宋玉江，李萬俊，浦恩任，陳羅銀

（華能瀾滄江水電股份有限公司糯扎渡水電廠，云南 普洱665005）

糯扎渡水電站位于云南省普洱市瀾滄江下游干流上，是瀾滄江中下游河段八個梯級規(guī)劃中的電站之一，上游與大朝山水電站銜接，下游與景洪水電站銜接。糯扎渡水電站裝機容量5 850 MW，保證出力2 406 MW，多年平均發(fā)電量239.12×108kW·h，年利用小時數(shù)為4 088 h。除向云南省電網(wǎng)送電外，還向廣東省和泰國供電，擔負著“西電東送”、“云電外送”的任務，是云南省電力系統(tǒng)中的主力電站，在系統(tǒng)中承擔腰荷、調(diào)峰、調(diào)頻和事故備用的任務。

在電力系統(tǒng)中，水電機組由于啟動迅速的優(yōu)勢，同時負荷調(diào)節(jié)靈活，適合承擔調(diào)峰、調(diào)頻任務，更適宜并且也更多的在電力系統(tǒng)中參加AGC運行。水電廠AGC的目標是：按預定條件和要求，以安全、迅速、經(jīng)濟的方式自動控制水電廠有功出力，滿足系統(tǒng)的需要，這是在水電機組自動控制的基礎上實現(xiàn)自動化的一種方式。

自動發(fā)電控制AGC是保證發(fā)電與負荷平衡、維持電力系統(tǒng)電能質(zhì)量的重要技術手段。機組并網(wǎng)投入AGC后，電廠為滿足兩個細則、AGC技術規(guī)范及管理規(guī)定的同時，在不造成調(diào)度對電廠考核的前提下，對機組有功出力調(diào)節(jié)策略進行適當調(diào)整優(yōu)化，可明顯改善部分關鍵生產(chǎn)小指標。

1 存在的不足及原因分析

1.1 存在的不足

通過對同一時段、不同負荷情況下的機組有功實發(fā)值與設定值進行采樣，并從有效采樣點（即負荷大于0 MW）中計算出有功實發(fā)值與設定值的平均差值、有功實發(fā)值高于設定值的點數(shù)、實發(fā)高于設定值的概率及日平均多發(fā)電量進行統(tǒng)計，如表1、表2所示。

表1 抽樣2 min統(tǒng)計情況

表2 抽樣1 min統(tǒng)計情況

由表1、表2統(tǒng)計情況可以看出，對機組抽樣2 min進行分析，有功實發(fā)值高于設定值概率最高為53%，有功實發(fā)值與設定值平均偏差除9號機為正偏差外，其余為負偏差，日增發(fā)電量不足1萬kW·h；表2有功實發(fā)值高于設定值概率最高為61%，有功實發(fā)值與設定值平均偏差除3、8號機為正偏差外，其余為負偏差，日增發(fā)電量合計為1.88萬kW·h；表1有功實發(fā)高于設定值平均概率為45%，表2為52.6%，當統(tǒng)計時間較長時，有功實發(fā)普遍低于設定值，且平均偏差整體呈現(xiàn)負偏差，使日實發(fā)電量低于計劃電量。

1.2 原因分析

電廠監(jiān)控側有功調(diào)整采用的是PID調(diào)節(jié)模塊進行調(diào)節(jié)，PID調(diào)節(jié)精度為5 MW。當調(diào)度下發(fā)的全廠有功出力設定曲線變化比較平滑，并且在前后兩次設定值的差值都偏小的情況時，會導致分配至運行機組有功PID的有功調(diào)節(jié)變化量偏小，而機組有功PID在小負荷調(diào)節(jié)時的調(diào)節(jié)能力較差，有功出力調(diào)節(jié)不夠精確，這種偏差疊加后最大可達到-20 MW，因此會出現(xiàn)機組有功出力實發(fā)值低于有功設定值的情況，從而導致全廠出力實發(fā)值低于設定值。

2 有功調(diào)節(jié)策略優(yōu)化

基于上述情況的分析，有必要對機組PID有功調(diào)節(jié)策略進行優(yōu)化。

2.1 整體思路

對所有機組的有功PID調(diào)節(jié)策略進行修改，當機組有功PID調(diào)節(jié)到位后若有功實發(fā)值低于有功設定值，則多發(fā)一次增有功脈沖，使有功實發(fā)值達到有功設定值。同時，該策略兼顧PID與一次調(diào)頻的協(xié)調(diào)關系，僅考慮在一次調(diào)頻未動作的情況下生效動作，避免干擾機組一次調(diào)頻正確動作。

2.2 對策實施

修改機組LCU有功PID調(diào)節(jié)程序，當有功PID調(diào)節(jié)執(zhí)行新設定值進入死區(qū)（單機5 MW）穩(wěn)定10 s后，若有功實發(fā)值低于設定值，則再發(fā)一次增有功脈沖；將機組一次調(diào)頻動作及復歸信號引入該策略作為上述動作觸發(fā)邏輯，當一次調(diào)頻動作時，閉鎖該策略的執(zhí)行；由于調(diào)度有負荷偏差率小2.5%的考核要求，增有功脈沖長度采用梯度控制。當機組有功設定值超過200 MW時增有功脈沖長度按增發(fā)一個PID死區(qū)考慮，大小為5 MW，對應脈沖長度150 ms；當機組有功設定值低于200 MW時，增有功脈沖按2 MW控制，對應脈沖長度90 ms。由于有功PID小負荷調(diào)節(jié)時性能較差，該數(shù)值僅為理論數(shù)據(jù)，現(xiàn)場實施階段會根據(jù)測試效果進行適度調(diào)整。

以其中一臺機組為例，修改前的LCU PLC程序段如圖1所示，按照上述策略修改后的程序段如圖2所示，修改部分見矩形框內(nèi)容。

圖1 機組LCU PLC修改前程序段

圖2 機組LCU PLC修改后程序段

3 優(yōu)化后的效果

為便于與前述1.1部分抽樣統(tǒng)計的情況進行對比，抽樣時間與統(tǒng)計內(nèi)容不變，統(tǒng)計的情況見表3、表4。

表3 抽樣2 min統(tǒng)計情況

表4 抽樣1 min統(tǒng)計情況

通過表3、表4與優(yōu)化前的對比看出，所有機組有功實發(fā)高于設定的概率得到明顯提升，且平均偏差值均為正偏差，日增發(fā)電量效果顯著。

為便于優(yōu)化前后效果的對比，選取關鍵數(shù)據(jù)及指標，抽樣時間采取全天時間段，單機及全廠負荷統(tǒng)計涵蓋由低至高的整個過程，所有機組統(tǒng)計時間均為5 d以上，得出的統(tǒng)計數(shù)據(jù)詳見表5。

表5 優(yōu)化前后關鍵數(shù)據(jù)指標

圖3 優(yōu)化前后有功實發(fā)比設定平均差值

通過表5、圖3、圖4可以看出，優(yōu)化前的機組實發(fā)與設定差值和日增發(fā)電量普遍呈負值，即使有大于設定和增發(fā)的機組，但增幅均較小，整體表現(xiàn)的負偏差，機組有功調(diào)節(jié)性能未能得到有效發(fā)揮；由于不同機組調(diào)速器調(diào)節(jié)特性存在差異，機組間的優(yōu)化效果存在差異，但對比分析優(yōu)化前后數(shù)據(jù)，策略優(yōu)化后效果的整體提升仍然比較明顯；對比優(yōu)化前后的機組數(shù)量，出力策略優(yōu)化機組數(shù)量越多，全廠日平均增發(fā)電量較計劃值越多；優(yōu)化后，個別機組有功設定值位于0～200 MW區(qū)間時，有功實發(fā)值跟蹤設定值的效果較差，需加大該機組有功設定在0～200 MW區(qū)間的增有功脈沖時長，具體調(diào)整幅度需通過現(xiàn)場試驗確定；優(yōu)化策略執(zhí)行之后，一次調(diào)頻動作正常。

圖4 優(yōu)化前后日平均增發(fā)電量

4 結語

經(jīng)過對機組有功調(diào)整策略進行適當優(yōu)化，在不改變有功調(diào)節(jié)基本控制技術要求和調(diào)度考核的前提下，可以使得電廠機組有功實發(fā)值和日增發(fā)電量得到提升，充分提高水輪發(fā)電機組的水能利用率。