中．各并网机组不管电网频率怎样变　化．机组负荷始终不变，如不进行人为干预，可能引　起电网频率进一步恶化，危机电网安全。　一次调频功能小投，公伯峡２号　机组带２００　Ｍｗ出力跳闸的时刻　时问／ｍｉｎ　图１　公伯峡水电厂２００ＭＷ机组跳闸后电网频率变化曲线　（一次调频未投入，ＡＧＣ不投入）　Ｆｉｇ．１　Ｎｅｔｗｏｒｋ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｃｕｒｖｅ　ａｆｔｅｒ　ｔｒｉｐｐｉｎｇ　ｏｆ　Ｇｏｎｇｂｏｘｉａ　Ｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ　ｗｉｔｈ　２００　ＭＷ　ｃａｐａｃｉｔｙ　（ｗｉｔｈｏｕｔ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ＡＧＣ）　２．２．２试验二：一次调频投入，ＡＧＣ不投入　参与试验机组一次调频功能投入．网调ＡＧＣ不　投入时．公伯峡发电机组带２００ＭＷ出力跳闸后，测　试电网对负向频率阶跃扰动的响应特性　从图２频率变化曲线可以看出，在公伯峡水电　厂机组跳闸后．电网频率从５０．０２　Ｈｚ下降到４９．９０　Ｈ　以后．再没有下降．各投入一次调频的机组增加　出力．大约１．７　ｍｉｎ（１０２　Ｓ）后，电网频率已恢复到　（５０．００＋＿０．０３３）Ｈｚ。　与试验一结果相比．在公伯峡水电厂２号机组　跳闸后．系统总有功功率减少２００　ＭＷ，系统频率都　会迅速降低．但试验一未投入一次调频功能，因此系　统频率降低到了４９．８３　Ｈｚ，并在该频率附近维持了　维普资讯 http://www.cqvip.com

次调频功能投入．公们峡２号　机组带２００Ｍｗ出力跳闸的【『、】刻　５０　Ｏ４　＿　／　１　５０　００　羹４９．９６　－　／ｖ　掣４９．９２　＿　／ｌ　７　ｉｎ一　　、　÷一一一一一—　时Ｉ＇￣Ｊ／ｍｉｎ　图２公伯峡水电厂２００ＭＷ机组跳闸后电网频率变化曲线　（一次调频投入。ＡＧＣ不投入）　Ｆｉｇ．２　Ｎｅｔｗｏｒｋ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｃｕｒｖｅ　ａｆｔｅｒ　ｔｒｉｐｐｉｎｇ　ｏｆ　Ｇｏｎｇｂｏｘｉａ　Ｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ　ｗｉｔｈ　２００　ＭＷ　ｃａｐａｃｉｔｙ　（ｗｉｔｈ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ，ｗｉｔｈｏｕｔ　ＡＧＣ）　２８　ｓ．且有不断下滑的趋势．后经人为干预电网频率　才得以恢复。试验二由于投入了一次调频功能．而使　系统频率在１６　ｓ内回升到了４９．９３　Ｈｚ．并在１．７　ａｒｉｎ　后电网频率自动恢复到额定值附近　试验二系统频　率降低较少的原因是系统在公伯峡电厂２００　Ｍｗ机　组切机后．参与试验机组因一次调频功能的投入而　在短时间内增加了较大的有功出力．系统频率的降　低也较小　２＿２．３试验三：一次调频投入，ＡＧＣ投入　参与试验机组一次调频功能、西北电网ＡＧＣ均　投入时．刘家峡机组出力快速增加２００　ＭＷ后．测试　电网对频率阶跃扰动的响应特性．以及在电网动态　变化过程中二次调频的作用　试验中参与ＡＧＣ调节的是龙羊峡２号机组　理　论上讲．由于有西北电网ＡＧＣ和一次调频的共同作　用．系统机组出力快增２００ＭＷ时．系统频率变化应　更小　从图３频率变化曲线可以看出．当系统发电机　有功出力快增２００ＭＷ时．系统频率开始上升．经　２２　ｓ后升到最高点５０．０７　Ｈｚ．此后在ＡＧＣ和一次调　频机组的共同作用下系统频率开始下降．经１．５　ａｒｉｎ　后回到了额定频率附近　对比试验一、试验二、试验三可以得出这样的结　论：系统机组出力变化２００ＭＷ时，在一次调频功能　和西北电网ＡＧＣ均不投运的情况下．系统频率的变　化幅度会很大．系统频率的最大偏差达到了０．２２　Ｈｚ　的限值：如果仅投入一次调频功能而不投入西北电　网ＡＧＣ．系统频率的变化幅度较前一种情况小．系　统频率偏差的最大值为０．１２　Ｈｚ．但系统频率不会回　到额定值附近：在一次调频功能和西北电网ＡＧＣ均　投入的情况下．系统频率上升的幅度最小．系统频率　偏差的最大值仅为０．０９　Ｈｚ。表１给出了试验一、试　验二、试验三系统频率变化的对比情况　次调频功能投入，ＡＧＣ投入，　电网快速增加负荷２００　Ｍｗ时刻　５０　１５　ｚ　５０．１０　耄５０　０５　５０　００　叫间／ｍｉｎ　图３刘家峡水电厂快速增加出力２００ＭＷ后电网频率变化　曲线（一次调频投入。ＡＧＣ投入）　Ｆｉｇ．３　Ｎｅｔｗｏｒｋ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｃｕｒｖｅ　ａｆｔｅｒ　ａｄｄｉｎｇ　２００　ＭＷ　ｃａｐａｃｉｔｙ　ｏｆ　Ｌｉｕｊｉａｘｉａ　Ｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ　（ｗｉｔｈ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ＡＧＣ）　表１　一次调频试验中电网频率变化对比　Ｔａｂ．１　Ｎｅｔｗｏｒｋ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｉｎ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｔｅｓｔ　试验结果表明：西北电网ＡＧＣ配合系统一次调　频功能的投入可以更好地提高系统的频率稳定性　２．３火电机组和水电机组一次调频效果比较　将本次试验的火电机组和水电机组分组对比．　发现火电机组一次调频可以对电网频率变化做出快　速的反应，最快的８　ｓ内将负荷加到上限：但水电机　组一次调频调节时间普遍较长（各机组、各次一次调　频试验过程均需８０　ｓ以上才能达到目标出力）．与　火电机组相比．负荷调节随动性差　这是因为火电机　组利用锅炉的蓄热Ｅ４．开启主汽门的迟缓率很小．在　１　ｓ内将主汽门开到位．汽轮发电机的惯性也较水轮　发电机的小．可以快速将负荷加上去：而水轮机从闸　门开启到加上负荷．需要较长的时间。下面利用单台　水、火电机组的一次调频响应来对比说明　图４为试验三中李家峡电站３号机组（水电机　组）与渭河电厂２号机组（火电机组）一次调频过程　对比曲线　从图４分析．当电网发生扰动后．电网频　率迅速升高至最高点５０．０７　Ｈｚ．１０　ｓ后渭河电厂３　号机组出力由２６３　ＭＷ下调到最低点２５８　ＭＷ．后随　电网频率的降低而逐步升高．当电网频率恢复到　５０．００Ｈｚ时．机组出力重新回到２６３　ＭＷ附近　李家　峡电站２号机组从电网频率升至最高点到机组出力　跳到最低点，历时１２１　ｓ．而此时电网频率已恢复到　５０．００　Ｈｚ。可见李家峡电站２号机组一次调频过程　维普资讯 http://www.cqvip.com

５Ｏ．１０　５０．Ｏ５　５０　Ｏ０　４９　９５　４９　９０　４９　８５　４９盘Ｏ　４９　７５　１Ｏ　１２　１４　１６　时问／ｒａｉｎ　图４火电机组和水电机组一次调频响应曲线比较　Ｆｉｇ．４　Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ　ｏｆ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｒｅｓｐｏｎｓｅ　ｃｕｒｖｅ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｔｈｅｒｍａｌ＆ｈｙｄｒｏ　ｐｏｗｅｒ　ｕｎｉｔ　远比渭河电厂２号机组要长．电网频率的随动性也　较差。　２．４试验分析研究结果　（１）参与试验机组在未投入一次调频和ＡＧＣ的　情况下．系统增加或减少２００　ＭＷ出力都会使系统　频率的变化量超过限定值；（２）参与试验机组投入　一次调频而不投ＡＧＣ的情况下．系统增加或减少　２００ＭＷ出力都不会使系统频率的变化量超过限定　值．系统频率变化量比未投入一次调频和西北电网　ＡＧＣ的情况下约小０．１　Ｈｚ．从而很大程度地提高了　系统的频率稳定：（３）参与试验机组投入一次调频且　投入ＡＧＣ的情况下．系统增加或减少２００ＭＷ出力　都不会使系统频率的变化量超过限定值　与不投　ＡＧＣ相比．区别主要在于投入ＡＧＣ可以使系统频　率逐渐回到额定频率附近：（４）一次调频功能和　ＡＧＣ的投入可以大大地提高系统的频率稳定性ｌ　５１．　从而提高西北电网安全稳定运行的水平；（５）试验中　西北电网ＡＧＣ的投入使得西北电网直调电厂中一　部分具有一次调频功能的水电厂没有参与一次调　频．说明西北电网ＡＧＣ与系统一次调频在相互配合　上存在问题　’　２．５建议　电网一次调频功能主要针对的是短周期负荷　变化引起的频率波动及事故状态下电网频率的快　速平稳恢复．因此要求调频动作响应迅速并具有一　定的响应幅度和持续性　从对水火电机组响应特　性的试验结果和分析来看．二者各有特点：火电机组　调速系统时间常数小．响应速度较快．但响应幅度　和持续性受机前蒸汽参数的影响较大　．一旦锅炉　蓄热利用完．再增加负荷比较慢：水电机组响应速　度较慢．但水电机组一旦开始响应则响应幅度较　大．精度较高．持续时间较长。所以在电网中．如遇　大的负荷突变事故．火电机组一次调频可以快速地　做出反应．缓解电网频率的过大变化，紧接着水电　机组一次调频可进一步改变出力．抑制频率变化．　最后ＡＧＣ起作用使频率稳定在额定值范围．形成　梯级调节　根据试验结果分析．认为在西北电网内更好地　发挥一次调频功能投入后对稳定系统频率所起的作　用．必须解决好水、火电机组一次调频动作协调的问　题　建议采取以下２项措施：　（１）由于水电机组调速系统自身特点，若跟随系　统频率（短周期波动）频繁调节。一方面有可能抵消　火电机组的正常调频响应：另一方面也危及调速器　本身。为此．建议采用类似ＡＧＣ策略中按ＡＣＥ（区　域控制偏差）分段控制的思想．水火电机组分别设置　各自的人工转速死区．通过试验确定合理避开频繁　调节的频差段　火电机组采用较小人工转速死区．以　便应对短周期负荷波动：水电机组采用较大人工转　速死区设置．在避免频繁动作的同时．一旦系统出现　较大的频率事故（如联络线跳闸或大机组事故解列　等）。水电机组发挥响应幅度大、持续性好的优点。有　利于系统频率的快速稳定恢复．双方取长补短、协调　动作。　（２）在补充水电机组暂态调差功能的基础上．适　当减小水电机组的永态调差系数设置．加快水电机　组响应速度和响应幅度．尽量发挥其调节性能好的　优点　３结语　根据西北电网一次调频联调试验过程分析．　总结出区域电网做好一次调频工作必须注意以下　问题：　“厂网分开”体制改革后．“机网协调”难度加　大　．参加上网的电厂必须具有全局观念．应从保持　电网稳定的大局出发．如果电网因频率控制不好而　发生解网甚至电网崩溃事故　．受损失的将不仅仅　是供电企业．保证电网的安全对各方都有利．参加电　网的一次调频．是所有并网电厂的职责和义务．各并　网机组必须具备完备的一次调频功能．各厂应正确　认识投入一次调频的重要性和紧迫性　要做好一次调频工作．还要有配套的政策　对于　电厂来说参加电网一次调频．需要先进的调节设备　和完整的一次调频功能．需要设备投资．另外在参加　一次调频的过程中．机组负荷经常波动．机组的经济　性比带固定负荷差．必须给予一定的经济补偿：否　则．没有电厂愿意参加一次调频工作。为此一次调频　工作做得好的区域电网．大都制定了详细的电网发　电机组一次调频运行管理规定．规定参加一次调频　的机组根据参与调整的电量大小、幅度、时间长短，　１７　维普资讯 http://www.cqvip.com

中国电力　第４１卷　给予一定的价格优惠或合理的经济补偿１０　．调动厂　网双方的积极性　对一次调频工作开展应细致扎实．对并网机组　的一次调频功能应逐台调整、试验．制定统一的参数　范围．尤其是火电厂应强调ＣＣＳ（机炉协调控制系　统）和ＤＥＨ（汽轮机电液调节系统）同时投入，保证　（２０）：４９－５２．　［５］于达仁，郭钰锋，徐基豫．发电机组并网运行一次调频的稳定性　［Ｊ］．中国电机工程学报，２０００，２０（９）：５９—６３．　ＹＵ　Ｄａ－ｒｅｎ，ＧＵＯ　Ｙｕ—ｆｅｎｇ，ＸＵ　Ｊｉ—ｙｕ．Ｔｈｅ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｓｔａｂｉｌｉｔｙ　ｏｆ　ｐａｒａｌｌｅｌ　ｔｕｒｂｏ—ｇｅｎｅｒａｔｏｒｓ［Ｊ］．Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ＣＳＥＥ，　２ｏｏＯ，２０（９）：５９—６３．　电网频率大幅波动时机组动作的一致性　对于水电机组比重大的电网．必须解决好水、火　［６］张毅明，罗承廉，孟远景，等．河南电网频率响应及机组一次调频　问题的分析研究［Ｊ］．中国电力，２００２，３２（７）：３５—３８．　ＺＨＡＮＧ　Ｙｉ—ｍｉｎｇ，ＬＵＯ　Ｃｈｅｎｇ—ｌｉａｎ，ＭＥＮＧ　Ｙｕａｎ－ｊｉｎｇ，ｅｔ　ｏ１．Ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｎ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｓｐｏｎｓｅ　ａｎｄ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｒｅｑｕｅｎｃｙｆ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｇｅｎｅｒａｔｏｒ　电机组一次调频动作协调问题，充分利用水、火电机　组的特点．协调互补．会取得很好的效果。　ｕｎｉｔｓｉｎＨｅｎａｎｐｏｗｅｒ　ｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒ，２００２，３２（７）：３５—３８．　参考文献：　［１］于达仁，郭钰锋．电网一次调频能力的在线估计［Ｊ］．中国电机工　程学报，２００４，２４（３）：７２—７６．　『７１王玉山．雷为民，李胜．京津唐电网一次调频投入现状及存在　问题分析［Ｊ］．华北电力技术，２００６（３）：１－３．　ＷＡＮＧ　Ｙｕ—ｓｈａｎ，ＬＥＩ　Ｗｅｉ—ｍｉｎ，ＬＩ　Ｓｈｅｎｇ．Ｐｒｅｓｅｎｔ　ｓｉｔｕａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｅｘｉｓｔｉｎｇ　ｐｒｏｂｌｅｍｓ　ｏｎ　ｐｕｔｔｉｎｇ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｆｕｎｃｔｉｏｎ　ｉｎｔｏ　ＹＵ　Ｄａ—Ｆｅｎ，ＧＵＯ　Ｙｕ—ｆｅｎｇ．Ｔｈｅ　ｏｎｌｉｎｅ　ｅｓｔｉｍａｔｅ　ｏｆ　ｐｒｉｍａ￣ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ａｂｉｌｉｔｙｉｎ　ｅｌｅｃｔｒｉｃ　ｐｏｗｅｒ　ｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ　ｏｆｔｈｅＣＳＥＥ，　２００４，２４（３）：７２—７６．　Ｂｅｉｊｉｎｇ－Ｔｉａｎｊｉｎ－Ｔａｎｇｓｈａｎ　ｇｒｉｄ［Ｊ］．Ｎｏｒｔｈ　Ｃｈｉｎａ　Ｅｌｅｃｔｉｒｃ　Ｐｏｗｅｒ，　２００６（３）：１－３．　［８　葛睿，董昱，吕跃春．欧洲“１１．４”大停电事故分析及对我国　［２］周劫英，张伯明，郭玉金，等．火电ＡＧＣ机组超前控制策略［Ｊ］．电　网技术，２００５，２９（２１）：５７—６０．　电网运行工作的启示［Ｊ］．电网技术，２００７，３１（３）：１－６．　ＧＥ　Ｒｕｉ，Ｄｏｎｇ　Ｙｕ，ＬＵ　Ｙｕｅ—ｃｈｕｎ．Ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｆ　ｌａｒｇｅ—ｓｃａｌｅ　ｂｌａｃｋｏｕｔ　ｉｎ　ＺＨＯＵ　Ｊｉｅ—ｙｉｎｇ，ＺＨＡＮＧ　Ｂｏ—ｍｉｎｇ，ＧＵＯ　Ｙｕ－ｊｉｎ，ｅｔ　．Ｓｔｒａｔｅｇｙ　ｏｆ　ａｕｔｏｍａｔｉｃ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｉｎ　ａｄｖａｎｃｅ　ｆｏｒ　ｔｈｅｒｍａｌ　ｇｅｎｅｒａｔｏｒ［Ｊ］．　ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２００５，２９（２１）：５７—６Ｏ．　［３］赵婷，戴义年，高林．多区域电网一次调频能力分布对电网　ＵＣＴＥ　ｐｏｗｅｒ　ｇｒｉｄ　ａｎｄ　ｌｅｓｓｏｎｓ　ｔｏ　ｂｅ　ｄｒａｗｎ　ｔｏ　ｐｏｗｅｒ　ｄ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２００７，３１（３）：１－６．　［９］ＫＵＮＤＵＲ　Ｐ，ＰＡＳＥＲＢＡ　Ｊ，ＡＨＡＲＡＰＵ　Ｖ，ｅｔ　ｏ１．Ｄｅｆｉｎｉｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎｏｆ　ｐｏｗｅｒ　ｓｙｓｔｅｍｓｔａｂｉｌｉｔｙ［Ｊ］．ＩＥＥＥＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｎＰｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍｓ，２００４，１９（２）：１３８７—１４０１．　［１０］丁军威，沈瑜，黄永皓，等．ＡＧＣ辅助服务市场的竞价模式研　安全稳定运行的影响［Ｊ］．中国电力，２００６，３９（５）：１８—２１．　ＺＨＡＯ　Ｔｉｎｇ．ＤＡＩ　Ｙｉ—ｎｉｎ．ａＧＡＯ　Ｌｉｎ．Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ　ｏｆ　ｐｒｉｍａｒｙｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　．ｃｏｎｔｒｏＩａｂｉｌｉｔｖ　ｄｉｓｔｉｒｂｕｔｉｏｎ　ｏｎ　ｐｏｗｅｒ　ｓｙｓｔｅｍ　ｓｅｃｕｒｉｔｙ　ａｎｄ　ｓｔｂｉａｌｉｔｙ［Ｊ］．　ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒ，２００６，３９（５）：１８—２１．究［Ｊ］．清华大学学报：自然科学版，２００３，４３（９）：１１９１—１１９４．　ＤＩＮＧ　Ｊｕｎ—ｗｅｉ，ＳＨＥＮ　Ｙｕ，ＨＵＡＮＧ　Ｙｏｎｇ—ｈａｏ，ｅｔ　ｏ１．Ｃｏｍｐｅｔｉｔｉｏｎ　［４］韩忠旭，齐小红，王擎，等．协调控制系统快速响应ＡＧＣ指令　ｍｏｄｅｌｓｆｏｒ　ａｕｔｏｍａｔｉｃ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｃｏｎｔｒｏｌｉｎ　ｄｅｒｅｇｕｌａｔｅｄ　ｐｏｗｅｒ　ｓｙｓｔｅｍｓ　［Ｊ］．Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｔｓｉｎｇｈｕａ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ：Ｓｃｉ．＆Ｔｅｃｈ．，２００３，４３（９）：　的设计新方法及其工程应用［Ｊ］．电网技术，２００５，２９（２０）：４９—５２．　ＨＡＮ　Ｚｈｏｎｇ—ｘｕ，ＱＩ　Ｘｉａｏ—ｈｏｎｇ，ＷＡＮＧ　Ｑｉｎｇ，ｅｔ　ａ／Ａ　ｎｏｖｅｌ　ｄｅｓｉｇｎ　ｍｅｔｈｏｄ　ｏｒｆ　ａｐｉｒｄ　ｒｅｓｐｏｎｓｅ　ｔｏ　ＡＧＣ　ｄｅｍａｎｄ　ｏｆ　ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｓｙｓｔｅｍ　１１９１—１１９４．　ａｎｄｉｔｓ　ｅｎｇｉｎｅｅｉｒｎｇ　ａｐｐｌｉｃａｉｔｏｎ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＴｅｃｈｎｏｌｏｙ，ｇ２００５，２９　（责任编辑李博）　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｎ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｉｅｌｄ　ｆｔｅｓｔ　ｉｎ　Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｃｈｉｎａ　Ｐｏｗｅｒ　Ｇｒｉｄ　ＢＡＩ　Ｃｈｅｎｇ—ｃｈｕｎ　，ＪＩＡ０　Ｌｉ　，ＺＨＵ　Ｚｅ　，ＬＩ　Ｈｕａ　，ＨＵ０　Ｄａ—ｗｅｉ　（１．ＳｈａａｎｘｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｘｉ’ａｎ　７１００５４，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｈａａｎｘｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ，Ｘｉ’ａｎ　７１００４８，Ｃｈｉｎａ；　３．Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｃｈｉｎａ　Ｐｏｗｅｒ　Ｇｒｉｄ　Ｃｏ．．Ｌｔｄ．，Ｘｉ’ａｎ　７　１００４８，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ　ｔｈｅ　ｌｉｇｈｔ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｗｉｄｅ　ａｒｅａ，ｌｏｎｇ　ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　ｌｉｎｅ，ｄｉｓｐｅｒｓｅｄ　ｐｏｗｅｒ　ｓｏｕｒｃｅ＆ｒｅｃｅｉｖｉｎｇ　ｃｏｎｓｕｍｅｒ，ｌｏｔｓ　ｏｆ　ｉｎｓｔａｌｌｅｄ　ｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒ　ｕｎｉｔｓ，ｔｈｅ　ｔｅｓｔ　ｓｃｈｅｍｅ　ｆｏｒ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｆｃｏｍｂｉｎｅｄ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｉｎ　Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｃｈｉｎａ　Ｐｏｗｅｒ　Ｇｒｉｄ　ｗａｓ　ｆｏｒｍｕｌａｔｅｄ．Ｔｈｅ　ｓｕｐｐｒｅｓｓｉｏｎ　ｏｆ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｆｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｔｏ　ｎｅｔｗｏｒｋ　ｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｆｄｉｓｔｕｒｂａｎｃｅ　ｗａｓ　ｔｅｓｔｅｄ　ｉｎ　ｆｉｅｌｄ．Ｔｈｅ　ｐａｐｅｒ　ａｎａｌｙｚｅｄ　ｔｈｅ　ｄｙｎａｍｉｃ　ｒｅｓｐｏｎｓｅ　ｕｎｄｅｒ　ｄｉｆｅｒｅｎｔ　ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ　ｍｏｄｅ，ｓｕｃｈ　ａｓ　ｗｉｔｈ／ｗｉｔｈｏｕｔ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｆｕｎｃｔｉｏｎ，ｗｉｔｈ／ｗｉｔｈｏｕｔ　ＡＧＣ，ｐｏｓｉｔｉｖｅ／ｎｅｇａｔｉｖｅ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｓｔｅｐ　ｄｉｓｔｕｒｂａｎｃｅ．Ｔｈｅ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｄｉｓｃｒｅｐａｎｃｙ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｈｙｄｒｏｐｏｗｅｒ＆ｔｈｅｒｍａｌ　ｐｏｗｅｒ　ｕｎｉｔ，ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ　ｓｕｇｇｅｓｄｏｎ．　ｃｏｏｒｄｉｎａｔｉｏｎ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｒｅｑｕｅｎｃｙ＆ＡＧＣ　ｗｅｒｅ　ｆｏｂｔａｉｎｅｄ　ａｓ　ｐｅｒ　ｔｈｅ　ｔｅｓｔ　ｒｅｓｕｌｔｓ．Ｔｈｅ　ｔｅｓｔ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｐｒｏｖｉｄｅ　ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　ｂａｓｉｓ　ｏｒ　ｆｔｈｅ　ｏｐｔｉｍａｌ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ｒｅｐｌｙ　ｔｏ　ｃｏｎｔｉｎｇｅｎｃｙ，ａｎｄ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　ｍｏｄｅ　ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ　ｏｆ　ｒｅｇｉｏｎａｌ　ｐｏｗｅｒ　ｎｅｔｗｏｒｋ　ｉｎ　Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｃｈｉｎａ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ．Ｔｈｅ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｌｓｏ　ａｐｒｏｖｉｄｅ　ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　ｓｕｐｐｏｒｔ　ｏｒ　ｆｔｈｅ　ｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｃｈｅｃｋ　Ｒｕｌｅｓ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　ｏｆ　Ｐｏｗｅｒ　Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　Ｅｎｔｅｒｐｒｉｓｅｓ　ｕｎｄｅｒ　Ｄｉｒｅｃｔ　Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ　ｏｆ　Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｃｈｉｎａ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ，ａｎｄ　ＡＧＣ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｓｃｈｅｍｅ　ｏｆ　Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｃｈｉｎａ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｐｒｉｍａｒｙ　ｒｆｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ；ｆｉｅｌｄ　ｔｅｓｔ；ＡＧＣ；ｒｅｓｐｏｎｓｅ；ｐｏｗｅｒ　ｇｒｉｄ　１８