自动模式下的水电机组发电控制设计与实现

王振羽，孟繁欣，徐 麟

（1.松江河水力发电有限公司丰满大坝重建工程建设局，吉林吉林 132013；2.南瑞集团（国网电力科学研究院）有限公司，南京 211106）

0 引 言

近年来间歇性新能源快速发展和广域大电网互联，电网安全运行控制的复杂性显著增加，电网的调峰、调频、事故备用和黑启动能力面临着新的挑战。迫切需要深化研究自动模式下的水电机组发电控制技术，进一步提高水电机组运行的可靠性、安全性和源网协调能力，充分发挥水电机组对电网大规模资源优化配置和安全运行的支撑作用，为水电厂现场无人值班、关门运行打下坚实基础［1，2］。

自动发电控制（Automatic Generation Control，简称AGC）已广泛应用于水电厂控制领域，它在水电机组发电控制的基础上，以迅速、经济的方式自动调整水电厂总有功功率来满足电力系统的需要。目前需要启停机组时，多由运行值班人员启动相应控制流程，实现机组并网或解列后，再由AGC 根据当前运行机组组合完成机组间的负荷分配。该过程未实现AGC 的自动模式，究其原因，自动启停机组需有提前时间，启停过程异常需有可靠的应对措施，启停过程需减轻对电网的冲击，启停过程与频率控制需协调配合。只有上述问题都得到有效解决，才能保证自动模式下的水电机组发电控制的可靠性。

水电机组开停机成功率是水电厂可靠运行的一个重要指标［3］，是自动模式下AGC控制的重要技术条件。对于AGC控制过程来说，自动开停机不成功的原因包括控制指令丢失和控制过程执行受阻两大类。控制指令丢失指AGC 控制发出开停机指令，但机组LCU 未执行相应开停机流程。控制过程执行受阻分为开机过程受阻和停机过程受阻。由于同期失败、起励失败等原因造成机组无法并网成功，为开机过程受阻；由于减负荷失败、出口开关不能正常分闸等原因造成机组无法解列成功，为停机过程受阻。现有AGC 和一次调频的协联控制多采用如下策略［4-8］：AGC 控制指令无变化时，以一次调频动作为主；AGC 控制有新指令时，以AGC 控制指令为主，无论一次调频是否动作。

之前的研究多集中于开停机的机组数量、机组组合和机组优先级问题，对开停机过程控制的可靠性技术未予研究。现有AGC 和一次调频的协联控制策略也无法适用于负荷计划曲线斜率平滑启停过程。本文研究了自动模式下水电机组发电控制的设计方法，通过实现负荷计划曲线斜率平滑启停模式下的提前开停机，平衡启停过程对电网及电站的影响，实现源网协调的优化；通过与一次调频协联控制，充分发挥水电机组对电网大规模资源优化配置和安全运行的支撑作用。

1 自动模式下AGC 控制的设计原则和体系结构

自动模式下的AGC控制过程应满足以下设计要求：

（1）通过负荷计划曲线提前获取下一计划点的负荷值，为提前开停机创造必要条件。

（2）发电机组按96 点负荷计划曲线斜率平滑启停模式，其平滑启停阶段应躲过机组振动区，且尽量减少机组动作次数。

（3）一次调频优先。

自动模式下AGC控制的体系结构如图1所示。

图1 自动模式下AGC控制的体系结构Fig.1 Architecture of AGC control in automatic mode

2 自动模式下AGC控制的关键技术

如图2 所示，自动模式下的水电站AGC 控制，包括以下关键技术步骤：

图2 自动模式下AGC控制的流程图Fig.2 Flow chart of AGC control in automatic mode

步骤1，基于机组组合计算结果，选择机组提前开机或停机；

步骤2，按负荷计划曲线斜率平滑启停模式执行机组开机或停机过程；

步骤3，机组开机或停机过程中，与一次调频协联控制；

步骤4，若机组开机或停机过程异常，转入相应的异常处理。

2.1 提前开机或停机

自动模式下，下一个计划点（每15 min 一个计划点）需要多台机组开机或停机时，为防止开停机过程对电网造成冲击，通常间隔时间提前安排机组依次开机或停机。一个计划点需开停机的机组数一般不超过3台。具体算法流程如图3所示。

图3 提前开停机的流程图Fig.3 Flow chart of early start-up and shutdown

2.2 负荷计划曲线斜率平滑启停

在机组提前启停的基础上，进一步实现发电机组按负荷计划曲线96点斜率平滑启停过程，其平滑启停阶段应躲过机组振动区。具体算法流程如图4所示。

图4 负荷计划曲线斜率平滑启停模式流程图Fig.4 Ramp smooth start-stop mode flow chart

2.3 与一次调频协联控制

上述启停模式下，每分钟电站有功功率设定值都有变化，需重点考虑与一次调频的配合，以保证一次调频作用的正常发挥。

因此机组开机或停机过程中，与一次调频协联控制的过程为：

（1）计划曲线不变时段且一次调频动作过程中，不执行任何操作；

（2）计划曲线开停机时段，一次调频高频动作过程中，闭锁开机操作，停机过程不受影响。一次调频低频动作过程中，闭锁减负荷操作和停机操作，开机过程不受影响；

（3）计划曲线变负荷时段，一次调频高频动作过程中，闭锁增负荷操作，减负荷操作时按负荷计划曲线斜率平滑获取电站有功功率设定值，与一次调频引起的出力调整叠加。一次调频低频动作过程中，闭锁减负荷操作，增负荷操作时同样获取电站有功功率设定值，与一次调频引起的出力调整叠加。一次调频动作信号复归后，负荷操作闭锁信号保持预定时间后自动解锁，恢复相应的增减负荷操作，预定时间定为1min。

2.4 自动开停机的异常处理

（1）若机组开机过程异常，转入相应的异常处理过程为：①对于停机工况的机组，将满足机组开机条件作为该机组AGC投入的必要条件；②设置开机过程标记和停机过程标记参数。AGC 控制发出开机令后预定时间内，机组LCU 未返回开机过程标记的信号时，告警提示并自动选择其他机组开机，预定时间定为15 s；③对于开机并网失败即挂起的流程，开机过程标记复归，但机组未达到并网态时，告警提示并自动选择其他机组开机；④对于开机并网失败即自动转停机的流程，机组LCU 返回机组停机过程标记的信号时，告警提示并自动选择其他机组开机。

（2）若机组停机过程异常，转入相应的异常处理过程为：①对于发电工况的机组，将不满足机组停机条件作为该机组停机优先级的重要减分项；②设置停机过程标记参数。AGC 控制发出停机令后预定时间内，机组LCU 未返回停机过程标记的信号时，告警提示并自动选择其他机组停机，预定时间定为15 s；③停机过程受阻时，该机组自动转紧急事故停机流程。

3 工程应用与讨论

相关研究成果已应用于丰满重建工程及溧阳、绩溪等抽水蓄能电站，为保障电网安全和节能减排提供了重要支撑。

3.1 负荷计划曲线的可靠性措施

电站负荷计划曲线是自动模式下的主要控制指令来源，通常由96 个有功功率计划点组成。上级电力调度机构定时下发第二天负荷计划曲线，也可根据调度需要即时更新当天负荷计划曲线。负荷计划曲线应真实、准确、完整，满足以下设计要求：①负荷计划曲线（含当天和第二天）更新时，需人工核实确认。②第二天负荷计划曲线需按时更新，即使计划值没有发生变化。③负荷计划曲线过零点切换应无扰动。④应用服务器主站时钟应和标准钟保持一致。

针对上述设计要求的技术措施包括：

（1）设置电站今日曲线、电站明日曲线、调度今日曲线、调度明日曲线等四类曲线。计划曲线（含当天和第二天）更新时，相应数据写入调度今日曲线或调度明日曲线。自动检测对应的电站曲线和调度曲线，如两者存在差异，报警并经人工核实确认后，调度今日曲线可复制成电站今日曲线，调度明日曲线可复制成电站明日曲线。如果第二天负荷计划曲线的96 个计划点均为零，经人工核实确认为合理运行方式后（如送出线路检修或库区维护等工作时），可自动进入全零计划运行方式。

（2）设置电站明日曲线更新标记、更新预警时刻和更新保护时刻三个参数。调度明日曲线经人工核实确认生效的，明日曲线更新标记置1；第二天负荷计划曲线更新，计划值没有发生变化的，明日曲线更新标记也置1；预警时刻更新标记为0，告警提示；在保护时刻更新标记仍为0，出于安全考虑，退出电站AGC控制。

（3）设置第一过零点切换时刻（缺省为23∶56∶00）和第二过零点切换时刻（缺省为00∶04∶00）两个参数。电站明日曲线的数据，前95个计划点在当天第一过零点切换时刻复制到电站今日曲线；过零点后，最后一个计划点在第二天第二过零点切换时刻复制到电站今日曲线，实现计划曲线过零点无扰动切换。

（4）设置时钟偏差预警阈值（缺省为1 min）和保护阈值（缺省为5 min）两个参数。自动检测应用服务器主站时钟与标准钟的偏差，当时钟偏差超过预警阈值时，告警提示；当时钟偏差超过保护阈值时，出于安全考虑，退出电站AGC控制。

3.2 实例分析与讨论

自动模式AGC 控制与传统AGC 控制的技术指标对比如表1所示。

表1 自动模式AGC控制与传统AGC控制的技术指标对比Tab.1 Technical indicator comparison between AGC control in automatic mode and conventional AGC control

图5 至图9 为自动模式下的典型AGC 控制过程。图5 为电站6 台机组的负荷计划曲线斜率平滑启停模式下的开机过程，每15 min 时段完成一至两台机组开机，其中第4、5 台机组在同一个开机时段依次开机。该过程负荷指令设定值按斜率平滑模式递增，在第1台机组开机时段初始阶段，全厂负荷实际值落后于设定值，到达提前开机时刻后，第1台机组开机并网后带基荷，此时全厂负荷实际值领先于设定值，当设定值持续递增超过基荷时，全厂负荷实际值开始跟踪设定值并趋于一致。在其他机组开机时段初始阶段，仍存在全厂负荷实际值落后于设定值的“下缺口”，但到达提前开机时刻后，全厂负荷实际值即开始跟踪设定值并趋于一致，不会出现全厂负荷实际值领先于设定值的“上缺口”。非首台机组开机过程之所以不会出现“上缺口”，是由于其他发电机组的负荷回调补偿作用。通过尽量增大非首台机组的提前开机时间，可减小非首台机组开机过程的“下缺口”，使整个开机过程全厂负荷实际值尽可能地拟合设定值，达到最佳的开机过程平滑效果。

图5 发电开机全厂负荷曲线Fig.5 Power generation start-up load curve

图6 为电站6 台机组的负荷计划曲线斜率平滑启停模式下的停机过程，每15 min时段完成一至两台机组停机，其中第2、3台机组在同一个停机时段依次停机。负荷指令设定值按斜率平滑模式递减，在停机时段初始阶段，全厂负荷实际值与设定值保持一致递减，到达提前停机时刻后，相应机组停机解列，全厂负荷实际值先于设定值达到该考核时段的计划点值，出现“下缺口”。通过尽量减小机组的提前停机时间，可减小机组停机过程的“下缺口”，使整个停机过程全厂负荷实际值尽可能地拟合设定值，达到最佳的停机过程平滑效果。

图6 发电停机全厂负荷曲线Fig.6 Power generation shutdown load curve

图7 为发电开机频率闭锁过程，高频信号先于提前开机时刻动作，致使到达提前开机时刻后该机组开机闭锁，直至高频信号复归，该机组才自动开机。

图7 发电开机频率闭锁Fig.7 Power generation start-up frequency blocking

图8 为发电升负荷频率闭锁过程，高频信号晚于提前开机时刻动作，致使该机组开机并网后带基荷，当设定值持续递增超过基荷时，全厂负荷实际值未能跟踪设定值并趋于一致，即升负荷过程闭锁，直至高频信号复归1 min 后，该机组恢复升负荷。

图8 发电升负荷过程频率闭锁Fig.8 Load raising frequency blocking

图9 为发电降负荷频率闭锁过程，低频信号在停机时段初始时刻动作，致使该机组减负荷过程闭锁，直至低频信号复归1 min后，该机组恢复减负荷，到达提前停机时刻后自动停机。

图9 发电降负荷过程频率闭锁Fig.9 Load shedding frequency blocking

4 结 论

本文研究了自动模式下的水电机组发电控制技术，提出了负荷计划曲线斜率平滑启停模式下的提前开停机的算法流程，结合该启停模式提出了与一次调频协联控制策略以及异常处理策略，达到最佳的开停机过程平滑效果的同时，有效改善了开停机组成功率和负荷合格率。同时可以得到以下结论。

（1）通过尽量增大非首台机组的提前开机时间，可使整个开机过程全厂负荷实际值尽可能地拟合设定值，达到最佳的开机过程平滑效果。

（2）通过尽量减小机组的提前停机时间，可使整个停机过程全厂负荷实际值尽可能地拟合设定值，达到最佳的停机过程平滑效果。

（3）在负荷计划曲线斜率平滑启停过程中，一次调频功能可正常发挥作用。