溪口抽水蓄能电站AGC设计与实现.pdf

39第 46 卷 第 08 期2023 年 08 月Vol.46No.08Aug.2023水 电 站 机 电 技 术Mechanical&ElectricalTechniqueofHydropowerStation0 引言抽 水 蓄 能 电 站(Pumped Storage Hydro Plant，PSHP)是一种特殊的电力系统，它用电低谷时将剩余的电能转化为水的势能存储起来，以便在用电高峰，将水的势能重新转化为电能送入电网。作为一种绿色能源，抽水蓄能电站在近年来得到了广泛的应用，它有助于提高电网的可靠性、安全性和经济性。宁波溪口抽水蓄能电站(以下简称溪口抽蓄电站)是中国第一座中型纯抽水蓄能电站1，位于浙江省宁波市奉化区溪口镇，距离负荷中心宁波市仅39 km，总装机容量为 8 万 kW，安装 2 台 4 万 kW 可逆式水泵水轮发电机，额定水头 240 m，年设计发电量 1.46 亿 kW h，抽水电量 1.94 亿 kW h，循环效率约为 75%。电站于 1994 年开始建设，1998 年全部机组并网发电并投入商业运行。电站主要服务于宁波地区，主要发挥调峰填谷和事故应急备用。自动发电控制（Automatic Generation Control，简称 AGC）已广泛应用于水电站控制领域2-6。它通过自动调整水电站总有功功率的方式来满足电力系统的需求。国内一般抽水蓄能机组的 AGC 调度层控制采用整站成组模式，无需考虑抽蓄复杂工况的各种安全闭锁措施，可以减少电站与调度端 AGC 主站服务器通信的数据量。但在浙江省各统调电厂AGC 控制均以每台机组为一个控制对象，溪口抽蓄电站是浙江省电力调控中心管辖唯一的抽水蓄能电站也须参照执行。另在浙江电力市场中，除新能源光伏电站外，各发电企业在电力市场中均以机组为报价单位参与竞价。溪口抽蓄电站实现调度 AGC直控功能参与电力市场化运营，保证电网和抽蓄电站的安全、稳定和经济运营，对于建设源网荷储全交互、安全效率双提升多元融合高弹性电网，推动电力互联网向能源互联网转型具有重要参考和示范意义。1 A G C设计原则溪口抽蓄电站机组运行工况复杂，有发电、抽水、停机 3 个稳定工况和 10 个暂态工况，AGC 设计须考虑各种安全闭锁条件和边界限制因素，比常规水电站复杂。抽蓄电站 AGC 功能设计时，首先必须满足安全性限制约束条件，还应满足较为完整的功能性需求和实用性要求。1.1 功能设计原则机组控制模式分为有功成组和有功单机，在操作员站可以进行切换。有功单机的机组满足成组有功投入的安全限制条件检查后，方可加入参与成组有功。AGC 程序只对成组可调的机组进行调节和控制，当有功单机的机组负荷发生变化时，成组调节收稿日期：2023-03-28作者简介：周 昊（2002-），男，研究方向：电气工程及其动化方向。溪口抽水蓄能电站 A G C设计与实现周 昊1，陈世红2（1.浙江大学电气工程学院，浙江 杭州 310027；2.宁波溪口抽水蓄能电站有限公司，浙江 宁波 315502）摘 要：针对宁波溪口抽水蓄能电站的复杂工况，本文设计了自动发电控制方案，实现了站成组控制与调度直控等多种负荷给定方式及无扰动切换，具备高低周保护，开停机优先级设定，负荷自动分配，工况转换指令自动生成等诸多功能。设计过程中考虑了复杂条件下的安全约束和操作规则，以确保电力系统的稳定运行。关键词：自动模式；抽水蓄能电站；AGC；调度直控；安全闭锁中图分类号：TV743文献标识码：B文章编号：1672-5387（2023）08-0039-05D O I：10.13599/ki.11-5130.2023.08.01140第 46 卷水 电 站 机 电 技 术机组将自身给负荷以保持全厂总有功不变。AGC 负荷给定方式有：调度 AGC 直控、站 AGC给定和负荷曲线给定 3 种给定方式。AGC 控制权在电站侧时，运行人员可以选择负荷曲线给定方式，AGC 程序自动从今日负荷曲线读取当前时刻的给定值进行分配，也可切换到站 AGC 给定方式，手动输入给定值。2 台成组调节负荷分配方式可采用平均分配或是以耗水率最小原则的最优分配系数分配方式。今日和明日的负荷曲线可手动输入和修改，也可以由电网调度定时下发第二天的负荷曲线（96点的数据），AGC 程序会在零点时刻，自动检查明日负荷曲线数据的有效性，并将检查通过的明日负荷曲线数据复制到今日负荷曲线中去执行。如果控制权在调度层时，是采用 AGC 单机直控，AGC 程序直接将调度 AGC 给定值赋值给对应的机组。AGC 具备高频切机，低频切泵的功能。当高低周保护功能投入时，当系统频率超过高周切机的上限值(50.7)且机组处发电工况或转向发电工况时，发出高频切机的发电停机指令；当系统频率低于低频切泵的下限值（49.5）且机组处于抽水工况或转向抽水工况时，发出低频切泵的抽水停机指令。当上库低水位或下库高水位时，如果机组在发电工况下运行，LCU 将触发发电停机流程，此时 AGC 流程自动将成组总有功给定值清零，同样情况，当上库高水位或下库低水位，如果机组处于抽水工况运行，LCU 将触发抽水停机流程，此时 AGC 流程也需自动将成组总有功给定值清零。1.2 安全性设计原则（1）全站安全性检查为保证电站 AGC 的正常运行和设备的安全稳定，在 AGC 程序中须考虑设置相应的限制条件。参与成组调节的机组必须满足：机组 LCU 装置正常、机组 LCU 处于远方控制、且处于停机状态下须满足远方开机条件，或者处发电稳态和功率控制方式，或处于抽水稳态运行等条件，才可以投入成组有功调节模式。一旦成组调节的机组开、停机失败，或者运行中发生 QSD 或 ESD 流程，或者机组控制方式不在 REMOTE 方式下或者通信故障，任一情况发生该机组将自动退出成组有功模式。如果发生线路故障或 2 台机组处均推出成组有功模式，那么站 AGC 自动退出。如果机组处于控制权处于调度层，发生电站至调度中心冗余通信链路均故障，则 AGC 控制权自动切换到 AGC 站控模式下运行。（2）工况转换条件检查AGC 产生工况转换指令时，必须检查该工况转换指令的条件是否满足，否则闭锁该的指令的产生。另外由于电站两台机组共用一套 SFC 系统，如果抽水启动方式均为 SFC 启动，那么同时只能启动 1 台机组抽水，另 1 台机组启动必须等待 SFC 系统再次可用时，才可启动抽水。为简化调度层安全控制策略，将机组 10 个暂态工况转换过程，统一合并成一个暂态信号，将机组状态用一个状态字表示，将工况转换允许条件简化成发电允许、抽水允许及工况转换允许三个信号，用于调度层安全闭锁，并用同一个负荷给定值处于不同区间来表示具体的工况转换指令。（3）数据的有效性检查与闭锁为防止由于指令异常而产生电站出力大的波动，电站总负荷给定值必须在-100，82 范围内的数据才是有效的。当采用负荷曲线方式时，每日零点时刻，如果次日的负荷曲线值均为零，则 AGC 发报警，提示明日负荷曲线未设置，AGC 程序自动保持原负荷给定值不变，退出负荷曲线模式转到 AGC站控模式。当上下库水库检测出异常时，多机负荷负荷分配模式自动改为固定比例分配模式，并将单机最大出力限制值设为 38 MW。当电网频率超过52 Hz 或低于 48 Hz，AGC 程序应发系统频率故障，并自动闭锁高低周保护动作出口。（4）负荷扰动的考虑电站在站控/省调控制方式之间切换时，省调的负荷给定值和本厂的有功给定值应相互跟踪保持一致。当所有机组均处于单机有功时，全厂给定值跟踪全厂实发值，以免单机切成组时发生给定值扰动。同样道理处于成组调节的机组，其单机有功设定值也应自动跟踪该机组实发有功。为了防止频繁调节有功增加机械磨损，设置了有功调节死区（0.2 MW），只有机组 AGC 有功给定值与实发有功的偏差值大于调节死区时，程序才执行调功操作。（5）避开振动区的考虑溪口抽蓄机组发电工况运行时存在两个明显振动区：50%负荷以下振动区及低水头下接近满出力的运行区。机组在振动区运行时，振动和噪音较大，对设备安全稳定运行和使用寿命影响较大，AGC 运行时应考虑避开振动区。因此规定抽蓄机组 AGC41第 08 期周 昊，等：溪口抽水蓄能电站 AGC 设计与实现给定值必须23 MW，机组最大出力限制值随着水头的降低自动减小，以避开低水头满出力的振动区。2 A G C实现的关键技术2.1 A G C通信及链路结构设计通信是实现 AGC 控制的重要环节。溪口蓄能至省电力调控中心有 2 条光纤通道，1 条沿着110 kV 同蓄 1922 线的 OPGW 光缆至 220 kV 同山变，另 1 条沿着 10 kV 备用电源线路至 110 kV 武岭变接入浙江省电力数据网，实现电站至省调 AGC 主站冗余通信光纤链路。省调 AGC 主站采用 IEC104协议分别与省调通信机、地调通信机建立通信链路，接受抽蓄电站上传遥信、遥测等数据并下发 AGC 指令。调度通信机采用 IEC104 协议，通过服务器主备用网络与计算机监控系统数据服务器进行通信和数据交换。电站侧 AGC 程序部署在公用控制单元SCU 中，计算机监控系统数据服务器采用 OPC 协议与 SCU 建立通信和交换数据。SCU 与 2 台 LCU 则是通过 ABB 公司的 MMS 协议实现 PLC 之间数据通信。以上通信链路均实现冗余配置，以保证通信可靠性和稳定性。详细数据链路见图 1。图 1 AGC 数据链路图2.2 调度层 A G C直控方案设计溪口抽蓄机组运行工况复杂，有发电、抽水、停机 3 个稳定工况及 10 个暂态工况，AGC 调度直控时必须考虑电站机组状态，工况转换条件，边界限制等安全闭锁措施以保证电站机组设备安全、稳定与可靠。为减少调度通信数据，简化调度侧安全闭锁策略，由电站侧 AGC 程序根据采集到电站的相关信息计算得到上传调度的 AGC 通信点表：机组是否处于调度 AGC 直控、发电允许条件、抽水允许条件、工况转换允许条件及机组状态字（1=发电状态、2=抽水状态、3=暂态、0=停机状态）、调度 AGC 指令返回值、AGC 设定值上限、AGC 设定值下限、满发可运行时间、满抽可运行时间等少量信息。调度端 AGC直控程序经安全闭锁条件检查，下发不同 AGC 指令直接操控溪口抽蓄机组实现开停机或工况转换。抽蓄机组进入发电稳态后，调控员切换控制模式AutoR 至 Auto 模式，进入 AGC 自动控制运行状态。以发电开机为例：当抽蓄机组处于 AGC 调度直控模式时，机组处于停机状态并且发电允许条件，调度员可将机组控制模式 AutoR 切换到 Manual 模式，手动输入 23,42 MW，启动溪口抽蓄机组开机并网发电并自动带上调度下发的负荷给定值。AGC 调度层可下发负荷指令范围与安全闭锁条件的关系见表1。表 1 调度侧安全策略安全闭锁条件下发指令值备注暂态不可操作停机状态&调度直控&发电允许23,42MW发电开机令停机状态&调度直控&抽水允许-48 MW抽水开机令发电状态&调度直控&工况转换允许-48 MW发电转抽水令发电状态&调度直控0 MW发电停机令抽水状态&调度直控0 MW抽水停机令抽水状态&调度直控&工况转换允许23,42MW抽水转发电令发电状态23,42MWAutoR 运行抽水状态-48 MWAutoR 运行2.3 电站侧 A G C控制功能设计与实现电站侧 AGC 的控制功能主要由以下功能模块组成：参数初始化模块、人机界面处理模块、逻辑计算模块、有功控制模块、工况转换指令模块和通信等模块组成。电站侧的 AGC 流程图如图 2 所示。初始化模块实现通道参数初始化、机组最优负荷分配系数（负荷分配系数与水头，成组总出力的关系表）及上下水库的库容曲线等初始化工作。人机界面模块实现将 AGC 相关信息、报警事件、机组状态、各机组实际负荷及负荷给定值、开停机指令等信息发送到监控系统工作站上显示；完成机组 AGC 模式、高低频保护功能、开停机优先级、负荷分配方式、指导/控制的模式、调度 AGC 直控/负荷曲线设置/AGC 站控制等权限等切换和模式选择与投退；完成站控负荷给定值的设置及负荷曲线显示和手动调整。42第 46 卷水 电 站 机 电 技 术负荷曲线模块实现今日负荷曲线（96 点）及明日负荷曲线（96 点）自动更新与数据有效性校核；零点时刻自动将明日曲线赋值到今日曲线并将明日负荷曲线数据全部清零；输出负荷曲线给定值。逻辑计算模块负责采集各机组状态，SFC 系统可用状态，人机界面中各功能模块投退情况及通信链路的状态信息，完成各机组 AGC 投退条件、各工况转换条件及开停机优先级的计算，同时计算调度侧所需的安全闭锁条件和其它通信点表数据。有功控制模块采集机组实发功率，计算各机组的单机有功和成组有功及总单机有功值和总成组有功值；对总给定值、频率信号、水位信号等重要数据进行有效性检查；完成调控直控/负荷曲线/站控负荷给定等模式下给定值读取，各模式给定值相互跟踪以实现无扰动切换；高低周保护动作及上下库高、低水位保护动作后，AGC 根据机组当前运行工况自动将 AGC 给定值的进行调整或清零；控制权在电站侧，AGC 程序根据开停机优先级、负荷分配方式等因素自动将总成组有功给定值分配给各参与成组有功的机组；在调度直控模式下，AGC 有功控制模块将调度给定值直接赋值给相应的机组，无须考虑机组开停机优先机和负荷分配方式。工况转换控制模块根据机组 AGC 负荷给定值、机组的状态及工况转换条件等因素，自动计算所需的转换指令：发电开机令、发电停机令、抽水开机令、抽水停机令、发电转抽水令、抽水转发电令等指令；AGC 程序判断 AGC 是处于控制还是指导模式，如处于控制模式时，除给运行人员发出提示信息外，还将工况转换指令发送至各机组的 LCU 执行，当机组进入发电状态并且处于功率控制模式下，则自动将该机组的 AGC 给定值实时下发至 LCU，由 LCU 的功率调节模块通过模出或脉冲的方式控制调速器让机组带上给定的负荷值。当机组成组有功给定值P成组有功23 MW 时，该机组的目标运行工况为发电工况；当-25 MWP成组有功23 MW 时，该机组目标运行工况为停机工况；当 P成组有功-25 MW，则机组的目标运行工况为抽水工况。例如机组目标运行工况为抽水工况，其工况转换指令计算过程如图 3 所示。其它目标工况的工况转换指令计算逻辑不再赘述。图 3 目标为抽水工况转换指令计算流程图3 工程应用与讨论文中提及的 AGC 控制方案已成功应用于溪口抽水蓄能电站，完美将电站侧成组调节模式和调度直控模式有机结合，为保障电网安全和节能减排提供了重要支撑，并通过浙江省电科院组织溪口抽蓄 AGC 直控联调联试的验证。2 台机组在调控AGC 模式下发电开机、发电停机、抽水开机、抽水停机、发电转抽水、抽水转发电等 6 种复杂工况远程图 2 电站侧 AGC 流程图（下转第 1 0 1 页）101第 08 期郑攀登：水电厂机组轴线检查及轴瓦间隙调整行时水导轴承最高瓦温为 46.4，水导轴承摆度 X方向为 230 m，Y 方向摆度为 276 m。通过以上比较可以看出：盘车及轴瓦间隙调整之后各导轴承运行效果良好，机组各导轴承最高瓦温较检修前均有所下降，导轴承瓦受力均匀；水导轴承摆度下降至设计范围之内，机组运行稳定性显著提高。5 结语水电站水轮发电机组轴线调整工作是非常复杂且必要的，要求工作人员熟悉掌握机组轴线调整的技术，并能够根据盘车数据对各轴承摆度进行综合分析，计算出轴系调整量，灵活运用轴线调整方法，保证轴线实现准确有效调整。机组轴线和导轴瓦间隙调整后，解决了机组水导轴承摆度超标的问题，为机组长期安全稳定运行提供保障。参考文献：1冯卓.浅谈托洪台电厂 1#水轮发电机组盘车过程中遇到的问题 J.内蒙古水利，2015（4）：152-153.2雷恒，舒发兵.浅谈苗尾水电站 4 号水轮发电机组轴线调整实践探索 J.水电站机电技术，2018，41（9）：14-15，33.3赵少勇.水轮机组水导摆度超标的分析与处理 J.红水河，2017，36（6）：105-109.4常勇，刘文元.李家峡水力发电厂 1 号水轮发电机组电气盘车轴线检查及轴瓦间隙调整 J.青海电力，2002（1）：36-39,43.5胡一栋.SF320-48/12800-G 水轮发电机组导轴瓦间隙调整工艺改进 J.西北水力发电，2002（3）：44-46.启动功能动作正确，满足浙江网抽蓄机组 AGC 直控功能要求。2 号机组 25 MW40 MW 的 AGC发电功能试验，机组调节方向正确，平均调节精度99.13%，平均调节速率 54.83%Pe/min。2 号机组在投入 AUTOR 模式下共运行 37 min 48 s 参与浙江省网 AGC 调节 18 次，总调节时间 7 min 55 s，总调节历程 104.37 MW，平均响应滞后时间 2.38 s，平均调节精度 97.62%，负荷调节曲线如图 4 所示。2 台机组 AGC 试验结果类似，均满足 水轮机调节系统并网技术导则 的技术要求。图 4 调度直控 AutoR 模式下 AGC 响应曲线4 结论溪口抽蓄电站 AGC 控制是一个复杂的系统工程，本文详细介绍了 AGC 控制的方案设计与功能实现。主要包括方案的设计原则，通信和数据链路的设计，调度侧 AGC 直控方案设计和电站侧 AGC 功能设计与实现。该 AGC 控制方案已成功应用于宁波溪口抽水蓄能电站，既满足调度和电站运行要求，同时保证机组安全稳定，经济高效，全自动化运行。为其他中小型抽水蓄能电站的 AGC 设计和运行提供有力的技术支撑和经验借鉴。参考文献：1蒋杏芬.中小型抽水蓄能电站现状及其在浙江省的发展J.小水电，2011（6）：115-117.2操俊磊，陈龙，姜海军.仙居抽水蓄能电站计算机监控系统结构与功能 J.水电与抽水蓄能，2017，13（3）：42-46，77.3操俊磊，裴军，陈比望，等.梅州抽水蓄能电站 AGC 单机直控实现方法 J.水电站机电技术，2022，45（11）：42-44，49.4李滨，麦章影.兼顾水电机组调节性能和经济性的水电厂 AGC 策略 J.电力自动化设备，2023,43（1）：107-112，139.5王振羽，孟繁欣，徐麟.自动模式下的水电机组发电控制设计与实现 J.中国农村水利水电，2022（8）：237-241.6高元，张冰，蔡金华，等.基于 PCS-9150 过程控制器的水电厂自动发电控制设计实现 J.工业控制计算机，2022，35（1）：16-18.（上接第 4 2 页）