（中國長江電力股份有限公司 云南省昆明市 650200）

0 引言

電網(wǎng)頻率是非常重要的電網(wǎng)特征參數(shù)，監(jiān)視和控制電網(wǎng)頻率在規(guī)定的范圍內變化，是電網(wǎng)調度的主要任務之一。隨著西南地區(qū)水電的加速開發(fā)，未來我國西南電網(wǎng)將通過柔直與主網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)運行，大型水電占比過高以及異步聯(lián)網(wǎng)模式后同步電源的結構變化將造成聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)陸續(xù)出現(xiàn)低于0.1Hz的超低頻震蕩現(xiàn)象，進而導致西南地區(qū)水電機組的一次調頻動作次數(shù)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(wǎng)頻率快速拉回至額定范圍以內，因此對維持電網(wǎng)頻率的穩(wěn)定性起著極其重要的作用，可以明顯提高系統(tǒng)抗功率突變的能力。各機組調速系統(tǒng)通過自身“負荷—頻率”靜態(tài)和動態(tài)特性參與調節(jié)，改變并網(wǎng)機組所帶負荷，為系統(tǒng)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(fā)電控制（AGC）是電網(wǎng)從宏觀控制、經濟運行及電網(wǎng)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(wǎng)有功功率平衡和頻率穩(wěn)定的重要手段。[1]

對于調峰調頻電站，調速器一次調頻狀態(tài)必須始終在投入狀態(tài)，電站內對于加入聯(lián)控狀態(tài)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(jiān)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(qū)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(fā)生反向調節(jié)，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(fā)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(wǎng)后有兩種控制模式，即功率閉環(huán)控制模式和開度控制模式。

調速器控制系統(tǒng)框圖如圖1所示。其中Kp、Ki、Kd分別為調節(jié)器的比例、積分和微分系數(shù)，Ypid是微機調節(jié)器導葉開度計算值，bp、ep分別為永態(tài)轉差系數(shù)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(huán)在監(jiān)控側實現(xiàn)，調速器根據(jù)監(jiān)控系統(tǒng)發(fā)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(fā)有功負荷目標調節(jié)指令，與監(jiān)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(huán)節(jié)作用，轉換為寬度不等的脈沖增減指令下發(fā)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(fā)出增脈沖，功率偏差為負時發(fā)出減脈沖。在監(jiān)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(huán)節(jié)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(huán)控制模式時，其功率閉環(huán)在調速器側實現(xiàn)，調速器接收來自監(jiān)控系統(tǒng)發(fā)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(xiàn)負荷的增、減閉環(huán)控制。

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

功率閉環(huán)控制模式下，通過AGC發(fā)有功負荷目標調節(jié)值指令至機組LCU，機組LCU再將此指令下發(fā)至調速器，調速器調節(jié)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(qū)，該偏差將通過功率PID環(huán)節(jié)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(qū)范圍內；當系統(tǒng)頻率越限時，頻差信號通過參數(shù)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(huán)節(jié)，實現(xiàn)一次調頻作用。模型中功率指令由監(jiān)控系統(tǒng)模擬量通道輸出。[2]

2 一次調頻與AGC協(xié)聯(lián)機制

基于某水電站3號機組為例進行說明，該機組并網(wǎng)后常用功率閉環(huán)控制模式，其中開度控制模式和功率閉環(huán)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(fā)新負荷指令的條件下，試驗驗證結果均滿足華中電網(wǎng)對于水電機組一次調頻管理規(guī)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(wǎng)管理規(guī)定及行業(yè)標準關于小于4s的要求；在電網(wǎng)頻率變化超過機組一次調頻死區(qū)開始的30s內，機組實際出力可以進入穩(wěn)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(xiàn)有配合策略

由于AGC與一次調頻功能存在一定的逆調節(jié)，且參考該機組以往的一次調頻歷史數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，該水電站一次調頻動作次數(shù)較少，故采用監(jiān)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(jié)。其控制策略如下：

（1）功率閉環(huán)控制模式下，一次調頻同AGC功率調節(jié)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(jié)與一次調頻的直接沖突，監(jiān)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(jié)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(huán)手動增減負荷或現(xiàn)地電手動增減。

由于西南異步聯(lián)網(wǎng)后造成電網(wǎng)頻率的超低頻震蕩現(xiàn)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(jié)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(fā)有功功率設定值長期處于失效狀態(tài)的現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)象及根據(jù)西南電力調度控制分中心文件《西南電網(wǎng)電廠側一次調頻與AGC、監(jiān)控系統(tǒng)協(xié)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(jiān)控系統(tǒng)現(xiàn)有協(xié)調策略進行優(yōu)化。具體要求為：

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

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

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

3 一次調頻與AGC協(xié)聯(lián)機制試驗驗證

3.1 一次調頻與AGC協(xié)聯(lián)的具體實現(xiàn)方法

（1）在調速器程序中，將大網(wǎng)/小網(wǎng)功率閉環(huán)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(jiān)控調節(jié)疊加的方式，即調速器功率調節(jié)目標功率為監(jiān)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(jié)”和“一次調頻動作復歸30s內閉鎖有功脈沖調節(jié)”的功能。

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

（4）在監(jiān)控AGC程序中增加“負荷反向調節(jié)閉鎖”功能，即當電網(wǎng)頻率低于門檻頻率（設定值為49.9Hz）時，不執(zhí)行調度AGC減負荷指令，同時產生“負荷反向調節(jié)閉鎖”報警信號。同樣，當電網(wǎng)頻率高于門檻頻率（設定值為50.1Hz）時，不執(zhí)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(fā)生器功能階躍改變機組輸入頻率信號，模擬改變電網(wǎng)頻率。由于是靜態(tài)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(xiàn)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(shù)如表1所示。

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

（1）開度模式下AGC下發(fā)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(huán)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(fā)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(huán)投入，監(jiān)控系統(tǒng)下發(fā)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(jiān)控系統(tǒng)操作員站下發(fā)新功率給定值450MW，一次調頻動作到位后，機組功率穩(wěn)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(wěn)定在450MW，負荷調整過程正常。

（3）開度模式下AGC下發(fā)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(huán)投入，監(jiān)控系統(tǒng)下發(fā)功率給定值為400MW，此時監(jiān)控系統(tǒng)下發(fā)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(wěn)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(wěn)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(xié)聯(lián)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(huán)節(jié)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?yōu)?，此時導葉實際開度值減小，隨后通過AGC脈沖調節(jié)使負荷恢復穩(wěn)定。

（4）功率模式下一次調頻動作后，AGC下發(fā)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(huán)投入，監(jiān)控系統(tǒng)下發(fā)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(jiān)控系統(tǒng)操作員站下發(fā)新功率給定值400MW，一次調頻動作到位后，機組功率穩(wěn)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(wěn)定在400MW，負荷調整過程正常。

由圖5可知，功率閉環(huán)控制模式下，最終的機組功率值為頻差信號通過參數(shù)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(jiān)控系統(tǒng)（AGC）的協(xié)調能力，試驗結果完全滿足《西南電網(wǎng)電廠側一次調頻與AGC、監(jiān)控系統(tǒng)協(xié)調控制技術交流會會議紀要》中對水電機組一次調頻與監(jiān)控系統(tǒng)（AGC）協(xié)調能力的要求。

圖2 開度模式下一次調頻與AGC協(xié)聯(lián)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(xié)聯(lián)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(xié)聯(lián)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(xié)聯(lián)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(wǎng)規(guī)模發(fā)生重大變化，將造成西南電網(wǎng)面臨嚴重的超低頻頻率振蕩風險，電網(wǎng)頻率波動等不穩(wěn)定因素將逐漸顯現(xiàn)。由于西南地區(qū)水電機組占比較大，是西南異步聯(lián)網(wǎng)運行并網(wǎng)機組的重要組成部分，通過合理的一次調頻與AGC協(xié)調控制策略，確保并網(wǎng)水電機組能夠有效發(fā)揮一次調頻及AGC性能，為電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行提供有力保障。為滿足《西南電網(wǎng)電廠側一次調頻與AGC、監(jiān)控系統(tǒng)協(xié)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(xié)聯(lián)控制機理，完善了一次調頻及AGC性能。通過現(xiàn)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(yè)的維護人員有一定的借鑒意義。