抽蓄电站AGC模式及其优化研究

姜爱军 孔令华 胡 南

(福建仙游抽水蓄能有限公司，福建 仙游 351267)

1 概 述

近年来，在清洁能源迅速发展的形势下，电网发展面临着特高压直流长距离、大容量、跨区域的电力输送，风光等可再生能源在电网电源比例快速增加和传统火电机组被大规模取代的变化，使得电网调控遇到了快速调节电源容量不足、火电机组深度调峰受限和大容量特高压直流输电馈入引起受端承受较大冲击等问题，削弱了系统承受有功冲击、频率波动和抗扰动的能力，电网新能源的接纳能力受到了频率稳定、电网安全运行的挑战。而抽水蓄能是目前全球已大规模应用的成熟储能技术，可专门提供削峰填谷、旋转备用、事故备用、调频、调相等辅助服务。随着电网能源结构、运行环境的日益复杂，抽水蓄能电站的重要性更为凸显，对其发挥作用的需求势必进一步增加。因此，如何充分有效的利用抽蓄电站辅助服务功能，加强抽蓄机组调频模式下的运行关键技术研究，提高电网频率调节能力，对保证电能质量、实现新能源合理高效利用和缓解能源与环境问题具有重要意义。

2 抽蓄电站AGC调频模式

2.1 抽蓄电站AGC调频模式的主要形式及其影响

在国内电网运行中，对抽蓄电站机组常用的自动发电控制(AGC)主要包括两种模式：一种是参考常规发电机组的模式，采用单机AGC模式，即电网负荷调度调节指令直接下发给抽水蓄能电站的各台机组；一种是负荷成组控制模式，即电网负荷调度指令以全站总负荷的方式下发。

2.1.1 单机AGC及其影响分析

单机AGC是电网常见的一种机组有功功率调节模式，其对应的主站侧AGC控制系统有着几十年的应用经验。单机AGC可以是由机组接收到调度的AGC指令后，由LCU控制机组启停和负荷调整，或由运行人员手动开启机组，并网后切换到电网单机AGC控制；运行过程中，电网主站侧缺省认为投入单机AGC模式的机组在有功可调节范围内具有线性的特征，调节速率保持不变。此模式有利于简化电网主站侧AGC负荷分配算法，且由于AGC指令直接下发至单台机组，机组调节速率和执行的可信度均能有效保证。与火电利用蓄热来响应AGC不同，单机AGC一般采用接收指令后开机，因此，AGC响应在开机阶段是滞后的。另外对纯抽水蓄能电站而言，采用常规的单机AGC对机组进行调控，机组只有在水库容量满足发电条件时才能启动，发电运行不连续。

2.1.1.1 单机AGC对电网侧的影响

单机AGC模式对电网控制的影响表现为以下几个方面：抽蓄机组每日工况转换频繁，其调度指令需要调度人员通过电话等方式下达，增加了运行人员的工作强度；在容量较小的电网中，当AGC要求多台机组同时发电时，因机组从停机状态到满负荷运行需要一定的时间，容易造成电网频率波动；当电网出现特殊情况，需要机组发挥事故备用作用时，单机AGC模式无法以最快的速度响应；当电网需要机组从抽水工况切换到发电工况时，该过程所产生的电能损耗目前被计及电网运行成本，因此，提高了总的运行成本。

机组运行于额定工况时，抽水蓄能转换效率约为80%左右，当抽蓄机组参与AGC的负荷调节范围较大时，其转换效率将大幅下降，加大了损耗，进一步提高了成本。

2.1.1.2 单机AGC对电站侧的影响

对抽水蓄能电站而言，若采用单机AGC模式，机组直接按照AGC指令调控，单机调节功能和性能要求简单，被调度考核的概率较小。但与调度侧运行人员面临的情况一样，机组每天工况转换频繁，需要运行值班人员接听调度电话后，手动操作机组监控系统投入和退出电网AGC运行，增加了电站运行人员的工作强度和操作失误的风险。此外，AGC的频繁调节可能对机组的正常运行产生影响，甚至导致机组设备出现问题，影响到电站安全运行。

a.AGC考核带来的影响。AGC考核要求调速器的灵敏度必须保持在较高状态，而调速器的频繁动作容易产生机械磨损，影响其使用寿命及整体稳定性。此外，设备的机械磨损将导致导水部件的间隙不断增大，甚至引起密封装置的损坏，漏水现象将会出现且逐渐加剧，进而影响机组的整体运行效率。

b.AGC频繁调整带来的影响。AGC频繁调节过程中，整个机组的导水机构及相关设备因处于往复运动的状态而出现更加明显的机械磨损；机组出现水导轴承磨损现象，进而导致机组振动大；导叶筒体的L型法兰出现损坏现象，特别是法兰圈位置的胎体因其自身很薄而在长期工作扭动过程中会出现整体形变甚至破损，影响到机组的工作效率；转轮所承受应力的变化十分明显，长时间的金属应力作用会导致叶片的可靠性及寿命受到显著影响；当AGC负荷变化幅度调整过大，而机组未处于满负荷运行状态时，机组尾部会出现旋涡，旋涡的快速增大将直接引起机组剧烈振动。

2.1.2 成组控制模式及其影响分析

成组控制模式不同于单机模式，是将整个抽水蓄能电站的机组作为一个单元参与电网的调节和控制，因此在设计上成组控制不单是负荷控制，还包括了电压控制。负荷控制方面不仅仅是发电控制，还包括电动抽水控制。以整个电站机组为单元的成组控制模式，设计兼具了发电、抽水、调相、事故紧急支援等自适应功能，是电网在新能源扩张形势下，智能化的调控单元。电站在负荷成组控制模式下，根据调度下发的电站总负荷指令，自行计算分配机组负荷、自动进行机组启停控制和工况切换，满足电网对电站负荷需求。成组控制根据电站总负荷设定，在扣除电站所有手动控制机组负荷设定后，计算和分配运行机组台数和各机组的负荷，通常机组负荷以平均方式进行分配。

2.1.2.1 成组控制模式对电网侧的影响

成组控制模式对电网侧的影响表现为以下几个方面：

a.采用负荷成组控制模式，对电网调度而言，在首台机组启动或末台机组停机时，电站的AGC响应会有偏差，在多台机组同时运行时，成组控制负荷分配计算需要开停机时，负荷响应短时会有波动(小于一台机组的容量)。

b.采用全自动的抽水蓄能电站调控模式，在电网出现紧急工况时，可根据既定规则无延时进行机组的调配，为电网故障后的恢复创造有利条件。例如电网国调实施的低频切泵，华东电网实施的紧急事故支援功能，已纳入电网频率控制体系中，为电网故障时增加了强有力的支援。

c.对抽水蓄能电站而言，成组控制的设计可涵盖发电、抽水、调相，电网紧急支援以及旋转备用等自适应调控，唯一不足的是其调控响应在机组启停期间与电网的指令是有偏差的，若采用计划曲线方式进行负荷控制，可以通过设置提前启停时间尽可能地满足计划点负荷要求。

2.1.2.2 成组控制模式对电站侧的影响

a.采用负荷成组控制模式对抽水蓄能机组进行调控，则无论发电、抽水还是调相，启停操作均由监控系统自动执行，无须电站值班人员手动操作，可减少电站值班人员的劳动强度。

b.采用负荷成组控制模式，全站负荷只需满足电网调度总指令要求，机组开机选择具有一定的自由度。此外，机组在发电或抽水工况发生故障跳闸时，其产生的功率缺额可由其他停机机组自动替补，可降低电站考核的程度。

c.采用全厂负荷成组控制模式，对电站而言，在某一确定的电站总功率要求下，可根据机组的效率，优化各台机组的负荷分配，使全站总抽发电量损耗达到较优的水平。

d.采用负荷成组控制模式，要求电站计算机监控系统的软件功能不仅能够自动执行所有工况转换，还要在机组故障时能及时进行自启停等联锁操作，要求具备良好的防错能力，以确保不发生误动。

e.与单机AGC模式类似，当成组负荷调节频繁、幅度过大时容易产生机械磨损，进而影响设备的使用寿命及机组的整体稳定性，后期出现风险的概率也大大增加。

2.2 频率考核下两种模式的分析

电网的电源结构和用户需求等因素决定了抽水蓄能电站的调控方式，而各抽水蓄能电站的设计和建设因水头、地形和水工建筑布置形式不同，其机组性能各异。抽水蓄能机组其运行方式的特殊性，影响着电网的控制策略。对于纯抽水蓄能电站，其发电抽水为日循环运行方式，若采用单机AGC纳入电网频率闭环调控方式，则需要手动进行AGC投退，将增加运行人员的工作负担，当电网建有为数不多的蓄能电站时是可行的。为利用抽水蓄能解决日益精细的频率考核问题，在机组和电站条件许可、设备安全的前提下，可采用调相旋转备用方式或不同引水管发电抽水并列运行方式配合进行。随着电网抽蓄电站比重不断增加，全自动化抽水蓄能电站成组控制充分发挥机组工况多、工况转换灵活、响应速度快的优点,为服务电网提供了新的领域和方式,在未来的智能化电网中,将发挥更大作用。但在成组控制模式下，以电站为单元调节的抽水蓄能在机组启停流程时间控制、负荷调节响应特性方面存在一定的不确定性，其调节偏差因机组的水头、同期并网检测时间的变化而变化，在区域调度集中调控抽水蓄能机组时，这种不确定性和调节偏差可能会引发多台机组同时并网或停机退网事件，导致频率波动，使电网满足日益精细的考核要求有一定的难度。随着抽水蓄能容量在电网内的扩张、新能源大规模接入以及传统火电的萎缩，给电网频率控制和调节带来新的难题。如何差异化地用好各种能源，用新技术提高能源的调控能力和水平是未来电网发展的重大课题。

3 抽蓄电站AGC优化的局限性研究

电站的自动发电控制功能对其运行效率有着直接的影响,对抽蓄电站来说,因我国建设开发起步较晚,前期缺乏电站运维经验,在AGC的设计上早期以借鉴常规水电站控制经验为主,但实质上抽蓄电站的自动发电控制功能和日常运行维护较常规水电站复杂得多,参考的意义有限，且各个电站的控制功能均独自开发,功能设计上差别很大,在AGC的设计和实施上走了不少弯路。自AGC模式诞生以来，远远跟不上抽蓄电站开发建设的发展步伐。

从当前抽蓄电站AGC研究现状中不难看出，我国在该领域的研究中存在以下不足：在AGC控制策略方面，仅在早期的传统PID控制上进行简单的改进，无法从根本上改善AGC控制的动态性能和稳定性；在AGC功率分配机制方面，大部分还是按固定比例来分配调节功率或者进行简单微调，这类分配方法相对简单，却对AGC资源配置要求较高；在精确的预测模型建立方面研究较少，随着电网中可再生能源规模的不断增大，仅依照历史数据进行调节，势必影响AGC容量预测精度，进而影响系统运行的稳定性；AGC模式是一个典型的先有偏差再调节的时滞控制过程，如何更好地解决、克服滞后控制方面带来的不利影响，在当前的抽蓄电站AGC模式研究中考虑得还不够。

4 总 结

随着国家新能源战略的实施和推广，部分区域电网新能源占比逐步提升，在未来一段时间内，新能源装机还将继续稳步增长。电网安全运行为提供电网辅助服务的抽蓄电站及其AGC模式，指出了未来需要加强研究的方向。

将先进的智能控制策略引入抽蓄电站AGC模式中，进一步提升系统的动态性能和稳定性；加强负荷预测研究，如引入超短期负荷预测并对AGC机组进行分类，通过实现AGC的超前控制以最大程度克服滞后控制带来的不利影响；加快机组动态模型建立研究,探索更加全面、详细的精准模型建立方法，以更好地表示抽水蓄能电站的动态特性，提高计算结果的可信度。