高水电占比电网水电机组一次调频功能优化实践

陈 鹏

（雅砻江流域水电开发有限公司，成都610051）

0 引 言

西南电网由四川、重庆、西藏3 个省（自治区）电网组成，原与华中电网通过500 kV 盘龙双线、张恩双线同步互联，在物理上形成了西南-华中-华北长链式交流电网结构。当西南电网复奉、锦苏流、宾金三大送华东特高压直流出现换相失败故障时，暂态能量冲击将通过500 kV 联络线传递至华中、华北电网，严重时可能造成华中-华北特高压交流长南线解列［1］。为解决这一结构性电网运行风险，2019年6月电网建成并投运了渝鄂背靠背柔性直流联网工程，该工程有效阻断了西南电网至华中电网暂态能量传递路径，复奉、锦苏、宾金三大直流故障后不再对渝鄂断面、长南线产生冲击，不仅缓解了原长链式电网结构性安全风险，而且能有效提升西南电网水电通道送出能力。但异步联网后西南电网转动惯量显著降低，仅为原同步联网1/6～1/5，频率稳定水平大幅下降，电网抗扰动能力弱化明显。此外，西南电网水电约占总装机70%，高水电占比导致电网超低频振荡风险突出。典型如2011年哥伦比亚电网发生0.05 Hz超低频振荡；2012年锦苏直流孤岛试验期间孤岛电网发生0.07 Hz超低频振荡；2016年云南电网与南方电网主网异步互联试验期间，云南电网出现0.05 Hz超低频振荡等。

现有研究表明，超低频振荡与水轮机调节系统一次调频密切相关。高水电占比电网大量水电机组“水锤”效应以及调速器一次调频不合理PID 参数是导致调速器超低频段负阻尼、电网发生超低频振荡的主要原因［2-7］。此外，水电机组调速器增强型一次调频在超低频段无稳定平衡点且引入滞后相位，是电网超低频振荡的另一重要扰动源。仿真计算表明，西南电网异步运行后调速器原调节模式原参数不变情况下，系统发生交流线路短路、直流闭锁或换相失败等故障时均可能产生超低频振荡［8，9］。为抑制西南电网异步运行超低频振荡风险，西南电网完成了全网主要水电机组调速系统优化改造，改造后调速器模式由大网功率模式调整为小网开度模式，一次调频全采用标准型死区且PID参数大幅减小。

西南电网异步联网后实际运行情况表明优化后的水电机组调速器能有效抑制电网超低频振荡，但转动惯量的大幅降低导致系统频率稳定水平显著下降，系统频率突破一次调频死区次数比同步联网大幅增加，且调速器参数优化后一次调频作用弱化明显，水电机组一次调频合格率显著降低。本文基于西南电网一次调频功能显著弱化现状，分析异步联网后西南电网水电机组一次调频存在的问题，探讨水电机组一次调频改进策略，为高水电占比电网水电机组一次调频功能完善提供参考。

1 高水电占比水电机组调速器模式

1.1 功率调整模式

为抑制超低频振荡风险，西南电网水电机组调速器在原功率调节模式基础上新增开度调节模式，两种模式下的功率调整如图1所示。图1（a）为原功率调节模式，监控下发功率模拟量至调速器，由调速器经自身PID 环节实现机组功率闭环控制。图1（b）为新增开度调节模式，监控比较功率设值与功率反馈偏差，经计算产生长短不一开度控制脉冲至调速器实现功率调节，调速器接收开度控制脉冲实现开度跟随控制，机组功率闭环控制由监控LCU实现。

图1 调速器功率/开度模式功率调节示意图

1.2 一次调频模式

两种调节模式下调速器一次调频实现也存在较大差异。当调速器处于功率调节模式时，调速器监测频差超过一次调频死区后，将有效频差通过频差功率换算环节获取一次调频功率设值，该设值与来自监控系统模拟量下发值叠加后经调速器PID 环节实现功率闭环控制，该模式下一次调频以功率为目标实现闭环控制。新增开度模式下调速器监测频差超过频率死区后，将有效频差通过调速器一次调频PID 环节形成一次调频开度值，该值与来自监控系统开度设定值叠加后调节导叶开度参与负荷调节，该模式下一次调频调节目标为开度，无功率闭环环节。

2 水电机组一次调频现状

2.1 一次调频动作频繁

西南电网异步联网后转动惯量仅为原交流联网1/6～1/5，频率稳定水平大幅下降。为应对异步运行频率控制风险，西南电网构建了包含发电机组一次调频、AGC、直流FC、交直流协控系统、高周切机、低周减载等不同时序不同控制措施的频率控制体系。西南电网实际运行情况表明，系统频率日均突破火电机组调频死区超1 000 次，突破水电机组调频死区200 多次，较同步联网显著增加，与转动惯量显著降低后承受功率缺额、盈余能力明显下降物理规律相吻合。但一次调频频繁动作会加剧水电机组机械磨损，随时间增长调速系统控制质量会明显下降，控制系统寿命及检修周期会缩短，检修成本将增加。

2.2 一次调频合格率显著降低

当水电机组调速器监测电网频率突破一次调频死区后，机组一次调频功能正确动作，但实际动作效果不理想。经统计，水电机组异步联网后调速器小网开度模式下水电机组一次调频平均电量贡献比不足5%，无法达到电网现有一次调频考核标准要求，难以辅助电网频率快速恢复。

3 开度模式一次调频问题

3.1 调节速度与频率波动速度矛盾突出

西南电网异步联网后惯性时间常数TM显著降低，相同功率盈余或缺额情况下，转速偏差及转速偏差变动速率明显增加，从而导致全网频率波动速度、幅度增大。考虑西南电网高水电占比超低频振荡风险突出，为抑制超低频振荡风险，西南电网主要水电机组调速器模式由大网功率模式调整为小网开度模式，一次调频采用标准型且一次调频PID参数大幅减小，优化前后某水电机组一次调频动作情况如图2所示。由图可知，优化前调速器功率模式下一次调频稳定时间约23.5 s；优化后调速器开度模式下平均稳定时间约117.5s。优化后调速器小网开度模式一次调频响应速度大幅降低，与系统转动惯量下降后电网频率波动速率幅度增大需一次调频快速响应矛盾突出。

图2 调速器优化前后一次调频示意图

3.2 未考虑水电机组非线性特性因素

开度模式下调速器一次调频以开度为调节目标，监控不参与一次调频且调速器无一次调频功率闭环。但水电机组功率开度非线性特性突出，不同水头、不同负荷段相同开度变化对应不同功率响应，典型水电机组功率开度非线性特性如图3所示。由图3可知，不同水头功率开度曲线非线性也存在较大差异，采用多项式拟合低、高水头功率开度关系如式（1）所示，其中上表达式为低水头拟合结果，下表达式为高水头拟合结果。

图3 水电机组功率开度非线性特性示意图

式中：P为水电机组功率，MW；Y为导叶开度。

对式（1）求导数可获得对应单位开度功率变化率关系式如式（2）所示，式中变量含义与式（1）相同，式（2）图形表达如图4所示。由图4可知，不同水头、不同负荷相同导叶开度变化对应功率变化不同。以导叶初始开度40%为例，低水头情况下1%导叶开度变化对应功率变化7.16 MW，而高水头则为10.57 MW。同理相同低水头下，导叶初始开度40%时1%导叶开度变化对应功率变化量7.16 MW，而导叶初始开度80%则为4.94 MW。由于新增开度模式调速器一次调频未实现一次调频功率闭环调节，不同水头、不同负荷段一次调频相同导叶开度对应不同功率响应，不能克服水电机组非线性因素影响。西南电网实际运行中汛期负荷较重时存在电网频率偏低一次调频增导叶开度时水电机组功率响应较差，电网频率偏高一次调频减导叶开度时机组功率响应较好现象，正是开度模式未能克服水轮机非线性的直接体现。

图4 水电机组功率开度斜率图

3.3 未考虑机械死区因素

水电机组调速控制系统内环控制输出和反馈为导叶开度，由接力器行程传感器提供信号。接力器与导叶通过控制环、双联板、拐臂等机械结构连接，当机组长时间运行或负荷频繁调节后，连接部件因磨损等因素导致接力器行程与导叶实际转角间关系发生变化，可能发生传感器导叶反馈正常而实际导叶转角动作量不足情况。此外受机械部件连接因素影响，导叶开、关方向功率开度曲线也不完全一致，典型如图5所示。由图5可知机组高负荷段导叶开、关方向导叶开度差较小，低负荷段明显变大。机组一次调频试验发现，开度模式下一次调频动作前后机组开度一致而功率存在明显差异，功率模式下一次调频动作前后功率一致而导叶开度差异较大，与图5所示规律一致。由调速器控制原理图可知，当控制系统外环存在功率闭环时，机械死区对功率控制及一次调频无影响。而新增开度模式下由于一次调频以开度调节为目标，无功率外环闭环，无法通过功率闭环克服执行机构机械死区因素影响。

图5 导叶开关方向机组功率开度曲线图

3.4 与监控功率调节不协调

调速器功率模式下监控下发模拟量至调速器，调速器将该模拟量叠加一次调频功率设值后经调速器PID环节实现功率闭环调节，监控有功调节与调速器一次调频互不干扰。而新增开度模式监控有功调节在监控LCU 实现功率瞬时闭环控制，功率调节到位后监控有功闭环退出，期间调速器仅实现开度跟随控制，且该模式下调速器一次调频以开度为控制目标进行调节。由于监控功率闭环为控制外环，调速器一次调频为控制内环，且未区分机组功率变化中一次调频成分和监控调节成分，当监控有功调节与一次调频叠加动作时一次调频动作量将被淹没，导致一次调频实际动作成果为0，一次调频与监控功率调节不能协调一致。

4 开度模式一次调频功能优化

为提高西南电网水电机组一次调频性能，除电网调度部门组织力量对现有水电机组一次调频参数深度优化外［10］，还可从一次调频与监控有功配合等方面进行优化。

4.1 一次调频与监控有功调节配合策略改进

开度模式下监控有功调节在监控LCU 完成功率闭环调节，监控有功调节到位后退出功率闭环以确保不影响调速器一次调频功能。但由于监控系统未能区分机组功率变化中一次调频调节成分和监控有功调节成分，当一次调频和监控功率调节叠加动作时，监控有功调节将淹没一次调频动作成果。以电网频率降低为例，假定频率降低后机组一次调频动作已增某机组有功6 MW，随后系统二次调频动作监控有功调节增机组有功10 MW。在目前模式下监控有功调节动作增机组有功10 MW调节会淹没原一次调频动作有功6 MW，实际功率在一次调频动作基础上仅增加4 MW。

分析表明开度模式监控有功调节与一次调频叠加动作时，监控有功调节淹没一次调频动作成果根源在于监控外环有功闭环不能有效区分机组功率变化中一次调频成分和监控调节成分。依据图1（b）调速器开度模式控制原理简图，调速器机械液压环节开度控制输入量由一次调频调节量和监控有功调节量两部分组成，可尝试在调速器电调程序中增加一次调频控制量K1和监控有功调节控制量K2，并根据K1、K2控制量所占比例来区分机组功率变化量中一次调频成分和监控调节成分。为验证该方法可行性，需获取被控对象响应特性，在matlab 中搭建调速器机械液压及水轮发电机控制响应仿真模型如图6所示。图6中水轮机采用刚性水轮机模型，调速系统机械液压环节及水轮机传递函数如式（3）所示［12，13］。

图6 机械液压及水轮发电机对控制指令的响应仿真模型

式中：ΔPm为机械功率偏差；ΔY为导叶开度控制量；TG为液压机构时间常数；TW为水锤效应时间常数。

对典型PID 控制规律的一次调频来说，其动态调节本质为频率偏差的积分控制，因此控制特性主要取决于积分增益。而监控有功调节至调速器的控制量为开度调节脉冲，调速器侧积分后获得开度控制量，本质为斜波控制。对仿真模型设置PI控制的阶跃叠加斜波输入后，其响应曲线如图7所示。由图7可知，控制输入信号与响应输出信号时延约3 s。考虑电网为抑制超低频振荡水电机组调节速率进行了限制，调速器开度模式下监控功率外环调节控制周期一般较大，因此被控对象时延特性完全满足监控外环控制调节要求，调速器可通过一次调频控制量和监控有功控制量区分机组功率变化量中一次调频成分和监控有功调节成分，为实现一次调频和监控有功独立控制提供条件。具体仍以电网频率降低为例，监控有功调节与一次调频同时动作时，监控不再直接采用功率变化量监控功率闭环反馈量，而采用调速器计算分解后的机组有功监控调节成分作为功率闭环反馈量，实现监控有功调节与一次调频互不干扰控制。

图7 机械液压及水轮发电机系统输入输出响应特性

4.2 一次调频考核标准适应性调整

目前，西南电网一次调频性能评价指标包括一次调频贡献率、响应滞后时间和稳定时间，具体要求为电量贡献率方面0.08 Hz 以内小扰动一次调频电量贡献率不小于35%，大于0.08 Hz 大扰动贡献率不小于60%。系统大扰动、水头50 m 及以上水电机组响应滞后时间不大于4 s，稳定时间不大于45 s。因西南电网异步联网后调速器一次调频采用普通型且PID参数大幅减小，一次调频调节速度和幅度显著下降，不满足当前考核标准要求。根据GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》“存在频率振荡风险的电力系统，系统内水电机组调速系统应具备相应的控制措施”，根据条文释义所采取措施电网允许机组一次调频性能一定降低。因此，西南电网一次调频水电机组考核标准需与高水电占比电网调速器一次调频相适应，原调速器功率模式下考核标准已不再适用。考虑高水电占比电网水电机组调速器开度模式一次调频无功率闭环，且水电机组存在功率开度非线性特性和机械死区，建议将水电机组一次调频控制量K1作为一次调频调节目标，结合调速器机械部分调节速率制定合理可行的考核标准。

5 结 论

西南电网与华中电网异步联网后，电网规模大幅减小且水电机组占比高，超低频振荡风险突出，网内主要水电机组调速器由功率模式优化为开度模式，一次调频调整为标准型且PID参数大幅减小。本文对优化调整后水电机组一次调频运行情况进行了分析，得出结论如下。

（1）开度模式下一次调频与监控有功调节同时动作时，监控有功调节会淹没一次调频动作成果，考虑水电机组开度模式下功率调节控制周期较大实际，本文提出采用一次调频和监控有功调节控制量区分机组功率变量一次调频成分和监控调节成分方法。在此基础上将机组功率变化量的监控调节成分作为监控有功闭环调节反馈量，实现监控有功调节与调速器一次调频控制互不干扰。

（2）为获取全网最优一次调频性能，西南电网在不激发全网超低频振荡前提下深度优化水电机组一次调频参数同时须对水电机组一次调频考核标准进行适应性调整，以进一步提高西南电网运行水平。□