水電機組一次調頻與AGC協聯控制改造及試驗分析

（中國長江電力股份有限公司 云南省昆明市 650200）

0 引言

電網頻率是非常重要的電網特征參數，監視和控制電網頻率在規定的范圍內變化，是電網調度的主要任務之一。隨著西南地區水電的加速開發，未來我國西南電網將通過柔直與主網異步聯網運行，大型水電占比過高以及異步聯網模式后同步電源的結構變化將造成聯網系統陸續出現低于0.1Hz的超低頻震蕩現象，進而導致西南地區水電機組的一次調頻動作次數會相應增加。由于水電機組一次調頻響應速度快，可以將電網頻率快速拉回至額定范圍以內，因此對維持電網頻率的穩定性起著極其重要的作用，可以明顯提高系統抗功率突變的能力。各機組調速系統通過自身“負荷—頻率”靜態和動態特性參與調節，改變并網機組所帶負荷，為系統的二次調頻以及三次調頻提供有利的緩沖作用。二次調頻，即自動發電控制（AGC）是電網從宏觀控制、經濟運行及電網交換功率控制等因素上，向調速器下達的功率值。因此，一次調頻與AGC是保持電網有功功率平衡和頻率穩定的重要手段。[1]

對于調峰調頻電站，調速器一次調頻狀態必須始終在投入狀態，電站內對于加入聯控狀態的機組，因一次調頻動作改變機組有功功率后，調速器反饋至監控的有功功率值和AGC計算出的有功功率給定值會存在偏差，當偏差值大于死區時，此時機組實際功率與AGC調整目標值不一致，如處理不當，AGC會發生反向調節，導致機組功率調整性能指標不能滿足要求。即AGC與一次調頻的功能存在一定的互斥性。

1 調速器控制模式簡介

基于某水電站為例進行說明，該水電站水輪發電機組采用長江三峽能事達電氣股份有限公司生產的MGC-5000型電液調速器，機組并網后有兩種控制模式，即功率閉環控制模式和開度控制模式。

調速器控制系統框圖如圖1所示。其中Kp、Ki、Kd分別為調節器的比例、積分和微分系數，Ypid是微機調節器導葉開度計算值，bp、ep分別為永態轉差系數和調差率。

1.1 調速器開度控制模式

開度控制模式時，其功率閉環在監控側實現，調速器根據監控系統發來的脈沖增減指令信號控制導葉的開、關。

開度控制模式下，AGC發有功負荷目標調節指令，與監控側功率變送器采集的有功功率反饋值進行差值計算后，經PID環節作用，轉換為寬度不等的脈沖增減指令下發至調速器。其中，脈沖寬度取決于功率偏差的大小，功率偏差較大時，脈寬越大，功率偏差較小時，脈寬越小，功率偏差為正時發出增脈沖，功率偏差為負時發出減脈沖。在監控側相當于有一個積分器，在有功功率逼近給定值時，其輸出越小，最終消除偏差。開度控制模式下，增減脈沖指令直接作用于上圖中的開度給定。由圖1可知，因前饋控制的影響，最終的Ypid值為頻差信號通過開度PID環節換算的開度值與開度給定值之間的累加。[4-5]

1.2 調速器功率控制模式

功率閉環控制模式時，其功率閉環在調速器側實現，調速器接收來自監控系統發來的模擬量上位功給信號作為目標值，通過與調速器自身設置的功率變送器采樣有功功率反饋值相比較后，實現負荷的增、減閉環控制。

圖1 調速器控制系統框圖Figure 1 Block diagram of governor control system

功率閉環控制模式下，通過AGC發有功負荷目標調節值指令至機組LCU，機組LCU再將此指令下發至調速器，調速器調節有功功率至功率給定目標值。如果機組實際功率與設定值存在的偏差超出功率死區，該偏差將通過功率PID環節的作用，調整機組導葉開度，進而將機組有功功率拉回到功率死區范圍內；當系統頻率越限時，頻差信號通過參數ep轉換為功率偏差，與機組功率給定、機組功率反饋累加經功率PID環節，實現一次調頻作用。模型中功率指令由監控系統模擬量通道輸出。[2]

2 一次調頻與AGC協聯機制

基于某水電站3號機組為例進行說明，該機組并網后常用功率閉環控制模式，其中開度控制模式和功率閉環控制模式均具備一次調頻功能。該電站機組已于2014年4月進行了一次調頻功能試驗驗證，在AGC沒有下發新負荷指令的條件下，試驗驗證結果均滿足華中電網對于水電機組一次調頻管理規定中相關技術指標的要求。具體指標要求為：一次調頻響應滯后時間滿足華中電網管理規定及行業標準關于小于4s的要求；在電網頻率變化超過機組一次調頻死區開始的30s內，機組實際出力可以進入穩定值；一次調頻的負荷調整幅度在15s內可以達到理論計算的一次調頻的最大負荷調整幅度的90%。[3]

2.1 AGC與一次調頻現有配合策略

由于AGC與一次調頻功能存在一定的逆調節，且參考該機組以往的一次調頻歷史數據分析發現，該水電站一次調頻動作次數較少，故采用監控側及調速器側閉鎖的方式，使AGC在一次調頻動作時，不做任何調節。其控制策略如下：

（1）功率閉環控制模式下，一次調頻同AGC功率調節之間為疊加模式，但在調速器程序中增加閉鎖，調速器在一次調頻動作期間不接收新的負荷設定。

（2）開度模式下，為防止負荷調節與一次調頻的直接沖突，監控側增加了“一次調頻動作期間以及復歸后30s內閉鎖有功自動調節脈沖”邏輯功能。若在一次調頻頻繁動作期間需調整負荷需切開環手動增減負荷或現地電手動增減。

由于西南異步聯網后造成電網頻率的超低頻震蕩現象，以及因“一次調頻動作期間以及復歸后30s內閉鎖有功自動調節脈沖”控制邏輯，將導致頻率波動周期較短時，一次調頻信號頻繁動作，此時AGC下發有功功率設定值長期處于失效狀態的現象。故該策略在開度模式運行下，一次調頻反復動作期間易出現負荷無法自動調整，自動減負荷停機失效及功率控制偏差較大等問題。

2.2 AGC與一次調頻改進后配合策略

基于上述現象及根據西南電力調度控制分中心文件《西南電網電廠側一次調頻與AGC、監控系統協調控制技術交流會會議紀要》要求，須對電廠側一次調頻、AGC以及監控系統現有協調策略進行優化。具體要求為：

（1）機組一次調頻應與AGC、監控指令相互協調，一次調頻動作期間不能閉鎖AGC、監控指令，當一次調頻動作期間接受到新的AGC、監控調節指令后，機組應能執行新的AGC、監控指令。

（2）當電網頻率低于額定頻率給定門檻值時，電網AGC主站不下發減負荷指令，當電網頻率高于額定頻率給定門檻值時，電網AGC主站不下發增負荷指令。

（3）電廠側新增在系統頻率偏差較大情況下抑制AGC反向調節功能，當電網頻率低于額定頻率給定門檻時（可變參數，暫定0.1Hz），電廠應不執行AGC減負荷指令；當電網頻率高于額定頻率給定門檻時，電廠應不執行AGC加負荷指令。

3 一次調頻與AGC協聯機制試驗驗證

3.1 一次調頻與AGC協聯的具體實現方法

（1）在調速器程序中，將大網/小網功率閉環控制模式一次調頻閉鎖有功功率設定取消，采用一次調頻與AGC、監控調節疊加的方式，即調速器功率調節目標功率為監控有功功率設定值與一次調頻動作量相加。

（2）在機組LCU程序中刪除原“一次調頻動作閉鎖有功脈沖調節”和“一次調頻動作復歸30s內閉鎖有功脈沖調節”的功能。

（3）在機組LCU程序中大網/小網開度控制模式下，當有功功率設定值發生變化，即有新的上位功給命令時，“一次調頻優先”狀態位復位，此時LCU實時下發脈寬調節指令，待一次調頻復歸且（|有功功率設定-有功功率反饋|＜調節死區）條件滿足延時3s后，“一次調頻優先”狀態位置位。

（4）在監控AGC程序中增加“負荷反向調節閉鎖”功能，即當電網頻率低于門檻頻率（設定值為49.9Hz）時，不執行調度AGC減負荷指令，同時產生“負荷反向調節閉鎖”報警信號。同樣，當電網頻率高于門檻頻率（設定值為50.1Hz）時，不執行調度AGC加負荷指令。

3.2 改進后AGC與一次調頻配合試驗驗證結果

采用TG2000調速器測試仿真儀頻率發生器功能階躍改變機組輸入頻率信號，模擬改變電網頻率。由于是靜態模擬試驗，需把導葉開度信號作為功率反饋信號輸入控制器，現場解除PCC控制器的功率反饋信號，把電柜開度表輸出信號串入控制器功率反饋通道。通過PCC控制器中的trace功能，進行試驗錄波。錄波參數如表1所示。

表1 調速器錄波波形參數名稱對照表Table 1 Comparison of wave shape parameters of governor recording

（1）開度模式下AGC下發值不變，一次調頻動作試驗，試驗錄波波形如圖2所示。

曲線分析：開度控制模式下，功率閉環投入，機組頻率上擾0.4Hz，一次調頻動作正常，導葉開度減小，導葉開度限幅功能正常，一次調頻動作到位后，機組頻率返回50Hz，一次調頻復歸，導葉開度增加，最終導葉開度恢復至一次調頻動作前初始值，一次調頻功能正常。

（2）開度模式下一次調頻動作后，AGC下發值改變動作試驗，試驗錄波波形如圖3所示。

曲線分析：開度控制模式下，功率閉環投入，監控系統下發功率給定值500MW，機組頻率下擾0.4Hz，一次調頻動作正常，導葉開度增加，一次調頻動作到位前，監控系統操作員站下發新功率給定值450MW，一次調頻動作到位后，機組功率穩定在450MW，此時機組頻率返回50Hz，一次調頻動作復歸，一次調頻動作復歸到位后，機組功率穩定在450MW，負荷調整過程正常。

（3）開度模式下AGC下發值改變后，一次調頻動作復歸試驗，試驗錄波波形如圖4所示。

曲線分析：開度控制模式下，功率閉環投入，監控系統下發功率給定值為400MW，此時監控系統下發新功率給定值350MW后，隨后機組頻率下擾0.4Hz，一次調頻動作正常，一次調頻動作到位后，機組功率穩定在350MW，此時機組頻率返回50Hz，一次調頻動作復歸，一次調頻動作復歸到位后，機組功率穩定在350MW，負荷調整過程正常。

由圖3～圖4可知，開度控制模式下，一次調頻與AGC協聯控制功能正常，AGC與一次調頻功能先后投入后，最終換算的Ypid值為頻差信號通過開度PID環節換算的開度值與開度給定值之和，當一次調頻功能復歸后，Ypid值中疊加的頻差轉化的開度值變為0，此時導葉實際開度值減小，隨后通過AGC脈沖調節使負荷恢復穩定。

（4）功率模式下一次調頻動作后，AGC下發值改變動作試驗，試驗錄波波形如圖5所示。

曲線分析：功率模式下，功率閉環投入，監控系統下發功率給定350MW，機組頻率上擾0.4Hz，一次調頻動作，導葉開度減小，一次調頻動作到位前，監控系統操作員站下發新功率給定值400MW，一次調頻動作到位后，機組功率穩定在320MW（功率給定減一次調頻動作量），機組頻率返回50Hz，一次調頻復歸，一次調頻動作復歸到位后，機組功率穩定在400MW，負荷調整過程正常。

由圖5可知，功率閉環控制模式下，最終的機組功率值為頻差信號通過參數ep轉換的功率偏差值，與機組功率給定值之和。

通過以上調速器擾動試驗，檢驗了該水電站3號機組一次調頻與監控系統（AGC）的協調能力，試驗結果完全滿足《西南電網電廠側一次調頻與AGC、監控系統協調控制技術交流會會議紀要》中對水電機組一次調頻與監控系統（AGC）協調能力的要求。

圖2 開度模式下一次調頻與AGC協聯試驗曲線Figure 2 Test curve of primary freguency modulation and AGC in opening mode

圖3 開度模式下一次調頻與AGC協聯試驗曲線Figure 3 Test curve of primary freguency modulation and AGC in opening mode

圖4 功率模式下一次調頻與AGC協聯試驗曲線Figure 4 Test curve of primary frequency modulation and AGC in opening mode

圖5 功率模式下一次調頻與AGC協聯試驗曲線Figure 5 Test curve of primary frequency modulation and AGC in opening mode

4 結束語

渝鄂背靠背柔性直流工程投產后，因同步電源結構和電網規模發生重大變化，將造成西南電網面臨嚴重的超低頻頻率振蕩風險，電網頻率波動等不穩定因素將逐漸顯現。由于西南地區水電機組占比較大，是西南異步聯網運行并網機組的重要組成部分，通過合理的一次調頻與AGC協調控制策略，確保并網水電機組能夠有效發揮一次調頻及AGC性能，為電網頻率穩定性及電網安全穩定運行提供有力保障。為滿足《西南電網電廠側一次調頻與AGC、監控系統協調控制技術交流會會議紀要》要求，通過改進一次調頻及AGC協聯控制機理，完善了一次調頻及AGC性能。通過現場試驗驗證，機組控制性能能夠達到滿意的效果，希望本文對水電站調速器相關專業的維護人員有一定的借鑒意義。