苏 杭 何常胜 何建宇

（云南电力试验研究院（集团）有限公司，云南昆明 650217）

1 调速器并网参数优化的意义与目的

云南电网与南方电网主网异步相连，对主力水电厂调速器并网调节控制提出新要求[1]。由调速器主导实现的电网频率调节控制可以分为一次调频和二次调频。一次调频为频率超越死区后调速器对功率的自发调节，属于有差调节，不能维持电网频率保持不变，只能缓解电网频率的偏离度。需要二次调频，调度机构下发指令，机组按照一定调节速率对出力进行调整，满足系统频率和功率控制目标要求。

目前，二次调频主要靠自动发电控制（AGC）实现。云网某大型水电厂装机容量为6×225 MW，承担数量可观的基础负荷，调速器并网调节模式为功率模式。常见开度模式，功率模式一次和二次调频均依赖调速器PID控制实现，有利于网侧稳定，已被多家应用（溪洛渡18×770 MW、乌东德左岸6×850 MW、白鹤滩在建16×1 000 MW）。某厂调速器并网调节存在的问题是一次调频和AGC有功调节速率不合理，反调及超调现象明显，无法满足异步联网相关要求，有必要进行调速器并网参数优化。

调速器并网参数优化目的：

（1）一次调频进行较慢速率的调节，减小反调及超调，在电网频率波动时提供正阻尼，满足异步联网云网频率稳定性要求；AGC以较快速率调节，调节速率满足国家能源局《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下简称“两个细则”）考核要求（AGC有功调节速率不低于20%Pr/min，Pr为单机额定功率）。

（2）优化调整后，一次调频与AGC协调关系满足《水轮机调节系统并网运行技术导则》（DL/T 1245—2013）项目以及《南方电网自动发电控制（AGC）技术规范》（Q/CSG 1203033—2017）项目要求。

2 调节指标评价方式

2.1 AGC调节速率

目前，“两个细则”尚未对AGC有功调节速率计算方式有明确界定，参照《水轮机电液调节系统及装置技术规程》（DL/T 563—2016）进行设置，即AGC调节速率为|Pset-P0|×60/Tp（Pset为功率目标值、P0为初始功率、Tp为调节时间）[2]，其中Tp为从有功给定阶跃起至有功波动相对值不超过±1%为止的时间。

2.2 一次调频调节速率

一次调频调节速率以调节稳定时间计算，参照《水轮机调节系统并网运行技术导则》（DL/T 1245—2013）的相关要求，即频差超越死区一次调频动作至机组负荷达到100%稳态值的时间；调节稳定时间限值按《云南电网发电机组一次调频运行管理规定》中限值计算，即45 s。

2.3 反调和超调指标

一次调频反调量（%）以反调峰值功率计算，其限值参考《同步发电机原动机及其调节系统参数实测与建模导则》（DL/T 1235—2019）的相关要求计算，即总调节量的10%，AGC反调量暂不作考核限制[3]；超调量（%）限值参考《水轮机电液调节系统及装置技术规程》（DL/T 563—2016）进行，即5%Pr（11.25 MW）。

3 调速器模型分析

以该厂#1机组为对象，调速器为PI（无微分）调节，传递函数框图如图1所示。

图1 #1机组调速器传递函数框图

图中：bp——永态转差系数；Δp——功率偏差；Kp——比例增益；Ki——积分增益。

功率-水头非线性插值环节根据实际运行水头由程序内部写定。由控制原理可知，某水头下机组功率p对阶跃输入量Δr的响应p(t)为指数曲线：

式中：f(Kp,Ki,bp)、g(Kp,Ki,bp)、ξ(Kp,Ki,bp)——Kp、Ki、bp的函数；Δr——频率或功率偏差。

计算响应速率：

在南网要求不修改并网bp和死区ef的条件下，Kp、Ki参数和阶跃量Δr对过渡过程品质和调节速率有着决定影响，改变Kp、Ki可以改变一次调频或AGC的调节速率；较大的有功给定对应较大AGC调节速率；一次调频与AGC共用一组PI参数，改变一次调频参数会影响AGC调节速率。

4 优化方案

按异步联网要求，一次调频调节优化以遏制反调为主；AGC是平息电网频率波动不可或缺的重要保障，南网体系对AGC调节速率具有严格考核[5]，AGC调节优化以确保速率为主。

基于单参数功率模式调速器模型结构，提出两阶段优化方案，即改变Kp、Ki以抑制一次调频调节速率；新增一组PI参数，优化AGC调节速率。

4.1 一阶段优化

使用MATLAB-simulink平台搭建模型计算优化参数，原参数Kp=0.2、Ki=0.5、Kd=0、bp=4%、ef=0.05 Hz；优化后Kp=0.1、Ki=0.4。试验方案为机组退出成组，退出单机AGC；进行一次调频试验，加模拟频差±0.2 Hz；投入单机AGC，进行AGC有功阶跃试验，上位机有功给定±20、±10 MW。试验工况#1水头76 m，负荷190 MW，录制机组频率、有功给定与有功反馈模拟量信号。

结果如图2所示。

图2 #1机组一阶段优化实测结果

调节指标如表1所示。

表1 #1机组一阶段优化前后调节指标汇总

一阶段优化后，#1机组一次调频调节时间明显加长，但未超规程限值；优化前一次调频、AGC均呈现明显反调、超调，优化后基本消除，过渡过程平稳，调节品质较好。±20 MW时，AGC调节速率从87%Pr/min降至33%Pr/min；±10 MW时，从49%Pr/min降至11%Pr/min。

结果表明，PI参数的改变致使AGC小阶跃调节速率不满足“两个细则”要求。

4.2 二阶段优化

二阶段优化后#1机组调速器传递函数框图如图3所示。

图3 二阶段优化后#1机组调速器传递函数框图

二阶段优化方案：已完成整定的一次调频参数（PI-1）不变，调速器新增一组AGC快参数（PI-2），执行AGC调节时调用PI-2，实现AGC的快速调节；一次调频动作时，调用PI-1以满足一次调频要求。调速器程序实现逻辑为：AGC接收指令Pset后调用PI-2，延时5 s切换至PI-1；一次调频动作时有AGC指令时，调用PI-2进行有功快速调节。

试验方案：#1机组退出成组，投入单机AGC：进行AGC有功阶跃试验，上位机有功给定±5、±10、±20 MW；一次调频与AGC配合调节试验，一次调频模拟频差±0.2 Hz，调节稳定后，上位机有功给定±10 MW。

试验工况#1水头74 m，负荷190 MW，录制机组频率、有功给定与有功反馈模拟量信号。

结果如图4、图5所示。

图4 #1机组二阶段优化实测结果（AGC调节速率）

图5 #1机组二阶段优化实测结果（一次调频与AGC配合）

二阶段优化后，#1机组一次调频动作正常，一次调频功能不受影响；一次调频调节时间保持不变，但AGC调节速率有大幅提高，±20 MW阶跃速率从33%Pr/min大幅提高至71%Pr/min，±5 MW阶跃速率达到20%Pr/min。过渡平稳，但AGC调节出现较大反调（最大约19%）；一次调频动作后，AGC有新指令下达时，调速器调用AGC参数（保持5 s）完成有功调节，调节量为一次调频与AGC两者叠加，此一次调频与AGC的协调关系满足相关要求。

本次优化结果中，AGC调节出现较大反调，但南网及规程对AGC反调指标暂未加限制，故优化结果满足预期。双参数并网调节策略具备一定的工程价值，能够确保一次调频和AGC两种调节作用充分发挥。

机组二阶段优化前后调节指标汇总如表2所示。

表2 #1机组二阶段优化前后调节指标汇总

5 结语

（1）单参数功率模式调速器存在一次调频与AGC调节优化冲突。本方案优化后效果显著，有功调节过程平稳，调节品质较好。减小Kp、Ki参数可以降低一次调频速率，有效抑制反调和超调；增加一组AGC快参数，一次调频功能、调节时间保持不变，AGC调节速率大幅提高；一次调频与AGC协调关系可以满足要求。

（2）一次调频动作且同一时刻AGC目标值改变时，一次调频调节过程初期将按AGC快参数进行调节，响应数秒后进入小参数调节。AGC新目标值与一次调频指令同时存在时，减小一次调频初期的响应速率。