新疆開都河察-柳梯級AGC調度系統(tǒng)概述

王援生，徐康明，丁占濤，王文昕，劉金林

(國電新疆開都河流域水電開發(fā)有限公司，新疆 庫爾勒 841000)

察汗烏蘇、柳樹溝兩電站(以下簡稱“察電、柳電”)分別是開都河第五和第六級電站，察電尾水與柳電庫尾相接，開都河支流——察汗烏蘇溝匯入柳電水庫。察電原設計裝機309 MW，后增容至330 MW。柳電經由察電220 kV高壓母線統(tǒng)一送出，兩站均由省調調度，在網內調峰調頻作用突出。兩站有關設計參數(shù)如下：察汗烏蘇水電站為季調節(jié)水庫，裝機容量3×110 MW，單機額定流量81.7 m3/s，機組額定水頭148 m，正常蓄水位1 649 m，死水位1 620 m，汛限水位1 640 m；柳樹溝水電站為日調節(jié)水庫，裝機容量2×90 MW，單機額定流量121.5 m3/s，機組額定水頭84 m，正常蓄水位1 494.5 m，死水位1 493 m。

運行早期，察、柳兩站分別為單機AGC和全廠AGC模式。因兩站出力、流量不匹配及區(qū)間匯流等因素困擾，汛期柳電調度棄水問題比較突出，非汛期兩站“雙高”運行(水庫高水位、機組高效區(qū)運行)情況不夠理想，梯級水量和水能利用率不高。此外，電網AGC調節(jié)指令頻繁(以2016年9月為例，當月察電共接收電網AGC指令84 369次，3臺機組累計運行1 800 h，單機平均每分鐘接收指令0.78次，兩次AGC指令最短間隔時間為20 s)，察電單機AGC模式下，機組調節(jié)臺次繁多，有關設備、裝置頻繁啟動、磨損嚴重。

為解決以上問題，于2015年啟動了梯級AGC調度系統(tǒng)研究與建設，2017年2月投入運行，2018年進一步完善了優(yōu)化運行策略。

1 系統(tǒng)架構

1.1 系統(tǒng)運行流程

開都河察-柳梯級AGC調度系統(tǒng)運行流程，如圖1所示，由省調EMS系統(tǒng)發(fā)送AGC指令到察-柳梯級AGC調度系統(tǒng)，察-柳梯級AGC調度系統(tǒng)根據(jù)負荷指令情況分配至電廠AGC，由電廠AGC分配至各機組LCU。

圖1 系統(tǒng)流程

圖3 系統(tǒng)主界面

1.2 總體網絡結構

開都河察-柳梯級AGC調度系統(tǒng)總體網絡結構，如圖2所示，各電廠AGC系統(tǒng)通過站內通信網與梯級AGC系統(tǒng)通訊，梯級AGC系統(tǒng)通過調度數(shù)據(jù)網接收電網EMS系統(tǒng)AGC負荷分配指令。

圖2 總體網絡結構示意

1.3 系統(tǒng)主界面

開都河察-柳梯級AGC調度系統(tǒng)主界面，如圖3所示，可監(jiān)視察柳兩站機組負荷分配情況，通過切換梯級AGC控制方式，實現(xiàn)流域梯級電站經濟運行。

2 主要功能和特點

現(xiàn)階段系統(tǒng)主要執(zhí)行發(fā)電優(yōu)化調度任務，未來將與察汗烏蘇水情水調系統(tǒng)一起完成水庫調度(閘門控制)任務。目前系統(tǒng)調度控制權(開、停機和梯級總有功給定權)在省調，與此相應，梯級AGC優(yōu)化調度主要體現(xiàn)“以電定水”的原則。系統(tǒng)接收省調對察柳兩站的發(fā)電調度指令(總有功給定)后，結合兩站水位、開機、區(qū)間匯流和水耗、電價等情況，按照預先設定的優(yōu)化運行策略和程序，在線實時計算梯級電站和各臺機組的負荷并實時分配執(zhí)行，在保證梯級發(fā)電滿足給定總功率及其他限制條件下，使梯級棄水量或發(fā)電耗水量最少、經濟效益最大。與一般通過日前96點負荷曲線調度不同，察柳梯級AGC系統(tǒng)完全按照電網AGC實時動態(tài)調節(jié)指令執(zhí)行。目前，系統(tǒng)的運算時間為0.02～0.08 s，通信時間約0.7 s，總歷時約0.8 s；梯級AGC響應時間和調節(jié)速率滿足新疆電網要求(目前新疆電網要求：AGC響應時間不超過10 s，調節(jié)速率每分鐘不低于50%額定容量)。

3 系統(tǒng)約束條件

察柳梯級AGC約束條件比較簡單，介紹如下：

(1)庫水位Hi約束

Hs≤Hi≤Hx

(1)

或

Hmin≤Hi≤Hmax

(2)

式中，Hs為死水位；Hi為當前水位；Hx為正常蓄水位(汛限水位)；Hmin和Hmax根據(jù)實際情況確定和調整。

(2)機組特性曲線約束：根據(jù)機組振動特性等，經省調同意設定2站5臺機組的出力下限均為50 MW。

(3)開、停機約束：目前兩站開、停機指令均由省調下達，電網AGC總有功指令自動保持在所有開機機組出力下限之和至額定功率之間。

4 系統(tǒng)優(yōu)化策略

目前，系統(tǒng)共設置了2類(廠間、廠內)5種策略，如圖4所示。

圖4 系統(tǒng)優(yōu)化策略

4.1 廠間(梯級)經濟運行策略

4.1.1防棄水(梯級流量匹配)策略

主要用于主汛期柳電棄水風險較高時日，通過預防和減少柳電棄水來體現(xiàn)其經濟性。該策略以柳電庫水位(Z柳)為主要判斷指標。要點如下：

(1)當Z柳>Z柳max時，系統(tǒng)在兩站機組出力限制條件下，優(yōu)先頂格分配負荷給柳電，剩余負荷安排給察電。一般設定Z柳max=1 494.5 m。

(2)當Z柳

(3)當Z柳min≤Z柳≤Z柳max時，在某一時間段(一般不超過4小時)，根據(jù)調度狀況等，人為設定某一柳電水位目標值，若對防棄水較有把握，則設定：Z柳0.15 m時，系統(tǒng)在兩站機組出力限制條件下，優(yōu)先頂格分配負荷給察電或柳電，使柳電水位快速趨向目標水位。當∣Z柳目標-Z柳∣≤0.15 m時，運用動態(tài)規(guī)劃法，建立目標函數(shù)

min(△Q)=Qcf+Qch-Qlf

(3)

式中，△Q為流量變化量；Qcf為察電發(fā)電流量；Qch為察河流量；Qlf為柳電發(fā)電流量。

基于各站發(fā)電流量與下游水位關系曲線(Q-Z)、發(fā)電流量與水頭損失關系曲線(Q-h)、水輪機運轉特性曲線(N-Q-H)以及機組出力限制等邊界條件，采用循環(huán)迭代算法，在流量最匹配解附近，選取最小偏量解△Q對應的察柳兩站出力值分配兩站出力，使柳電庫水位向目標值方向微調并動態(tài)穩(wěn)定于目標值。

4.1.2梯級發(fā)電能耗最小策略

主要用于非汛期及汛期低棄水風險時段，通過降低梯級發(fā)電總能耗來體現(xiàn)其經濟性。

運用動態(tài)規(guī)劃法，建立目標函數(shù)

min(E)=QcHc+QlHl

(4)

式中，E為梯級勢能消耗總量；Q為發(fā)電流量；H為毛水頭；c為察電；l為柳電。基于各站發(fā)電流量與下游水位關系曲線(Q-Z)、發(fā)電流量與水頭損失關系曲線(Q-h)、水輪機運轉特性曲線(N-Q-H)以及機組出力限制等邊界條件，采用循環(huán)迭代算法，計算不同負荷分配狀況下兩站勢能消耗總量，E值最小時即為最優(yōu)解。梯級AGC系統(tǒng)按此解分配兩站負荷。

為減少系統(tǒng)運算時間，使之滿足在線實時優(yōu)化運行要求，解算中采用了一種新的數(shù)據(jù)集建模方式，將水輪機運轉特性曲線(N-Q-H)所代表的機組運轉特性數(shù)據(jù)集建模為方程體，變二維插值計算為方程求解過程，并將循環(huán)求解優(yōu)化為矩陣求解，測試計算時間由2 s級縮短到了0.05 s級。

為驗證梯級發(fā)電能耗最小策略的運行效果，選取了人工干預較少、策略運行較為完整的2018年3月20日為代表日，分析測算了該策略的經濟運行效果：當日察柳兩站負荷可調時段共計6.18 h，其中，系統(tǒng)節(jié)省能耗超過10 MW的深度優(yōu)化運行時段有1.93 h，節(jié)省能耗在5～10 MW之間的次深度優(yōu)化運行時間有2.01 h；當日，察柳兩站節(jié)省能耗4.6萬kW·h，占到當日發(fā)電量(565萬kW·h)的0.8%。

4.1.3梯級發(fā)電收入最大策略

(1)汛期棄水時段，通過多發(fā)高價電來實現(xiàn)效益最大化。因察電電價高于柳電，當察電棄水或者察、柳兩電均棄水時，系統(tǒng)在兩站機組出力限制條件下，優(yōu)先頂格分配負荷給察電，使發(fā)電收入最大化。

(2)非汛期及汛期低棄水風險時段，實現(xiàn)在單位梯級發(fā)電總能耗下發(fā)電收入最大化來體現(xiàn)其經濟性。運用動態(tài)規(guī)劃法，建立目標函數(shù)

max(TGR)=(Pc*EPc+Pl*EPl)/(QcHc+QlHl)

(5)

式中，TGR為梯級總發(fā)電收入(Total Generation Revenue)；P為各電站出力；EP為各電站上網電價；其他參數(shù)定義同上。采用循環(huán)迭代算法，計算不同負荷分配狀況下目標函數(shù)最大值時即為最優(yōu)解。梯級AGC系統(tǒng)按此解分配兩站負荷。

4.2 廠內經濟運行策略

目前，系統(tǒng)對廠內經濟運行設有小負荷最少機組調節(jié)策略(簡稱小負荷調節(jié)策略)和大負荷平均分配策略。

4.2.1小負荷調節(jié)策略

其目的是為了減少機組總的調節(jié)頻次從而減少設備磨損和調速系統(tǒng)能耗，其原則是廠內負荷變動較小時，盡量減少參與調節(jié)的機組臺數(shù)。該策略也可減少多臺機組參與小負荷波動造成累計負荷偏差，從而較好地跟蹤有功給定值。當前設定：察電總負荷增(減)量小于20 MW的有功變動時，首先由該站負荷最小(最大)的機組承擔增(減)量，如該機不能承擔全部增(減)量，則剩余增(減)量由負荷次低(次高)機組繼續(xù)承擔，依次類推。柳電小負荷變動指小于10 MW的有功變動，其調節(jié)策略同察電。

4.2.2大負荷平均分配策略

當察(柳)站總負荷增減量大于等于20 MW(10 MW)時，系統(tǒng)將全廠總給定有功值重新平均分配至各運行機組。經對察電總有功180、210、240、270、300 MW狀態(tài)下，3臺機組不同負荷分配情況計算分析，結果表明：隨著機組間不平衡負荷(負荷差值)增大，電站總的勢能消耗也在增加；在3臺機平均分配負荷時，電站總的勢能消耗最小。由此判斷：機組間平均分配負荷是一種最優(yōu)運行策略。以察電總負荷240 MW情況為例，其不平衡負荷與總勢能消耗關系曲線如圖5所示。

圖5 不平衡負荷與總勢能消耗關系曲線

5 結論與探討

察柳兩站水力聯(lián)系緊密，運行如同“一庫兩站”，兼之兩站電力送出落點相同，具備較好的梯級AGC調度條件。

運用動態(tài)規(guī)劃法并采取合適的優(yōu)化算法和參數(shù)簡化方法后，察柳梯級AGC系統(tǒng)運算時間很短，不會對電網要求的AGC響應時間等構成制約，系統(tǒng)可以在線實時優(yōu)化運行。

察(柳)站單機容量相同，機組效能特性、水道系統(tǒng)特性等幾乎一致，在此情況下，大負荷平均分配策略是一種簡便實用的廠內最優(yōu)運行策略。

小負荷最少機組調節(jié)策略有其必要性和合理性，目前對該策略的效果(減少總的調節(jié)臺次等)缺乏定量評估，對小負荷取值區(qū)間或者最優(yōu)值的選擇缺少深入論證，有必要繼續(xù)研究和優(yōu)化。初步考慮：對單站小負荷調整策略的取值，可根據(jù)一段時間內省調AGC指令負荷調整的分布統(tǒng)計情況予以動態(tài)調整；對該策略的實施效果，可根據(jù)機組小負荷實際調節(jié)次數(shù)，與假定平均分配負荷調節(jié)次數(shù)的比較予以定量評估。

理想情況下，實時經濟(最優(yōu))運行自然得到短期和中長期經濟(最優(yōu))運行效果。但目前察柳梯級AGC系統(tǒng)運行的結果卻并非一定如此。主要原因是：梯級AGC控制下的實時優(yōu)化運行是在一定的開機組合條件下運行，是有局限的，其優(yōu)化策略的本質是“以電定水”，而中長期經濟運行優(yōu)化策略的本質是“以水定電”，兩種運行策略難以全時耦合。