AGC与一次调频自适应协调配合策略

王 军

（国能大渡河瀑布沟水力发电总厂，四川 汉源 625304）

1 概述

深溪沟水电站位于四川省大渡河中游汉源县和甘洛县接壤部，为大渡河干流规划的第十八级电站，其上一梯级为瀑布沟电站。电站接瀑布沟水电站尾水，装机规模为4×165 MW轴流转桨式水轮发电机组，以500 kV电压等级接入电力系统。深溪沟水电站调速器微机调节器采用法国施耐德昆腾+M580构架的PLC双重冗余配置，监控系统AGC采用DCS技术应用的虚拟DPU控制，机组LCU采用传统施耐德昆腾系列双机热备机架。

2 背景简介

2019年5月6日，某500 kV主力厂多台机组跳闸，西南电网损失功率约180万kW，电网频率出现持续低频，最大频偏约-0.23 Hz，稳态频偏在-0.11～-0.12 Hz之间波动，持续时间超过5 min。

在此期间瀑布沟电站2F、4F、5F机组和深溪沟电站2F机组均存在AGC与一次调频配合不协调而出现反调的问题，具体数据见瀑布沟5F机组调节数据（图1、图2）。

根据图1、图2数据记录分析，15：16：26，瀑布沟电站5F机组频率持续降低，机组一次调频正常动作，机组有功功率逐步从204 MW上升至228 MW。15：16：37，瀑布沟电站AGC下发5F机组有功调节199 MW命令，电站AGC与一次调频协调配合采用“直接叠加”方式，5F机组有功功率从228 MW降低至198 MW。由于AGC调节影响，调节结果为AGC功率闭环调节值，AGC与一次调频配合不协调削弱了一次调频动作效果。

图1 瀑布沟5F机组PMU数据

图2 瀑布沟5F机组监控调节数据

3 自适应策略分析

3.1 自适应策略总体控制原则

监控系统与机组一次调频配合主要原则如下：

（1）监控系统投入功率闭环调节时应不限制机组一次调频的正常调节，一次调频功率调节量应与监控系统功率给定实现直接叠加。

（2）监控系统应增设一次调频修正功能，根据电网频率变化计算机组一次调频功率调节量，修正监控系统功率给定。应配置不同参数组，设置最大负荷、最小负荷限制措施。

（3）监控系统一次调频修正功能应不影响原有AGC及操作员功率调节的速度及幅度，一次调频修正功能不主动闭锁AGC功率调节指令和操作员功率调节。

3.2 自适应策略调速器功能完善

3.2.1 调速器系统基础功能完善

调速器应具备导叶控制“三选二”功能。频率控制“三取中值”功能，保障频率控制、开度控制的稳定性。

图3 开度、频率控制示意图

3.2.2 调速器系统配合功能完善

调速器系统计算工频（50 Hz）与A、B机残压1、残压2、齿盘频率信号的频差数据，将频差数据通过4～20 mA模拟量信号上送机组LCU单元，上送频率精度为0.001 Hz。新增频差保护功能，若调速器切“孤网参数”或非自动运行或非负载态，则将上送监控系统的频率偏差数据置0。

3.2.3 监控系统LCU功率调节功能完善

（1）机组LCU将接收到的调速器3路频差数据进行滤波转换，转换精度0.001 Hz。新增Δ残压1、Δ残压2、Δ齿盘频差“三取中”逻辑，将三取中频差数据赋值给Δf频偏。

（2）机组LCU计算一次调频功率修正值，新增一次调频频率偏差计算理论功率调节量程序逻辑，计算公式：ΔP=｜Δf频偏-db人工死区｜÷50×PN÷bp。

（3）在机组LCU功率闭环中增加一次调频动作量，将一次调频理论调节功率值叠加至AGC功率调节值，将“功率设定值+一次调频动作值-实发值”作为功率PID调节目标值。

3.3 自适应协调配合流程控制

自适应协调配合控制流程见图4。

图4 AGC与一次调频协调配合控制流程框图

AGC与一次调频协调配合控制流程框图中应注意以下问题：

（1）频率死区及方向（SELECT）：在一次调频死区以外，计算带方向的频率偏差。

（2）一次调频理论功率调节量计算（Pfm）：根据频率偏差方向，计算的一次调频功率理论调节量应带有调节方向。

（3）一次调频理论功率调节量功率叠加前速率限制（VEL_LIM）：应根据有功增减方向设置不同的速率限制值，速率限制计算周期应可调。速率限制计算周期应根据实际带负荷调节测试进行整定。

（4）监控AGC与一次调频功率闭环叠加（AGC_PF）：功率闭环叠加值应与机组LCU功率闭环进入PID调节运算前的最终给定值直接叠加。

4 自适应协调配合试验

4.1 监控AGC与一次调频不协调试验

未投入监控AGC与一次调频协调配合功能前，功率调节与一次调频试验结果见图5。

图5 监控AGC与一次调频不协调试验记录

4.1.1 试验条件及参数定义

（1）条件：机组LCU功率闭环始终投入，退出监控AGC与一次调频协调配合功能。

（2）定义：频率：50 Hz与试验频率的偏差值，即：试验低频，频率偏差为“+”；试验高频，频率偏差为“－”；LCU-PID：监控系统功率给定值与机组功率反馈值的差值。

4.1.2 试验过程及说明

（1） 1.4～10 s，监控LCU功率闭环始终投入，试验前机组功率给定与功率反馈值基本一致，即“LCUPID”=0。

（2） 10 s开始，当试验频率降低为49.8 Hz时，调速器系统频率偏差为“+0.2 Hz”，调速器一次调频动作，机组减有功功率，即“导叶反馈”逐渐减小，“功率反馈”逐渐降低。

（3） 10～20 s，一次调频动作，机组减有功功率时，机组LCU中功率给定值与功率反馈值偏差逐渐增加，即“LCU-PID”逐渐增大。

（4） 20～51 s，监控系统LCU启动功率闭环调节，目的将机组有功功率重新拉回目标给定值，由于此时监控LCU功率调节的介入，“导叶给定”逐渐增加，“导叶反馈”逐渐增加，“功率反馈”逐渐增大，“LCU-PID”逐渐减小至0。该过程一直持续到机组有功反馈跟踪至机组有功给定值。

（5） 51～118 s，一次调频频差恒定，一次调频量恒定，监控LCU功率给定值恒定，LCU功率闭环调节到位后保持稳定状态。经该过程调节，一次调频调节量被LCU功率闭环调节抵消调，一次调频与LCU功率闭环不协调，即：一次调频与AGC不协调。

（6） 118～214 s，当试验频率回到50 Hz时，调速器系统一次调频动作量回调，机组功率增加，监控LCU直接动作减有功功率，最终保持机组有功功率反馈值跟踪给定值。在此期间，机组功率调节过程反复动作，一次调频调节量被LCU功率闭环调节抵消调，一次调频与LCU功率闭环不协调，即：一次调频与AGC不协调。

4.2 监控AGC与一次调频协调试验

投入监控AGC与一次调频协调配合功能，功率调节与一次调频试验结果见图6。

图6 监控AGC与一次调频协调试验记录

4.2.1 试验条件及定义

（1）条件：机组LCU功率闭环始终投入，投入监控AGC与一次调频协调配合功能。

（2） 定义：PIDOUT，调速器系统导叶开度PID给定输出。

4.2.2 试验过程及说明

（1） 2.4～10 s，监控LCU功率闭环始终投入，试验前机组功率给定与功率反馈值基本一致，即“LCU-PID”=0。

（2） 10 s开始，当试验频率降低为49.8 Hz时，调速器系统频率偏差为“+0.2 Hz”，大于一次调频死区（0.04 Hz），调速器一次调频动作，机组减有功功率，即“PIDOUT”逐渐减小，“导叶反馈”跟踪“PIDOUT”，“功率反馈”逐渐降低。

（3） 10～122 s，一次调频动作，机组减有功功率时，由于监控AGC与一次调频协调配合功能已投入，监控LCU将计算的一次调频理论功率调节量叠加至机组LCU原始功率给定值，即“监控LCU功率原始给定值+监控LCU计算一次调频理论功率调节量”=“机组功率原始反馈值+调速器实际一次调频动作量”，因此“LCU-PID”基本保持在0，监控LCU功率闭环虽然投入，但未参与调节，不影响一次调频动作，监控AGC与一次调频配合协调。

（4） 122～222 s，当试验频率回到50 Hz时，调速器系统一次调频动作量回调，“PIDOUT”返回至动作前状态值，“导叶反馈”跟踪“PIDOUT”，“功率反馈”回到反馈动作前状态值，“监控LCU功率原始给定值+监控LCU计算一次调频理论功率调节量”逐步返回至“监控LCU功率原始给定值”，因此“LCU-PID”基本保持在0，监控LCU功率闭环虽然投入，但未参与调节，不影响一次调频动作，监控AGC与一次调频配合协调。

5 结束语

应用“自动发电控制系统（AGC）与一次调频自适应协调配合策略”，可以有效解决深溪沟电站监控AGC与一次调频不协调问题，但深溪沟电站水头较低，高水头电站在该自适应策略中应对一次调频理论功率调整量进行一定的水头修正，才能更好发挥该协调策略控制优势。通过该协调配合策略的应用，能更有效地保障电网频率调节的稳定性、可靠性。