论文水电厂AGC控制策略改进.doc

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＊＊＊水电厂AGC控制策略改进

摘要

通过对＊＊＊水电厂机组参与AGC系统调节后带来的影响进行分析，指出水电机组在低负荷区频繁调节的工况下，将会出现耗水增加，效率降低，水轮机磨损增加等问题。

为提高＊＊＊水电厂AGC功能的应用水平，对分析结果进行研发讨论并提出了相应控制策略调整的优化研发方案，完善AGC功能。

关键词：

水电机组、AGC、策略优化

自动发电控制系统（简称AGC）是电网对电厂的一个新的要求，相比火电，水电机组启动迅速、调节灵活的特性，使其在电力系统AGC运行中担任更为重要的角色。

水电机组参与AGC运行后经常出现负荷调节频繁、变动幅度过大、速率过快等影响机组稳定运行的情况，因此，完善合理的AGC控制策略是确保水电机组安全经济运行的前提条件。

＊＊＊水电厂AGC功能于2005年12月正式投运，在运行过程中由于机组在参与调节的过程中频繁跨越振动区，造成调速环抗磨块磨损严重、真空破坏阀故障、导叶套筒漏水、调速系渗漏点增多等问题，对机电设备安全运行影响较大。

同时，机组长时间处于低效率区运行、耗水率明显增加。

除此之外，因负荷分配需避开机组水力谐振区和振动区，AGC调节精度和速率达不到考核要求，受到调度考核，影响了电厂的效益。

针对上述问题，＊＊＊电厂通过成立研发小组，深入研究AGC调功策略、多方咨询、沟通，并通过对AGC调功策略优化调整，有效的解决了长期存在的机组效率不高、AGC调节品质较差等问题，提高了机组的运行稳定性并避免了调度的考核，实现了电厂与电网的双赢。

1AGC系统基本情况

1.1调功策略

＊＊＊水电厂AGC功能于2005年12月正式投运，投运初期所设定的AGC功能策略如下：

1.1.1AGC负荷分配原则

PAGC=∑PiAGC（i=1、2、3）

δP=PAGC-PAGC’

式中　PAGC———AGC控制负荷；

PiAGC———第i机组AGC控制负荷；

PAGC’———上一周期内AGC控制负荷；

δP———AGC控制负荷偏差；

其中PAGC按平均值分配给参与AGC的机组，即

PiAGC=PAGC/i（i=1、2、3）。

1.1.2躲避振动区策略

PiAGC＞（Piup+Pidown）/2，PiAGC=Piup；

PiAGC＜（Piup+Pidown）/2，PiAGC=Pidown；

式中　Piup———第i机组振动区上限；

Pidown———第i机组振动区下限；

1.2存在问题

1.2.1调节品质达不到考核标准

由于AGC调节品质较差，2007年被考核15次，共计扣罚电量30万KWh。

AGC因避运行禁区,调节精度达不到考核标准。

AGC调功策略按避机组振动区（20～50MW）与气蚀区（0～15MW）运行，当AGC指令落入机组运行禁区时，不执行，AGC调功精度便达不到考核标准。

国家电力监管委员会长沙监管办公室下达的湘电监供电[2007]1号文《关于印发《湖南省统调电厂并网运行考核监管实施办法（试行）》的通知》中的第十九条“机组调节性能”中的“水电机组AGC调节性能要求”，我厂AGC系统调节形式属于全厂方式，即不考虑投入AGC系统的机组台数，只针对全厂实发功率进行考核，所以调节速度为80%*80MW/min＝64MW/min，调节精度为3MW。

根据中调每月的测试结果，针对我厂AGC系统调节速度有一定的偏差。

运行人员就我厂AGC自动调节速率问题专程赴中调调度台进行了实地测试，测试结果表明我厂AGC减负荷调节速率符合湖南电网AGC调节速率考核要求，而加负荷速率偏缓。

1.2.2对设备健康损害较大

（1）负荷频繁调整，加速了机组转动件磨损。

2007年1月1#机组检修时，发现水轮机顶盖抗磨板磨损严重，抗磨板固定螺栓剪断48个，并造成控制环滑动接触面损坏，检查2#、3#机，也存在类似情况，2007年电厂紧急追加35万元技改资金进行了处理。

另外由于负荷的频繁调整，水轮机主轴密封压盖内水压波动较大，使密封圈起伏状态多变，使用寿命缩短。

密封圈设计使用寿命为2万小时，机组AGC未投运时，2年内未进行更换，AGC投入后，每年机组检修时均发现密封圈损坏而进行了更换，目前更是未满一年，便在运行中出现异常情况，使机组等效可用系数降低。

（2）机组AGC功能未投入时，1#机调速器压油泵启停间隔时间平均为56分钟，2#机为73分钟，3#机为90分钟。

AGC投入后，压油泵启停间隔时间平均为6分钟，最短时仅为1分45秒，三台机情况基本相同。

由于调速器压油泵运行间隔缩短，引起电机发热过载，压油泵动力电源开关跳闸事件时有发生。

（3）由于负荷调整平均每分钟达4次以上，造成调速器系统管道法兰密封垫冲坏、反馈装置失灵、漏油点增多、接力器节流阀杆脱落和导叶轴套漏水等缺陷发生。

目前我厂1#～3#机导叶套筒均出现了漏水现象，且该缺陷消除，必须要待机组B修时才能进行。

（4）机组负荷频繁调整，转轮室流态不稳定，造成转轮叶片出现汽蚀，3#机真空破坏阀控制弹簧折断。

1.2.3降低运行效率

由于机组长期在低负荷范围内运行，机组运行效率低，耗水率增加，所造成的水量损失相当可观，2006年全年发电负荷率仅为53%，耗水率高达11.93m3/kwh。

2AGC调功策略优化

2.1基本原则（按照程序优先级排列）

（1）机组不能运行在振动区

（2）减少跨越振动区的次数

（3）当给定总有功大于实发总有功时，机组尽可能不减负荷；当给定总有功小于实发总有功时，机组尽可能不增负荷；

（4）机组负荷不能频繁调节（小负荷变化由一或两台机调节）

（5）优化效率

（6）每台机组可以通过文本定义一轮调节最大步长（δPmax）。

2.2调功策略

根据基本原则第（4）点，当两次给定有功的偏差较小时，AGC选择一台机组进行小负荷调整，若一台机组进行小负荷调整，不能满足要求，可再增加一台参与调整，避免机组的频繁调整。

具体如下：

首先判断δP是否大于0，大于0进入增负荷子程序，反之进入减负荷子程序；

2.2.1增负荷策略

程序首先进行选择调功机组，选择上次分配目标功率最小机组增有功：

i=min（PiAGC’）i=1、2、3

若i值不唯一时，按1#、2#、3#顺序排列。

当该机组由于振动区或最大负荷限制或最大步长限制不能增有功时，选择下一台机组增有功，直至分配完目标功率，具体步骤如下：

（1）判断机组可调容量

（Pimax-PiAGC’）-δP≥0

（2）判断最大步长限制

δP-δPmax≥0

（3）根据前面两个公式的判断后进行负荷分配

（Pimax-PiAGC’）≥δP且δP≥δPmax，PiAGC=PiAGC’+δPmax；

（Pimax-PiAGC’）≥δP且δP≤δPmax，PiAGC=PiAGC’+δP；

（Pimax-PiAGC’）≤δP，PiAGC=Pimax

式中　PiAGC———第i机组AGC控制负荷；

PiAGC’———上一次运行周期第i机组AGC控制负荷；

Pimax———第i机组最大负荷限制；

δP———AGC控制负荷偏差；

δPmax———AGC控制负荷最大步长；

2.2.2减负荷策略

程序首先进行选择调功机组，选择上次分配目标功率最大的机组减有功：

i=max（PiAGC’）i=1、2、3

若i值不唯一时，按3#、2#、1#顺序排列。

当该机组由于振动区或最小负荷限制或最大步长限制不能减有功时，选择下一台机组减有功，直至分配完目标功率，具体步骤如下：

（1）判断机组可调容量

（PiAGC’-Pimin）-|δP|≥0

（2）判断最大步长限制

|δP|-δPmax≥0

（3）根据前面两个公式的判断后进行负荷分配

（PiAGC’-Pimin）≥|δP|且|δP|≥δPmax，PiAGC=PiAGC’-δPmax；

（PiAGC’-Pimin）≥|δP|且|δP|≤δPmax，PiAGC=PiAGC’-|δP|；

（PiAGC’-Pimin）≤δP，PiAGC=Pimin

式中　Pimin———第i机组最小负荷限制；

2.2.3避振动区策略

满足公式

（1）或公式

（2）时机组跨越振动区：

公式

（1）δP不跨越振动区－δP跨越振动区＞δP跨越振动区死区值

δP不跨越振动区--指机组在当前运行区域，且都不跨越振动区的情况下，机组分配目标值造成的功率偏差值。

δP跨越振动区--指机组一台或多台跨越振动区，分配目标功率值造成的功率偏差值。

δP跨越振动区死区值--于未知的省调给定值，为了尽可能减少跨越振动区次数，可以设置的数值。

公式

（2）不跨越振动区时振动区上的机组分配功率最小者与振动区下的机组分配功率最大者的差值大于3倍跨越振动区死区，且跨越振动区后无功率偏差值。

2.3影响AGC调节品质原因

2.3.1AGC运行周期设置较长

AGC系统运行周期为15s，其运行模式如下：

当上一个指令执行后进入程序等待时间（sleep），即运行周期，在周期内接受的中调调功令将在这个周期完毕后执行，如果在周期内接受二次以上的指令，将取周期内最后一次数值。

通过对监控系统报警指令的查看，发现AGC运行的几个特点：

（1）AGC从接到指令到发出调功令平均耗时11s，最长可达21s；

（2）AGC运算周期过长，而中调AGC指令周期为5～15s，造成部分指令被忽略。

根据上述分析，AGC运算周期对AGC调功速度影响较大。

AGC周期问题牵涉到中调与电厂的配合，当中调AGC周期小于电厂AGC运行周期时就存在指令被忽略的问题。

2.3.2机组振动的影响

根据湖南省电力试验研究院《＊＊＊水电厂1～3#机组稳定性试验总结》，＊＊＊电厂AGC系统参数设置如下：

（1）单机负荷下限为15MW，机组不能低于15MW运行；

（2）20MW～50MW为机组振动区，机组不能在振动区内运行。

通过对AGC调功策略及机组实际运行情况的分析观察，不同水头下，为避开振动区，机组无法运行在部分区域，称为“禁运区”。

禁运区越多，全厂有功方式下可运行的区域就越少。

由于中调在下发指令时未考虑到全厂方式下的振动区，部分调功令的功率给定值落在全厂方式下的振动区内，造成AGC系统不响应。

2.4提高AGC调节品质措施

2.4.1缩短AGC运行周期

通过与水科院、中调的多次沟通与协商，现已将AGC运行周期缩短为10s，通过测试发现AGC接收指令并下达调功令的时间较以往大大减少，平均耗时5s。

2.4.2消除振动区对功率分配的影响

经与中调自动化人员多次沟通协调，将机组AGC调功避振区合二为一，由原来的“单机负荷下限15MW，机组振动区为20MW～50MW”调整为“41m水头以下机组振动区为0～40MW，41m及以上时机组振动区为0～50MW。

2.4.3精确配置机组可调出力

根据现场实际测量和分析后的机组出力限制曲线数据，我厂多次与水科院专家进行联系，对AGC调功策略进行优化，以避免由于水头不足达不到设计最大出力造成的功率偏差。

2.4.4LCU调功程序优化

（1）机组LCU调功参数中的在投产初期未考虑AGC系统调节速度的问题，机组减负荷能够准确执行到位，但加负荷时，每台机总存在2MW左右的偏差，通过对调功程序进行分析，对机组调功程序中的增负荷参数及调功最大脉冲时间进行调整，解决了机组加负荷时调功偏大于设定死区的问题。

＊＊＊电厂机组调功以给定脉冲功能块PWM进行调功，具体的脉冲方式如图一：

图一：

PWM脉冲功能块调功示意图

其中PWM模块中的脉冲公式如下：

T_on＝t_period*X/up_pos（增加负荷时的脉冲公式）

T_on＝t_period*X/up_neg（减少负荷时的脉冲公式）

X为功率差值，R为退出调节功能指令，P_Para：

功率给定脉冲参数值，Y_POS为增负荷命令，Y_NEG为减负荷命令，T_on为脉冲时间。

P_Para：

功率给定脉冲参数值，如下：

t_period（脉冲周期）

t_pause（调节脉冲暂停时间）

t_break（此时间为退出程序时间，不须采用）

t_min（最小调节脉冲时间）

t_max（最大调节脉冲时间）

up_pos（增负荷时与功率差值的比较值）

up_neg减负荷时与功率差值的比较值）

Y_POS为1（即增负荷），脉冲时间为T_on

Y_NEG为1（即减负荷），脉冲时间为T_on

通过上图可得知，当t_max增大时调功步长增加，up_pos增加时调功速度增加，所以需要加快调功速度时须将上述两个参数进行最适当的匹配才能确保机组调功品质并不产生超调现象。

由于1#机组调速器整体调节性能比2#、3#机好，试验过程中发现若参数与2#、3#机相同时容易出现超调现象。

必须通过试验得出了三台机组最佳的参数配置。

（2）机组调功的过程通过机组LCU的调功程序发出脉冲命令，调速器根据脉冲命令进行调功，其中：

机组LCU的调功程序在判断实际功率与目标功率差值的绝对值小于死区时会立即停止调功，而在多次的试验及机组运行状况分析后，发现调速器在高负荷区域时导叶开度有一定量的回关值，确保转速的稳定，所以当机组负荷接近当前水头最大负荷时，可能会造成以下情况：

实际功率值瞬时达到目标功率，机组LCU停止调功，调速器控制导叶微量的回关，而此时调功程序已停止，当前实际功率低于目标功率，并且差值明显大于死区值，当2～3台机组投运AGC时，在高负荷区域进行调整时，一般会出现4～5MW的偏差。

在机组调功过程中，死区是保证动作机构的稳定的主要参数，而调速器主要作为动作机构，其性能是影响调功精度和速度的主要因素。

在2007年初的1#机组检修过程中，我们曾将功率死区值设置为1MW，以确保3台机组的死区总额保持在3MW以内，但调速器本体根本无法稳定在1MW死区，通过试验其精度最低也只能为1.5MW。

在与厂家人员协商后，可通过修改调功程序中判断条件来增加机组调功时间，确保实际功率与目标功率差值在死区之内。

3AGC调功策略优化效果分析

从目前AGC运行情况来看，优化效果比较明显。

现从安全性和经济性两个方面，对优化效果进行分析：

3.1安全性

3.1.1提升了AGC调节品质，提高了电网安全性

电厂AGC优化前，调节速率和精度有时达不到调度考核标准。

优化后经多次测试，AGC调节精度在±1MW内，满足调度要求“精度在±3MW”以内要求，且速度满足调度“1min内调节80％机组额定负荷”的要求。

3.1.2避免频繁跨越振动区，提高机组的运行安全稳定性能

电厂AGC优化前，调功避振策略设置为“单机负荷下限15MW，机组振动区41米水头以下时设置为（20MW～40MW），41米及以上水头时设置为（20MW～50MW），平均每分钟要跨越振动区4次以上，机组实际上在振动区运行的时间较长。

本次优化将机组振动区合二为一，可有效避免机组频繁跨越振动区，改善了机组的运行环境，延长了机组的运行寿命。

3.2　提高了运行负荷率，经济运行效果明显

枯水期水电厂经济运行的主要目的是要降低发电耗水率，以更少的水发更多的电。

而降低发电耗水率的两大途径一是抬高水头、二是提高发电负荷率。

相比抬高水头而言，提高发电负荷率所能产生的发电效益更明显。

3.2.1　抬高水头对发电耗水率的影响

从设计院提供的＊＊＊水电厂NHQ曲线图（详见图四）上，可以得出“不同发电水头和出力下的耗水率对应关系”：

在相同出力下，发电水头每抬高1m，耗水率降低约2％。

设计水头以下时，每抬高1m水头，平均可降低耗水率0.258m3/kwh；设计水头以上时，每抬高1m水头，平均可降低耗水率0.226m3/kwh。

图四：

＊＊＊水电厂NHQ曲线图

N=HQK

N：

电站出力，（kW）；

Q：

过机流量，（m3/s）；

H：

发电净水头，（m）；

K：

电站综合效率系数。

3.2.2发电负荷率对发电耗水率的影响

在相同水头下，出力每增加10MW耗水率相对降低情况：

50MW以下时，耗水率随出力增加而明显降低，50MW以上时，随出力增加耗水率降低趋势变化平缓；40MW以下时，每增加10MW，耗水率降低10%以上；40MW以上时，每增加10MW，耗水率降低约5%。

因此将负荷保持在40MW（50MW）以上区域运行，对促进电厂经济运行效果明显

为近一步分析发电水头、运行负荷率对耗水率的影响，电厂AGC投运以来的2006年～2008年逐月实际运行负荷率、发电耗水率和水头统计情况.从实际运行情况看，2008年1－9月平均水头39.28m，与2006年1－9月平均水头38.96米基本持平，由于2008年运行负荷率比2006年升高了26%，实际发电耗水率比2006年同期降低了6%。

枯水期将发电水头保持在41米以上运行，可确保发电耗水率保持在11m3/kwh以下，从技术上保证了机组在高效率区运行，减少了机组的旋转备用时间，实现＊＊＊电厂多年以来积极向调度争取的“集中发电、集中全停蓄水”的理想经济运行模式。

5结束语

＊＊＊水电厂AGC调功避振策略进行优化后，无论是从安全性还是从经济性方面来看，均取得了令人满意的效果。

调功避震策略的优化主要体现在AGC调功策略，躲避振动区策略和调功参数的优化几点，AGC总体策略的优化不仅提高了设备健康水平，减轻了设备磨损，同时也大幅提升了发电运行负荷率，从而有效降低了发电耗水率，对电厂经济运行促进作用效果明显。

为同类型电厂解决AGC运行中存在问题及策略调整具有一定的借鉴价值。

参考文献

[1]费修渔AGC运行对水电机组影响的分析《浙江电力》2001年第20卷第4期

[2]肖岚等AGC实时控制方案研究《四川电力技术》2002年第1期

[3]李瑞超等AGC机组调节效能定量评估与补偿方式研究《电网技术》2001年第25卷第8期