王 金 龙1,2，贺 玉 彬3，黄 炜 斌1，赵 宇4，陶 春 华3
(1.四川大学 水利水电学院，四川 成都 610065； 2.国网四川省电力公司，四川 成都 610041； 3.国电大渡河流域水电开发有限公司，四川 成都 610041； 4.南京南瑞集团公司，江苏 南京 211106)
摘要：为了实现瀑布沟、深溪沟电站的实时联合运行控制，基于分层调管的原理，以深溪沟电站水位控制为目标，提出了一套能够实现瀑布沟和深溪沟两站水量与电量平衡的厂间负荷实时分配策略及求解流程。针对厂间负荷分配时，不同机组组合下的虚拟单台机组的发电特性曲线和振动区，分别采用动态规划技术和集合区间运算法给予求解，同时还给出了一种简单实用的厂间联合躲避振动区的策略。在此基础上，开发的集控侧梯级AGC系统，已成功地应用到了大渡河瀑布沟和深溪沟梯级实时联合运行控制中，且计算结果满足实际运行工况的要求。
关 键 词：梯级AGC； 实时调度； 经济运行； 有功负荷分配； 振动区； 瀑深梯级电站
目前，国内各大流域水电开发企业相继建成了梯级水电集中控制中心。然而，受电力调度体制的限制，负荷指令依然是直接下达至单个水电厂而非下达至梯级整体，这种调度方式极易导致调节能力差的电厂弃水、调节能力好的电厂长期处于低水头下运行的状态，进而影响到梯级整体发电潜能的挖掘[1-3]。与现行调度方式不同，集控侧梯级自动发电量控制(Automatic Generation Control，AGC)为实时接收梯级整体的负荷指令，在满足系统安全稳定运行的前提下，能够结合各水库电厂的实际工况，按照预设的控制策略分配厂间负荷，分配结果由电站AGC按厂内经济运行的方式控制执行，从而达到满足发电企业自身控制目标的目的[4-6]。新方式的关键在于梯级AGC需要在线实时平衡负荷变化，且满足来自电网、水库、机组等多方面的硬性约束，尽可能地达到兼顾厂间、厂内经济运行的目的。
瀑布沟、深溪沟水电站(以下分别简称瀑站、深站)是四川电网的主要调峰调频电厂，位于大渡河下游河段，由于两座电站并网点相同，因此具备实施联合经济调控的前提条件。而作为反调节电站，深站水库库容小，加之瀑站流量滞时短，深站水库水位受瀑站负荷变化影响波动大。2012年，深站完成了AGC相关试验，但因难以与瀑站AGC协调地控制深站水库的水位，极易导致深站产生弃水或出现水库拉空的现象，因而不能长时间地挂网运行。为了合理地控制住深站水库的水位，深站负荷需随着瀑站AGC频繁调节，这样就给四川省调和大渡河集控中心的调度人员带来了较大的工作量，而且负荷和水位协调运行的难度依然较大。为了实现瀑、深两座水电站之间的负荷与水量匹配，提高其经济运行水平，本文提出了一套适用于瀑深梯级AGC的厂间负荷实时分配控制策略，并开发出了相应的软件系统，旨在对具备如下特点的梯级水电实时联合运行问题进行研究：① 上下游水电厂的水库调节性能差异大，流量滞时短；② 采用同一电力送出通道，而且同时参与电网的调峰调频任务。
2.1 策略构成
大渡河瀑深梯级电站中，瀑站的水库库容大，具有季调节能力，短期内库水位变化不大；深站的水库库容小，基本上不具备调节能力，库水位易在瀑站负荷的影响下陡涨陡落。瀑深梯级电站的主要参数如表1所示。为了能很好地控制住深站水位的变化，避免不必要的弃水或水库拉空现象的发生，在其死水位Zs,死与正常蓄水位Zs,蓄之间设置了一个水位控制范围Zs,down～Zs,up。若深站水位Zs,t满足Zs,upZs,t≤Zs,蓄，则认为该水库进入了高水位区；若Zs,死≤Zs,tZs,down，则认为其进入了死水位区；若Zs,down≤Zs,t≤Zs,up，则认为其位于控制区。深站水位进入高水位区或死水位区，而且没有出现返回控制区的趋势时，应采用深站水位异常下的负荷分配策略，以使厂间负荷重新匹配后深站水位可尽快地返回控制区；若深站水位在控制区内，而且瀑深至少有一站有弃水，应采用弃水下的负荷分配策略，以充分利用弃水流量，减少电站的弃水损失；若深站水位位于控制区，而且瀑深两站均无弃水，则应根据梯级总发电负荷指令值与总实发出力的变幅大小，分为大负荷分配策略和小负荷分配策略。分配策略的构成如图1所示，其中，水位异常下的负荷分配策略为优先级，最高；其次，是弃水下的负荷分配策略；最后，是大负荷分配策略和小负荷分配策略。
表1 瀑深梯级电站主要水能参数
电站名调节性能正常蓄水位/m死水位/m防洪限制水位/m装机容量/MW保证出力/MW设计水头/m总库容/106m3瀑布沟季调节85079084136009261485337深溪沟径流式660655无6602533032
图1 瀑深梯级厂间负荷实时分配策略构成
需要说明的是，对于下游电站的水位控制范围，需要根据水库的特性及其与上游电站之间的水力、电力联系情况，凭借运行人员的经验来确定。
2.2 厂间负荷实时分配模型
不同于“以电定水”模式下的短期优化调度，梯级电站的厂间负荷实时分配时，梯级总出力值实时跟踪电网负荷变化具有不可预知性，而且涉及非常复杂的时间耦合约束，站间流量滞时引起能量和水量传递上的滞后性，更不利于梯级电站的实时控制[6]。瀑深梯级之间的流量滞时τ=0.5 h，为了有效控制住深站库水位的变化，充分利用已发生的水情信息，按负荷分配方案执行Δt=τ时长后的结果进行控制。从图1可以看出，整套策略涉及到的厂间负荷实时分配控制模型包括以下4个，分别详述如下。
(1) 深站水位异常控制模型。深站水位在进入高水位区或死水位区且没有表现出返回控制区的趋势时，容易出现弃水或水库拉空的现象，这样将不利于电站及电网的安全稳定运行。水位异常控制模型旨在通过厂间负荷的重新匹配，使得按分配结果执行Δt时长后的深站水库水位尽可能地靠近其控制区的中间值，达到返回控制区的效果。
F=min|Zs,t+1-
(1)
式中，Zs,t+1为深站按照t时段的分配结果执行到时段末的水库水位，通过出力由水能计算、水量平衡原理反算得到。
(2) 能量转换效率最大模型。水库蓄水发电的本质是水体势能与电能之间的转换，因此，以能量转化效率最大作为优化准则[6-7]，即
η=max
(2)
式中,E电，t为t时段系统要求的电能,MW·h；E耗,t为t时段发电耗用的水体势能，MW·h；ρ和g分别为水的密度和重力加速度，kg/m3和m/s2；Pc,t为t时段电网下达的梯级AGC发电负荷指令,MW；Pi,t为t时段梯级AGC分配给i电站的发电负荷,MW；n为参与负荷分配的梯级电站个数；Δt为t时段时长，取Δt=τ,h；Hi,t,Qi,t分别为i电站t时段的发电水头和出库流量,m和m3/s。
由于电网下达的梯级整体发电负荷Pc,t在t时段内是个常数，所以式(2)是在保证梯级动力平衡的条件下，发电耗用的梯级势能最少，即
(3)
为了保持深站水库水位在其控制区内运行，在式(3)中引入惩罚项A，以实现在追求经济效益的同时，能够确保按照分配方案执行到t时段末时深站水库水位依然在其控制区内，即
(4)
其中，A为惩罚因子，取值规则如下
(5)
式中，α为一正常数。
(3) 深站水位平稳控制模型。该模型(见式(6))以t时段内深站水位的变化最小为控制目标，按流量平衡来对负荷进行分配，从而实现负荷与流量上的匹配，达到深站水位尽可能平稳的效果。
F=min(|Zs,t+1-Zs,t|+A)
(6)
(4) 深站少调负荷控制模型。该模型(见式(7))以深站负荷分配值相对其当前的实发出力值的变化最小为控制来进行负荷分配，达到瀑站多调负荷，深站少调负荷的效果。
F=min(|ps,t-Ns,t|+A)
(7)
式中,Ps,t为深站的负荷分配值,MW；Ns,t为深站当前实发出力,MW。
2.3 约束条件
所有负荷分配模型均须满足以下约束条件[8-9]。
(1) 动力平衡约束。
(8)
(2) 水量平衡约束。
Vi,t+1=Vi,t+3 600(qi,t-Qi,t)Δt
(9)
式中,Vi,t,Vi,t+1分别为i电站t时段的初末水库蓄水量,m3；qi,t为i电站t时段入库流量,m3/s。
(3) 流量平衡约束。
(10)
(11)
式中
(4) 发电流量约束。
(12)
式中
(5) 水位约束。
(13)
式中
(6) 出库流量约束。
(14)
式中
(7) 有功可调区间约束。
(15)
式中
(8) 电站出力变幅约束。
|Pi,t-Ni,t|≤ΔNi
(16)
式中,Ni,t为i电站t时段初的实发出力,MW；ΔNi为i电站允许的最大出力变幅，以防止电站的负荷分配值相对于当前实发出力变化过大而不被电站AGC接受，由电站AGC的系统特性决定,MW。
(9) 避开振动区约束。
(17)
式中，m为i电站t时段存在于有功可调区间内的振动区个数；
(10) 站间负荷转移约束。
|Pi,t-Ni,t|≤ΔPt
(18)
式中，ΔPt为t时段梯级的发电负荷指令值相对于当前的总实发出力值的变化量，MW。
(11) 非负条件约束。以上所有变量均为非负变量(≥0)。
2.4 求解算法
用于负荷分配的求解算法主要包括以等微增率法、动态规划(DP)及其改进算法[4]为主的传统算法，以及以遗传算法(GA)[10-11]、粒子群算法(PSO)[12]等为代表的现代仿生学方法。等微增率法适用于机组台数不多，而且发电特性曲线较简单的单站厂内机组间的负荷分配[2]。动态规划法理论严谨，能够绝对收敛于最优解，但因其在处理多维问题时容易出现“维数灾”，导致计算耗时太长而无法满足负荷实时分配的要求；其各种改进型方法虽然在一定程度上降低了计算量，但是受使用条件和降低能力的限制，更多地应用于离线优化调度[4]。现代仿生学算法虽然是不依赖于具体问题的直接搜索法，可以很好地处理多维优化问题，然而由于不能保证每次都收敛于最优解而导致负荷在分配的过程中增加了机组启停控制与负荷调整的不确定性。
本文基于分层调管的原理，在梯级AGC控制模型的构建过程中，将各电站概化为单一的机组，并未直接考虑到厂站内的经济运行；加之研究对象只有2个，而且时间维度仅一维，因此，为了避免求解难度的增大及求解时间的延长，在研究过程中采用了简单实用的工程化算法，如图2所示。
图2 模型算法流程
2.5 弃水下的负荷分配策略
为了确保水工建筑物的安全或满足下游用水的需求，电站当前实发出力下的发电流量小于下泄流量而产生弃水时，为减少弃水损失，应采用弃水下的负荷分配策略。即：
(1) 梯级总负荷调增，弃水电站优先承担负荷增加值；
(2) 梯级总负荷调减，无弃水电站优先承担负荷减少值；
(3) 若瀑深两站均存在弃水，则按总弃水流量最小控制进行负荷分配，以使更多的水存储在上游。
弃水条件下的负荷分配流程如图3所示。
2.6 小负荷分配策略
当梯级整体负荷指令值相对于当前的总实发出力值波动较小时，采用小负荷分配策略，即由一座电站来承担小负荷差额[1，5]，以避免小负荷波动而造成梯级水电大面积调整。具体的策略是：总负荷调增时，若深站水位在高水位区，则由深站承担小负荷差额；总负荷调减时，若深站水位位于死水位区，则由深站承担小负荷差额；若深站水位位于控制区，不论是调增还是调减，小负荷差额均由运行人员根据实际需要事先所设定的电站来承担。实施流程如下。
图3 弃水下的负荷分配流程
(1) 根据小负荷差额的正负及深站库水位的情况来确定优先承担负荷调节的电站。
(2) 将小负荷差额分配给优先承担负荷调节的电站，并同时检查分配结果是否满足式(15)和式(17)的约束条件，若是，输出结果；否则，进行下一步。
(3) 优先承担负荷调节的电站维持实发出力不变，将小负荷差额分配给另一座电站，并同时检查分配结果是否满足式(15)和式(17)的约束条件，若是，输出结果；否则，进行下一步。
(4) 将小负荷差额以各种可能拆分，分别分配给两座电站，直至两座电站的负荷分配值均满足式(15)和式(17)的约束条件，输出结果。
在集控侧梯级AGC控制层面上，本文以电站为对象进行计算。为了避免在求解过程中频繁进行机组间的负荷分配而增加求解难度，以提高各种负荷分配策略的求解效率和结果的准确性，此时需要将以机组形式存在的数据(如机组HNQ曲线、振动区等)转换成电站形式的数据，亦即将电站的实际发电机组虚拟成一台机组，根据各台发电机组的特征参数与曲线，利用一定的数学方法将其转换为单台机组的相应特征参数与曲线直接作为电站数据来使用。同时，由于受到众多约束条件的限制，当找不到可行解时，系统如何自动识别并实施有效处理，从而保证电力系统及电站的安全，也是必须予以正视的问题。
3.1 约束条件的处理
由于约束条件多，在采用各种策略进行厂间负荷实时分配时，很容易出现无解的情况。对此，本文按照优先级对于各约束条件采用强制满足、适时松弛和放开的方法分别处理。当在所有约束条件强制满足下出现无解的情况时，首先对电站之间的负荷转移约束进行松弛，负荷转移量的大小由电站出力变幅约束较小者进行控制，即在强制满足其他约束条件的前提下，允许通过适当的负荷转移来获取可行解；当由于电站出力变幅的限制而使得电站之间的负荷转移后依然得不到可行解时，在梯级总发电负荷指令与分配值允许的误差范围内，对动力平衡约束进行松弛。若仍然找不到可行解，最后放开水位约束，即在没有水位约束的情况下获得分配方案。但是，对于按分配方案执行Δt时长后的水位越限情况，应以报警的方式通知运行人员，并给出相应的负荷调整建议，提醒申请负荷变动。
3.2 HNQ曲线组合
不同机组组合下的HNQ曲线组合，主要有以下2种方式。
(1) 将不同特性的HNQ曲线，按照组合方式，运用最小二乘法拟合成一定的函数关系(如二次曲线)，使用时，根据机组组合情况，直接利用对应的函数关系进行计算。该方法的特点是：① 必须事先确定函数关系的表达形式；② 计算效率高；③ 多数情况下误差较大。
(2) 在发电机组台数和型号已知的情况下，HNQ曲线的组合实质上为电站厂内经济运行的空间最优负荷的分配问题，可以采用优化算法(如动态规划)来进行求解。复杂的是，需要在计算过程中考虑各台机组在相应水头下的振动区约束，详见文献[13]。
当电站发电负荷给定时，机组间的最优分配应满足发电流量的最小准则，即
(19)
式中,pi为分配给第i台机组的负荷,MW；h为水头,m；n为参与负荷分配的机组台数；qi为第i台机组在pi和h下的发电流量,m3/s。
运用动态规划法进行厂内机组间负荷最优分配时的顺向递推方程组如下
(20)
式中
根据各台机组的HNQ曲线，利用上述过程即可生成不同机组组合情况所对应的虚拟单台机组在不同水头下的出力与发电流量关系的离散点，使用时，可直接利用这些离散点进行插值计算。该方法的特点是：① 使用时属于三维插值，计算效率相对第1种方法要低；② 误差小，精度高。
为了保证计算结果的准确性，大渡河瀑深梯级AGC系统中采用了第2种方法。经验证，满足计算时间的要求。
3.3 振动区组合
电站振动区受水头和机组组合情况的影响，在特定的水头下，该问题求解的本质是组合机组振动区[8-10]。如果直接根据不同组合情况下各单台机组的振动区来推求电站的振动区，会非常困难，但是可以通过如下过程来间接地求解。
(1) 对单机振动区，取补集运算，从而得到单机的可运行区。
(2) 对单机彼此之间进行可运行区交叉组合操作，对组合后的可运行区，取并集运算，从而得到电站的可运行区。
(3) 对电站可运行区，取补集运算，从而可获得电站振动区。
由于任意组合形式都可转化为2台机组的组合，不失一般性，以2台机组为例来说明如何操作。机组编号为1号和2号，每台单机容量均为200 MW，1号机组的振动区为[0，50]∪[120，170]∪[190，200] MW，2号机组的振动区为[0，30]∪[90，160]∪[185，200] MW，则1号和2号机组组合下的电站振动区计算过程如图4所示[8-9]。
通过该方法求解所有组合形式下的电站振动区，可生成对应的振动区表。使用时，直接通过机组组合情况查表即可获得相应的电站振动区。
3.4 厂间联合躲避振动区
避开振动区是梯级AGC进行负荷分配的重要目标，贯穿于整个求解策略。在求得电站的振动区后，可以按前文所述方法，由电站振动区继续推求梯级振动区，以生成所有机组组合情况下的梯级振动区表。当总发电负荷指令不在梯级振动区时，可通过式(17)的限制，来协调厂间负荷的分配值即可避开电站的振动区；当总发电负荷指令落在梯级振动区时，则按照靠近的原则，打破动力平衡将梯级发电负荷拉离振动区。瀑深梯级电站是四川省电网的骨干电源，两座电站每天的机组投入都具有很强的计划性，因此电网的调度应根据机组组合情况下的梯级振动区来下达负荷指令，避免总发电负荷落入振动区。
图4 电站振动区求解示意
图5 大渡河瀑深梯级AGC主运行界面
3.5 系统运行流程
大渡河瀑深梯级AGC系统根据发电负荷指令来源设置了电网实时调令、梯级日内96点发电计划曲线和人工给定3种调度方式。根据发电企业实际的生产需求，在大负荷分配策略中，设置了梯级能量转换效率最大、深站水库水位平稳和深站少调负荷3种负荷分配控制目标，在小负荷分配策略中，设置了瀑站优先和深站优先2种调节顺序。该系统不仅具有监视梯级中各电站实时运行工况和水情的功能，同时也设置了当前实发出力情况下电站未来运行情况的预测功能，可以根据生产需求人为设置预见期。面对不同的调度任务，可以人工选择或由系统根据实际工况来自行选择相应的负荷分配策略，以实现预期控制目标。系统的主运行界面如图5所示，运行流程如下。
(1) 读取瀑深两座电站的实时运行工况(如实发出力、振动区、有功可调区间、发电机组台数等)及水情(如上下游水位、出入库流量等)、电站参数(如深站水位控制区、NHQ关系曲线等)和梯级总发电负荷指令等数据。
(2) 根据各电站的实时有功可调区间来计算梯级实时有功可调区间。
(3) 判断总发电负荷指令是否发生变化。若是，进行下一步；否则，转步骤(6)。
(4) 判断总发电负荷指令值是否在梯级实时有功可调区间内。若是，进行下一步；否则，认为指令异常，拒绝此指令，转步骤(6)。
(5) 判断总发电负荷指令相对总实发出力的变幅是否满足梯级电站最大出力的变幅限制(由电站最大出力变幅限制累加得到)。若是，进行下一步；否则，认为指令异常，拒绝此指令。
(6) 判断深站水位是否在其控制区内。若是，进行下一步；否则，根据深站出入库流量关系，判断是否满足水位异常情况。若是，采用深站水位异常下的负荷分配策略进行负荷分配，转步骤(9)；否则，进行下一步。
(7) 判断总发电负荷指令相对总实发出力有变化的情况下瀑深电站是否有弃水。若是，采用弃水下的负荷分配策略进行负荷分配，转步骤(9)；否则，进行下一步。
(8) 判断总发电负荷指令相对总实发出力是小负荷变动还是大负荷变动。若是小负荷变动，采用小负荷分配策略进行负荷分配；若是大负荷变动，则采用事先设定好的梯级能量转换效率最大或深站水位平稳或深站少调负荷3种负荷分配控制目标中的一种进行负荷分配。
(9) 判断是否满足退出运行的条件。若是，系统退出运行；否则，转步骤(1)，开始下一个运行周期。
基于电站实际的运行工况和水情信息，采用图5所示的大渡河瀑深梯级电站AGC系统实时跟踪电网调度某日下达的瀑深梯级总负荷指令来进行模拟运行。模拟运行与实际运行的过程、结果对比情况分别见图6和表2。当日瀑站有3台机组投入运行，电站的振动区为[0，180]∪[380，490]∪[1430，1520] MW；深站有2台机组投入运行，电站的振动区为[0，30]∪[140，160]∪[235，252] MW，设置的水位控制区为656～659 m。为了方便对运行结果进行对比分析，模拟运行时，瀑、深两站的起始水位以实测值为准，分别为797.81 m和658.67 m。设置的用于系统区分大负荷分配、小负荷分配的门槛值为30 MW。大负荷分配时，1～10 h采用的是深站少调负荷模型控制，10～17 h采用的是深站水位平稳模型控制，其他时段则按能量转换效率最大模型进行负荷分配。
从图6可以看出，相同的梯级总发电负荷，与电网直接将负荷分别下达至电厂的实际运行过程相比，梯级AGC进行负荷分配时很好地保证了瀑、深两站避开振动区运行，并且深站全天穿越振动区3次，比实际运行时的穿越振动区9次少了6次；在水位变化过程中，相同的起始水位条件下，瀑、深两站在模拟运行时的日末水位均比实际运行的要高。这就表明模拟运行时的发电耗水、耗能减小，并且深站全天的水位波动范围为656.41～658.67 m，很好地控制在了控制区内，比实际运行时的655.76～658.83 m有所减小；同时，水位升降次数也比实际运行时的少，变化相对平缓。
从表2可以看出，在模拟运行的过程中，瀑站水库水位的降幅为0.41 m，比实际运行时的0.6 m减少了0.19 m；深站水库水位的降幅为1.6 m，比实际运行时的1.95 m减少了0.35 m；梯级的总发电耗水量为13 897万m3，比实际运行时的14 285万m3减少了388万m3。经测算，按照电网给定的两座电厂的出力方案，瀑站当天的平均耗水率为3.34 m3/(kW·h)，深站为13.31 m3/(kW·h)，梯级的整体平均耗水率为5.35 m3/kW·h。而按照梯级AGC系统运行得到的两座电厂的出力方案，瀑站的平均耗水率为3.31 m3/(kW·h)，深站的为11.58 m3/(kW·h)，梯级的整体平均耗水率为5.16 m3/(kW·h)，与前者相比节约耗水3.55%。统计显示，每次负荷的分配耗时满足要求，能够保证后续负荷分配结果的执行时间需求。因此认为：集控侧梯级AGC系统在瀑、深两座电厂实时联合协调调度中实现了水量与电量上的匹配，使得梯级的整体发电耗水、耗能在减小的同时，满足了安全性、实时性方面的要求，结果令人满意。
图6 运行过程对比
表2 运行结果对比
项目瀑布沟电站日初水位/m日末水位/m发电水量/106m3发电量/(万kW·h)深溪沟电站日初水位/m日末水位/m发电水量/106m3发电量/(万kW·h)梯级发电水量/106m3发电量/(万kW·h)实际797．81797．2171．032128．31658．67656．7271．82539．65142．852667．96模拟797．81797．4069．102089．73658．67657．0769．87603．60138．972693．33
(1) 随着我国大批梯级水电站群的建成投产，厂网利益协调显得愈发重要。由于基于流域梯级集控中心监控系统建立起来的梯级AGC与电网和梯级各电站之间同时存在着联系，而厂间负荷的实时分配又是电力调度环节中的关键，这就使得在通过集控侧梯级AGC来实现水电经济运行的同时，能够保障电力系统运行的安全稳定就显得意义重大。本文以大渡河瀑布沟、深溪沟两座电站的实时联合运行控制问题为依托，对集控侧梯级AGC厂间负荷实时分配问题开展了研究，根据研究结果，提出了一套简单实用的求解方法；同时，对梯级AGC系统开发过程中的关键问题及其解决的技术方法等方面的情况进行了详细介绍。目前，开发出的梯级AGC系统已被成功地纳入到国电大渡河流域梯级集控中心的监控系统中，运行结果满足工程实际要求。本研究中提出的思路和方法可为类似工程提供参考与借鉴。
(2) 本文是基于分层调管原理，以下游电站的水位控制为目标研发了梯级AGC系统，在模型的构建过程中，将电站所有在线运行机组都虚拟成了单台机组，并进行了一定程度的简化处理。这种方式虽然具有降低复杂度、分散计算量等方面的许多优点，但是中间却多了一个厂间负荷分配的环节。由于通讯延时及简化处理的原因，容易发生负荷指令执行不到位的情况，而且相比之下，将负荷直接分配至各电站机组的方式会更加经济合理。因此，如何同时兼顾厂间与厂内的经济运行，将电站AGC系统中机组启停、机组爬坡率等问题一并纳入到梯级AGC系统中，以找到更加合理有效的负荷分配策略及其求解方法，实现梯级AGC系统中各电站机组的实时联合控制，将是下一步研究工作中的主要内容之一。
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(编辑：赵秋云)
WANG Jinlong1,2，HE Yubin3，HUANG Weibin2，ZHAO Yu4，TAO Chunhua3
(1.College of Water Resources and Hydropower, Sichuan University, Chengdu 610065, China; 2.State Grid Sichuan Electric Power Company, Chengdu 610041, China; 3.Guodian Dadu River Hydropower Development Co. Ltd., Chengdu 610041, China; 4.Nari Group Corporation, Nanjing 211106,China)
Abstract: To realize the real-time united operation and control of Pubugou and Shenxigou Stations, two cascade hydropower stations in the lower reach of Dadu River, taking the water level of Shenxigou reservoir as control object, a set of real-time load distribution strategies that can balance the water and power generation for the cascade plants was developed based on the hierarchical control theory and the solving procedure for each strategy was given in detail. Furthermore, based on the combined operation of generating units, dynamic programming and set operation method were used to obtain a optimal operation curves and vibration zones of a single virtual unit, and a practical integrated strategy was also put forward to avoid cascade vibration zones. The successful operation on the real-time control of Pubugou-Shenxigou step power stations proved that the above cascade AGC system is safe, efficient and can meet the use requirement.
Key words: cascade AGC; real-time scheduling; economic operation; active power dispatch; vibration zone; Pubugou-Shenxigou cascade hydropower station
中图法分类号：TV697
文献标志码： A
DOI:10.16232/j.cnki.1001-4179.2017.17.020
收稿日期：2016-12-29
基金项目：国家重点基础研究发展计划(973计划)资助项目(2013CB036406-4)
作者简介：王金龙，男，工程师，博士，主要从事水利电力经济管理方面的工作。E-mail:wangilscu@163.com
通讯作者：黄炜斌，男，副教授，博士，主要从事水利电力优化调度方面的研究工作。E-mail:xhuang2002@163.com
文章编号：1001-4179(2017)17-0096-08
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