某巨型水電站AGC策略優(yōu)化與實施

王凌云，李利華，李天智，龔傳利

（1.三峽水力發(fā)電廠，湖北 宜昌 443133；2.白鶴灘水力發(fā)電廠，四川 涼山 615000；3.長江電力銷售公司，湖北 宜昌 443002； 4.北京中水科水電科技開發(fā)有限公司，北京 100038）

水力發(fā)電機組啟停迅速，具有良好的調(diào)節(jié)性能，在電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻中承擔(dān)著重要的作用。但混流式水輪發(fā)電機組在低負(fù)荷區(qū)有一個較大的振動區(qū)，機組長時間在振動區(qū)運行，易導(dǎo)致機械疲勞，增加設(shè)備維護成本甚至縮短設(shè)備使用壽命。

某巨型水電站AGC程序具有有功設(shè)定值控制、頻率控制等功能，可以滿足電站安全穩(wěn)定運行的需要，但舊AGC程序只能對處于穩(wěn)定區(qū)運行的機組進行平穩(wěn)調(diào)節(jié)。2019年，該電站啟動了監(jiān)控系統(tǒng)改造，其中包括AGC程序的國產(chǎn)化、策略優(yōu)化。新監(jiān)控系統(tǒng)的AGC策略由電廠人員自主研究，具備在開機并網(wǎng)后和停機前的兩個過渡過程中，對全電站機組有功調(diào)節(jié)過程進行程序化調(diào)整的功能。同時新AGC策略模擬了最優(yōu)人工調(diào)節(jié)過程，使電站出力調(diào)整過程更有利于減少機組磨損、更好滿足電網(wǎng)對出力平穩(wěn)變化的要求。下文將對其AGC策略優(yōu)化研究、實施過程進行詳細介紹。

1 AGC策略優(yōu)化難點

某電站安裝若干臺巨型混流式水力發(fā)電機組，機組運行具有以下特點：

（1）水頭范圍大，水輪機運行水頭范圍達數(shù)10 m；

（2）不同水頭下，機組穩(wěn)定區(qū)下沿差異大，從430 ～610 MW不等；

（3）不同水頭下，甚至同一水頭下，并列運行機組臺數(shù)變化范圍大；

（4）發(fā)電計劃旋轉(zhuǎn)備用范圍大，從0旋轉(zhuǎn)備用至接近單機最大有功功率不等；

（5）單機容量大，電網(wǎng)對開停機調(diào)峰過程中總出力平穩(wěn)要求高。

基于以上特點，要達到機組全過程程序化調(diào)整出力，并實現(xiàn)模擬最優(yōu)人工調(diào)節(jié)，需對AGC策略進行優(yōu)化，為適應(yīng)各種情況，參數(shù)需可配置修改。

2 開機策略優(yōu)化研究

開機策略優(yōu)化首先需對兩種情況分別進行研究。

2.1 起始出力和目標(biāo)出力有一個不能使所有機組在穩(wěn)定區(qū)運行

起始出力和目標(biāo)出力有一個不能使所有機組在穩(wěn)定區(qū)運行（以下簡稱情景1）時，出力調(diào)整過程分3個階段。第1階段：計劃開機機組并網(wǎng)前，已并網(wǎng)機組在可調(diào)范圍內(nèi)跟隨負(fù)荷曲線調(diào)整。第2階段：新并網(wǎng)機組加入AGC聯(lián)控后，程序以所有機組進入穩(wěn)定區(qū)為目標(biāo)進行調(diào)節(jié)；其中新并網(wǎng)機組以60 MW為步長增加出力，直至到達穩(wěn)定區(qū)下沿；其他可調(diào)機組以30 MW為步長減小出力，直至新并網(wǎng)機組進入穩(wěn)定區(qū)或無補償功率。第3階段：以當(dāng)前時段計劃曲線值為目標(biāo)，平穩(wěn)調(diào)節(jié)。

以機組穩(wěn)定區(qū)下沿600 MW，上限700 MW，3臺機運行調(diào)整為4臺機運行，總出力由2 000 MW調(diào)整至2 600 MW為例，理想曲線、實際總出力、其他機組總出力、新并網(wǎng)機組出力變化過程見表1所示。

表1 開機調(diào)峰過程總出力變化情況（情景1）單位：MW

2.2 起始出力和目標(biāo)出力均能使所有機組在穩(wěn)定區(qū)運行

起始出力和目標(biāo)出力均能使所有機組在穩(wěn)定區(qū)運行（以下簡稱情景2）時，整個過程分2個階段。第1階段：已并網(wǎng)機組在能力范圍內(nèi)跟隨負(fù)荷曲線調(diào)整。第2階段：新機組并網(wǎng)后采用補償調(diào)節(jié)模式快速穿越，總有功跟隨負(fù)荷曲線調(diào)整。

以機組穩(wěn)定區(qū)下沿500 MW，上限700 MW為例，5臺機運行調(diào)整為6臺機運行，總出力由3 300 MW調(diào)整至3 800 MW為例。見表2所示。

表2 開機調(diào)峰過程總出力變化情況（情景2）單位：MW

3 停機策略優(yōu)化研究

停機策略優(yōu)化同樣需對兩種情況分別進行研究。

3.1 起始出力和目標(biāo)出力有一個不能使所有機組在穩(wěn)定區(qū)運行

起始出力和目標(biāo)出力有一個不能使所有機組在穩(wěn)定區(qū)運行（以下簡稱情景3）時，整個過程分為3個階段。第1階段：將滿足所有機組約束條件的最小總有功值作為第10 min目標(biāo)值，進行平穩(wěn)調(diào)節(jié)。第2階段：以繼續(xù)運行機組達到計劃出力為目標(biāo)快速轉(zhuǎn)移出力，轉(zhuǎn)移出力步長為60 MW，總出力不變。第3階段：計劃停機機組快速穿越振動區(qū)，出力減至30 MW后由人工發(fā)令停機。

以機組穩(wěn)定區(qū)下沿600 MW，上限700 MW為例，4臺機運行調(diào)整為3臺機運行，總出力由2 600 MW調(diào)整至2 000 MW為例。見表3所示。時間

表3 停機調(diào)峰過程總出力變化情況（情景3）單位：MW

3.2 起始出力和目標(biāo)出力均不能使所有機組在穩(wěn)定區(qū)運行

起始出力和目標(biāo)出力均不能使所有機組在穩(wěn)定區(qū)運行（以下簡稱情景4）時，整個過程同樣分3個階段。第1階段：前10 min，按負(fù)荷曲線平穩(wěn)調(diào)整。第2階段：以繼續(xù)運行機組達到計劃出力為目標(biāo)快速轉(zhuǎn)移出力，轉(zhuǎn)移出力步長為60 MW，總出力不變。第3階段：計劃停機機組快速穿越振動區(qū)，出力減至30 MW后由人工發(fā)令停機。

以機組穩(wěn)定區(qū)下沿500 MW，上限700 MW為例，6臺機運行調(diào)整為5臺機運行，總出力由3 800 MW調(diào)整至3 300 MW為例。見表4所示。

表4 停機調(diào)峰過程總出力變化情況（情景4）單位：MW

4 開、停機策略

4.1 開機穿越振動區(qū)策略

經(jīng)過對開機時兩種情況的分析，最終確定開機穿越振動區(qū)策略為：

（1）新并網(wǎng)機組確認(rèn)無異常后即投入AGC聯(lián)控，以aMW的步長增加有功功率，直至進入穩(wěn)定區(qū)；

（2）新并網(wǎng)機組增加有功功率的同時，其他以并網(wǎng)機組考慮安控允切機組最小出力、運行在穩(wěn)定區(qū)兩個約束條件，以bMW的步長減小有功功率；

（3）理想情況下，新并網(wǎng)機組穿越振動區(qū)時，全電站出力以(a-b) MW的步長增加；但已并網(wǎng)機組和新并網(wǎng)機組之間只進行一對一的補償調(diào)節(jié)，已并網(wǎng)機組調(diào)節(jié)裕度低于bMW時，仍為一步。已并網(wǎng)機組有功均已到達約束條件數(shù)值時，不再對新并網(wǎng)機組進行補償，此時新并網(wǎng)機組仍以aMW的步長增加有功功率；

（4）機組有功調(diào)節(jié)時間間隔、步長均可設(shè)置。機組有功進入有功調(diào)節(jié)死區(qū)、調(diào)節(jié)時間間隔到，才進行下一步調(diào)節(jié)。

4.2 停機穿越振動區(qū)策略

經(jīng)過對停機時兩種情況的分析，最終確定停機穿越振動區(qū)策略為：

（1）綜合考慮電站運行實際情況，以第nmin作為轉(zhuǎn)移出力階段起始時間；

（2）AGC程 序 提 前 計 算“第nmin曲 線 目 標(biāo)值”“滿足運行機組約束條件的最小總有功值”兩個數(shù)值，并將兩個數(shù)值取大，作為第nmin出力調(diào)整的目標(biāo)值；

（3）第nmin時間到，AGC根據(jù)預(yù)先設(shè)置的優(yōu)先級數(shù)值，選擇停機機組，發(fā)出“停機請求”，操作人員確認(rèn)“停機請求”無誤后，確認(rèn)“停機請求”；

（4）“停機請求”被確認(rèn)后，AGC程序以15 min計劃值為目標(biāo)值計算計劃停機機組以外機組目標(biāo)值。計算完畢，將計劃停機機組出力以aMW的步長向其他機組轉(zhuǎn)移，直至其他機組出力達到目標(biāo)值；

（5）其他機組出力達到目標(biāo)值后，計劃停機機組出力繼續(xù)以aMW的步長向下調(diào)整出力，直至減至dMW(停機流程允許值)，AGC程序自動將計劃停機機組退出聯(lián)控；

（6）關(guān)于計劃停機機組的無功功率：“停機請求”被確認(rèn)后，AVC程序?qū)⒂媱澩C機組無功功率以eMVar的步長進行調(diào)整，直至調(diào)至0 MVar；

（7）計劃停機機組退出AGC聯(lián)控的同時，自動退出AVC聯(lián)控；

（8）人工發(fā)令停機。

5 程序的測試

AGC策略優(yōu)化研究工作實際于2017年底啟動，至2019年中最終確定，耗時一年半，期間多次進行論證。2019年底，AGC程序投運前，進行了嚴(yán)格的離線測試，主要包括以下內(nèi)容：小方式高水頭下0旋轉(zhuǎn)備用開、停機調(diào)節(jié)測試；小方式高水頭下高旋轉(zhuǎn)備用開、停機調(diào)節(jié)測試；大方式低水頭下0旋轉(zhuǎn)備用開、停機調(diào)節(jié)測試；大方式低水頭下高旋轉(zhuǎn)備用開、停機調(diào)節(jié)測試。

盡管AGC程序編寫前進行了大量論證及數(shù)據(jù)模擬測算，測試過程中還是發(fā)現(xiàn)了大量細節(jié)問題，并立即進行了調(diào)整、再測試，直至達到理想效果。

離線測試完畢，進行了AGC程序在線測試，包括不同調(diào)節(jié)模式下的開環(huán)測試、閉環(huán)測試、小出力調(diào)整測試、開停機出力調(diào)整測試。

6 結(jié)語

AGC新程序于2019年11月與新監(jiān)控系統(tǒng)上位機同步投入運行，至今已運行超過一年，經(jīng)歷了各種運行方式的考驗，程序均調(diào)節(jié)正常、可靠，達到了預(yù)期的目標(biāo)?？偨Y(jié)經(jīng)驗如下：

（1）電站AGC程序設(shè)計/優(yōu)化必須基于電站實際運行情況；

（2）在設(shè)計階段，初步方案確定后，需模擬程序調(diào)節(jié)過程進行完整的數(shù)據(jù)測算；

（3）程序設(shè)計需考慮機組實際運行過程中可能出現(xiàn)的各種異常情況；

（4）運行情況復(fù)雜的電站可以考慮設(shè)置必要的可變參數(shù)，以適應(yīng)不同的外部條件；

（5）AGC程序需設(shè)置完備的保護功能，并在調(diào)節(jié)異常時自動退出總功能，以確保電網(wǎng)及機組運行安全。