大型水電站異步聯(lián)網(wǎng)模式下機(jī)組調(diào)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(wǎng)與華中電網(wǎng)采用交流聯(lián)網(wǎng)，西南電網(wǎng)與華中電網(wǎng)同步運(yùn)行，容量巨大。直流工程投入后，直流輸電將成為西南電網(wǎng)主要外送方式，西南電網(wǎng)將與華中、華東電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)異步聯(lián)網(wǎng)，相互的影響相對較小。仿真分析西南和華中電網(wǎng)異步互聯(lián)運(yùn)行下不同負(fù)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(wǎng)水電機(jī)組0.06～0.07 Hz左右的超低頻振蕩 ，該現(xiàn)象與云南電網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)后出現(xiàn)的振蕩問題類似。

圖1 西南異步聯(lián)網(wǎng)前后渝鄂外送通道變化示意圖

1 調(diào)速器控制系統(tǒng)一、二次調(diào)頻配合關(guān)系

一次調(diào)頻針對電網(wǎng)頻率與系統(tǒng)額定頻率（50 Hz）的頻率偏差進(jìn)行調(diào)節(jié)，一次調(diào)頻無法完全彌補(bǔ)電網(wǎng)的功率差值和頻率差值。為使電網(wǎng)功率差值得以彌補(bǔ)，使電網(wǎng)頻率得以恢復(fù)，就必須采用電網(wǎng)的二次調(diào)頻，即AGC調(diào)節(jié)。某電站最初在開度模式下，LCU程序中對一次調(diào)頻動作進(jìn)行關(guān)閉延遲30 s閉鎖，一次調(diào)頻動作后，AGC或者人工均無法調(diào)節(jié)機(jī)組功率，無法滿足電網(wǎng)對電站二次調(diào)頻的要求。后優(yōu)化為：在一次調(diào)頻優(yōu)先情況下，把一次調(diào)頻閉鎖做在機(jī)組LCU功率設(shè)定值程序中，當(dāng)機(jī)組有功控制在手動模式時，機(jī)組LCU功率調(diào)節(jié)不受一次調(diào)頻動作閉鎖；當(dāng)機(jī)組有功控制在AGC聯(lián)控模式時，機(jī)組LCU功率調(diào)節(jié)受一次調(diào)頻動作閉鎖；最終形成功率調(diào)節(jié)優(yōu)先級順序?yàn)椋菏謩诱{(diào)節(jié)、一次調(diào)頻、AGC聯(lián)控調(diào)節(jié)。

2 異步聯(lián)網(wǎng)模式下調(diào)速系統(tǒng)優(yōu)化

2.1 調(diào)速系統(tǒng)控制模式優(yōu)化

2017年國網(wǎng)組織的《西南電網(wǎng)水電機(jī)組調(diào)速系統(tǒng)參數(shù)調(diào)整方案評審會》要求相關(guān)電站優(yōu)化調(diào)速系統(tǒng)控制模式、參數(shù)、監(jiān)控修改相應(yīng)模式切換及調(diào)節(jié)方式。將并網(wǎng)運(yùn)行模式由開度、功率模式修改為大網(wǎng)開度模式、小網(wǎng)開度模式、大網(wǎng)功率模式、小網(wǎng)功率模式，孤網(wǎng)模式和空載模式保持不變。大網(wǎng)功率、開度模式是西南電網(wǎng)與華中電網(wǎng)交流聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行方式下調(diào)速器的運(yùn)行模式。小網(wǎng)功率、開度模式是西南電網(wǎng)與華中電網(wǎng)直流聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行方式下調(diào)速器的運(yùn)行模式。調(diào)速系統(tǒng)控制模式具體優(yōu)化邏輯如下：

（1）機(jī)組可以實(shí)現(xiàn)大網(wǎng)開度、小網(wǎng)開度、大網(wǎng)功率、小網(wǎng)功率、孤網(wǎng)五個模式相互之間的遠(yuǎn)方、現(xiàn)地的手動切換；可以根據(jù)“頻差+延時”判據(jù)實(shí)現(xiàn)自動切換孤網(wǎng)模式，且調(diào)速器由大網(wǎng)/小網(wǎng)模式自動切孤網(wǎng)模式后不自動返回大網(wǎng)/小網(wǎng)模式，孤網(wǎng)模式只能通過手動方式切回大網(wǎng)/小網(wǎng)模式。

（2）小網(wǎng)開度模式、孤網(wǎng)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(yùn)行模式，切換中機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定。

（3）大網(wǎng)/小網(wǎng)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(wǎng)/小網(wǎng)開度模式運(yùn)行。

（4）調(diào)速器控制柜畫面設(shè)“大網(wǎng)優(yōu)先”、“小網(wǎng)優(yōu)先”按鈕。若相對應(yīng)按鈕投入，則機(jī)組并網(wǎng)后將置調(diào)速器運(yùn)行在對應(yīng)的大網(wǎng)/小網(wǎng)開度模式。

（5）監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)“并網(wǎng)時投入大網(wǎng)功率模式使能”軟壓板。軟壓板投入狀態(tài)下，機(jī)組并網(wǎng)后調(diào)速器將運(yùn)行在“大網(wǎng)功率”模式；退出狀態(tài)下，機(jī)組并網(wǎng)后調(diào)速器將運(yùn)行在“小網(wǎng)開度”模式。

2.2 調(diào)速系統(tǒng)不同模式下PID參數(shù)優(yōu)化

永態(tài)轉(zhuǎn)差系數(shù)相同的情況下對調(diào)速系統(tǒng)在開度模式、功率模式下調(diào)頻動作量進(jìn)行對比。調(diào)速器開度模式下，導(dǎo)葉開度動作量計(jì)算公式如下：

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

調(diào)速器功率模式下，功率動作量計(jì)算公式如下：

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

以機(jī)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(yīng)-50 MW）

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

Bp相同情況下，調(diào)速系統(tǒng)在開度模式調(diào)頻時對應(yīng)動作量大于功率模式，實(shí)際設(shè)定時開度模式Bp設(shè)置應(yīng)相應(yīng)偏小。孤網(wǎng)模式下機(jī)組除了輸出有功以外，更重要的是頻繁的負(fù)荷擾動下盡快收斂，孤網(wǎng)運(yùn)行的機(jī)組需要有較強(qiáng)的調(diào)節(jié)能力滿足系統(tǒng)穩(wěn)定需求，Bp設(shè)置應(yīng)偏小。

某電站大網(wǎng)、小網(wǎng)、孤網(wǎng)模式，均采用PID調(diào)節(jié)，參數(shù)互不相同且可獨(dú)立配置，如表1。

表1 1號機(jī)組PID參數(shù)設(shè)置

參數(shù)設(shè)置均根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度要求和中國電力科學(xué)研究院試驗(yàn)結(jié)果所設(shè)，Ef為頻率死區(qū)。

2.3 調(diào)速系統(tǒng)優(yōu)化前后調(diào)節(jié)速度比較

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

（1）試驗(yàn)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(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行于609 MW，頻差ω=-0.11 Hz階躍試驗(yàn)中，頻率越過死區(qū)到導(dǎo)葉調(diào)整達(dá)到調(diào)整量的90%所用的時間為6.1 s，頻率越過死區(qū)到導(dǎo)葉調(diào)整進(jìn)入穩(wěn)定區(qū)所用的時間為15.1 s，導(dǎo)葉從58%上升到63.5%，導(dǎo)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(yàn)條件：優(yōu)化后開度小網(wǎng)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(dǎo)葉調(diào)整達(dá)到調(diào)整量的90%所用的時間為57.8 s，進(jìn)入穩(wěn)定區(qū)時間為85.13 s，導(dǎo)葉開度變化量為5.0%。通過兩組試驗(yàn)結(jié)果得出，在相近條件下調(diào)速系統(tǒng)優(yōu)化后小網(wǎng)開度模式調(diào)節(jié)時間約為優(yōu)化前開度模式調(diào)節(jié)時間的5.6倍，調(diào)節(jié)速率變緩，因此可以有效緩解水輪機(jī)組因系統(tǒng)故障產(chǎn)生“水錘效應(yīng)”的負(fù)阻尼，抑制系統(tǒng)超低頻振蕩。

圖3 小網(wǎng)開度模式下ω=-0.1 Hz擾動錄波圖

2.4 優(yōu)化后一、二次調(diào)頻配合關(guān)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(diào)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(diào)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(nèi)，監(jiān)控閉鎖輸出，一次調(diào)頻動作復(fù)歸，導(dǎo)葉開度和功率均下降；當(dāng)頻差信號消失30 s后，監(jiān)控不再閉鎖輸出，此時一次調(diào)頻動作復(fù)歸和監(jiān)控系統(tǒng)調(diào)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(diǎn)，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(wǎng)開度模式下一次調(diào)頻與監(jiān)控系統(tǒng)協(xié)調(diào)性驗(yàn)證試驗(yàn)

3 結(jié)語

渝鄂背靠背直流工程投運(yùn)后，西南電網(wǎng)與華中電網(wǎng)異步互聯(lián)，發(fā)生結(jié)構(gòu)性變化，西南電網(wǎng)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(fēng)險。某電站機(jī)組調(diào)速系統(tǒng)針對系統(tǒng)不同聯(lián)網(wǎng)方式對控制模式調(diào)整，更有效的參與系統(tǒng)穩(wěn)定控制，調(diào)速系統(tǒng)工作在小網(wǎng)模式有利于降低電網(wǎng)超低頻頻率振蕩風(fēng)險，異步聯(lián)網(wǎng)后調(diào)速系統(tǒng)應(yīng)優(yōu)先采用小網(wǎng)模式。

西南電網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行，水電機(jī)組“水錘效應(yīng)”負(fù)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(diào)速系統(tǒng)PID參數(shù)，緩解“水錘效應(yīng)”的負(fù)阻尼，有效抑制超低頻振蕩。當(dāng)系統(tǒng)存在嚴(yán)重的超低頻振蕩風(fēng)險，頻率越限會自動切孤網(wǎng)模式，孤網(wǎng)模式在超低頻段下會提供正阻尼有利于抑制超低頻振蕩。