（南方電網(wǎng)調峰調頻發(fā)電公司，廣東省廣州市 510650）

0 引言

抽水蓄能電站作為目前世界上最重要的機械儲能和調峰調頻電源，主要承擔調峰、調頻、調相和事故備用等任務，是保障電網(wǎng)安全不可或缺的重要組成部分。近年來，隨著新能源的大規(guī)模接入電網(wǎng)，電網(wǎng)調峰調頻壓力的逐漸增大，中國兩大電網(wǎng)公司國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)都加大了抽水蓄能電站的建設力度。國家電網(wǎng)目前已投運抽水蓄能機組共19070MW，共20座電站；南方電網(wǎng)所轄的廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)，已建成投運廣州抽水蓄能電站（8×300MW）、惠州抽水蓄能電站（8×300MW）、清遠抽水蓄能電站（4×320MW）、深圳抽水蓄能電站（4×300MW）、海南抽水蓄能電站（3×200MW）等五座電站，總裝機容量7880MW，在建抽水蓄能電站兩座，分別為梅州抽水蓄能電站（4×300MW）和陽江抽水蓄能電站（3×400MW），到2020年，南方電網(wǎng)投運的抽水蓄能機組總容量將超過10000MW[1-3]。

電站的自動發(fā)電控制功能（以下簡稱AGC）將直接影響電站的運行效率，對于抽水蓄能電站，由于我國起步較晚，最初缺乏電站運維經驗，在自動發(fā)電控制功能的設計上最初都是借鑒常規(guī)水電站控制的經驗，但抽水蓄能電站的自動發(fā)電控制功能和日常運行維護較常規(guī)水電站復雜得多，借鑒的意義有限。且各個電站的控制功能均獨自開發(fā)，功能設計上差別很大，走了不少彎路。經過多年的積累，南方電網(wǎng)公司已經積累了一定的抽水蓄能電站運維經驗，對各個電站的自動發(fā)電控制功能進行了不斷的改進和完善，形成了一套典型的抽水蓄能電站自動發(fā)電控制功能設計方法，可為在建或改造的各個電站提供參考。

本文將結合南方電網(wǎng)所轄的抽水蓄能電站自動發(fā)電控制功能，同時結合電站日常運維經驗，對抽水蓄能電站自動發(fā)電控制功能進行詳細論述。

1 AGC功能的組成

抽水蓄能電站AGC功能至少應具備以下功能：

1.1 設定值處理

根據(jù)預設的要求，對設定值進行處理，得出可執(zhí)行的設定值發(fā)送至AGC模塊執(zhí)行。

1.2 機組成組發(fā)電控制

全站機組成組統(tǒng)一控制，根據(jù)設定值和預設的規(guī)則選擇機組的發(fā)電啟動和停機，并根據(jù)調度的負荷指令，對全廠投入AGC功能的發(fā)電工況并網(wǎng)機組進行自動負荷調節(jié)。

1.3 機組成組抽水控制

全站機組成組統(tǒng)一控制，根據(jù)設定值和預設的規(guī)則選擇機組的抽水啟動和停機，并自動選擇機組的啟動方式，如靜止變頻器（SFC）啟動或背靠背啟動（BTB）。

1.4 自動調頻模式

自動跟蹤電網(wǎng)的頻率變化，自動調節(jié)機組的有功出力，穩(wěn)定電網(wǎng)頻率。

1.5 輔助控制功能

結合運維經驗開發(fā)的功能，如機組工況控制、多調度負荷轉移、機組流程故障診斷等。

2 設定值處理

該模塊為AGC運行的前置模塊，根據(jù)控制權的不同接收不同渠道下發(fā)的設定值，分為遠方控制和本地控制，選擇遠方控制接收調度側下發(fā)的設定值，選擇本地控制則接收電站值班員的設定值，任何時刻只有一個渠道的設定值有效。南方電網(wǎng)各抽水蓄能電站AGC接收的設定值主要有兩個：

（1）全站容量設定值：該設定值用于計算全站需要啟停的機組臺數(shù)，該值為正時啟動發(fā)電工況，該值為負時啟動水泵工況。

（2）全站負荷設定值：該設定值用于計算全站需要承擔的有功負荷，并根據(jù)該值計算各臺運行于發(fā)電工況的機組所需要承擔的有功負荷。

容量和負荷設定值下達有兩種方式，容量/負荷曲線模式和實時設定值模式，由電站值班人員根據(jù)調度的命令進行選擇。選擇容量/負荷曲線模式時，AGC模塊會根據(jù)預先設定的全天各個時段的全站容量/負荷曲線讀取相應的容量/負荷設定值作為全站容量/負荷設定；選擇實時設定值模式時，AGC模塊將根據(jù)控制權所在方實時下發(fā)的容量/負荷設定值計算全站容量/負荷設定。

南方電網(wǎng)各個電站的選擇方式不一，廣蓄電站受廣東省中調和香港中華電力控制，負荷調節(jié)頻繁，提前計劃性不高，采用實時設定值模式，而惠蓄電站和清蓄電站受南方電網(wǎng)總調控制，負荷調節(jié)相對平穩(wěn)，提前計劃性較高，多采用負荷曲線模式。設定值處理模塊同時具備數(shù)值有效性校驗功能，對無效數(shù)據(jù)給出報警[5-7]。

3 機組成組發(fā)電控制

成組發(fā)電控制功能主要負責全站投入AGC功能的機組發(fā)電工況啟停，并接收全站負荷設定值，根據(jù)預設的規(guī)則對全站并網(wǎng)機組進行負荷調節(jié)。南方電網(wǎng)抽水蓄能電站機組成組發(fā)電控制主要流程如圖1所示。

3.1 成組發(fā)電機組啟停流程

機組發(fā)電工況啟?？刂屏鞒谭譃橐韵聨撞剑?/p>

3.1.1 計算全站最多能夠啟動的機組臺數(shù)

實時監(jiān)測電站出線情況，對電站的出線網(wǎng)絡結構進行計算，根據(jù)采集的各開關狀態(tài)計算當前電站出線的網(wǎng)絡結構，結合電站出線設計最大載流量和安全穩(wěn)定策略實時計算電站最大允許同時啟動的機組臺數(shù)。如廣蓄A廠共有4臺額定容量300MW的蓄能機組，但由于出線載流量的限制，如果兩回出線有一回退出進行檢修，那么AGC模塊就會啟動限制運行模式，最多只會啟動3臺機組發(fā)電。

圖1 成組發(fā)電控制流程簡圖Figure 1 Figure of generation joint control process

3.1.2 檢測滿足發(fā)電工況啟動條件的機組

實時監(jiān)測各臺機組的狀況，根據(jù)預設的機組啟動條件判斷機組是否能夠發(fā)電啟動，將不滿足條件的機組退出AGC模式，并根據(jù)預設的條件，如水位或設備缺陷等，計算機組能夠承擔的最大、最小負荷。

3.1.3 根據(jù)容量設定值計算全站需要發(fā)電并網(wǎng)的機組臺數(shù)

全站容量設定值用于計算需要啟動的機組臺數(shù)，以廣蓄A廠為例，表1為廣蓄A廠接收到不同容量設定值后啟動機組的臺數(shù)，具體啟動的機組將會根據(jù)預設的機組啟停優(yōu)先權進行確定，優(yōu)先權最高的機組最先啟動，最后停機。南方電網(wǎng)各個電廠由于機組單機容量略有不同，具體的容量啟動機組數(shù)量也略有不同，但控制邏輯一致。

表1 廣蓄A廠容量設定值啟動機組臺數(shù)Table 1 Starting numbers of generation working mode

3.2 成組發(fā)電機組負荷調節(jié)流程

至少一臺機組并網(wǎng)后，AGC根據(jù)全站負荷設定值計算各臺并網(wǎng)機組需要承擔的負荷。全站負荷設定值用于計算各臺發(fā)電工況并網(wǎng)的機組需要承擔的有功負荷。全站負荷設定值經過有效性校驗后（如判斷該值是否超過全站最大負荷或最小負荷，是否為通信異常數(shù)據(jù)等），經過負荷分配計算得出各臺發(fā)電并網(wǎng)機組需要承擔的有功負荷。南方電網(wǎng)各電站的負荷分配模式分為平均分配模式和特殊分配模式。

（1）平均分配模式：選擇平均分配模式，AGC模塊將全站負荷設定值平均分配給各臺并網(wǎng)的機組。

（2）特殊分配模式：選擇特使分配模式，AGC模塊將全站負荷設定值根據(jù)預設的特殊算法分配給并網(wǎng)的機組，如廣蓄電站和惠蓄電站的經濟分配模式，AGC模塊根據(jù)各臺機組當前已帶負荷進行評估，按照各臺機組導葉調節(jié)總幅度最小的方案進行機組間的負荷分配；清蓄電站采用全站負荷變化幅度不大時由單機進行負荷調節(jié)的策略。

目前南方電網(wǎng)各電站一般情況下都采用平均分配模式，單機負荷設定計算完成后仍需經過單機負荷設定值校驗，如南方電網(wǎng)各電站機組為了避免在振動區(qū)長期運行，均設置了單機最小負荷限制，如單機負荷設定值小于最小負荷限制，則以最小負荷限制值為單機負荷目標值。

4 機組成組抽水控制

成組抽水控制為抽水蓄能電站AGC獨特的控制方式，用于控制蓄能機組水泵工況運行。目前南方電網(wǎng)無水泵工況負荷可調節(jié)的蓄能機組，機組水泵工況并網(wǎng)后負荷設定值自動設為滿負荷運行。南方電網(wǎng)抽水蓄能電站機組成組抽水工況控制主要流程如圖2所示。

圖2 抽水工況控制流程圖Figure 2 Figure of pump joint control process

4.1 成組抽水工況設定值處理

機組成組抽水工況啟停主要控制流程分為以下幾步：

4.1.1 計算全站最多能夠啟動的機組臺數(shù)

與發(fā)電工況類似，水泵工況同樣需要結合電站出線設計最大載流量和安全穩(wěn)定策略實時計算電站最大允許同時啟動的機組臺數(shù)。如廣蓄A廠由于出線載流量的限制，如果兩回出線有一回退出進行檢修，那么AGC模塊就會啟動限制運行模式，最多只會2臺機組抽水工況運行。同時實時監(jiān)測各臺機組的狀況，根據(jù)預設的機組啟動條件判斷機組是否能夠水泵工況啟動，將不滿足條件的機組退出AGC模式。

4.1.2 根據(jù)容量設定值計算全站需要啟動水泵工況的機組臺數(shù)

全站容量設定值為負值時，電站啟動水泵工況模式，以廣蓄A廠為例，表2為廣蓄A廠接收到不同容量設定值后啟動機組水泵工況的臺數(shù)。

表2 廣蓄A廠容量設定值啟動機組 水泵工況臺數(shù)Table 2 Starting numbers of pump working mode

4.2 成組抽水工況啟?？刂七壿?/h3>

南方電網(wǎng)各抽水蓄能電站水泵啟動均配備兩種模式：靜止變頻器（以下簡稱SFC）啟動和背靠背啟動模式。各電站的控制邏輯略有不同，但基本設計原則一致，下面以廣蓄A廠為例說明電站AGC功能的泵工況控制邏輯，圖3為廣蓄A廠接線簡圖。

泵工況啟動分為以下幾種情況：

4.2.1 啟動一臺機組泵工況

根據(jù)容量設定值計算需要啟動一臺機組泵工況，AGC根據(jù)以下邏輯啟動機組。

第一步：判斷SFC是否在可用狀態(tài)，優(yōu)先使用SFC啟動優(yōu)先權第一且投入AGC功能的機組泵工況；

第二步：若SFC不可用（故障或正在啟動某臺機組時），則使用背靠背模式啟動機組，背靠背模式啟動按照以下步驟：

（1）以母聯(lián)開關為界，將四臺機組分為不跨母聯(lián)開關的兩組，SFC側的1、2號機組為第一組，3、4號機組為第二組。首先判斷第一組的1、2號機組是否均在停機可用狀態(tài)，如果是，則選擇兩臺機組優(yōu)先權低的機組為拖動機拖動優(yōu)先權高的機組啟動泵工況；若1、2號機組有任何一臺不可用或已在運行，則按照以上邏輯選擇第二組的機組啟動泵工況。

圖3 廣蓄A廠接線簡圖Figure 3 Figure of GPSPS A single line diagram

（2）若第一組、第二組機組均不滿足背靠背啟動條件，如均有一臺機組退出AGC或已在泵工況運行，則選擇跨母聯(lián)開關背靠背啟動，選擇可用機組中優(yōu)先權低的機組為拖動機拖動優(yōu)先權高的機組啟動泵工況。

4.2.2 啟動兩臺機組泵工況

根據(jù)容量設定值計算需要同時啟動兩臺機組泵工況，AGC根據(jù)以下邏輯啟動機組。

第一步：判斷SFC是否在可用狀態(tài)，優(yōu)先使用SFC啟動第一組的優(yōu)先權高且投入AGC的機組啟動泵工況；同時選擇第二組的兩臺機組優(yōu)先權低的拖動優(yōu)先權高的機組啟動泵工況。這樣設計可使SFC啟動第一組機組時，不閉合母聯(lián)開關從而占用電氣軸導致另一組的機組無法背靠背啟動。

第二步：若SFC不可用，則按照背靠背啟動邏輯，同時對第一組、第二組的四臺機組發(fā)送背靠背啟動命令，如優(yōu)先權為1234，則同時啟動2號拖1號和4號拖3號進行泵工況。

4.2.3 啟動三臺或四臺機組泵工況

根據(jù)容量設定值計算需要同時啟動二臺機組泵工況，AGC根據(jù)以下邏輯啟動機組。

第一步：按照兩臺機組啟動的方式同時啟動兩臺機組。

第二步：待兩臺機組啟動完畢后，SFC可用時，由SFC根據(jù)剩余兩臺機組的優(yōu)先權逐臺啟動；若SFC不可用，則由剩下的兩臺機組優(yōu)先權低的拖動優(yōu)先權高的機組跨母聯(lián)開關啟動泵工況，當SFC不可用時，全站最多只能啟動三臺機組泵工況。

5 自動調頻模式

南方電網(wǎng)部分抽水蓄能電站設置了自動調頻模式，如廣蓄電站和惠蓄電站[8]，由電站值班人員根據(jù)調度命令進行選擇，當選擇此種模式后，電站監(jiān)控系統(tǒng)將停止接收外部功率設定值命令，而會根據(jù)電網(wǎng)側頻率測量值與50Hz的偏差，采用自適應PI控制規(guī)律計算出當前全廠應承擔的有功出力。以廣蓄電站為例，自動調頻模式計算過程如下：

（1）計算電網(wǎng)頻率偏差。

其中，Δf(t)為當前計算周期的頻率偏差，Gf為頻率偏差增益系數(shù)，廣蓄電站設定為20；fs為頻率設定值50Hz，fm(t)為當前計算周期電網(wǎng)頻率測量值。

（2）計算出Δf(t)后，根據(jù)Δf(t)的絕對值確定自適應系數(shù)a、b的值：

其余情況a=0，b=0，頻率偏差越大，自適應系數(shù)越大。

（3）比例項計算。

其中K(t)為當前計算周期比例項的值，Gg為全局調節(jié)增益系數(shù)，廣蓄設定為5。

（4）積分項計算。

其中dcycle為程序計算周期5s，C為積分常數(shù)，廣蓄設定為50。

（5）計算周期全廠有功目標值。

計算出有功目標值后，根據(jù)機組負荷分配模式進行負荷分配。

6 輔助控制功能

南方電網(wǎng)各抽水蓄能電站結合實際運行維護的需要，在各電站AGC功能中開發(fā)了一些有用的輔助控制功能模塊，本文對其中一些重要的模塊進行介紹。

6.1 蓄能機組工況管理模塊

由于蓄能機組工況繁多，邏輯復雜，某些機組由于機械缺陷或檢修要求，某些工況運行會受到限制，但不是所有工況都無法運行，如某臺機組因為設備缺陷無法運行于水泵工況，但可以運行于發(fā)電工況，以往遇到這種情況，必須由值長現(xiàn)地進行繁瑣的隔離操作，并且該機組需要退出AGC，由電站值班人員手動選擇工況進行控制，操作繁瑣且有誤操作的風險。

工況管理模塊很好地解決了這個問題，該模塊由值班員在上位機人機界面上操作，可對特定機組的特定工況進行閉鎖或解鎖，操作完成后，該機組即可投入AGC控制模式，AGC模塊在各種工況控制時會根據(jù)每臺機組工況閉鎖情況對機組進行控制。如某臺機組水泵工況被選擇閉鎖，AGC在全站發(fā)電工況時，該機組無限制根據(jù)發(fā)電控制邏輯受控，而在全站水泵工況時，AGC則判斷該機組不可用，無須人工干預。

6.2 多調度間負荷轉移模塊

由于南方電網(wǎng)部分電站同時受多調度控制，如廣蓄A廠四臺機組同時由廣東省電力調度中心（以下簡稱廣電）和香港中華電力調度中心（以下簡稱中電）控制，雙調度控制時經常會遇到負荷在兩調度間轉移的問題，以往的轉移操作通常由電站值班人員進行，以廣電轉移150MW負荷給中電為例，操作流程如下：

（1）電站值班員收回全廠處于停機狀態(tài)機組的控制權，避免轉移過程由于程序臨界值計算漏洞導致機組誤啟動；

（2）將中電負荷總設定值上調30MW，待機組運行穩(wěn)定后，再將廣電負荷下調30MW；

（3）待機組運行穩(wěn)定后，繼續(xù)第2步操作，直至150MW負荷全部轉移完畢；

（4）將收回控制權的機組交回調度中心。

以上操作每一步均是對運行中的機組進行，增加了機組的調節(jié)頻率和損耗，而且由于操作復雜，時常導致在操作過程中出現(xiàn)誤開機和誤停機的情況，對電網(wǎng)穩(wěn)定運行帶來不利影響。針對這些情況，電站AGC模塊開發(fā)了多調度間負荷轉移功能，很好地解決了這個問題。在需要進行負荷轉移時，值班人員只需要激活該功能，在彈出的專有操作畫面中輸入兩調度進行負荷轉移后的負荷/容量值即可，控制程序會根據(jù)值班員的輸入值進行計算，若輸入值不等于轉移前兩調度的負荷/容量的總和，則不予執(zhí)行；反之，則按照新的負荷/容量設定值對機組進行控制，全過程無需對機組控制方式及負荷情況進行任何調節(jié)，安全、簡單、可靠。該功能投入運行后再也沒有出現(xiàn)過因為負荷轉移問題導致的機組誤開、誤停、負荷波動等現(xiàn)象，提高了機組的運行穩(wěn)定性。

6.3 AGC故障分析功能

由于蓄能機組投入AGC的判斷條件眾多，且許多條件為組合變量，若因某條件不滿足機組自動退出AGC，從報警信號上較難快速定位故障原因，需要技術人員深入分析控制程序，查找故障原因，延長了機組退備時間。為解決這個問題，南方電網(wǎng)部分抽水蓄能電站配備了AGC故障分析功能，能夠實時檢測機組投入AGC的所有條件狀態(tài)，包括構成組合變量的相關變量的狀態(tài)，并在專門的人機界面顯示，技術人員可在該界面迅速定位某臺導致機組退出AGC的原因，從而減少機組退備時間。

7 結束語

南方電網(wǎng)自第一座抽水蓄能電站廣蓄電站投產以來，經過二十多年的運行、維護，積累了不少抽水蓄能電站的運行維護經驗。各抽水蓄能電站自動發(fā)電控制功能經過不斷的優(yōu)化和完善，更好地適應電網(wǎng)日益嚴格的調峰調頻要求，電站運行智能化不斷提高[9，10]。特別是全國投運時間最長的廣蓄電站，在長時間的運維過程中曾經出現(xiàn)了不少的問題，如機組啟停邏輯紊亂導致機組啟停失?。怀樗r邏輯設置錯誤導致機組無法啟動；機組負荷控制調節(jié)性能不佳，向電網(wǎng)多送或少送負荷等。南方電網(wǎng)公司技術人員不斷解決這些問題，同時也不斷的進行技術創(chuàng)新，蓄能電站自動發(fā)電控制功能不斷地優(yōu)化和完善，形成了一套完善的蓄能電站自動發(fā)電控制的標準功能配置和控制邏輯，后續(xù)在建電站可在此基礎上進行應用和本地優(yōu)化，大大減少了后續(xù)電站控制功能的開發(fā)量，減少了設計風險，更好地履行蓄能電站在電網(wǎng)中調峰填谷、快速響應的職責，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行提供有力支持。