大型水電站異步聯(lián)網模式下機組調速系統(tǒng)優(yōu)化

沈 岸

（溪洛渡水力發(fā)電廠，云南 永善 657300）

0 引言

渝鄂背靠背直流工程竣工前西南電網與華中電網采用交流聯(lián)網，西南電網與華中電網同步運行，容量巨大。直流工程投入后，直流輸電將成為西南電網主要外送方式，西南電網將與華中、華東電網實現(xiàn)異步聯(lián)網，相互的影響相對較小。仿真分析西南和華中電網異步互聯(lián)運行下不同負荷水平下的故障，近一半的500 kV線路N-1故障，可激發(fā)全網水電機組0.06～0.07 Hz左右的超低頻振蕩 ，該現(xiàn)象與云南電網異步聯(lián)網后出現(xiàn)的振蕩問題類似。

圖1 西南異步聯(lián)網前后渝鄂外送通道變化示意圖

1 調速器控制系統(tǒng)一、二次調頻配合關系

一次調頻針對電網頻率與系統(tǒng)額定頻率（50 Hz）的頻率偏差進行調節(jié)，一次調頻無法完全彌補電網的功率差值和頻率差值。為使電網功率差值得以彌補，使電網頻率得以恢復，就必須采用電網的二次調頻，即AGC調節(jié)。某電站最初在開度模式下，LCU程序中對一次調頻動作進行關閉延遲30 s閉鎖，一次調頻動作后，AGC或者人工均無法調節(jié)機組功率，無法滿足電網對電站二次調頻的要求。后優(yōu)化為：在一次調頻優(yōu)先情況下，把一次調頻閉鎖做在機組LCU功率設定值程序中，當機組有功控制在手動模式時，機組LCU功率調節(jié)不受一次調頻動作閉鎖；當機組有功控制在AGC聯(lián)控模式時，機組LCU功率調節(jié)受一次調頻動作閉鎖；最終形成功率調節(jié)優(yōu)先級順序為：手動調節(jié)、一次調頻、AGC聯(lián)控調節(jié)。

2 異步聯(lián)網模式下調速系統(tǒng)優(yōu)化

2.1 調速系統(tǒng)控制模式優(yōu)化

2017年國網組織的《西南電網水電機組調速系統(tǒng)參數(shù)調整方案評審會》要求相關電站優(yōu)化調速系統(tǒng)控制模式、參數(shù)、監(jiān)控修改相應模式切換及調節(jié)方式。將并網運行模式由開度、功率模式修改為大網開度模式、小網開度模式、大網功率模式、小網功率模式，孤網模式和空載模式保持不變。大網功率、開度模式是西南電網與華中電網交流聯(lián)網運行方式下調速器的運行模式。小網功率、開度模式是西南電網與華中電網直流聯(lián)網運行方式下調速器的運行模式。調速系統(tǒng)控制模式具體優(yōu)化邏輯如下：

（1）機組可以實現(xiàn)大網開度、小網開度、大網功率、小網功率、孤網五個模式相互之間的遠方、現(xiàn)地的手動切換；可以根據“頻差+延時”判據實現(xiàn)自動切換孤網模式，且調速器由大網/小網模式自動切孤網模式后不自動返回大網/小網模式，孤網模式只能通過手動方式切回大網/小網模式。

（2）小網開度模式、孤網模式由自動控制方式切換至手動控制方式后，再次切回自動控制方式時，可返回至手動前的運行模式，切換中機組運行穩(wěn)定。

（3）大網/小網功率模式下，由于功率反饋故障、功率給定故障、功率跳變等原因，會自動切至大網/小網開度模式運行。

（4）調速器控制柜畫面設“大網優(yōu)先”、“小網優(yōu)先”按鈕。若相對應按鈕投入，則機組并網后將置調速器運行在對應的大網/小網開度模式。

（5）監(jiān)控系統(tǒng)設“并網時投入大網功率模式使能”軟壓板。軟壓板投入狀態(tài)下，機組并網后調速器將運行在“大網功率”模式；退出狀態(tài)下，機組并網后調速器將運行在“小網開度”模式。

2.2 調速系統(tǒng)不同模式下PID參數(shù)優(yōu)化

永態(tài)轉差系數(shù)相同的情況下對調速系統(tǒng)在開度模式、功率模式下調頻動作量進行對比。調速器開度模式下，導葉開度動作量計算公式如下：

其中Y_diあ為調頻動作幅度，限幅正負10%開度；ω為頻率偏差值；Bp為永態(tài)轉差系數(shù)。

調速器功率模式下，功率動作量計算公式如下：

其中P_diあ為調頻動作幅度，限幅正負10%額定有功；ω為頻率偏差值；Bp為永態(tài)轉差系數(shù)。

以機組水頭190 m、頻差0.1 Hz為例：

開度模式下：Y_diあ=-0.1/50/0.04×100%=-5%開度（-5%開度對應-50 MW）

功率模式下：P_diあ=-0.1/50/0.04×770=-38.5 MW（Pn機組最大有功功率770 MW）

Bp相同情況下，調速系統(tǒng)在開度模式調頻時對應動作量大于功率模式，實際設定時開度模式Bp設置應相應偏小。孤網模式下機組除了輸出有功以外，更重要的是頻繁的負荷擾動下盡快收斂，孤網運行的機組需要有較強的調節(jié)能力滿足系統(tǒng)穩(wěn)定需求，Bp設置應偏小。

某電站大網、小網、孤網模式，均采用PID調節(jié)，參數(shù)互不相同且可獨立配置，如表1。

表1 1號機組PID參數(shù)設置

參數(shù)設置均根據電網調度要求和中國電力科學研究院試驗結果所設，Ef為頻率死區(qū)。

2.3 調速系統(tǒng)優(yōu)化前后調節(jié)速度比較

調速系統(tǒng)在優(yōu)化前后分別進行了一次調頻試驗，用信號發(fā)生器模擬電網頻率，調整信號發(fā)生器的頻率輸出使模擬的電網頻率超過人工頻率死區(qū)，記錄調速器導葉及負荷變化情況。

（1）試驗條件：優(yōu)化前開度模式，Kp=10，Ki=10，Kd=0，Ef=0.04 Hz，Bp=4%。

圖2 將機組穩(wěn)定運行于609 MW，頻差ω=-0.11 Hz階躍試驗中，頻率越過死區(qū)到導葉調整達到調整量的90%所用的時間為6.1 s，頻率越過死區(qū)到導葉調整進入穩(wěn)定區(qū)所用的時間為15.1 s，導葉從58%上升到63.5%，導葉開度變化量5.5%。

圖2 優(yōu)化前開度模式下ω=-0.11 Hz擾動錄波圖

（2）試驗條件：優(yōu)化后開度小網模式，Kp=5，Ki=1，Kd=0，Ef=0.04 Hz，Bp=4%。

從圖 3可知頻率越過死區(qū)到導葉調整達到調整量的90%所用的時間為57.8 s，進入穩(wěn)定區(qū)時間為85.13 s，導葉開度變化量為5.0%。通過兩組試驗結果得出，在相近條件下調速系統(tǒng)優(yōu)化后小網開度模式調節(jié)時間約為優(yōu)化前開度模式調節(jié)時間的5.6倍，調節(jié)速率變緩，因此可以有效緩解水輪機組因系統(tǒng)故障產生“水錘效應”的負阻尼，抑制系統(tǒng)超低頻振蕩。

圖3 小網開度模式下ω=-0.1 Hz擾動錄波圖

2.4 優(yōu)化后一、二次調頻配合關系

通過模擬變化頻率0.14 Hz，功率由347 MW增為385 MW，功率變化量為38 MW。一次調頻動作穩(wěn)定后，保持施加擾動不變，通過監(jiān)控系統(tǒng)將功率給定為400 MW（模擬監(jiān)控系統(tǒng)AGC下發(fā)功率），監(jiān)控系統(tǒng)在一次調頻動作期間閉鎖輸出，功率維持不變。頻差信號消失后，在開始的30 s內，監(jiān)控閉鎖輸出，一次調頻動作復歸，導葉開度和功率均下降；當頻差信號消失30 s后，監(jiān)控不再閉鎖輸出，此時一次調頻動作復歸和監(jiān)控系統(tǒng)調節(jié)同時起作用，在錄波圖上可以看到PID 指令變化的突變點，功率最終穩(wěn)定在監(jiān)控系統(tǒng)給定值400 MW，如圖4所示。

圖4 小網開度模式下一次調頻與監(jiān)控系統(tǒng)協(xié)調性驗證試驗

3 結語

渝鄂背靠背直流工程投運后，西南電網與華中電網異步互聯(lián)，發(fā)生結構性變化，西南電網面臨熱穩(wěn)、動穩(wěn)、功角穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定和頻率穩(wěn)定等一系列安全穩(wěn)定風險。某電站機組調速系統(tǒng)針對系統(tǒng)不同聯(lián)網方式對控制模式調整，更有效的參與系統(tǒng)穩(wěn)定控制，調速系統(tǒng)工作在小網模式有利于降低電網超低頻頻率振蕩風險，異步聯(lián)網后調速系統(tǒng)應優(yōu)先采用小網模式。

西南電網異步聯(lián)網運行，水電機組“水錘效應”負阻尼會引發(fā)頻率約為0.05 Hz的超低頻振蕩，某電廠電站通過減小調速系統(tǒng)PID參數(shù)，緩解“水錘效應”的負阻尼，有效抑制超低頻振蕩。當系統(tǒng)存在嚴重的超低頻振蕩風險，頻率越限會自動切孤網模式，孤網模式在超低頻段下會提供正阻尼有利于抑制超低頻振蕩。