自動模式下的水電機組發電控制設計與實現

王振羽，孟繁欣，徐 麟

（1.松江河水力發電有限公司豐滿大壩重建工程建設局，吉林吉林 132013；2.南瑞集團（國網電力科學研究院）有限公司，南京 211106）

0 引 言

近年來間歇性新能源快速發展和廣域大電網互聯，電網安全運行控制的復雜性顯著增加，電網的調峰、調頻、事故備用和黑啟動能力面臨著新的挑戰。迫切需要深化研究自動模式下的水電機組發電控制技術，進一步提高水電機組運行的可靠性、安全性和源網協調能力，充分發揮水電機組對電網大規模資源優化配置和安全運行的支撐作用，為水電廠現場無人值班、關門運行打下堅實基礎［1，2］。

自動發電控制（Automatic Generation Control，簡稱AGC）已廣泛應用于水電廠控制領域，它在水電機組發電控制的基礎上，以迅速、經濟的方式自動調整水電廠總有功功率來滿足電力系統的需要。目前需要啟停機組時，多由運行值班人員啟動相應控制流程，實現機組并網或解列后，再由AGC 根據當前運行機組組合完成機組間的負荷分配。該過程未實現AGC 的自動模式，究其原因，自動啟停機組需有提前時間，啟停過程異常需有可靠的應對措施，啟停過程需減輕對電網的沖擊，啟停過程與頻率控制需協調配合。只有上述問題都得到有效解決，才能保證自動模式下的水電機組發電控制的可靠性。

水電機組開停機成功率是水電廠可靠運行的一個重要指標［3］，是自動模式下AGC控制的重要技術條件。對于AGC控制過程來說，自動開停機不成功的原因包括控制指令丟失和控制過程執行受阻兩大類。控制指令丟失指AGC 控制發出開停機指令，但機組LCU 未執行相應開停機流程。控制過程執行受阻分為開機過程受阻和停機過程受阻。由于同期失敗、起勵失敗等原因造成機組無法并網成功，為開機過程受阻；由于減負荷失敗、出口開關不能正常分閘等原因造成機組無法解列成功，為停機過程受阻。現有AGC 和一次調頻的協聯控制多采用如下策略［4-8］：AGC 控制指令無變化時，以一次調頻動作為主；AGC 控制有新指令時，以AGC 控制指令為主，無論一次調頻是否動作。

之前的研究多集中于開停機的機組數量、機組組合和機組優先級問題，對開停機過程控制的可靠性技術未予研究。現有AGC 和一次調頻的協聯控制策略也無法適用于負荷計劃曲線斜率平滑啟停過程。本文研究了自動模式下水電機組發電控制的設計方法，通過實現負荷計劃曲線斜率平滑啟停模式下的提前開停機，平衡啟停過程對電網及電站的影響，實現源網協調的優化；通過與一次調頻協聯控制，充分發揮水電機組對電網大規模資源優化配置和安全運行的支撐作用。

1 自動模式下AGC 控制的設計原則和體系結構

自動模式下的AGC控制過程應滿足以下設計要求：

（1）通過負荷計劃曲線提前獲取下一計劃點的負荷值，為提前開停機創造必要條件。

（2）發電機組按96 點負荷計劃曲線斜率平滑啟停模式，其平滑啟停階段應躲過機組振動區，且盡量減少機組動作次數。

（3）一次調頻優先。

自動模式下AGC控制的體系結構如圖1所示。

圖1 自動模式下AGC控制的體系結構Fig.1 Architecture of AGC control in automatic mode

2 自動模式下AGC控制的關鍵技術

如圖2 所示，自動模式下的水電站AGC 控制，包括以下關鍵技術步驟：

圖2 自動模式下AGC控制的流程圖Fig.2 Flow chart of AGC control in automatic mode

步驟1，基于機組組合計算結果，選擇機組提前開機或停機；

步驟2，按負荷計劃曲線斜率平滑啟停模式執行機組開機或停機過程；

步驟3，機組開機或停機過程中，與一次調頻協聯控制；

步驟4，若機組開機或停機過程異常，轉入相應的異常處理。

2.1 提前開機或停機

自動模式下，下一個計劃點（每15 min 一個計劃點）需要多臺機組開機或停機時，為防止開停機過程對電網造成沖擊，通常間隔時間提前安排機組依次開機或停機。一個計劃點需開停機的機組數一般不超過3臺。具體算法流程如圖3所示。

圖3 提前開停機的流程圖Fig.3 Flow chart of early start-up and shutdown

2.2 負荷計劃曲線斜率平滑啟停

在機組提前啟停的基礎上，進一步實現發電機組按負荷計劃曲線96點斜率平滑啟停過程，其平滑啟停階段應躲過機組振動區。具體算法流程如圖4所示。

圖4 負荷計劃曲線斜率平滑啟停模式流程圖Fig.4 Ramp smooth start-stop mode flow chart

2.3 與一次調頻協聯控制

上述啟停模式下，每分鐘電站有功功率設定值都有變化，需重點考慮與一次調頻的配合，以保證一次調頻作用的正常發揮。

因此機組開機或停機過程中，與一次調頻協聯控制的過程為：

（1）計劃曲線不變時段且一次調頻動作過程中，不執行任何操作；

（2）計劃曲線開停機時段，一次調頻高頻動作過程中，閉鎖開機操作，停機過程不受影響。一次調頻低頻動作過程中，閉鎖減負荷操作和停機操作，開機過程不受影響；

（3）計劃曲線變負荷時段，一次調頻高頻動作過程中，閉鎖增負荷操作，減負荷操作時按負荷計劃曲線斜率平滑獲取電站有功功率設定值，與一次調頻引起的出力調整疊加。一次調頻低頻動作過程中，閉鎖減負荷操作，增負荷操作時同樣獲取電站有功功率設定值，與一次調頻引起的出力調整疊加。一次調頻動作信號復歸后，負荷操作閉鎖信號保持預定時間后自動解鎖，恢復相應的增減負荷操作，預定時間定為1min。

2.4 自動開停機的異常處理

（1）若機組開機過程異常，轉入相應的異常處理過程為：①對于停機工況的機組，將滿足機組開機條件作為該機組AGC投入的必要條件；②設置開機過程標記和停機過程標記參數。AGC 控制發出開機令后預定時間內，機組LCU 未返回開機過程標記的信號時，告警提示并自動選擇其他機組開機，預定時間定為15 s；③對于開機并網失敗即掛起的流程，開機過程標記復歸，但機組未達到并網態時，告警提示并自動選擇其他機組開機；④對于開機并網失敗即自動轉停機的流程，機組LCU 返回機組停機過程標記的信號時，告警提示并自動選擇其他機組開機。

（2）若機組停機過程異常，轉入相應的異常處理過程為：①對于發電工況的機組，將不滿足機組停機條件作為該機組停機優先級的重要減分項；②設置停機過程標記參數。AGC 控制發出停機令后預定時間內，機組LCU 未返回停機過程標記的信號時，告警提示并自動選擇其他機組停機，預定時間定為15 s；③停機過程受阻時，該機組自動轉緊急事故停機流程。

3 工程應用與討論

相關研究成果已應用于豐滿重建工程及溧陽、績溪等抽水蓄能電站，為保障電網安全和節能減排提供了重要支撐。

3.1 負荷計劃曲線的可靠性措施

電站負荷計劃曲線是自動模式下的主要控制指令來源，通常由96 個有功功率計劃點組成。上級電力調度機構定時下發第二天負荷計劃曲線，也可根據調度需要即時更新當天負荷計劃曲線。負荷計劃曲線應真實、準確、完整，滿足以下設計要求：①負荷計劃曲線（含當天和第二天）更新時，需人工核實確認。②第二天負荷計劃曲線需按時更新，即使計劃值沒有發生變化。③負荷計劃曲線過零點切換應無擾動。④應用服務器主站時鐘應和標準鐘保持一致。

針對上述設計要求的技術措施包括：

（1）設置電站今日曲線、電站明日曲線、調度今日曲線、調度明日曲線等四類曲線。計劃曲線（含當天和第二天）更新時，相應數據寫入調度今日曲線或調度明日曲線。自動檢測對應的電站曲線和調度曲線，如兩者存在差異，報警并經人工核實確認后，調度今日曲線可復制成電站今日曲線，調度明日曲線可復制成電站明日曲線。如果第二天負荷計劃曲線的96 個計劃點均為零，經人工核實確認為合理運行方式后（如送出線路檢修或庫區維護等工作時），可自動進入全零計劃運行方式。

（2）設置電站明日曲線更新標記、更新預警時刻和更新保護時刻三個參數。調度明日曲線經人工核實確認生效的，明日曲線更新標記置1；第二天負荷計劃曲線更新，計劃值沒有發生變化的，明日曲線更新標記也置1；預警時刻更新標記為0，告警提示；在保護時刻更新標記仍為0，出于安全考慮，退出電站AGC控制。

（3）設置第一過零點切換時刻（缺省為23∶56∶00）和第二過零點切換時刻（缺省為00∶04∶00）兩個參數。電站明日曲線的數據，前95個計劃點在當天第一過零點切換時刻復制到電站今日曲線；過零點后，最后一個計劃點在第二天第二過零點切換時刻復制到電站今日曲線，實現計劃曲線過零點無擾動切換。

（4）設置時鐘偏差預警閾值（缺省為1 min）和保護閾值（缺省為5 min）兩個參數。自動檢測應用服務器主站時鐘與標準鐘的偏差，當時鐘偏差超過預警閾值時，告警提示；當時鐘偏差超過保護閾值時，出于安全考慮，退出電站AGC控制。

3.2 實例分析與討論

自動模式AGC 控制與傳統AGC 控制的技術指標對比如表1所示。

表1 自動模式AGC控制與傳統AGC控制的技術指標對比Tab.1 Technical indicator comparison between AGC control in automatic mode and conventional AGC control

圖5 至圖9 為自動模式下的典型AGC 控制過程。圖5 為電站6 臺機組的負荷計劃曲線斜率平滑啟停模式下的開機過程，每15 min 時段完成一至兩臺機組開機，其中第4、5 臺機組在同一個開機時段依次開機。該過程負荷指令設定值按斜率平滑模式遞增，在第1臺機組開機時段初始階段，全廠負荷實際值落后于設定值，到達提前開機時刻后，第1臺機組開機并網后帶基荷，此時全廠負荷實際值領先于設定值，當設定值持續遞增超過基荷時，全廠負荷實際值開始跟蹤設定值并趨于一致。在其他機組開機時段初始階段，仍存在全廠負荷實際值落后于設定值的“下缺口”，但到達提前開機時刻后，全廠負荷實際值即開始跟蹤設定值并趨于一致，不會出現全廠負荷實際值領先于設定值的“上缺口”。非首臺機組開機過程之所以不會出現“上缺口”，是由于其他發電機組的負荷回調補償作用。通過盡量增大非首臺機組的提前開機時間，可減小非首臺機組開機過程的“下缺口”，使整個開機過程全廠負荷實際值盡可能地擬合設定值，達到最佳的開機過程平滑效果。

圖5 發電開機全廠負荷曲線Fig.5 Power generation start-up load curve

圖6 為電站6 臺機組的負荷計劃曲線斜率平滑啟停模式下的停機過程，每15 min時段完成一至兩臺機組停機，其中第2、3臺機組在同一個停機時段依次停機。負荷指令設定值按斜率平滑模式遞減，在停機時段初始階段，全廠負荷實際值與設定值保持一致遞減，到達提前停機時刻后，相應機組停機解列，全廠負荷實際值先于設定值達到該考核時段的計劃點值，出現“下缺口”。通過盡量減小機組的提前停機時間，可減小機組停機過程的“下缺口”，使整個停機過程全廠負荷實際值盡可能地擬合設定值，達到最佳的停機過程平滑效果。

圖6 發電停機全廠負荷曲線Fig.6 Power generation shutdown load curve

圖7 為發電開機頻率閉鎖過程，高頻信號先于提前開機時刻動作，致使到達提前開機時刻后該機組開機閉鎖，直至高頻信號復歸，該機組才自動開機。

圖7 發電開機頻率閉鎖Fig.7 Power generation start-up frequency blocking

圖8 為發電升負荷頻率閉鎖過程，高頻信號晚于提前開機時刻動作，致使該機組開機并網后帶基荷，當設定值持續遞增超過基荷時，全廠負荷實際值未能跟蹤設定值并趨于一致，即升負荷過程閉鎖，直至高頻信號復歸1 min 后，該機組恢復升負荷。

圖8 發電升負荷過程頻率閉鎖Fig.8 Load raising frequency blocking

圖9 為發電降負荷頻率閉鎖過程，低頻信號在停機時段初始時刻動作，致使該機組減負荷過程閉鎖，直至低頻信號復歸1 min后，該機組恢復減負荷，到達提前停機時刻后自動停機。

圖9 發電降負荷過程頻率閉鎖Fig.9 Load shedding frequency blocking

4 結 論

本文研究了自動模式下的水電機組發電控制技術，提出了負荷計劃曲線斜率平滑啟停模式下的提前開停機的算法流程，結合該啟停模式提出了與一次調頻協聯控制策略以及異常處理策略，達到最佳的開停機過程平滑效果的同時，有效改善了開停機組成功率和負荷合格率。同時可以得到以下結論。

（1）通過盡量增大非首臺機組的提前開機時間，可使整個開機過程全廠負荷實際值盡可能地擬合設定值，達到最佳的開機過程平滑效果。

（2）通過盡量減小機組的提前停機時間，可使整個停機過程全廠負荷實際值盡可能地擬合設定值，達到最佳的停機過程平滑效果。

（3）在負荷計劃曲線斜率平滑啟停過程中，一次調頻功能可正常發揮作用。