水电厂AGC控制策略解析

水电厂AGC控制策略解析

发表时间：2017-12-31T10:22:40.800Z 来源：《电力设备》2017年第25期作者：李俊东[导读] 摘要：本文通过某水电厂AGC异常事件，针对省内水电厂AGC投运后现状及存在的较多问题进行了分析，提出了解决现存问题的方法和途径。

（云南电力技术有限责任公司云南昆明 650051）

摘要：本文通过某水电厂AGC异常事件，针对省内水电厂AGC投运后现状及存在的较多问题进行了分析，提出了解决现存问题的方法和途径。以帮助AGC系统实现稳定、可靠地投入运行。为今后在AGC系统建设和改造中类似问题的解决，提供参考。

关键词：监控系统；AGC；水电厂

0前言

自动发电控制（AGC，Automatic Generation Control）做为电力系统调度自动化技术的最高实现形式，是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一，发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。或者说，自动发电控制（AGC）对电网部分机组出力进行二次调整，以满足控制目标要求；以达到其基本的目标：保证发电出力与负荷平衡，保证系统频率为额定值，使区域联络线潮流与计划相等，最小区域化运行成本。 1设备异常情况概述

8月21日，某厂1、2、3号机组并网运行，全厂有功负荷带250MW，AGC投中调控制。20：14：32 中调AGC下发马鹿塘电厂目标值220MW；20：15：00 全厂负荷调整至204.12MW；20：18：08全厂有功值稳定在220.00MW。

图1 机组超调曲线

机组在响应指令后三台机组均出现不同程度的超调，导致全厂有功超调16MW左右的情况。但全厂AGC程序分配原则是否正确；机组有功功率回路正常，数据采集正确；机组导叶与机组有功功率对应关系良好。通过查看该时间段相关测点历史趋势、报警简报、结合AGC 程序进行分析发现有功调节闭环调节参数不匹配：调取过往曲线，发现电厂自7月以来机组逐步进入高水头运行，机组蜗壳压力在也从3.3MPa逐步升高到3.75MPa左右，而机组额定蜗壳压力仅为3.2MPa，在相同导叶开度下，较正常水位时有功调节量也偏高，机组有功调节逐步产生了一定的超调。机组有功调节过快，同时也由于机组的状态性能发生变化。需进一步优化机组LCU有功闭环控制参数（作用调小），以适应机组当前高水头工况运行需要。

2 省内水电厂AGC共性问题

通过上述事件可以看出，主要是由有功调节参数与当前运行水头不匹配引起，但机组投产多年，为何近期才出现调节异常的情况，从该厂推及到省内水电厂，我们发现AGC存在一些共性的问题： 2.1 机组有功信号未冗余配置。省内大部门电厂机组有功信号采集自功率变送器，只配置一台。一旦功率变送器出现故障，会出现有功信号波动、坏死，从而影响机组及全厂的AGC有功调节。

2.2 机组有功调节因调节周期影响，有明显延迟现象。AGC控制及相关AGC脚本程序运算周期长，导致电厂在接收调度指令到下发指令至机组的过程较长；同时监控系统服务器老化及运行软件版本较低也会影响AGC程序计算时间。

2.3水电厂有功调节闭环调节原理不合理。水电厂功率闭环采用简单的偏差（Pset-P）—脉冲的基于比例方式的调节，输出脉宽信号至调速器增减有功。省内部分水电厂机组有功调节不是根据负荷目标与实发值间的差值来发脉冲，而是分三段：负荷目标值-实际负荷>定值1，则发最大脉宽；定值2<负荷目标值-实际负荷<定值1，则发较小的脉宽；定值2及进入死区，发更小的脉宽或不发。分区间发脉冲，容易在边界条件下误发，造成超调。同时会造成小负荷变化速率不达标准要求。

2.4水电厂水头变化幅度较大的机组有功调节的参数普适性不足。从水轮机效率公式Pn=9.81QH中可以看出水轮机出力与流量、水头有密切关系。对于水头变幅较大的电厂，机组水头直接影响导叶开度和有功功率之间的转化关系。在有功调节过程中，同样的负荷增减脉冲，在不同的水头条件下对应的导叶开度变化量是确定的（跟水头无关），但对应的有功功率变化量则有较明显差别（跟水头有关）。

2.5 AGC主程序及相关AGC脚本运算时间不一致。省内大部分水电厂的监控系统水电厂AVC子站中主程序和外挂脚本程序运算周期不一致具有普适性，有功计算分配相关的程序封装于AGC主程序中，而安全策略主要用脚本编译。主程序运行周期较脚本程序运行较快，脚本运行周期与AGC程序运算周期不一致，会导致如电厂AGC出现异常状况退出的情况下AGC分配指令依然成功下发至LCU的异常情况出现。

图2 电厂AGC控制流程图

3 解决措施

3.1 冗余配置机组有功变送器，并增加质量码及变化速率判断，从源头上断绝因信号问题造成AGC扰动的情况。

3.2 将外挂脚本程序封装于主程序中，确保运算周期一致；同时提高监控系统上位机运算周期，减少中间环节，使系统延时尽量缩短，从而可提高AGC的响应时间。

3.3 开展水轮机分水头试验。不同水头下机组最大出力必须根据实际情况，对机组最低水头与最高水头下机组最大出力进行测试。计算出水头与水轮机效率对应关系，并参与到AGC控制逻辑中。

3.4 同样的有功调节参数在不同的水头条件下，其调节过程是有一定差异的。如果机组设置唯一的一组有功调节参数，宜根据较高水头条件下的试验整定参数作为运行参数，并在低水头进行适应性检查，重点关注其指标能否满足AGC相关技术要求，如果调节速度能够接受，则该组参数可以固化，否则应重新优化或者考虑在不同水头下分别设置不同的运行参数。同时考虑到控制速率，全厂AGC增加小负荷分配功能，以满足小负荷变化的调节速率。

3.5 进行PID控制参数水头自适应改造。将水电厂机组功率闭环改成PID控制方式，采用机组的导叶与水头的自适应控制技术，实现机组的全工况区的线性化高品质控制。

4 结束语

AGC的投入是整个电网集中控制的重要一环，只有针对电厂自身分析并制定自己电厂的控制方式，才能在保证电厂机组正常运行的同时使AGC的投入稳定、有效。从而提高全厂机组运行经济性。

参考文献：

[1]Q/CSG110004-2012.南方电网自动发电控制（AGC）技术规范

[2]唐立军，刘友宽.水电机组导叶非线性自适应校正控制方法.云南电力技术，2014，42

[3]陈帝伊，丁聪.水轮发电机组系统的非线性建模与稳定性分析.水力发电学报，2014，02

作者简介：

李俊东（1981.6.28），性别：男；籍贯：云南泸西；民族：汉；学历：本科、学士；职称：工程师；职务：主任工程师；研究方向：从事水、火电机组控制系统研究；单位：云南电力技术有限责任公司。