溪洛渡左岸电站AGC设计功能优化

刘 准，崔 敏，张东峰，李见辉

（1.溪洛渡水力发电厂，云南省昭通市 657300；2.白鹤滩水力发电厂，四川省宁南县 615421）

0 引言

溪洛渡水电站位于云南省永善县和四川省雷波县接壤的金沙江峡谷河段，是一座以发电为主，兼有防洪、拦沙及改善枯水期下游通航条件等综合效益的巨型水电站，是国家“西电东送”战略的骨干电源点。电站左、右岸地下厂房各装设9台77万kW的水轮发电机组，总装机1386万kW，2013年7月首批机组投产发电，2014年6月18台机组全部投产发电，2015年电站主体工程全部建成完工。2016年，溪洛渡水电站荣获有国际工程咨询领域“诺贝尔奖”之称的“菲迪克工程项目杰出奖”。

根据电网运行状况及调度整体规划要求，溪洛渡左岸电站所有投运机组均需加入电网AGC运行，这将给溪洛渡电站左岸所有运行机组及相关设备运行管理带来新的问题与挑战。为此，溪洛渡电厂于2011年成立AGC研究小组，2012～2013年6月完成溪洛渡电站AGC运行方式报告，并于2013年8月完成6F、8F机组AGC功能试验，主要进行了有功给定方式与负荷曲线切换试验、AGC有功设定越限保护、变幅保护测试、AGC频率设定越限保护、变幅保护测试、AGC控制权切换试验、跨越振动区试验、AGC软硬件安全性测试等试验，并在试验过程中确定合适的AGC参数。

2015年4月21～22日，溪洛渡电厂联合三峡梯调成都调控中心对左岸电站AGC进行程序升级及AVC联控试验，成功实现了左岸电站根据水库上游来水量和电力系统的要求在保证机组安全运行的前提下自动控制机组负荷分配的功能，为溪洛渡左岸电站最终实现AGC投运提供了充分的技术保证。

2015年7月3日，溪洛渡电厂经国调批准将左岸AGC置“站控”“开环”“有功给定”，AVC置“站控”“开环”“电压控制”模式进行试运行，试运行效果显著，并于 2015年7月10日正式投入运行，所有运行机组均实现有功联控。成功实现了左岸电站根据水库上游来水量和电力系统的要求在保证机组安全运行的前提下机组运行台数、机组组合和机组之间的最优负荷分配，为溪洛渡电厂的精益运行提供强有力的保证。

1 溪洛渡左岸电站AGC功能概述

溪洛渡左岸电站AGC程序运行于北京中水科水电科技开发有限公司自主研发的水电站计算机监控系统H9000 4.0系统上，适于大中小型各种类型电站。AGC调节分配模式分为有功给定、负荷曲线、全频率控制和频率补偿四种模式，程序可接受国调、网调、省调及梯调等各级全厂总有功给定值，电站操作员也可以手动设置全厂总有功给定。程序优化分配算法采用修正等容量分配原则，同时采用正确方法避开振动区和气蚀区运行，以保证机组运行安全、可靠、高效[1]。

程序设计过程中，考虑人性化设计，操作人员可以手动选择机组加入全厂AGC有功联控，同时通过闭锁条件判断机组是否联控可调，AGC只对联控可调的机组进行调节，一些程序所需参数，操作人员可以通过人机界面进行灵活设置。程序同时考虑某台机组出现事故时，其负荷由其他联控可调机组进行分配。当电站出现异常情况，AGC将自动退出，当功能模式切换时保证负荷无扰动，双机切换时负荷无扰动和其他安全措施。

1.1 AGC运行模式

AGC功能可“投入”/“退出”，当功能为“投入”时，AGC运行，当功能“退出”时，AGC不运行。当AGC退出时，机组自动切为“单控”方式，同时AGC切为“开环”模式，调度模式切为“站控”。

AGC有开环、半开环和闭环三种模式，电站运行人员可通过操作界面软开关进行每种模式的切换。

开环模式下，机组的设定值由程序计算但不能自动分配到机组，有功分配值显示在操作员站的屏幕上，如果需要开停机则只显示开停机请求，不下发开停机令。

半开环模式下，机组的设定值由程序计算并直接分配到机组，如果需要开停机则显示开停机请求且命令被送到机组前需要操作员确认。

每次开停机操作请求只有一台，如果有开停机请求被操作员拒绝后，程序自动选择下一台机组开停机，如果三次拒绝后，开停机请求将被清除，并报警“开停机请求被清除”，且报警“功率有偏差”。闭环模式下，机组的设定值由程序计算并直接分配到机组。联合控制系统自动执行开停机——不需要操作员确认，每次开停机只有一台[2]，如图1所示。

1.2 机组投入/退出AGC

机组可以选择投入AGC，也可退出AGC。机组加入AGC，程序可以对机组进行控制，如果机组退出AGC；则该机组不受控制，操作员可以直接通过人机界面对机组进行发令操作，如图2所示。

1.3 选择参考母线

操作员可以点击按钮选择I母或者II母为主母线，程序的电压或频率值以参考母线值为准。

1.4 AGC功率控制模式

电站AGC功率控制模式包括有功给定、负荷曲线两种，运行操作员通过软开关进行每种模式的切换[3]。

图1 溪洛渡左岸AGC/AVC联控主画面Figure 1 Main picture of AGC/AVC joint control on Left Bank of Xiluodu

有功功率给定方式下，电站AGC根据给定的电站总有功，调节各机组的有功。当电站AGC控制权设置为“厂控”时，由电站运行人员设定总有功；当电站AGC控制权设置为“梯调”时，电站接收梯调下发的有功给定值；当电站AGC控制权设置为“西南”时，电站接收西南网调下发的有功给定值。

根据日负荷曲线调节各电站的有功，分今日负荷曲线和明日负荷曲线两种。在这种方式下，电站AGC根据今日负荷曲线的当前时段值调节每个机组的有功，控制权为“厂控”。负荷曲线分为每隔15min一点（或按调度要求调整），则一天96点。每天零点整，程序自动将明日负荷曲线值拷贝给今日负荷曲线对应时段，AGC程序负荷分配时将每个时间段数据进行插值计算下发，某一刻钟整点后第i分钟的计划出力为[4]：

图2 溪洛渡左岸AGC/AVC机组联控画面Figure 2 Picture of AGC/AVC Unit Joint Control on Left Bank of Xiluodu

式中Pn—— 96点计划曲线上某15分钟整点的发电出力；

Pn+1—— 96点计划曲线上的下一15min整点发电出力；

i——0～14。

2 电站发电优化控制设计

2.1 电站发电优化控制基本原则

按照优先级列出有功分配原则：

（1）机组不能运行在振动区；

（2）不能频繁跨越振动区；

（3）当给定总有功大于实发总有功时，机组尽可能不减负荷；当给定总有功小于实发总有功时，机组尽可能不增负荷；

（4）机组不能频繁调节（小负荷变化由1或2台机移动）；

（5）优化效率。

如果考虑了前4条原则，有时会降低理论上的最佳效率。

为了避免机组磨损采用了以下原则：

（1）预定功率范围内仅改变一台机的设定值；

（2）增加调整的时间间隔；

（3）在预先定义的功率增量或减量（死区）范围内调整。

由这些调节引起的电站效率损失通常是忽略不计的。

2.2 自动开停机原则

程序在需要开停机时需考虑全厂有功给定值、旋转备用和开停机死区值：

（1）达到尽可能高的电站效率。

（2）具有系统要求的旋转备用。

（3）减少机组启停次数以降低磨损。

2.2.1 开停机优先级

电站的操作员可定义机组的开停机顺序。如果需要机组开机或停机，则按照开停机顺序来选择机组。“1”为最高优先级，优先级数字小的机组优先开机，优先级数字大的机组优先停机。例如：当机组优先级为1号机等于2、2号机等于1、3号机等于3时，则机组开机顺序为2号机、1号机、3号机。操作员可根据需要改变优先级。

如果操作员没有设置开停机顺序，即所有机组的开停机顺序均为0。那么，程序按照发电时间长的机组先停机，备用时间长的机组先开机的原则进行选择机组开停机。

2.2.2 开停机死区

为了防止由于给定有功值波动导致频繁开停机，程序考虑开停机死区值，只有当总有功给定值大于当前机组可发最大容量，且差值大于开停机死区，程序才会开机；当总有功给定值小于当前停掉一台可发最大容量，且差值大于开停机死区，程序才会停机。开停机死区值可在人机界面上设置。

2.2.3 开停机时限

当AGC发出开或停机指令后，如果机组没有在开机时限内并网或在停机时限内没有分断路器，说明该机组有事故或故障，AGC将该机组退出AGC，变为“单控”，AGC不再对该机组进行操作，并发出开停机失败报警，如果操作员想再将该机组加入AGC，需手动投入。

2.3 旋转备用

旋转备用是不需要开额外机组的情况下即可直接获得的有功。旋转备用可在人机界面上由电站的操作员输入要求的旋转备用容量。如果投入了旋转备用模式，则要求的旋转备用容量将直接影响运行机组的数量。这意味着如果没有足够的旋转备用容量，则需要额外的机组开机。参与AGC的所有机组采取最佳的途径分配有功（MW）和旋转备用。旋转备用并不意味着机组空载运行。

开机：如果运行机组的实际旋转备用容量低于要求的旋转备用容量，且差值大于开停机死区，则需要开机。

停机：如果停掉一台机后仍有足够的旋转备用容量，则需要停机。

2.4 其他约束条件

除上述条件外，程序还需考虑以下约束条件：

（1）机组有功需在当前水头下最大最小出力范围内运行。

（2）两次有功给定值变化不能太大。

（3）减少开停机次数。

（4）发电效率最高。

（5）其他约束条件等。

3 溪洛渡左岸电站AGC功能优化改进策略建议

3.1 增加滤波处理程序及延时退出功能

溪洛渡电站AGC运行初期，出现了2次机组并网瞬间机组有功突变超过单机有功突变设定值100MW（现定值已修改为150MW），退AGC；出现1次10机组有功功率1s内有功功率跳变幅度超过100MW退AGC等异常情况。

为避免机组并网瞬间产生的单机有功跳变导致AGC退出，溪洛渡电站实施了优化措施，首先，对AGC等重要自动化系统采集信号在信号源头进行滤波处理后再送AGC，同时在AGC内部加入滤波处理程序，对重要信号进行软件滤波处理后使用，减少其误动率。其次，在溪洛渡左岸电站AGC程序中，增加有功跳变延时退AGC条件，任意机组非维护态且有功实发值发生突变值大于150MW，且延时2s，退出全厂AGC。

3.2 完善AGC退出条件

2018年3月30日，西南网调组织召开了“国调直调电厂纳入西南分中心AGC系统闭环试运行讨论会”，会议要求各直调电站须对AGC功能进一步完善，以满足西南调度数据网AGC运行要求。为此，溪洛渡电站须对左岸AGC相应功能进行优化：

在计算库文件中增加溪洛渡电站左岸AGC自动退出条件判断逻辑，增加发电机保护动作停机出口信号、主变压器保护动作停机出口信号、出线线路保护动作跳闸信号、母线保护动作跳闸信号判断逻辑。例如，当1F至9F机组“发电机保护动作停机”信号动作且“发电机保护动作停机总出口”信号动作，或“主变压器保护动作停机”信号动作且“主变压器保护动作停机总出口”信号动作，左岸电站AGC使能退出。

同时，当左岸电站出线“保护装置跳闸”信号动作或当左岸500kV母线“母差保护动作”信号动作且“母差保护失灵动作”信号动作时，左岸电站AGC使能退出。

3.3 有功信号采集优化

运行初期，溪洛渡电站监控系统左岸AGC中出线有功计算由LCU19交采表上送。

交采表所测线路有功功率数值上送延迟，且数值缓变，需爬坡时间，造成监控系统中线路有功数值延迟上送，且数据延迟导致线路停送电过程中各线路有功之和与总有功偏差大于200MW时，必将导致“左岸AGC”退出，并可能导致系统功率波动。

在左岸开关站LCU增加一路运用功率变送器采集GIS出线有功功率值/无功功率值，将监控系统左岸AGC中线路有功计算更改为通过左右岸开关站LCU增加的功率变送器直接上送LCU19，这样，在电站线路停送电过程中，LCU24功率变送器所测线路有功功率数值即时上送，数值稳定，则停送电过程中各线路有功之和与总有功偏差较小，保证了左岸AGC的正常运行，避免了系统功率波动。

4 结束语

本文主要针对溪洛渡左岸电站投入运行初期出现的机组并网瞬间有功突变退AGC、AGC自动退出和延时退出条件不够完善、出线有功信号采集延迟等问题，通过增加滤波处理程序、增加发电机、主变压器及母线保护动作跳闸信号来完善AGC自动退出判断逻辑、增加功率变送器采集出线有功信号等方式对AGC功能进行优化，优化之后，溪洛渡左岸电站AGC运行安全稳定，即减少了AGC因有功突变、数据延迟等造成的异常退出，又避免了因机组、出线或母线保护动作导致AGC未及时退出造成的严重后果，为保障设备安全稳定运行等方面发挥了重要的作用。随着电网辅助服务的加强，AGC投运率将是重要的一项考核指标，异常退出既降低了电站自动化水平，同时又面临被电网考核的风险。后续将在AGC退出条件防误动等方面继续研究。