自動(dòng)發(fā)電控制（AGC）系統(tǒng)應(yīng)用實(shí)例分析及優(yōu)化策略探討

曹艷明，周浩杰

（雅礱江流域水電開發(fā)有限公司，四川 成都610000）

0 引言

某水電站裝機(jī)4 臺(tái)，共2 400 MW。根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行狀況及國家電網(wǎng)西南電力調(diào)度控制分中心整體規(guī)劃，為了滿足直調(diào)電廠機(jī)組參與西南電網(wǎng)AGC 運(yùn)行調(diào)節(jié)的要求，該電站于2017 年5 月完成站內(nèi)AGC功能試驗(yàn)，主要包括AGC 人機(jī)接口功能測試、單機(jī)AGC 保護(hù)功能測試、全廠AGC 保護(hù)功能測試、全廠聯(lián)合振動(dòng)區(qū)計(jì)算測試、廠內(nèi)開環(huán)及閉環(huán)功能測試等試驗(yàn)；2017 年12 月完成西南網(wǎng)調(diào)聯(lián)合調(diào)試，主要包括網(wǎng)調(diào)開環(huán)功能測試、異常工況功能測試、網(wǎng)調(diào)閉環(huán)功能測試等試驗(yàn)；2018 年4 月，該電站配合電網(wǎng)開展西南電網(wǎng)異步運(yùn)行試驗(yàn)，考察了AGC 相關(guān)功能，并針對試驗(yàn)后西南網(wǎng)調(diào)提出的“針對安控切機(jī)電廠，在AGC 控制策略中加入安控運(yùn)行策略，后期根據(jù)實(shí)際調(diào)節(jié)效果進(jìn)行優(yōu)化”的建議；該電站于2018年12 月完成AGC 與安控運(yùn)行配合策略完善；2019年1 月該電站接入西南備調(diào)AGC 主站并完成功能聯(lián)合調(diào)試；2019 年2 月該電站AGC 投入西南網(wǎng)調(diào)AGC 主站運(yùn)行。

1 AGC 概述

該電站AGC 系統(tǒng)是基于計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)其功能的，AGC 以全廠總有功實(shí)發(fā)值為控制目標(biāo)，采用功率給定，通過控制全廠機(jī)組的有功出力來實(shí)現(xiàn)自動(dòng)發(fā)電控制；AGC 功率給定有定值方式和曲線方式兩種。在定值方式下負(fù)荷給定值跟蹤人工輸入的數(shù)值，在曲線方式下給定值跟蹤預(yù)先設(shè)定的負(fù)荷曲線；全廠AGC 功能投入的必要條件是至少有1 臺(tái)機(jī)組投入AGC，若無機(jī)組投入AGC 功能，全廠AGC功能自動(dòng)退出；AGC 有開環(huán)和閉環(huán)兩種調(diào)節(jié)模式，開環(huán)方式下AGC 調(diào)節(jié)功能不投入，僅具備運(yùn)算功能。開環(huán)方式下的AGC 分配值僅具備指導(dǎo)作用，可作為運(yùn)行參考和檢驗(yàn)AGC 分配功能正常與否的判斷依據(jù)。只有在閉環(huán)方式下監(jiān)控系統(tǒng)上位機(jī)PID 調(diào)節(jié)模塊才會(huì)采用AGC 分配值進(jìn)行負(fù)荷分配和調(diào)節(jié)；AGC采用小負(fù)荷分配和等比例分配策略進(jìn)行有功分配。

（1）AGC 等比例分配方式

n：n臺(tái)參與AGC 的機(jī)組

Pimax：參加AGC 的第i臺(tái)機(jī)組在當(dāng)前水頭下最大出力；參加AGC 的各臺(tái)機(jī)組當(dāng)前水頭下最大出力之和；

Pi：AGC 分配到第i臺(tái)參加AGC 機(jī)組的有功功率。

（2）AGC 小負(fù)荷分配方式

當(dāng)相鄰兩次電網(wǎng)調(diào)度設(shè)值差值較小時(shí)，可選擇1 臺(tái)機(jī)組進(jìn)行小負(fù)荷調(diào)整，若1 臺(tái)機(jī)組進(jìn)行小負(fù)荷調(diào)整，不能滿足要求，可再增加1 臺(tái)機(jī)組參與調(diào)整。

當(dāng)小負(fù)荷分配方式投入時(shí)，AGC 對滿足小負(fù)荷門檻值的負(fù)荷分配采用單獨(dú)策略：當(dāng)相鄰2 次調(diào)度中心下發(fā)值差值在小負(fù)荷分配差值范圍內(nèi)，可選擇1 臺(tái)機(jī)組進(jìn)行小負(fù)荷調(diào)節(jié)，若1 臺(tái)機(jī)組進(jìn)行小負(fù)荷調(diào)節(jié)，不能滿足要求，可再增加1 臺(tái)參與調(diào)節(jié)。若有功設(shè)定值變化超過小負(fù)荷門檻值，AGC 采用等比例分配策略：將負(fù)荷按相等比例平均分配給各機(jī)組調(diào)節(jié)，同時(shí)考慮機(jī)組耗水率、機(jī)組安控投退、振動(dòng)區(qū)和機(jī)組負(fù)荷波動(dòng)大小等因素。

2 AGC 與安控系統(tǒng)運(yùn)行配合邏輯優(yōu)化

2.1 該電站安控系統(tǒng)介紹

該電站安控系統(tǒng)目前與錦蘇±800 kV 特高壓直流輸電網(wǎng)和川電東送500 kV 特高壓交流輸電網(wǎng)兩個(gè)安控主系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行，并同時(shí)接收執(zhí)行來自錦蘇直流安控系統(tǒng)和川電東送安控系統(tǒng)的聯(lián)切命令。其中，該電站錦蘇直流安控裝置作為錦屏－蘇南±800 kV 特高壓直流輸電工程送端電網(wǎng)安控系統(tǒng)及復(fù)龍-錦屏安控系統(tǒng)的組成部分，接收執(zhí)行錦屏換流站、復(fù)龍站協(xié)控裝置發(fā)來的切機(jī)令，根據(jù)策略表切除該電站機(jī)組，具有高周切機(jī)、過載切機(jī)、失步解列功能；該電站川電東送安控裝置作為川電東送500 kV 特高壓交流輸電工程送端電網(wǎng)安控系統(tǒng)的組成部分，接收執(zhí)行洪溝站發(fā)來的切機(jī)令，切除該電站機(jī)組。

2.1.1 錦蘇直流安控裝置切機(jī)原則

（1）所有的策略均執(zhí)行按臺(tái)數(shù)切機(jī)，非按容量切機(jī)原則。

（2）錦蘇直流安控裝置采取按臺(tái)數(shù)切機(jī)最多可切除該電站3 臺(tái)機(jī)組（4 臺(tái)機(jī)運(yùn)行時(shí)）。

（3）復(fù)龍站協(xié)控裝置可切除該電站1 臺(tái)機(jī)組。

（4）在復(fù)龍協(xié)控通道投入時(shí)，切機(jī)機(jī)組出力不得低于300 MW。

（5）正常方式下，該電站運(yùn)行機(jī)組中安排1 臺(tái)計(jì)劃出力最低的機(jī)組不投切機(jī)壓板，其余運(yùn)行機(jī)組投切機(jī)壓板。

2.1.2 川電東送安控裝置切機(jī)原則

（1）川電東送安控裝置最多切2 臺(tái)機(jī)。

（2）當(dāng)3 臺(tái)機(jī)及以下運(yùn)行時(shí)，保留1 臺(tái)機(jī)不切，投入其余運(yùn)行機(jī)組的允切和出口壓板。

（3）當(dāng)4 臺(tái)機(jī)運(yùn)行時(shí)，保留2 臺(tái)機(jī)不切，投入其余運(yùn)行機(jī)組的允切和出口壓板。

2.2 AGC 與安控運(yùn)行配合邏輯優(yōu)化

2.2.1 AGC 與安控運(yùn)行配合策略要求

（1）并網(wǎng)運(yùn)行機(jī)組中選擇一臺(tái)計(jì)劃出力最低的機(jī)組不投切機(jī)壓板，其余運(yùn)行機(jī)組均投切機(jī)壓板。

（2）復(fù)龍-錦屏-宜賓安控系統(tǒng)投運(yùn)方式下，投切機(jī)壓板的機(jī)組單機(jī)出力≥300 MW。

2.2.2 優(yōu)化方式

（1）設(shè)置安控切機(jī)“投退”軟壓板

因安控裝置無法將機(jī)組切機(jī)壓板狀態(tài)送至監(jiān)控系統(tǒng)，監(jiān)控系統(tǒng)無法判斷當(dāng)前機(jī)組安控切機(jī)的投退狀態(tài)，因此，在監(jiān)控系統(tǒng)上位機(jī)內(nèi)為每臺(tái)機(jī)組設(shè)置一個(gè)機(jī)組“安控投入退出標(biāo)志”軟壓板，人工手動(dòng)操作此壓板與安控實(shí)際壓板狀態(tài)保持一致，并將此壓板狀態(tài)送至AGC，用于負(fù)荷分配和狀態(tài)顯示；投入時(shí)，按照先投入軟壓板，后投入實(shí)際壓板的順序操作；退出時(shí)，按照先退出實(shí)際壓板，后退出軟壓板的順序操作。

（2）增加全廠“安控投入后機(jī)組最小限值啟用標(biāo)志”

在全廠開關(guān)量中增加一個(gè)軟壓板（1：代表當(dāng)前處于復(fù)龍-錦屏-宜賓安控系統(tǒng)投運(yùn)方式，0：代表當(dāng)前處于其他運(yùn)行方式下），當(dāng)軟壓板置1，由腳本自動(dòng)綜合判斷，判斷條件為當(dāng)前處于復(fù)龍-錦屏-宜賓安控系統(tǒng)投運(yùn)方式下，則安控投入后機(jī)組最小限值功能啟用。

（3）增加機(jī)組“安控投入后機(jī)組最低限值”參數(shù)

為便于后期維護(hù)，設(shè)置人工設(shè)值界面。

（4）完善安控投入且啟用最小限值標(biāo)志的機(jī)組的出力下限

當(dāng)機(jī)組“安控投入退出標(biāo)志”標(biāo)記為1，且全廠“安控投入后機(jī)組最小限值啟用標(biāo)志”為1，進(jìn)行最小限值分配策略，即以“安控投入后機(jī)組最低限值”作為機(jī)組出力下限。

（5）完善負(fù)荷分配策略

目前該電站投入AGC 的機(jī)組只有1 臺(tái)不投切機(jī)壓板，且該機(jī)組出力應(yīng)不高于其他機(jī)組，故AGC按照機(jī)組可調(diào)容量、振動(dòng)區(qū)及比例分配等原則，先計(jì)算出所有可能的出力分配組合，在所有投入AGC 的機(jī)組中遍歷機(jī)組“安控投入退出標(biāo)志”標(biāo)記，選擇第1 個(gè)出現(xiàn)未投入安控的機(jī)組，篩選出該機(jī)組分配出力不高于其他機(jī)組的組合，在篩選出的組合中再按照原AGC 策略選出最優(yōu)分配。

3 AGC 與一次調(diào)頻、網(wǎng)頻調(diào)節(jié)策略優(yōu)化

3.1 AGC 與一次調(diào)頻配合策略優(yōu)化

機(jī)組AGC 與一次調(diào)頻相互協(xié)調(diào)，一次調(diào)頻動(dòng)作期間不閉鎖AGC，當(dāng)一次調(diào)頻動(dòng)作期間接收到新的AGC 調(diào)節(jié)指令后，機(jī)組執(zhí)行新的AGC 指令；若在AGC 調(diào)節(jié)過程中，且一次調(diào)頻動(dòng)作，則AGC 和一次調(diào)頻同時(shí)調(diào)節(jié)。

全部機(jī)組投入AGC，全廠總有功設(shè)定值不變，則AGC 分配策略不變，AGC 調(diào)節(jié)到位后，如果一次調(diào)頻動(dòng)作，AGC 不進(jìn)行調(diào)節(jié)。

部分機(jī)組投入AGC，如果一次調(diào)頻動(dòng)作，引起全廠總有功實(shí)測值變化至0.5 倍調(diào)整死區(qū)之外，此時(shí)全廠總有功設(shè)定值不變，但機(jī)組有功實(shí)測值發(fā)生改變，則AGC 分配策略發(fā)生改變，會(huì)重新分配下發(fā)機(jī)組設(shè)定值，此時(shí)AGC 會(huì)進(jìn)行調(diào)節(jié)。

3.2 AGC 與電網(wǎng)頻率配合策略優(yōu)化

若緊急調(diào)頻下限設(shè)值與額定頻率給定門檻值下限一致，當(dāng)電網(wǎng)頻率低于額定頻率給定門檻下限時(shí)，電網(wǎng)AGC 主站不下發(fā)減負(fù)荷指令，電站側(cè)不執(zhí)行AGC 減負(fù)荷指令。

若緊急調(diào)頻上限設(shè)值與額定頻率給定門檻值上限一致，當(dāng)電網(wǎng)頻率高于額定頻率給定門檻上限時(shí)，電網(wǎng)AGC 主站不下發(fā)加負(fù)荷指令，電站側(cè)不執(zhí)行AGC 加負(fù)荷指令。

4 特殊工況下AGC 小負(fù)荷分配策略與安控系統(tǒng)運(yùn)行配合邏輯優(yōu)化

4.1 特殊工況簡介

2019 年2 月22 日15：27，調(diào) 度 下 發(fā)“西 南網(wǎng)調(diào)一104 通道下發(fā)遙調(diào)：全廠有功設(shè)定值（西南調(diào)度下發(fā)）操作成功，設(shè)值1 465.79”，檢查1、3、4 號 機(jī)AGC 有 功 分 配 值 分 別 為488.598 MW、488.598 MW、488.598 MW，保留機(jī)組4 號機(jī)（調(diào)節(jié)前實(shí)發(fā)值246.094 MW）穿越振動(dòng)區(qū)向上調(diào)節(jié)，安控切機(jī)機(jī)組1 號機(jī)（調(diào)節(jié)前實(shí)發(fā)值593.887 MW）、3 號機(jī)（調(diào)節(jié)前實(shí)發(fā)值590.456 MW）向下調(diào)節(jié)。當(dāng)1、3、4 號機(jī)AGC 有功實(shí)發(fā)值分別調(diào)整到492.525 MW、458.775 MW、510.019 MW 時(shí)（此時(shí)AGC 還未調(diào)整到位，部分機(jī)組出現(xiàn)超調(diào)），調(diào)度AGC 主站又下發(fā)全廠有功設(shè)定值1 477.1 MW，機(jī)組按照小負(fù)荷分配原則重新分配，此時(shí)1、3、4 號機(jī)AGC 有功分配值分別為491.200 MW、476.289 MW、509.7 MW。此特定工況下的AGC 分配方式不合理，導(dǎo)致保留機(jī)組4 號機(jī)所帶的負(fù)荷比安控切機(jī)機(jī)組的高，不滿足該電站AGC與安控運(yùn)行策略的配合邏輯中保留機(jī)組應(yīng)帶最小負(fù)荷的要求。

4.2 AGC 小負(fù)荷分配策略邏輯優(yōu)化

4.2.1 原因分析

小負(fù)荷邏輯在實(shí)發(fā)值的基礎(chǔ)上進(jìn)行增減負(fù)荷。如果出現(xiàn)上述工況（保留機(jī)組超調(diào)同時(shí)調(diào)度下發(fā)小負(fù)荷設(shè)定值）時(shí)，選擇其中1 臺(tái)投切機(jī)壓板機(jī)組在當(dāng)前實(shí)發(fā)值的基礎(chǔ)上增加負(fù)荷，而其他機(jī)組包括保留機(jī)組分配值跟蹤當(dāng)前實(shí)發(fā)值，從而出現(xiàn)了保留機(jī)組所分配的負(fù)荷高于切機(jī)壓板機(jī)組。

4.2.2 完善AGC 小負(fù)荷分配策略

將AGC 小負(fù)荷分配設(shè)定為2 種分配邏輯。

邏輯1：現(xiàn)有的小負(fù)荷分配邏輯，按照實(shí)發(fā)值模式的小負(fù)荷分配邏輯，邏輯如下：

（1）將 各 機(jī) 組 的 實(shí) 發(fā) 值pGENAGVC[i]-＞P 賦值給Preal[i]：

（2）在原實(shí)發(fā)值的基礎(chǔ)上，進(jìn)行小負(fù)荷增減。將小負(fù)荷增加或減少到優(yōu)先權(quán)高的機(jī)組上：

pGENAGVC[i]-＞Pgen=Preal[i]+f loattmp。

邏輯2：在設(shè)定值的基礎(chǔ)上進(jìn)行增減負(fù)荷。邏輯如下：

（1）將各機(jī)組的分配值pGENAGVC[i]-＞Pgen 賦值給Preal[i]：

（2）在原設(shè)定值的基礎(chǔ)上，進(jìn)行小負(fù)荷增減：

AGC 小負(fù)荷分配邏輯調(diào)用原則：首先判斷當(dāng)前是否需要與安控配合，如果不需要與安控配合則執(zhí)行小負(fù)荷邏輯1；如果需要與安控配合則再進(jìn)行判斷，當(dāng)保留機(jī)組負(fù)荷高于其他切機(jī)機(jī)組時(shí)，執(zhí)行小負(fù)荷邏輯2，按照設(shè)定值模式執(zhí)行，以保證保留機(jī)組分配值不高于其他切機(jī)機(jī)組，當(dāng)保留機(jī)組負(fù)荷不高于其他切機(jī)機(jī)組時(shí)，下發(fā)小負(fù)荷就執(zhí)行小負(fù)荷邏輯1。

5 結(jié)語

隨著電網(wǎng)輔助服務(wù)的加強(qiáng)，AGC 投運(yùn)率將是重要的一項(xiàng)考核指標(biāo)，AGC 異常運(yùn)行既降低了電站自動(dòng)化水平，同時(shí)又面臨被電網(wǎng)考核的風(fēng)險(xiǎn)。本文主要針對該電站AGC 運(yùn)行期間出現(xiàn)的AGC 與安控系統(tǒng)策略配合矛盾、AGC 與一次調(diào)頻配合矛盾、在特殊工況下AGC 小負(fù)荷分配與安控系統(tǒng)策略配合矛盾等問題進(jìn)行了策略優(yōu)化研究。優(yōu)化之后，該電站AGC 整體運(yùn)行安全穩(wěn)定，未再出現(xiàn)AGC 分配與其他系統(tǒng)策略不匹配等問題，在保障設(shè)備安全穩(wěn)定運(yùn)行等方面發(fā)揮了重要的作用。隨著中國電力工業(yè)的高速發(fā)展、能源結(jié)構(gòu)和電力互聯(lián)方式的變化，對發(fā)電聯(lián)合控制的要求也越來越高，AGC 也將隨著工業(yè)4.0時(shí)代的到來，逐步推進(jìn)和發(fā)展，后續(xù)將在AGC 策略優(yōu)化方面繼續(xù)研究探索。