抽水蓄能电站成组控制模式下负荷调控策略的优化与研究

周佩锋，朱 冬，赵毅峰，朱中山，叶 林，胡行健

（1.华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司，浙江省安吉县 313302；2.上海明华电力科技有限公司，上海市 200090）

0 引言

抽水蓄能电站作为目前电网最主要的配套辅助设施之一，具有不可替代的重要地位，电网依靠其成熟的储能、释能技术，来保障电力能源生产与消耗的动态平衡以及整个电网的系统安全稳定运行。为进一步提高抽水蓄能电站的自动化水平，提升电站响应电网负荷需求的反应速度，服务于华东电网的各家抽水蓄能电站已于2008起先后投运成组控制功能，多年来，其优越且可靠的性能得到了充分体现，减少了电站运行人力资源的投入，规避了人为误操作的风险，增强了电站机组负荷调配的实时性与准确性[1]。

随着华东电网抽水蓄能电站装机容量的日益壮大，单日内负荷曲线快速变化的时段增多，在多个时间段存在抽水蓄能机组集中开停机的情况，此时，大量抽水蓄能机组同时急速拉升或降低负荷的转换过程容易产生对电网频率的冲击，影响网频的稳定性[2，3]。电网调度希望通过改变传统抽水蓄能电站开停机过程中的负荷控制方式来缓解对电网负荷冲击的影响程度，将传统的两步制负荷变化策略改为成组按平滑曲线调整负荷模式。然而，对于电站机组来说，机组启停及负荷升降策略的优化调整必然有其一定的制约条件。因此，如何根据网源两侧的限制因素寻求一个满足双方需求平衡点的调控策略，具有迫切性及实用价值。

1 电网侧的负荷期望与实际响应

目前华东电网调度的抽水蓄能电站根据当前的成组控制方式进行开停机和负荷调节，按每15min为一个时间点，单日共96点的计划曲线，结合启停机时间整定单的方式进行开环调度控制。各抽水蓄能电站的常规运行方式为每日两发一抽或三发两抽，按照华东网调下发的日负荷曲线（DLC）进行[4]。

根据《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》中的要求，电力调度向各个电站编制每日96点发电计划曲线，两个计划点之间的发电计划值按线性插值法确定[5]。早期成组控制规范中，电力调度在负荷计划曲线变化的时段一般只对15min整点时刻有明确的负荷要求，过渡过程中对电站出力变化未有强制的线性要求，即形成了传统的两步制负荷变化曲线如图1所示（以额定功率250MW的抽水蓄能机组为例）。成组控制方式改为平滑曲线负荷模式（斜率模式）后，对启停机过程的负荷曲线有了斜率变化的要求，如图2所示。相较于传统负荷成组的控制模式，在斜率模式下，电站发电机组无论是在发电开机方向升负荷还是发电停机方向降负荷，电站的有功负荷曲线更趋于平滑，对电网负荷冲击更小。

图1 传统成组模式下负荷计划与响应情况Figure 1 Load planning and response in traditional joint mode

图2 斜率模式下负荷计划与响应情况Figure 2 Load planning and response in slope joint mode

2 电站侧负荷调节制约因素

一般情况下电力调度要求同一时段内，发电厂实际发电量与计划发电量之间允许的偏差范围为计划发电量的±2%，超出允许偏差范围的电量绝对值作为计划曲线的偏差电量。对于抽水蓄能机组来说，机组的启停方式及其负荷调节能力并非能够完全拟合电网调度的计划曲线，存在其特定的限制条件。通常情况下，主要的制约因素如下：

2.1 限制于机组基荷的大小

机组水轮机工况启动并网后，进入低负荷振动区域，机组的振动摆度数据对于结构强度偏低的大型抽水蓄能机组来说更加明显。机组在低负荷运行过流部件会出现空蚀现象，还会产生噪声和压力脉动，导致机组振动摆度增大，若长时间在振动区内运行，会对设备安全稳定运行产生不利影响。因此，机组需立即提升负荷，使其尽快穿越低负荷振动区，运行于基荷以上的稳定区域[6]。

由于各家抽水蓄能机组投产年代的不同，施工、安装的技术水平存在优劣差异，其制造厂商不同，机组型号、结构、性能存在差异，因此，各电站机组的运行特性不尽相同。就目前华东区域各抽水蓄能电站机组的实际运行情况而言，通常将机组基荷定于50%～65%的额定负荷之间，投产年限越长、运行过程中振动摆度越大，设定的基荷值越高。机组基荷与额定负荷之间的范围即为机组并网后的可调负荷范围，可调范围越大，对于电网调度计划曲线的拟合度越高。而电站侧则希望机组能够尽量抬高基荷且尽快向额定负荷提升出力，以减少机组构件的疲劳性损耗，提高机组运行的稳定性。

2.2 限制于机组调速系统的调节能力

调速系统是发电机组调节负荷出力最为重要的设备，调速器的调节能力直接决定了机组负荷调节的精确性、稳定性和时效性[7]。机组并网后，调速器切换至功率模式运行，根据监控系统下发功率设定值与机组实发功率反馈值的偏差进行PID计算，从而调节机组导叶开度，使得机组的有功出力逐步趋于有功设定值。

若电站机组完全遵循按照插值法计算所得线性负荷曲线来调节负荷，则势必导致调速系统一直处于实时调整响应的过渡状态。而对于调速器执行机构而言，液压系统小范围的频繁往复动作对整个系统长期运行稳定具有不利影响。同时，调速器从开始调节至稳态的调节过程即受调速器自身调节性能的影响，也受电站输水系统的影响，因此，各电站机组负荷调节稳定性存在差异，对于不同机组此调节周期可从十数秒至1min有余不等。若调节周期较长，将导致机组实际负荷在计划曲线上下周期性震荡波动，无法达到真正稳态。

2.3 限制于机组启动耗时

抽水蓄能机组发电启动通常历经以下几个过程：

（1）机组由停机稳态至达到100%空载额定转速。

（2）机组启动同期装置至GCB合闸并网。

（3）机组并网后迅速拉升负荷直至达到基荷。

（4）机组根据调速系统的导叶开启速率增加负荷出力，直至达到机组的负荷设定值[8]。

由于启机顺控流程及辅机设备的差异化，使得各抽水蓄能电站机组启动过程耗时均不相同。而同期并网三要素调节精度的不确定性也导致即使是同一单元机组，也存在着并网耗时的不同。因此，抽水蓄能机组发电启动过程中，由停机稳态至机组达到基荷的过程时间是不固定的，同时，因启停机过程产生的偏差电量亦无法避免。根据目前各个电站机组实际统计的时间数据，此过程的耗时一般为3～4min之间[10]。

2.4 限制于机组水头的变化情况

水头高低是影响抽水蓄能机组有功出力的关键要素之一。对部分抽水蓄能机组而言，当机组运行水头较额定水头过低时，将导致机组无法维持额定负荷，需要依靠减载运行来保证机组的稳定性。随着电网对抽水蓄能机组发电运行时长的需求量增加，机组需要在更宽裕的水头变化范围内运行，因此，部分电站机组在早高峰时段可保持满负荷发电状态，而随着时间的推移，水头逐渐降低，在晚高峰时段机组则只能降载至90%左右的额定负荷运行。

3 成组控制策略优化

3.1 机组负荷调节方式

为了避免调速器的频繁动作，减少导叶及其执行机构动作频次[9]，当电站负荷于下一个15min内发生变化时，监控系统以每分钟一次的速率向调速器下发负荷设定值。鉴于目前电网调度的96点整点考核方式，为避免最后一分钟因调速器调节震荡时间过长而无法趋于稳定，将整体调节的时间段向前平移1min，因此，每次下发的负荷设定值为负荷变化总量的1/14。即机组的负荷给定可按照以式（1）计算的斜率每隔1min以阶梯方式给定。

式中：ΔP——每分钟监控系统下发给调速器的负荷指令变化量，MW/min；

Pn+1——下一个15min时刻电站负荷计划值，MW；

Pn——当前15min时刻电站负荷计划值，MW。

3.2 机组启停时间点的选择

华东电网调度的抽水蓄能机组根据各电站的《全厂成组功能投运整定单》来确定机组在每一个时段（每15min为一个时段）内进行启停的相对时间点。在首台机组启动后，由于只能依靠单台机组追踪负荷计划曲线的斜率变化，因此，在该时段内，若机组启动时间过早，则该机组为了等待计划曲线的增长，将更长时间运行于低负荷区域。反之，若机组启动过晚，则机组的发电总量将会较少，增大该时段内的负向偏差电量。

为了平衡该时段内首台机组启动对电网造成的正向、负向偏差电量，同时最大程度上保证机组的安全生产，需寻求一个适当的启机时间点。假设Ti为机组在该时间段内的启机时刻；Pb为电站机组的基荷值；PN为电站机组的额定负荷值；Tc为机组由停机至合闸并网的耗时（单位为s）；Tu为机组由并网拉升至基荷的耗时（单位为s）。其中，Tc的时长由于同期时间的不确定性而无法精确给出，但根据长时间的经验数据判断，同一电站内机组同期所耗时长一般不会超过正负偏差20s，而Tu通过机组调速器负荷拉升速率可以基本明确。因此，电站可通过式（2）并结合相关经验值计算一个适用于本电站首台机组的启动时间点。

即电站可选择在一个时段内的第Ts秒内启动首台机组较为合适。对于非首台机组的启动而言，由于后续机组并网达到基荷后可通过降低已运行机组的负荷来平衡全厂总出力的大小，因此，基本可选择在通过了上一时段的考核时间点后立即发电启动。另一方面，机组的停机时间点则可根据既定的启机时间结合电站上下水库容量来弹性选择。

3.3 全厂机组负荷分配方式

新成组模式下全厂机组负荷分配的控制策略经数次测试及优化后已在华东电网区域内的多家抽水蓄能电站试用。其控制方式大体可区分为全厂平均分配方式和按优先级逐台分配方式两种。

两种分配方式均是通过调节站内其他机组可调功率的方式来保证全厂总有功出力满足负荷设定值曲线，只是对于变负荷机组的调节策略有所不同。全厂平均分配方式是将当前全厂总有功设定值平均分配到已经发电运行的各单台机组上，根据负荷变化曲线做出均衡的同步响应。按优先级逐台分配方式是在不超出单台机组限制值的情况下，将当前全厂总有功设定值分配到指定的某一台机组上，根据设定的时间间隔点进行负荷调节。以试验结果来看，目前两种分配方式各有优劣（见表1），但相信通过后续进一步的优化升级，两种方式仍有一定的提升空间，最终满足电网需求。

表1 全厂负荷分配方式对比表Table 1 Comparison table of the load distribution

3.4 有功设定限值的闭环调节

为解决抽水蓄能机组因水头过低而影响负荷上限的问题，可通过标定电站水库的库容曲线函数来计算可支持机组满负荷发电的“15min点量”，预判余量。由于负荷计划曲线是提前一天由调度下发至电站的，因此，调度侧主站系统可根据电站前一日电站侧机组抽水前的水位以及当晚抽水负荷的总量来计算出第二日机组发电前的水头高低，而后再通过库容曲线推算出在此水头下电站机组可以持续满负荷运行的总发电量。当第二日负荷计划曲线上的发电总量在某一时段达到此电量时，后续填报及下发的单机负荷值均可自动下调至电站机组下一个等级的有功设定限值上，从而实现源、网两侧的自动化协调配合与闭环控制。

4 结束语

通过多次深入的优化与试验，华东电网抽水蓄能电站的成组模式下的负荷控制策略已经得到进一步的提升与改进，但目前仍存在某些特殊工况的调控措施与方案有待继续探讨与研究，例如紧急支援状况下紧急支援附加负荷与DLC负荷（电站日负荷曲线）的响应方式的区分，机组变负荷期间一次调频动作状况下机组负荷闭锁调节的限制方式等。为此，如何利用抽水蓄能机组高速负荷响应的特点，更灵活地实现网源协调控制，使其更好地满足电网及其用户的需求，也将是未来抽水蓄能机组自动化研究的重要方向。