異步互聯(lián)方式下西南電網(wǎng)AGC 方案優(yōu)化及工程應用

何 笠，蘭 強，談 超，伍凌云，羅衛(wèi)華，肖 雄

（1. 國家電網(wǎng)公司西南分部，四川省成都市610041；2. 南瑞集團有限公司（國網(wǎng)電力科學研究院有限公司），江蘇省南京市211106；3. 電網(wǎng)安全與節(jié)能國家重點實驗室（中國電力科學研究院有限公司），北京市100192）

0 引言

為了保障電網(wǎng)運行安全、優(yōu)化電網(wǎng)結構、解決長鏈式電網(wǎng)結構性風險、阻斷暫態(tài)能力傳遞、提高清潔能源外送能力，部分區(qū)域和省級電網(wǎng)由與大電網(wǎng)的交流聯(lián)網(wǎng)運行轉向通過直流異步聯(lián)網(wǎng)運行［1］。2019 年6 月渝鄂柔性直流輸電工程建成投運后，作為大型清潔能源外送基地的中國西南電網(wǎng)與華中電網(wǎng)解除交流聯(lián)網(wǎng)，成為一個通過多條直流通道［2-3］與華東電網(wǎng)、華中電網(wǎng)和西北電網(wǎng)多區(qū)域異步互聯(lián)送端電網(wǎng)。異步互聯(lián)方式下的西南電網(wǎng)慣量減小為原西南-華中-華北聯(lián)網(wǎng)下的1/6，并具備水電裝機容量高占比、直流大規(guī)模外送特性，其頻率調節(jié)特性發(fā)生了顯著變化，抵御大功率擾動能力大幅下降，頻率穩(wěn)定問題較為突出［3］。

目前，異步互聯(lián)電網(wǎng)頻率調節(jié)的主要手段是一次調頻、直流功率調制以及自動發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）［4］，這些技術已經(jīng)廣泛應用于實際異步聯(lián)網(wǎng)工程。文獻［5］以云南電網(wǎng)異步運行為背景，建立云南電網(wǎng)直流頻率限制器（frequency limit controller，F(xiàn)LC）的詳細數(shù)學模型，闡明FLC 不同模型的動態(tài)調節(jié)特征，以及與一次調頻的協(xié)調配合關系。文獻［6］闡述了在云廣特高壓送端孤島運行條件下，對機組調速器參數(shù)模式進行優(yōu)化，以此抑制超低頻振蕩。文獻［7］基于西南電網(wǎng)水電高占比和大規(guī)模外送特性，分析了西南電網(wǎng)異步運行的超低頻振蕩風險及其機理，并設計了附加頻率控制器來抑制超低頻振蕩。文獻［8］提出了考慮多方式魯棒穩(wěn)定約束條件下最大化系統(tǒng)跟蹤性能的多機組調速器參數(shù)優(yōu)化方法，并在云南電網(wǎng)算例中驗證了該方法的有效性。然而，現(xiàn)階段針對異步聯(lián)網(wǎng)下頻率控制技術的研究大部分聚焦于機組調速器參數(shù)調整優(yōu)化、直流控制技術策略、超低頻振蕩的仿真分析研究［9-11］，但對于AGC 技術在實際異步互聯(lián)電網(wǎng)中特性研究和技術提升的關注較少。

2019 年6 月西南電網(wǎng)正式異步運行后，AGC 調節(jié)要求比與華中同步聯(lián)網(wǎng)運行時期更為嚴苛［12-13］，主要是因為電網(wǎng)特性發(fā)生了如下改變。

1）電網(wǎng)慣量相當于聯(lián)網(wǎng)運行時期的1/6，面對小擾動可能產(chǎn)生較大頻率波動，對頻率調節(jié)要求更高［12，14］。

2）為了抑制超低頻振蕩，縮小了調速器的主要控制參數(shù)，犧牲了部分一次調頻能力［14-16］。

3）具有復雜的交直流混聯(lián)特性［17］，“強直弱交”特征顯著，外送直流額定功率達到全網(wǎng)高峰負荷的50%，對各區(qū)域聯(lián)絡線功率穩(wěn)定的控制要求高，對大功率缺失故障后頻率恢復能力也提出了高要求［18］。

4）調度管轄范圍涉及國家電力調度控制中心（以下簡稱“國調”）、西南電力調度控制分中心（以下簡稱“西南”），以及中國四川、重慶、西藏3 個?。ㄊ?、區(qū)）級電網(wǎng)調度控制中心，若缺乏有效協(xié)調易導致各區(qū)域反向調節(jié)，引發(fā)頻率大幅波動［12］。

針對以上問題，本文基于傳統(tǒng)AGC 的控制思路［19-20］，結合2018 年4 月24—26 日開展的西南電網(wǎng)異步運行試驗，闡述在AGC 調節(jié)過程中異步運行的西南電網(wǎng)在日常負荷隨機變化時頻率波動過大，以及遭受大擾動時的聯(lián)絡線功率和頻率偏差控制（tieline load and frequency bias control，TBC）模式下非故障控制區(qū)AGC 反向調節(jié)頻率等問題，深入分析產(chǎn)生問題的機理，并針對問題原因提出控制策略和模式的優(yōu)化建議，通過電力系統(tǒng)全過程動態(tài)仿真程序（power system full-dynamic simulation program in power system department software package，PSDFDS）對改進后的控制策略和模式的正確性進行驗證。最后，將所提控制策略和模式用于實際異步運行的西南電網(wǎng)中，其控制效果證明了改進后的控制策略和模式的有效性。

1 AGC 調節(jié)存在的問題

1.1 日常無故障運行的超調現(xiàn)象

在2018 年4 月24 日西南電網(wǎng)由同步向異步轉換的試驗階段，采取“先人工手動、后AGC 自動”的方式。人工調頻試驗期間，選取了四川和重慶幾個主力調頻水電廠，根據(jù)主站轉發(fā)的實時區(qū)域控制偏差（area control error，ACE）進行調節(jié)，整體采用小步長增減電廠負荷方法，相當于采用較小比例增益的比例（proportional，P）控制方式；西南、四川和重慶控制區(qū)AGC 系統(tǒng)均采用比例-積分（proportionalintegral，PI）控制方式，其中四川和重慶控制區(qū)AGC主站按照TBC 模式參與電網(wǎng)頻率及聯(lián)絡線功率調整，西南AGC 主站按照定頻率控制（flat frequency control，F(xiàn)FC）模式參與電網(wǎng)調頻［19］。如圖1 所示，對比兩階段的試驗結果，西南電網(wǎng)頻率調節(jié)有如下特點：①人工調頻期間，調頻電廠根據(jù)ACE 控制電廠出力，電網(wǎng)頻率波動較?。虎谠贏GC 調節(jié)期間，電網(wǎng)頻率在（50±0.06）Hz 范圍內快速波動，頻率波動幅度有所增加，波動周期相較人工調頻縮短。

圖1 人工調頻和AGC 調頻曲線對比Fig.1 Comparison of frequency regulation curves by manual method and by AGC

綜上所述，在AGC 調節(jié)階段，調頻電廠調節(jié)量較大，頻率波動周期和幅度較大，超調現(xiàn)象明顯，電網(wǎng)運行平穩(wěn)性較差；而人工調頻效果較AGC 調節(jié)階段的頻率波動帶寬更窄，對AGC 系統(tǒng)的控制算法和參數(shù)優(yōu)化調整具有一定的借鑒意義。

1.2 大功率缺失故障下的反向調節(jié)現(xiàn)象

故障試驗期間，采取“系統(tǒng)功率沖擊由小到大、由慢到快”方式，分別進行了電廠機組無故障跳閘和特高壓直流短時間升降功率的擾動試驗項目。例如，2018 年4 月24 日選取某國調直調電廠單臺裝機600 MW 機組進行了無故障跳閘試驗，其中國調電廠交流出線都作為四川控制區(qū)的廣義聯(lián)絡線（見圖2）。

圖2 大功率缺失下的各控制區(qū)AGC 電廠出力和頻率曲線Fig.2 Frequency and power output curves of power plants controlled by AGC in every control area with large power loss

如圖2 所示，故障發(fā)生后，西南電網(wǎng)頻率瞬時降至49.90 Hz 左右；西南控制區(qū)的電廠開始緩慢增加出力，直至頻率恢復正常；四川控制區(qū)和重慶控制區(qū)電廠均出現(xiàn)了較長時間的減出力，即出現(xiàn)惡化頻率的反向調節(jié)現(xiàn)象，之后開始增出力，最終頻率恢復正常，整個過程中頻率恢復時間較長。四川和重慶控制區(qū)均采用TBC 模式，尤其四川是西南電網(wǎng)的主力調頻控制區(qū)，其調節(jié)的正確性和有效性對于西南電網(wǎng)的頻率控制效果至關重要。因此，針對四川控制區(qū)電廠和重慶控制區(qū)電廠在分別遭受區(qū)外大功率缺失故障下的AGC 頻率反向調節(jié)現(xiàn)象，應詳細分析問題產(chǎn)生原因，并對控制模式和策略進行改善和優(yōu)化。

2 AGC 存在問題機理分析

2.1 AGC 控制模型分析

如附錄A 圖A1 所示，西南電網(wǎng)由四川、重慶、西藏省級交流電網(wǎng)及四川省級換流站、西南直調發(fā)電廠構成，相互之間均采用交流聯(lián)絡線進行互聯(lián)，各換流站通過直流通道分別連接至西北電網(wǎng)、華東電網(wǎng)以及華中電網(wǎng)。其中，西南、四川、重慶和西藏AGC 控制區(qū)分別采用FFC，TBC，TBC 和定聯(lián)絡線控制（flat tie-line control，F(xiàn)TC）模式［19］。

目前，國內外AGC 采用PI 的方式進行控制［12］。考慮互聯(lián)電網(wǎng)控制性能評價標準（control performance standard，CPS）下，在t 時刻的西南、四川以及重慶控制區(qū)的區(qū)域總調節(jié)需求（area regulation requirement，ARR）計算公式為：

式中：KP為比例增益系數(shù)；PACE（t）為t 時刻的ACE值；KI為積分增益系數(shù)；t1和t2分別對應于考核周期開始和結束時間點；KCPS為CPS 頻率增益系數(shù)；f 為實測頻率；f0=50 Hz，為額定頻率。為了對頻率恢復作出貢獻，CPS 鼓勵各控制區(qū)域之間相互支援，通過適當超調使得頻率能夠盡快恢復。

2.2 日常無故障運行時的頻率超調現(xiàn)象分析

在AGC 日常無故障調節(jié)下，四川控制區(qū)采用式（1）的指令下發(fā)方式至受控電廠，根據(jù)實際頻率和聯(lián)絡線分量計算出ACE，并根據(jù)ACE 下發(fā)出力指令至四川受控電廠。如圖3 所示，選取AGC 調節(jié)時的典型時段0～5 s，四川控制區(qū)ACE 計算值約為109.35 MW，因四川控制區(qū)采用CPS 策略，其總調節(jié)需求為-182 MW。重慶控制區(qū)ACE 計算值約為37.47 MW，未采取CPS 策略，其總調節(jié)需求為-31.5 MW。此階段四川和重慶控制區(qū)共計下發(fā)減出力192 MW 和10 MW。故此時的頻率越下限主要是由四川控制區(qū)電廠大幅度減出力造成的。

圖3 四川電廠出力曲線及頻率、ACE 曲線Fig.3 Power output curve and frequency,ACE curves of power plants in Sichuan of China

ACE 只是對功率缺額的估算［21］，由于頻率偏差系數(shù)B 通常選取為最大負荷的百分數(shù)，與真實頻率響應系數(shù)存在偏差，造成ACE 計算結果與實際功率缺額也存在偏差，采用PSD-FDS 模擬了西南電網(wǎng)在不同功率缺額下的頻率偏差情況來比較ACE 與真實缺額的偏差情況。在仿真中以1%/min 的速率均勻增加四川、重慶的有功功率，統(tǒng)計西南電網(wǎng)功率缺額、ACE 計算值與系統(tǒng)頻率之間的對應關系。仿真對比結果如表1 所示。

表1 ACE 計算值與真實功率缺額偏差Table 1 Deviation between calculated ACE and actual power loss

通過表1 數(shù)據(jù)和AGC 模型特性分析可知，造成超調現(xiàn)象的原因主要由以下兩方面組成。

1）AGC 調節(jié)量超過真實功率缺額。由表1 可知，頻率分量造成了ACE 計算偏差較大，在（50±0.045）Hz 時四川和重慶ACE 可能存在大于100 MW 的超調功率，而又由于四川啟用了CPS 策略，相當于進一步增大了B 系數(shù)，再加上積分分量的使用，顯著增大了ARR 的絕對值。由圖3 可知，下發(fā)的總調節(jié)量大于系統(tǒng)實際缺額，從而使西南電網(wǎng)頻率波動較大。

2）控制環(huán)節(jié)滯后效應導致超調加劇。由于水錘效應，相比于火電，水電的響應時間更長，尤其在增減出力方向變換的階段。由圖3 可知，在典型時刻，四川控制區(qū)電廠的實際出力滯后于ACE 計算時間。當頻率波動至下限時，由于出力滯后于ACE 計算的時刻，上一幀減出力的指令還未執(zhí)行完成，電廠會繼續(xù)減出力，從而進一步使頻率減小。同理，當頻率波動至上限時，由于電廠出力的滯后性，將進一步增加出力，從而使頻率進一步增大。

2.3 大功率缺失故障下的反向調節(jié)現(xiàn)象分析

西南控制區(qū)的模式為FFC，其ACE 僅僅與電網(wǎng)頻率有關。該ACE 計算公式為：

式中：區(qū)域頻率偏差系數(shù)B 取負值。

四川控制區(qū)模式為TBC，兼顧共m 條交流聯(lián)絡線和共n 條特高壓直流外送功率和頻率的調節(jié)，其計算公式為：

式中：PT，i和PT0，i分別為四川電網(wǎng)與西藏電網(wǎng)、重慶電網(wǎng)的第i 條聯(lián)絡線有功功率實測值和有功功率計劃值；PDC，j和PDC0，j分別為四川電網(wǎng)第j 條特高壓直流外送有功功率實測值和有功功率計劃值；規(guī)定有功功率送出為正值、受入為負值。

重慶電網(wǎng)的模式為TBC，兼顧共p條交流聯(lián)絡線和電網(wǎng)頻率的調節(jié)，其ACE 計算公式為：

西藏電網(wǎng)的模式為FTC，兼顧共q 條交流聯(lián)絡線和頻率的調節(jié)，其計算公式為：

在區(qū)外發(fā)生大功率缺失故障后，采用TBC 模式的四川和重慶控制區(qū)的ACE 及其構成如圖4 所示。在控制區(qū)外遭受大擾動后4 min 內，四川和重慶控制區(qū)ACE 聯(lián)絡線分量值發(fā)生正向突變，與頻率分量相比占主導，此時ACE 值為正，下發(fā)電廠減出力指令，不利于頻率恢復；而之后隨著ACE 聯(lián)絡線分量減少，四川控制區(qū)ACE 頻率分量絕對值逐漸占據(jù)主導地位，四川控制區(qū)電廠開始緩慢增加出力。

圖4 四川和重慶控制區(qū)ACE 及其分量曲線Fig.4 ACE and its component curves of Sichuan and Chongqing control areas of China

由于水電的一次調頻特性，B 系數(shù)在西南電網(wǎng)中呈現(xiàn)出的典型非線性特征更為顯著，其計算和整定頗具難度，對電網(wǎng)頻率控制的影響較大。如圖4所示，在四川或重慶控制區(qū)外大功率缺失故障下，當頻率偏差大于0.06 Hz 時，四川和重慶ACE 的頻率分量已經(jīng)無法填補聯(lián)絡線分量，導致作為非故障區(qū)域的四川或重慶控制區(qū)的ACE 變?yōu)檩^大的正數(shù)，在故障后的大多數(shù)時候，電廠未增出力，從而不利于西南電網(wǎng)的頻率恢復。除此以外，如果發(fā)生了四川或重慶控制區(qū)內部故障，故障區(qū)域ACE 無法反映真實功率缺額造成欠調，非故障區(qū)域的ACE 仍可能為較大正數(shù)，從而存在反調現(xiàn)象。

3 AGC 方案優(yōu)化

根據(jù)上述試驗和機理分析，總結出西南電網(wǎng)的AGC 調節(jié)主要存在五大問題。

1）在四川控制區(qū)中，由于采取CPS 策略導致ACE 偏大，故在AGC 日常調節(jié)過程中產(chǎn)生超調效果，從而使頻率波動較大。

2）四川和重慶控制區(qū)中，ARR 計算公式中的積分環(huán)節(jié)使得調節(jié)滯后，故在AGC 日常調節(jié)過程中，存在擾動平息時仍向水電廠下發(fā)較多的增減調節(jié)指令，異步聯(lián)網(wǎng)方式下西南電網(wǎng)對功率變化敏感性更強，不利于電網(wǎng)平穩(wěn)運行。

3）四川和重慶控制區(qū)的AGC 系統(tǒng)中，ARR 的比例增益系數(shù)恒定取1，大型水電廠的響應延遲程度高，比例增益的設定未考慮ACE 計算結果偏大以及控制對象的延遲效應，產(chǎn)生的超調效果加劇了ACE 及電網(wǎng)頻率波動。

4）四川和重慶控制區(qū)的B 系數(shù)呈現(xiàn)出典型的非線性特征，難以準確整定，導致出現(xiàn)反向調節(jié)的現(xiàn)象。從安全運行角度出發(fā)，需要尋找一種新的控制策略“兜底”，以防止動態(tài)過程的反向調節(jié)現(xiàn)象。

5）四川控制區(qū)聯(lián)絡線較多，導致調度運行操作復雜，尤其涉及多條聯(lián)絡線計劃修改時，對ACE 計算正確性產(chǎn)生影響；直流和交流聯(lián)絡線的數(shù)據(jù)質量參差不齊，任一數(shù)據(jù)點故障將導致AGC 系統(tǒng)暫停引起失效；外送直流和國調直調電廠均分布在四川電網(wǎng)內部，可通過優(yōu)化邊界劃分方式盡可能降低上級管轄設備故障時四川控制區(qū)AGC 呈現(xiàn)的反調現(xiàn)象。

針對以上問題，采取以下措施來解決目前西南電網(wǎng)AGC 控制中存在的問題。

1）針對問題1 和2，取消四川控制區(qū)的CPS 控制策略；AGC 純比例調節(jié)已經(jīng)引起超調，積分環(huán)節(jié)起到的無差調節(jié)效果對于AGC 系統(tǒng)不適用，因此，取消西南控制區(qū)、四川控制區(qū)以及重慶控制區(qū)的積分環(huán)節(jié)。其ARR 計算公式為：

2）由于各控制區(qū)的ACE 在不同的區(qū)間里，其ARR 下發(fā)特性有著不同的要求。故針對問題3，用ACE 的絕對值劃分不同的ACE 控制區(qū)間，并設定如下劃分原則：①將日常負荷變化引起的ACE 波動帶寬范圍設置為正常區(qū)；②考慮較小故障（如小機組跳閘）下引起的ACE 波動量，減少固定基點模式機組的基點功率改變［22］而影響計劃執(zhí)行或者人工控制效果，將其劃分為次緊急控制區(qū)；③考慮較大故障（如直流閉鎖、大型機組跳閘等）引起的ACE 波動量，將其劃分為緊急區(qū)。結合西南電網(wǎng)異步運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計，劃分的閾值和控制區(qū)間如表2 所示。

針對正常區(qū)、次緊急區(qū)和緊急區(qū)，需要不同的控制區(qū)間分段整定不同的KP以實現(xiàn)不同的控制效果，主要原則為實現(xiàn)小擾動下調節(jié)效果的優(yōu)化，同時不影響大擾動下的控制效率。本文擬通過仿真手段分段整定KP，該內容將在下一章詳細介紹。除此以外，各控制區(qū)AGC 系統(tǒng)根據(jù)頻率偏差情況設置“高頻禁上、低頻禁下”策略，防止日常一次調頻和相鄰區(qū)域的AGC 動態(tài)過程造成的偏差而引起本區(qū)域AGC 誤控，降低大頻率偏差下的頻率恢復效率。

表2 西南電網(wǎng)ACE 控制區(qū)間劃分Table 2 Control area division of ACE in Southwest Power Grid

3）針對問題4，修改控制策略和模式。取消在緊急區(qū)由西南控制區(qū)下發(fā)動態(tài)ACE 至四川控制區(qū)和重慶控制區(qū)機制。采取當西南電網(wǎng)頻率進入緊急區(qū)后，四川控制區(qū)和重慶控制區(qū)的模式由TBC 模式轉化為FFC 模式，消除聯(lián)絡線有功功率對其ACE的影響，從而消除控制區(qū)內反向調節(jié)現(xiàn)象；而在其他ACE 控制區(qū)間內，四川和重慶控制區(qū)均保持正常TBC 模式，確保聯(lián)絡線有功功率和頻率的穩(wěn)定。

4）針對問題4 和問題5，為在大功率缺失故障后各控制區(qū)AGC 立即投入故障恢復，即防止出現(xiàn)與頻率恢復反向的調節(jié)，同時降低多條聯(lián)絡線數(shù)據(jù)質量對AGC 系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響，將簡化四川TBC 模式的邊界聯(lián)絡線，選取傳統(tǒng)的省際聯(lián)絡線（川渝斷面）為TBC 模式中的聯(lián)絡線分量。其ACE 計算值為：

式 中：PT，cy，i和PT0，cy，i分 別 為 第i 條 川 渝 聯(lián) 絡 線 有 功功率實測值和計劃值。同時，在AGC 控制邏輯中增加川渝斷面限值設定功能，若斷面負載超過了相應的限值，將禁止相關受控電廠增減出力，防止非故障區(qū)在支援故障區(qū)頻率恢復時川渝斷面越限。

綜上所述，西南電網(wǎng)AGC 控制策略和模式改進如表3 所示。

表3 AGC 控制策略和模式改進前后對比Table 3 Comparison before and after improving control strategy and mode of AGC

4 仿真驗證及實際工程應用

4.1 仿真驗證

在中國電力科學研究院有限公司的PSD-FDS上開展仿真驗證，采用如附錄A 圖A1 所示的西南電網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)模型，其AGC 控制策略和模式與第3 章改進后的控制策略和模式保持一致。

4.1.1 分段整定KP的仿真分析和設定

正常區(qū)、次緊急區(qū)和緊急區(qū)下的KP需要考慮不同ACE 波動范圍的控制要求和電廠的動態(tài)調整效果。由于通過公式化方法難以實現(xiàn)，故需結合仿真進行分析和設定。

針對高水電占比的四川電網(wǎng)，要考慮水電非線性調節(jié)速率的運行特點，在不同ACE 波動下發(fā)揮更好的控制效果；而重慶電網(wǎng)以火電為主，整體調節(jié)速率慢，分段保留原KP。

四川控制區(qū)的KP分別為0.2，0.5 和1.0 時，對比負荷隨機波動下頻率的調節(jié)效果和電廠出力情況如附錄A 圖A2 所示。由仿真結果可以看出，正常區(qū)采用較小的KP后，AGC 受控電廠的調節(jié)量波動程度變小，頻率偏差超過0.05 Hz 的情況減少。但當KP過小時，AGC 無法準確跟蹤負荷快速爬坡等工況。因此，KP在0.2～0.5 區(qū)間內再選取參數(shù)進行優(yōu)化，限于篇幅不再介紹模擬過程。KP改進后與2018 年4 月24 日異步試驗期間選用的參數(shù)進行仿真效果對比，如表4 所示。

表4 AGC 日常無故障調節(jié)頻率質量對比Table 4 Comparison of frequency quality regulation of AGC in regular operation

由表4可見，改進后的參數(shù)調節(jié)效果優(yōu)于2018年4 月24 日的控制參數(shù)［23］。通過仿真模擬效果最終形成的分段KP如表5 所示，KP改進后的頻率調節(jié)曲線如附錄A 圖A3 所示。

表5 KP的各ACE 分段整定值Table 5 Setting values of KP in different ACE sections

4.1.2 大功率缺失故障后的模擬效果

結合表3 的優(yōu)化策略和表4、表5 的整定結果，分別模擬重慶控制區(qū)和四川控制區(qū)發(fā)生跳機故障，2 次故障均損失出力600 MW。

如附錄A 圖A4（a）所示，當重慶控制區(qū)發(fā)生機組跳閘時，瞬時損失出力600 MW，四川控制區(qū)的電廠持續(xù)增加出力300 s 左右，以支援重慶控制區(qū)調節(jié)，直至頻率恢復至50 Hz 左右，無反向調節(jié)現(xiàn)象，動作邏輯正確。如圖A4（b）所示，當四川控制區(qū)發(fā)生機組跳閘時，瞬時損失出力600 MW，重慶控制區(qū)的電廠持續(xù)增加出力270 s 左右，以支援四川控制區(qū)調節(jié)，直至頻率恢復至50 Hz 左右，無反向調節(jié)現(xiàn)象，動作邏輯正確。

4.2 實際工程應用

將本文所提出的控制策略和模式的仿真結果用于西南電網(wǎng)異步互聯(lián)運行工況下包含西南、四川、重慶、西藏控制區(qū)的實際AGC 系統(tǒng)中來驗證控制效果。

4.2.1 日常無故障運行控制效果

西南控制區(qū)投入FFC 模式，四川和重慶控制區(qū)仍投入TBC 模式，西藏控制區(qū)的AGC 系統(tǒng)退出，并且按3.2 節(jié)的改進方案開展西南電網(wǎng)異步試運行。

如附錄A 圖A5 所示，AGC 控制策略和模式改進后，在西南電網(wǎng)實際異步運行中，AGC 正常投入，頻率基本在49.95～50.05 Hz 的范圍內波動，且大多在（50±0.03）Hz 的范圍內波動，西南控制區(qū)的AGC受控電廠未參與日常調節(jié)，而作為主力AGC 控制區(qū)的四川控制區(qū)和重慶控制區(qū)ACE 基本隨頻率變化，無長時間惡化頻率的現(xiàn)象發(fā)生。

由表6 可知，取異步運行期間四川控制區(qū)和重慶控制區(qū)的AGC 系統(tǒng)均投入的30 min 內，最大頻率為50.056 Hz，最小值為49.948 Hz，無明顯的頻率越上、下限情況；西南電網(wǎng)頻率分別控制在（50±0.1）Hz 和（50±0.07）Hz 以內，電網(wǎng)頻率合格率達到100%；頻率波動滿足國際A 類標準（50±0.05）Hz的時段占比達到99.75%。所有指標均優(yōu)于改進前的頻率質量指標［23］。

4.2.2 大功率缺失故障下的調節(jié)效果

西南電網(wǎng)AGC 控制策略與模式優(yōu)化前，四川和重慶控制區(qū)在任何條件下采用TBC 模式控制，理論上可以兼顧電網(wǎng)頻率調節(jié)和聯(lián)絡線有功穩(wěn)定。但由于B 系數(shù)無法精確整定，不可避免地會引起反向調節(jié)現(xiàn)象，導致頻率惡化。在西南電網(wǎng)AGC 控制策略和模式優(yōu)化后，西南電網(wǎng)發(fā)生一次真實大功率缺失故障，重慶控制區(qū)電廠損失出力2 342 MW，西南電網(wǎng)頻率最低降至49.81 Hz 左右，隨后西南和四川控制區(qū)電廠的AGC 正確動作，將頻率恢復至50 Hz左右。

表6 控制策略和模式改進前后的AGC 日常無故障調節(jié)頻率質量對比Table 6 Frequency quality regulation comparison in regular operation before and after improving control strategy and modes of AGC

如圖5（a）所示，發(fā)生該大功率缺失故障時，各控制區(qū)ACE 均超過了AGC 動作閾值。西南控制區(qū)ACE 為負，而四川和重慶控制區(qū)在大功率缺失故障下均轉為FFC 控制模式，其ACE 均為負。各控制區(qū)都能正確反映故障期間的功率缺額。

如圖5（b）所示，在四川控制區(qū)外大功率缺失故障下，可以看出聯(lián)絡線分量發(fā)生了正向較大的突變。對比改進前TBC 模式下的ACE 計算結果和改進后FFC 模式下的ACE 計算結果可知：在TBC 模式下，四川控制區(qū)ACE 計算結果為正值，不能反映出四川控制區(qū)的實際情況，按照該ACE 下發(fā)至電廠會出現(xiàn)反向調節(jié)現(xiàn)象，不利于電網(wǎng)頻率的恢復；而在FFC 模式下，由于不計入聯(lián)絡線分量，ACE 為負，反映出四川控制區(qū)的實際情況，按照該ACE 可以使受控電廠增加出力，有利于電網(wǎng)頻率的恢復。

如圖5（c）和（d）所示，西南、四川、重慶控制區(qū)分別下發(fā)指令至各自控制區(qū)的電廠增加出力。西南控制區(qū)電廠增加出力500 MW 左右，之后由于關聯(lián)斷面潮流接近安全限額不再增加出力；四川控制區(qū)電廠增加出力900 MW 左右，之后由于關聯(lián)斷面潮流接近安全限額不再增出力；重慶控制區(qū)由于故障后ACE 超過暫停門檻、故障導致部分量測數(shù)據(jù)異常等原因造成AGC 短時間暫停，恢復正?？刂坪笤黾映隽?00 MW 左右。3 個控制區(qū)動作邏輯正確，共計增加出力1 800 MW 左右，作為故障區(qū)外的四川控制區(qū)未出現(xiàn)反向調節(jié)現(xiàn)象，整個過程均有利于頻率恢復。

圖5 改變AGC 控制策略和模式后的大擾動下ACE、電網(wǎng)頻率及電廠出力曲線Fig.5 Frequency,ACE and power output curves after improving control strategy and modes of AGC with large disturbance

5 結語

在西南電網(wǎng)通過直流異步聯(lián)網(wǎng)運行后，AGC 的控制策略和模式設置不合理易引起正常運行時的頻率超調現(xiàn)象；在大功率缺失故障下，由于采用TBC模式后受聯(lián)絡線分量影響，非故障區(qū)可能出現(xiàn)反向調節(jié)，從而惡化頻率。本文綜合實際運行和仿真分析，詳細分析產(chǎn)生這些問題的機理，對西南電網(wǎng)AGC 控制策略和模式展開研究，主要結論如下。

1）西南電網(wǎng)各控制區(qū)的AGC 通過ACE 下發(fā)調節(jié)功率至該區(qū)域電廠，比例增益系數(shù)設置不當、CPS控制開關、積分環(huán)節(jié)延時較大等原因導致了西南電網(wǎng)頻率出現(xiàn)波動較大的現(xiàn)象。

2）在遭受大功率缺失故障時，采用TBC 控制模式的非故障控制區(qū)ACE 聯(lián)絡線分量為正且占ACE主導地位，以及B 系數(shù)整定不準確是導致該控制區(qū)電廠反向調頻的原因。

3）提出適用于西南電網(wǎng)的AGC 控制策略和模式，具體包括分ACE 區(qū)段整定比例增益系數(shù)方法、在大功率缺失故障下改變控制模式、簡化TBC 模式的聯(lián)絡線劃分方案等。

4）相關成果已在西南電網(wǎng)異步運行中應用，有效解決了西南電網(wǎng)AGC 超調引起的頻率大范圍波動問題，同時能夠兼顧大功率缺失故障后頻率的快速恢復，西南電網(wǎng)頻率質量得到顯著提高。

為了保證西南電網(wǎng)在異步聯(lián)網(wǎng)初期的穩(wěn)定運行，本文完成了工程化的AGC 方案優(yōu)化。后續(xù)還需要針對運行中的各類問題，繼續(xù)完善仿真模型、提高仿真精度，并通過仿真開展各類問題的機理研究，指導AGC 方案的進一步優(yōu)化，為西南電網(wǎng)異步運行的頻率穩(wěn)定性提供理論支撐。另外，B 系數(shù)的準確整定和工程化使用方法還有待進一步研究。

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