大型水电站异步联网模式下机组调速系统优化

沈 岸

（溪洛渡水力发电厂，云南 永善 657300）

0 引言

渝鄂背靠背直流工程竣工前西南电网与华中电网采用交流联网，西南电网与华中电网同步运行，容量巨大。直流工程投入后，直流输电将成为西南电网主要外送方式，西南电网将与华中、华东电网实现异步联网，相互的影响相对较小。仿真分析西南和华中电网异步互联运行下不同负荷水平下的故障，近一半的500 kV线路N-1故障，可激发全网水电机组0.06～0.07 Hz左右的超低频振荡 ，该现象与云南电网异步联网后出现的振荡问题类似。

图1 西南异步联网前后渝鄂外送通道变化示意图

1 调速器控制系统一、二次调频配合关系

一次调频针对电网频率与系统额定频率（50 Hz）的频率偏差进行调节，一次调频无法完全弥补电网的功率差值和频率差值。为使电网功率差值得以弥补，使电网频率得以恢复，就必须采用电网的二次调频，即AGC调节。某电站最初在开度模式下，LCU程序中对一次调频动作进行关闭延迟30 s闭锁，一次调频动作后，AGC或者人工均无法调节机组功率，无法满足电网对电站二次调频的要求。后优化为：在一次调频优先情况下，把一次调频闭锁做在机组LCU功率设定值程序中，当机组有功控制在手动模式时，机组LCU功率调节不受一次调频动作闭锁；当机组有功控制在AGC联控模式时，机组LCU功率调节受一次调频动作闭锁；最终形成功率调节优先级顺序为：手动调节、一次调频、AGC联控调节。

2 异步联网模式下调速系统优化

2.1 调速系统控制模式优化

2017年国网组织的《西南电网水电机组调速系统参数调整方案评审会》要求相关电站优化调速系统控制模式、参数、监控修改相应模式切换及调节方式。将并网运行模式由开度、功率模式修改为大网开度模式、小网开度模式、大网功率模式、小网功率模式，孤网模式和空载模式保持不变。大网功率、开度模式是西南电网与华中电网交流联网运行方式下调速器的运行模式。小网功率、开度模式是西南电网与华中电网直流联网运行方式下调速器的运行模式。调速系统控制模式具体优化逻辑如下：

（1）机组可以实现大网开度、小网开度、大网功率、小网功率、孤网五个模式相互之间的远方、现地的手动切换；可以根据“频差+延时”判据实现自动切换孤网模式，且调速器由大网/小网模式自动切孤网模式后不自动返回大网/小网模式，孤网模式只能通过手动方式切回大网/小网模式。

（2）小网开度模式、孤网模式由自动控制方式切换至手动控制方式后，再次切回自动控制方式时，可返回至手动前的运行模式，切换中机组运行稳定。

（3）大网/小网功率模式下，由于功率反馈故障、功率给定故障、功率跳变等原因，会自动切至大网/小网开度模式运行。

（4）调速器控制柜画面设“大网优先”、“小网优先”按钮。若相对应按钮投入，则机组并网后将置调速器运行在对应的大网/小网开度模式。

（5）监控系统设“并网时投入大网功率模式使能”软压板。软压板投入状态下，机组并网后调速器将运行在“大网功率”模式；退出状态下，机组并网后调速器将运行在“小网开度”模式。

2.2 调速系统不同模式下PID参数优化

永态转差系数相同的情况下对调速系统在开度模式、功率模式下调频动作量进行对比。调速器开度模式下，导叶开度动作量计算公式如下：

其中Y_diあ为调频动作幅度，限幅正负10%开度；ω为频率偏差值；Bp为永态转差系数。

调速器功率模式下，功率动作量计算公式如下：

其中P_diあ为调频动作幅度，限幅正负10%额定有功；ω为频率偏差值；Bp为永态转差系数。

以机组水头190 m、频差0.1 Hz为例：

开度模式下：Y_diあ=-0.1/50/0.04×100%=-5%开度（-5%开度对应-50 MW）

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

Bp相同情况下，调速系统在开度模式调频时对应动作量大于功率模式，实际设定时开度模式Bp设置应相应偏小。孤网模式下机组除了输出有功以外，更重要的是频繁的负荷扰动下尽快收敛，孤网运行的机组需要有较强的调节能力满足系统稳定需求，Bp设置应偏小。

某电站大网、小网、孤网模式，均采用PID调节，参数互不相同且可独立配置，如表1。

表1 1号机组PID参数设置

参数设置均根据电网调度要求和中国电力科学研究院试验结果所设，Ef为频率死区。

2.3 调速系统优化前后调节速度比较

调速系统在优化前后分别进行了一次调频试验，用信号发生器模拟电网频率，调整信号发生器的频率输出使模拟的电网频率超过人工频率死区，记录调速器导叶及负荷变化情况。

（1）试验条件：优化前开度模式，Kp=10，Ki=10，Kd=0，Ef=0.04 Hz，Bp=4%。

图2 将机组稳定运行于609 MW，频差ω=-0.11 Hz阶跃试验中，频率越过死区到导叶调整达到调整量的90%所用的时间为6.1 s，频率越过死区到导叶调整进入稳定区所用的时间为15.1 s，导叶从58%上升到63.5%，导叶开度变化量5.5%。

图2 优化前开度模式下ω=-0.11 Hz扰动录波图

（2）试验条件：优化后开度小网模式，Kp=5，Ki=1，Kd=0，Ef=0.04 Hz，Bp=4%。

从图 3可知频率越过死区到导叶调整达到调整量的90%所用的时间为57.8 s，进入稳定区时间为85.13 s，导叶开度变化量为5.0%。通过两组试验结果得出，在相近条件下调速系统优化后小网开度模式调节时间约为优化前开度模式调节时间的5.6倍，调节速率变缓，因此可以有效缓解水轮机组因系统故障产生“水锤效应”的负阻尼，抑制系统超低频振荡。

图3 小网开度模式下ω=-0.1 Hz扰动录波图

2.4 优化后一、二次调频配合关系

通过模拟变化频率0.14 Hz，功率由347 MW增为385 MW，功率变化量为38 MW。一次调频动作稳定后，保持施加扰动不变，通过监控系统将功率给定为400 MW（模拟监控系统AGC下发功率），监控系统在一次调频动作期间闭锁输出，功率维持不变。频差信号消失后，在开始的30 s内，监控闭锁输出，一次调频动作复归，导叶开度和功率均下降；当频差信号消失30 s后，监控不再闭锁输出，此时一次调频动作复归和监控系统调节同时起作用，在录波图上可以看到PID 指令变化的突变点，功率最终稳定在监控系统给定值400 MW，如图4所示。

图4 小网开度模式下一次调频与监控系统协调性验证试验

3 结语

渝鄂背靠背直流工程投运后，西南电网与华中电网异步互联，发生结构性变化，西南电网面临热稳、动稳、功角稳定、电压稳定和频率稳定等一系列安全稳定风险。某电站机组调速系统针对系统不同联网方式对控制模式调整，更有效的参与系统稳定控制，调速系统工作在小网模式有利于降低电网超低频频率振荡风险，异步联网后调速系统应优先采用小网模式。

西南电网异步联网运行，水电机组“水锤效应”负阻尼会引发频率约为0.05 Hz的超低频振荡，某电厂电站通过减小调速系统PID参数，缓解“水锤效应”的负阻尼，有效抑制超低频振荡。当系统存在严重的超低频振荡风险，频率越限会自动切孤网模式，孤网模式在超低频段下会提供正阻尼有利于抑制超低频振荡。