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水电机组AGC单机直控方式应用研究 　　摘 要：新丰江电厂自动发电控制（AGC）自投入运行以来，水电机组其启动、调节迅速，是当时广东电网调频调峰主力厂，对稳定电网频率、电压起了良好作用，有效提高广东电网的电能质量。但是，因为主要担任调频调峰任务，需要水电机组的负荷的频繁调节以及长时间旋转备用运行，从而使得电气设备和辅助设备的磨损以及机组耗水率都大幅增加，不但影响水电机组长期经济、安全运行，而且也使机组检修成本大幅增加。 　　关键词：自动发电控制；水电机组 　　中图分类号：TV734.4 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）18-0097-01 　　1 全厂AGC负荷控制模式（给定全厂总功率方式） 　　带来的问题 　　1.1 在AGC运行调节范围内，多台机组长时间带部分负 荷运行 　　经统计，机组调峰调频时间一般在工厂上下班前后出现高峰，为了减少机组启停及快速调节负荷，机组在负荷低于40 MW的低负荷区运行时间长，四台机组旋转备用运行时间占运行时间的四分之三，导致单位电能耗水率增大。 　　1.2 负荷调节幅度大，调节速率大，常常使机组穿越或处 于振动区内运行 　　机组并网后从额定负荷至空载，从空载至额定负荷的调节时间较多，从有功曲线统计，平均每天调节约180次/日，调节次数最多可达250次/日，大幅度调节（从20 MW到300 MW）占三分之一，最大调节速率约50 MW/min。另外，我厂机组AGC运行调节范围为0～30 MW和50～85 MW ，由于调节死区的存在，在上调节时，机组经常带45 MW负荷运行，调节死区导致下调节时，机组经常带35 MW负荷运行，即进入振动区。经统计，一天内，机组穿越振东区少则151次，多则250次，在振东区时间从32～61.5 min之多。 　　频繁调节、穿越振东区及在振东区运行导致：①水轮机接力器密封磨损损坏，漏油频繁。②调速环抗磨块磨损严重，在日常的维护中，结合机组的低谷消缺机会，给抗磨块加注润滑油，增加了设备的维护工作量。③导水机构半圆键窜起、错位频繁，双连臂销钉转动、下沉。④导水叶套筒密封盘根磨损损坏，漏水严重，导水叶套筒密封圈过度磨损后断裂，造成大量漏水。一次小修更换了14只套筒L型密封圈。换下来的L型密封圈已磨穿、撕裂、掉块。⑤频繁调节，导致水轮叶片汽蚀严重，并产生裂纹。⑥频繁调节，导致基础环空蚀严重，经常要灌浆。 　　1.3 负荷频繁调节，辅助设备运行压力增大 　　由于机组负荷不断地变化，机组的压油泵由原来带固定负荷一天启动5次增加到启动95次。由于接力器动作频繁，密封磨损块，漏油量增大，导致漏油泵启动次数也大幅增加。 　　经以上统计分析， AGC功能投运后，过于频繁的负荷调节，使水轮机接力器、导水机构相关部件故障增加，出现漏水、漏油、漏气现象严重，尾水管、基础环、转轮汽蚀严重，转轮叶片发生裂纹明显高于以往几年。使得检修成本大幅增加。 　　2 单机AGC负荷控制模式 　　在进行了AGC方式下对机组运行的综合影响分析后，提出采用单机AGC直控方式，采用这种方式可以从调度侧解决机组过于频繁开启、调节和在45%以下长期运行的问题。 　　2.1 增加单机AGC负荷控制模式设计原则及控制示意图 　　原有全厂AGC功能必须保留，保证随时可进行切换，以免在单机AGC负荷调度故障的时可切换到全厂AGC模式，增加AGC可靠性；调度中心与电厂计算机监控系统保持原有104、101通讯方式，增加模式切换及安全校核策略：机组不可调（具体包括机组非发电态或调速器非自动方式，或有功PID调节未投入），退单机AGC；机组LCU故障（具体包括LCU与主机通讯中断或机组有功测量源故障），退单机组AGC。 　　在保证使原有调度通信系统不发生变化前提下，要符合南方电网《中国南方电网自动发电控制（AGC）调度管理规程》要求；单机AGC负荷控制模式控制策略必须满足调度系统《中国南方电网自动发电控制AGC技术规范》、《广东电网自动发电控制运行管理规定》相关要求和规定，系统实时维护和软硬件调整不影响现有设备的正常运行工作，该系统处理速度及与现有设备通信速率等综合处理实时响应时间不影响电网对AGC调节响应要求；单机AGC负荷控制模式须性能稳定可靠，必须满足电力二次安全防护规定。 　　单机负荷控制模式指调度对每台（共四台）机组单独下发负荷值进行控制，相当于将新丰江的四台机组等效于四个电厂进行负荷设置，如图1所示。 　　为使单机AGC控制得到实现，电厂侧需修改AGC接口程序、通信程序、AGC运行监视画面，修改PQ调节程序，以实现单机直控的闭环调节，如图2所示。 　　3 单机AGC直控方式应用情况 　　根据新丰江厂这几年全年机组运行情况统计情况表及各季度运行情况统计表