大型水电站AGC运行与安全闭锁策略分析

2020-02-28石发太邓兆鹏李世豪

水电站机电技术 2020年1期

石发太，邓兆鹏，李世豪，刘峰

（雅砻江流域水电开发有限公司，四川成都610051）

0 引言

随着大型水电站以及大型水电机组的投运，大型水电机组所具有的调节速度快，调节性能好等优点，配合自动发电控制（以下简称“AGC”）技术的应用，对提高电网电能质量发挥了重要作用。然而由于AGC运行策略不合理，安全闭锁逻辑[1～3]不完善以及人员误操作等问题，造成的电网负荷大幅波动仍时有发生。因此必须考虑AGC的调节与安全闭锁策略问题。

1 AGC基本功能

我厂AGC/AVC功能是在考虑到机组振动区及励磁最小限制基础上的自动发电控制，控制全厂机组按照总有功、总无功设定值发电；控制旋转备用，自动开停机；控制频率、电压补偿；控制自动频率、电压调节。

图1 联合控制功能图

2 AGC运行原理

2.1 负荷分配

负荷分配采取按优先级梯度分配算法，见图2。

图2 机组有功梯度分配算法

2.2 负荷分配原则

2.2.1 负荷分配的基本原则

机组投入AGC运行后，有以下4项分配原则：①机组不能运行在振动区；②避免机组频繁跨越振动区；③尽量减少机组动作次数以延长其使用寿命（小负荷变化由1或2台机分配）；④优化全厂机组运行效率。但如果考虑了第1、2、3条原则，有时会降低理论上的最佳效率。

2.2.2 负荷分配的最佳设定值原则

负荷分配意味着每次改变设定值后需要调整机组的设定值。为了避免机组磨损采用了以下3个原则：①预定功率范围内仅改变1台机的设定值；②增加调整的时间间隔（有一些限制）；③在预先定义的功率增量或减量（死区）范围内调整。

3 AGC运行要求

3.1 避免频繁跨越振动区

电网的负荷变化频率高，变化存在较大的不确定性。如负荷一经变化，机组即进行跨振动区运行，必然导致机组频繁跨越振动区。而机组跨越振动区对其寿命有较大的影响，文献[4]指出的某水电站300 MW机组，其1次穿越振动区造成机组寿命减少0.013 33 h。为减少机组跨越振动区的次数，应设置跨振动区调节功率死区，即只有在当前设定值与新设定值所产生的有功缺额大于死区值（如40 MW）时，才允许机组跨越振动区。在振动区调节功率死区以内，AGC仍执行原设定值。以某电站3台600 MW机组运行为例，机组当前水头下的振动区为210～450 MW，最小允许出力为20 MW，其跨振动区调整逻辑见表1。

表1 AGC跨振动区负荷调整逻辑

3.2 允许机组短时振动区运行

为了保证系统稳定，当负荷缺额过大（如70 MW）且机组负荷无法分配时，则允许机组在振动区短时运行，时间由厂站根据电网和设备情况确定。

4 AGC安全控制策略

正常情况下，AGC能够根据调度下发的有功目标值或者电厂运行人员的设定值进行发电。但由于电站AGC问题，可能导致全厂出力在很短时间内出现大幅波动，对电厂和电网的安全运行造成很大影响和冲击。因此必须对AGC安全闭锁策略进行完善。

4.1 调度侧对AGC安全控制策略

因电站AGC属于上级调度管辖设备，AGC的安全控制策略必须满足电网AGC安全控制要求。对于本电站所述电网AGC安全控制策略要求有以下7个方面：

（1）为避免发电厂/机组AGC在控制权切换时发电站/机组有功出力发生波动，当控制权切换后，应采用当前全厂机组有功实际出力覆盖命令给定值的方式。一般该情况主要出现在电站远程集控的情况下，因集控侧监控系统和厂站侧监控系统不一致，当集控侧监控系统出现异常，需要将AGC控制权切换至电站侧，因不同系统之间切换可能导致机组有功出力发生波动。

（2）发电厂采用不同通信规约时（如IEC101、IEC104、IEC61850等规约），当不同通信规约之间进行定期或非定期切换时，不应该对发电站/机组AGC系统造成干扰。因此，一般在发电厂需要进行规约切换工作时，为不影响调度侧AGC系统的运行，应提前经调度自动化专业同意，通过自动化检修申请单的方式，退出厂站AGC运行。待工作结束后，再申请将厂站AGC投入调度侧控制。可以有效避免因站内工作导致AGC系统出现异常。

（3）发电厂/机组AGC应对全厂/机组负荷给定值合理性（包括不在可调范围内、超差超调等）进行判断，对不合理的给定值不得采用和保留。因此，电站侧需要向调度侧上送全厂不合理的给定值，即机组的负荷不可分配区。由于水轮发电机组振动区的存在，在一些情况下，会出现全厂负荷的不可分配区，如文献[5]、[6]提到的某电站3台机运行时就存在不可分配区（表2）。为避免调度侧将AGC有功下发值在不可分配区，影响电网的安全运行，电厂侧AGC应将电站当前运行方式下的不可分配区上送至调度侧AGC主站，由AGC主站提前考虑，在电网内进行负荷平衡。

（4）当发电厂AGC连续多次收到不合理的全厂/机组负荷给定值时，电站侧应执行相应的安全闭锁逻辑。

表2 3机运行不可分配区

（5）发电厂/机组AGC在进行超差判断和负荷分配时应采用全厂/机组负荷给定值与全厂/机组有功实际出力比较的方式进行计算。

（6）当发电厂站内监控系统数据库状态异常时，AGC程序应执行相应的安全闭锁逻辑。一般要求集控系统数据库中实时数据库和历史数据库的存储要保持相对独立，在数据备份或者数据库更新时，应向上级调度提前提出退出AGC的申请，待调度自动化批准同意后再进行类似工作，从根本上保证AGC的安全运行。

（7）发电厂/机组AGC应读取当前的全厂/机组负荷给定值来执行分配计算，不应采取历史数据参与计算。

4.2 电站侧AGC安全闭锁策略

电站侧AGC运行安全闭锁策略是保证AGC运行的关键，因AGC运行方式分为投入调度侧运行和投入厂站侧运行2种模式，正常情况下，电站AGC投入调度侧控制。在调度下令退出厂站AGC时，正常情况下电站侧根据运行要求，投入厂站侧AGC运行。

4.2.1 AGC应用服务冗余配置

冗余配置AGC应用服务器，当其中一台故障时，可自动切换至备用机运行；如果两台同时故障，则退出全厂机组AGC控制，并保持负荷不变。

4.2.2 取消AGC控制器切换装置

目前该水电站AGC系统采用机架冗余模式，配置了2个完全一样的AK1703机架，2个机架中的控制器通过高速连接线HSL进行数据同步。通过冗余SCA-RS切换装置控制2个控制器的主备用切换，同时2台AGC控制器通过监控主网连接，在SCARS故障时由2台AGC控制器自主控制主备用状态。对于这2种切换方式，取消其中任意1种，都可以满足切换要求。

AGVC系统机架控制器采用的是CP2014处理器，从目前的使用情况来看，CP2014与SCA-RS切换装置配合使用存在一些问题，造成SCA-RS切换装置故障频发，并且由于SCA-RS切换装置的存在，使得当前配置方式比较复杂，增加了AGC运行的故障率，不利于AGC稳定运行。

4.2.3 优化AGC单机有功设定最大改变量

近几年来，本电站3号机、6号机相继多次发生有功功率低频振荡，给电力系统安全稳定运行带来隐患。因出现机组低频振荡时，机组均投入AGC运行，因此通过分析和试验，确认需要修改监控系统AGC单机有功设定最大改变量。在退出AGC全厂控制后，将AGC单机有功设定最大改变量由100 MW修改为90 MW，编译、拷贝程序，并分别对AGC控制器进行程序下载。然后投入AGC进行控制，在负荷调整过程中，观察是否再次出现机组有功功率低频振荡。记录机组跨振区时间，比对修改前后机组负荷调整和机组振动情况。若有功设定最大改变量修改为90 MW后，录制波形分析，还发生机组有功功率低频振荡或修改前后效果不明显，则继续修改参数。按照最大改变量10 MW为一个修改梯度，通过试验观察确认最优改变量，最终根据试验情况确定了AGC单机有功设定最大改变量为70 MW。