曹艷明，周浩杰

（雅礱江流域水電開發(fā)有限公司，四川 成都610000）

0 引言

某水電站裝機4 臺，共2 400 MW。根據(jù)電網運行狀況及國家電網西南電力調度控制分中心整體規(guī)劃，為了滿足直調電廠機組參與西南電網AGC 運行調節(jié)的要求，該電站于2017 年5 月完成站內AGC功能試驗，主要包括AGC 人機接口功能測試、單機AGC 保護功能測試、全廠AGC 保護功能測試、全廠聯(lián)合振動區(qū)計算測試、廠內開環(huán)及閉環(huán)功能測試等試驗；2017 年12 月完成西南網調聯(lián)合調試，主要包括網調開環(huán)功能測試、異常工況功能測試、網調閉環(huán)功能測試等試驗；2018 年4 月，該電站配合電網開展西南電網異步運行試驗，考察了AGC 相關功能，并針對試驗后西南網調提出的“針對安控切機電廠，在AGC 控制策略中加入安控運行策略，后期根據(jù)實際調節(jié)效果進行優(yōu)化”的建議；該電站于2018年12 月完成AGC 與安控運行配合策略完善；2019年1 月該電站接入西南備調AGC 主站并完成功能聯(lián)合調試；2019 年2 月該電站AGC 投入西南網調AGC 主站運行。

1 AGC 概述

該電站AGC 系統(tǒng)是基于計算機監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)其功能的，AGC 以全廠總有功實發(fā)值為控制目標，采用功率給定，通過控制全廠機組的有功出力來實現(xiàn)自動發(fā)電控制；AGC 功率給定有定值方式和曲線方式兩種。在定值方式下負荷給定值跟蹤人工輸入的數(shù)值，在曲線方式下給定值跟蹤預先設定的負荷曲線；全廠AGC 功能投入的必要條件是至少有1 臺機組投入AGC，若無機組投入AGC 功能，全廠AGC功能自動退出；AGC 有開環(huán)和閉環(huán)兩種調節(jié)模式，開環(huán)方式下AGC 調節(jié)功能不投入，僅具備運算功能。開環(huán)方式下的AGC 分配值僅具備指導作用，可作為運行參考和檢驗AGC 分配功能正常與否的判斷依據(jù)。只有在閉環(huán)方式下監(jiān)控系統(tǒng)上位機PID 調節(jié)模塊才會采用AGC 分配值進行負荷分配和調節(jié)；AGC采用小負荷分配和等比例分配策略進行有功分配。

（1）AGC 等比例分配方式

n：n臺參與AGC 的機組

Pimax：參加AGC 的第i臺機組在當前水頭下最大出力；參加AGC 的各臺機組當前水頭下最大出力之和；

Pi：AGC 分配到第i臺參加AGC 機組的有功功率。

（2）AGC 小負荷分配方式

當相鄰兩次電網調度設值差值較小時，可選擇1 臺機組進行小負荷調整，若1 臺機組進行小負荷調整，不能滿足要求，可再增加1 臺機組參與調整。

當小負荷分配方式投入時，AGC 對滿足小負荷門檻值的負荷分配采用單獨策略：當相鄰2 次調度中心下發(fā)值差值在小負荷分配差值范圍內，可選擇1 臺機組進行小負荷調節(jié)，若1 臺機組進行小負荷調節(jié)，不能滿足要求，可再增加1 臺參與調節(jié)。若有功設定值變化超過小負荷門檻值，AGC 采用等比例分配策略：將負荷按相等比例平均分配給各機組調節(jié)，同時考慮機組耗水率、機組安控投退、振動區(qū)和機組負荷波動大小等因素。

2 AGC 與安控系統(tǒng)運行配合邏輯優(yōu)化

2.1 該電站安控系統(tǒng)介紹

該電站安控系統(tǒng)目前與錦蘇±800 kV 特高壓直流輸電網和川電東送500 kV 特高壓交流輸電網兩個安控主系統(tǒng)實現(xiàn)聯(lián)網運行，并同時接收執(zhí)行來自錦蘇直流安控系統(tǒng)和川電東送安控系統(tǒng)的聯(lián)切命令。其中，該電站錦蘇直流安控裝置作為錦屏－蘇南±800 kV 特高壓直流輸電工程送端電網安控系統(tǒng)及復龍-錦屏安控系統(tǒng)的組成部分，接收執(zhí)行錦屏換流站、復龍站協(xié)控裝置發(fā)來的切機令，根據(jù)策略表切除該電站機組，具有高周切機、過載切機、失步解列功能；該電站川電東送安控裝置作為川電東送500 kV 特高壓交流輸電工程送端電網安控系統(tǒng)的組成部分，接收執(zhí)行洪溝站發(fā)來的切機令，切除該電站機組。

2.1.1 錦蘇直流安控裝置切機原則

（1）所有的策略均執(zhí)行按臺數(shù)切機，非按容量切機原則。

（2）錦蘇直流安控裝置采取按臺數(shù)切機最多可切除該電站3 臺機組（4 臺機運行時）。

（3）復龍站協(xié)控裝置可切除該電站1 臺機組。

（4）在復龍協(xié)控通道投入時，切機機組出力不得低于300 MW。

（5）正常方式下，該電站運行機組中安排1 臺計劃出力最低的機組不投切機壓板，其余運行機組投切機壓板。

2.1.2 川電東送安控裝置切機原則

（1）川電東送安控裝置最多切2 臺機。

（2）當3 臺機及以下運行時，保留1 臺機不切，投入其余運行機組的允切和出口壓板。

（3）當4 臺機運行時，保留2 臺機不切，投入其余運行機組的允切和出口壓板。

2.2 AGC 與安控運行配合邏輯優(yōu)化

2.2.1 AGC 與安控運行配合策略要求

（1）并網運行機組中選擇一臺計劃出力最低的機組不投切機壓板，其余運行機組均投切機壓板。

（2）復龍-錦屏-宜賓安控系統(tǒng)投運方式下，投切機壓板的機組單機出力≥300 MW。

2.2.2 優(yōu)化方式

（1）設置安控切機“投退”軟壓板

因安控裝置無法將機組切機壓板狀態(tài)送至監(jiān)控系統(tǒng)，監(jiān)控系統(tǒng)無法判斷當前機組安控切機的投退狀態(tài)，因此，在監(jiān)控系統(tǒng)上位機內為每臺機組設置一個機組“安控投入退出標志”軟壓板，人工手動操作此壓板與安控實際壓板狀態(tài)保持一致，并將此壓板狀態(tài)送至AGC，用于負荷分配和狀態(tài)顯示；投入時，按照先投入軟壓板，后投入實際壓板的順序操作；退出時，按照先退出實際壓板，后退出軟壓板的順序操作。

（2）增加全廠“安控投入后機組最小限值啟用標志”

在全廠開關量中增加一個軟壓板（1：代表當前處于復龍-錦屏-宜賓安控系統(tǒng)投運方式，0：代表當前處于其他運行方式下），當軟壓板置1，由腳本自動綜合判斷，判斷條件為當前處于復龍-錦屏-宜賓安控系統(tǒng)投運方式下，則安控投入后機組最小限值功能啟用。

（3）增加機組“安控投入后機組最低限值”參數(shù)

為便于后期維護，設置人工設值界面。

（4）完善安控投入且啟用最小限值標志的機組的出力下限

當機組“安控投入退出標志”標記為1，且全廠“安控投入后機組最小限值啟用標志”為1，進行最小限值分配策略，即以“安控投入后機組最低限值”作為機組出力下限。

（5）完善負荷分配策略

目前該電站投入AGC 的機組只有1 臺不投切機壓板，且該機組出力應不高于其他機組，故AGC按照機組可調容量、振動區(qū)及比例分配等原則，先計算出所有可能的出力分配組合，在所有投入AGC 的機組中遍歷機組“安控投入退出標志”標記，選擇第1 個出現(xiàn)未投入安控的機組，篩選出該機組分配出力不高于其他機組的組合，在篩選出的組合中再按照原AGC 策略選出最優(yōu)分配。

3 AGC 與一次調頻、網頻調節(jié)策略優(yōu)化

3.1 AGC 與一次調頻配合策略優(yōu)化

機組AGC 與一次調頻相互協(xié)調，一次調頻動作期間不閉鎖AGC，當一次調頻動作期間接收到新的AGC 調節(jié)指令后，機組執(zhí)行新的AGC 指令；若在AGC 調節(jié)過程中，且一次調頻動作，則AGC 和一次調頻同時調節(jié)。

全部機組投入AGC，全廠總有功設定值不變，則AGC 分配策略不變，AGC 調節(jié)到位后，如果一次調頻動作，AGC 不進行調節(jié)。

部分機組投入AGC，如果一次調頻動作，引起全廠總有功實測值變化至0.5 倍調整死區(qū)之外，此時全廠總有功設定值不變，但機組有功實測值發(fā)生改變，則AGC 分配策略發(fā)生改變，會重新分配下發(fā)機組設定值，此時AGC 會進行調節(jié)。

3.2 AGC 與電網頻率配合策略優(yōu)化

若緊急調頻下限設值與額定頻率給定門檻值下限一致，當電網頻率低于額定頻率給定門檻下限時，電網AGC 主站不下發(fā)減負荷指令，電站側不執(zhí)行AGC 減負荷指令。

若緊急調頻上限設值與額定頻率給定門檻值上限一致，當電網頻率高于額定頻率給定門檻上限時，電網AGC 主站不下發(fā)加負荷指令，電站側不執(zhí)行AGC 加負荷指令。

4 特殊工況下AGC 小負荷分配策略與安控系統(tǒng)運行配合邏輯優(yōu)化

4.1 特殊工況簡介

2019 年2 月22 日15：27，調 度 下 發(fā)“西 南網調一104 通道下發(fā)遙調：全廠有功設定值（西南調度下發(fā)）操作成功，設值1 465.79”，檢查1、3、4 號 機AGC 有 功 分 配 值 分 別 為488.598 MW、488.598 MW、488.598 MW，保留機組4 號機（調節(jié)前實發(fā)值246.094 MW）穿越振動區(qū)向上調節(jié)，安控切機機組1 號機（調節(jié)前實發(fā)值593.887 MW）、3 號機（調節(jié)前實發(fā)值590.456 MW）向下調節(jié)。當1、3、4 號機AGC 有功實發(fā)值分別調整到492.525 MW、458.775 MW、510.019 MW 時（此時AGC 還未調整到位，部分機組出現(xiàn)超調），調度AGC 主站又下發(fā)全廠有功設定值1 477.1 MW，機組按照小負荷分配原則重新分配，此時1、3、4 號機AGC 有功分配值分別為491.200 MW、476.289 MW、509.7 MW。此特定工況下的AGC 分配方式不合理，導致保留機組4 號機所帶的負荷比安控切機機組的高，不滿足該電站AGC與安控運行策略的配合邏輯中保留機組應帶最小負荷的要求。

4.2 AGC 小負荷分配策略邏輯優(yōu)化

4.2.1 原因分析

小負荷邏輯在實發(fā)值的基礎上進行增減負荷。如果出現(xiàn)上述工況（保留機組超調同時調度下發(fā)小負荷設定值）時，選擇其中1 臺投切機壓板機組在當前實發(fā)值的基礎上增加負荷，而其他機組包括保留機組分配值跟蹤當前實發(fā)值，從而出現(xiàn)了保留機組所分配的負荷高于切機壓板機組。

4.2.2 完善AGC 小負荷分配策略

將AGC 小負荷分配設定為2 種分配邏輯。

邏輯1：現(xiàn)有的小負荷分配邏輯，按照實發(fā)值模式的小負荷分配邏輯，邏輯如下：

（1）將 各 機 組 的 實 發(fā) 值pGENAGVC[i]-＞P 賦值給Preal[i]：

（2）在原實發(fā)值的基礎上，進行小負荷增減。將小負荷增加或減少到優(yōu)先權高的機組上：

pGENAGVC[i]-＞Pgen=Preal[i]+f loattmp。

邏輯2：在設定值的基礎上進行增減負荷。邏輯如下：

（1）將各機組的分配值pGENAGVC[i]-＞Pgen 賦值給Preal[i]：

（2）在原設定值的基礎上，進行小負荷增減：

AGC 小負荷分配邏輯調用原則：首先判斷當前是否需要與安控配合，如果不需要與安控配合則執(zhí)行小負荷邏輯1；如果需要與安控配合則再進行判斷，當保留機組負荷高于其他切機機組時，執(zhí)行小負荷邏輯2，按照設定值模式執(zhí)行，以保證保留機組分配值不高于其他切機機組，當保留機組負荷不高于其他切機機組時，下發(fā)小負荷就執(zhí)行小負荷邏輯1。

5 結語

隨著電網輔助服務的加強，AGC 投運率將是重要的一項考核指標，AGC 異常運行既降低了電站自動化水平，同時又面臨被電網考核的風險。本文主要針對該電站AGC 運行期間出現(xiàn)的AGC 與安控系統(tǒng)策略配合矛盾、AGC 與一次調頻配合矛盾、在特殊工況下AGC 小負荷分配與安控系統(tǒng)策略配合矛盾等問題進行了策略優(yōu)化研究。優(yōu)化之后，該電站AGC 整體運行安全穩(wěn)定，未再出現(xiàn)AGC 分配與其他系統(tǒng)策略不匹配等問題，在保障設備安全穩(wěn)定運行等方面發(fā)揮了重要的作用。隨著中國電力工業(yè)的高速發(fā)展、能源結構和電力互聯(lián)方式的變化，對發(fā)電聯(lián)合控制的要求也越來越高，AGC 也將隨著工業(yè)4.0時代的到來，逐步推進和發(fā)展，后續(xù)將在AGC 策略優(yōu)化方面繼續(xù)研究探索。