王振羽，孟繁欣，徐 麟

（1.松江河水力發(fā)電有限公司豐滿大壩重建工程建設(shè)局，吉林吉林 132013；2.南瑞集團(tuán)（國網(wǎng)電力科學(xué)研究院）有限公司，南京 211106）

0 引 言

近年來間歇性新能源快速發(fā)展和廣域大電網(wǎng)互聯(lián)，電網(wǎng)安全運(yùn)行控制的復(fù)雜性顯著增加，電網(wǎng)的調(diào)峰、調(diào)頻、事故備用和黑啟動能力面臨著新的挑戰(zhàn)。迫切需要深化研究自動模式下的水電機(jī)組發(fā)電控制技術(shù)，進(jìn)一步提高水電機(jī)組運(yùn)行的可靠性、安全性和源網(wǎng)協(xié)調(diào)能力，充分發(fā)揮水電機(jī)組對電網(wǎng)大規(guī)模資源優(yōu)化配置和安全運(yùn)行的支撐作用，為水電廠現(xiàn)場無人值班、關(guān)門運(yùn)行打下堅實基礎(chǔ)［1，2］。

自動發(fā)電控制（Automatic Generation Control，簡稱AGC）已廣泛應(yīng)用于水電廠控制領(lǐng)域，它在水電機(jī)組發(fā)電控制的基礎(chǔ)上，以迅速、經(jīng)濟(jì)的方式自動調(diào)整水電廠總有功功率來滿足電力系統(tǒng)的需要。目前需要啟停機(jī)組時，多由運(yùn)行值班人員啟動相應(yīng)控制流程，實現(xiàn)機(jī)組并網(wǎng)或解列后，再由AGC 根據(jù)當(dāng)前運(yùn)行機(jī)組組合完成機(jī)組間的負(fù)荷分配。該過程未實現(xiàn)AGC 的自動模式，究其原因，自動啟停機(jī)組需有提前時間，啟停過程異常需有可靠的應(yīng)對措施，啟停過程需減輕對電網(wǎng)的沖擊，啟停過程與頻率控制需協(xié)調(diào)配合。只有上述問題都得到有效解決，才能保證自動模式下的水電機(jī)組發(fā)電控制的可靠性。

水電機(jī)組開停機(jī)成功率是水電廠可靠運(yùn)行的一個重要指標(biāo)［3］，是自動模式下AGC控制的重要技術(shù)條件。對于AGC控制過程來說，自動開停機(jī)不成功的原因包括控制指令丟失和控制過程執(zhí)行受阻兩大類?？刂浦噶顏G失指AGC 控制發(fā)出開停機(jī)指令，但機(jī)組LCU 未執(zhí)行相應(yīng)開停機(jī)流程。控制過程執(zhí)行受阻分為開機(jī)過程受阻和停機(jī)過程受阻。由于同期失敗、起勵失敗等原因造成機(jī)組無法并網(wǎng)成功，為開機(jī)過程受阻；由于減負(fù)荷失敗、出口開關(guān)不能正常分閘等原因造成機(jī)組無法解列成功，為停機(jī)過程受阻?，F(xiàn)有AGC 和一次調(diào)頻的協(xié)聯(lián)控制多采用如下策略［4-8］：AGC 控制指令無變化時，以一次調(diào)頻動作為主；AGC 控制有新指令時，以AGC 控制指令為主，無論一次調(diào)頻是否動作。

之前的研究多集中于開停機(jī)的機(jī)組數(shù)量、機(jī)組組合和機(jī)組優(yōu)先級問題，對開停機(jī)過程控制的可靠性技術(shù)未予研究?，F(xiàn)有AGC 和一次調(diào)頻的協(xié)聯(lián)控制策略也無法適用于負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停過程。本文研究了自動模式下水電機(jī)組發(fā)電控制的設(shè)計方法，通過實現(xiàn)負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停模式下的提前開停機(jī)，平衡啟停過程對電網(wǎng)及電站的影響，實現(xiàn)源網(wǎng)協(xié)調(diào)的優(yōu)化；通過與一次調(diào)頻協(xié)聯(lián)控制，充分發(fā)揮水電機(jī)組對電網(wǎng)大規(guī)模資源優(yōu)化配置和安全運(yùn)行的支撐作用。

1 自動模式下AGC 控制的設(shè)計原則和體系結(jié)構(gòu)

自動模式下的AGC控制過程應(yīng)滿足以下設(shè)計要求：

（1）通過負(fù)荷計劃曲線提前獲取下一計劃點的負(fù)荷值，為提前開停機(jī)創(chuàng)造必要條件。

（2）發(fā)電機(jī)組按96 點負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停模式，其平滑啟停階段應(yīng)躲過機(jī)組振動區(qū)，且盡量減少機(jī)組動作次數(shù)。

（3）一次調(diào)頻優(yōu)先。

自動模式下AGC控制的體系結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 自動模式下AGC控制的體系結(jié)構(gòu)Fig.1 Architecture of AGC control in automatic mode

2 自動模式下AGC控制的關(guān)鍵技術(shù)

如圖2 所示，自動模式下的水電站AGC 控制，包括以下關(guān)鍵技術(shù)步驟：

圖2 自動模式下AGC控制的流程圖Fig.2 Flow chart of AGC control in automatic mode

步驟1，基于機(jī)組組合計算結(jié)果，選擇機(jī)組提前開機(jī)或停機(jī)；

步驟2，按負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停模式執(zhí)行機(jī)組開機(jī)或停機(jī)過程；

步驟3，機(jī)組開機(jī)或停機(jī)過程中，與一次調(diào)頻協(xié)聯(lián)控制；

步驟4，若機(jī)組開機(jī)或停機(jī)過程異常，轉(zhuǎn)入相應(yīng)的異常處理。

2.1 提前開機(jī)或停機(jī)

自動模式下，下一個計劃點（每15 min 一個計劃點）需要多臺機(jī)組開機(jī)或停機(jī)時，為防止開停機(jī)過程對電網(wǎng)造成沖擊，通常間隔時間提前安排機(jī)組依次開機(jī)或停機(jī)。一個計劃點需開停機(jī)的機(jī)組數(shù)一般不超過3臺。具體算法流程如圖3所示。

圖3 提前開停機(jī)的流程圖Fig.3 Flow chart of early start-up and shutdown

2.2 負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停

在機(jī)組提前啟停的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步實現(xiàn)發(fā)電機(jī)組按負(fù)荷計劃曲線96點斜率平滑啟停過程，其平滑啟停階段應(yīng)躲過機(jī)組振動區(qū)。具體算法流程如圖4所示。

圖4 負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停模式流程圖Fig.4 Ramp smooth start-stop mode flow chart

2.3 與一次調(diào)頻協(xié)聯(lián)控制

上述啟停模式下，每分鐘電站有功功率設(shè)定值都有變化，需重點考慮與一次調(diào)頻的配合，以保證一次調(diào)頻作用的正常發(fā)揮。

因此機(jī)組開機(jī)或停機(jī)過程中，與一次調(diào)頻協(xié)聯(lián)控制的過程為：

（1）計劃曲線不變時段且一次調(diào)頻動作過程中，不執(zhí)行任何操作；

（2）計劃曲線開停機(jī)時段，一次調(diào)頻高頻動作過程中，閉鎖開機(jī)操作，停機(jī)過程不受影響。一次調(diào)頻低頻動作過程中，閉鎖減負(fù)荷操作和停機(jī)操作，開機(jī)過程不受影響；

（3）計劃曲線變負(fù)荷時段，一次調(diào)頻高頻動作過程中，閉鎖增負(fù)荷操作，減負(fù)荷操作時按負(fù)荷計劃曲線斜率平滑獲取電站有功功率設(shè)定值，與一次調(diào)頻引起的出力調(diào)整疊加。一次調(diào)頻低頻動作過程中，閉鎖減負(fù)荷操作，增負(fù)荷操作時同樣獲取電站有功功率設(shè)定值，與一次調(diào)頻引起的出力調(diào)整疊加。一次調(diào)頻動作信號復(fù)歸后，負(fù)荷操作閉鎖信號保持預(yù)定時間后自動解鎖，恢復(fù)相應(yīng)的增減負(fù)荷操作，預(yù)定時間定為1min。

2.4 自動開停機(jī)的異常處理

（1）若機(jī)組開機(jī)過程異常，轉(zhuǎn)入相應(yīng)的異常處理過程為：①對于停機(jī)工況的機(jī)組，將滿足機(jī)組開機(jī)條件作為該機(jī)組AGC投入的必要條件；②設(shè)置開機(jī)過程標(biāo)記和停機(jī)過程標(biāo)記參數(shù)。AGC 控制發(fā)出開機(jī)令后預(yù)定時間內(nèi)，機(jī)組LCU 未返回開機(jī)過程標(biāo)記的信號時，告警提示并自動選擇其他機(jī)組開機(jī)，預(yù)定時間定為15 s；③對于開機(jī)并網(wǎng)失敗即掛起的流程，開機(jī)過程標(biāo)記復(fù)歸，但機(jī)組未達(dá)到并網(wǎng)態(tài)時，告警提示并自動選擇其他機(jī)組開機(jī)；④對于開機(jī)并網(wǎng)失敗即自動轉(zhuǎn)停機(jī)的流程，機(jī)組LCU 返回機(jī)組停機(jī)過程標(biāo)記的信號時，告警提示并自動選擇其他機(jī)組開機(jī)。

（2）若機(jī)組停機(jī)過程異常，轉(zhuǎn)入相應(yīng)的異常處理過程為：①對于發(fā)電工況的機(jī)組，將不滿足機(jī)組停機(jī)條件作為該機(jī)組停機(jī)優(yōu)先級的重要減分項；②設(shè)置停機(jī)過程標(biāo)記參數(shù)。AGC 控制發(fā)出停機(jī)令后預(yù)定時間內(nèi)，機(jī)組LCU 未返回停機(jī)過程標(biāo)記的信號時，告警提示并自動選擇其他機(jī)組停機(jī)，預(yù)定時間定為15 s；③停機(jī)過程受阻時，該機(jī)組自動轉(zhuǎn)緊急事故停機(jī)流程。

3 工程應(yīng)用與討論

相關(guān)研究成果已應(yīng)用于豐滿重建工程及溧陽、績溪等抽水蓄能電站，為保障電網(wǎng)安全和節(jié)能減排提供了重要支撐。

3.1 負(fù)荷計劃曲線的可靠性措施

電站負(fù)荷計劃曲線是自動模式下的主要控制指令來源，通常由96 個有功功率計劃點組成。上級電力調(diào)度機(jī)構(gòu)定時下發(fā)第二天負(fù)荷計劃曲線，也可根據(jù)調(diào)度需要即時更新當(dāng)天負(fù)荷計劃曲線。負(fù)荷計劃曲線應(yīng)真實、準(zhǔn)確、完整，滿足以下設(shè)計要求：①負(fù)荷計劃曲線（含當(dāng)天和第二天）更新時，需人工核實確認(rèn)。②第二天負(fù)荷計劃曲線需按時更新，即使計劃值沒有發(fā)生變化。③負(fù)荷計劃曲線過零點切換應(yīng)無擾動。④應(yīng)用服務(wù)器主站時鐘應(yīng)和標(biāo)準(zhǔn)鐘保持一致。

針對上述設(shè)計要求的技術(shù)措施包括：

（1）設(shè)置電站今日曲線、電站明日曲線、調(diào)度今日曲線、調(diào)度明日曲線等四類曲線。計劃曲線（含當(dāng)天和第二天）更新時，相應(yīng)數(shù)據(jù)寫入調(diào)度今日曲線或調(diào)度明日曲線。自動檢測對應(yīng)的電站曲線和調(diào)度曲線，如兩者存在差異，報警并經(jīng)人工核實確認(rèn)后，調(diào)度今日曲線可復(fù)制成電站今日曲線，調(diào)度明日曲線可復(fù)制成電站明日曲線。如果第二天負(fù)荷計劃曲線的96 個計劃點均為零，經(jīng)人工核實確認(rèn)為合理運(yùn)行方式后（如送出線路檢修或庫區(qū)維護(hù)等工作時），可自動進(jìn)入全零計劃運(yùn)行方式。

（2）設(shè)置電站明日曲線更新標(biāo)記、更新預(yù)警時刻和更新保護(hù)時刻三個參數(shù)。調(diào)度明日曲線經(jīng)人工核實確認(rèn)生效的，明日曲線更新標(biāo)記置1；第二天負(fù)荷計劃曲線更新，計劃值沒有發(fā)生變化的，明日曲線更新標(biāo)記也置1；預(yù)警時刻更新標(biāo)記為0，告警提示；在保護(hù)時刻更新標(biāo)記仍為0，出于安全考慮，退出電站AGC控制。

（3）設(shè)置第一過零點切換時刻（缺省為23∶56∶00）和第二過零點切換時刻（缺省為00∶04∶00）兩個參數(shù)。電站明日曲線的數(shù)據(jù)，前95個計劃點在當(dāng)天第一過零點切換時刻復(fù)制到電站今日曲線；過零點后，最后一個計劃點在第二天第二過零點切換時刻復(fù)制到電站今日曲線，實現(xiàn)計劃曲線過零點無擾動切換。

（4）設(shè)置時鐘偏差預(yù)警閾值（缺省為1 min）和保護(hù)閾值（缺省為5 min）兩個參數(shù)。自動檢測應(yīng)用服務(wù)器主站時鐘與標(biāo)準(zhǔn)鐘的偏差，當(dāng)時鐘偏差超過預(yù)警閾值時，告警提示；當(dāng)時鐘偏差超過保護(hù)閾值時，出于安全考慮，退出電站AGC控制。

3.2 實例分析與討論

自動模式AGC 控制與傳統(tǒng)AGC 控制的技術(shù)指標(biāo)對比如表1所示。

表1 自動模式AGC控制與傳統(tǒng)AGC控制的技術(shù)指標(biāo)對比Tab.1 Technical indicator comparison between AGC control in automatic mode and conventional AGC control

圖5 至圖9 為自動模式下的典型AGC 控制過程。圖5 為電站6 臺機(jī)組的負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停模式下的開機(jī)過程，每15 min 時段完成一至兩臺機(jī)組開機(jī)，其中第4、5 臺機(jī)組在同一個開機(jī)時段依次開機(jī)。該過程負(fù)荷指令設(shè)定值按斜率平滑模式遞增，在第1臺機(jī)組開機(jī)時段初始階段，全廠負(fù)荷實際值落后于設(shè)定值，到達(dá)提前開機(jī)時刻后，第1臺機(jī)組開機(jī)并網(wǎng)后帶基荷，此時全廠負(fù)荷實際值領(lǐng)先于設(shè)定值，當(dāng)設(shè)定值持續(xù)遞增超過基荷時，全廠負(fù)荷實際值開始跟蹤設(shè)定值并趨于一致。在其他機(jī)組開機(jī)時段初始階段，仍存在全廠負(fù)荷實際值落后于設(shè)定值的“下缺口”，但到達(dá)提前開機(jī)時刻后，全廠負(fù)荷實際值即開始跟蹤設(shè)定值并趨于一致，不會出現(xiàn)全廠負(fù)荷實際值領(lǐng)先于設(shè)定值的“上缺口”。非首臺機(jī)組開機(jī)過程之所以不會出現(xiàn)“上缺口”，是由于其他發(fā)電機(jī)組的負(fù)荷回調(diào)補(bǔ)償作用。通過盡量增大非首臺機(jī)組的提前開機(jī)時間，可減小非首臺機(jī)組開機(jī)過程的“下缺口”，使整個開機(jī)過程全廠負(fù)荷實際值盡可能地擬合設(shè)定值，達(dá)到最佳的開機(jī)過程平滑效果。

圖5 發(fā)電開機(jī)全廠負(fù)荷曲線Fig.5 Power generation start-up load curve

圖6 為電站6 臺機(jī)組的負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停模式下的停機(jī)過程，每15 min時段完成一至兩臺機(jī)組停機(jī)，其中第2、3臺機(jī)組在同一個停機(jī)時段依次停機(jī)。負(fù)荷指令設(shè)定值按斜率平滑模式遞減，在停機(jī)時段初始階段，全廠負(fù)荷實際值與設(shè)定值保持一致遞減，到達(dá)提前停機(jī)時刻后，相應(yīng)機(jī)組停機(jī)解列，全廠負(fù)荷實際值先于設(shè)定值達(dá)到該考核時段的計劃點值，出現(xiàn)“下缺口”。通過盡量減小機(jī)組的提前停機(jī)時間，可減小機(jī)組停機(jī)過程的“下缺口”，使整個停機(jī)過程全廠負(fù)荷實際值盡可能地擬合設(shè)定值，達(dá)到最佳的停機(jī)過程平滑效果。

圖6 發(fā)電停機(jī)全廠負(fù)荷曲線Fig.6 Power generation shutdown load curve

圖7 為發(fā)電開機(jī)頻率閉鎖過程，高頻信號先于提前開機(jī)時刻動作，致使到達(dá)提前開機(jī)時刻后該機(jī)組開機(jī)閉鎖，直至高頻信號復(fù)歸，該機(jī)組才自動開機(jī)。

圖7 發(fā)電開機(jī)頻率閉鎖Fig.7 Power generation start-up frequency blocking

圖8 為發(fā)電升負(fù)荷頻率閉鎖過程，高頻信號晚于提前開機(jī)時刻動作，致使該機(jī)組開機(jī)并網(wǎng)后帶基荷，當(dāng)設(shè)定值持續(xù)遞增超過基荷時，全廠負(fù)荷實際值未能跟蹤設(shè)定值并趨于一致，即升負(fù)荷過程閉鎖，直至高頻信號復(fù)歸1 min 后，該機(jī)組恢復(fù)升負(fù)荷。

圖8 發(fā)電升負(fù)荷過程頻率閉鎖Fig.8 Load raising frequency blocking

圖9 為發(fā)電降負(fù)荷頻率閉鎖過程，低頻信號在停機(jī)時段初始時刻動作，致使該機(jī)組減負(fù)荷過程閉鎖，直至低頻信號復(fù)歸1 min后，該機(jī)組恢復(fù)減負(fù)荷，到達(dá)提前停機(jī)時刻后自動停機(jī)。

圖9 發(fā)電降負(fù)荷過程頻率閉鎖Fig.9 Load shedding frequency blocking

4 結(jié) 論

本文研究了自動模式下的水電機(jī)組發(fā)電控制技術(shù)，提出了負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停模式下的提前開停機(jī)的算法流程，結(jié)合該啟停模式提出了與一次調(diào)頻協(xié)聯(lián)控制策略以及異常處理策略，達(dá)到最佳的開停機(jī)過程平滑效果的同時，有效改善了開停機(jī)組成功率和負(fù)荷合格率。同時可以得到以下結(jié)論。

（1）通過盡量增大非首臺機(jī)組的提前開機(jī)時間，可使整個開機(jī)過程全廠負(fù)荷實際值盡可能地擬合設(shè)定值，達(dá)到最佳的開機(jī)過程平滑效果。

（2）通過盡量減小機(jī)組的提前停機(jī)時間，可使整個停機(jī)過程全廠負(fù)荷實際值盡可能地擬合設(shè)定值，達(dá)到最佳的停機(jī)過程平滑效果。

（3）在負(fù)荷計劃曲線斜率平滑啟停過程中，一次調(diào)頻功能可正常發(fā)揮作用。