变转速抽水蓄能机组控制策略选择

赵军科，刘云平，刘建俊，铎 林

（东方电气集团东方电机有限公司，四川省德阳市 618000）

0 引言

随着我国“碳达峰碳中和”发展战略的推进，风能、太阳能等新能源得到飞速发展，但由于风能和太阳能都属于无惯性发电系统，随着大量风能和太阳能的并网发电，对电网安全稳定运行带来很大挑战，例如西北电网其正常运行时的频率跳变已非常严重，整个电网系统惯性已经非常小，自调节能力严重不足，水轮机一次调频投退次数已经达到每天约3000次，平均每分钟2次投退，如果继续建设风电、光伏等新能源项目，电网稳定性将进一步恶化，这也是新能源环境下全国各电网公司面临的一个严重问题；因此具有调节电能品质而且具有储能作用的抽水蓄能技术引起人们注意，抽水蓄能机组一般在电力系统中承担调峰、调频、填谷、事故备用功能等；而变转速抽水蓄能机组因其运行方式灵活、调节速度快、能大大优化电能品质等特点越来越受到重视；从国家十四五规划以及国家能源局关于《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035）》中可以看出，十四五期间，抽水蓄能将得到迅猛发展。由于受到自然及建设条件限制，中小型水、风、光互补的变速抽水蓄能无疑将是非常不错的选择，本文探索了变速机组的控制策略和启停控制策略，希望对后续发展起到参考作用。

1 控制策略选择

1.1 水轮机工况

抽水蓄能机组要实现变速运行，常有两种方案，第一种方式为交流励磁方式，采用这种方式时机组输出转速（定子磁场转速）为机组机械转速与交流励磁相对于转子的旋转速度之和[4]：

式中：n0——定子磁场速度，对应于电网频率f0；

n——转子机械转速，对应转子机械频率f；

nr——转子励磁磁场相对于转子的旋转速度。

从式（1）可以看出，交流励磁系统可以通过控制转子磁场转速，从而实现控制机组转速的目的。

第二种方式为全功率变流器方式，采用这种方式时，经过“交—直—交”变换，输出频率可以和机组转速完全解耦，从而实现变速机组的变速恒频输出。

无论何种形式的变速抽水蓄能，其控制问题一般有两种控制方案：

A．变流器（交流励磁）控制转速方案。

B．变流器（交流励磁）控制功率方案。

本文从电网对系统需求以及变速抽水蓄能在系统中的作用出发，推荐由调速系统控制转速，交流励磁或变流器控制功率的控制方案，下面进行论证：

从电网需求出发，建设抽水蓄能的目的主要有两个，第一个是调节电能品质，增加电力系统惯性，提高电网稳定性，第二个是储能作用（超级充电宝功能）。

本文立足点就是选择正确的控制策略，最大化实现变速抽水蓄能机组调节电能品质的作用。下面从电力系统能量平衡出发进行论述。首先介绍两个概念：

（1）电网自调节系数。

对于电网来说，当电网频率发生变化时，其负荷值也会随之发生变化，且其变化方向是抑制频率变化的，这种负荷随频率变化而变化的特性，通常称为电网的负荷频率特性，也称为电网负荷静态自调节特性，一般用en表示[2]：

式中：en——电网负荷静态频率自调节系数；

Δf——频率相对偏差；

Δp——对应频率偏差下的负荷变化。

从上面定义可以看出，电网自调节系数体现的是电网的惯性环节，惯性越大维持电网稳定的能力越强。

（2）水轮发电机组运动方程。

水轮发电机组运动方程为[2]：

式中：J——机组转动部分的惯性矩，kg·m2；

ω——机组转动角速度，rad·s-1；

Mt——水轮机转矩，N·m；

Mg——发电机负荷阻力矩（负载转矩），N·m。

从式（3）中可以看出，发电机组转动部分惯性矩J越大，系统越稳定（火电类似），即当系统负荷Mg变化时引起的系统频率变化（对应机组角速度ω）越小。

由于电力系统发电侧由许多不同惯性的水轮发电机、火力发电机组并网而组成，上面方程也简单体现了电网惯性系统的本质。因此当新能源发电，特别是没有任何惯性的光伏发电在电力系统中占比越来越大时，电力系统自调节能力就越来越弱，这就是西北电网频率不稳定的根本原因。

从电网惯性系统的本质，根据式（2）可以看出，需要一个调节能力很强的功率源来提供Δp瞬时补偿电力系统频率波动Δf，从而保证电力系统具有较大en，保证电网的自调节能力。

由于变速机组具有飞轮效应（可以理解为飞轮储能），因此可以提供瞬时的ΔP（释放飞轮储能），此时从电力系统表现看，相当于增加了系统惯性（虚拟同步机技术基本原理）。那么怎样保证发电系统机组的出力能迅速进行调节呢？无疑是采用变流器调节功率的控制策略，从而最大化发挥变速机组的飞轮效应。

下面从两种控制策略（见图1[1，7]和图2[1，7]）的不同表现比较也可以得到相同的结论：

图1 策略A变流器控制机组转速策略功率及转速调节曲线Figure 1 The power and speed curve on strategy A converter speed control

图2 策略B变流器控制机组出力策略功率及转速调节曲线Figure 2 The power and speed curve on strategy B converter power control

图1和图2中：p_set为功率给定，p为功率输出，n_set为转速给定，n为转速输出。

从图1和图2对比可以看出，当采用策略A，变流器控制变速机转速时，机组功率反调非常严重，简单说是当系统需要降低功率时，变速机先向系统提供多余功率以保证机组转速调节的速动性，这显然会增加电网的波动性，不利于电网稳定；另外，对于变速机组，转速的速动性是没有意义的，而且会加剧机组过渡过程的不稳定性。

而控制策略B时，变速机可以迅速根据电力系统负荷需求输出相应的功率，从而提高系统功率平衡，提高电力系统稳定性，最大化利用变速机的飞轮效应（要么升高转速吸收多余能量，要么降低转速提供额外能量）。采用这种方式时频率控制和功率控制完全解耦，控制器只按照自己的调节策略和调节目标进行调节就可以，系统简单可靠，因此这里大力推荐变转速抽水蓄能采用控制方案B。

从以上分析可以看出，对于变速机组，由调速系统负责稳定机组最优转速，由全功率变流器或交流励磁控制机组功率的方案B将是最优的控制策略。

1.2 水泵工况

水泵工况相对简单，因为调速器不具备调节水泵入力的能力，因此其控制策略只有一种[3]：此时调速系统只相当于一个阀门，保证水流在最小水头损失情况下流过，即调速系统控制机组最优开度，实现机组高效运行；变流器或交流励磁根据水泵杨程和流量控制机组入力。

2 启停方式

2.1 水轮机工况启动方案选择

上面分析了变速抽水蓄能机组控制策略的问题，当选择了调速系统控制机组转速，全功率变流器机组功率输出时（采用交流励磁形式时，系统结构和传统变化不大，因此这里只介绍全功率变流器方案），系统结构和传统的水轮发电机组有了较大区别，机组的启停流程也需要相应改变，这里进行初步讨论：

机组启动过程，由于采用全功率变流器方式，启动过程一般有三种方案。

第一种方案：按照传统水轮发电机组的启动方式启动，即调速系统控制机组启动到最优转速，然后由变流器负责跟踪电网频率进行机组并网，这种方式经常被称作“飞车同步”；该方案优点是过程简单，跟传统机组一样，容易被用户接受，但是缺点是“飞车同步”对于变流器是一种挑战，个别变流器厂家提供的变流器存在同步失败风险。

第二种方案：变流器先并网，然后拖动机组到额定转速，再由调速系统接管转速控制，该方案优点是对于采用电机侧拖动型变流器来说实现非常方便（跟水泵工况类似，区别只是转向不同），缺点是启动过程需要消耗能量，而且水轮机工况时反向推动可能对系统流态产生影响，不利于机组启动的稳定性。

第三种方案：机组启动时变流器就已经并网，只是变流器不输出功率，机组启动的原动力还是水力冲击，变流器负责输出功率基本为0就可以，当系统转速上升到最优转速附近，变流器再逐步增加负荷，实现功率输出。第三种方案不存在飞车同步，而且启动不需要消耗电力。

综上，系统启动推荐采用第三种方案。

2.2 水泵工况启动流程

水泵工况启动时，变流器拖动机组到额定转速，然后调速系统打开导叶，机组实现抽水功能，由于过程相对简单，这里不进行论述。

2.3 停机方案选择

停机方案比较简单可以参考常规抽水蓄能机组，这里主要介绍一种针对变速机组的制动停机方案，可以实现机组快速停机。

停机流程开始后，调速系统目标开度迅速给到零，不进行任何延时；变流器并不从电网解列，而是带有一定的制动负荷，对机组起到制动作用；由于调速系统已经开始关闭导叶，当导叶全关后，机组在制动力矩的作用下迅速停机，当机组转速下降到一定程度后（例如50%额定转速），变流器从电网解列，机组进行自由停机，从而避开抽水蓄能机组的S特性区，实现变速机组的快速停机。

水泵工况停机跟传统抽水蓄能机组没什么差别，这里不再赘述。

3 总结

本文讨论了变转速抽水蓄能机组的控制策略，从变转速抽水蓄能的作用以及仿真计算等方面讨论了变转速抽水蓄能控制策略的选择，推荐采用：变流器控制机组功率、调速器控制机组频率的控制方案；文献[6][8]进行RTDS仿真时未考虑阶跃给定和斜率给定对仿真结果带来的差异，因此得出了与本文结论相反的结论，文献[4][5]方案与本文一致，用户可以对比阅读；另外，本文针对变速机组启停方式的不同，进行了讨论，该方案已在三河口变速抽水蓄能机组上实施，希望对用户选择最优控制方案以及启停方案起到帮助。