用于直流系統超低頻振蕩抑制的調速器和FLC協同優化

韓建偉，于浩浩，張文淵，甘 濤，辛業春

(1.中國南方電網有限責任公司超高壓輸電公司昆明局，昆明 650000； 2.東北電力大學 電氣工程學院，吉林 吉林 132012)

0 引 言

2016年3月28日，在進行云南電網和南方電網主網第一次異步聯網試驗時，出現了超低頻振蕩現象，該現象持續了將近半小時，對云南電網的安全穩定及常規運行造成了極大的威脅。據當時的數據顯示，該現象發生時的振蕩周期大約是20 s，振幅為±0.1 Hz。根據之前對類似振蕩事故的系統分析，這種超低頻率振蕩發生的原因主要在于所設置的水輪機調速器參數與“水錘效應”共同導致調速系統在電網的超低頻段呈現出的明顯的負阻尼[1]。在以水電為主的電網當中，負阻尼效應將會占據主導地位，也就更易導致超低頻率振蕩現象的出現[2]。基于這樣的假設，試驗中嘗試退出了部分主要水電廠的一次調頻，而后云南電網的頻率恢復了穩態。結合以往對于類似振蕩事故的分析處理和該次試驗的相關數據，筆者認為這次超低頻率振蕩現象產生的原因與以往振蕩事故發生的主要原因相同，是由水輪機調速器參數和水錘效應結合所產生的負阻尼效應導致[3]。

云南電網實現異步互聯后，頻率特性主要受發電機組一次調頻影響，而一次調頻主要由機組的調速器控制[4]。由于云南電網水資源豐富，絕大部分發電機組為水電機組，水電機組的裝設占比超過70%，優化水電機組調速器的PID參數可有效改善水錘效應，抑制云南電網的超低頻振蕩現象[5]。此外，云南電網通過多回路與南方電網相連接，回路多裝設有直流頻率限制控制器。FLC作為一種快速有效的頻率調制手段,對維護弱交流送端的頻率穩定性起著重要的作用，能夠在系統頻率變化時，實現毫秒級的調節，迅速限制系統頻率維持在FLC設定的死區范圍內[6]。因此，在此基礎上，重點研究水輪機組調速器和直流頻率限制器的結構和特性，使二者協調配合共同抑制云南電網超低頻震蕩的現象，提高云南電網的頻率穩定性。

1 水輪機調速系統對系統頻率的影響分析

1.1 水輪機調速器阻尼特性

水電機組超低頻段負阻尼特性主要受原動機系統水錘效應以及調速器控制參數影響。目前，水輪機調速器通常采用典型的PID控制器來進行調速，通過控制水輪機的導葉開度實現調速過程。水輪機PID調速器的傳遞函數可以表示為

式中：Δμ是導葉開度偏差值；KP、KI、KD分別為調速器的比例、積分和微分系數；BP為調差系數；TG為時間常數。

圖1 水輪機PID調速器模型Fig.1 PID governor model of hydraulic turbine

水輪機調速器的傳遞函數如下:

式中：ΔPm(s)為發電機的機械功率偏差；Δμ(s)為水輪機的導葉開度偏差；TW為水錘效應時間常數，是隨著負荷變化的量，一般滿載時為0.5～4.0 s。

設水輪機組調速系統傳遞函數為G(s)，當系統輸入一個信號Δω時，原動機產生的機械功率變化量ΔPm為

ΔPm=-G(s)Δω

其中G(s)=Gw(s)Gr(s)，帶入可得ΔPm公式如下：

ΔPm=G(jωd)(-Δω)=KdΔω+KsΔδ=

Re(G(jωd))Δω+Im(G(jωd))Δδ

式中：Kd是調速器的阻尼轉矩系數，當Kd>0時，調速器提供的阻尼為正阻尼，此時電網低頻振蕩風險降低；當Kd<0時，調速器提供的阻尼為負阻尼，增大了電網低頻振蕩的風險。在超低頻段時，如果阻尼轉矩系數較小，此時調速器提供負阻尼，電網極易產生低頻振蕩。

1.2 水輪機參數優化

分析PID參數對調速器阻尼轉矩系數的影響，得到結果如圖2所示。

圖2 阻尼轉矩系數曲線圖Fig.2 Curves of damping torque coefficient

從圖2可以看出，KI的值取得越大會導致阻尼轉矩系數減小，當KI取值確定后，阻尼轉矩系數隨著KP增大逐漸增大。為了提高阻尼轉矩系數Kd的值，需要提高KP與KI的比值。為了產生穩定的頻率響應，改善系統阻尼，降低發生低頻振蕩的風險，需適度減小KP參數，并且大幅減小KI參數。

通過以上研究得知，調速器的比例參數和積分參數的比值是影響調速器阻尼轉距系數的重要因素，如果調速器的比例參數和積分參數的比值過小，則調速器會提供負阻尼，進而引發超低頻震蕩。因此，通過對水輪機組的PID參數進行適當調制，增大比例系數和微分系數的比值，提高調速器的阻尼轉距系數，是抑制超低頻振蕩的一種有效措施。

2 直流頻率限制控制器的作用機理

在送端電網頻率發生變化時，直流頻率限制器可以利用直流功率的快速可控性來調節直流線路上的功率，從而使送端功率能夠及時送出，通過快速調整輸送功率來維持送端功率的穩定，可以有效避免直流線路故障導致的頻率失穩。常用的直流FLC的控制邏輯是反向頻差復歸模型，FLC的反向頻差復歸模型結構框圖如圖3所示。

圖3 FLC結構圖Fig.3 Structure diagram of FLC

其中：Δf=f-fref為系統頻差；±fH為FLC死區；KP為比例系數，KI為積分系數；ΔPmin和ΔPmax分別為直流功率調制量下限和上限；ΔP和Pref分別為輸出的直流功率附加調節量與直流功率參考值。當頻差Δf在FLC死區以內，即-fH<Δf<+fH時，x1和x2的限制作用使得x1和x2恒為0，ΔP1和ΔP2的限制作用也使得自身數值為0。當頻差在死區內時，由于ΔP1和ΔP2的限制作用，受到限幅影響，Δx2和ΔP2的值都為0，使得直流功率與參考額定功率Pref相等。當系統出現故障，頻率失穩，頻率差超過FLC死區上限時，直流功率的公式如下：

當系統的頻差大于FLC死區上限時，ΔP1不斷增大，從而系統的直流功率隨之不斷提高。當系統頻差降低至小于FLC死區上限時，x1開始減小，直流功率恢復到與參考值Pref相等，FLC復歸過程結束。當頻差降低到小于FLC反向死區下限時，復歸過程同理可知。

3 抑制超低頻振蕩的措施

云南電網的穩態運行取決于向外輸送的FLC和云南電網水電機組的配合。當對直流頻率限制控制器的頻率限幅進行放大時，云南電網的頻率穩定最大限度由一次調頻來主導，若一次調頻動作協調則直流功率會趨于穩定，但在實際運行過程中，機組之間一次調頻動作出現不協調時，頻率穩定就會被打破，出現頻率的往復波動現象。當云南電網機組的一次調頻退出之后，在僅受直流頻率限制控制器影響時，前一種情況所可能出現的頻率波動現象會有較為明顯的改善，云南電網頻率會趨于穩定。根據前面所分析到的兩種情況，可以得出這樣的結論，即孤島方式下，一次調頻動作的不協調會對頻率波動產生較大作用。因此，在孤島方式下要最大化地發揮直流頻率限制控制器的作用，使其在孤網頻率調控中起主導作用。

通過以上分析，要保證云南電網的穩態運行，必不可少需要考慮到兩方面因素：其一是盡可能減小機組調速器的暫態增益，以最大程度抑制前面所提到的可能出現的超低頻率振蕩現象；其二則是要同時兼顧到機組的一次調頻性能，盡可能避免不必要損失。基于以上兩點考慮，可以采取這樣的優化控制措施：其一，為使快速動作的直流能夠承擔對較大擾動狀態下的調頻作用，從而避免機組一次調頻在直流頻率限制控制器死區內低頻段的不穩定，可以采取增大一部分機組的一次調頻死區的方式，使其大于FLC動作死區；其二，為減弱調速器暫態的輸出量，降低調速器的輸出速度，從而減輕由機組水錘效應而產生的負阻尼效應，可以采取調整機組調速器PID參數的方式，可適度減小調速器的KP參數，同時大幅度減小調速器KI參數。

以云南電網實際系統為研究對象，設置兩次試驗，第一次試驗不采取優化措施，第二次試驗采取如下兩點優化措施：1)將主要水電廠調速器的一次調頻死區設置為±0.3 Hz，頻率限制器的死區設置為±0.1 Hz；2)修改主要水電廠調速器的PI參數，將原有KP、KI參數分別設置為原有系數的1/2、1/6。 設置上述兩次試驗驗證所提策略的可靠性。

兩次試驗期間進行直流閉鎖等擾動試驗，得到系統頻率曲線如圖4所示。

圖4 擾動試驗下系統頻率響應曲線Fig.4 System frequency response curve under disturbance test

根據仿真結果可以看出，采取了優化措施后系統頻率的穩定性提高，頻率的振蕩幅度減小，頻率波形大幅度改善，仿真結果驗證了此文所提措施的有效性。

4 結 語

云南電網異步聯網試驗后出現的超低頻振蕩現象是由于水輪機調速器參數與“水錘效應”共同導致調速系統在電網的超低頻段呈現出的明顯的負阻尼造成的。通過優化水輪機調速器PID參數和協同調整一次調頻和FLC的死區范圍的調頻措施，提高了云南電網的頻率穩定性。經實際仿真驗證，所提調頻措施可以有效抑制云南電網的超低頻振蕩現象。