溪洛渡左岸電站AGC設計功能優化

劉 準，崔 敏，張東峰，李見輝

（1.溪洛渡水力發電廠，云南省昭通市 657300；2.白鶴灘水力發電廠，四川省寧南縣 615421）

0 引言

溪洛渡水電站位于云南省永善縣和四川省雷波縣接壤的金沙江峽谷河段，是一座以發電為主，兼有防洪、攔沙及改善枯水期下游通航條件等綜合效益的巨型水電站，是國家“西電東送”戰略的骨干電源點。電站左、右岸地下廠房各裝設9臺77萬kW的水輪發電機組，總裝機1386萬kW，2013年7月首批機組投產發電，2014年6月18臺機組全部投產發電，2015年電站主體工程全部建成完工。2016年，溪洛渡水電站榮獲有國際工程咨詢領域“諾貝爾獎”之稱的“菲迪克工程項目杰出獎”。

根據電網運行狀況及調度整體規劃要求，溪洛渡左岸電站所有投運機組均需加入電網AGC運行，這將給溪洛渡電站左岸所有運行機組及相關設備運行管理帶來新的問題與挑戰。為此，溪洛渡電廠于2011年成立AGC研究小組，2012～2013年6月完成溪洛渡電站AGC運行方式報告，并于2013年8月完成6F、8F機組AGC功能試驗，主要進行了有功給定方式與負荷曲線切換試驗、AGC有功設定越限保護、變幅保護測試、AGC頻率設定越限保護、變幅保護測試、AGC控制權切換試驗、跨越振動區試驗、AGC軟硬件安全性測試等試驗，并在試驗過程中確定合適的AGC參數。

2015年4月21～22日，溪洛渡電廠聯合三峽梯調成都調控中心對左岸電站AGC進行程序升級及AVC聯控試驗，成功實現了左岸電站根據水庫上游來水量和電力系統的要求在保證機組安全運行的前提下自動控制機組負荷分配的功能，為溪洛渡左岸電站最終實現AGC投運提供了充分的技術保證。

2015年7月3日，溪洛渡電廠經國調批準將左岸AGC置“站控”“開環”“有功給定”，AVC置“站控”“開環”“電壓控制”模式進行試運行，試運行效果顯著，并于 2015年7月10日正式投入運行，所有運行機組均實現有功聯控。成功實現了左岸電站根據水庫上游來水量和電力系統的要求在保證機組安全運行的前提下機組運行臺數、機組組合和機組之間的最優負荷分配，為溪洛渡電廠的精益運行提供強有力的保證。

1 溪洛渡左岸電站AGC功能概述

溪洛渡左岸電站AGC程序運行于北京中水科水電科技開發有限公司自主研發的水電站計算機監控系統H9000 4.0系統上，適于大中小型各種類型電站。AGC調節分配模式分為有功給定、負荷曲線、全頻率控制和頻率補償四種模式，程序可接受國調、網調、省調及梯調等各級全廠總有功給定值，電站操作員也可以手動設置全廠總有功給定。程序優化分配算法采用修正等容量分配原則，同時采用正確方法避開振動區和氣蝕區運行，以保證機組運行安全、可靠、高效[1]。

程序設計過程中，考慮人性化設計，操作人員可以手動選擇機組加入全廠AGC有功聯控，同時通過閉鎖條件判斷機組是否聯控可調，AGC只對聯控可調的機組進行調節，一些程序所需參數，操作人員可以通過人機界面進行靈活設置。程序同時考慮某臺機組出現事故時，其負荷由其他聯控可調機組進行分配。當電站出現異常情況，AGC將自動退出，當功能模式切換時保證負荷無擾動，雙機切換時負荷無擾動和其他安全措施。

1.1 AGC運行模式

AGC功能可“投入”/“退出”，當功能為“投入”時，AGC運行，當功能“退出”時，AGC不運行。當AGC退出時，機組自動切為“單控”方式，同時AGC切為“開環”模式，調度模式切為“站控”。

AGC有開環、半開環和閉環三種模式，電站運行人員可通過操作界面軟開關進行每種模式的切換。

開環模式下，機組的設定值由程序計算但不能自動分配到機組，有功分配值顯示在操作員站的屏幕上，如果需要開停機則只顯示開停機請求，不下發開停機令。

半開環模式下，機組的設定值由程序計算并直接分配到機組，如果需要開停機則顯示開停機請求且命令被送到機組前需要操作員確認。

每次開停機操作請求只有一臺，如果有開停機請求被操作員拒絕后，程序自動選擇下一臺機組開停機，如果三次拒絕后，開停機請求將被清除，并報警“開停機請求被清除”，且報警“功率有偏差”。閉環模式下，機組的設定值由程序計算并直接分配到機組。聯合控制系統自動執行開停機——不需要操作員確認，每次開停機只有一臺[2]，如圖1所示。

1.2 機組投入/退出AGC

機組可以選擇投入AGC，也可退出AGC。機組加入AGC，程序可以對機組進行控制，如果機組退出AGC；則該機組不受控制，操作員可以直接通過人機界面對機組進行發令操作，如圖2所示。

1.3 選擇參考母線

操作員可以點擊按鈕選擇I母或者II母為主母線，程序的電壓或頻率值以參考母線值為準。

1.4 AGC功率控制模式

電站AGC功率控制模式包括有功給定、負荷曲線兩種，運行操作員通過軟開關進行每種模式的切換[3]。

圖1 溪洛渡左岸AGC/AVC聯控主畫面Figure 1 Main picture of AGC/AVC joint control on Left Bank of Xiluodu

有功功率給定方式下，電站AGC根據給定的電站總有功，調節各機組的有功。當電站AGC控制權設置為“廠控”時，由電站運行人員設定總有功；當電站AGC控制權設置為“梯調”時，電站接收梯調下發的有功給定值；當電站AGC控制權設置為“西南”時，電站接收西南網調下發的有功給定值。

根據日負荷曲線調節各電站的有功，分今日負荷曲線和明日負荷曲線兩種。在這種方式下，電站AGC根據今日負荷曲線的當前時段值調節每個機組的有功，控制權為“廠控”。負荷曲線分為每隔15min一點（或按調度要求調整），則一天96點。每天零點整，程序自動將明日負荷曲線值拷貝給今日負荷曲線對應時段，AGC程序負荷分配時將每個時間段數據進行插值計算下發，某一刻鐘整點后第i分鐘的計劃出力為[4]：

圖2 溪洛渡左岸AGC/AVC機組聯控畫面Figure 2 Picture of AGC/AVC Unit Joint Control on Left Bank of Xiluodu

式中Pn—— 96點計劃曲線上某15分鐘整點的發電出力；

Pn+1—— 96點計劃曲線上的下一15min整點發電出力；

i——0～14。

2 電站發電優化控制設計

2.1 電站發電優化控制基本原則

按照優先級列出有功分配原則：

（1）機組不能運行在振動區；

（2）不能頻繁跨越振動區；

（3）當給定總有功大于實發總有功時，機組盡可能不減負荷；當給定總有功小于實發總有功時，機組盡可能不增負荷；

（4）機組不能頻繁調節（小負荷變化由1或2臺機移動）；

（5）優化效率。

如果考慮了前4條原則，有時會降低理論上的最佳效率。

為了避免機組磨損采用了以下原則：

（1）預定功率范圍內僅改變一臺機的設定值；

（2）增加調整的時間間隔；

（3）在預先定義的功率增量或減量（死區）范圍內調整。

由這些調節引起的電站效率損失通常是忽略不計的。

2.2 自動開停機原則

程序在需要開停機時需考慮全廠有功給定值、旋轉備用和開停機死區值：

（1）達到盡可能高的電站效率。

（2）具有系統要求的旋轉備用。

（3）減少機組啟停次數以降低磨損。

2.2.1 開停機優先級

電站的操作員可定義機組的開停機順序。如果需要機組開機或停機，則按照開停機順序來選擇機組。“1”為最高優先級，優先級數字小的機組優先開機，優先級數字大的機組優先停機。例如：當機組優先級為1號機等于2、2號機等于1、3號機等于3時，則機組開機順序為2號機、1號機、3號機。操作員可根據需要改變優先級。

如果操作員沒有設置開停機順序，即所有機組的開停機順序均為0。那么，程序按照發電時間長的機組先停機，備用時間長的機組先開機的原則進行選擇機組開停機。

2.2.2 開停機死區

為了防止由于給定有功值波動導致頻繁開停機，程序考慮開停機死區值，只有當總有功給定值大于當前機組可發最大容量，且差值大于開停機死區，程序才會開機；當總有功給定值小于當前停掉一臺可發最大容量，且差值大于開停機死區，程序才會停機。開停機死區值可在人機界面上設置。

2.2.3 開停機時限

當AGC發出開或停機指令后，如果機組沒有在開機時限內并網或在停機時限內沒有分斷路器，說明該機組有事故或故障，AGC將該機組退出AGC，變為“單控”，AGC不再對該機組進行操作，并發出開停機失敗報警，如果操作員想再將該機組加入AGC，需手動投入。

2.3 旋轉備用

旋轉備用是不需要開額外機組的情況下即可直接獲得的有功。旋轉備用可在人機界面上由電站的操作員輸入要求的旋轉備用容量。如果投入了旋轉備用模式，則要求的旋轉備用容量將直接影響運行機組的數量。這意味著如果沒有足夠的旋轉備用容量，則需要額外的機組開機。參與AGC的所有機組采取最佳的途徑分配有功（MW）和旋轉備用。旋轉備用并不意味著機組空載運行。

開機：如果運行機組的實際旋轉備用容量低于要求的旋轉備用容量，且差值大于開停機死區，則需要開機。

停機：如果停掉一臺機后仍有足夠的旋轉備用容量，則需要停機。

2.4 其他約束條件

除上述條件外，程序還需考慮以下約束條件：

（1）機組有功需在當前水頭下最大最小出力范圍內運行。

（2）兩次有功給定值變化不能太大。

（3）減少開停機次數。

（4）發電效率最高。

（5）其他約束條件等。

3 溪洛渡左岸電站AGC功能優化改進策略建議

3.1 增加濾波處理程序及延時退出功能

溪洛渡電站AGC運行初期，出現了2次機組并網瞬間機組有功突變超過單機有功突變設定值100MW（現定值已修改為150MW），退AGC；出現1次10機組有功功率1s內有功功率跳變幅度超過100MW退AGC等異常情況。

為避免機組并網瞬間產生的單機有功跳變導致AGC退出，溪洛渡電站實施了優化措施，首先，對AGC等重要自動化系統采集信號在信號源頭進行濾波處理后再送AGC，同時在AGC內部加入濾波處理程序，對重要信號進行軟件濾波處理后使用，減少其誤動率。其次，在溪洛渡左岸電站AGC程序中，增加有功跳變延時退AGC條件，任意機組非維護態且有功實發值發生突變值大于150MW，且延時2s，退出全廠AGC。

3.2 完善AGC退出條件

2018年3月30日，西南網調組織召開了“國調直調電廠納入西南分中心AGC系統閉環試運行討論會”，會議要求各直調電站須對AGC功能進一步完善，以滿足西南調度數據網AGC運行要求。為此，溪洛渡電站須對左岸AGC相應功能進行優化：

在計算庫文件中增加溪洛渡電站左岸AGC自動退出條件判斷邏輯，增加發電機保護動作停機出口信號、主變壓器保護動作停機出口信號、出線線路保護動作跳閘信號、母線保護動作跳閘信號判斷邏輯。例如，當1F至9F機組“發電機保護動作停機”信號動作且“發電機保護動作停機總出口”信號動作，或“主變壓器保護動作停機”信號動作且“主變壓器保護動作停機總出口”信號動作，左岸電站AGC使能退出。

同時，當左岸電站出線“保護裝置跳閘”信號動作或當左岸500kV母線“母差保護動作”信號動作且“母差保護失靈動作”信號動作時，左岸電站AGC使能退出。

3.3 有功信號采集優化

運行初期，溪洛渡電站監控系統左岸AGC中出線有功計算由LCU19交采表上送。

交采表所測線路有功功率數值上送延遲，且數值緩變，需爬坡時間，造成監控系統中線路有功數值延遲上送，且數據延遲導致線路停送電過程中各線路有功之和與總有功偏差大于200MW時，必將導致“左岸AGC”退出，并可能導致系統功率波動。

在左岸開關站LCU增加一路運用功率變送器采集GIS出線有功功率值/無功功率值，將監控系統左岸AGC中線路有功計算更改為通過左右岸開關站LCU增加的功率變送器直接上送LCU19，這樣，在電站線路停送電過程中，LCU24功率變送器所測線路有功功率數值即時上送，數值穩定，則停送電過程中各線路有功之和與總有功偏差較小，保證了左岸AGC的正常運行，避免了系統功率波動。

4 結束語

本文主要針對溪洛渡左岸電站投入運行初期出現的機組并網瞬間有功突變退AGC、AGC自動退出和延時退出條件不夠完善、出線有功信號采集延遲等問題，通過增加濾波處理程序、增加發電機、主變壓器及母線保護動作跳閘信號來完善AGC自動退出判斷邏輯、增加功率變送器采集出線有功信號等方式對AGC功能進行優化，優化之后，溪洛渡左岸電站AGC運行安全穩定，即減少了AGC因有功突變、數據延遲等造成的異常退出，又避免了因機組、出線或母線保護動作導致AGC未及時退出造成的嚴重后果，為保障設備安全穩定運行等方面發揮了重要的作用。隨著電網輔助服務的加強，AGC投運率將是重要的一項考核指標，異常退出既降低了電站自動化水平，同時又面臨被電網考核的風險。后續將在AGC退出條件防誤動等方面繼續研究。