某水电站AGC控制策略优化分析

张芯萁，廖伟，唐祥宇

某水电站AGC控制策略优化分析

张芯萁，廖伟，唐祥宇

（雅砻江流域水电开发有限公司，四川 成都 615000）

为提高水电站AGC调节性能，结合电厂的实际需求，在深入分析AGC调节过程控制策略的基础上，分别就AGC与机组LCU配合、AGC可控上限逻辑判断、一次调频与AGC的配合、机组振动区分配策略与安控切机最小功能配合等方面进行策略优化分析。

水电站；AGC；控制策略；策略优化

自动发电控制（AGC）系统是电网调度自动化系统最为基础的核心功能之一，其通过控制调度区域内发电机组的有功功率，使发电功率自动跟踪负荷变化，维持系统频率为额定值，维持电网联络线交换功率，以实现电力供需的实时平衡，保障电网的安全、经济、优质运行。

1 AGC控制策略问题分析

1.1 AGC与机组LCU配合失调

2019-05-06T15：16，某电厂一次调频动作正常，之后电网AGC下发全厂有功设定值，由2 124.4 MW设置为2 205.6 MW，电厂侧AGC设定值生效并进行了AGC分配，且分配正常，但#1机组有功设定值未生效，仍维持原设定值。

后续分析其原因为#1机组本应根据负荷分配向上穿越振动区，站内AGC下发#1机组有功设定值新值为309.6 MW（当前值为199.8 MW，一次调频动作后，实发值为2 196 MW，根据该电厂AGC单机有功设值梯度限值参数为90 MW，在机组有功实发值的基础上增加90 MW）。由于设定值变化幅值109.8 MW超过机组有功闭环调节允许的变化幅值（100 MW），#1机组有功设定值未执行下发指令。

1.2 AGC可控上限逻辑判断问题

2020-07-15T23：01，某电厂因上游梯级电厂泄洪，尾水位上升导致机组运行水头降低。在AGC无新下发设定值情况下，因电厂调速器为开度调节模式，监控有功调节到位后延时闭锁调节，导致机组有功随机组水头下降而减少，从而导致电厂全厂出力偏离计划值。运行人员为恢复全厂出力，因此申请退出有功偏差较大机组的单机AGC进行手动调节。根据AGC现存控制策略，全厂AGC可控容量上限为投入AGC机组最大出力与未投入AGC机组当前出力之和，单机AGC退出后，因其出力小于600 MW，全厂AGC可控容量上限变小，此时电网侧下发设定值超过全厂AGC可控容量上限，导致全厂AGC异常退出。

1.3 一次调频与AGC配合问题

某电厂AGC调节过程为：监控系统接收电网下发的AGC负荷调节指令，经主机AGC程序运算后分配至各投入AGC功能的机组。机组有功调节由LCU有功PID+调速器开度模式完成，即LCU程序运算后开出有功增、减脉冲至调速器，调速器在开度模式下相应增、减导叶开度给定，通过调整导叶开度的方式调整机组有功负荷。

一次调频是调速器系统的基本功能。机组频率越过设定的一次调频死区后，调速器系统自发进行频率响应调整机组有功负荷，稳定机组频率直至重新回到一次调频动作死区内。

起初电厂AGC与一次调频配合策略为：两者调节量不叠加，AGC指令优先。有AGC指令时退出机组一次调频功能，AGC调节结束后投入机组一次调频功能，机组一次调频动作期间闭锁机组LCU程序运算，致使调频性能有所欠缺。

1.4 振动区策略与安控切记策略配合不完善

目前AGC安全校验策略中，会在每个周期对各机组的分配值进行校验。如果分配值小于机组最小出力则自动将该机组分配值修改配值修改为该机组最小出力，如果机组分配值大于机组最大出力，则自动将该机组分配值修改为该机组最大出力。

2019-10-24T06：53，当该电厂出力超过2 500 MW时，安控切机最小限制标记启用。根据当前AGC程序策略，所有切机机组的有功分配值需大于等于400 MW，AGC程序逻辑中将所有切机机组单机可调容量下限调整至400 MW。机组AGC有功分配值受此限制，因此立即将#1、#3机组有功分配值调整至400 MW，全厂总有功随着#1、#3机组有功增加而越限，造成全厂总负荷与调度设定值相差大于200 MW，全厂AGC异常退出。安控切机最小限制功能启用前后AGC分配值变化如表1所示。

当前AGC程序计算机组可调容量下限的方法没有综合考虑机组振动区与安控切记策略之间的配合关系。当电厂出力超过2 500 MW时，投切记压板的机组单机最小功率为 400 MW，计算可调容量下限为400×5＋20＝2 020 MW。但机组当前水头的振动区对应的机组出力为304～504 MW，此时机组可调容量最小值应取振动区上限值504 MW。由于单机可调容量下限的计算并未考虑振动区的影响，导致上送调度的全厂出力下限与实际全厂出力下限不符，导致调度下发的设定值无法分配。安控切机最小限制功能启用前后可调容量上限如表2所示。

表1 安控切机最小限制功能启用前后AGC分配值变化

总负荷/MW#1机组/MW#2机组/MW#3机组/MW#4机组/MW#5机组/MW#6机组/MW 安控切机最小限制启用前分配值2 490279569.5285.8239565.5550.2 安控切机最小限制启用后分配值2 728400569.5400239566.5550.2

表2 安控切机最小限制功能启用前后可调容量上限

可调容量上限/MW可调容量下限/MW 安控切机最小限制启用前值3 600120 安控切机最小限制启用后计算值3 6002 020 安控切机最小限制启用后正确值3 6002 540

2 AGC控制策略改进优化

2.1 AGC与机组LCU配合策略优化

主要从以下两个方面对AGC设定值及机组LCU设备值变化幅值逻辑进行优化：①将站内AGC的单机有功设值梯度限值由90 MW修改为60 MW，同时将小负荷分配范围参数由90 MW修改为60 MW；②优化机组LCU有功设定的变化幅值逻辑，将相邻两次有功设定变化幅值不超过100 MW及有功设定与实发值之差大于30 MW的逻辑修改为有功设定值与有功实发值之差小于150 MW，解决了AGC与机组LCU配合失调的逻辑缺陷。

2.2 AGC可控上限逻辑判断优化

电网侧未下发新设定且退单机AGC会导致AGC超出可调容量上限报警的情况下，可采取退出申请全厂AGC，将各机组有功人工设值，使新水头参与新的开度计算，根据负荷调整结果调整运行方式。

另一方面，可通过完善调度设定值越全厂AGC可控容量上限报警逻辑，例如在报警值中增加20 MW裕量，给予运行人员人为发现异常之后进行干预的反应时间。

2.3 一次调频与AGC协调优化策略

优化策略为：机组一次调频应与AGC、监控指令相互协调，一次调频动作期间不能闭锁AGC、监控系统指令，当一次调频动作期间接到新的AGC、监控调节指令后，机组应能执行新的AGC、监控系统指令。为了防止调节失控，电厂侧应新增在系统频率偏差较大情况下抑制AGC方向调节指令功能，当电网频率低于额定频率给定门槛时（0.1 Hz），电厂应不执行AGC减负荷指令，当电网频率高于给定门槛时，电厂应不执行AGC加负荷指令。

2.4 振动区策略与安控切记策略配合逻辑完善

通过修改AGC源程序，对源程序进行以下优化：①由于在高水头下安控切机最小限制在振动区范围内，低水头工况下安控切机最小限制在振动区范围外。因此修改切机机组的最小出力取值为振动区上限与安控切机最小限值中的最大值。②在安控切机最小出力限值功能启动后，且未收到调度新下发的设定值之前，不执行AGC设定值安全校验策略，不自动触发负荷重新分配，维持当前运行方式。接收到新下发的AGC设定值后，再根据新的机组可调容量进行再分配，分配后重新再启动分配值安全校验。

3 结语

某电厂在AGC策略优化后，经在实际运行中观察，AGC调节的稳定性有所增强。当然，AGC控制策略的优化，不可能解决所有问题，这需要机械部件的持续改造才能彻底改善。AGC控制策略的优化是结合电网和电厂的实际需求，随着技术的进步、经验的积累而逐步完善的过程。希望此次AGC控制策略改进过程的分析梳理，能够为水电同行提供经验借鉴。

［1］常辉，杨红江，卢亚萌.天生桥一级水力发电厂AGC控制策略改进分析［J］.水电与新能源，2020，34（7）：33-36.

TV736

A

10.15913/j.cnki.kjycx.2021.01.067

2095－6835（2021）01－0165－02

张芯萁（1993—），男，重庆人，本科，初级职称，研究方向为水电厂运行维护。

〔编辑：王霞〕