云南電網統一調頻控制區試運行期間頻率問題分析及對策

陳靜鵬，王 科，楊若樸，樓 楠，胡亞平，楊 林，陳亦平

(中國南方電網電力調度控制中心，廣東 廣州 510000)

0 引言

近年來，隨著國內電力行業體制改革不斷深化，在電力市場環境下，合理、有效地推進調頻輔助服務市場運轉，不僅可以提高機組提供調頻服務的積極性，還可以加大機組自身調頻性能改善力度，降低購買調頻服務成本[1-4]。為進一步保障和提升頻率質量，南方電網公司正有序推進調頻輔助服務市場的建設。

南方電網調頻輔助服務控制采用分區管理的模式，根據網架結構的特點，將南方電網劃分為中東部主網和云南電網2個統一調頻控制區。其中,云南電網由南網總調和云南中調共同調管，總調負責云南外送直流計劃以及直調電廠計劃的執行，云南中調負責平衡省內負荷，而頻率控制則由南網總調與云南中調共同負責[5]。

云南電網統一調頻控制區投入試運行期間，云南電網頻率質量有所下降，試運行以來云南電網頻率0.05 Hz合格率從90%下降到78%～85%，反映在-0.05～0.05 Hz的區間內，系統頻率控制水平有所下降。

本文基于試運行期間的系統頻率、調頻機組出力曲線以及系統AGC指令，詳細分析了云南頻率合格率下降的原因。在此基礎上，基于簡化二機系統仿真，針對性地提出了提高系統調頻速率，優化分配日前調峰任務等優化策略。

1 云南電網統一調頻控制區試運行期間的頻率問題分析

云南電網統一調頻控制區采用了基于網省交互的自動發電控制AGC(automatic generation control)策略，即由統一調頻控制模塊UFC(unified frequency control)計算區域整體控制偏差ACE(area control error)，根據調頻市場中標比例/實時調頻備用容量比例，分配總調和中調ACE，網省兩級調度分別計算調節功率，再按照電廠中標情況分配調節功率，如圖1所示。

圖1 云南統一調頻架構示意

云南電網統一調頻控制區于2020年10月30日投入長周期試運行。試運行期間根據網省兩級調度所調管的電廠裝機情況，按照固定比分配總調和中調ACE(總調∶中調=0.66∶0.34)。中標的電廠采用“計劃出力+調頻帶寬”的方式(AUTOR模式)參與頻率調整,即機組功率在計劃出力的帶寬范圍內響應系統頻率偏差。

1.1 試運行期間頻率懸浮現象

2020年10月30日切換為統一調頻控制模式后，云南電網頻率出現了長時間在49.95 Hz和50.05 Hz懸停的現象，尤其在機組爬坡過程中，系統頻率0.05 Hz合格率有所下降。以11月1日為例對總調側的調頻電廠進行分析。當日總調調管的調頻電廠有糯扎渡、溪洛渡以及瀾滄江上游流域電廠，糯扎渡、溪洛渡電廠調頻帶寬為300 MW，瀾滄江上游流域電廠調頻帶寬為100 MW。圖2和圖3分別反映了糯扎渡、溪洛渡電廠全天機組出力情況，其中電廠實際出力曲線為實線，計劃曲線為虛線。

圖2 11月1日糯扎渡電廠出力曲線

圖3 11月1日溪洛渡右岸電廠出力曲線

由圖2可以看出，糯扎渡電廠日內調峰爬坡較為頻繁，電廠實際出力與計劃偏差較大，主要體現為當機組往上爬坡時，機組出力低于計劃值，當機組往下爬坡時，機組出力高于計劃值，此外在出力平穩段，實際與計劃偏差也較大。而由圖3可知，溪洛渡電廠在22:00以后的往下爬坡時，實際出力位于低于計劃值，平穩段偏差則較小。選取11月1日23:00—24:00 時間段進行分析，此時系統負荷在下降階段，電廠計劃往下爬坡，云南電網頻率出現持續高周，分別如圖4和圖5所示。

圖4 糯扎渡電廠出力曲線

圖5 溪洛渡右岸電廠出力曲線

由圖4可以知道，在糯扎渡電廠以33 MW/min(500 MW/15 min)往下爬坡的過程中，頻率高周，糯扎渡電廠出力位于帶寬上邊緣往下爬坡,與計劃偏差+300 MW。

由圖5可見，在溪洛渡右岸電廠13 MW/min(200 MW/15 min)向下爬坡的過程中，頻率高周，溪洛渡右岸電廠出力位于帶寬下邊緣往下爬坡，與計劃偏差-300 MW。

1.2 頻率懸浮問題分析

目前總調調管的電廠在調頻市場中標后，采用“計劃出力+帶寬限制”的AUTOR模式，優先響應調頻指令，故當部分機組承擔著調峰調頻的雙重任務時，容易導致調峰和調頻任務的失配，進而使得系統頻率懸浮，具體而言有以下2點。

1.2.1 AGC單步指令小，部分機組調頻速度過慢

以往下爬坡為例，根據日前負荷預測，11月1日23:00—24:00，云南省內負荷以及西電外送均下降，此時頻率高周，總調調管的中標電廠為糯扎渡和溪洛渡電廠。

對系統AGC指令進行分析發現：單步指令值在10～15 MW和15～20 MW范圍的分別達到39%和34%，過多的單步小指令造成調頻速度過慢。另一方面，總調云南電廠AGC死區大多為15 MW左右，若AGC指令小于電廠OCS主站的死區，則AGC指令無法被響應。因此，糯扎渡電廠開始爬坡后不久，出力便位于帶寬上邊緣，調頻趕不上調峰，正偏差300 MW導致頻率高周。

1.2.2 調峰量分配與調頻量不匹配，部分機組計劃爬坡量過大

除了較小的AGC指令無法被執行外，在存在帶寬限制的情況下，日前計劃安排的機組爬坡速率存在一定程度的不均等，而響應頻率的調節功率卻是等比例分攤的，因此調峰量大的電廠必然調頻趕不上調峰，出力位于帶寬邊緣。

如糯扎渡電廠承擔了主要的調峰任務，調峰速率為33 MW/min，大于調頻速率，故向下爬坡時，調頻趕不上調峰，出現正偏差300 MW。而與此同時，溪洛渡電廠調峰任務小，爬坡速率僅為13 MW/min，其響應頻率下調的速率大于計劃值爬坡速率，此時溪洛渡電廠出力位于帶寬下邊緣(負偏差300 MW)。

因此，頻率懸浮的根本原因是調峰量和調頻量的不均衡分攤，最終表現為2個電廠出力位于帶寬的邊緣，此時二次調頻備用不足，系統頻率僅能依靠一次調頻動作停留在一次調頻死區±0.05 Hz附近，造成頻率懸浮。而正偏差電廠具有600 MW下調節備用，負偏差電廠具有600 MW上調節備用，滿足調度監視系統的控制要求，故監視系統也不會出現備用不足告警。

2 云南電網統一調頻控制區的優化策略

由上述分析可知，部分電廠響應系統頻率的調節速率小于計劃爬坡速率(調頻速率小于調峰速率)，是導致頻率懸浮的主要原因。本節的優化建議主要圍繞消除頻率懸浮，提高系統AGC響應速度展開。

南方電網的AGC系統采用工業控制中較為傳統的PID控制，PID控制算法簡單、魯棒性好和可靠性高[6]。PID控制中的積分環節能對頻率偏差進行記憶，主要用于消除靜差，提高系統的無差度[7]。原理上適當增大積分環節的增益，適當放寬積分量的輸出限制，實質上可以提高電廠收到的單步AGC調節指令值，表現為系統二次調頻速度的提升，有助于消除頻率靜差。

本節基于Simulink進行仿真，以模擬在云南統一調頻模式下，同步提升總調和中調AGC環節積分分量對系統的影響。

2.1 云南電網統一調頻控制區域簡化建模

本文在Simulink 仿真軟件中搭建了云南電網統一調頻控制區簡化模型，如圖6所示。該模型由UFC，中調、總調AGC系統，中調、總調機組調速系統以及發電機環節構成。由于本文主要針對頻率穩定開展分析，仿真模型忽略了功角和電壓的動態問題，即不考慮發電機勵磁環節，此外由于頻率穩定屬于長周期穩定問題，本文忽略了發電機的相對搖擺，假設不同的發電機在動態過程中的頻率相同，即發電機采用一階的聚合模型[8-9]。

圖6 云南電網統一調頻控制區簡化模型

在圖6中，αACE、(1-α)ACE分別為總調和中調控制區分配的區域偏差ACE；Δω為系統頻率偏差；βPref1、βPref2分別為中調和總調機組分配的調節功率；Pref1、Pref2分別為中調和總調機組的參考功率。

云南頻率統一控制區的控制流程為：當UFC接收到云南電網頻率偏差信號后，執行FFC策略，統籌計算、分配控制ACE至兩級調度AGC，網省AGC根據分配的ACE，計算調節功率并分解下發至調管電廠，電廠執行AGC指令完成二次調頻。下面將重點給出UFC環節和AGC系統的建模。UFC系統如圖7所示。

圖7 UFC環節建模

圖7中，Δω為系統頻率偏差；B為系統頻率偏差系數；α、1-α分別為總調和中調控制區的ACE分配系數。試運行期間總調和云南中調統一了網省兩級AGC的死區(正常調節區均為0.03 Hz)，UFC環節通過同一個B參數執行FFC策略，生成云南區域總的頻率控制偏差ACE，再通過比例系數分配ACE至總調和中調控制區。

AGC模型包含PI控制器、延時環節和零階保持器[10]，如圖8所示。

圖8 AGC控制器

圖8中,KP為AGC控制器比例系數；KI為AGC控制器積分系數；τ為信息傳輸延遲；T為AGC控制命令周期。由于延遲環節和零階保持器是非線性環節，給分析帶來困難。故通過Pade展開式，將延時環節和零階保持器近似等效為線性環節[11-12]。

Pade展開式為

(1)

經仿真驗證，取3階近似有良好的擬合效果。

2.2 提升AGC積分分量對系統的影響

根據云南頻率統一控制區傳遞函數關系，在MATLAB中可以列寫調速系統的狀態空間方程。本文主要選取主導特征值分析，研究AGC積分參數提升時，簡化二機系統的主導特征值在復平面的根軌跡，如圖9所示(這里需要注意的是，實際系統在AGC指令是離散的，而Simulink的仿真是連續的，在仿真中提高積分參數，相當于實際系統提高了單步AGC指令量值)。

圖9 主導特征值根軌跡

由圖9可知，同步調增網省兩級AGC積分參數，即KI=0.000 5～0.030 0(KI=1～108 MW/h)，系統主導特征值向復平面右下方移動，系統頻率穩定性顯著下降，所以過高的調整積分參數，系統存在失穩風險(圖9中KI下方括號中是實際系統的積分參數，其單位是MW/h，而Simulink中是對秒級數據的積分，兩者存在折算關系)。

系統的時域特征可以結合Simulink仿真實現，圖10和圖11分別反映了在10%負荷階躍擾動下，同步調增網省兩級AGC積分參數，即KI=0.00 2～0.010(KI=7.2～144 MW/h)時，總調機組出力的時域響應。

由圖10和圖11可知，隨著調增網省兩級AGC積分參數，機組出力到達目標值的響應時間顯著下降，即機組二次調頻速率有效上升，能夠更快地到達AGC指令的目標值，而提高AGC積分參數對機組的響應延遲時間影響不大。

圖10 機組響應時間

圖11 機組的響應延遲

綜上所述，提高AGC的積分參數能夠提高機組的二次調頻調節速率，能夠針對性地解決在調峰過程中，機組調頻速率過慢進而導致頻率懸浮的問題，但是積分參數的提高伴隨著系統頻率穩定性的下降，在后續的試驗中，應謹慎調增積分增益。

2.3 調增積分參數的工程方法

由于目前南方電網的運行測算中缺乏對AGC系統的詳細建模，無法給出AGC系統的最優參數，為了緩解統一調頻控制區試運行期間的頻率懸浮問題，本節提出一種調增積分參數的工程方法。

目前,云南電網統一調頻控制區ACE的比例增益是0.55，積分增益是2(積分分量的單位是MW/h)。根據ACE的值，可以確定區域的總調節功率。區域總調節功率計算為[13]

PR=-KP·ACE+(-KI)·ACE=PP+PI

(2)

由于試運行期間頻率長時間懸停在50 Hz±0.05 Hz，此時比例分量調減的出力為

PP=-Δf·B·KP

(3)

即PP=-0.55×90×0.05×10=-24.75 MW，而積分分量每分鐘調減的出力為

PI=-KI·B·Δf/60

(4)

即PI=-3 MW，因此現有參數下云南整體調節功率的絕對值為24.75+3=27.75 MW。假設按照1∶1的分配比例，總調和云南中調的分配量基本在13.875 MW左右，不滿足糯扎渡等主力水電廠調節死區要求，導致頻率欠調。

針對統一調頻區試運行以來出現的頻率在0.05 Hz附近懸浮的問題，考慮增加積分環節調節功率，增加頻率懸停時間的二次調頻調節量。測算條件：頻率懸停1 min，積分環節調節功率在20 MW附近。因此，積分增益=20/(45/60)=26.67，可以就近取25。

按照頻率懸停在50 Hz±0.05 Hz，計算的調節功率為：比例分量=24.75 MW；積分分量=25×45/60=18.75 MW。現有參數下云南整體調節功率為：24.75+18.75=43.50 MW。假設按照1∶1的分配比例，總調和云南中調的分配量基本在21.75 MW左右，可以滿足大型水電廠15～20 MW的調節死區要求。同時，為了控制風險，對積分環節調節功率進行限制，控制在5～30 MW之間。

除了以上的優化策略外，需要對日前方式進行優化安排，合理分配調峰量，此外可以通過限制水電廠的15 min爬坡量，限定15 min功率變化幅度等方式，避免一個水電廠承擔過多的調峰任務。

3 優化策略實測效果

為了驗證云南電網統一調頻控制區優化策略的有效性，南網總調于2021年1月28日至1月29日開展聯合調試進行驗證。本次試驗包括溪洛渡右岸電廠出力200 MW/min和300 MW/min快增快減擾動試驗，以及580 MW和700 MW跳機試驗。

測試期間，云南統一調頻區內調頻機組能夠正確響應調頻指令，有效緩解了云南電網頻率在49.95 Hz和50.05 Hz懸停的情況。比較1月28日(測試日)和1月27日(非測試日)同時段(13:30—17:00)云南電網頻率情況，如圖12所示。測試期間未出現持續的頻率穩態偏差，頻率質量優于未開展測試的同時段。

圖12 云南電網頻率曲線

進行調頻策略優化后，云南電網頻率的平均值、方差、0.04合格時間占比、越0.04平均停留時間、相鄰兩次正反0.04間隔時間等多項指標表明，云南電網頻率49.95 Hz和50.05 Hz懸停的情況得到明顯緩解，頻率質量有所提升。

具體分析測試期間，小灣電廠的出力情況如圖13和圖14所示。

由圖13和圖14可知，測試期間小灣電廠能迅速響應AGC指令并恢復系統頻率，機組出力更接近計劃值，說明進行調頻策略優化后電廠分配調頻量和調峰量相當，避免了調峰過程中電廠實際出力位于帶寬邊緣，造成頻率在死區附近懸浮的現象。

圖13 1月28日測試時段小灣電廠出力情況

圖14 1月29日測試時段小灣電廠出力情況

4 結束語

本文主要研究了云南電網統一頻率控制區試運行以來的頻率懸浮問題，并給出了優化策略，得到主要結論如下：

a.統一調頻控制區試運行期間，當中標機組采用“計劃出力+帶寬限制”的AUTOR模式時，調頻速率過慢，調峰速率過快，調頻電廠出力位于帶寬的邊緣，此時二次調頻備用不足，系統頻率僅能依靠一次調頻動作停留在一次調頻死區±0.05 Hz附近，造成頻率懸浮。

b.提高系統調頻速度，優化分配日前的調峰任務可以解決頻率懸浮問題，其中調增網省兩級AGC的積分參數可以顯著提升系統AGC響應速率，減小靜差，但會降低系統頻率穩定性，誘發頻率波動。

c.采用本文提出的優化策略，系統頻率在±0.05 Hz附近懸停現象得到有效緩解。測試期間，統一調頻區各項策略及功能均正常，AGC動作速率和系統頻率恢復速率均滿足要求，系統頻率質量保持較高水平運行。