某巨型水电站AGC策略优化与实施

王凌云，李利华，李天智，龚传利

（1.三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443133；2.白鹤滩水力发电厂，四川 凉山 615000；3.长江电力销售公司，湖北 宜昌 443002； 4.北京中水科水电科技开发有限公司，北京 100038）

水力发电机组启停迅速，具有良好的调节性能，在电网调峰调频中承担着重要的作用。但混流式水轮发电机组在低负荷区有一个较大的振动区，机组长时间在振动区运行，易导致机械疲劳，增加设备维护成本甚至缩短设备使用寿命。

某巨型水电站AGC程序具有有功设定值控制、频率控制等功能，可以满足电站安全稳定运行的需要，但旧AGC程序只能对处于稳定区运行的机组进行平稳调节。2019年，该电站启动了监控系统改造，其中包括AGC程序的国产化、策略优化。新监控系统的AGC策略由电厂人员自主研究，具备在开机并网后和停机前的两个过渡过程中，对全电站机组有功调节过程进行程序化调整的功能。同时新AGC策略模拟了最优人工调节过程，使电站出力调整过程更有利于减少机组磨损、更好满足电网对出力平稳变化的要求。下文将对其AGC策略优化研究、实施过程进行详细介绍。

1 AGC策略优化难点

某电站安装若干台巨型混流式水力发电机组，机组运行具有以下特点：

（1）水头范围大，水轮机运行水头范围达数10 m；

（2）不同水头下，机组稳定区下沿差异大，从430 ～610 MW不等；

（3）不同水头下，甚至同一水头下，并列运行机组台数变化范围大；

（4）发电计划旋转备用范围大，从0旋转备用至接近单机最大有功功率不等；

（5）单机容量大，电网对开停机调峰过程中总出力平稳要求高。

基于以上特点，要达到机组全过程程序化调整出力，并实现模拟最优人工调节，需对AGC策略进行优化，为适应各种情况，参数需可配置修改。

2 开机策略优化研究

开机策略优化首先需对两种情况分别进行研究。

2.1 起始出力和目标出力有一个不能使所有机组在稳定区运行

起始出力和目标出力有一个不能使所有机组在稳定区运行（以下简称情景1）时，出力调整过程分3个阶段。第1阶段：计划开机机组并网前，已并网机组在可调范围内跟随负荷曲线调整。第2阶段：新并网机组加入AGC联控后，程序以所有机组进入稳定区为目标进行调节；其中新并网机组以60 MW为步长增加出力，直至到达稳定区下沿；其他可调机组以30 MW为步长减小出力，直至新并网机组进入稳定区或无补偿功率。第3阶段：以当前时段计划曲线值为目标，平稳调节。

以机组稳定区下沿600 MW，上限700 MW，3台机运行调整为4台机运行，总出力由2 000 MW调整至2 600 MW为例，理想曲线、实际总出力、其他机组总出力、新并网机组出力变化过程见表1所示。

表1 开机调峰过程总出力变化情况（情景1）单位：MW

2.2 起始出力和目标出力均能使所有机组在稳定区运行

起始出力和目标出力均能使所有机组在稳定区运行（以下简称情景2）时，整个过程分2个阶段。第1阶段：已并网机组在能力范围内跟随负荷曲线调整。第2阶段：新机组并网后采用补偿调节模式快速穿越，总有功跟随负荷曲线调整。

以机组稳定区下沿500 MW，上限700 MW为例，5台机运行调整为6台机运行，总出力由3 300 MW调整至3 800 MW为例。见表2所示。

表2 开机调峰过程总出力变化情况（情景2）单位：MW

3 停机策略优化研究

停机策略优化同样需对两种情况分别进行研究。

3.1 起始出力和目标出力有一个不能使所有机组在稳定区运行

起始出力和目标出力有一个不能使所有机组在稳定区运行（以下简称情景3）时，整个过程分为3个阶段。第1阶段：将满足所有机组约束条件的最小总有功值作为第10 min目标值，进行平稳调节。第2阶段：以继续运行机组达到计划出力为目标快速转移出力，转移出力步长为60 MW，总出力不变。第3阶段：计划停机机组快速穿越振动区，出力减至30 MW后由人工发令停机。

以机组稳定区下沿600 MW，上限700 MW为例，4台机运行调整为3台机运行，总出力由2 600 MW调整至2 000 MW为例。见表3所示。时间

表3 停机调峰过程总出力变化情况（情景3）单位：MW

3.2 起始出力和目标出力均不能使所有机组在稳定区运行

起始出力和目标出力均不能使所有机组在稳定区运行（以下简称情景4）时，整个过程同样分3个阶段。第1阶段：前10 min，按负荷曲线平稳调整。第2阶段：以继续运行机组达到计划出力为目标快速转移出力，转移出力步长为60 MW，总出力不变。第3阶段：计划停机机组快速穿越振动区，出力减至30 MW后由人工发令停机。

以机组稳定区下沿500 MW，上限700 MW为例，6台机运行调整为5台机运行，总出力由3 800 MW调整至3 300 MW为例。见表4所示。

表4 停机调峰过程总出力变化情况（情景4）单位：MW

4 开、停机策略

4.1 开机穿越振动区策略

经过对开机时两种情况的分析，最终确定开机穿越振动区策略为：

（1）新并网机组确认无异常后即投入AGC联控，以aMW的步长增加有功功率，直至进入稳定区；

（2）新并网机组增加有功功率的同时，其他以并网机组考虑安控允切机组最小出力、运行在稳定区两个约束条件，以bMW的步长减小有功功率；

（3）理想情况下，新并网机组穿越振动区时，全电站出力以(a-b) MW的步长增加；但已并网机组和新并网机组之间只进行一对一的补偿调节，已并网机组调节裕度低于bMW时，仍为一步。已并网机组有功均已到达约束条件数值时，不再对新并网机组进行补偿，此时新并网机组仍以aMW的步长增加有功功率；

（4）机组有功调节时间间隔、步长均可设置。机组有功进入有功调节死区、调节时间间隔到，才进行下一步调节。

4.2 停机穿越振动区策略

经过对停机时两种情况的分析，最终确定停机穿越振动区策略为：

（1）综合考虑电站运行实际情况，以第nmin作为转移出力阶段起始时间；

（2）AGC程 序 提 前 计 算“第nmin曲 线 目 标值”“满足运行机组约束条件的最小总有功值”两个数值，并将两个数值取大，作为第nmin出力调整的目标值；

（3）第nmin时间到，AGC根据预先设置的优先级数值，选择停机机组，发出“停机请求”，操作人员确认“停机请求”无误后，确认“停机请求”；

（4）“停机请求”被确认后，AGC程序以15 min计划值为目标值计算计划停机机组以外机组目标值。计算完毕，将计划停机机组出力以aMW的步长向其他机组转移，直至其他机组出力达到目标值；

（5）其他机组出力达到目标值后，计划停机机组出力继续以aMW的步长向下调整出力，直至减至dMW(停机流程允许值)，AGC程序自动将计划停机机组退出联控；

（6）关于计划停机机组的无功功率：“停机请求”被确认后，AVC程序将计划停机机组无功功率以eMVar的步长进行调整，直至调至0 MVar；

（7）计划停机机组退出AGC联控的同时，自动退出AVC联控；

（8）人工发令停机。

5 程序的测试

AGC策略优化研究工作实际于2017年底启动，至2019年中最终确定，耗时一年半，期间多次进行论证。2019年底，AGC程序投运前，进行了严格的离线测试，主要包括以下内容：小方式高水头下0旋转备用开、停机调节测试；小方式高水头下高旋转备用开、停机调节测试；大方式低水头下0旋转备用开、停机调节测试；大方式低水头下高旋转备用开、停机调节测试。

尽管AGC程序编写前进行了大量论证及数据模拟测算，测试过程中还是发现了大量细节问题，并立即进行了调整、再测试，直至达到理想效果。

离线测试完毕，进行了AGC程序在线测试，包括不同调节模式下的开环测试、闭环测试、小出力调整测试、开停机出力调整测试。

6 结语

AGC新程序于2019年11月与新监控系统上位机同步投入运行，至今已运行超过一年，经历了各种运行方式的考验，程序均调节正常、可靠，达到了预期的目标。总结经验如下：

（1）电站AGC程序设计/优化必须基于电站实际运行情况；

（2）在设计阶段，初步方案确定后，需模拟程序调节过程进行完整的数据测算；

（3）程序设计需考虑机组实际运行过程中可能出现的各种异常情况；

（4）运行情况复杂的电站可以考虑设置必要的可变参数，以适应不同的外部条件；

（5）AGC程序需设置完备的保护功能，并在调节异常时自动退出总功能，以确保电网及机组运行安全。