高水電占比電網水電機組一次調頻功能優化實踐

陳 鵬

（雅礱江流域水電開發有限公司，成都610051）

0 引 言

西南電網由四川、重慶、西藏3 個省（自治區）電網組成，原與華中電網通過500 kV 盤龍雙線、張恩雙線同步互聯，在物理上形成了西南-華中-華北長鏈式交流電網結構。當西南電網復奉、錦蘇流、賓金三大送華東特高壓直流出現換相失敗故障時，暫態能量沖擊將通過500 kV 聯絡線傳遞至華中、華北電網，嚴重時可能造成華中-華北特高壓交流長南線解列［1］。為解決這一結構性電網運行風險，2019年6月電網建成并投運了渝鄂背靠背柔性直流聯網工程，該工程有效阻斷了西南電網至華中電網暫態能量傳遞路徑，復奉、錦蘇、賓金三大直流故障后不再對渝鄂斷面、長南線產生沖擊，不僅緩解了原長鏈式電網結構性安全風險，而且能有效提升西南電網水電通道送出能力。但異步聯網后西南電網轉動慣量顯著降低，僅為原同步聯網1/6～1/5，頻率穩定水平大幅下降，電網抗擾動能力弱化明顯。此外，西南電網水電約占總裝機70%，高水電占比導致電網超低頻振蕩風險突出。典型如2011年哥倫比亞電網發生0.05 Hz超低頻振蕩；2012年錦蘇直流孤島試驗期間孤島電網發生0.07 Hz超低頻振蕩；2016年云南電網與南方電網主網異步互聯試驗期間，云南電網出現0.05 Hz超低頻振蕩等。

現有研究表明，超低頻振蕩與水輪機調節系統一次調頻密切相關。高水電占比電網大量水電機組“水錘”效應以及調速器一次調頻不合理PID 參數是導致調速器超低頻段負阻尼、電網發生超低頻振蕩的主要原因［2-7］。此外，水電機組調速器增強型一次調頻在超低頻段無穩定平衡點且引入滯后相位，是電網超低頻振蕩的另一重要擾動源。仿真計算表明，西南電網異步運行后調速器原調節模式原參數不變情況下，系統發生交流線路短路、直流閉鎖或換相失敗等故障時均可能產生超低頻振蕩［8，9］。為抑制西南電網異步運行超低頻振蕩風險，西南電網完成了全網主要水電機組調速系統優化改造，改造后調速器模式由大網功率模式調整為小網開度模式，一次調頻全采用標準型死區且PID參數大幅減小。

西南電網異步聯網后實際運行情況表明優化后的水電機組調速器能有效抑制電網超低頻振蕩，但轉動慣量的大幅降低導致系統頻率穩定水平顯著下降，系統頻率突破一次調頻死區次數比同步聯網大幅增加，且調速器參數優化后一次調頻作用弱化明顯，水電機組一次調頻合格率顯著降低。本文基于西南電網一次調頻功能顯著弱化現狀，分析異步聯網后西南電網水電機組一次調頻存在的問題，探討水電機組一次調頻改進策略，為高水電占比電網水電機組一次調頻功能完善提供參考。

1 高水電占比水電機組調速器模式

1.1 功率調整模式

為抑制超低頻振蕩風險，西南電網水電機組調速器在原功率調節模式基礎上新增開度調節模式，兩種模式下的功率調整如圖1所示。圖1（a）為原功率調節模式，監控下發功率模擬量至調速器，由調速器經自身PID 環節實現機組功率閉環控制。圖1（b）為新增開度調節模式，監控比較功率設值與功率反饋偏差，經計算產生長短不一開度控制脈沖至調速器實現功率調節，調速器接收開度控制脈沖實現開度跟隨控制，機組功率閉環控制由監控LCU實現。

圖1 調速器功率/開度模式功率調節示意圖

1.2 一次調頻模式

兩種調節模式下調速器一次調頻實現也存在較大差異。當調速器處于功率調節模式時，調速器監測頻差超過一次調頻死區后，將有效頻差通過頻差功率換算環節獲取一次調頻功率設值，該設值與來自監控系統模擬量下發值疊加后經調速器PID 環節實現功率閉環控制，該模式下一次調頻以功率為目標實現閉環控制。新增開度模式下調速器監測頻差超過頻率死區后，將有效頻差通過調速器一次調頻PID 環節形成一次調頻開度值，該值與來自監控系統開度設定值疊加后調節導葉開度參與負荷調節，該模式下一次調頻調節目標為開度，無功率閉環環節。

2 水電機組一次調頻現狀

2.1 一次調頻動作頻繁

西南電網異步聯網后轉動慣量僅為原交流聯網1/6～1/5，頻率穩定水平大幅下降。為應對異步運行頻率控制風險，西南電網構建了包含發電機組一次調頻、AGC、直流FC、交直流協控系統、高周切機、低周減載等不同時序不同控制措施的頻率控制體系。西南電網實際運行情況表明，系統頻率日均突破火電機組調頻死區超1 000 次，突破水電機組調頻死區200 多次，較同步聯網顯著增加，與轉動慣量顯著降低后承受功率缺額、盈余能力明顯下降物理規律相吻合。但一次調頻頻繁動作會加劇水電機組機械磨損，隨時間增長調速系統控制質量會明顯下降，控制系統壽命及檢修周期會縮短，檢修成本將增加。

2.2 一次調頻合格率顯著降低

當水電機組調速器監測電網頻率突破一次調頻死區后，機組一次調頻功能正確動作，但實際動作效果不理想。經統計，水電機組異步聯網后調速器小網開度模式下水電機組一次調頻平均電量貢獻比不足5%，無法達到電網現有一次調頻考核標準要求，難以輔助電網頻率快速恢復。

3 開度模式一次調頻問題

3.1 調節速度與頻率波動速度矛盾突出

西南電網異步聯網后慣性時間常數TM顯著降低，相同功率盈余或缺額情況下，轉速偏差及轉速偏差變動速率明顯增加，從而導致全網頻率波動速度、幅度增大。考慮西南電網高水電占比超低頻振蕩風險突出，為抑制超低頻振蕩風險，西南電網主要水電機組調速器模式由大網功率模式調整為小網開度模式，一次調頻采用標準型且一次調頻PID參數大幅減小，優化前后某水電機組一次調頻動作情況如圖2所示。由圖可知，優化前調速器功率模式下一次調頻穩定時間約23.5 s；優化后調速器開度模式下平均穩定時間約117.5s。優化后調速器小網開度模式一次調頻響應速度大幅降低，與系統轉動慣量下降后電網頻率波動速率幅度增大需一次調頻快速響應矛盾突出。

圖2 調速器優化前后一次調頻示意圖

3.2 未考慮水電機組非線性特性因素

開度模式下調速器一次調頻以開度為調節目標，監控不參與一次調頻且調速器無一次調頻功率閉環。但水電機組功率開度非線性特性突出，不同水頭、不同負荷段相同開度變化對應不同功率響應，典型水電機組功率開度非線性特性如圖3所示。由圖3可知，不同水頭功率開度曲線非線性也存在較大差異，采用多項式擬合低、高水頭功率開度關系如式（1）所示，其中上表達式為低水頭擬合結果，下表達式為高水頭擬合結果。

圖3 水電機組功率開度非線性特性示意圖

式中：P為水電機組功率，MW；Y為導葉開度。

對式（1）求導數可獲得對應單位開度功率變化率關系式如式（2）所示，式中變量含義與式（1）相同，式（2）圖形表達如圖4所示。由圖4可知，不同水頭、不同負荷相同導葉開度變化對應功率變化不同。以導葉初始開度40%為例，低水頭情況下1%導葉開度變化對應功率變化7.16 MW，而高水頭則為10.57 MW。同理相同低水頭下，導葉初始開度40%時1%導葉開度變化對應功率變化量7.16 MW，而導葉初始開度80%則為4.94 MW。由于新增開度模式調速器一次調頻未實現一次調頻功率閉環調節，不同水頭、不同負荷段一次調頻相同導葉開度對應不同功率響應，不能克服水電機組非線性因素影響。西南電網實際運行中汛期負荷較重時存在電網頻率偏低一次調頻增導葉開度時水電機組功率響應較差，電網頻率偏高一次調頻減導葉開度時機組功率響應較好現象，正是開度模式未能克服水輪機非線性的直接體現。

圖4 水電機組功率開度斜率圖

3.3 未考慮機械死區因素

水電機組調速控制系統內環控制輸出和反饋為導葉開度，由接力器行程傳感器提供信號。接力器與導葉通過控制環、雙聯板、拐臂等機械結構連接，當機組長時間運行或負荷頻繁調節后，連接部件因磨損等因素導致接力器行程與導葉實際轉角間關系發生變化，可能發生傳感器導葉反饋正常而實際導葉轉角動作量不足情況。此外受機械部件連接因素影響，導葉開、關方向功率開度曲線也不完全一致，典型如圖5所示。由圖5可知機組高負荷段導葉開、關方向導葉開度差較小，低負荷段明顯變大。機組一次調頻試驗發現，開度模式下一次調頻動作前后機組開度一致而功率存在明顯差異，功率模式下一次調頻動作前后功率一致而導葉開度差異較大，與圖5所示規律一致。由調速器控制原理圖可知，當控制系統外環存在功率閉環時，機械死區對功率控制及一次調頻無影響。而新增開度模式下由于一次調頻以開度調節為目標，無功率外環閉環，無法通過功率閉環克服執行機構機械死區因素影響。

圖5 導葉開關方向機組功率開度曲線圖

3.4 與監控功率調節不協調

調速器功率模式下監控下發模擬量至調速器，調速器將該模擬量疊加一次調頻功率設值后經調速器PID環節實現功率閉環調節，監控有功調節與調速器一次調頻互不干擾。而新增開度模式監控有功調節在監控LCU 實現功率瞬時閉環控制，功率調節到位后監控有功閉環退出，期間調速器僅實現開度跟隨控制，且該模式下調速器一次調頻以開度為控制目標進行調節。由于監控功率閉環為控制外環，調速器一次調頻為控制內環，且未區分機組功率變化中一次調頻成分和監控調節成分，當監控有功調節與一次調頻疊加動作時一次調頻動作量將被淹沒，導致一次調頻實際動作成果為0，一次調頻與監控功率調節不能協調一致。

4 開度模式一次調頻功能優化

為提高西南電網水電機組一次調頻性能，除電網調度部門組織力量對現有水電機組一次調頻參數深度優化外［10］，還可從一次調頻與監控有功配合等方面進行優化。

4.1 一次調頻與監控有功調節配合策略改進

開度模式下監控有功調節在監控LCU 完成功率閉環調節，監控有功調節到位后退出功率閉環以確保不影響調速器一次調頻功能。但由于監控系統未能區分機組功率變化中一次調頻調節成分和監控有功調節成分，當一次調頻和監控功率調節疊加動作時，監控有功調節將淹沒一次調頻動作成果。以電網頻率降低為例，假定頻率降低后機組一次調頻動作已增某機組有功6 MW，隨后系統二次調頻動作監控有功調節增機組有功10 MW。在目前模式下監控有功調節動作增機組有功10 MW調節會淹沒原一次調頻動作有功6 MW，實際功率在一次調頻動作基礎上僅增加4 MW。

分析表明開度模式監控有功調節與一次調頻疊加動作時，監控有功調節淹沒一次調頻動作成果根源在于監控外環有功閉環不能有效區分機組功率變化中一次調頻成分和監控調節成分。依據圖1（b）調速器開度模式控制原理簡圖，調速器機械液壓環節開度控制輸入量由一次調頻調節量和監控有功調節量兩部分組成，可嘗試在調速器電調程序中增加一次調頻控制量K1和監控有功調節控制量K2，并根據K1、K2控制量所占比例來區分機組功率變化量中一次調頻成分和監控調節成分。為驗證該方法可行性，需獲取被控對象響應特性，在matlab 中搭建調速器機械液壓及水輪發電機控制響應仿真模型如圖6所示。圖6中水輪機采用剛性水輪機模型，調速系統機械液壓環節及水輪機傳遞函數如式（3）所示［12，13］。

圖6 機械液壓及水輪發電機對控制指令的響應仿真模型

式中：ΔPm為機械功率偏差；ΔY為導葉開度控制量；TG為液壓機構時間常數；TW為水錘效應時間常數。

對典型PID 控制規律的一次調頻來說，其動態調節本質為頻率偏差的積分控制，因此控制特性主要取決于積分增益。而監控有功調節至調速器的控制量為開度調節脈沖，調速器側積分后獲得開度控制量，本質為斜波控制。對仿真模型設置PI控制的階躍疊加斜波輸入后，其響應曲線如圖7所示。由圖7可知，控制輸入信號與響應輸出信號時延約3 s。考慮電網為抑制超低頻振蕩水電機組調節速率進行了限制，調速器開度模式下監控功率外環調節控制周期一般較大，因此被控對象時延特性完全滿足監控外環控制調節要求，調速器可通過一次調頻控制量和監控有功控制量區分機組功率變化量中一次調頻成分和監控有功調節成分，為實現一次調頻和監控有功獨立控制提供條件。具體仍以電網頻率降低為例，監控有功調節與一次調頻同時動作時，監控不再直接采用功率變化量監控功率閉環反饋量，而采用調速器計算分解后的機組有功監控調節成分作為功率閉環反饋量，實現監控有功調節與一次調頻互不干擾控制。

圖7 機械液壓及水輪發電機系統輸入輸出響應特性

4.2 一次調頻考核標準適應性調整

目前，西南電網一次調頻性能評價指標包括一次調頻貢獻率、響應滯后時間和穩定時間，具體要求為電量貢獻率方面0.08 Hz 以內小擾動一次調頻電量貢獻率不小于35%，大于0.08 Hz 大擾動貢獻率不小于60%。系統大擾動、水頭50 m 及以上水電機組響應滯后時間不大于4 s，穩定時間不大于45 s。因西南電網異步聯網后調速器一次調頻采用普通型且PID參數大幅減小，一次調頻調節速度和幅度顯著下降，不滿足當前考核標準要求。根據GB 38755-2019《電力系統安全穩定導則》“存在頻率振蕩風險的電力系統，系統內水電機組調速系統應具備相應的控制措施”，根據條文釋義所采取措施電網允許機組一次調頻性能一定降低。因此，西南電網一次調頻水電機組考核標準需與高水電占比電網調速器一次調頻相適應，原調速器功率模式下考核標準已不再適用。考慮高水電占比電網水電機組調速器開度模式一次調頻無功率閉環，且水電機組存在功率開度非線性特性和機械死區，建議將水電機組一次調頻控制量K1作為一次調頻調節目標，結合調速器機械部分調節速率制定合理可行的考核標準。

5 結 論

西南電網與華中電網異步聯網后，電網規模大幅減小且水電機組占比高，超低頻振蕩風險突出，網內主要水電機組調速器由功率模式優化為開度模式，一次調頻調整為標準型且PID參數大幅減小。本文對優化調整后水電機組一次調頻運行情況進行了分析，得出結論如下。

（1）開度模式下一次調頻與監控有功調節同時動作時，監控有功調節會淹沒一次調頻動作成果，考慮水電機組開度模式下功率調節控制周期較大實際，本文提出采用一次調頻和監控有功調節控制量區分機組功率變量一次調頻成分和監控調節成分方法。在此基礎上將機組功率變化量的監控調節成分作為監控有功閉環調節反饋量，實現監控有功調節與調速器一次調頻控制互不干擾。

（2）為獲取全網最優一次調頻性能，西南電網在不激發全網超低頻振蕩前提下深度優化水電機組一次調頻參數同時須對水電機組一次調頻考核標準進行適應性調整，以進一步提高西南電網運行水平。□