西北電網并網水電站自動發電控制分析研究

白永福

(黃河上游水電開發有限責任公司拉西瓦發電分公司，青海省貴德縣 811700)

西北電網并網水電站自動發電控制分析研究

白永福

(黃河上游水電開發有限責任公司拉西瓦發電分公司，青海省貴德縣 811700)

隨著西北電網容量的迅猛發展，水光互補、直流輸電等輸電形式的多樣化，網架結構也日趨復雜，電網潮流分布也更加復雜和不穩定。文章就拉西瓦水電站在西北電網自動發電控制調試中遇到的一些問題進行分析，并提出相應的解決方法，最終達到電網對并網水電站AGC運行的技術指標要求。關鍵詞：自動發電控制(AGC)；定頻率控制模式(FFC)；拉西瓦水電站；水錘效應

1 西北電網AGC的控制原則

1.1 控制原則

(1) 西北網調直調電站的自動發電控制(簡稱：AGC)功能采用定頻率控制模式(簡稱：FFC)或聯絡線+頻率偏差控制模式(簡稱：TBC)，負責西北電網的頻率調整[1-2]。

(2) 各省調的AGC功能采用定聯絡線功率或聯絡線+頻率偏差控制等多種控制模式，負責省際間聯絡線功率的調整，并輔助網調頻率調整[6]。

(3) 水電站AGC模式

由西北電網AGC原則可知，拉西瓦水電站作為網調直調電站，AGC模式采用定頻率控制模式或聯絡線+頻率偏差控制模式。

1.2 定頻率控制模式與聯絡線+頻率偏差控制模式分析

(1) 定頻率控制

圖1 簡單控制區直接功率交換特性圖

圖1為一個簡單的電力系統控制區之間負荷傳遞示意圖，可以通過圖1進行簡單的電網AGC策略分析。

我們假設控制區A單位調節功率為KA，控制區B單位調節功率為KB。A、B控制區內機組均為具有AGC調節功能的機組且AGC功能投入，ΔPA和ΔPB、ΔGA和ΔGB、ΔLA和ΔLB、ΔPt分別為控制區A、B的負荷實時值、發電機有功功率變化量、負荷變化量、控制區間聯絡線功率變化量。

當控制區A或控制區B擾動時，其中KA·Δf為一次調頻動作功率、ΔPt為聯絡線功率。

(1)

(2)

在定頻率控制方式中，當控制區A或控制區B發生負荷擾動時，A、B控制區內一次調頻AGC將按照Δf的變化進行相應的有功功率調節[3-4]。

1) 當△f=0時，則停止調節，聯絡線上的功率變化量為：

(3)

或

(4)

這也說明，在相鄰的兩個控制區中，當采用定頻率控制方式時，控制區間的交換功率不為0，它與控制區內發電機組的一次調頻的最大調整幅度與最大調整幅度響應時間有關。

2) 當Δf偏差較大時。如果各個控制區有足夠的二次調頻容量，可抵消各自的擾動負荷變化，那么能夠保持系統的頻率偏差和聯絡線交換功率偏差為0。此時:

當

(5)

(6)

則

ΔPt=0

但是，當控制區A或B任何一個區域負荷增加過多，一次調頻及AGC無法進行平衡時，需另外一個控制區進行功率支持平衡。此時，控制區聯絡線間的功率不為0。定頻率控制模式下會隨時調整控制區內頻差及聯絡線交換功率偏差，因此該模式一般用于單獨系統或聯合系統的主系統中[5]。

(2) 聯絡線功率及頻率偏差控制(TBC)

在聯絡線功率及頻率偏差控制方式中，控制系統根據區域控制偏差(ACE)來調節AGC機組的有功功率，理論上ACE=0時調節結束。這種控制方式采集ΔPt和Δf變化，并判別負荷的擾動變化是在哪個控制區產生，并對控制區的負荷變化先進行響應。

在控制系統中，采用TBC方式下，任何一個控制區發生負荷功率不平衡，都會使控制區的頻率和聯絡線交換功率產生一定的偏移。此時通過調節AGC機組的有功功率，將聯絡線功率和頻率偏差引起的ACE變化調整到規定的定值范圍內。

這種控制方式適合于小容量的控制系統中，必須有另一系統采用FFC方式來維持系統的頻率恒定，否則電網不能進行穩定的聯網運行[6]。

1.3 水電站控制模式的確定

水電站AGC控制模式具體采取什么方式，需考慮水電站所處區域網架結構以及自身調節能力、機組工況等。需要調度側結合電站實際及電網安全統一考慮。經過實際測試，在FFC下，AGC指令較為頻繁，水電機組相應技術指標較差[7]。

2 水電站AGC技術指標要求

西北電管局下發的《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》及《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》要求水電站AGC需滿足如下技術指標[1-2]。

2.1 調節速率

調節速率=(目標出力-當前出力)÷機組額定有功功率÷(目標出力達到時間-命令下發時間)×100%(單位：機組調節容量占額定有功功率的比例/分鐘)。

要求：水電機組調節速率應大于每分鐘50%。

2.2 響應時間

從調度機構下達AGC命令算起，到AGC機組開始執行命令止。

要求：水電機組AGC響應時間≤10 s。

3 水電站AGC技術指標分析及應對策略

由西北電網“兩個細則”要求可知，水電站AGC兩個主要技術指標為響應時間和調節速率。從圖2能夠很清楚地看出網調對機組AGC控制及信息交互過程。

3.1 響應時間

假定t0為調度EMS下發AGC指令時刻；t1為電站監控接收調度AGC指令時刻；t2為電站監控AGC程序運算后下發指令時刻；t3為調速器接收監控現地LCU指令時刻；t4為調速器動作功率變化時

圖2 機組AGC動作過程圖

刻。可得AGC響應時間：

t=網絡傳輸時間(t1-t0)+AGC運算時間(t2-t1)+監控至調速器指令傳輸時間(t3-t2)+水流慣性時間(t4-t3)+網絡傳輸時間(t1-t0)。

滿足響應時間要求需t≤10 s。

(1) 網絡傳輸時間

在考慮水電站GPS對時準確的情況下需核對監控通信報文、檢查核對調度下發指令及電站接收指令的時間。經過電站與網調的報文核對，相差為ms級，因此對AGC響應時間無具體影響[8]。

(2) AGC程序運算時間技術指標及應對策略

為保證電網及機組的安全穩定運行，監控廠家AGC程序中邏輯較為復雜，判斷、閉鎖條件較多。經查看程序及測算，拉西瓦水電站AGC指令周期為4 s。

我們對程序進行了如下改進。當接收到AGC指令后，AGC程序不進行任何邏輯運算，無延時地向調速器下首發脈沖進行功率的微增或微減，以盡量減小響應時間。

(3) 監控至調速器指令傳輸時間技術指標及應對策略

拉西瓦水電站功率控制為開關量控制方式，需通過監控系統增、減速繼電器動作，調速器增、減速繼電器后控制導葉。經測算從監控增、減速繼電器動作到導葉開始動作時間約為1.5 s。

考慮到繼電器的固有動作時間，將功率控制模式更改為模擬量或通信量控制模式即可以提高調速器響應時間。目前水電站正在進行模擬量模式的更改工作[9-10]。

(4) 水流慣性時間分析

水流慣性時間在這里可理解為導葉打開后，功率向正確方向調節的響應時間。其時間構成主要為水錘效應及尾水壓力脈動的存在影響時間，這些因素會造成AGC在執行過程中發生功率反調的現象，尤其在大功率調節時反調現象更為嚴重。經過現場的試驗，粗略測算該時間范圍在1～6 s之間。圖3為某水電站水錘效應引起的功率反調現象，從中可以看出導葉已經處于關的方向而功率實際上升。

圖3 水錘效應引起功率反調圖

由于機械、水工設備的改造工程巨大，因此水錘效應及尾水壓力脈動對機組AGC調節過程的影響目前沒有較為合理的終極解決辦法和思路[11]。

通過上述分析可以看出，減小AGC響應時間最有效和最便捷的方法就是修改監控AGC程序及監控至調速器控制模式。

3.2 機組調節速率

調節速率過大可能會造成超調，過小又不滿足指標要求，考慮各負荷調節需設置相應的PID系數，即將機組的AGC調節進行分段控制，不同情況對應不同的調節系數。

(1) 小負荷AGC調節

當AGC下發小負荷目標指令后，在首發脈沖的作用下AGC響應時間滿足要求，此時需通過試驗來調整監控有功調節的PID參數，來滿足調節速率要求，防止超調。

(2) 大負荷AGC調節

當AGC下發大負荷目標指令后，在首發脈沖的作用下AGC響應時間滿足要求，此時需將大負荷指令進行分段執行來滿足調節速率要求。即，在負荷調整初期，通過改變PID參數來迅速響應目標負荷，當快接近目標功率時，再次改變PID參數進行緩慢調節以逼近目標負荷。否則，會造成目標負荷超調。

(4) 功率死區的設置

由于各水電機組安裝位置、結構和構造不盡相同，如：有些機組為雙排機組共用1個尾水洞，有些機組設置3機共用1個調壓井，加上尾水壓力脈動等方面的影響，機組在正常運行中如遇到其它機組調整功率，那么也會造成該機組的功率波動現象。因此，需測算此時的功率死區值。功率死區設定原則上網調側應大于電站側[12]。

4 結 語

AGC調節是個較復雜的過程，在拉西瓦水電站AGC的試驗過程中，響應時間通過修改AGC程序增加首發脈沖及將調速器改造為模擬量或通信量控制模式來盡量減少二次設備AGC的響應時間。通過在監控上位機設置負荷分配的分段程序來快速響應目標功率，并結合功率死區進行逐步逼近。這些修改均取得了明顯的效果。

在調試中，我們也遇到了共用調壓井時機組間負荷調節相互的影響、機組穿越振動區及聯合振動區時策略的優化、一次調頻與AGC的協調、水輪機轉動慣量等一系列問題，這些問題也需要逐步分析找到合理的策略。

AGC調試是一個復雜而漫長的過程，通過試驗得出的數據，需與調度進行溝通，進行調度端與廠站端參數的共同優化，最終獲得相對較為合理的參數。

[1] 西北電監局.西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則(試行)[S/OL].(2016-03-03)[2016-12-01].http://www.docin.com/p-1473894282.htmL.

[2] 西北能源監管局.西北區域并網運行管理實施細則(試行)：20141211修訂稿[S/OL].(2016-03-09)[2016-12-01].http://max.book1148.com/htmL/2016/0.01/36577062.shtm.

[3] 王瑞琪.火電機組AGC指令及負荷響應曲線特征分析[D].鄭州：華北電力大學，2014.

[4] 高伏英.AGC自動發電控制的原理及應用 [M/OL].(2012-10-24)[2016-11-29].http://www.docin.com/p-506399993.html.

[5] 肖霄.基于動態加權Voronoi虛擬區域劃分的互聯重疊系統的AGC控制[D].沈陽：遼寧科技大學, 2012.

[6] 權先璋,蔣傳文.水電站AGC中的懲罰函數及虛擬機組技術[J].華中科技大學學報(自然科學版),2000,28(07):90-91.

[7] 楊方,孫元章,程琳.AGC與AVC協調控制和電壓動態安全性[J].電力系統自動化, 2010(04):7-11.

[8] 單鵬珠.水電站AGC運行分析[D].南京：河海大學,2001.

[9] 何常勝,舒榮 ,劉興福, 董鴻魁 ,吳永智.水電站機組一次調頻與AGC性能優化[J].云南電力技術,2014(01):106-109.

[10] 王遠鴻,紀正堂.小灣電廠基于調速器功率閉環優化AGC調節速率研究[J].科技創新與應用，2015(02):12-13.

[11] 霍天浪.混流式水輪機工況轉換對流場影響的數值研究[D].西安：西安理工大學,2015.

[12] 唐濤南,魏守平.水電站 AGC 執行機構控制策略的研究[J].電力系統自動化,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，甘肅省平涼市人，工程師，從事水電廠電氣二次設備的管理、檢修、維護工作.

P642.4;TP391.4

A

10.3969/j.issn.1006-2610.2016.06.021