浅谈江垭水电站机组节水降耗措施

2021-04-12张桉榕

湖南水利水电 2021年1期

张桉榕

（湖南澧水流域水利水电开发有限责任公司江垭水电站，湖南张家界 427221）

引言

江垭水电站地处澧水一级支流溇水中游，距慈利县城57 km，为碾压混凝土重力坝，最大坝高131 m，总库容17.40 亿m3，总装机容量3×100 MW，设计年发电量7.56 亿kW·h，以防洪为主，兼有发电、灌溉、旅游等多种功能，是澧水防洪规划中第一个兴建的骨干工程。对水电机组来说，在降低耗水率方面，主要考虑的是尽可能地提高机组运行水头，来降低单位电量所消耗的水量。但实际运行中影响机组耗水率的原因是多方面的，除了运行水头外，还受机组效率、空耗水量（开、停机过程及旋转备用的耗水量）、调速器性能等因素影响，本文就这些因素展开分析并采取了相应的优化措施，对提高水电机组的安全经济运行有一定实践意义。

1 影响机组耗水率的因素

水电机组节水增效的主要方法是降低发电耗水率，除了运行水头外，机组耗水率还受以下一些因素的影响。

1.1 机组运行效率

水轮发电机组的效率通常根据机组运行工况的不同而变化，由公式N=9.81QHη式中 N——出力；

Q——流量；

H——水头；

η——效率。

得知，在水头、流量相对固定时，应尽可能使机组在高效区运行，以达到提高出力的目的。对于投入AGC（自动发电控制）功能的水电机组，除了考虑运行方式外，还应确保AGC 功能中的水头-出力参数配置准确，否则将影响机组运行效率并产生AGC 考核费用。

由于发现江垭水电站机组在70 m 水头附近运行时，存在因AGC 拒动而被考核的情况，结合相关数据和水轮机运转综合特性曲线进行分析为：

1）AGC 程序中的水头-出力参数配置与水轮机运转综合特性曲线不符，导致当前水头下AGC 程序计算出的全厂有功上限值高于机组实际可调出力。如图1 所示，在71 m 水头下2 台机组运行时AGC 程序计算出的全厂有功上限值为175 MW，而实际最大有功值仅为160 MW 左右。

图1 江垭机组运行负荷曲线图

2）AGC 程序同时将计算出的全厂有功限值上送至调度机构，此时调度下发的AGC 调节指令会出现高于实际可调出力的情况，这样就导致了两个后果：

①当前水头下AGC 程序分配到每台机组的负荷大于机组的最大出力，使得机组导叶开度增加但出力却不变，从而造成了耗水量的增加和机组效率的降低。

②如表1 所示，因收到调度的有功指令175 MW越限，使AGC 无法进行调节，调度判定江垭水电站AGC 拒动，并下达多个175 MW 的调节指令，导致出现了多条AGC 拒动考核的情况。

表1 江垭机组AGC 拒动情况考核表

1.2 监控系统有功调节速率和调速器响应时间

水电机组的调速器若在不同调节过程中存在响应延迟问题，也会影响机组运行的耗水量，当调节速率或调节精度不满足要求时，还会产生AGC 考核费用。江垭机组的负荷调节方式为计算机监控系统闭环，调速器开度调节模式，即收到调度下发的AGC 调节指令时，由计算机监控系统的AGC 程序将负荷按策略分配至并网运行机组的LCU，通过PLC 程序中的有功PID调节功能块转换为调节脉冲输出至调速器，调速器再按脉冲的宽度来控制导叶开度，实现机组有功功率的调节。

通过机组功率调节试验发现，在某些水头下江垭机组存在LCU 的PID 调节速率不满足要求，调速器响应时间较长、不同调节过程延迟时间差别较大等问题，导致机组有功调节速率受影响。如表2 所示，以江垭3#机组为例，在进行5～90 MW 区间的增、减负荷试验时，调速器导叶开度变化滞后于监控系统LCU 脉冲的时间为1.21～2.73 s 不等，即调速器响应时间较长，使得有功调节的速率降低，容易发生AGC 考核的情况。

1.3 自动化设备可靠性

由于水电机组正常的开、停机时间较短，因此容易忽略开、停机过程的空耗水量问题。当机组自动化设备的可靠性不足而发生异常时（如反映油位状态的液位开关、冷却水示流器等），将使得计算机监控系统开、停机流程时间变长甚至流程无法正常执行，造成机组空耗水量的增加，运行时的耗水率变大。

表2 江垭3#机组调功试验参数表

2 机组节水降耗的措施

针对这些影响因素和发现的问题，对江垭机组采取了以下措施进行优化和处理。

2.1 优化AGC 水头-出力参数

核对江垭机组水轮机运转综合特性曲线，重新确认AGC 程序中水头-出力参数，修改了程序配置文件中70 m 水头对应的机组出力值，使其与实际运行工况一致，同时在AGC 配置文件中新增数组水头-出力关系参数，通过细化AGC 程序的水头-出力关系曲线，达到使机组有功调节范围更准确的目的，避免了因AGC拒动而造成的考核。

2.2 优化机组LCU 程序和调速器参数

根据华中网“两个细则”（《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》）中水电机组AGC 性能考核标准要求（见表3），可计算出江垭机组的有功调节速率应大于80 MW/min，调节误差应小于9 MW，按照该规则开展了江垭机组监控系统和调速系统的联调试验，并对相关参数进行优化。

表3 水电机组AGC 考核规则表

1）将上、下游水位模拟量信号引入LCU 程序并进行水头计算，并通过多次试验确定不同水头下能满足机组调节速率和精度的参数，再以计算水头作为判据，使程序在不同的水头下自动选择对应的有功调节参数，解决了程序功能块在单一参数下调节速率和精度不能适应水头变化的问题。

2）江垭AGC 程序的有功分配策略为：

式中 Pi——每台机组分配的负荷；

P——给定总出力；

factor[i]——当前计算的机组比例系数；

factor[总]——成组可调机组发电态机组比例系数总和。

为了防止机组频繁调节，AGC 程序设定每台机的步长循环分配，有功增加时，机组实发有功占最大容量比例小的机组优先增加负荷；有功减少时，实发有功占最大容量比例大的机组优先减负荷。当AGC 分配的负荷较小时，会由1 台机组来进行调节，其LCU 调功程序将进入速率较慢的小闭环调节方式，为保证调节性能，通过试验修改了LCU 程序中小闭环调节的边界判定条件，并对小闭环参数进行优化，使机组在负荷变化较小时的调节速率基本满足要求。

3）优化调速器参数。通过试验对机组调速器的功率调节参数进行了优化，缩短了调速器在不同调节过程中的响应时间，并减少了超调次数，在一定程度上提高了调速系统的响应速率。

4）通过对监控系统LCU 程序和调速器参数进行优化后，经对比验证机组有功调节速率和精度有所提高，在各运行工况下基本能满足“两个细则”要求，优化效果如录波图所示（见图2）。