大型水電站AGC運行與安全閉鎖策略分析

石發(fā)太，鄧兆鵬，李世豪，劉 峰

（雅礱江流域水電開發(fā)有限公司，四川 成都610051）

0 引言

隨著大型水電站以及大型水電機組的投運，大型水電機組所具有的調節(jié)速度快，調節(jié)性能好等優(yōu)點，配合自動發(fā)電控制（以下簡稱“AGC”）技術的應用，對提高電網(wǎng)電能質量發(fā)揮了重要作用。然而由于AGC運行策略不合理，安全閉鎖邏輯[1～3]不完善以及人員誤操作等問題，造成的電網(wǎng)負荷大幅波動仍時有發(fā)生。因此必須考慮AGC的調節(jié)與安全閉鎖策略問題。

1 AGC基本功能

我廠AGC/AVC功能是在考慮到機組振動區(qū)及勵磁最小限制基礎上的自動發(fā)電控制，控制全廠機組按照總有功、總無功設定值發(fā)電；控制旋轉備用，自動開停機；控制頻率、電壓補償；控制自動頻率、電壓調節(jié)。

圖1 聯(lián)合控制功能圖

2 AGC運行原理

2.1 負荷分配

負荷分配采取按優(yōu)先級梯度分配算法，見圖2。

圖2 機組有功梯度分配算法

2.2 負荷分配原則

2.2.1 負荷分配的基本原則

機組投入AGC運行后，有以下4項分配原則：①機組不能運行在振動區(qū)；②避免機組頻繁跨越振動區(qū)；③盡量減少機組動作次數(shù)以延長其使用壽命（小負荷變化由1或2臺機分配）；④優(yōu)化全廠機組運行效率。但如果考慮了第1、2、3條原則，有時會降低理論上的最佳效率。

2.2.2 負荷分配的最佳設定值原則

負荷分配意味著每次改變設定值后需要調整機組的設定值。為了避免機組磨損采用了以下3個原則：①預定功率范圍內僅改變1臺機的設定值；②增加調整的時間間隔（有一些限制）；③在預先定義的功率增量或減量（死區(qū)）范圍內調整。

3 AGC運行要求

3.1 避免頻繁跨越振動區(qū)

電網(wǎng)的負荷變化頻率高，變化存在較大的不確定性。如負荷一經變化，機組即進行跨振動區(qū)運行，必然導致機組頻繁跨越振動區(qū)。而機組跨越振動區(qū)對其壽命有較大的影響，文獻[4]指出的某水電站300 MW機組，其1次穿越振動區(qū)造成機組壽命減少0.013 33 h。為減少機組跨越振動區(qū)的次數(shù)，應設置跨振動區(qū)調節(jié)功率死區(qū)，即只有在當前設定值與新設定值所產生的有功缺額大于死區(qū)值（如40 MW）時，才允許機組跨越振動區(qū)。在振動區(qū)調節(jié)功率死區(qū)以內，AGC仍執(zhí)行原設定值。以某電站3臺600 MW機組運行為例，機組當前水頭下的振動區(qū)為210～450 MW，最小允許出力為20 MW，其跨振動區(qū)調整邏輯見表1。

表1 AGC跨振動區(qū)負荷調整邏輯

3.2 允許機組短時振動區(qū)運行

為了保證系統(tǒng)穩(wěn)定，當負荷缺額過大（如70 MW）且機組負荷無法分配時，則允許機組在振動區(qū)短時運行，時間由廠站根據(jù)電網(wǎng)和設備情況確定。

4 AGC安全控制策略

正常情況下，AGC能夠根據(jù)調度下發(fā)的有功目標值或者電廠運行人員的設定值進行發(fā)電。但由于電站AGC問題，可能導致全廠出力在很短時間內出現(xiàn)大幅波動，對電廠和電網(wǎng)的安全運行造成很大影響和沖擊。因此必須對AGC安全閉鎖策略進行完善。

4.1 調度側對AGC安全控制策略

因電站AGC屬于上級調度管轄設備，AGC的安全控制策略必須滿足電網(wǎng)AGC安全控制要求。對于本電站所述電網(wǎng)AGC安全控制策略要求有以下7個方面：

（1）為避免發(fā)電廠/機組AGC在控制權切換時發(fā)電站/機組有功出力發(fā)生波動，當控制權切換后，應采用當前全廠機組有功實際出力覆蓋命令給定值的方式。一般該情況主要出現(xiàn)在電站遠程集控的情況下，因集控側監(jiān)控系統(tǒng)和廠站側監(jiān)控系統(tǒng)不一致，當集控側監(jiān)控系統(tǒng)出現(xiàn)異常，需要將AGC控制權切換至電站側，因不同系統(tǒng)之間切換可能導致機組有功出力發(fā)生波動。

（2）發(fā)電廠采用不同通信規(guī)約時（如IEC101、IEC104、IEC61850等規(guī)約），當不同通信規(guī)約之間進行定期或非定期切換時，不應該對發(fā)電站/機組AGC系統(tǒng)造成干擾。因此，一般在發(fā)電廠需要進行規(guī)約切換工作時，為不影響調度側AGC系統(tǒng)的運行，應提前經調度自動化專業(yè)同意，通過自動化檢修申請單的方式，退出廠站AGC運行。待工作結束后，再申請將廠站AGC投入調度側控制。可以有效避免因站內工作導致AGC系統(tǒng)出現(xiàn)異常。

（3）發(fā)電廠/機組AGC應對全廠/機組負荷給定值合理性（包括不在可調范圍內、超差超調等）進行判斷，對不合理的給定值不得采用和保留。因此，電站側需要向調度側上送全廠不合理的給定值，即機組的負荷不可分配區(qū)。由于水輪發(fā)電機組振動區(qū)的存在，在一些情況下，會出現(xiàn)全廠負荷的不可分配區(qū)，如文獻[5]、[6]提到的某電站3臺機運行時就存在不可分配區(qū)（表2）。為避免調度側將AGC有功下發(fā)值在不可分配區(qū)，影響電網(wǎng)的安全運行，電廠側AGC應將電站當前運行方式下的不可分配區(qū)上送至調度側AGC主站，由AGC主站提前考慮，在電網(wǎng)內進行負荷平衡。

（4）當發(fā)電廠AGC連續(xù)多次收到不合理的全廠/機組負荷給定值時，電站側應執(zhí)行相應的安全閉鎖邏輯。

表2 3機運行不可分配區(qū)

（5）發(fā)電廠/機組AGC在進行超差判斷和負荷分配時應采用全廠/機組負荷給定值與全廠/機組有功實際出力比較的方式進行計算。

（6）當發(fā)電廠站內監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫狀態(tài)異常時，AGC程序應執(zhí)行相應的安全閉鎖邏輯。一般要求集控系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫中實時數(shù)據(jù)庫和歷史數(shù)據(jù)庫的存儲要保持相對獨立，在數(shù)據(jù)備份或者數(shù)據(jù)庫更新時，應向上級調度提前提出退出AGC的申請，待調度自動化批準同意后再進行類似工作，從根本上保證AGC的安全運行。

（7）發(fā)電廠/機組AGC應讀取當前的全廠/機組負荷給定值來執(zhí)行分配計算，不應采取歷史數(shù)據(jù)參與計算。

4.2 電站側AGC安全閉鎖策略

電站側AGC運行安全閉鎖策略是保證AGC運行的關鍵，因AGC運行方式分為投入調度側運行和投入廠站側運行2種模式，正常情況下，電站AGC投入調度側控制。在調度下令退出廠站AGC時，正常情況下電站側根據(jù)運行要求，投入廠站側AGC運行。

4.2.1 AGC應用服務冗余配置

冗余配置AGC應用服務器，當其中一臺故障時，可自動切換至備用機運行；如果兩臺同時故障，則退出全廠機組AGC控制，并保持負荷不變。

4.2.2 取消AGC控制器切換裝置

目前該水電站AGC系統(tǒng)采用機架冗余模式，配置了2個完全一樣的AK1703機架，2個機架中的控制器通過高速連接線HSL進行數(shù)據(jù)同步。通過冗余SCA-RS切換裝置控制2個控制器的主備用切換，同時2臺AGC控制器通過監(jiān)控主網(wǎng)連接，在SCARS故障時由2臺AGC控制器自主控制主備用狀態(tài)。對于這2種切換方式，取消其中任意1種，都可以滿足切換要求。

AGVC系統(tǒng)機架控制器采用的是CP2014處理器，從目前的使用情況來看，CP2014與SCA-RS切換裝置配合使用存在一些問題，造成SCA-RS切換裝置故障頻發(fā)，并且由于SCA-RS切換裝置的存在，使得當前配置方式比較復雜，增加了AGC運行的故障率，不利于AGC穩(wěn)定運行。

4.2.3 優(yōu)化AGC單機有功設定最大改變量

近幾年來，本電站3號機、6號機相繼多次發(fā)生有功功率低頻振蕩，給電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來隱患。因出現(xiàn)機組低頻振蕩時，機組均投入AGC運行，因此通過分析和試驗，確認需要修改監(jiān)控系統(tǒng)AGC單機有功設定最大改變量。在退出AGC全廠控制后，將AGC單機有功設定最大改變量由100 MW修改為90 MW，編譯、拷貝程序，并分別對AGC控制器進行程序下載。然后投入AGC進行控制，在負荷調整過程中，觀察是否再次出現(xiàn)機組有功功率低頻振蕩。記錄機組跨振區(qū)時間，比對修改前后機組負荷調整和機組振動情況。若有功設定最大改變量修改為90 MW后，錄制波形分析，還發(fā)生機組有功功率低頻振蕩或修改前后效果不明顯，則繼續(xù)修改參數(shù)。按照最大改變量10 MW為一個修改梯度，通過試驗觀察確認最優(yōu)改變量，最終根據(jù)試驗情況確定了AGC單機有功設定最大改變量為70 MW。

5 結語

對運行人員而言AGC為運行工作提供便利，工作中必須確保其安全可靠運行。因此，AGC在滿足上級調度AGC安全控制策略要求的同時，應通過電站設備運行實際情況優(yōu)化電站側AGC安全閉鎖策略，保證電網(wǎng)、電廠的安全穩(wěn)定運行。