西北电网并网水电站自动发电控制分析研究

白永福

(黄河上游水电开发有限责任公司拉西瓦发电分公司，青海省贵德县 811700)

西北电网并网水电站自动发电控制分析研究

白永福

(黄河上游水电开发有限责任公司拉西瓦发电分公司，青海省贵德县 811700)

随着西北电网容量的迅猛发展，水光互补、直流输电等输电形式的多样化，网架结构也日趋复杂，电网潮流分布也更加复杂和不稳定。文章就拉西瓦水电站在西北电网自动发电控制调试中遇到的一些问题进行分析，并提出相应的解决方法，最终达到电网对并网水电站AGC运行的技术指标要求。关键词：自动发电控制(AGC)；定频率控制模式(FFC)；拉西瓦水电站；水锤效应

1 西北电网AGC的控制原则

1.1 控制原则

(1) 西北网调直调电站的自动发电控制(简称：AGC)功能采用定频率控制模式(简称：FFC)或联络线+频率偏差控制模式(简称：TBC)，负责西北电网的频率调整[1-2]。

(2) 各省调的AGC功能采用定联络线功率或联络线+频率偏差控制等多种控制模式，负责省际间联络线功率的调整，并辅助网调频率调整[6]。

(3) 水电站AGC模式

由西北电网AGC原则可知，拉西瓦水电站作为网调直调电站，AGC模式采用定频率控制模式或联络线+频率偏差控制模式。

1.2 定频率控制模式与联络线+频率偏差控制模式分析

(1) 定频率控制

图1 简单控制区直接功率交换特性图

图1为一个简单的电力系统控制区之间负荷传递示意图，可以通过图1进行简单的电网AGC策略分析。

我们假设控制区A单位调节功率为KA，控制区B单位调节功率为KB。A、B控制区内机组均为具有AGC调节功能的机组且AGC功能投入，ΔPA和ΔPB、ΔGA和ΔGB、ΔLA和ΔLB、ΔPt分别为控制区A、B的负荷实时值、发电机有功功率变化量、负荷变化量、控制区间联络线功率变化量。

当控制区A或控制区B扰动时，其中KA·Δf为一次调频动作功率、ΔPt为联络线功率。

(1)

(2)

在定频率控制方式中，当控制区A或控制区B发生负荷扰动时，A、B控制区内一次调频AGC将按照Δf的变化进行相应的有功功率调节[3-4]。

1) 当△f=0时，则停止调节，联络线上的功率变化量为：

(3)

或

(4)

这也说明，在相邻的两个控制区中，当采用定频率控制方式时，控制区间的交换功率不为0，它与控制区内发电机组的一次调频的最大调整幅度与最大调整幅度响应时间有关。

2) 当Δf偏差较大时。如果各个控制区有足够的二次调频容量，可抵消各自的扰动负荷变化，那么能够保持系统的频率偏差和联络线交换功率偏差为0。此时:

当

(5)

(6)

则

ΔPt=0

但是，当控制区A或B任何一个区域负荷增加过多，一次调频及AGC无法进行平衡时，需另外一个控制区进行功率支持平衡。此时，控制区联络线间的功率不为0。定频率控制模式下会随时调整控制区内频差及联络线交换功率偏差，因此该模式一般用于单独系统或联合系统的主系统中[5]。

(2) 联络线功率及频率偏差控制(TBC)

在联络线功率及频率偏差控制方式中，控制系统根据区域控制偏差(ACE)来调节AGC机组的有功功率，理论上ACE=0时调节结束。这种控制方式采集ΔPt和Δf变化，并判别负荷的扰动变化是在哪个控制区产生，并对控制区的负荷变化先进行响应。

在控制系统中，采用TBC方式下，任何一个控制区发生负荷功率不平衡，都会使控制区的频率和联络线交换功率产生一定的偏移。此时通过调节AGC机组的有功功率，将联络线功率和频率偏差引起的ACE变化调整到规定的定值范围内。

这种控制方式适合于小容量的控制系统中，必须有另一系统采用FFC方式来维持系统的频率恒定，否则电网不能进行稳定的联网运行[6]。

1.3 水电站控制模式的确定

水电站AGC控制模式具体采取什么方式，需考虑水电站所处区域网架结构以及自身调节能力、机组工况等。需要调度侧结合电站实际及电网安全统一考虑。经过实际测试，在FFC下，AGC指令较为频繁，水电机组相应技术指标较差[7]。

2 水电站AGC技术指标要求

西北电管局下发的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》要求水电站AGC需满足如下技术指标[1-2]。

2.1 调节速率

调节速率=(目标出力-当前出力)÷机组额定有功功率÷(目标出力达到时间-命令下发时间)×100%(单位：机组调节容量占额定有功功率的比例/分钟)。

要求：水电机组调节速率应大于每分钟50%。

2.2 响应时间

从调度机构下达AGC命令算起，到AGC机组开始执行命令止。

要求：水电机组AGC响应时间≤10 s。

3 水电站AGC技术指标分析及应对策略

由西北电网“两个细则”要求可知，水电站AGC两个主要技术指标为响应时间和调节速率。从图2能够很清楚地看出网调对机组AGC控制及信息交互过程。

3.1 响应时间

假定t0为调度EMS下发AGC指令时刻；t1为电站监控接收调度AGC指令时刻；t2为电站监控AGC程序运算后下发指令时刻；t3为调速器接收监控现地LCU指令时刻；t4为调速器动作功率变化时

图2 机组AGC动作过程图

刻。可得AGC响应时间：

t=网络传输时间(t1-t0)+AGC运算时间(t2-t1)+监控至调速器指令传输时间(t3-t2)+水流惯性时间(t4-t3)+网络传输时间(t1-t0)。

满足响应时间要求需t≤10 s。

(1) 网络传输时间

在考虑水电站GPS对时准确的情况下需核对监控通信报文、检查核对调度下发指令及电站接收指令的时间。经过电站与网调的报文核对，相差为ms级，因此对AGC响应时间无具体影响[8]。

(2) AGC程序运算时间技术指标及应对策略

为保证电网及机组的安全稳定运行，监控厂家AGC程序中逻辑较为复杂，判断、闭锁条件较多。经查看程序及测算，拉西瓦水电站AGC指令周期为4 s。

我们对程序进行了如下改进。当接收到AGC指令后，AGC程序不进行任何逻辑运算，无延时地向调速器下首发脉冲进行功率的微增或微减，以尽量减小响应时间。

(3) 监控至调速器指令传输时间技术指标及应对策略

拉西瓦水电站功率控制为开关量控制方式，需通过监控系统增、减速继电器动作，调速器增、减速继电器后控制导叶。经测算从监控增、减速继电器动作到导叶开始动作时间约为1.5 s。

考虑到继电器的固有动作时间，将功率控制模式更改为模拟量或通信量控制模式即可以提高调速器响应时间。目前水电站正在进行模拟量模式的更改工作[9-10]。

(4) 水流惯性时间分析

水流惯性时间在这里可理解为导叶打开后，功率向正确方向调节的响应时间。其时间构成主要为水锤效应及尾水压力脉动的存在影响时间，这些因素会造成AGC在执行过程中发生功率反调的现象，尤其在大功率调节时反调现象更为严重。经过现场的试验，粗略测算该时间范围在1～6 s之间。图3为某水电站水锤效应引起的功率反调现象，从中可以看出导叶已经处于关的方向而功率实际上升。

图3 水锤效应引起功率反调图

由于机械、水工设备的改造工程巨大，因此水锤效应及尾水压力脉动对机组AGC调节过程的影响目前没有较为合理的终极解决办法和思路[11]。

通过上述分析可以看出，减小AGC响应时间最有效和最便捷的方法就是修改监控AGC程序及监控至调速器控制模式。

3.2 机组调节速率

调节速率过大可能会造成超调，过小又不满足指标要求，考虑各负荷调节需设置相应的PID系数，即将机组的AGC调节进行分段控制，不同情况对应不同的调节系数。

(1) 小负荷AGC调节

当AGC下发小负荷目标指令后，在首发脉冲的作用下AGC响应时间满足要求，此时需通过试验来调整监控有功调节的PID参数，来满足调节速率要求，防止超调。

(2) 大负荷AGC调节

当AGC下发大负荷目标指令后，在首发脉冲的作用下AGC响应时间满足要求，此时需将大负荷指令进行分段执行来满足调节速率要求。即，在负荷调整初期，通过改变PID参数来迅速响应目标负荷，当快接近目标功率时，再次改变PID参数进行缓慢调节以逼近目标负荷。否则，会造成目标负荷超调。

(4) 功率死区的设置

由于各水电机组安装位置、结构和构造不尽相同，如：有些机组为双排机组共用1个尾水洞，有些机组设置3机共用1个调压井，加上尾水压力脉动等方面的影响，机组在正常运行中如遇到其它机组调整功率，那么也会造成该机组的功率波动现象。因此，需测算此时的功率死区值。功率死区设定原则上网调侧应大于电站侧[12]。

4 结 语

AGC调节是个较复杂的过程，在拉西瓦水电站AGC的试验过程中，响应时间通过修改AGC程序增加首发脉冲及将调速器改造为模拟量或通信量控制模式来尽量减少二次设备AGC的响应时间。通过在监控上位机设置负荷分配的分段程序来快速响应目标功率，并结合功率死区进行逐步逼近。这些修改均取得了明显的效果。

在调试中，我们也遇到了共用调压井时机组间负荷调节相互的影响、机组穿越振动区及联合振动区时策略的优化、一次调频与AGC的协调、水轮机转动惯量等一系列问题，这些问题也需要逐步分析找到合理的策略。

AGC调试是一个复杂而漫长的过程，通过试验得出的数据，需与调度进行沟通，进行调度端与厂站端参数的共同优化，最终获得相对较为合理的参数。

[1] 西北电监局.西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)[S/OL].(2016-03-03)[2016-12-01].http://www.docin.com/p-1473894282.htmL.

[2] 西北能源监管局.西北区域并网运行管理实施细则(试行)：20141211修订稿[S/OL].(2016-03-09)[2016-12-01].http://max.book1148.com/htmL/2016/0.01/36577062.shtm.

[3] 王瑞琪.火电机组AGC指令及负荷响应曲线特征分析[D].郑州：华北电力大学，2014.

[4] 高伏英.AGC自动发电控制的原理及应用 [M/OL].(2012-10-24)[2016-11-29].http://www.docin.com/p-506399993.html.

[5] 肖霄.基于动态加权Voronoi虚拟区域划分的互联重叠系统的AGC控制[D].沈阳：辽宁科技大学, 2012.

[6] 权先璋,蒋传文.水电站AGC中的惩罚函数及虚拟机组技术[J].华中科技大学学报(自然科学版),2000,28(07):90-91.

[7] 杨方,孙元章,程琳.AGC与AVC协调控制和电压动态安全性[J].电力系统自动化, 2010(04):7-11.

[8] 单鹏珠.水电站AGC运行分析[D].南京：河海大学,2001.

[9] 何常胜,舒荣 ,刘兴福, 董鸿魁 ,吴永智.水电站机组一次调频与AGC性能优化[J].云南电力技术,2014(01):106-109.

[10] 王远鸿,纪正堂.小湾电厂基于调速器功率闭环优化AGC调节速率研究[J].科技创新与应用，2015(02):12-13.

[11] 霍天浪.混流式水轮机工况转换对流场影响的数值研究[D].西安：西安理工大学,2015.

[12] 唐涛南,魏守平.水电站 AGC 执行机构控制策略的研究[J].电力系统自动化,1997(05):49-52.

Analysis and Study on Automatic Generation Control of Hydropower Stations Connected in Northwest Power Grid

BAI Yongfu

(Laxiwa Power Generation Branch, Huanghe Hydropower Development Co., Ltd., Guide, Qingha 811700,China)

With rapid increase of the installed capacity of the northwest power grid and of various transmission modes such as hydro-photovoltaic hybrid, DC transmission, etc, the grid structure is increasingly complicated. The tide current distribution in the grid is more complicated and more instable. Issues in tests of the automatic power generation control of Laxiwa Hydropower Station in the northwest power grid are analyzed in the paper. Corresponding solutions on those issues are provided accordingly so that the technical requirements by the power grid on AGC operation of the hydropower station connected to the grid can be satisfied finally. Key words:automatic generation control (AGC); fixed frequency control mode (FFC); Laxiwa Hydropower Station; water hammer effect

1006—2610(2016)06—0081—04

2016-11-26

白永福(1978- )，男，甘肃省平凉市人，工程师，从事水电厂电气二次设备的管理、检修、维护工作.

P642.4;TP391.4

A

10.3969/j.issn.1006-2610.2016.06.021