發電廠AGC應用實例分析及優化策略設計

楊 鵬，曾 勇，王凌云

（三峽水力發電廠，湖北省宜昌市 443133）

0 引言

作為現代化電網運行控制的基本技術，自動發電控制（AGC）已成為電網調度運行必備的手段之一。水電機組與火電機組相比具有更加優良的調節特點，有著負荷調節速度更快以及精度較高等優勢，正因如此，在電力系統中通常是由水電機組承擔著AGC運行的主力，在地區頻率控制以及穩定系統電壓方面起重要作用，在電網之間聯絡線潮流當中有著更加明顯的經濟效益。所以，發電廠投入AGC 運行已是保證電網安全、經濟運行的必備條件。

隨著特高壓電網、交直流輸電技術和新能源的快速發展，國內電網結構和電源組成發生了新的變化。風電、光伏作為重要的可再生能源，對我國的能源與環境安全至關重要，但風電、光伏因其隨機性和不確定性帶來的風電、光伏功率波動，使得原有系統的單側負荷側波動轉變為現有的“電源+負荷”雙側波動，AGC作為抑制系統功率波動的主要手段將面臨雙重考驗[1]，需考慮大規模風電、光伏并網條件下水電機組AGC協調控制的新策略。另一方面，我國水電資源地理上分布不均，比如金沙江下游河段，就因水量大、落差集中，是金沙江流域乃至長江流域水能資源最豐富的河段。由上至下依次規劃建設烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩4 個梯級大型水利樞紐，4 個梯級樞紐總裝機容量約4000～4600萬kW，年發電量約1960億kWh，是重要的電源基地[2]。成都和昆明兩處調控中心負責對金沙江下游的這四座電站進行遠方集控和調度，因其水文聯系緊密，AGC需從廠站級提升到流域梯級調度。金沙江流域梯級AGC 在實現梯級電站安全自動運行、負荷調節滿足調度要求的基礎上，追求實現整個流域梯級效益的最大化，安全、可靠地自動調節電站出力，實時保證電網的電能平衡[3]。這些變化增加了電網調度和控制的復雜程度，對諸如AGC等電網安全經濟運行的調度業務支撐提出了新的要求。

本文以某巨型水電站的AGC應用實例為研究對象，分析其存在的一些問題，并提出相應的解決方案。該巨型水電站安裝了32臺單機容量為70萬kW的巨型水輪發電機組，從電氣聯接上可以分為五個分廠：左一電站、左二電站、右一電站、右二電站、地下電站，除左一電站安裝8臺機組外，其他四個分站各安裝6臺機組。根據系統運行情況，左一、左二電站可合母運行，合稱左岸電站，右一、右二電站可合母運行，合稱右岸電站。每一個分站均由獨立的AGC控制，包括左、右岸的分、合母，總計7種AGC控制，每個分站中AGC控制機組臺數在6～14之間。這么一座巨型體量的電站，其調峰量也是相關巨大的，2017年夏季單日配合系統調峰開停機達到40臺次，總調峰功率超過該電站總裝機容量2250萬kW。這樣巨大的調峰量如果完全由人工手動逐臺機組進行調整，工作量將非常大，且誤操作的風險也很高。而AGC可將分站總有功設定自動地、合理地分配到每一臺機組，且其不存在誤操作的風險，在大容量的調峰操作中發揮了重要作用。

1 發電計劃小范圍變化時有功調整時機選擇優化

該電站發電計劃調度曲線文件中包含有功曲線，有功曲線由96個設定值點組成，每隔15min有一個設定值點。AGC聯控程序把15min的步長分解為15個1min步長來調節。AGC聯控程序首先計算相鄰兩設定值點間的差值，并把差值15等分，把差值平均分配到15分鐘去，為兩設值點中的每一分鐘計算一個設定值。若任一分鐘的設定值與前一次有效設定值的差值大于50MW（有功死區），則這1min的設定值就會被提前40s分配給機組，同時這一設定值也變成有效設定值。第15min的設定值無論與上一個有效設定值的差值是否大于50MW都會被分配。

在這種設定下，如果發電計劃的兩個相鄰設定值點差值較小，AGC的自動調整就顯得不夠平滑。如圖1所示，以0：00～0：15分站總有功由2700MW上調至2750MW（調節量50MW）為例，曲線2是按發電計劃以絕對平滑分布的有功曲線，曲線1是按當前的AGC聯控程序下發策略進行的實際下發。按當前策略，會將這15min的有功變化量50MW平均分成15等分，然而在最后1min之前，每一分鐘的設定值與0：00的差值都小于50MW（有功死區），因此這15min上調的50MW只會在最后1min提前40s（即0：14：20）下發。由圖1可見，按目前的AGC策略，下發值和理想的有功調整偏差較大。這樣會造成以下后果：

（1）計劃發電量與實際發電量偏差，如圖1所示，曲線1和曲線2之間的面積相當于計劃發電量和實際發電量之間的偏差；

（2）該電站為國調直調電廠，國調對該電站各分站實際出力與發電計劃之間的偏差限制在20MW以內。如圖1所示，曲線4、曲線5分別為國調允許實際實時有功的上、下限。從圖中可以看出，若按目前的AGC控制策略，在0：06左右，該分站的實際有功將超出國調許可范圍。

針對這種情況，經實際運行經驗，建議在原來的控制策略基礎上，增加：若發電計劃的兩個相鄰點之間的差別小于100MW，則以3min為周期，每一周期的設定值無論與上一個有效設定值的差值是否大于50MW（有功死區）都下發。這樣實際的調節結果如圖1中的曲線3所示，該區間內的發電量非常接近于計劃發電量，且不會超出許可范圍。

2 安全穩定裝置允切機組參與AGC調節策略優化

該電站安全穩定裝置為國調直調設備，為了滿足系統動態穩定要求，該電站左、右岸安控裝置允切機組的出力下限要求分別是650MW和620MW。為防止安控允切機組的有功低于該下限值，該電站右岸監控系統中，安控允切機組作為AGC單機投入的閉鎖條件，不能投入AGC聯控。這給調峰過程帶了不必要的麻煩，且會導致分站AGC調節失敗。下文以實例進行說明。

該電站某一分站共6臺機，某一水頭下，各臺機組可在530～700MW之間穩定運行，則AGC可對投入聯控的機組在530～701MW之間進行調節，有兩臺機組是安控允切機組，未投入AGC。以0：00～0：15分站總有功由3200MW上調至3500MW進行分析，按照該電站AGC下發策略，該分站的總有功下發指令列表如表1所示。

表1 單站出力由3200MW上調至3500MW時的指令下發列表Table 1 The order listduringthe output powerofasingle station increasing from 3200MW to 3500MW

這時，安控允切的機組不能投入AGC的弊端就顯現出來：

（1）運行值班人員需要時刻關注AGC的調節指令，因3500MW需要所有并網運行的5臺機組全部滿發，運行人員必須在合適的時機將兩臺因安控允切而未能投入聯控的機組手動調節至700MW。本來AGC是用來降低人員勞動強度的，現在卻需要人為配合AGC調節，增加了人員的勞動強度；

（2）單個分站AGC的調節上限為：聯控機組的出力上限+未投聯控機組的實時出力，單個分站AGC的調節下限為：聯控機組的出力下限+未投聯控機組的實時出力。在本例中，該分站AGC的調節上限為：700×3+兩臺未投聯控機組的出力總和。然而在實際運行中，即使將2臺未投入AGC的機組有功設定為700MW，由于正常的功率波動，亦無法保證該兩臺機組的實際出力為700MW，造成該分站AGC的調節上限達不到3500MW，這就意味著3500MW不能成功下發，該分站的出力會維持在上一次的下發值3440MW。

安控允切的機組不是不能參加AGC調節，而是其調節下限不得低于允許值。針對這種情況，應該去掉安控允切機組不能投入AGC聯控的閉鎖，并將允切機組投入AGC之后的單機調節下限值由當前水頭機組穩定運行的下限值改為當前水頭機組穩定運行的下限值與630MW（右岸安控允切機組的國調允許出力下限值620MW，再考慮機組功率的波動，留出裕量）比較后的較大者。這樣，在該例中，該分站AGC調節的上限將成為700×5＝3500MW。分站發電計劃為所有運行機組滿發時的計劃曲線不能正常下發的問題便可解決，同時調峰過程中無需人為調節安控允切機組的有功出力。

3 開、停機調峰跨越機組振區策略優化

水輪發電機組因其自身特點，隨著運行水頭的變化，其穩定運行區也會發生變化，運行規程規定：水輪發電機組開、停機過程中應迅速穿越振動區，正常運行時不應運行在禁止運行區，不得長時間運行在限制運行區。受這一特點限制，水輪發電機組并網后，需要快速增加機組出力以穿越振動區，這也會造成該機組所在分站的總有功功率迅速上升，使總有功功率偏離發電計劃，此時AGC會調節該分站其他聯控機組將分站總有功向設定值進行調節，但調節初期往往存在分站總有功率功無法調節到AGC下發值的情況，這是因為新的機組并網后，該站的AGC調節上、下限發生變化，而AGC剛剛下發的值已經不在這個上、下限之內了。假設在某一時刻，機組穩定運行區為600～700MW，0：00～0：15該分站有功自2000MW上調至2600MW，2臺機組投入AGC聯控，1臺機組為安控允切機組，未投聯控。按照該電站AGC下發策略，該分站的總有功功率下發指令列表如表2所示。

按發電計劃，0：02時原來運行的機組已經滿發（在此之前安控允切機組須由人工手動調整至700MW），新開的機組亦需要在此時并網，當其并網并投入AGC聯控后，該站的AGC調節上、下限發生變化。該電站機組并網后約3min穿越振區到達穩定運行區，即0：05時新并網機組有功600MW，隨即其他機組被壓低至出力下限（安控允切機組由人工手動提前調整至620MW），調整到位后的該分站有功功率即為該分站的有功功率下限值600×3+620＝2420MW，仍大于此時的AGC曲線設定值2240MW。

表2 單站出力由2000MW上調至2600MW時的指令下發列表Table 2 The order list during the output power of a single station increasing from 2000MW to 2600MW

從圖2可以看出，由于新并網機組穿越振區時快速加出力，大概從0：03開始，AGC的設定值已經小于該分站的有功調節下限及實際出力，監控系統會報“有功設置錯誤”信號，一直到0：10左右，當AGC有功設定值達到該分站的有功調節下限時，該信號才能返回。然而由于水輪發電機組振動區的問題，在調峰過程中這個報警出現的概率很高。

圖2 開停機調峰中考慮穿越振動區時的有功調節情況Figure 2 The active power regulation when crossing the vibration zone during units startup and shutdown

解決問題的思路：增加單機允許振動區運行軟連片，視需要在機組開機并網后或計劃停機前由人工監視和控制，手動投入。該軟連片投入后：

3.1 因發電計劃增加，開機并網時

（1）新開機組并網后，投入該機組允許振動區運行軟連片；

（2）AGC自動將允切機組要求的最低出力值以上出力，以及其他機組穩定區以上出力按一定步長分配給該新并網機組；

（3）負荷曲線下新增加出力自動分配給該新并網機組；

（4）同時可考慮完善負荷曲線分配功能，如下一個點計劃出力能夠滿足所有機組在穩定區運行、安控允切機組出力滿足要求（我們的發電計劃一般都能滿足這個要求），AGC程序按照負荷曲線進行分步調整，當前所有可分配出力全部分配給該新并網機組后，如新并網機組離穩定區還差150MW以內，在新并網機組出力到達上一個有效設定值之后，再次下發一個給定，使新并網機組進入穩定區。然后，再以曲線計劃為目標，平穩調整出力。

3.2 因發電計劃減少，停機備用時

（1）提前投入該機組允許振動區運行軟連片；

（2）安控允切機組出力達到要求最低值、其他機組出力達到穩定區下沿后，優先下調投入該軟連片機組出力；

（3）投入允許振動區運行軟連片機組出力下調至30MW后，自動退出該軟連片；

（4）操作員下發計劃停機機組停機令。

該軟連片同時設計功能：投入后延時15min自動退出。

4 結束語

隨著中國電力工業的高速發展、能源結構和電力互聯方式的變化，對發電聯合控制的要求也越來越高，確保電網、機組的安全穩定運行和電能的高質量是基本要求。AGC的負荷自動調節功能在調峰過程中可大大降低人員的勞動強度，也可避免人工調節可能出現的計算錯誤。本文對AGC在水電站調峰中的實際應用中出現的典型問題進行了分析，并提出相應的解決方案，為促進AGC功能的完善提供了新的思路，相應問題的解決也可以提高電力系統運行的自動化水平和促進水電站高效、經濟運行。