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【摘 要】水轮机调节的基本任务是：当电力系统负荷发生变化，机组转速出现偏差时，通过调速器相应的改变流入水轮机的流量，以使水轮机转矩与发电机负荷转矩达到新的平衡，以维持频率在规定的范围之内。本文介绍了小湾电厂调速器功率闭环改造原理及实施过程，并对调速器功率闭环改造后的功能验证试验进行分析小结。
【关键词】调速器；功率闭环；一次调频；AGC
1 小湾电厂调速器控制原理分析
（1）开度模式下调速器的导叶给定由三部分组成：调速器计算频差PID 输出+空载开度+综合负荷给定Pgv之和再经过副环PI计算给定到水轮机导叶。
（2）功率模式下首先对功率偏差1（功率给定与功率给定中间量差值）进行一次限制，限制在设定值内，然后对偏差进行积分处理，再对偏差进行前馈计算后赋值给Pgv。同时对偏差2（功率给定中间量与功率反馈的差值）超过功率死区的部分与Bp相乘以后，作为调差控制输入，参与主环PID运算。算出的导叶给定再进行副环PI计算给定到水轮机导叶。
小湾电厂自投产以来，采用开度模式调节，调节过程可靠、准确。但是在南网总调“1+5”电厂辅助服务考核系统要求中，小湾电厂AGC调节速率以及一次调频动作有不达标的情况，通过分析研究认为小湾电厂当前在用的模出脉冲有功的控制方式是导致考核的重要原因之一。
2 调速器功率闭环改造实施
（1）功率闭环投入和退出逻辑修改，改动接线回路，增加了监控功率闭环投退功能。功率闭环投入信号：由2个接点串联，分别是监控投入和调速器侧把手投入，当两个信号同时投入后，调速开出功能投入信号并上报监控；功率闭环退出信号：当调速器电气柜把手退出或者监控退出时，功能即退出。
（2）更换功率变送器为型号FPWT-301，输入57.7V 1A 50Hz，两路4-20mADC/0-土173.2W输出，电源DC 220V，精度等级0.2%，由原来的一个更改成两个，并且每个功率变送器的备用输出反馈送至监控LCU。
（3）增加监控功率给定至调速器侧，调速器电气柜增加1个隔离变送器（2号机组增加2个隔离变送器），对监控下发的功率给定进行隔离，之后分别送入A、B套调速器控制器PCC。
（4）增加调速器功率给定返回回路，调速器将监控下发的功率给定进行返回，防止调速器接收的功率给定与监控下发的功率给定存在偏差。
（5）在调速器触摸屏增加了功率闭环参数设置窗，在功率闭环投入时，调用功率闭环PID参数。
（6）完善功率闭环的程序逻辑。
（7）试验过程中优化功率模式相关参数。
3调速器功率闭环改造后试验及分析
3.1调速器功率闭环静态试验
以下试验数据均以小湾电厂2号机组为例。
3.1.1静态模拟扰动试验
模拟发电，在功率闭环投入的情况，将导叶手动开启到50%左右。在“功率闭环设置窗”输入预置PID参数，用调速器仿真设备模拟监控下发功率给定值，用功率反馈模拟器模拟功率反馈。在此基础上，进行功率扰动，观察调节过程和趋势，是否满足要求。根据功率扰动试验，可知功率调节功能正常，无论大功率扰动还是小功率扰动，速度性、稳定性和超调都满足南网的要求。
3.1.6静态下一次调频功能验证及其与AGC配合关系试验
模拟发电态，测试功率闭环模式下的一次调频功能。功率模式投入，一次调频投入，用仿真仪改变机组频率，从试验可知，一次调频调节符合在功率模式下频差与功率的调差关系，且该偏差不会因稳态下的功率调节（调速器自身的功率调节）所拉回。在一次调频未复归时，功率给定变化，调速亦会响应AGC（二次调频）的有功调节，且最终的功率反馈是功率闭环的功率调节量与一次调频调节量两者叠加的效果。当一次调频复归后，功率反馈最终和功率给定一致。根据《南方电网自动发电控制（AGC）技术规范》要求，一次调频和AGC的协调关系规定“机组在执行AGC设定值时应该不受一次调频功能的影响，处理变化应该是二者叠加的效果”，静态下满足要求。
需要指出的是，上述指标，和动态下的唯一差别，在于功率反馈的调节，静态下的功率超调性和速度性，与动态下有一定的差异。
3.2调速器功率闭环动态试验
以下试验数据均以小湾电厂2号机组为例。
3.2.1远方有功调节响应试验
南网要求AGC调节速率要满足：负荷设定的功率偏差大于30MW时候，机组功率调节速度大于21WM/s；负荷设定的功率偏差小于30MW时候，机组功率调节速度大于3.5WM/s。
经过多次有针对性的进行20MW负荷作用的功率扰动，分析验证最终选定一组完全满足指标的参数。
扰动前功率负荷为649.91MW，对应时间为94.16s。扰动后功率负荷为622.69MW，对应时间为98.98s。从图1分析，功率变动实际偏差为27.22 MW，对应的斜率为27.22 MW/（98.98-94.16）=5.6MW/s。由此可见，指标满足指标大于3.5MW/s的要求。且从曲线分析，超调量也非常小。大功率偏差，PID计算的基数大，导叶速度非常快，自然也不容易考核。但在30MW-50MW負荷偏差之内，由于导叶迅速动作迅速（2.5%/S），水轮机特性会产生很大的反调节。
3.2.2动态下一次调频功能及其与AGC配合试验
功率闭环下一次调频，校验的是一次调频的死区，功率跟随频差的变动关系，速度性和稳定性，从试验中看出，响应迅速，无超调，稳定性好。动态下，一次调频和AGC配合关系逻辑亦正确，满足南网要求。
3.3试验结论分析
从扰动试验可以得知PID调节的输出速度是和输入的偏差息息相关（也和PID参数相关），在参数不变的情况下，输入量越小，自然速度性越慢，比如功率偏差为12WM，速度就会减半。如果不改变PID参数，速度性满足小调节，但在大调节肯定超调，也降低稳定性，同时PID原理结构不可轻易改变，为此南瑞在功率闭环控制环节采用了前馈控制，实质是一个预调节，不经过PID计算的调节，这样可以大大加大初始调节（调节的时间有限）的启动速度，且不影响大功率偏差的本质调节过程。
在静态、动态下完成调速器在功率模式下的一次调频及其与AGC配合关系试验，试验过程及结果均满足《南方电网自动发电控制（AGC）技术规范》要求，调节快速、准确，一次调频动作的情况下，AGC（二次调频）动作，机组执行二次调频下达的动作值，一次调频动作未被二次调频拉回，结果为二者叠加的值。
4结束语
文章主要从小湾电厂调速器功率闭环改造内容以及在功率模式下的相关试验两个方面详细阐述了功率闭环的原理及控制逻辑、参数的选定过程，同时针对南网要求的AGC调节速率及一次调频与AGC的配合关系进行了充分的试验，从试验结果看满足要求。
参考文献：
[1]赵旋宇 黄文伟等，中国南网电网自动发电控制（AGC）技术规范（试行），2009
（作者单位：华能澜沧江水电股份有限公司检修分公司）
【关键词】调速器；功率闭环；一次调频；AGC
1 小湾电厂调速器控制原理分析
（1）开度模式下调速器的导叶给定由三部分组成：调速器计算频差PID 输出+空载开度+综合负荷给定Pgv之和再经过副环PI计算给定到水轮机导叶。
（2）功率模式下首先对功率偏差1（功率给定与功率给定中间量差值）进行一次限制，限制在设定值内，然后对偏差进行积分处理，再对偏差进行前馈计算后赋值给Pgv。同时对偏差2（功率给定中间量与功率反馈的差值）超过功率死区的部分与Bp相乘以后，作为调差控制输入，参与主环PID运算。算出的导叶给定再进行副环PI计算给定到水轮机导叶。
小湾电厂自投产以来，采用开度模式调节，调节过程可靠、准确。但是在南网总调“1+5”电厂辅助服务考核系统要求中，小湾电厂AGC调节速率以及一次调频动作有不达标的情况，通过分析研究认为小湾电厂当前在用的模出脉冲有功的控制方式是导致考核的重要原因之一。
2 调速器功率闭环改造实施
（1）功率闭环投入和退出逻辑修改，改动接线回路，增加了监控功率闭环投退功能。功率闭环投入信号：由2个接点串联，分别是监控投入和调速器侧把手投入，当两个信号同时投入后，调速开出功能投入信号并上报监控；功率闭环退出信号：当调速器电气柜把手退出或者监控退出时，功能即退出。
（2）更换功率变送器为型号FPWT-301，输入57.7V 1A 50Hz，两路4-20mADC/0-土173.2W输出，电源DC 220V，精度等级0.2%，由原来的一个更改成两个，并且每个功率变送器的备用输出反馈送至监控LCU。
（3）增加监控功率给定至调速器侧，调速器电气柜增加1个隔离变送器（2号机组增加2个隔离变送器），对监控下发的功率给定进行隔离，之后分别送入A、B套调速器控制器PCC。
（4）增加调速器功率给定返回回路，调速器将监控下发的功率给定进行返回，防止调速器接收的功率给定与监控下发的功率给定存在偏差。
（5）在调速器触摸屏增加了功率闭环参数设置窗，在功率闭环投入时，调用功率闭环PID参数。
（6）完善功率闭环的程序逻辑。
（7）试验过程中优化功率模式相关参数。
3调速器功率闭环改造后试验及分析
3.1调速器功率闭环静态试验
以下试验数据均以小湾电厂2号机组为例。
3.1.1静态模拟扰动试验
模拟发电，在功率闭环投入的情况，将导叶手动开启到50%左右。在“功率闭环设置窗”输入预置PID参数，用调速器仿真设备模拟监控下发功率给定值，用功率反馈模拟器模拟功率反馈。在此基础上，进行功率扰动，观察调节过程和趋势，是否满足要求。根据功率扰动试验，可知功率调节功能正常，无论大功率扰动还是小功率扰动，速度性、稳定性和超调都满足南网的要求。
3.1.6静态下一次调频功能验证及其与AGC配合关系试验
模拟发电态，测试功率闭环模式下的一次调频功能。功率模式投入，一次调频投入，用仿真仪改变机组频率，从试验可知，一次调频调节符合在功率模式下频差与功率的调差关系，且该偏差不会因稳态下的功率调节（调速器自身的功率调节）所拉回。在一次调频未复归时，功率给定变化，调速亦会响应AGC（二次调频）的有功调节，且最终的功率反馈是功率闭环的功率调节量与一次调频调节量两者叠加的效果。当一次调频复归后，功率反馈最终和功率给定一致。根据《南方电网自动发电控制（AGC）技术规范》要求，一次调频和AGC的协调关系规定“机组在执行AGC设定值时应该不受一次调频功能的影响，处理变化应该是二者叠加的效果”，静态下满足要求。
需要指出的是，上述指标，和动态下的唯一差别，在于功率反馈的调节，静态下的功率超调性和速度性，与动态下有一定的差异。
3.2调速器功率闭环动态试验
以下试验数据均以小湾电厂2号机组为例。
3.2.1远方有功调节响应试验
南网要求AGC调节速率要满足：负荷设定的功率偏差大于30MW时候，机组功率调节速度大于21WM/s；负荷设定的功率偏差小于30MW时候，机组功率调节速度大于3.5WM/s。
经过多次有针对性的进行20MW负荷作用的功率扰动，分析验证最终选定一组完全满足指标的参数。
扰动前功率负荷为649.91MW，对应时间为94.16s。扰动后功率负荷为622.69MW，对应时间为98.98s。从图1分析，功率变动实际偏差为27.22 MW，对应的斜率为27.22 MW/（98.98-94.16）=5.6MW/s。由此可见，指标满足指标大于3.5MW/s的要求。且从曲线分析，超调量也非常小。大功率偏差，PID计算的基数大，导叶速度非常快，自然也不容易考核。但在30MW-50MW負荷偏差之内，由于导叶迅速动作迅速（2.5%/S），水轮机特性会产生很大的反调节。
3.2.2动态下一次调频功能及其与AGC配合试验
功率闭环下一次调频，校验的是一次调频的死区，功率跟随频差的变动关系，速度性和稳定性，从试验中看出，响应迅速，无超调，稳定性好。动态下，一次调频和AGC配合关系逻辑亦正确，满足南网要求。
3.3试验结论分析
从扰动试验可以得知PID调节的输出速度是和输入的偏差息息相关（也和PID参数相关），在参数不变的情况下，输入量越小，自然速度性越慢，比如功率偏差为12WM，速度就会减半。如果不改变PID参数，速度性满足小调节，但在大调节肯定超调，也降低稳定性，同时PID原理结构不可轻易改变，为此南瑞在功率闭环控制环节采用了前馈控制，实质是一个预调节，不经过PID计算的调节，这样可以大大加大初始调节（调节的时间有限）的启动速度，且不影响大功率偏差的本质调节过程。
在静态、动态下完成调速器在功率模式下的一次调频及其与AGC配合关系试验，试验过程及结果均满足《南方电网自动发电控制（AGC）技术规范》要求，调节快速、准确，一次调频动作的情况下，AGC（二次调频）动作，机组执行二次调频下达的动作值，一次调频动作未被二次调频拉回，结果为二者叠加的值。
4结束语
文章主要从小湾电厂调速器功率闭环改造内容以及在功率模式下的相关试验两个方面详细阐述了功率闭环的原理及控制逻辑、参数的选定过程，同时针对南网要求的AGC调节速率及一次调频与AGC的配合关系进行了充分的试验，从试验结果看满足要求。
参考文献：
[1]赵旋宇 黄文伟等，中国南网电网自动发电控制（AGC）技术规范（试行），2009
（作者单位：华能澜沧江水电股份有限公司检修分公司）