自动发电控制在贵州电网中的应用>吴　红，王　玮，黄文伟，王向东（贵州电力调度通信局，贵州省贵阳市550002）

1　自动发电控制（AGC）在贵州电网的应用

1．1　东风电厂AGC

　　东风电厂是贵州电网第二大水电厂（装机容量3×170MW）；1998年6月该厂实现了AGC，是贵州电力系统内首座具有AGC的电厂。由于当时电厂只有微机调速器，为此设计了RTU方案，用上海奥兰公司生产的N32RTU接受省调AGC的脉冲控制命令，RTU将下发的命令转换为一定的继电器吸合时间，直接控制微机调速器，对该厂每一台发电机的有功功率进行控制。受到机组震动区（50～120MW）的限制，该厂的调节范围不是很大，调节速度为8MW／min。
　　2000年4月，该厂进行自动化改造，由中国水利科学研究院研制的计算机监控系统取代了RTU，直接通过SC1801规约与省调侧计算机监控系统实现计算机通信。省调根据联络线负荷和频率的偏差，计算并设定全厂的有功功率，然后由该厂的计算机监控系统按最省水原则将该设定功率值分配到各台发电机。根据发电机投入AGC成组方式的不同，电厂的可调容量也不同，共分为1低（0～50MW），1高（120～170MW），1高1低（120～220MW），2高（240～340MW），3高（360～510MW）四种组态方式。其中各组态间存在调节间隙，需要调度员下调度命令进行人为过渡。未做成自动跨越的原因是为了防止电网负荷波动时，发电机在组态间频繁自动切换，造成调速器压油装置磨损过大。改造后的全厂调节速度可达30MW／min。
　　经过近半年的运行，感到这套系统比较安全可靠，一般在10s之内，就可达到设点功率值，不会出现调速器过调或欠调，发电机的动作相当准确。此计算机监控系统的不足是没有充分的考虑到电网运行的复杂性和多样性，仅用最省水原则对机组进行协调配合，这种原则不支持两台发电机在低负荷运行区的“两低成组”（0～100MW）方式，会造成冬季枯水季节人为地减少电网中AGC机组可调容量（只有1台0～50MW的可调容量）。
　　贵州电网AGC的使用模式如图1所示。

1．2　乌江电厂AGC

　　乌江电厂是贵州第一大水电厂（3×210MW），主要担任贵州电网的调频和调峰任务，1999年6月年实现AGC，当时电厂只有微机调速器，接受脉冲控制信号。机组振动区（70～130MW）的调节速度为6MW／min。
　　目前，乌江电厂正在用中国水利科学研究院研　　制的计算机监控系统进行电厂的自动化改造。1．3　清镇电厂AGC

　　清镇电厂是贵州电网的主要火电厂之一，装机容量为2×200MW＋4×60MW，2000年，清镇电厂7号机组（200MW）进行了自动化改造，实现了分布式控制系统（DCS），为实现电厂的AGC功能打下了基础。2000年9月，对该厂7号机的RTU进行了改造，最终实现了该厂的AGC，成为贵州电力系统率先拥有AGC机组的火电厂。
　　此AGC采用了较为流行和成熟的方案，利用上海奥兰公司的N－32RTU，与北京和利时公司的DCS，通过4～20mA的电流信号连接实现AGC，如图2所示。　　RTU与DCS系统间采用4～20mA的电流信号连接，为了保证发电机组的安全，防止断线或其他的干扰造成的发电机组过调，需要DCS系统对不合理的电流量进行屏蔽，为此采用较为传统的做法，将两次设点功率间的最大差值定为8MW，DCS系统将每一次设点功率都与上一次设点功率进行比较，当两次设点功率的差值大于8MW时，DCS装置拒绝执行该设点值，并将AGC挂起，有效地保证了电网和发电机组的安全。主RTU与从RTU之间的光纤通信协议不一定是TCP／IP协议，可能是CAN总线或其他的总线通信方式，用户缺乏对此的测试手段。需要厂家采用成熟、可靠的技术，保证通信的可靠和不丢失实时信息。

1．4　省调主站侧系统介绍

　　贵州电网AGC省调侧系统由负荷频率控制（LFC）和在线经济调度（EDC）两部分功能组成。通常情况下，根据贵州电网与中国南方电网联网的运行方式，贵州电网AGC的控制模式为定联络线偏差控制模式（TLB）。这种模式的区域控制偏差（ACE）同时反映系统频率的变化和互联电网的有功交换功率，分别采集当前系统频率、500kV天贵线和220kV天兴线有功潮流作为控制参量。每天18时以前，省调运行方式科在图形工作站的人机交互画面上整定互联电网联络线交换功率计划。通过比较计划值与联络线遥测值的结果来控制受控发电机组的有功出力，保证系统的责任频率和正常履行联络线交换功率计划。当贵州电网与南方互联电网解列单独运行时，AGC的区域控制模式为定系统频率控制模式（CFR）。这种模式的ACE仅反映贵州电网系统频率的变化，通过采集当前系统频率并与标准值进行比较，及时调节受控发电机组的有功出力以保证贵州电网频率的质量。
　　当贵州电网中出现联络线计划偏差或责任频率偏差引起的ACE时，AGC的EDC部分可根据机组的微增热耗曲线和机组的运行费用等因素，立刻自动计算出最优的开机方式，对发电费用最小的机组进行调节。因为缺乏这部分机组的基础资料，故笔者未使用该功能。AGC只是根据发电机组调节速率的比率，将出力偏差分配到各台发电机组。这部分的控制原则由主站的SCADA／AGC系统决定，此处采用的是美国SC公司的PCS－2000SCADA／EMS系统随机赠送的AGC软件，经过修改和参数调整，已经成功使用。

2　电厂AGC的特点

（1）技术复杂、工作量大、配合协调工作多
　　贵州AGC属于中等规模的系统工程。不但有省调自动化人员，省调调度员、省调方式人员参加其运行，还有电厂的电气、水机（或热工、锅炉）人员的积极支持和参与。
（2）技术成熟、保护设备完善
　　省调侧有AGC软件的各种保护软件限制，防止对发电机组的过调节；RTU有误码校验，防止通道的误码干扰；发电厂有水机保护、DCS保护等软、硬件保护，防止AGC软件对发电机组、锅炉的错误调节。
　　AGC只是调节系统负荷上的小波动（即负荷曲线上的毛刺），一旦电力系统发生大的系统故障，系统联络线的交换功率将会出现震荡或剧烈变化，AGC无法对此情况做出正确、及时、迅速的判断。因此，笔者设定在ACE＞200MW后，AGC将会自动退出，以避免系统故障时AGC对系统的错误调节。
　　同时，笔者也在不断对省调侧的SCADA和AGC软件进行修改和调试并加入一些相关监视软件（WatchDog），在省调侧计算机系统发生故障或其它软件发生故障时，能迅速挂起AGC功能，不再下发遥调命令。一般是用ACE值的变化来进行判断，一旦ACE值越限，就立刻通过监视软件自动挂起AGC，并自动通过语音或传呼机进行报警，通知值班人员进行处理。故障处理完毕后，值班员再手动投入AGC，防止在省调侧计算机系统发生故障或其它软件故障时对AGC的误调。
　　最后，对自动发电控制（AGC）的控制方式进行了改进，逐步取消脉冲方式（脉冲调节不准确，并且脉冲有累加效应，容易造成误调），改变为设点方式（数字量，很精确，不易造成误调）。
　　通过这些手段，从根本上防止了AGC软件对发电机组的错误调节，提高了AGC的安全水平。
　　（3）提高了电网的自动化水平，引入了新的运行机制；
　　AGC有助于稳定系统频率，准确地进行省间联络线功率交换和提高电网自动化水平。但也应该看到，AGC增加了省调侧值班调度员和自动化运行人员的工作量和工作责任，对全网的自动化的水平特别是基础设备的自动化水平提出了更高的要求；同时，它把发电控制的一部分工作转移到省调侧，省调侧的计算机监控系统成为特殊的调度员，自动向发电厂的发电机发出增减负荷的“调度命令”。
（4）自动发电控制（AGC）的作用；
贵州电网是西电东送的主要基地，按照与南方互联电网的供电合同要求，与南方互联电网联络线功率交换的功率与计划（一般为250MW）的偏差应小于±20MW／min，在未实现AGC功能时这是很难实现的。在加入AGC功能后，贵州电网的联络线功率合格率大幅度提高。同时，AGC在提高电网的安全，优质、经济运行水平和整体协调控制能力，对省内电力市场，特别是省间电力市场的电量准确交换将起到重要的作用。

3　发展计划

　　AGC是保证电网的安全，优质、经济运行的重要技术保证，由于火电厂的机组的调节速度（单机3～5MW／min）和调节范围（单机20～40MW）均比较小，所以一、两台火电机组实现AGC的效果是不明显的，无法对电网的负荷波动产生快[1][2]下一页