西南電網異步聯網試驗中向家壩電廠調速器運行情況簡析

楊朝磊，李大領，羅澤文，陳華軍

（長江電力股份有限公司向家壩電廠，四川省宜賓市 644000）

0 引言

渝鄂背靠背柔性直流工程（以下簡稱渝鄂工程）2018年12月投產。工程投產后，西南電網將與華中電網實現異步聯聯網運行，由于交流電網規模減小，頻率調節特性發生變化，需要調整華中電網和西南電網頻率控制方案，并網電站的調速系統、AGC/AVC、監控系統等均要進行必要的優化改造以適應新的電網特性。

目前西南電網在水電機組大發期間，水電出力占西南電網全網出力90%。當水輪發電機組遭遇系統沖擊時，水輪發電機組由于其水輪機特性將會引起水錘效應，而水電機組的水錘效應將使西南電網存在超低頻振蕩風險。為消除渝鄂背靠背柔性直流工程投運后，極大降低或消除低頻振蕩的風險，國調組織對西南電網范圍內水電廠水輪發電機組的調速器進行優化，根據前期二灘電廠試驗數據，對向家壩電站機組的調速器進行優化改造，新增調速器“小網”模式，大幅度減小Kp和Ki等PID調節控制參數（見圖1），降低機組一次調頻響應和調速相位特性[1-2]。

圖1 參數調整前后頻率振蕩對比（a）調整前；（b）調整后Figure 1 Comparison of frequency oscillation before and after parameter adjustment（a）Before adjustment；（b）After adjustment

后續，按照國家電力調度通信中心統一安排，西南電網調控中心組織實施了西南電網異步聯網試驗。本文針對西南電網異步聯網試驗中，向家壩電廠調速器運行情況進行簡要分析。

1 試驗期間調速器運行情況介紹及分析

1.1 一次調頻動作情況

西南電網異步聯網試驗期間，由于網內頻率變化較大，向家壩電站機組一次調頻動作頻繁。在進行二灘電廠降負荷及錦東電廠、彭水電廠機組無故障跳閘試驗時，向家壩左右岸每臺機組一次調頻動作24次左右；錦蘇直流升/降功率試驗期間，左右岸每臺機組一次調頻動作230次左右。經統計，整個西南電網異步聯網試驗期間，向家壩電站機組一次調頻平均每小時動作35次左右，遠遠高于交流聯網模式。交流聯網模式下，機組一次調頻平均每小時動作次數小于0.1。

異步聯網后，西南電網頻率總體穩定，由于西南網內水輪發電機組占比大，水輪機調速器調節特性等原因，還是存在一定的頻率波動，從而導致網內機組一次調頻動作頻繁，電網頻率波動原因本文不做詳細分析，僅分析一次調頻動作對向家壩電廠機組調速器的影響。

1.2 試驗期間機組停機異常及分析

在錦蘇直流降功率試驗期間，為進一步驗證向家壩電站調速器特性，安排了4F機組開停機操作。4F停機過程中，監控系統報“西南遠方連續三次下發異常指令”，向家壩AGC自動切至廠站控制。后經手動配合調整后，重新加入西南電網控制模式。

通過監控事件分析，在西南電網AGC下達負荷調節計劃時，由于機組負荷調節速度較慢，未在規定時間內將西南電網AGC下發指令負荷調整到位，導致電廠AGC退出西南電網控制。向家壩電廠AGC調節策略中，需負荷變化累計值大于50MW，AGC才會下達指令進行機組負荷調整。由此可見，西南電網AGC調節策略與向家壩電廠AGC調節策略不一致導致電廠AGC退出西南電網控制。

由圖2所示的趨勢分析圖可見，當一次調頻動作時，機組LCU（下位機）不下發新的負荷命令給調速器，但會接收監控系統（上位機）設定值（AGC下發或操作員設定），機組LCU（下位機）將功率調節信號接收并保持。當一次調頻動作信號復歸后，延時30s后，機組LCU將負荷調節指令下發給調速器，調速器才會開始執行負荷調節指令，最終完成整個負荷調節過程。

圖2 一次調頻動作時有功調節趨勢圖Figure 2 Trend chart of active power regulation in primary frequency modulation

2 機組負荷調整應對措施分析

按照西南電網異步聯網試驗方案，向家壩機組調速器完成參數優化后，需運行在小網開度模式。

向家壩電站調速器進行參數優化后，為盡量減少機組振動區運行時間，優化機組開機并網后負荷調節過程，我們將“開度調節模式”下負荷調整時間與“功率調節模式”下負荷調整（+50MW）時間進行了收集對比，多次平均值對比數據如表1所示：

表1 “開度模式”與“功率模式”負荷調整（+50MW）時間對比表Table 1 Comparisons of“open mode” and“power mode” load adjustment （+50MW）schedules

經過對比，機組調速器“開度調節模式”相較于“功率調節模式”負荷調整耗時明顯變長。

在開度調節模式下，AGC或操作員下發負荷指令后，由監控系統通過脈沖方式調節機組的導葉開度來增減負荷。在功率調節模式下，功率調節是由AGC或操作員下發負荷指令后，調速器自身進行功率的調節。功率調節相對于開度調節而言，最主要的不同是在閉環調節中將被控水輪發電機組的功率作為反饋值，并構成調速器的靜態特性，其采樣精度和調節速率均優于開度調節模式。但在開度模式下，上位機發出調節命令于調速器，調速器根據PID參數內設置，導葉實際開度自動跟蹤PID內當前水頭、當前負荷下的導葉開度限制，自動調節；開度模式在死區內導葉開度不會變化，可以有效避免頻繁調節帶來的頻率振蕩問題，滿足西南電網的運行要求。

然而，機組調速器運行在開度調節模式時，負荷調節速率較慢，若與一次調頻動作時間疊加，將大大增加機組負荷調整的時間和配合難度，因此需考慮采取一定的應對措施來減少負荷調整時間。經過對機組調速器功率調節模式分析，在調速器有功開環模式下，機組調速器可直接執行LCU下發的相關負荷調節指令，實現機組功率的實時調整。因此我們建議在機組開機并網后，可采取以下兩種方式進行負荷調整：①在監控系統中，退出調速器有功閉環模式，在調速器有功開環模式下，通過LCU發令調整導葉開度來實現負荷調整；②將機組調速器控制模式切至現地，由運行人員現場電手動（或機手動）調節導葉開度來實現機組負荷調整。

方式①目前還未進行過實際操作驗證，后續需在實際機組開停機時進行驗證。方式②在機組開停機實際操作中做過驗證，可以實現機組負荷的有效調整，但是存在負荷調整不均勻，機組負荷波動較大等問題，對操作人員技能水平要求較高。理論上，采用以上兩種方式調節機組負荷，可以使機組在一次調頻頻繁動作的情況下，按時滿足電網下達的實時發電計劃，確保系統內潮流穩定，同時也可以優化機組開機并網后的負荷調節時間，盡量減少水輪發電機組在振動區運行時間。

3 結束語

西南電網異步聯網運行試驗過程中，電網內未出現低頻振蕩，向家壩電廠機組一次調頻動作頻繁，維持了電網頻率的穩定。試驗期間電廠開停機操作也驗證了調速器參數修改后的一次調頻與AGC調節的邏輯正確性。但是對于電廠而言，仍然存在一些問題亟待解決：

（1）西南電網AGC策略與電廠AGC策略不一致，負荷過程中會導致電廠AGC退出西南網控，負荷不能實時跟隨負荷調節。后續需根據西南網AGC調整策略優化向家壩AGC調整策略，以滿足西南電網負荷調整要求。

（2）《水輪機調節系統并網運行技術導則》[3]中規定：“一次調頻的優先級高于 AGC 或功率閉環調節，應保證機組一次調頻功能始終能夠正常發揮，當機組AGC 投入運行或監控系統功率閉環調節方式下，機組一次調頻功能應不受監控系統影響，一次調頻應與AGC 或功率閉環調節相互協調”。此規定要求一次調頻的優先級高于 AGC并相互協調。目前，電廠調速器參數已滿足此要求。當電網故障情況下，必定伴隨一次調頻的頻繁動作，一次調頻動作閉鎖調速器負荷調節指令，此時若電網要求電廠迅速調整機組功率，必定無法滿足要求。此種情況下，電廠采取必要措施，盡力滿足電網負荷要求，此時可能會導致負荷調整需求與一次調頻功能矛盾的情況，這個問題也需進一步討論。

（3）西南電網異步運行時，電廠一次調頻動作頻繁，且目前一次調頻動作時閉鎖有功調節，加之機組調速器在開度模式下，調速器反饋調節速率較慢，機組開機并網后，調整負荷過程中，必定會延長機組在振動區運行時間。機組振動區運行時間長將對水輪發電機組設備產生不利影響。因此，需進一步研究機組負荷調整的優化策略，既要滿足電網要求，也要減少水輪發電機組振動區運行時間。