基于“大机小网”电网需求的抽水蓄能机组抽水工况启停速度优化研究

陈 伟，张 丹，岳鹏超

(海南蓄能发电有限公司，海南海口570100)

0 引 言

目前海南电网与广东电网主网之间仅通过一回海底电缆连接，海南昌江核电装机容量(2×650 MW)所占海南电网统调负荷约30%，因此海南电网是典型的“大机小网”。在联络线检修或故障时的孤网条件下，这一特性更将成为制约海南电网安全稳定运行的关键因素。“大机小网”特点要求海南电网和发电厂必须考虑电力系统频率特性及应对策略。

海南琼中抽水蓄能电站安装3台单机容量为200 MW的可逆式混流式水泵水轮机组。该电站以220 kV电压等级出线接入海南电网，用于缓解海南由于昌江核电机组投产带来的调峰问题，并承担海南电力系统的调频、调相、紧急事故备用和黑启动等任务，提高系统稳定性。

海南琼中抽水蓄能电站1号机组动态调试期间，抽水工况开停机过程功率快速变化造成海南电网频率波动最大值超过±0.10 Hz。为避免频率波动加剧造成高频切机第一轮动作，根据海南中调评估的其他电厂AGC调节能力，海南电网公司提出要求：不允许琼中抽水蓄能电站两台及以上机组同时抽水工况开停机；机组抽水工况开机升负荷过程中二级溅水功率(-33 MW)到满负荷(-205 MW)从25 s调整到50 s以上；机组抽水工况停机降负荷过程中1号机组从满负荷(-205 MW)到出口断路器分闸时间从11 s调整到40 s以上。

1 抽水工况开停机过程分析

1.1 抽水调相(PC)→抽水(P)开机过程

机组抽水调相工况(PC)有功功率约为-3 MW，机组抽水工况(P)有功功率约为-205 MW。抽水工况开机流程为(停机)S→抽水调相(PC)→抽水(P)，即P必须经PC流转，PC→P先后经历启动排气回水、退出机组下游密封、打开进水阀，调速器通过控制导叶使机组有功功率调整到满负荷(-205 MW)。图1为PC→P流程。

图1 PC→P流程

1.2 抽水工况(P)→停机过程

抽水工况开机流程为抽水工况(P)→停机(S)，抽水工况通过控制调速器将机组功率降到-10MW后断开机组出口断路器。

2 1号机组泵工况开停机有功变化曲线分析

琼中抽水蓄能电站调速器采用NEYPRIC公司生产的以PID调节规律为基础的数字式电液调速器。UPC是调速器的核心单元，用于给定相应的导叶接力器设定值。SPC为接力器控制器，用于接受UPC发出的接力器设定值，通过控制导叶接力器的动作来达到调整导叶开度，进而调节机组转速和有功功率的目的。

T-SOFT是NEYPRIC调速器自带的调试软件。该软件能够设置调速器UPC、SPC参数，查看历史报警，选取参数进行录波。

2.1 1号机组抽水工况开机过程有功功率变化曲线

PC→P过程中，机组有功功率从-10 MW(一级溅水功率)到-33 MW(二级溅水功率)历时超过8 s，有功功率变化较慢且幅度较小，对电网频率无影响。图2是1号机组抽水工况开机过程有功功率变化曲线，可以看出该开机过程二级溅水功率(-33 MW)到满负荷(-205 MW)用时24.091 s。该暂态过程造成海南电网频率短时下降超过0.10 Hz。

图2 1号机组抽水工况开机过程有功功率变化曲线(参数优化前试验数据)

2.2 1号机组抽水工况停机过程有功功率变化曲线

图3是1号机组抽水工况停机过程有功功率变化曲线，该停机过程中从满负荷(-205 MW)到出口断路器分闸用时11.398 s。该暂态过程造成海南电网频率短时升高超过0.10 Hz。

图3 1号机组抽水工况停机过程有功功率变化曲线(参数优化前试验数据)

3 机组抽水工况开停机速度的优化

分析图1流程得出，只有通过修改调速器参数才能降低机组抽水工况开停机速率，延缓有功功率上升和下降过程。

抽水工况开机过程。导叶开启速率受参数PM_RPOV控制，PM_RPOV的定义为导叶从0开度到100%开度的动作时间，PM_RPOV原设置为30 s，二级溅水功率P2到满负荷Pmax用时T1=24 s。为保证二级溅水功率P2到满负荷Pmax过程延长到T2=60 s，PM_RPOV新设定为(原参数值×T2)/T1=(30×60)/24=75。

抽水工况停机过程。抽水工况导叶关闭速率由参数VT_RPAR控制，定义为导叶从开度LA_POSA到LA_POSF开度的动作时间。VT_RPAR原设置为15，LA_POSA=0.95，LA_POSF=0。

抽水工况停机过程中导叶从90%到65%变化过程中，机组功率维持在-205 MW左右。因此考虑以65%导叶值作为分段控制折线点(LA_POSA新设置为0.65)。

导叶控制第一段快速关闭规律：90%开度到65%开度过程导叶设定值PID_CSC为0；导叶控制第二段慢速关闭规律，导叶从LA_POSA(65%)到LA_POSF(0%)，关闭斜率为VT_RPAR。为保证停机过程中从满负荷(-205 MW)到出口断路器分闸从11.398 s延长到45 s，关闭斜率VT_RPAR新设置为(45/11.398)×原参数值=(45/11.398)×15=59.2，取整数60。

3.1 1号机组抽水工况开机过程升负荷曲线分析

1号调速器参数调整后进行抽水工况开停机试验。从图4看出，1号机组抽水工况开机过程中二级溅水功率(-33 MW)到满负荷(-205 MW)用时59.672 s，比优化前延长35.5 s，该功率变化过程造成海南电网频率短时波动小于0.03 Hz。

图4 1号机组抽水工况开机过程有功功率变化曲线(参数优化后试验数据)

3.2 1号机组抽水工况开机过程降负荷曲线分析

从图5看出，1号机组从满负荷(-205 MW)到机组断路器分闸用时43.855 s，比优化前延长32.4 s。该过程造成海南电网频率短时波动小于0.03 Hz。

图5 1号机组抽水工况停机过程有功功率变化曲线(参数优化后试验数据)

3.3 抽水工况开停机机组各部分振动分析

监测1号机组抽水工况开停机试验过程机组各部位振动摆度。与调速器参数优化前开停机过程比较，未发现振动摆度值增大现象。1号机组 PC转P过程机组各部位振动摆度最大值见表1。

表1 PC→P过程1号机组各部位振动摆度最大值

P停机过程1号机组各部位振动摆度最大值见表2。

表2 P→GCB分闸过程1号机组各部位振动摆度最大值

4 试验结论

(1)由于海南电网系统容量相对较小，且网内发电厂AGC调节速度较慢，琼中抽水蓄能1号机组抽水工况开停机过程功率快速变化造成电网频率波动最大值超过±0.10 Hz。为避免频率波动加剧造成高频切机第一轮动作，通过调整调速器参数并进行动态试验，机组抽水工况开机升负荷时间(-33 MW→-205 MW)从25 s调整到59 s，机组抽水工况停机降负荷时间(-205 MW→0 MW)从11 s调整到44s。试验结果显示该参数优化后，琼中抽水蓄能机组抽水工况开停机过程造成电网频率短时波动小于±0.03Hz，满足海南电网系统频率要求。

(2)适当延长机组抽水工况开停机过程负荷升降时间，该过程中机组各部位振动摆度值未明显增加，满足机组安全运行要求。

5 结 语

“大机小网”特点要求海南电网和发电厂必须考虑电力系统频率特性及应对策略。2018年1月，海南电网因第二回海底电缆建设转入孤网运行。琼中抽水蓄能机组提前根据海南电网需求开展抽水工况启停速率优化工作，消除开停机过程造成的电网频率波动，显著降低了海南电网在联络线检修孤网条件下系统频率失稳风险。琼中抽水蓄能机组抽水工况启停速度优化研究获得中国南方电网公司发文通报表扬。该优化项目对其他“大机小网”电网的抽水蓄能机组调速器涉网试验有参考意义。