全功率变频抽水蓄能机组在局部电网应用模拟分析

叶 宏，孙 平，王婷婷，梁国辉，毕 旭，李赫明，康 旭

（1.国网新源控股有限公司，北京市 100761；2.中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司，北京市 100024，3.国网新源控股有限公司潘家口蓄能电厂，唐山市 064309）

0 引言

传统的抽水蓄能电站大多采用定速机组，抽水工况下输入功率不能调节，不能满足电网快速、准确调整电网频率的要求，无法为大规模新能源接入提供更强的灵活性。发电工况下，电站上、下水库水位同时变化，水头也跟着变动，最佳发电效率时的转速随之变动。因此，抽水机组需要变速运行。可变速抽水蓄能技术能够通过调节水轮机转子转速在水泵（抽水）工况和水轮机（发电）工况下都实现在一定范围内的功率快速调节，能够提高机组水头适用范围，从而提高电站的运行效率，大大提升了抽水蓄能机组的灵活性和使用率，为电网提供了更好的支撑作用，并支撑新能源并网和高比例消纳[1]。

全功率变频技术应用于抽水蓄能机组中，对于提高电网运行灵活性，助力消纳高比例的再生能源具有重要意义。全功率变频蓄能机组已在瑞士和奥地利投产，世界第一个全功率变频抽水蓄能工程是60MW，在已有的发电机和电网之间增加变频器，实现在更大水头范围内的运行。瑞士Grimsel的100MW全功率变频机组也投入了正式运行[2]。目前，国内春厂坝电站5MW全功率变频调速抽水蓄能机组示范项目，研制了国内首台微小型全国产化全功率变频调速机组成套设备，对小容量抽水蓄能机组采用全功率变频调速技术以及其在新型电力系统中的调控方式进行探索。

1 全功率变频抽水蓄能机组技术

抽水蓄能电站的作用主要有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等。与传统的定速机组相比，变速机组能够完成无级调节，能够提高系统运行灵活性，利于电网安全和稳定运行；同时能够改善水轮机水力特性，减少空蚀、振动及泥沙磨损等，增大运行范围，从而提高机组运行的稳定性[3]。

目前由于变频器容量小，变速抽水蓄能机组均采用双馈变速机组，但受双馈机组转子设计的限制，其转速无法匹配泵用水轮机的最优速度。此外，机组启动程序复杂，还需用水轮机进行抽水，无法满足电网需求。因此，全功率变流器同步电机成为未来发展趋势[4]。

全功率变流器是在发电机的定子和电网之间连接一台变频器，把不同频率和电压的功率转换成与电网电压、频率相同的功率，然后输入电网。在规模比较小的水电站中，全功率变频结构的抽水蓄能一般更优于双馈类型的抽水蓄能，因为变频器容量相对比较小。

该技术部分隔离发电机与电网，使电动机调速范围更宽，电网异常及故障情况下具有更强的兼容性，对现有抽水蓄能电站机组改造成全功率变流器变速机组带来方便，说明全功率运行方式的优越性。但是由于发电机与电网分离，发电机的速度和频率变化幅度较大。

但变频器容量是与发电机1:1匹配容量的，造价相对较贵，在目前技术条件下应用于大容量时不太经济；换流器的损耗也比较大；同步电机的转子损耗比同容量双馈电机低。考虑到较高的换流器损耗，全功率变频类型的变速抽水蓄能效率整体上比双馈类型的低。这些因素限制了100MW以上的全功率变频类型变速抽水蓄能的应用。随着半导体技术的进步和换流器拓扑结构的发展，可以提高该限制。

因此，随着新型电子设备价格逐渐降低，使得变流器在投资中的占比逐渐降低，双馈变速机组投资小的优势将会越来越小。因机组具有可变转速，调节较为平滑，减少摩擦损失，降低水流对水轮机的损坏，降低机组维修成本。因此，无论是新建电站，还是改造现有抽水蓄能机组，全功率变流器都具有优越性。全功率变频蓄能机组具备五方面的优势[5][6]，分别为：

（1）扩大调节范围，提高系统稳定性：水泵工况时，机组能实现更大范围内的转速变化和功率调节，从而提高抽水运行的灵活性；通过自适应频率控制，能够保持稳定的电网频率，并快速进行有功功率响应；能够实现虚拟同步机功能，避免机组水力振动等因素对电网的影响，从而提高系统的稳定性。

（2）补偿与吸收系统无功：能够快速补偿、吸收电网中各种运行状态，甚至停机状态下的无功补偿，降低电网的电能损耗；并能实现与风电场配套完成无功补偿。

（3）实现快速机组启停，提高运行效率：机组不设水泵工况启动装置，由于保留了低转速下的较大力矩，理论上可直接由低转速启动；在发电工况下，可通过调速使水轮机处于最佳运行状态，特别是在低水头、部分负荷运行工况下运行效果较为明显。

（4）部分解耦发电机和电网：限制电网侧的故障电流，使发电机不因电网故障，而失去同步。

（5）提高可再生能源消纳能力：抽水状态下的电力变化可以实现较大范围的变化，从而使可再生能源的不稳定和富裕出力得到消纳。

2 风光蓄配套局部电网模拟模型构建

根据定速型和变速型抽水蓄能机组的运行特性，从单机及多机联合出力约束、抽发电量平衡约束和水库蓄水量约束等方面展开研究。在此基础上，研究抽水蓄能联合风光火运行，以促进风光消纳为目标，运用生产运行模拟的方法优化抽水蓄能运行曲线[7-8]。

根据抽水蓄能机组出力特性，得到抽水蓄能机组联合出力模拟特性如下所示：

其中，Pf,i,j×Pc,i,j=0。

式中：Pf,i,j——第i天j时刻的抽水蓄能机组发电功率（为正值）；

Pc,i,j——第i天j时刻的抽水蓄能机组抽水用电功率（为负值）；

N——机组台数；

PN——单台抽水蓄能机组的装机容量。

抽水蓄能电站在任意时刻的水位需满足上下水库库容约束，通过模拟运行进行方案比较，以达到系统破坏率最小。目标函数：

式中：t——模拟时段；

Xi——i电站（风电、光伏）的出力；

Yi——i抽水蓄能机组的出力；

Ii——0、1变量；

Si——负荷需求。

3 全功率变频抽水蓄能机组在局部电网应用模拟分析

由于大电网电源结构复杂，全功率变频抽水蓄能机组对系统的作用难以量化，故本次研究考虑先在风光蓄局部电网中分析全功率变频抽水蓄能机组的作用，在满足系统出力要求的基础上，通过模拟运行进行比较，确定出破坏率最小的方案（见图1）。

图1 模拟分析逻辑框架Figure 1 Simulation analysis logic framework

3.1 基本条件假定

（1）局部电网。

假设某局部电网要求抽水蓄能电站功率值在-1500～1500MW之间进行灵活调节；同时电网中配有9300MW的风电和光伏，只有采用抽水蓄能电站与之配合，才能满足100%采用可再生能源的要求。

（2）机组出/入力。

抽水蓄能电站定速机组单机容量为300MW，全功率变频机组为100MW。根据目前水泵水轮机机组的技术特性，假定机组抽水与发电的出力与入力[9-10]：

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1）定速机组发电出力变化范围取50%～100%，即可调节范围150～300MW；抽水入力不可调，为-300MW。

2）全功率变频机组发电出力变化范围取20%～100%，即可调节范围20～100MW；抽水入力变化幅度为60%～100%，即可调节范围-100～-60MW。

3）假定发电工况时，定速机组和变速机组在正常运行的任何水头下，均能以其出力变化范围内的任何出力发电；假定抽水工况时，机组在正常运行的任何扬程下，均能以其入力变化范围内的任何入力抽水。

（3）考虑最大幅度配合局部电网，当定速机组能够满足系统出力要求时，优先调用定速机组。

（4）出/入力拟合区间。

抽水蓄能在局部电网中运行出力区间为0～1500 MW，入力区间为0～1500 MW，实际运行出力曲线拟合范围在 -1500 ～ 1500 MW。

3.2 全功率变频机组对电网的配合能力及效果分析

3.2.1 方案1

发电工况：单台定速机组发电最小出力值150MW，5台定速机组发电出力区间为150～1500MW。

抽水工况：定速机组抽水入力不可调节，只能以-300MW、-600MW、-900MW、-1200MW、-1500MW这5个功率抽水。

方案1发电的死区（抽水蓄能电站无法匹配的功率区间）为0～150MW，抽水除了-300MW、-600MW、-900MW、-1200MW、-1500MW以外均为死区。

3.2.2 方案2

发电工况：全功率变速机组发电最小出力值为20MW，因此，6台变速机组+3台定速机组方案发电可以给出的出力区间为20～1500MW。

抽水工况：一台变速机组抽水的功率区间为-60～-100MW，经过变速机组与定速机组的组合，6台变速机组+3台定速机组方案抽水的功率区间为-60～-100MW，-120～-1500MW。

方案2的发电死区为0～20MW，抽水死区为-60～0MW，-100～-120MW。

3.2.3 实际功率曲线的拟合及结果分析

以各机组台数方案理论功率分析为基础，分别对5台定速机组、6台变速机组+3台定速机组2个机组台数方案进行配合局部电网运行的实际功率曲线拟合。成果见表1～表3。

表1 抽水蓄能配合局部电网7月实际功率 曲线拟合成果Table 1 Fitting results of actual power curve of pumping storage combined with isolated grid in July

表2 抽水蓄能配合局部电网12月实际功率曲线拟合成果Table 2 Fitting results of actual power curve of pumping storage combined with isolated network in December

表3 抽水蓄能配合局部电网全年8760h实际功率曲线拟合成果Table 3 Fitting results of 8760 hour actual power curve of pumping storage combined with isolated network in the whole year

经分析，方案1抽水工况下的配合能力低于0.4%。考虑局部电网对抽水蓄能电站的功率需求，模拟运行抽水蓄能电站实际的功率过程，发现冬季新能源波动较大，对蓄能电站的调用更为复杂，方案1的实际功率对局部电网需求的功率来说破坏率达到50%，随着全功率变频机组的投入运行，抽水蓄能配合局部电网运行出力值落入死区的概率逐渐降低，相应可拟合的概率逐渐升高，若投入6台全功率变频机组（单机100MW）后破坏率下降到8%左右。

在7月份选取一个典型日，抽水蓄能各变速机组台数方案配合局部电网的实际功率曲线分别见图2。

由图2、图3可以看出，在抽水工况，5台定速机组方案只能以-300MW的整数倍进行抽水；6台变速机组+3台定速机组方案拟合效果明显好于5台定速机组方案，基本与目标出力线重合。

图2 5台定速机组方案典型日抽水蓄能模拟分析成果Figure 2 Typical daily pumping and storage simulation analysis results of 5 constant speed units

图3 6台全变（600MW）+3台定速机组（900MW）典型日模拟分析成果Figure 3 Typical daily simulation analysis results of 6 full transformers （600MW）with 3 constant speed units （900MW）

因此，随着全功率变频机组的投入运行，抽水蓄能配合局部电网运行出力值落入死区的概率逐渐降低，相应可拟合的概率逐渐升高，若投入6台全功率变频机组（单机100MW）后破坏率下降到8%左右。

从抽水蓄能配合局部电网系统运行来看，随着变速机组台数的增加，调节范围更广，但受变速机组出力/入力变化调节范围的影响，全功率变频机组方案投入后死区范围会明显变小。调整区间较大，则抽水蓄能电站对局部电网系统电力需求的拟合程度越好，越能减少破坏次数。

4 结论

在我国能源结构从传统能源向风电、光伏发电等清洁能源转型时期，在以新能源为主的新型电力系统中，提高新能源消纳水平，提高电网的灵活性和稳定性，显得尤为紧迫。交流励磁变频技术的研究与运用有了较大的发展进步，全功率变频技术的不断发展与工程实践为变速抽水蓄能电站的发展和推广提供了又一条切实可行的技术途径。通过对全功率变频系统设计、产品设计的深入分析，对工程的投入和经济效益进行合理的评估，可以为今后的工程规划和运营提供科学的技术支撑。