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　　1 概述
　　
　　平班水电站安装有3台轴流转桨式水轮发电机组， 计算机监控系统采用南京南瑞集团公司NC2000系统， 机组现地控制单元 （LCU） 为南京南瑞集团公司SJ-500型LCU.AGC功能集成于南瑞NC2000系统， 是计算机监控系统的一个功能模块。目前电站有功功率调节模式为调速系统采用开度模式[1-2], 由监控系统实现有功功率调节闭环， 即监控系统设定有功功率目标值， 调速系统接收监控系统开出脉冲进行导叶开度调节， 然后监控系统根据功率反馈值进行有功闭环调节。
　　
　　随着国家能源局和南方电网对并网电厂辅助服务管理及并网运行管理 （简称“两个细则”） 日益规范[3], 电站提供自动发电控制 （AGC） 服务[4]也纳入“两个细则”考核范围， 但AGC调节速率一直未能得到有效改善， 导致经常发生AGC考核费用。本文就监控系统AGC有功功率分配及有功功率PID调节的优化策略进行探讨， 以提高机组的AGC调节速率， 并经试验验证效果良好。
　　
　　2 AGC调节速率存在问题及分析
　　
　　2.1 有功功率调节工作过程
　　
　　目前电站AGC功能的负荷给定方式以瞬时总负荷给定值方式为主， 并采用与机组容量成等比例的负荷分配原则。AGC功能闭环运行后接收南方电网EMS系统或集控中心下发的二次调频指令， 即总负荷给定值， 然后按照AGC既定的分配策略将全厂总有功功率分配至参加AGC调节的各台机组LCU, 机组PCL中有功功率PID程序段再将AGC分配的有功功率换算成调节脉冲[5]宽度， 驱动功率增减继电器触点闭合发给调速器。调速器再将接收到的调节脉冲转换成导叶开度给定变化量， 进而算出导叶给定值并据此进行导叶调节， 最终实现机组有功功率调节。
　　
　　2.2 AGC调节速率存在的问题
　　
　　南方电网“两个细则”中对AGC服务考核由调节速率、调节范围和调节精度等三个指标构成， 其中调节速率考核对水电厂的要求为单机AGC调节速率要达到30%额定容量/min以上。但从机组有功功率调节速率实际测试结果可分析出， 当有功功率调节范围ΔP小于50 MW时， 机组有功功率调节速率基本上无法达到“两个细则”中对AGC调节速率的考核要求， 而AGC功能参数中要求相邻两次有功功率设值变化范围不大于50 MW, 所以在发电过程中只要AGC功能投入运行就会出现AGC服务考核费用， 具体测试数据参见表1.
　　
　　2.3 原因分析
　　
　　1） 在目前电站采用监控系统实现有功功率闭环调节的模式下， 机组LCU要将机组有功功率调节量换算成开出脉冲驱动继电器吸合传给调速器， 由于中间继电器的机械特性， 同时再加上继电器自身防抖、防粘等技术特点， 导致继电器吸合时间要略小于理论上开出脉冲的时长， 降低了AGC的调节速率。
　　
　　2） 计算机监控系统机组LCU有功功率PID调节采用逼近法计算， 当调节量较大时调节速率高， 而在越接近有功功率目标值时其调节速率越慢， 从表1中可分析出有功功率调节量低于20 MW时调节速率变得更慢。同时AGC功能模块又采用与机组容量成等比例的负荷分配原则， 在机组容量一样且多台机组参与AGC调节的条件下， 即使有功功率调节量很小， AGC功能也会将有功功率调节量平均分配至参与AGC调节的机组， 这样每台参与AGC调节的机组分到的有功功率调节量就更小， 导致调节速率一直处于慢速区， 必然使AGC调节速率要求更难以达到单机30%额定容量/min以上。
　　
　　3） PID调节性能取决于其参数的整定情况， 且调节速率和超调量之间本就存在矛盾， 使其很难达到快速调节、超调又小的技术要求。因此监控系统机组LCU的有功功率闭环PID为了保证在调节不同的有功功率调节量时均不要出现大的超调， 甚至振荡， 比例系数Kp就不可能设置得过大， 同时PID参数仅仅设置了一组固定参数， 而且还只使用了比例项参数Kp, 未设置积分项参数Ki及微分项参数Kd, 这样的参数设置过于单一， 灵活性不够， 显然满足不了不同有功功率调节量的调节速率要求。
　　
　　3 优化策略及效果
　　
　　3.1 优化策略探讨
　　
　　本文主要从计算机监控系统角度分析了在开度模式下可能影响AGC调节速率的原因， 因此也只针对计算机监控系统可能影响到AGC调节速率的因素进行优化探讨和试验， 以提高AGC调节速率。
　　
　　3.1.1 采用AGC小负荷分配模式
　　
　　为避免AGC功能在有功调节量较小时仍采用与机组容量成等比例分配原则， 在南瑞NC2000系统的AGC功能中增加小负荷分配策略， 当南方电网EMS系统或集控中心下发的相邻两次总有功功率设置相差较小时 （ΔP不大于20 MW） , AGC功能不再将下发的有功功率调节量平均分配至各机组， 而直接分配至负荷量最小的一台机组， 机组负荷一样时按机组序号由小到大进行分配， 若一台机组进行小负荷调整不能满足要求便再增加一台进行参与调节， 当有功功率调节量大于小负荷设值范围时则采用等比例分配方法， 这样可有效改善在有功功率调节量较小时的AGC调节速率。同时小负荷范围确定需根据机组容量和工程经验值而定， 不可一概而论。
　　
　　3.1.2 设置分段PID调节参数
　　
　　计算机监控系统机组LCU的有功功率PID调节参数主要由比例系数P_P_COE、调节脉冲最大长度P_MAX、调节脉冲最小长度P_MIN构成。在参数优化策略上使用分段PID调节参数替代原有单一固定参数， 并且只对机组AGC可调节有功功率区间80 MW≤P≤135 MW采用分段调节策略， 其调节参数优化逻辑图见图1, 整个有功功率调节过程使用不同参数实现组合调节， 增强灵活性。
　　
　　通过修改PLC有功功率PID调节程序， 将有功功率P≥80 MW时的有功功率调节量ΔP分割为ΔP≤10 MW、10 MW<ΔP≤20 MW、20 MW<ΔP≤30 MW、30 MW<ΔP≤40 MW、40 MW<ΔP≤55 MW等5个区间段， 每段采用不同的调节参数， 当ΔP越小， 比例系数P_P_COE越大， 从而加快在接近有功功率目标值时的功率调节速率， 并通过调节脉冲最大长度P_MAX、调节脉冲最小长度P_MIN限制调节脉冲长度， 避免出现超调问题。有功功率PID调节程序按图1的控制逻辑循环执行， 在完成一轮调节周期后， 重新比较有功功率目标值和实发值来确定新的有功功率调节量ΔP值， 然后在下一轮调节周期中根据ΔP值选用新的调节参数进行调节， 直至实际有功功率达到目标值。
　　
　　3.2 试验及应用效果
　　
　　每个调节量区间段的最优PID调节参数需经实际有功功率调节试验来确定， 通过多次在线调整机组PLC程序中有功功率PID调节参数 （P_MAX、P_MIN、P_P_COE） 的值以逐步增大机组有功调节速率并进行观察， 整个调节过程中用调速器调试仪记录开度， 并用机组出力变化过程曲线记录和计算调节时间， 当机组有功功率调节速率满足30%额定容量/min以上时， 观察机组运行情况， 如果机组各部运行正常， 而且无超调导致的负荷波动等现象则将其确定为该区间段的PID调节参数。
　　
　　通过对试验进行数据分析， 结果表明， 在调速器开度模式下采用上述策略对计算机监控系统进行优化， 尤其采用分段PID调节参数策略， 使有功功率的调节速率得到较好改善。从调速系统上录下的开度、机组出力变化过程曲线可看出， 有功功率从80 MW调至89 MW所用时间大约10 s （见图2） , 调节速率接近40%额定容量/min;从108 MW减至80 MW所用时间大约为27 s （见图3） , 调节速率接近46%额定容量/min以上， 而南方电网“两个细则”中对单机AGC调节速率要求为达到30%额定容量/min以上， 显然经优化后的机组调节速率完全满足这个要求。

　　4 结论
　　
　　从机组试验结果和实际运行情况来看， 在计算机监控系统中采用AGC小负荷分配模式及分段PID调节参数两个优化策略， 可有效改善在调速系统开度模式下的AGC调节速率， 表明了文中所述方案的可行性和有效性， 对其他类似电站有一定借鉴意义。当然本文中优化策略所涉及的具体参数值并不一定适合其他机组， 需根据机组实际试验结果而定。
　　
　　参考文献
　　
　　[1]魏守平。现代水轮机调节技术[M].武汉：华中科技大学出版社， 2002.　　
　　[2]刘细辉， 范进喜， 吕晓东。机组有功功率波动分析与策略优化[J].水电站机电技术， 2016 （10） :17-18.
　　[3]王远洪， 纪正堂。小湾电厂基于调速器功率闭环优化AGC调节速率研究[J].科技创新与应用， 2015 （2） :12-13.　　
　　[4]邹伦森。AGC技术在鲁布革水电厂的应用及优化研究[J].电力与能源发展， 2013 （1） :1-6.　　
　　[5]倪宏伟， 盛锴， 李正家。水电厂AGC控制系统性能分析及其优化应用[J].湖南电力， 2016 （1） :43-45.

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