云南电网统一调频控制区试运行期间频率问题分析及对策

2021-07-22陈静鹏杨若朴胡亚平陈亦平

机械与电子 2021年7期

陈静鹏，王科，杨若朴，楼楠，胡亚平，杨林，陈亦平

(中国南方电网电力调度控制中心，广东广州 510000)

0 引言

近年来，随着国内电力行业体制改革不断深化，在电力市场环境下，合理、有效地推进调频辅助服务市场运转，不仅可以提高机组提供调频服务的积极性，还可以加大机组自身调频性能改善力度，降低购买调频服务成本[1-4]。为进一步保障和提升频率质量，南方电网公司正有序推进调频辅助服务市场的建设。

南方电网调频辅助服务控制采用分区管理的模式，根据网架结构的特点，将南方电网划分为中东部主网和云南电网2个统一调频控制区。其中,云南电网由南网总调和云南中调共同调管，总调负责云南外送直流计划以及直调电厂计划的执行，云南中调负责平衡省内负荷，而频率控制则由南网总调与云南中调共同负责[5]。

云南电网统一调频控制区投入试运行期间，云南电网频率质量有所下降，试运行以来云南电网频率0.05 Hz合格率从90%下降到78%～85%，反映在-0.05～0.05 Hz的区间内，系统频率控制水平有所下降。

本文基于试运行期间的系统频率、调频机组出力曲线以及系统AGC指令，详细分析了云南频率合格率下降的原因。在此基础上，基于简化二机系统仿真，针对性地提出了提高系统调频速率，优化分配日前调峰任务等优化策略。

1 云南电网统一调频控制区试运行期间的频率问题分析

云南电网统一调频控制区采用了基于网省交互的自动发电控制AGC(automatic generation control)策略，即由统一调频控制模块UFC(unified frequency control)计算区域整体控制偏差ACE(area control error)，根据调频市场中标比例/实时调频备用容量比例，分配总调和中调ACE，网省两级调度分别计算调节功率，再按照电厂中标情况分配调节功率，如图1所示。

图1 云南统一调频架构示意

云南电网统一调频控制区于2020年10月30日投入长周期试运行。试运行期间根据网省两级调度所调管的电厂装机情况，按照固定比分配总调和中调ACE(总调∶中调=0.66∶0.34)。中标的电厂采用“计划出力+调频带宽”的方式(AUTOR模式)参与频率调整,即机组功率在计划出力的带宽范围内响应系统频率偏差。

1.1 试运行期间频率悬浮现象

2020年10月30日切换为统一调频控制模式后，云南电网频率出现了长时间在49.95 Hz和50.05 Hz悬停的现象，尤其在机组爬坡过程中，系统频率0.05 Hz合格率有所下降。以11月1日为例对总调侧的调频电厂进行分析。当日总调调管的调频电厂有糯扎渡、溪洛渡以及澜沧江上游流域电厂，糯扎渡、溪洛渡电厂调频带宽为300 MW，澜沧江上游流域电厂调频带宽为100 MW。图2和图3分别反映了糯扎渡、溪洛渡电厂全天机组出力情况，其中电厂实际出力曲线为实线，计划曲线为虚线。

图2 11月1日糯扎渡电厂出力曲线

图3 11月1日溪洛渡右岸电厂出力曲线

由图2可以看出，糯扎渡电厂日内调峰爬坡较为频繁，电厂实际出力与计划偏差较大，主要体现为当机组往上爬坡时，机组出力低于计划值，当机组往下爬坡时，机组出力高于计划值，此外在出力平稳段，实际与计划偏差也较大。而由图3可知，溪洛渡电厂在22:00以后的往下爬坡时，实际出力位于低于计划值，平稳段偏差则较小。选取11月1日23:00—24:00 时间段进行分析，此时系统负荷在下降阶段，电厂计划往下爬坡，云南电网频率出现持续高周，分别如图4和图5所示。

图4 糯扎渡电厂出力曲线

图5 溪洛渡右岸电厂出力曲线

由图4可以知道，在糯扎渡电厂以33 MW/min(500 MW/15 min)往下爬坡的过程中，频率高周，糯扎渡电厂出力位于带宽上边缘往下爬坡,与计划偏差+300 MW。

由图5可见，在溪洛渡右岸电厂13 MW/min(200 MW/15 min)向下爬坡的过程中，频率高周，溪洛渡右岸电厂出力位于带宽下边缘往下爬坡，与计划偏差-300 MW。

1.2 频率悬浮问题分析

目前总调调管的电厂在调频市场中标后，采用“计划出力+带宽限制”的AUTOR模式，优先响应调频指令，故当部分机组承担着调峰调频的双重任务时，容易导致调峰和调频任务的失配，进而使得系统频率悬浮，具体而言有以下2点。

1.2.1 AGC单步指令小，部分机组调频速度过慢

以往下爬坡为例，根据日前负荷预测，11月1日23:00—24:00，云南省内负荷以及西电外送均下降，此时频率高周，总调调管的中标电厂为糯扎渡和溪洛渡电厂。

对系统AGC指令进行分析发现：单步指令值在10～15 MW和15～20 MW范围的分别达到39%和34%，过多的单步小指令造成调频速度过慢。另一方面，总调云南电厂AGC死区大多为15 MW左右，若AGC指令小于电厂OCS主站的死区，则AGC指令无法被响应。因此，糯扎渡电厂开始爬坡后不久，出力便位于带宽上边缘，调频赶不上调峰，正偏差300 MW导致频率高周。

1.2.2 调峰量分配与调频量不匹配，部分机组计划爬坡量过大

除了较小的AGC指令无法被执行外，在存在带宽限制的情况下，日前计划安排的机组爬坡速率存在一定程度的不均等，而响应频率的调节功率却是等比例分摊的，因此调峰量大的电厂必然调频赶不上调峰，出力位于带宽边缘。

如糯扎渡电厂承担了主要的调峰任务，调峰速率为33 MW/min，大于调频速率，故向下爬坡时，调频赶不上调峰，出现正偏差300 MW。而与此同时，溪洛渡电厂调峰任务小，爬坡速率仅为13 MW/min，其响应频率下调的速率大于计划值爬坡速率，此时溪洛渡电厂出力位于带宽下边缘(负偏差300 MW)。

因此，频率悬浮的根本原因是调峰量和调频量的不均衡分摊，最终表现为2个电厂出力位于带宽的边缘，此时二次调频备用不足，系统频率仅能依靠一次调频动作停留在一次调频死区±0.05 Hz附近，造成频率悬浮。而正偏差电厂具有600 MW下调节备用，负偏差电厂具有600 MW上调节备用，满足调度监视系统的控制要求，故监视系统也不会出现备用不足告警。

2 云南电网统一调频控制区的优化策略

由上述分析可知，部分电厂响应系统频率的调节速率小于计划爬坡速率(调频速率小于调峰速率)，是导致频率悬浮的主要原因。本节的优化建议主要围绕消除频率悬浮，提高系统AGC响应速度展开。

南方电网的AGC系统采用工业控制中较为传统的PID控制，PID控制算法简单、鲁棒性好和可靠性高[6]。PID控制中的积分环节能对频率偏差进行记忆，主要用于消除静差，提高系统的无差度[7]。原理上适当增大积分环节的增益，适当放宽积分量的输出限制，实质上可以提高电厂收到的单步AGC调节指令值，表现为系统二次调频速度的提升，有助于消除频率静差。

本节基于Simulink进行仿真，以模拟在云南统一调频模式下，同步提升总调和中调AGC环节积分分量对系统的影响。

2.1 云南电网统一调频控制区域简化建模

本文在Simulink 仿真软件中搭建了云南电网统一调频控制区简化模型，如图6所示。该模型由UFC，中调、总调AGC系统，中调、总调机组调速系统以及发电机环节构成。由于本文主要针对频率稳定开展分析，仿真模型忽略了功角和电压的动态问题，即不考虑发电机励磁环节，此外由于频率稳定属于长周期稳定问题，本文忽略了发电机的相对摇摆，假设不同的发电机在动态过程中的频率相同，即发电机采用一阶的聚合模型[8-9]。

图6 云南电网统一调频控制区简化模型

在图6中，αACE、(1-α)ACE分别为总调和中调控制区分配的区域偏差ACE；Δω为系统频率偏差；βPref1、βPref2分别为中调和总调机组分配的调节功率；Pref1、Pref2分别为中调和总调机组的参考功率。

云南频率统一控制区的控制流程为：当UFC接收到云南电网频率偏差信号后，执行FFC策略，统筹计算、分配控制ACE至两级调度AGC，网省AGC根据分配的ACE，计算调节功率并分解下发至调管电厂，电厂执行AGC指令完成二次调频。下面将重点给出UFC环节和AGC系统的建模。UFC系统如图7所示。

图7 UFC环节建模

图7中，Δω为系统频率偏差；B为系统频率偏差系数；α、1-α分别为总调和中调控制区的ACE分配系数。试运行期间总调和云南中调统一了网省两级AGC的死区(正常调节区均为0.03 Hz)，UFC环节通过同一个B参数执行FFC策略，生成云南区域总的频率控制偏差ACE，再通过比例系数分配ACE至总调和中调控制区。

AGC模型包含PI控制器、延时环节和零阶保持器[10]，如图8所示。

图8 AGC控制器

图8中,KP为AGC控制器比例系数；KI为AGC控制器积分系数；τ为信息传输延迟；T为AGC控制命令周期。由于延迟环节和零阶保持器是非线性环节，给分析带来困难。故通过Pade展开式，将延时环节和零阶保持器近似等效为线性环节[11-12]。

Pade展开式为

(1)

经仿真验证，取3阶近似有良好的拟合效果。

2.2 提升AGC积分分量对系统的影响

根据云南频率统一控制区传递函数关系，在MATLAB中可以列写调速系统的状态空间方程。本文主要选取主导特征值分析，研究AGC积分参数提升时，简化二机系统的主导特征值在复平面的根轨迹，如图9所示(这里需要注意的是，实际系统在AGC指令是离散的，而Simulink的仿真是连续的，在仿真中提高积分参数，相当于实际系统提高了单步AGC指令量值)。

图9 主导特征值根轨迹

由图9可知，同步调增网省两级AGC积分参数，即KI=0.000 5～0.030 0(KI=1～108 MW/h)，系统主导特征值向复平面右下方移动，系统频率稳定性显著下降，所以过高的调整积分参数，系统存在失稳风险(图9中KI下方括号中是实际系统的积分参数，其单位是MW/h，而Simulink中是对秒级数据的积分，两者存在折算关系)。

系统的时域特征可以结合Simulink仿真实现，图10和图11分别反映了在10%负荷阶跃扰动下，同步调增网省两级AGC积分参数，即KI=0.00 2～0.010(KI=7.2～144 MW/h)时，总调机组出力的时域响应。

由图10和图11可知，随着调增网省两级AGC积分参数，机组出力到达目标值的响应时间显著下降，即机组二次调频速率有效上升，能够更快地到达AGC指令的目标值，而提高AGC积分参数对机组的响应延迟时间影响不大。

图10 机组响应时间

图11 机组的响应延迟

综上所述，提高AGC的积分参数能够提高机组的二次调频调节速率，能够针对性地解决在调峰过程中，机组调频速率过慢进而导致频率悬浮的问题，但是积分参数的提高伴随着系统频率稳定性的下降，在后续的试验中，应谨慎调增积分增益。

2.3 调增积分参数的工程方法

由于目前南方电网的运行测算中缺乏对AGC系统的详细建模，无法给出AGC系统的最优参数，为了缓解统一调频控制区试运行期间的频率悬浮问题，本节提出一种调增积分参数的工程方法。

目前,云南电网统一调频控制区ACE的比例增益是0.55，积分增益是2(积分分量的单位是MW/h)。根据ACE的值，可以确定区域的总调节功率。区域总调节功率计算为[13]

PR=-KP·ACE+(-KI)·ACE=PP+PI

(2)

由于试运行期间频率长时间悬停在50 Hz±0.05 Hz，此时比例分量调减的出力为

PP=-Δf·B·KP

(3)

即PP=-0.55×90×0.05×10=-24.75 MW，而积分分量每分钟调减的出力为

PI=-KI·B·Δf/60

(4)

即PI=-3 MW，因此现有参数下云南整体调节功率的绝对值为24.75+3=27.75 MW。假设按照1∶1的分配比例，总调和云南中调的分配量基本在13.875 MW左右，不满足糯扎渡等主力水电厂调节死区要求，导致频率欠调。

针对统一调频区试运行以来出现的频率在0.05 Hz附近悬浮的问题，考虑增加积分环节调节功率，增加频率悬停时间的二次调频调节量。测算条件：频率悬停1 min，积分环节调节功率在20 MW附近。因此，积分增益=20/(45/60)=26.67，可以就近取25。

按照频率悬停在50 Hz±0.05 Hz，计算的调节功率为：比例分量=24.75 MW；积分分量=25×45/60=18.75 MW。现有参数下云南整体调节功率为：24.75+18.75=43.50 MW。假设按照1∶1的分配比例，总调和云南中调的分配量基本在21.75 MW左右，可以满足大型水电厂15～20 MW的调节死区要求。同时，为了控制风险，对积分环节调节功率进行限制，控制在5～30 MW之间。

除了以上的优化策略外，需要对日前方式进行优化安排，合理分配调峰量，此外可以通过限制水电厂的15 min爬坡量，限定15 min功率变化幅度等方式，避免一个水电厂承担过多的调峰任务。

3 优化策略实测效果

为了验证云南电网统一调频控制区优化策略的有效性，南网总调于2021年1月28日至1月29日开展联合调试进行验证。本次试验包括溪洛渡右岸电厂出力200 MW/min和300 MW/min快增快减扰动试验，以及580 MW和700 MW跳机试验。

测试期间，云南统一调频区内调频机组能够正确响应调频指令，有效缓解了云南电网频率在49.95 Hz和50.05 Hz悬停的情况。比较1月28日(测试日)和1月27日(非测试日)同时段(13:30—17:00)云南电网频率情况，如图12所示。测试期间未出现持续的频率稳态偏差，频率质量优于未开展测试的同时段。