拉西瓦水电站计算机监控系统机组功率调节性能优化

谢敏杰

（国网电力科学研究院有限公司/南瑞集团有限公司，江苏 南京 211106）

0 引言

拉西瓦水电站位于青海省境内的黄河干流上，是黄河上游龙羊峡至青铜峡河段规划的第二座大型梯级电站。电站装机6台700 MW机组，是黄河上最大的水电站和清洁能源基地，也是黄河流域大坝最高、装机容量最大、发电量最多的水电站。

拉西瓦水电站计算机监控系统（以下简称“监控系统”）采用全分布开放结构，系统分为主站级和现地控制单元级。主站级系统为南瑞集团公司（以下简称“南瑞”）研制的NC2000计算机监控系统，现地控制单元（以下简称“LCU”）采用SJ-500微机监控装置，其可编程逻辑控制器（以下简称“PLC”）采用施耐德公司的昆腾系列。主站级和现地控制单元级经100 Mb/s双光纤以太网相连。主站级包括系统历史数据服务器集群、系统实时服务器、操作员工作站、工程师兼培训工作站、通信服务器等，现地控制单元级包括机组LCU 5套、开关站LCU 1套、公用LCU 1套、厂用电LCU 1套。每套现地控制单元均配置双CPU、双网络、双电源、双现场总线的冗余架构，各个本地I/O与远程I/O之间通过1 Mb/s冗余RIO现场总线连接。所有控制流程、功率调节功能都放在LCU中，保证了上位机或网络故障时LCU仍能正常工作，系统结构如图1所示[1]。

图1 拉西瓦水电站计算机监控系统架构

拉西瓦水电站监控系统机组功率调节采用经典闭环控制，由监控系统机组LCU完成，即机组并网后调速器选择开度调节模式，机组功率反馈到机组LCU，机组LCU根据机组功率设定值与实发值的偏差，及PID调节参数实时计算增/减机组功率脉冲指令，按照一定周期输出给调速器，调速器根据脉冲宽度的大小，调整导叶开度达到调节机组功率的目的。机组LCU检测到机组功率实际测量值进入调节死区时，停止向调速器发送机组功率增/减脉冲指令，从而完成一次机组功率调节过程。

1 问题的提出

自国家能源局西北监管局印发《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下称“两个细则”）以来，对西北区域水电站的自动发电控制（以下简称“AGC”）提出了更高的要求，主要考核机组AGC的可用率、调节速率及响应时间。

可用率：要求达到98%以上。

可用率=（AGC可用小时数/机组并网小时数）×100%

对于全厂成组投入的电厂，AGC 可用率=(AGC可用小时数/全月日历小时数)×100%。

响应时间：水电机组要求≤10 s。

响应时间=从西北电网公司调度中心机构（以下简称“电网调度”）下达AGC命令算起，到AGC机组开始执行命令止。

调节速率：水电机组要求大于每分钟50%。

调节速率=[abs（目标出力－当前出力）/机组额定功率/（目标出力达到时间－命令下发时间）]×100%（单位：机组调节容量占额定功率的比例/min）

原调速器是由法国阿尔斯通公司提供，仅有开度调节模式，目前，1、3、5号机组调速器电气柜改造为东方电机有限公司的产品，提供开度调节和机组功率调节2种模式，平时使用开度调节模式，电网调度下发单机AGC方式进行调节。2017年6月，拉西瓦电站开展了AGC投运工作，投运后，单机AGC响应时间在一些工况下大于10 s，机组功率调节速率低于50%P/S，考核结果并不理想，不符合电网调度考核要求，自此，AGC暂未投入运行。

2 寻找解决方案

（1）针对AGC考核指标：响应时间

其实电网调度考核的这些数据，并不是真实电站调节性能，是加上了系统内各种响应延迟造成一定程度上数据指标下降，整个过程大致如下：

下行：

电网调度下发单机AGC给定值至电站监控系统远动通信机IEC60870-5-104程序（理论上瞬时），然后由IEC60870-5-104程序转发主机（理论上瞬时），通过主机PIDtran进程，直接下发到机组LCU（理论上瞬时），机组LCU收到新给定值后：①调速器开度给定方式下：重新激活PID调节周期标记，根据实际负荷差，相应开出合适宽度增/减机组功率脉冲；②调速器功率给定方式下：直接将机组功率给定以模出方式给调速器，由调速器自行闭环调节。

上行：

机组功率通过机组LCU功率变送器采集，机组LCU的PLC AI模件采集功率变送器4~20 mA电流信号，A/D模数转换（理论上瞬时），PLC CPU模件扫描PLC AI模件测值并存储在PLC上行信箱区供上位机主机PLC驱动程序采集（1 s扫描周期），上位机主机PLC驱动程序采集PLC CPU模件上行信箱区内测值（理论上瞬时），由主机转发至远动通信机IEC 60870-5-104程序上送给电网调度（全组播时延迟约1 s，根据电站数据库测点量，电站越大，测点数量越多，占用时间越多，监控系统周期为5 s一次，此概率非常小，几乎可以忽略，其他时刻理论上瞬时）。

解决方案只有缩短此环节内的时间。

（2）针对AGC考核指标：调节速率

此方案分两种情况讨论：

1）调速器在导叶开度调节模式

这种方式下只能由监控系统优化机组功率调节参数，详见下文。

2）调速器在功率调节模式

需要调速器具备功率调节模式，原拉西瓦机组调速器是由法国阿尔斯通公司提供，不具备功率调节模式，但后期，拉西瓦水电站1、3、5、6号机组调速器电气控制柜已经改造成东电公司的设备，具备功率调节模式，由于5号机组调速器改造较早，当时没有功率调节模式，后来1号机组调速器改造时，对功率调节模式进行了调试。原理为监控系统将电网调度下发的AGC给定值以模出方式给调速器，当有新的AGC给定值下发时候，监控系统同时开出确认脉冲，这样避免了监控系统机组功率调节退出但调速器还在功率调节模式时候，功率给定模出跟踪功率实发造成溜负荷或超调的问题。但是，据了解，功率调节模式在西北区域电站并未得到推广，案例和成功经验缺乏，更多电站相对建议使用开度调节模式，电站长时间投用功率调节模式存在一定的风险。

监控系统通信方式（上位机或SJ30B通信管理装置）发单机AGC给定值给调速器，目前，机组LCU缺少现地交换机，调速器还不具备通信设值的功能，还不具备以上方式的实施条件，同时考虑到拉西瓦这样的大型水电机组，确实没有可靠的工程实施经验，暂不予考虑。

（3）综合以上2条，还是要在调速器开度模式下寻找解决办法。

3 详细实施措施

（1）针对AGC考核指标：响应时间

上行：

将PLC PID_P子程序段中采集的机组功率由原来AI PROC子程序段每1 s采集改为每周期由AI模件4~20 mA（即PLC扫描周期，一个IPO的时间，约80 ms，下同）采集，同时上送监控系统上位机的机组功率测值也配置为每周期采集，从采集层面，提高了PLC PID_P子程序段所用测量源的采集效率，这对后面讲到的利用可变调节周期实现精细化调节很重要。另外也提高了上位机主机PLC驱动程序采集效率，减少了中间延迟时间，降低了AGC考核指标中“响应时间”。

PID_P子程序段中替换相应逻辑：

原取值方式：

PID模块用功率实时值=AI PROC采集功率实时值（每1 s刷新）

更新后取值方式：

PID模块用功率实时值=AI模件4~20 mA采集值直接换算（每周期刷新）

SEND子程序段中增加相应逻辑：

上送上位机功率实时值=PID模块用功率实时值

修改完成之后，PLC编程软件联机或上位机测点索引监视，比普通模拟量刷新速率明显加快，在极低概率下会有停顿，原因是受主机全组播影响，这种情况带来的影响基本可以忽略。

下行：

机组LCU接收到新AGC给定值后，通过P_NEW标记无条件重新激活PID运算模块，重新开始新的一个调节周期，即在当前扫描周期内就计算出增/减机组功率脉冲指令，然后输出给调速器。按照之前的做法，需要等待PID运算模块当前调节周期执行完毕，再计算增/减机组功率脉冲指令，这会造成一个时间不固定的延时。以上方法，从执行层面，提高了PLC机组功率调节的执行效率，减少了中间延迟时间，降低了AGC考核指标中“响应时间”。

（2）针对AGC考核指标：调节速率

优化PID调节参数：

经过了解，原来PID调节参数是经过经验+有限的试验得出，这样的缺点是，有限的单机功率调节机会和工况，并不能得出最优的PID参数来，接下来通过理论进行计算：

统计和分析机组导叶开度和功率的关系，如表1和图2所示：

表1 导叶开度与功率关系

图2 导叶开度、有功功率关系

对机组导叶开度和功率关系进行分析后发现，两者基本趋于线性关系，机组并网后，导叶开度每变化1%，功率变化约11 MW，这给后面参数优化提供了良好的基础。

了解调速器运行参数：

调速器设置开度调节速率是3%/s（可根据情况适当调整，一般默认3%/s），调速器控制器扫描周期约50 ms，按照线性关系计算，监控系统开出约1 s脉冲调节导叶开度约3%，功率变化约33 MW，由于拉西瓦水电站在西北电网上主要起着调峰调频事故备用的作用，电网调度调节步长不尽相同，根据经验，最长脉宽不宜超过5 s，调节脉宽太长一来调速器会判断信号黏连，将会无效，二来调节量太大会影响机组机械部件的稳定性。我们预先设定一个最长调节脉宽4.5 s，按照这个调节脉宽计算得出最大步长150 MW，根据调节反馈曲线，即4.5 s脉冲复归后，功率还在上升或下降，这个滞后的时间要考虑进去，避免在功率还没有稳定而再次下发增/减脉冲，这样约一个执行周期可以调节到位，在试验刚开始，周期可以设置长一些，根据调节曲线（图3）可以发现：调节过程中出现等待，将这部分时间适当减去，最后确定周期为7 s（4.5 s调节脉宽+2.5 s等待时间）。

图3 机组功率调节曲线

那么，按照上面的关系，当调节步长减小后，可以计算出不同调节步长下，应当输出多长调节脉宽才合适，如表2所示。

表2 调节步长和调节脉宽关系

将每次调节的等待时间计算进去，就是调节周期。等待时间与ΔP（为P.SET_VALUE-P.CURRENT_VALUE，下同）。有关，调节量越大，等待时间越长，调节量越小，等待时间越短。所以，如果要实现理想的调节速率，调节周期是不能固定的。

再次优化PID调节周期：

如果按照上面情况优化参数，还是不够的，对于小负荷调节，比如步长15 MW、20 MW等，按照理论调节一个周期进入死区，容易超调，这时候应该适当放缓调节速度，实现精细化调节，那么，就不能将死区8 MW作为单脉冲调节进死区的最小ΔP，应该适当放大，预先设置一个最小步长20 MW，ΔP在20 MW以内，使用最小脉宽200 ms，在20 MW以外，按照比例进行调节，ΔP、调节周期、调节脉宽等关系，如表3所示。

表3 优化后的调节步长和调节脉宽关系

另外，如果有些电站是非调峰调频电站，基本是带稳定负荷运行，电网调度每15 min会下发相同的单机AGC给定值，每次下发给定值的时候就是一个考核点，假如当前某台机组AGC给定值100 MW，电网调度每15 min下发100 MW给定值等效为给定值不变，机组LCU并未收到新给定值而重新激活PID调节周期标记，正常情况下实发值在（100±死区）MW范围内波动，但也会由于一次调频、水力机械、变送器波动等原因导致机组功率实发值超出（100±死区）MW范围，按照原来调节7 s周期，反应是比较缓慢的，最坏的情况即7 s后才会进行调节，很容易被考核。此时应该将调节周期适当缩短，以加快将波动的机组实发功率迅速拉回死区内，所以延伸出可自动调整的调节周期（P_pwm_para.t_period）这一概念，即：根据ΔP来自动调整的机组功率调节周期，负荷差越大，机组功率调节周期越大，调节步长大且慢，反之，负荷差越小，机组功率调节周期越小，调节步长小且快，调节原理为逼近法。初步设计机组功率调节周期和步长可以是线性关系，由于在试验前，机组的调节效果还不清楚，适当将线性放缓，仅考虑KP调节，可以将理论脉冲宽度计算出，按照理论脉冲宽度，加上考虑脉冲复归后机组功率还在上升或下降的滞后时间，粗略计算调节周期，如表4、图4所示：

表4 调节步长、调节周期、调节脉宽和理论调节量关系

根据表4，配置PLC程序，增加PLC P_PARA_INIT子程序段，并增加P_CHG_PERIOD标记，来投退此功能，如图5所示。

图5 增加的PLC子程序段

PLC P_PARA_INIT子程序段，添加逻辑，TEMP_REAL2为未限制前的调节脉宽，TEMP_REAL11为最长调节周期，TEMP_REAL12为最短调节周期，TEMP_REAL13为ΔP上限，TEMP_REAL14为ΔP下限，TEMP_REAL3为未限制前的调节周期，TEMP_REAL15为最长调节周期的输出脉宽，TEMP_REAL16最短调节周期的输出脉宽，程序自动计算转换用的a、b系数。p_para.gain为PID比例系数，要保证足够大，以能满足PWM功能块计算出的脉宽要大于P_pwm_para.t_max，当PWM功能块计算脉宽小于P_pwm_para.t_min时，则不输出。

PLC内逻辑如下：

P_PARA_INIT子程序段中逻辑：

（1）当P_CHG_PERIOD标记投入，则初始化以下参数：

p_para.gain:=20.0;

TEMP_REAL11:=7.0;

TEMP_REAL12:=2.0;

TEMP_REAL13:=150.0;

TEMP_REAL14:=20.0;

TEMP_REAL15:=4.5;

TEMP_REAL16:=0.2;

（2）调节周期的计算和处理：

（3）调节脉宽的计算和处理：

4 验证结果

调速器改造前的6号机组功率调节曲线，如图6所示，可以看出，超调和调节震荡明显。

图6 6号机组功率调节曲线

调速器改造后并P_CHG_PERIOD投入的6号机组和调速器未改造的2号机组，同时间段机组功率调节曲线对比，如图7~图10所示。

图7 6号机组和2号机组功率调节曲线对比1

图8 6号机组和2号机组功率调节曲线对比2

图9 6号机组和2号机组功率调节曲线对比3

图10 6号机组和2号机组功率调节曲线对比4

调速器改造后并无P_CHG_PERIOD功能的3号机组的功率调节曲线，如图11所示。

图11 3号机组功率调节曲线

调速器改造后并P_CHG_PERIOD投入的6号机组和调速器改造后无P_CHG_PERIOD功能的3号机组的功率调节曲线对比，如图12~图14所示。

图12 6号机组和3号机组功率调节对比1

图13 6号机组和3号机组功率调节曲线对比2

图14 6号机组和3号机组功率调节曲线对比3

从以上曲线对比来看，该方法可在保证原有机组功率调节速率的基础上，避免超调或调节震荡情况的出现，并且提高调节速率的同时，比之前更快进入调节死区，通过试验，验证了机组功率调节性能优化的可行性，给电站更好满足国家能源局西北监管局“两个细则”的考核要求提供了解决方案，后期，可以适当调整斜率，方便增大或减小机组功率调节速率。

5 结语

在优先考虑调速器投开度模式调节的前提下，将监控系统机组LCU功率调节参数进行优化，突破了原长期使用的固定周期调节方式的弊端，改为可变周期相对灵活的调节方案，在ΔP大的时候，增加增/减脉宽长度和调节周期，实现快速粗调节，随着ΔP的减小，减小增/减脉宽长度和调节周期，实现慢速精调节，最终通过试验，验证了此方法的可行性，希望本篇文章可以给其他电站的机组功率调节优化提供借鉴意义。

目前西北区域电网直调水电厂AGC的控制方式为监控系统功率闭环模式，是负荷偏差调节，一次调频是根据设备所在地频率偏差进行调节，两者的控制目标、控制方式、响应时间均有较大差异，在一些情况下，双方的控制目标会出现矛盾。此外，AGC和一次调频在考核方面也存在一些矛盾，AGC希望机组能严格跟踪功率定值，而一次调频则希望机组不要跟踪功率定值，应及时响应系统频率的变化[2]。简而言之，电网调度为了控制频率，在水电站监控系统上实施AGC（二次调频），在调速器上实施一次调频功能，由于两个功能分布在不同的系统，难免会遇到协调问题，为此，本站监控系统也做了一些协同配合，目前的做法是非一次调频引起的机组功率波动超出死区，则监控系统负责拉回，否则，将闭锁监控系统机组功率调节的增/减脉宽输出，直至一次调频动作信号复归后，如果机组功率测值出死区外，监控系统则重新激活调节，以满足一次调频优先于AGC（二次调频）的基本需求。