发电厂AGC应用实例分析及优化策略设计

杨 鹏，曾 勇，王凌云

（三峡水力发电厂，湖北省宜昌市 443133）

0 引言

作为现代化电网运行控制的基本技术，自动发电控制（AGC）已成为电网调度运行必备的手段之一。水电机组与火电机组相比具有更加优良的调节特点，有着负荷调节速度更快以及精度较高等优势，正因如此，在电力系统中通常是由水电机组承担着AGC运行的主力，在地区频率控制以及稳定系统电压方面起重要作用，在电网之间联络线潮流当中有着更加明显的经济效益。所以，发电厂投入AGC 运行已是保证电网安全、经济运行的必备条件。

随着特高压电网、交直流输电技术和新能源的快速发展，国内电网结构和电源组成发生了新的变化。风电、光伏作为重要的可再生能源，对我国的能源与环境安全至关重要，但风电、光伏因其随机性和不确定性带来的风电、光伏功率波动，使得原有系统的单侧负荷侧波动转变为现有的“电源+负荷”双侧波动，AGC作为抑制系统功率波动的主要手段将面临双重考验[1]，需考虑大规模风电、光伏并网条件下水电机组AGC协调控制的新策略。另一方面，我国水电资源地理上分布不均，比如金沙江下游河段，就因水量大、落差集中，是金沙江流域乃至长江流域水能资源最丰富的河段。由上至下依次规划建设乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝4 个梯级大型水利枢纽，4 个梯级枢纽总装机容量约4000～4600万kW，年发电量约1960亿kWh，是重要的电源基地[2]。成都和昆明两处调控中心负责对金沙江下游的这四座电站进行远方集控和调度，因其水文联系紧密，AGC需从厂站级提升到流域梯级调度。金沙江流域梯级AGC 在实现梯级电站安全自动运行、负荷调节满足调度要求的基础上，追求实现整个流域梯级效益的最大化，安全、可靠地自动调节电站出力，实时保证电网的电能平衡[3]。这些变化增加了电网调度和控制的复杂程度，对诸如AGC等电网安全经济运行的调度业务支撑提出了新的要求。

本文以某巨型水电站的AGC应用实例为研究对象，分析其存在的一些问题，并提出相应的解决方案。该巨型水电站安装了32台单机容量为70万kW的巨型水轮发电机组，从电气联接上可以分为五个分厂：左一电站、左二电站、右一电站、右二电站、地下电站，除左一电站安装8台机组外，其他四个分站各安装6台机组。根据系统运行情况，左一、左二电站可合母运行，合称左岸电站，右一、右二电站可合母运行，合称右岸电站。每一个分站均由独立的AGC控制，包括左、右岸的分、合母，总计7种AGC控制，每个分站中AGC控制机组台数在6～14之间。这么一座巨型体量的电站，其调峰量也是相关巨大的，2017年夏季单日配合系统调峰开停机达到40台次，总调峰功率超过该电站总装机容量2250万kW。这样巨大的调峰量如果完全由人工手动逐台机组进行调整，工作量将非常大，且误操作的风险也很高。而AGC可将分站总有功设定自动地、合理地分配到每一台机组，且其不存在误操作的风险，在大容量的调峰操作中发挥了重要作用。

1 发电计划小范围变化时有功调整时机选择优化

该电站发电计划调度曲线文件中包含有功曲线，有功曲线由96个设定值点组成，每隔15min有一个设定值点。AGC联控程序把15min的步长分解为15个1min步长来调节。AGC联控程序首先计算相邻两设定值点间的差值，并把差值15等分，把差值平均分配到15分钟去，为两设值点中的每一分钟计算一个设定值。若任一分钟的设定值与前一次有效设定值的差值大于50MW（有功死区），则这1min的设定值就会被提前40s分配给机组，同时这一设定值也变成有效设定值。第15min的设定值无论与上一个有效设定值的差值是否大于50MW都会被分配。

在这种设定下，如果发电计划的两个相邻设定值点差值较小，AGC的自动调整就显得不够平滑。如图1所示，以0：00～0：15分站总有功由2700MW上调至2750MW（调节量50MW）为例，曲线2是按发电计划以绝对平滑分布的有功曲线，曲线1是按当前的AGC联控程序下发策略进行的实际下发。按当前策略，会将这15min的有功变化量50MW平均分成15等分，然而在最后1min之前，每一分钟的设定值与0：00的差值都小于50MW（有功死区），因此这15min上调的50MW只会在最后1min提前40s（即0：14：20）下发。由图1可见，按目前的AGC策略，下发值和理想的有功调整偏差较大。这样会造成以下后果：

（1）计划发电量与实际发电量偏差，如图1所示，曲线1和曲线2之间的面积相当于计划发电量和实际发电量之间的偏差；

（2）该电站为国调直调电厂，国调对该电站各分站实际出力与发电计划之间的偏差限制在20MW以内。如图1所示，曲线4、曲线5分别为国调允许实际实时有功的上、下限。从图中可以看出，若按目前的AGC控制策略，在0：06左右，该分站的实际有功将超出国调许可范围。

针对这种情况，经实际运行经验，建议在原来的控制策略基础上，增加：若发电计划的两个相邻点之间的差别小于100MW，则以3min为周期，每一周期的设定值无论与上一个有效设定值的差值是否大于50MW（有功死区）都下发。这样实际的调节结果如图1中的曲线3所示，该区间内的发电量非常接近于计划发电量，且不会超出许可范围。

2 安全稳定装置允切机组参与AGC调节策略优化

该电站安全稳定装置为国调直调设备，为了满足系统动态稳定要求，该电站左、右岸安控装置允切机组的出力下限要求分别是650MW和620MW。为防止安控允切机组的有功低于该下限值，该电站右岸监控系统中，安控允切机组作为AGC单机投入的闭锁条件，不能投入AGC联控。这给调峰过程带了不必要的麻烦，且会导致分站AGC调节失败。下文以实例进行说明。

该电站某一分站共6台机，某一水头下，各台机组可在530～700MW之间稳定运行，则AGC可对投入联控的机组在530～701MW之间进行调节，有两台机组是安控允切机组，未投入AGC。以0：00～0：15分站总有功由3200MW上调至3500MW进行分析，按照该电站AGC下发策略，该分站的总有功下发指令列表如表1所示。

表1 单站出力由3200MW上调至3500MW时的指令下发列表Table 1 The order listduringthe output powerofasingle station increasing from 3200MW to 3500MW

这时，安控允切的机组不能投入AGC的弊端就显现出来：

（1）运行值班人员需要时刻关注AGC的调节指令，因3500MW需要所有并网运行的5台机组全部满发，运行人员必须在合适的时机将两台因安控允切而未能投入联控的机组手动调节至700MW。本来AGC是用来降低人员劳动强度的，现在却需要人为配合AGC调节，增加了人员的劳动强度；

（2）单个分站AGC的调节上限为：联控机组的出力上限+未投联控机组的实时出力，单个分站AGC的调节下限为：联控机组的出力下限+未投联控机组的实时出力。在本例中，该分站AGC的调节上限为：700×3+两台未投联控机组的出力总和。然而在实际运行中，即使将2台未投入AGC的机组有功设定为700MW，由于正常的功率波动，亦无法保证该两台机组的实际出力为700MW，造成该分站AGC的调节上限达不到3500MW，这就意味着3500MW不能成功下发，该分站的出力会维持在上一次的下发值3440MW。

安控允切的机组不是不能参加AGC调节，而是其调节下限不得低于允许值。针对这种情况，应该去掉安控允切机组不能投入AGC联控的闭锁，并将允切机组投入AGC之后的单机调节下限值由当前水头机组稳定运行的下限值改为当前水头机组稳定运行的下限值与630MW（右岸安控允切机组的国调允许出力下限值620MW，再考虑机组功率的波动，留出裕量）比较后的较大者。这样，在该例中，该分站AGC调节的上限将成为700×5＝3500MW。分站发电计划为所有运行机组满发时的计划曲线不能正常下发的问题便可解决，同时调峰过程中无需人为调节安控允切机组的有功出力。

3 开、停机调峰跨越机组振区策略优化

水轮发电机组因其自身特点，随着运行水头的变化，其稳定运行区也会发生变化，运行规程规定：水轮发电机组开、停机过程中应迅速穿越振动区，正常运行时不应运行在禁止运行区，不得长时间运行在限制运行区。受这一特点限制，水轮发电机组并网后，需要快速增加机组出力以穿越振动区，这也会造成该机组所在分站的总有功功率迅速上升，使总有功功率偏离发电计划，此时AGC会调节该分站其他联控机组将分站总有功向设定值进行调节，但调节初期往往存在分站总有功率功无法调节到AGC下发值的情况，这是因为新的机组并网后，该站的AGC调节上、下限发生变化，而AGC刚刚下发的值已经不在这个上、下限之内了。假设在某一时刻，机组稳定运行区为600～700MW，0：00～0：15该分站有功自2000MW上调至2600MW，2台机组投入AGC联控，1台机组为安控允切机组，未投联控。按照该电站AGC下发策略，该分站的总有功功率下发指令列表如表2所示。

按发电计划，0：02时原来运行的机组已经满发（在此之前安控允切机组须由人工手动调整至700MW），新开的机组亦需要在此时并网，当其并网并投入AGC联控后，该站的AGC调节上、下限发生变化。该电站机组并网后约3min穿越振区到达稳定运行区，即0：05时新并网机组有功600MW，随即其他机组被压低至出力下限（安控允切机组由人工手动提前调整至620MW），调整到位后的该分站有功功率即为该分站的有功功率下限值600×3+620＝2420MW，仍大于此时的AGC曲线设定值2240MW。

表2 单站出力由2000MW上调至2600MW时的指令下发列表Table 2 The order list during the output power of a single station increasing from 2000MW to 2600MW

从图2可以看出，由于新并网机组穿越振区时快速加出力，大概从0：03开始，AGC的设定值已经小于该分站的有功调节下限及实际出力，监控系统会报“有功设置错误”信号，一直到0：10左右，当AGC有功设定值达到该分站的有功调节下限时，该信号才能返回。然而由于水轮发电机组振动区的问题，在调峰过程中这个报警出现的概率很高。

图2 开停机调峰中考虑穿越振动区时的有功调节情况Figure 2 The active power regulation when crossing the vibration zone during units startup and shutdown

解决问题的思路：增加单机允许振动区运行软连片，视需要在机组开机并网后或计划停机前由人工监视和控制，手动投入。该软连片投入后：

3.1 因发电计划增加，开机并网时

（1）新开机组并网后，投入该机组允许振动区运行软连片；

（2）AGC自动将允切机组要求的最低出力值以上出力，以及其他机组稳定区以上出力按一定步长分配给该新并网机组；

（3）负荷曲线下新增加出力自动分配给该新并网机组；

（4）同时可考虑完善负荷曲线分配功能，如下一个点计划出力能够满足所有机组在稳定区运行、安控允切机组出力满足要求（我们的发电计划一般都能满足这个要求），AGC程序按照负荷曲线进行分步调整，当前所有可分配出力全部分配给该新并网机组后，如新并网机组离稳定区还差150MW以内，在新并网机组出力到达上一个有效设定值之后，再次下发一个给定，使新并网机组进入稳定区。然后，再以曲线计划为目标，平稳调整出力。

3.2 因发电计划减少，停机备用时

（1）提前投入该机组允许振动区运行软连片；

（2）安控允切机组出力达到要求最低值、其他机组出力达到稳定区下沿后，优先下调投入该软连片机组出力；

（3）投入允许振动区运行软连片机组出力下调至30MW后，自动退出该软连片；

（4）操作员下发计划停机机组停机令。

该软连片同时设计功能：投入后延时15min自动退出。

4 结束语

随着中国电力工业的高速发展、能源结构和电力互联方式的变化，对发电联合控制的要求也越来越高，确保电网、机组的安全稳定运行和电能的高质量是基本要求。AGC的负荷自动调节功能在调峰过程中可大大降低人员的劳动强度，也可避免人工调节可能出现的计算错误。本文对AGC在水电站调峰中的实际应用中出现的典型问题进行了分析，并提出相应的解决方案，为促进AGC功能的完善提供了新的思路，相应问题的解决也可以提高电力系统运行的自动化水平和促进水电站高效、经济运行。