小湾电厂基于调速器功率闭环优化AGC调节速率研究

王远洪纪正堂

摘要：自动发电控制系统（Automatic Generation Control，AGC）调节速率，直接影响电网频率质量。文章介绍了小湾电厂AGC调节速率现状，分析了调速器系统开度模式下监控系统功率闭环调节对AGC调节速率的不利影响，通过对调速器功率调节模式的探索和实践，有效提升了有功功率调节的精度和AGC调节速率。

关键词：辅助服务考核；AGC；调节速率；功率闭环；PID

引言

小湾电厂安装6台单机容量700MW混流式水轮发电机组，是“国家西电东送的骨干电源和重点工程”。电站以500kV电压等级接入电网系统，由南网总调直接调度，在系统中担任调峰、调频和事故备用，电能主要送往云南和广东两省区。

小湾电厂计算机监控系统（CSCS）采用南瑞NC2000系统，调速器系统采用南瑞SAFR-2000H冗余微机数字控制系统，有功功率调节采用传统的监控系统闭环模式（开度模式）。随着国家能源局和南方电网对并网电厂辅助服务管理及并网运行管理日益规范，2010年2月小湾电厂纳入“两个细则”考核，一次调频合格率等指标通过不断完善调速器控制策略及与AGC的配合逻辑，大幅度提高了合格率，但AGC调节速率一直未能有效改善，仅2014年上半年产生AGC考核费用25.94万元，AGC调节速率指标亟待提高。

1 AGC调节速率存在问题

1.1 南方电网相关要求

南方电网AGC考核主要由调节范围、调节精度和调节速率三项指标组成，调节速率考核计算公式如下：

ωk=AVG（Sk）≥Pk额定×30%

其中：

Pk目录i和Pk实际i是考核时段内典型的调节指令且调节幅度较大的调节指令的目标值和当前值，ti是指令发出后出力变化到目标值时间。

当调度EMS负荷指令大于30MW时，取AGC受控机组下所有机组容量和的30%，负荷指令小于30MW时，取AGC受控机组一台机组的容量的30%，小湾电厂不同运行工况AGC调节速率考核标准如表1。

表1 小湾电厂AGC调节速率标准

1.2 功率调节过程

小湾电厂AGC收到南网EMS系统下发的二次调频指令，按照我厂AGC分配策略将全厂总有功分配至参加AGC调节的各台机组LCU，机组PLC中有功PID程序段将AGC分配的有功负荷换算成脉冲宽度送给调速器以开度模式实现有功调调整。

1.3 AGC调节速率存在问题

1.3.1 机组有功PID参数不满足全运行水头的功率调节速率要求

小湾电厂运行水头在164米至251米之间，变幅达87米，最低水头和最高水头下调速器空载开度分别为17.5%和11.0%。由此可见，调整同一负荷，水头变化较大的情况下，导叶开度变化量差距较大。而监控系统机组LCU有功功率闭环PID仅设置一组参数，调整相同负荷输出同一脉冲宽度至调速器系统，不能满足全运行水头的功率调节速率要求，机组在低水头区间运行期间尤为明显。同时，机组LCU有功PID参数仅设置了比例环节参数，积分和微分环节参数未设计，致使机组有功调节精度和速率下降，进一步影响了AGC调节速率。

1.3.2 开度调节模式下小负荷调整难以满足AGC调节速率要求

从日常调节指令分析上看，南网EMS系统多下发±（0-50MW）的指令，其中±（0-20MW）未达到调节指令门槛，不参加测速。我厂AGC调节速率被考核大部分在±（20-50MW）负荷调整区间。对此，我厂AGC分配策略设置了小负荷分配策略，当调整指令为±（30-50MW）时，AGC仅对一台机组进行负荷增减，但受大型水轮机组机械性的限制及传统的有功开度模式调节的限制，机组LCU开出脉宽宽度和功率偏差成正比关系，功率偏差较小，开出脉宽也较小，且开度模式下机组有功换算为继电器吸合时间的偏差，继电器防抖动、防粘连技术措施造成机组有功调节速率下降，致使小负荷调整时，AGC调节速率几乎不可能达到调节目标，如表2。

表2 开度调节模式下有机组功调节速率

2 基于功率闭环调节模式的AGC调节速率解决方案

鉴于传统有功功率开度调节模式易受到水头等因素影响，调节环节冗长，引起AGC调节速率下降，我厂提出了将传统的监控系统功率闭环（开度模式）调节改造为调速器功率闭环调节模式（功率闭环模式）的解决方案，以提高AGC调节速率。

2.1 功率闭环模式调节原理

功率闭环模式下，功率闭环调节在调速器侧实现，机组LCU不再进行有功闭环调节，仅接收和转发AGC有功分配指令，通过模拟量方式送将有功功率给定信号送至调速器，调速器系统将其与机组实发有功进行比较，得出功率计算偏差，经过PID运算后得出导叶运行开度。小湾电厂调速器功率闭环调节传递函数如图1。

2.2 硬件改造

监控系统侧无新增硬件投入，需要从模出模件新增两路40～20mA模拟量信号送至调速器系统。

调速器系统侧，为提高功率控制信号的可靠性，增加了两个功率给定信号隔离变送器，并将有功功率变送器进行冗余配置，两路功率给定和两路机组有功实发值模拟信号分别送调速器A套和B套PCC。同时，由于调速器PCC控制器开关量输入模件开入备用点过少，对其进行了扩容。

2.3 软件修改

2.3.1 监控系统

监控系统侧程序修改主要包含：将AGC分配的单机有功功率给定值转发至调速器系统、功率闭环调节和开度模式调节手动/自动切换功能，同时设置如下安全闭锁逻辑：

（1）在调速器功率闭环模式下，满足以下四条中任意一条，功率模式自动切换至开度模式，但开度模式任何情况下不允许自动切换至功率模式：监控模出模件故障；监控模出设定值与调速器返回值得差值大于70MW；调速器功率闭环远方可投把手退出。

（2）满足以下两条中任意一条，监控模出设定值跟踪实发值：调速器功率闭环状态退出；调速器在手动位置。

2.3.2 调速器系统

（1）前馈调节。发电态时，监控系统下达功率给定PGA至调速器，调速器将PGA和上一次监控系统功率给定值PGB进行比较，并将偏差（PGB-PGA）经过积分运算后，乘以前馈系数KP3得到综合负荷给定Pgv，直接叠加到导叶给定环节，进行预调节，以加快调节速度。

（2）主环调节。进行前馈调节的同时，调速器将功率给定PGB与当前实发有功进行比较，得出功率偏差△P，乘以调差系数BP换算出频差，并与一次调频计算频差△f叠加得到主环输入综合频差e（k）=△f-BP×△P，通过PID计算出导叶开度YPID，经过导叶副环运算后进行有功调节，直至有功实发值达到功率给定值在死区范围内。在功率闭环下，调速系统通过频差△f和功率差值△P双重闭环控制来保证机组在维持电网频率的前提下保证机组出力，同时可有效提高有功调节精度和调节速率。

（3）功率闭环模式和开度模式切换逻辑。为防止机组实发有功功率采样异常时，引起负荷波动，甚至引起系统低频振荡，小湾电厂设置了“实发有功测值超出量程”、“机组在发电态且导叶开度>1.2倍空载开度且有功<0.8%额定有功功率”功率采样故障判断逻辑。其中，后者通过判断机组实发有功采样值与导叶开度的关系，大大提高了有功功率采样异常的判断准确率。当其中一路功率采样异常时，调速器优先进行主备用切换或闭锁从套。当两路功率采样均异常时，调速器控制方式由功率闭环模式切换至开度控制模式，并将控制模式信号送入监控系统切换控制方式。

2.4 实施效果

小湾电厂选取5号机组进行功率闭环改造和试验，更新了调速器PCC控制程序和工控机程序，并通过功率闭环投退试验、状态和故障切换试验、扰动试验、一次调频功能验证、一次调频与功率闭环调节的配合试验、发电态下调速器与监控系统联调、功率闭环的参数辨识、单机调节速率、穿越振动区等试验，对调速器功率闭环模式的安全稳定性调节品质和调节速率进行了验证。

试验过程及结果表明调速器及监控系统相关控制逻辑设置合理，功率调节效果满足电网要求。试验结果如表3。

图2 20MW下扰动试验，调节速率为305MW/min，

调节过程中未出现超调和反调现象

图3 80MW上扰扰动试验，调节速率为942MW/min，

调节过程未出现超调和反调现象

3 结束语

文章根据南方电网AGC调节速率要求，结合小湾电厂实际，提出了通过调速器功率闭环调节优化AGC调节速率方案，经过试验验证表明了方案的可行性和有效性，适用于南方电网区域内类似机组，具有一定的借鉴意义。

参考文献

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