水电厂辅助服务系统调控性能分析

冯德才

(贵州乌江水电开发有限责任公司索风营发电厂，贵州 修文 550215)

0 引言

随着我国电力工业的迅速发展，电网规模不断扩大，装机容量迅速增长，我国各区域电网的峰谷差越来越大，电能质量和电网安全运行受到较大影响。为保障电力系统安全、优质、经济运行，规范区域发电厂辅助服务管理，促进电网企业和并网发电厂协调发展，国家电监委南方局2012年印发了《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》及《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》(以下简称“两个细则”)。辅助服务是指为电力系统的安全稳定运行、保证电能质量、除正常电能生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的辅助服务，包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、旋转备用、黑启动等。水电厂辅助服务系统的性能受到许多方面的影响，主要影响因素有水头、设备性能、执行周期等。

1 水头对辅助服务系统调控性能的影响

水电厂的水头是极其重要的运行参数之一，其数值的变化会影响电厂经济指标和设备运行性能指标，对辅助服务系统调控性能的影响比较明显。水头有毛水头和净水头之分，毛水头就是上游水位高程减去下游水位高程所得水头。净水头就是毛水头减去输水系统的沿程水头损失和局部水头损失，净水头是作用在水轮机上的水头，也就是工作水头。贵州乌江水电开发有限责任公司索风营发电厂(以下简称索风营发电厂)在调速器和状态监测中采用净水头，而在监控系统上位机中采用的是毛水头。

1.1 水头变化对一次调频性能的影响

当水头降低时，一次调频性能会下降，特别是水头低于设计水头时，一次调频性能会下降严重。表1是索风营发电厂机组调速器的水头-导叶参数表。

表1 水头－导叶参数

从表1中可以看出，水头发生变化时各机组工况所需的导叶开度也不一样，当水头降低时导叶开度增大。在机组并网情况下，导叶开度的增减对应机组有功的增减，当水头越低，相同的有功增量ΔP需要更大的导叶变化Δy，调节时间也会延长，调节速率下降，一次调频性能会严重下降。

1.2 水头的降低同样使机组效率大大降低

索风营发电厂额定水头为69.0 m，在实际运行中，当水头低于68.5 m后，机组出力已不能带满额定负荷(200 MW)，同时机组振动也加大。当水头达到最低设计水头(58.1 m)时，机组出力只能达到约150 MW，导叶开度约为88%，此时若加大导叶开度，机组效率会急剧下降，机组出力不再明显上升。在机组效率降低、最大出力下降情况下，会严重影响发电厂辅助服务中的调峰、旋转备用、可调容量等性能。

1.3 水头变化对自动发电控制性能的影响

自动发电控制AGC(Automatic Generation Control)是指发电机组在规定的出力调整范围内跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制的要求。在运行中水头的变化对它调节性能的影响主要是AGC可调范围和调节量误差，对AGC调节速率也有一定的影响。《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》中对机组AGC的合格率提出3个标准，各占1/3权重，即水电机组AGC调节范围达到可调容量的40%，水电单机AGC调节速率要求达到30%额定容量/min以上，AGC调节量误差不超过3%。图1是索风营发电厂AGC运行水头-单机最大出力曲线。

图1 水头－出力曲线

索风营发电厂共有3台发电机组，单机额定出力为200 MW，额定水头为69.0 m，最低水头为58.1 m，最大水头为81.4m，3台机组运行特性曲线一样，振动区都是0～130 MW。从图1中可以看出，当工作水头大于额定水头时，机组能带满额定出力200 MW，当工作水头小于额定水头时，机组最大出力快速下降，下降速率为4.55 MW/m。随着最大出力下降，AGC的调节范围已随之下降，当工作水头下降到58.1 m时，调节范围只能达到可调容量的(150-130)/200=10%，不能满足“两个细则”40%的要求。

水头变化对AGC调节量误差的影响。当机组增加出力时，机组流量随之增大，尾水位会上涨，则工作水头就会下降。从图1中可以看出，若工作水头已下降到额定水头以下或本身就在工作水头以下运行，则水头的下降会导致机组出力下降，这样，就使得增加出力前根据水头计算并上送给调度的AGC可调范围不能达到以上目标，如果调度下发的有功给定值大于尾水位抬高后机组能发出的最大出力，则AGC有功不能调节到位而出现调节量误差，严重时会超过3%。现以AGC有功调节量ΔP最大(索风营发电厂的AGC安全策略中限制有功调节量ΔP最大为120MW)为例，工作水头正好在额定水头69 m时的情况进行分析。假设3台机并网运行，AGC投入，带负荷480 MW，水头为69.0 m，这时AGC经过计算，有功可调范围为360～600 MW，若此时调度下发有功给定值为600 MW，则每台机需带200 MW，3台机组都会增大导叶开度来增加出力，由于机组流量增大，尾水位迅速抬升，而库水位保持不变或稍有下降，根据实际运行数据可得，在这种情况下，尾水位最大会抬高2 m，那么水头会降到67 m，此时单机出力最大为185 MW，3台机组最大出力为555 MW，造成的AGC调节量误差为(600-555)/120=37.5%，远超出“两个细则”3%的要求。

水头对AGC调节速率的影响类似于一次调频的影响，本文不再重复分析。

2 执行周期对调功性能的影响

在有功、无功调节的整个闭环中，每个环节和过程都会有一定的时延，每一次闭环调节的总时延为一次执行周期，根据具体的环节和过程可把执行周期分为软件周期、动作周期、采集周期。执行周期主要影响辅助系统中的AGC、自动电压无功调控系统AVC(Automatic Voltage Control)、一次调频、二次调频，下面以具有典型性和代表性的AGC进行分析，AGC控制逻辑及动作原理如图2所示。

图2 AGC控制逻辑及动作原理

当电厂AGC接收到有功给定值后，AGC需要先进行安全策略校核、闭锁策略比对、负荷分配策略计算等一系列运算，再将负荷分配到每台机组现地控制单元LCU(Local Control Unit)进行有功调节。机组LCU在收到有功给定值后，将与机组实发有功进行比较，可编程逻辑控制器PLC(Programmable Logic Controller)程序算出差值，通过安全校对和比例积分微分PID(Proportional Integral Derivative)运算，算出适当的脉冲宽度输出给调速器，调速器再经过一系列的运算，给出开或关导叶的电气偏转量给电液转换器，最后以液压机械能推动导叶来调整机组流量，实现机组有功调整。机组LCU会不断采集机组有功实发值与给定值进行比较，进入下一调节闭环，直到有功调整到位才退出调整。

PLC的调功程序采用的是循环比较、逐渐逼近的调节方式，其输出的脉冲宽度与每次比较的有功差值相关而且是变化的，脉冲间隔则与每次闭环的软件周期、动作周期、采集周期有关，程序中一般设定为固定方式。PLC调功程序中设定的脉冲间隔时间是影响AGC调节性能的主要因素，若脉冲间隔时间设定值小，则调节速率快，若脉冲间隔时间设定值大，则调节速率慢。减小脉冲间隔时间设定值虽然可得到高的调节速率，但不能任意小，当设定值小于一次循环执行周期时，则会出现过调、来回拉锯调节和调节失控现象。

脉冲间隔时间设定多少合适呢?这取决于调功环节上设备性能、反馈时延。从图2可以看出，AGC调功环节很多，每个环节的时延不一。其中指令周期、I/O模件时延、D/A模件时延、变送器时延等电气元件时延较短，总时延不超过1 ms，可忽略不计。而其中导叶动作时延、油口开启时延、继电器动作时延等机械动作时延较长。现以索风营发电厂为例作具体分析，从调速器特性曲线可得出导叶的动作速率约为8.33%/s，而负荷与导叶开度在运行区间的单位负荷对应比约为0.4，则可算出负荷调节率为20.825 MW/s，就是说每调节20.8 MW的有功，导叶动作时延为1 s。油口开启时延主要由自复中电动机动作速度及油口开度确定，一般在100 ms左右。继电器动作时延主要是由触点闭合时间确定，一般在20 ms左右。经过以上分析并综合考虑安全、异常情况等因素，脉冲间隔时间一般设为1～4 s。

当脉冲间隔时间选定后，有功调节速率主要与功率调节量ΔP有关，ΔP越大，调节速率越大，反之越小。

3 一次调频与二次调频的相互影响及协调

3.1 一次、二次调频调节原理

一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速器系统的自动反应，调整有功出力以减少频率偏差所提供的服务。其特点是频率调整速度快，调整量随机组不同而不同，且调整量有限。发电机组一次调频功率变化量

式中:Δf为频率变化量;PN为发电机组的额定功率;σG为总应力。

二次调频是指当电力系统负荷或发电出力发生较大变化时，一次调频不能恢复频率至规定范围时采用的调频方式，是人为或程序自动根据电网频率高低来调整机组负荷。其特点是调整速度慢、过程长，但调整量大。发电机组二次调频功率变化量

式中:PS为发电机组有功功率给定值;P0为发电机组当前有功功率。

一次、二次调频的调节特性如图3所示。

图3 一次、二次调频特性

当系统负荷P与发电出力平衡时，系统频率为f，发电机组的运行点位于o点。当系统负荷增加为PH'时，运行点瞬时升到a，如果一次调频不起作用，发电机有功仍为P，将引起频率下降，沿负荷频率静态效应特性曲线达到平衡点c，对应频率为fL'。若一次调频投入并正确动作，会增加有功，运行点将沿特性曲线从o向b移动，此时负荷为PH″，系统频率为fL″，一次调频是有差调节。若系统负荷持续增加或增量较大，系统频率的下降值会超过允许值，此时需进行二次调频，增加机组有功将特性曲线向上平移与PH'相交于a点(新平衡点o点)，反向亦然。

3.2 一次、二次调频相互影响情况

从上面的调节特性分析来看，一次调频和二次调频都是调节机组负荷来实现系统负荷与发电出力的平衡，以维持系统频率f的稳定。从理论上看是相互补充、协调一致的，但在实际控制调节中时常出现相互影响的情况，分析其原因主要是指令源不一致造成的。一次调频是调速器根据本台机组的频率来计算并实时输出控制，二次调频则是根据系统频率来计算并通过有功给定方式发指令到电厂。虽然并网机组频率从理论上应和系统频率一样，但机组一般都会经变压器等电气设备与电网相连，而且测频采样时点、时延、误差不可能完全一致，加之系统频率瞬息万变等原因，时常出现一次调频和二次调频同时动作调节，若不采取协调措施，则可能出现反向调节、脉冲累积、相互拉锯、LCU有功调节超时退出等影响。

3.3 一次、二次调频的协调措施

协调措施可增加调速器与机组LCU的信息沟通，及时校正动作行为偏差，以一次调频调节优先动作，二次调频调节以系统负荷与发电出力达到新平衡点为最终目标，即回归一次、二次调频协调功能的本质。具体的协调措施如下:

调速器程序增加“一次调频功能投入”和“一次调频动作”开出点送到机组LCU，该两点信号同时经监控系统上位机送到调度。监控系统的调功程序实时监视一次调频信号，当一次调频动作时，说明调速器正在快速调整负荷，此时监控系统的调功程序实时监视功率变化并记住变化量，同时将“一次调频动作前有功给定值+调速器一次调频的调整值”(即实时采集值)写入有功给定值单元，避免了一次调频动作复归后，旧的有功给定值又将机组有功调回。若一次调频动作长时间未复归，说明调速器的一次调频动作量仍不能满足网上负荷需求，必须及时接收新的有功给定值以实现二次调频，部分程序段如下:

还可通过改造或升级调速器，将机组LCU的有功调节功能由调速器直接实现，这样，能更有效地实现协调动作，同时还可大大改善有功调节速率。

4 结论

发电厂建成投产且在设备调试投运后，各调控性能基本确定，调整运行参数可适当提高调控性能，但效果有限，因为各运行参数都是基于设备自身的性能和考虑安全保障的情况下，通过现场试验确定的，调整运行参数只是在调控性能和安全系数上寻求新的平衡点，所以，难以有立竿见影的效果。若大幅度提高调控性能，就要对主要设备进行升级改造，提升设备自身性能指标，改进设计理念，优化软件功能。“生产安全、设备性能、调控指标”即相互依存又相互制衡，就如“交通安全、车况路况、行车速度”之间的关系，在进行参数调整或升级改造前，必须认真仔细分析并论证，要在确保电网安全、电厂安全的前提下，努力改善设备性能，提高调控指标。