AGC與一次調頻自適應協調配合策略

王 軍

（國能大渡河瀑布溝水力發電總廠，四川 漢源 625304）

1 概述

深溪溝水電站位于四川省大渡河中游漢源縣和甘洛縣接壤部，為大渡河干流規劃的第十八級電站，其上一梯級為瀑布溝電站。電站接瀑布溝水電站尾水，裝機規模為4×165 MW軸流轉槳式水輪發電機組，以500 kV電壓等級接入電力系統。深溪溝水電站調速器微機調節器采用法國施耐德昆騰+M580構架的PLC雙重冗余配置，監控系統AGC采用DCS技術應用的虛擬DPU控制，機組LCU采用傳統施耐德昆騰系列雙機熱備機架。

2 背景簡介

2019年5月6日，某500 kV主力廠多臺機組跳閘，西南電網損失功率約180萬kW，電網頻率出現持續低頻，最大頻偏約-0.23 Hz，穩態頻偏在-0.11～-0.12 Hz之間波動，持續時間超過5 min。

在此期間瀑布溝電站2F、4F、5F機組和深溪溝電站2F機組均存在AGC與一次調頻配合不協調而出現反調的問題，具體數據見瀑布溝5F機組調節數據（圖1、圖2）。

根據圖1、圖2數據記錄分析，15：16：26，瀑布溝電站5F機組頻率持續降低，機組一次調頻正常動作，機組有功功率逐步從204 MW上升至228 MW。15：16：37，瀑布溝電站AGC下發5F機組有功調節199 MW命令，電站AGC與一次調頻協調配合采用“直接疊加”方式，5F機組有功功率從228 MW降低至198 MW。由于AGC調節影響，調節結果為AGC功率閉環調節值，AGC與一次調頻配合不協調削弱了一次調頻動作效果。

圖1 瀑布溝5F機組PMU數據

圖2 瀑布溝5F機組監控調節數據

3 自適應策略分析

3.1 自適應策略總體控制原則

監控系統與機組一次調頻配合主要原則如下：

（1）監控系統投入功率閉環調節時應不限制機組一次調頻的正常調節，一次調頻功率調節量應與監控系統功率給定實現直接疊加。

（2）監控系統應增設一次調頻修正功能，根據電網頻率變化計算機組一次調頻功率調節量，修正監控系統功率給定。應配置不同參數組，設置最大負荷、最小負荷限制措施。

（3）監控系統一次調頻修正功能應不影響原有AGC及操作員功率調節的速度及幅度，一次調頻修正功能不主動閉鎖AGC功率調節指令和操作員功率調節。

3.2 自適應策略調速器功能完善

3.2.1 調速器系統基礎功能完善

調速器應具備導葉控制“三選二”功能。頻率控制“三取中值”功能，保障頻率控制、開度控制的穩定性。

圖3 開度、頻率控制示意圖

3.2.2 調速器系統配合功能完善

調速器系統計算工頻（50 Hz）與A、B機殘壓1、殘壓2、齒盤頻率信號的頻差數據，將頻差數據通過4～20 mA模擬量信號上送機組LCU單元，上送頻率精度為0.001 Hz。新增頻差保護功能，若調速器切“孤網參數”或非自動運行或非負載態，則將上送監控系統的頻率偏差數據置0。

3.2.3 監控系統LCU功率調節功能完善

（1）機組LCU將接收到的調速器3路頻差數據進行濾波轉換，轉換精度0.001 Hz。新增Δ殘壓1、Δ殘壓2、Δ齒盤頻差“三取中”邏輯，將三取中頻差數據賦值給Δf頻偏。

（2）機組LCU計算一次調頻功率修正值，新增一次調頻頻率偏差計算理論功率調節量程序邏輯，計算公式：ΔP=｜Δf頻偏-db人工死區｜÷50×PN÷bp。

（3）在機組LCU功率閉環中增加一次調頻動作量，將一次調頻理論調節功率值疊加至AGC功率調節值，將“功率設定值+一次調頻動作值-實發值”作為功率PID調節目標值。

3.3 自適應協調配合流程控制

自適應協調配合控制流程見圖4。

圖4 AGC與一次調頻協調配合控制流程框圖

AGC與一次調頻協調配合控制流程框圖中應注意以下問題：

（1）頻率死區及方向（SELECT）：在一次調頻死區以外，計算帶方向的頻率偏差。

（2）一次調頻理論功率調節量計算（Pfm）：根據頻率偏差方向，計算的一次調頻功率理論調節量應帶有調節方向。

（3）一次調頻理論功率調節量功率疊加前速率限制（VEL_LIM）：應根據有功增減方向設置不同的速率限制值，速率限制計算周期應可調。速率限制計算周期應根據實際帶負荷調節測試進行整定。

（4）監控AGC與一次調頻功率閉環疊加（AGC_PF）：功率閉環疊加值應與機組LCU功率閉環進入PID調節運算前的最終給定值直接疊加。

4 自適應協調配合試驗

4.1 監控AGC與一次調頻不協調試驗

未投入監控AGC與一次調頻協調配合功能前，功率調節與一次調頻試驗結果見圖5。

圖5 監控AGC與一次調頻不協調試驗記錄

4.1.1 試驗條件及參數定義

（1）條件：機組LCU功率閉環始終投入，退出監控AGC與一次調頻協調配合功能。

（2）定義：頻率：50 Hz與試驗頻率的偏差值，即：試驗低頻，頻率偏差為“+”；試驗高頻，頻率偏差為“－”；LCU-PID：監控系統功率給定值與機組功率反饋值的差值。

4.1.2 試驗過程及說明

（1） 1.4～10 s，監控LCU功率閉環始終投入，試驗前機組功率給定與功率反饋值基本一致，即“LCUPID”=0。

（2） 10 s開始，當試驗頻率降低為49.8 Hz時，調速器系統頻率偏差為“+0.2 Hz”，調速器一次調頻動作，機組減有功功率，即“導葉反饋”逐漸減小，“功率反饋”逐漸降低。

（3） 10～20 s，一次調頻動作，機組減有功功率時，機組LCU中功率給定值與功率反饋值偏差逐漸增加，即“LCU-PID”逐漸增大。

（4） 20～51 s，監控系統LCU啟動功率閉環調節，目的將機組有功功率重新拉回目標給定值，由于此時監控LCU功率調節的介入，“導葉給定”逐漸增加，“導葉反饋”逐漸增加，“功率反饋”逐漸增大，“LCU-PID”逐漸減小至0。該過程一直持續到機組有功反饋跟蹤至機組有功給定值。

（5） 51～118 s，一次調頻頻差恒定，一次調頻量恒定，監控LCU功率給定值恒定，LCU功率閉環調節到位后保持穩定狀態。經該過程調節，一次調頻調節量被LCU功率閉環調節抵消調，一次調頻與LCU功率閉環不協調，即：一次調頻與AGC不協調。

（6） 118～214 s，當試驗頻率回到50 Hz時，調速器系統一次調頻動作量回調，機組功率增加，監控LCU直接動作減有功功率，最終保持機組有功功率反饋值跟蹤給定值。在此期間，機組功率調節過程反復動作，一次調頻調節量被LCU功率閉環調節抵消調，一次調頻與LCU功率閉環不協調，即：一次調頻與AGC不協調。

4.2 監控AGC與一次調頻協調試驗

投入監控AGC與一次調頻協調配合功能，功率調節與一次調頻試驗結果見圖6。

圖6 監控AGC與一次調頻協調試驗記錄

4.2.1 試驗條件及定義

（1）條件：機組LCU功率閉環始終投入，投入監控AGC與一次調頻協調配合功能。

（2） 定義：PIDOUT，調速器系統導葉開度PID給定輸出。

4.2.2 試驗過程及說明

（1） 2.4～10 s，監控LCU功率閉環始終投入，試驗前機組功率給定與功率反饋值基本一致，即“LCU-PID”=0。

（2） 10 s開始，當試驗頻率降低為49.8 Hz時，調速器系統頻率偏差為“+0.2 Hz”，大于一次調頻死區（0.04 Hz），調速器一次調頻動作，機組減有功功率，即“PIDOUT”逐漸減小，“導葉反饋”跟蹤“PIDOUT”，“功率反饋”逐漸降低。

（3） 10～122 s，一次調頻動作，機組減有功功率時，由于監控AGC與一次調頻協調配合功能已投入，監控LCU將計算的一次調頻理論功率調節量疊加至機組LCU原始功率給定值，即“監控LCU功率原始給定值+監控LCU計算一次調頻理論功率調節量”=“機組功率原始反饋值+調速器實際一次調頻動作量”，因此“LCU-PID”基本保持在0，監控LCU功率閉環雖然投入，但未參與調節，不影響一次調頻動作，監控AGC與一次調頻配合協調。

（4） 122～222 s，當試驗頻率回到50 Hz時，調速器系統一次調頻動作量回調，“PIDOUT”返回至動作前狀態值，“導葉反饋”跟蹤“PIDOUT”，“功率反饋”回到反饋動作前狀態值，“監控LCU功率原始給定值+監控LCU計算一次調頻理論功率調節量”逐步返回至“監控LCU功率原始給定值”，因此“LCU-PID”基本保持在0，監控LCU功率閉環雖然投入，但未參與調節，不影響一次調頻動作，監控AGC與一次調頻配合協調。

5 結束語

應用“自動發電控制系統（AGC）與一次調頻自適應協調配合策略”，可以有效解決深溪溝電站監控AGC與一次調頻不協調問題，但深溪溝電站水頭較低，高水頭電站在該自適應策略中應對一次調頻理論功率調整量進行一定的水頭修正，才能更好發揮該協調策略控制優勢。通過該協調配合策略的應用，能更有效地保障電網頻率調節的穩定性、可靠性。