西南電網水電機組一次調頻性能與AGC控制策略優化

胡 翔，王 春，杜繼成，楊 洋，蔣長江，吳 星，丁仁山，鄒 皓

(1.國家電網有限公司西南分部，四川 成都 610041；2.大唐水電科學技術研究院有限公司，四川 成都 610032；3. 雅礱江流域水電開發有限公司，四川 成都 610051)

0 引 言

西南電網轉入異步聯網運行后，同步電網規模變小，轉動慣量下降，電網頻率穩定控制難度大。因此，需要廠網協調配合，發揮網源合力，確保電網安全和清潔能源消納。異步聯網后水電機組調速系統轉為小網-開度模式運行[1]，本文主要從水電機組小網開度模式下實測和仿真分析及一次調頻與AGC配合策略2個方面，分析小網開度模式下水電機組一次調頻動作情況，并給出優化建議，以提高水電機組一次調頻能力，保障電網頻率控制穩定。

1 異步聯網后西南電網一次調頻動作情況

異步運行后，西南電網頻率波動范圍較異步前有所增大，水、火電機組一次調頻動作次數較同步聯網期間有所增加[2]，分析小網開度模式下水電機組一次調頻動作情況，給出優化提升建議，對提高西南電網頻率穩定特性和頻率質量具有重要意義。

1.1 一次調頻單獨動作(AGC不動作)

2020年3月16日08∶38∶50二灘水電站1～5號機組一次調頻動作情況為：頻率極值49.908 Hz，導葉最大值16.964%，導葉最小值16.437%，導葉理論動作量4.60%，實際動作量0.527%，功率變化量約4 MW，動作曲線如圖1所示。

圖1 1號機組動作曲線(2020年3月16日)

從一次調頻動作統計情況分析，一次調頻動作持續時間在30 s左右，受死區和PID參數影響機組一次調頻實際動作量較小。電網頻率在實際運行中是動態變化的，控制系統實際調節過程需要一定的時間，在機組控制系統未調節到目標值時，電網頻率又發生了變化或者復歸到頻率死區內，一次調頻時間短，調頻動作量不足[3]；因此如何在小網開度模式下優化一次調頻性能，增加調頻能力是本文研究的重點。

1.2 一次調頻與AGC同時動作

2020年3月1日 21∶52∶16二灘水電站1、5號機組AGC動作，21∶52∶22一次調頻動作，1號機組AGC有功設定值為467.33 MW，5號機有功設定值為460.00 MW，一次調頻理論動作量約7.3 MW，一次調頻動作時導葉開度有明顯變化，但動作時間較短，在AGC調節期間復歸，功率動態變化過程中無法計算一次調頻動作量[4]，動作曲線如圖2所示。

圖2 1號機組動作曲線(2020年3月1日)

在一次調頻與AGC同時動作時，一次調頻動作輸出PID正常調節，但最終功率會被AGC功率調節通過導葉給定拉回，最后的調節結果為AGC的設定調節量，一次調頻動作量為0，導致一次調頻動作量減小，無法達到一次調頻有效貢獻電量的要求；因此對一次調頻與AGC配合邏輯關系優化，使其在同時動作時，能可靠疊加，互不影響，成為一次調頻與AGC配合邏輯關系的難點。

2 小網開度模式調節特性

2.1 當前調速系統控制模式

2.1.1 調速系統

水電機組調速器運行于小網開度模式(比例P=2.5，積分I=0.8，微分D=0)，一次調頻特性發生了變化，調速系統PID調節框圖如圖3所示。

圖3 調速系統PID調節示意

假設輸入為頻差F，輸出為功率P，其傳遞函數為(KD=0)

(1)

式中，KP為比例系數；KI為積分系數；bp為永態轉差系數；s為拉普拉斯算子。

其階躍輸入響應為

(2)

小網-開度模式階躍輸入響應

(3)

其微分方程為

P=f*(25-22.5*e-0.032t)

(4)

根據微分方程可看出，調速系統調節規律為指數衰減，其衰減速率主要受指數(-bp*KI)影響，bp*KI越大，衰減速率快，調節速率快，反之，調節速率慢。

2.1.2 水輪機

水輪機受水流慣性時間常數Tw影響，在機組導葉開度變化后，機組功率存在一定滯后時間和一定程度反調節量，滯后時間影響一次調頻動作速率，反調節量影響一次調頻對電網貢獻電量，在調頻動作初期貢獻電量為負，使電網頻率穩定性變差，水輪機模型簡化為剛性水擊模型：

(5)

式中，P為水輪機功率；Y為導葉開度，a、b為修正系數[5]。

其對階躍輸入響應

(6)

其微分方程為

P=1-e-t/b*Tw*(a+b)/b

(7)

其中，a=1、b=0.5(剛性水輪機模型參數)；機組實際參數Tw=1.2 s。

2.2 小網開度模式下仿真分析

二灘電站異步聯網后采用小網-開度模式，一次調頻參數比例P=2.5，積分I=0.8，微分D=0[6]，通過對調速系統建模仿真計算，分析異步聯網后小網開度模式下調速系統性能，仿真計算[7]如圖4所示。

圖4 不同頻率階躍響應仿真

根據仿真計算結果，小網開度模式下15 s調整相對量平均為40.64%[8]，調節量達90%平均時間為70.65 s，調節穩定時間為92.37 s。小網-開度模式調頻特性呈現調節速率慢，穩定時間長，在短時間內響應量小的特點，有利于系統穩定。

2.3 小網開度模式數據實測分析

對二灘電站機組進行現場數據實測，結果見圖5。

圖5 小網-開度模式頻率擾動

根據現場試驗及仿真數據，實測小網開度模式下實際動作量與理論動作量基本一致，動作穩定時間與仿真結果基本一致，小網-開度模式穩定時間129 s，調節速率較慢[9-11]，有利于系統穩定。

對目前二灘電站所采用小網-開度模式參數進行了頻率階躍仿真計算，并進行了現場數據實測，結果如圖4、5所示，小網-開度參數調頻速率較慢，15 s內調節量為40.64%，調節穩定時間92.37 s[12-14]，調速系統調節速率較慢，有利于系統穩定。

3 AGC對一次調頻性能的影響

在機組實際運行過程中，一次調頻與監控系統AGC(調度指令或電站指令)可能同時參與調節[15]，機組一次調頻動作量(導葉開度)會被監控系統AGC拉回(控制功率)，影響機組一次調頻性能[16]，因此一次調頻與監控系統AGC配合邏輯關系是研究的重點之一，監控系統AGC與一次調頻控制框圖如圖6所示。

圖6 AGC與一次調頻控制框圖

3.1 目前一次調頻與AGC配合邏輯分析

各水電站在監控系統AGC無新下發值時，一次調頻正常動作，監控系統不影響一次調頻動作；監控系統有新AGC下發值時，AGC與一次調頻共同調節[17-18]，仿真計算結果如圖7所示，仿真計算數據如表1所示。

表1 一次調頻與AGC同時動作分析

圖7 一次調頻與AGC仿真計算結果

根據仿真計算結果，在開度模式下，水輪機一次調頻反饋量為導葉開度，為小閉環調節(開度閉環)，AGC調節反饋量為機組功率，為大閉環調節(功率閉環)；在其共同控制時，機組一次調頻通過PID正常計算控制輸出，但AGC調節通過機組功率反饋調節調速器開度給定使機組功率反饋與功率給定一致，共同調節的最終結果就是小閉環無調節量，大閉環正常調節，在這種邏輯下功率最終響應值為AGC設定值，一次調頻調節量為0。

3.2 一次調頻與AGC配合邏輯優化分析

經對水輪機一次調頻與AGC控制邏輯進行深入研究，并進行大量仿真計算和實際實測驗證后，對水輪機一次調頻與AGC配合邏輯進行了優化調整。

(1)當機組頻率超過死區，機組一次調頻動作時，調速器按照有效頻差Δf通過永態轉差系數Bp計算得到對應的導葉開度調節量控制導葉的增減，同時調速器實時將有效頻差Δf通過調差率Ep(Ep為3%)計算得到的功率調節量ΔP送至監控系統，監控系統將ΔP乘修正系數(4/3)修正后得到ΔP1疊加至開度模式AGC的功率設定值上，若一次調頻動作期間AGC無新下發值，則閉鎖監控系統至調速器控制系統的增減導葉開度給定脈沖信號，當一次調頻動作復歸30 s后，解除該閉鎖；若一次調頻動作期間，AGC有新下發值，則監控系統將ΔP1與AGC下發值疊加，發出增減導葉給定脈動信號，一次調頻和AGC相互疊加，共同調節，邏輯關系如公式8、圖8，仿真計算結果如圖9所示。

圖8 一次調頻與AGC配合邏輯示意

圖9 AGC與一次調頻疊加

(8)

(2)當電廠側系統頻率偏差較大時，始終保持對AGC反向閉鎖功能，即當頻差≥0.1 Hz，閉鎖AGC增負荷指令；反之，閉鎖AGC減負荷指令。

AGC與一次調頻同時動作分析，AGC動作量為+5%，一次調頻動作量為+2.5%，穩定后動作量為+7.5%；AGC動作量為+5%，一次調頻動作量為-2.5%，穩定后動作量為+2.5%；頻差經過調差率和修正系數后得到ΔP1，并與監控系統AGC調節量疊加計算，在一次調頻初期一次調頻與監控系統AGC同時調節，但監控系統調節反饋為機組有功功率，根據功率反饋實時調節導葉開度，在穩態時最終調節量為監控AGC控制量，實現了一次調頻與AGC控制量的疊加。

調差率Ep(Ep為3%)及修正系數(4/3)應與實際值相符，且應充分考慮水輪機的非線性關系：機組在不同水頭、不同負荷下，相同頻差，相同開度，對應的功率變化量不同，調差率應隨機組工況變化而動態變化。

如此，充分發揮一次調頻動作初期響應的快速性，在頻差較大時保證了反向閉鎖；頻差較小時，若AGC有新指令，則與一次調頻疊加響應，若AGC無新指令，則一次調頻單獨動作，保證AGC與一次調頻可靠準確動作。

二灘電站一次調頻與AGC疊加邏輯驗證結果如圖10，表2、3所示。調速器功率模式下，調速器接受監控系統功率給定值，一次調頻動作時一次調頻動作量(功率)與功率給定值疊加，現場試驗結果正常。

表2 開度模式一次調頻與AGC疊加

圖10 一次調頻與AGC疊加

開度模式下，調速器送出頻差至監控系統，監控通過頻差換算為功率并疊加在功率給定值上，通過脈沖方式控制調速器增減開度，從上表可以看出調速器一次調頻動作量為27 MW時，監控系統疊加的一次調頻動作量為38 MW(通過頻差換算)，調速器與監控系統一次調頻動作量不一致：調速器在開度模式下，控制輸出為導葉開度，受水輪機非線性

表3 功率模式一次調頻與AGC疊加

度影響，相同頻差、相同導葉開度在不同負荷段產生的功率變化量不同，但監控系統疊加的一次調頻量只與頻差有關，出現兩者調節量有差異，該差異對電站而言基本無影響，疊加后一次調頻貢獻電量大于調速器實際一次調頻電量，對一次調頻考核不會產生影響。

4 結 語

通過建模仿真計算及機組實際一次調頻動作分析，目前西南電網水電機組所采用的小網-開度模式頻率響應特性特點明顯，仿真和實測高度吻合，模型參數有利于系統頻率穩定。

機組一次調頻動作時，調速器按照有效頻差Δf通過永態轉差系數Bp計算得到對應的導葉開度調節量控制導葉的增減，同時調速器實時將一次調頻動作期間有效頻差Δf通過調差率Ep(Ep為3%)計算得到的功率調節量ΔP送至監控系統，監控系統將ΔP乘修正系數(4/3)修正后得到ΔP1疊加至開度模式AGC的功率設定值上，發出增減導葉給定脈動信號，一次調頻和AGC實現了相互疊加，共同調節，有利于提高機組一次調頻性能，增強電網頻率穩定性。

后續將繼續建議加強日常運行數據收集整理，從數據挖掘角度分析小網開度模式各環節對調頻性能的影響，逐步深入研究小網開度模式下如何兼顧調頻性能的進一步提升，更加有利于網源協調交互，提高電網頻率質量。