南方电网抽水蓄能电站自动发电控制功能研究与应用

（南方电网调峰调频发电公司，广东省广州市 510650）

0 引言

抽水蓄能电站作为目前世界上最重要的机械储能和调峰调频电源，主要承担调峰、调频、调相和事故备用等任务，是保障电网安全不可或缺的重要组成部分。近年来，随着新能源的大规模接入电网，电网调峰调频压力的逐渐增大，中国两大电网公司国家电网和南方电网都加大了抽水蓄能电站的建设力度。国家电网目前已投运抽水蓄能机组共19070MW，共20座电站；南方电网所辖的广东、广西、云南、贵州、海南五省区，已建成投运广州抽水蓄能电站（8×300MW）、惠州抽水蓄能电站（8×300MW）、清远抽水蓄能电站（4×320MW）、深圳抽水蓄能电站（4×300MW）、海南抽水蓄能电站（3×200MW）等五座电站，总装机容量7880MW，在建抽水蓄能电站两座，分别为梅州抽水蓄能电站（4×300MW）和阳江抽水蓄能电站（3×400MW），到2020年，南方电网投运的抽水蓄能机组总容量将超过10000MW[1-3]。

电站的自动发电控制功能（以下简称AGC）将直接影响电站的运行效率，对于抽水蓄能电站，由于我国起步较晚，最初缺乏电站运维经验，在自动发电控制功能的设计上最初都是借鉴常规水电站控制的经验，但抽水蓄能电站的自动发电控制功能和日常运行维护较常规水电站复杂得多，借鉴的意义有限。且各个电站的控制功能均独自开发，功能设计上差别很大，走了不少弯路。经过多年的积累，南方电网公司已经积累了一定的抽水蓄能电站运维经验，对各个电站的自动发电控制功能进行了不断的改进和完善，形成了一套典型的抽水蓄能电站自动发电控制功能设计方法，可为在建或改造的各个电站提供参考。

本文将结合南方电网所辖的抽水蓄能电站自动发电控制功能，同时结合电站日常运维经验，对抽水蓄能电站自动发电控制功能进行详细论述。

1 AGC功能的组成

抽水蓄能电站AGC功能至少应具备以下功能：

1.1 设定值处理

根据预设的要求，对设定值进行处理，得出可执行的设定值发送至AGC模块执行。

1.2 机组成组发电控制

全站机组成组统一控制，根据设定值和预设的规则选择机组的发电启动和停机，并根据调度的负荷指令，对全厂投入AGC功能的发电工况并网机组进行自动负荷调节。

1.3 机组成组抽水控制

全站机组成组统一控制，根据设定值和预设的规则选择机组的抽水启动和停机，并自动选择机组的启动方式，如静止变频器（SFC）启动或背靠背启动（BTB）。

1.4 自动调频模式

自动跟踪电网的频率变化，自动调节机组的有功出力，稳定电网频率。

1.5 辅助控制功能

结合运维经验开发的功能，如机组工况控制、多调度负荷转移、机组流程故障诊断等。

2 设定值处理

该模块为AGC运行的前置模块，根据控制权的不同接收不同渠道下发的设定值，分为远方控制和本地控制，选择远方控制接收调度侧下发的设定值，选择本地控制则接收电站值班员的设定值，任何时刻只有一个渠道的设定值有效。南方电网各抽水蓄能电站AGC接收的设定值主要有两个：

（1）全站容量设定值：该设定值用于计算全站需要启停的机组台数，该值为正时启动发电工况，该值为负时启动水泵工况。

（2）全站负荷设定值：该设定值用于计算全站需要承担的有功负荷，并根据该值计算各台运行于发电工况的机组所需要承担的有功负荷。

容量和负荷设定值下达有两种方式，容量/负荷曲线模式和实时设定值模式，由电站值班人员根据调度的命令进行选择。选择容量/负荷曲线模式时，AGC模块会根据预先设定的全天各个时段的全站容量/负荷曲线读取相应的容量/负荷设定值作为全站容量/负荷设定；选择实时设定值模式时，AGC模块将根据控制权所在方实时下发的容量/负荷设定值计算全站容量/负荷设定。

南方电网各个电站的选择方式不一，广蓄电站受广东省中调和香港中华电力控制，负荷调节频繁，提前计划性不高，采用实时设定值模式，而惠蓄电站和清蓄电站受南方电网总调控制，负荷调节相对平稳，提前计划性较高，多采用负荷曲线模式。设定值处理模块同时具备数值有效性校验功能，对无效数据给出报警[5-7]。

3 机组成组发电控制

成组发电控制功能主要负责全站投入AGC功能的机组发电工况启停，并接收全站负荷设定值，根据预设的规则对全站并网机组进行负荷调节。南方电网抽水蓄能电站机组成组发电控制主要流程如图1所示。

3.1 成组发电机组启停流程

机组发电工况启停控制流程分为以下几步：

3.1.1 计算全站最多能够启动的机组台数

实时监测电站出线情况，对电站的出线网络结构进行计算，根据采集的各开关状态计算当前电站出线的网络结构，结合电站出线设计最大载流量和安全稳定策略实时计算电站最大允许同时启动的机组台数。如广蓄A厂共有4台额定容量300MW的蓄能机组，但由于出线载流量的限制，如果两回出线有一回退出进行检修，那么AGC模块就会启动限制运行模式，最多只会启动3台机组发电。

图1 成组发电控制流程简图Figure 1 Figure of generation joint control process

3.1.2 检测满足发电工况启动条件的机组

实时监测各台机组的状况，根据预设的机组启动条件判断机组是否能够发电启动，将不满足条件的机组退出AGC模式，并根据预设的条件，如水位或设备缺陷等，计算机组能够承担的最大、最小负荷。

3.1.3 根据容量设定值计算全站需要发电并网的机组台数

全站容量设定值用于计算需要启动的机组台数，以广蓄A厂为例，表1为广蓄A厂接收到不同容量设定值后启动机组的台数，具体启动的机组将会根据预设的机组启停优先权进行确定，优先权最高的机组最先启动，最后停机。南方电网各个电厂由于机组单机容量略有不同，具体的容量启动机组数量也略有不同，但控制逻辑一致。

表1 广蓄A厂容量设定值启动机组台数Table 1 Starting numbers of generation working mode

3.2 成组发电机组负荷调节流程

至少一台机组并网后，AGC根据全站负荷设定值计算各台并网机组需要承担的负荷。全站负荷设定值用于计算各台发电工况并网的机组需要承担的有功负荷。全站负荷设定值经过有效性校验后（如判断该值是否超过全站最大负荷或最小负荷，是否为通信异常数据等），经过负荷分配计算得出各台发电并网机组需要承担的有功负荷。南方电网各电站的负荷分配模式分为平均分配模式和特殊分配模式。

（1）平均分配模式：选择平均分配模式，AGC模块将全站负荷设定值平均分配给各台并网的机组。

（2）特殊分配模式：选择特使分配模式，AGC模块将全站负荷设定值根据预设的特殊算法分配给并网的机组，如广蓄电站和惠蓄电站的经济分配模式，AGC模块根据各台机组当前已带负荷进行评估，按照各台机组导叶调节总幅度最小的方案进行机组间的负荷分配；清蓄电站采用全站负荷变化幅度不大时由单机进行负荷调节的策略。

目前南方电网各电站一般情况下都采用平均分配模式，单机负荷设定计算完成后仍需经过单机负荷设定值校验，如南方电网各电站机组为了避免在振动区长期运行，均设置了单机最小负荷限制，如单机负荷设定值小于最小负荷限制，则以最小负荷限制值为单机负荷目标值。

4 机组成组抽水控制

成组抽水控制为抽水蓄能电站AGC独特的控制方式，用于控制蓄能机组水泵工况运行。目前南方电网无水泵工况负荷可调节的蓄能机组，机组水泵工况并网后负荷设定值自动设为满负荷运行。南方电网抽水蓄能电站机组成组抽水工况控制主要流程如图2所示。

图2 抽水工况控制流程图Figure 2 Figure of pump joint control process

4.1 成组抽水工况设定值处理

机组成组抽水工况启停主要控制流程分为以下几步：

4.1.1 计算全站最多能够启动的机组台数

与发电工况类似，水泵工况同样需要结合电站出线设计最大载流量和安全稳定策略实时计算电站最大允许同时启动的机组台数。如广蓄A厂由于出线载流量的限制，如果两回出线有一回退出进行检修，那么AGC模块就会启动限制运行模式，最多只会2台机组抽水工况运行。同时实时监测各台机组的状况，根据预设的机组启动条件判断机组是否能够水泵工况启动，将不满足条件的机组退出AGC模式。

4.1.2 根据容量设定值计算全站需要启动水泵工况的机组台数

全站容量设定值为负值时，电站启动水泵工况模式，以广蓄A厂为例，表2为广蓄A厂接收到不同容量设定值后启动机组水泵工况的台数。

表2 广蓄A厂容量设定值启动机组 水泵工况台数Table 2 Starting numbers of pump working mode

4.2 成组抽水工况启停控制逻辑

南方电网各抽水蓄能电站水泵启动均配备两种模式：静止变频器（以下简称SFC）启动和背靠背启动模式。各电站的控制逻辑略有不同，但基本设计原则一致，下面以广蓄A厂为例说明电站AGC功能的泵工况控制逻辑，图3为广蓄A厂接线简图。

泵工况启动分为以下几种情况：

4.2.1 启动一台机组泵工况

根据容量设定值计算需要启动一台机组泵工况，AGC根据以下逻辑启动机组。

第一步：判断SFC是否在可用状态，优先使用SFC启动优先权第一且投入AGC功能的机组泵工况；

第二步：若SFC不可用（故障或正在启动某台机组时），则使用背靠背模式启动机组，背靠背模式启动按照以下步骤：

（1）以母联开关为界，将四台机组分为不跨母联开关的两组，SFC侧的1、2号机组为第一组，3、4号机组为第二组。首先判断第一组的1、2号机组是否均在停机可用状态，如果是，则选择两台机组优先权低的机组为拖动机拖动优先权高的机组启动泵工况；若1、2号机组有任何一台不可用或已在运行，则按照以上逻辑选择第二组的机组启动泵工况。

图3 广蓄A厂接线简图Figure 3 Figure of GPSPS A single line diagram

（2）若第一组、第二组机组均不满足背靠背启动条件，如均有一台机组退出AGC或已在泵工况运行，则选择跨母联开关背靠背启动，选择可用机组中优先权低的机组为拖动机拖动优先权高的机组启动泵工况。

4.2.2 启动两台机组泵工况

根据容量设定值计算需要同时启动两台机组泵工况，AGC根据以下逻辑启动机组。

第一步：判断SFC是否在可用状态，优先使用SFC启动第一组的优先权高且投入AGC的机组启动泵工况；同时选择第二组的两台机组优先权低的拖动优先权高的机组启动泵工况。这样设计可使SFC启动第一组机组时，不闭合母联开关从而占用电气轴导致另一组的机组无法背靠背启动。

第二步：若SFC不可用，则按照背靠背启动逻辑，同时对第一组、第二组的四台机组发送背靠背启动命令，如优先权为1234，则同时启动2号拖1号和4号拖3号进行泵工况。

4.2.3 启动三台或四台机组泵工况

根据容量设定值计算需要同时启动二台机组泵工况，AGC根据以下逻辑启动机组。

第一步：按照两台机组启动的方式同时启动两台机组。

第二步：待两台机组启动完毕后，SFC可用时，由SFC根据剩余两台机组的优先权逐台启动；若SFC不可用，则由剩下的两台机组优先权低的拖动优先权高的机组跨母联开关启动泵工况，当SFC不可用时，全站最多只能启动三台机组泵工况。

5 自动调频模式

南方电网部分抽水蓄能电站设置了自动调频模式，如广蓄电站和惠蓄电站[8]，由电站值班人员根据调度命令进行选择，当选择此种模式后，电站监控系统将停止接收外部功率设定值命令，而会根据电网侧频率测量值与50Hz的偏差，采用自适应PI控制规律计算出当前全厂应承担的有功出力。以广蓄电站为例，自动调频模式计算过程如下：

（1）计算电网频率偏差。

其中，Δf(t)为当前计算周期的频率偏差，Gf为频率偏差增益系数，广蓄电站设定为20；fs为频率设定值50Hz，fm(t)为当前计算周期电网频率测量值。

（2）计算出Δf(t)后，根据Δf(t)的绝对值确定自适应系数a、b的值：

其余情况a=0，b=0，频率偏差越大，自适应系数越大。

（3）比例项计算。

其中K(t)为当前计算周期比例项的值，Gg为全局调节增益系数，广蓄设定为5。

（4）积分项计算。

其中dcycle为程序计算周期5s，C为积分常数，广蓄设定为50。

（5）计算周期全厂有功目标值。

计算出有功目标值后，根据机组负荷分配模式进行负荷分配。

6 辅助控制功能

南方电网各抽水蓄能电站结合实际运行维护的需要，在各电站AGC功能中开发了一些有用的辅助控制功能模块，本文对其中一些重要的模块进行介绍。

6.1 蓄能机组工况管理模块

由于蓄能机组工况繁多，逻辑复杂，某些机组由于机械缺陷或检修要求，某些工况运行会受到限制，但不是所有工况都无法运行，如某台机组因为设备缺陷无法运行于水泵工况，但可以运行于发电工况，以往遇到这种情况，必须由值长现地进行繁琐的隔离操作，并且该机组需要退出AGC，由电站值班人员手动选择工况进行控制，操作繁琐且有误操作的风险。

工况管理模块很好地解决了这个问题，该模块由值班员在上位机人机界面上操作，可对特定机组的特定工况进行闭锁或解锁，操作完成后，该机组即可投入AGC控制模式，AGC模块在各种工况控制时会根据每台机组工况闭锁情况对机组进行控制。如某台机组水泵工况被选择闭锁，AGC在全站发电工况时，该机组无限制根据发电控制逻辑受控，而在全站水泵工况时，AGC则判断该机组不可用，无须人工干预。

6.2 多调度间负荷转移模块

由于南方电网部分电站同时受多调度控制，如广蓄A厂四台机组同时由广东省电力调度中心（以下简称广电）和香港中华电力调度中心（以下简称中电）控制，双调度控制时经常会遇到负荷在两调度间转移的问题，以往的转移操作通常由电站值班人员进行，以广电转移150MW负荷给中电为例，操作流程如下：

（1）电站值班员收回全厂处于停机状态机组的控制权，避免转移过程由于程序临界值计算漏洞导致机组误启动；

（2）将中电负荷总设定值上调30MW，待机组运行稳定后，再将广电负荷下调30MW；

（3）待机组运行稳定后，继续第2步操作，直至150MW负荷全部转移完毕；

（4）将收回控制权的机组交回调度中心。

以上操作每一步均是对运行中的机组进行，增加了机组的调节频率和损耗，而且由于操作复杂，时常导致在操作过程中出现误开机和误停机的情况，对电网稳定运行带来不利影响。针对这些情况，电站AGC模块开发了多调度间负荷转移功能，很好地解决了这个问题。在需要进行负荷转移时，值班人员只需要激活该功能，在弹出的专有操作画面中输入两调度进行负荷转移后的负荷/容量值即可，控制程序会根据值班员的输入值进行计算，若输入值不等于转移前两调度的负荷/容量的总和，则不予执行；反之，则按照新的负荷/容量设定值对机组进行控制，全过程无需对机组控制方式及负荷情况进行任何调节，安全、简单、可靠。该功能投入运行后再也没有出现过因为负荷转移问题导致的机组误开、误停、负荷波动等现象，提高了机组的运行稳定性。

6.3 AGC故障分析功能

由于蓄能机组投入AGC的判断条件众多，且许多条件为组合变量，若因某条件不满足机组自动退出AGC，从报警信号上较难快速定位故障原因，需要技术人员深入分析控制程序，查找故障原因，延长了机组退备时间。为解决这个问题，南方电网部分抽水蓄能电站配备了AGC故障分析功能，能够实时检测机组投入AGC的所有条件状态，包括构成组合变量的相关变量的状态，并在专门的人机界面显示，技术人员可在该界面迅速定位某台导致机组退出AGC的原因，从而减少机组退备时间。

7 结束语

南方电网自第一座抽水蓄能电站广蓄电站投产以来，经过二十多年的运行、维护，积累了不少抽水蓄能电站的运行维护经验。各抽水蓄能电站自动发电控制功能经过不断的优化和完善，更好地适应电网日益严格的调峰调频要求，电站运行智能化不断提高[9，10]。特别是全国投运时间最长的广蓄电站，在长时间的运维过程中曾经出现了不少的问题，如机组启停逻辑紊乱导致机组启停失败；抽水工况逻辑设置错误导致机组无法启动；机组负荷控制调节性能不佳，向电网多送或少送负荷等。南方电网公司技术人员不断解决这些问题，同时也不断的进行技术创新，蓄能电站自动发电控制功能不断地优化和完善，形成了一套完善的蓄能电站自动发电控制的标准功能配置和控制逻辑，后续在建电站可在此基础上进行应用和本地优化，大大减少了后续电站控制功能的开发量，减少了设计风险，更好地履行蓄能电站在电网中调峰填谷、快速响应的职责，为电网安全稳定运行提供有力支持。