水电站水轮机调速器频率稳定性研究

吕 帅

（三峡大学 电气与新能源学院，湖北宜昌 443000）

引言

西南电网系统异步联网后，系统的转动惯量仅为同步联网的1/5～1/6，导致系统频率波动增大。因水锤效应为水轮机组原动机系统和调速器系统的固有属性，故负阻尼特性明显，水轮机组频率波动将诱发电网的低频振荡。为满足一次调频考核指标，部分电厂将调速系统响应速度调整得较高，反应动作迅速，这将对电网系统的安全稳定运行埋下隐患[1]。

为抑制西南电网异步运行后存在的低频振荡风险，西南分中心完成138台、5070万千瓦水电机组（统调占比68.4%）调速系统改造，调速器由大网功率反馈模式调整为小网-开度反馈模式，全网一次调频性能严重弱化，频率越限风险增加。经统计，西南电网异步运行期间，直调厂站（二滩）及其他投入西南AGC运行的水电机组（包括向家坝、溪洛渡、锦官等电站）突破一次调频死区（50±0.05）Hz次数比同步联网期间增长10倍以上，一次调频电量贡献比仅为5.84%（标准值为50%），不利于电网频率快速恢复。

在现有的技术基础上开展了水轮机调速器频率稳定性的研究。本文基于调速器和原动机系统存在的频率振荡问题，通过对二滩水电站水轮机及其调速系统进行参数实测及建模仿真计算，对调速器PID参数进行了优化，提出了水电站调速器频率稳定性能分析及优化建议[1]。本文基于大量较翔实的现场试验数据，就二滩水电站水轮机组调速器频率稳定性能及其影响因素得出了针对性强并具有实际参考价值的结论。

1 调速器系统特性及建模

水轮机原动机及其调节控制系统对电力系统动态稳定以及中长期稳定性都有显著的影响。水轮机调速器系统通过一次调频对机组及电网的频率进行控制，它是水轮机调节系统的重要部分，主要作用是根据发电机的频率反馈控制水轮机导水叶开度，进而改变发电机的输出功率，对电力系统的功率稳定及频率稳定具有至关重要的作用[2]。通过对电网典型主力机组的调速器系统模型和参数进行调查和测试，为系统稳定分析及电网日常生产调度提供准确的数据，是提高电网频率安全运行的有效措施。

二滩水电站机组采用了长江三峡能事达科技有限公司生产的水轮机调节系统。该模型为开度与功率模式，并具备一次调频功能，正常运行在开度模式下。在模型中，有手动调节、开度调节两种模式，并具有按频率调节功能。开度调节模式中，Yref为开度给定，该模式下反馈信号可以选择导叶开度Y或PID的输出Ypid；功率调节中，Pref为功率给定，Pe为有功功率；频率调节的输入信号为频率偏差；Yc为手动方式开度给定。

2 二滩水电站550 MW水轮机调速器一次调频试验

2.1 水轮机组基本数据

水轮机类型：混流式；发电机型号：AT1-W-42P-612000；水轮机型号：HLF497-LJ-625.7；制造厂：加拿大GE。表1为二滩水电站机组基本参数。

表1 二滩水电站机组基本参数

2.2 试验方法

用调试器特性和机组参数综合测试系统仪器TG2000H来仿真系统频率为50 Hz，并可通过改变频率完成不同程度的频率阶跃，用网源动态监控装置BPT-9301NFC来测量有功功率及频率，观察此时发电机组调速系统动作情况以及机组负荷变化，并用录波测试装置BPT-9301FC进行录波分析[3]。具体设备如表2所示。

表2 试验所用设备

2.3 现场试验方案及步骤

在分析完调速器、发电机组相关资料的前提下,了解了调速器和机组的相关功能和运行条件后,做好试验方案和相关安排,准备开始机组现场试验[4,5]。试验步骤如下：

①在机组检修状态下进行一次调频试验接线,接线无误后进行试验；

②调速器频率测量单元校验；

③调速器静特性试验（永态转差系数bp校验）；

④人工频率死区设值校验；

⑤频率扰动试验（测试不同参数不同模式下一次调频功率调节性能）；

⑥大网运行、小网运行工况的PID控制参数的校验（分别在开度反馈模式和功率反馈模式下进行）；

⑦一次调频与AGC配合试验；

⑧在机组检修状态下进行机组一次调频试验的拆线及恢复。

2.4 结果分析

调速器现地自动运行，频率给定为50 Hz，TG2000H测试仪仿真机频50 Hz，开限全开，液压随动系统放大倍数为整定值；模拟机组并网，开度调节模式，开度给定50%；一次调频功能投入，置KP=10，KI=10(1/s)，KD=0 s，Ef=0 Hz。设置bp至设置值（4%），改变TG2000H仿真频率信号，使导叶全开至全关来回各一次，测取接力器两个输出（Y1、Y2）及其对应的输入频率（f1、f2），校验永态转差率bp设值，数据记录见表3。

表3 静特性试验测试结果

为确保校验精度，选择25%和75%行程位置附近为测量点，按式（1）计算永态转差率。

式中：Ymax为接力器最大行程；fr为额定频率，50 Hz。

计算得到的永态转差率与设置值吻合，偏差为0.03%。

二滩频率死区设置值：0.05 Hz，实际动作值：+0.053/-0.052 Hz，满足规范要求。目前彭水、长河坝、向家坝、官地4电站一次调频死区为0.1 Hz，总装机12 800 MW，在电网正常频率波动范围内（±0.08 Hz）一次调频不动作，建议统筹考虑对全网机组的死区设置进行优化，如死区设置±0.04 Hz、±0.05 Hz、±0.06 Hz三个梯度，使全网机组分批次参与一次调频，释放更多机组的一次调频容量，让更多机组参与到频率控制的第二道防线中，可极大地增加电网一次调频容量，降低部分机组一次调频的动作次数。不同模式下一次调频阶跃响应如表4所示。

表4 不同模式下一次调频

大网-开度模式平均稳定时间18.5 s，大网-功率模式平均稳定时间23.5 s，小网-开度模式平均稳定时间117.5 s，小网-功率模式平均稳定时间140 s，当前小网-开度模式下响应速度大幅降低，受水力因素影响，稳定时间有一定差异；受机械死区影响，机组一次调频动作复归后，开度模式下，导叶开度正常复归至动作前稳定值，功率变化量较小，且功率无法复归至动作前稳定值（变化量不足）；功率模式下，功率变化量正常，且正常复归至动作前稳定值，导叶开度较动作前动作量更大。

一次调频功能投入，模拟机组频率扰动，分别进行大网-开度、大网-功率、小网-开度三种模式下一次调频扰动试验。试验结果如表5所示。

表5 频率扰动数据分析表

根据现场试验及仿真数据，实测三种控制模式下实际动作量与理论动作量基本一致，动作稳定时间与仿真结果基本一致，大网-开度模式稳定时间16 s，调节速率快；大网-功率模式稳定时间29 s，调节速率较快；小网-开度模式稳定时间129 s，调节速率慢。结合机组和电网同步仿真计算，在电网安全稳定、不发生振荡的前提下，增大调速系统PID参数，提高一次调频响应速率。

3 结论

通过试验研究发现一次调频频率死区、永态转差系数bp、调速器PID参数等影响水轮机调速器频率稳定，经现场试验验证，二滩电站调速系统各环节调节参数满足规范要求：测频分辨率0.002 Hz，满足规范要求；bp=4.03%，与设置值基本相符；开度死区小于0.1%，调节性能好；监控系统功率调节死区3 MW，调速器功率模式调节死区3.3 MW，功率死区较小，控制精度较高。

通过本项目分析及现场试验，结合西南电网对机组一次调频的要求，对机组调速器频率稳定性有以下相关建议：

（1）一次调频频率死区有待优化。建议统筹考虑对全网机组的死区设置进行优化，如死区设置±0.04 Hz、±0.05 Hz、±0.06 Hz三个梯度，使全网机组分批次参与一次调频，释放更多机组的一次调频容量，让更多机组参与到频率控制的第二道防线中。

（2）当前小网-开度模式一次调频调节速率慢。建议在确保电网安全稳定、不发生频率振荡的前提下，增大调速系统PID参数，提高一次调频响应速率，设置对应PID参数为：Kp=2.5、Ki=0.8、Kd=0。