水輪機調速器控制方法一次調頻性能分析

程遠楚，普碧才，蔡天富，肖惠民

（1.武漢大學動力與機械學院，湖北 武漢 430072；2.云南電網有限責任公司怒江供電局，云南 瀘水 673100）

水電機組是電力系統重要的可調節電源，水電機組應根據電網調度要求和電網頻率變化情況，及時快速地調整水電機組的輸出功率，以滿足電網有功功率平衡和頻率調節的需要。為評價水電機組的調頻性能，在《水輪機調節系統并網運行技術導則》[1]和各電網調度部門的兩個細則中，對AGC的目標功率與調節速度、一次調頻的響應速度與目標功率、一次調頻積分電量均給出了詳細的考核要求。為了提高水電機組的調節性能與調頻能力，對水輪機調速器的調節模式、控制算法、參數優化等方面開展了大量的研究[2-5]。甄文喜 等[6]探討了基于“兩個細則”考核下的水電機組一次調頻與AGC調節性能提升方法。馬睿 等[7]提出了在監控系統中采用一次調頻功率疊加的方法來協調一次調頻與AGC的矛盾。馬小雯 等[8]采用變參數的方法來解決功率調節模式下不同水頭的參數適應性問題。張培 等[9]采用前饋控制方法來提高提高積分電量的貢獻率，減少一次調頻被考核情況的發生。羅倚天等[10]通過分析功率-頻率綜合控制的動態調節特性，提出了一種具有參考模型的功率-頻率的控制方法。胡翔 等[11]討論了異步互聯送端電網中水電機組調速器PID參數的整定問題。以上研究均在一定程度上了提高水電機組的一次調頻性能。

根據水電機組并網運行導則與各區域電網“兩個細則”的要求，容量10 MW及以上的水電機組均需經過有關涉網試驗單位檢驗合格后才能并入電網運行。但由于水輪機的非線性特性、水電站引水系統的慣性與壓力脈動，在實際電站中大量經一次調頻試驗合格的水電機組存在并網運行中一次調頻考核指標不合格的現象。為分析其形成的原因，本文通過建立與真實機組特性相符的非線性模型，分析不同水輪機調速器控制方法對一次調頻性能的影響。

1 水輪機調速器常用控制方法

通常水輪機調速器的控制邏輯框圖如圖1所示。其有頻率調節模式、開度調節模式、功率調節模式三種調節模式。空載時通常采用頻率調節模式，此時，模式選擇開關S切向上方。頻率死區設為0，bP取較小值，以保證機組頻率f與頻率給定Cf的跟蹤精度。并網運行時采用開度調節模式和功率調節模式。

圖1 通用水輪機調速器控制框圖

1.1 開度調節模式

模式選擇開關S切向上方時為開度調節模式。由于積分環節的存在，當調節穩定時，有：

式中：

這里，Cf為頻率給定值，f為機組頻率，Cy為導葉開度給定值，yc為調速器控制輸出，e1為經頻率人工死區后的控制誤差，df為頻率死區設定值，bP為永態差值系數。上述各量均為相對值，后面所述各量類同。

開度調節模式以開度為反饋控制量，而水輪機輸出功率不僅與導葉開度 （通過轉輪的水流流量Q）有關，還與水輪機的工作水頭H有關，當水頭不同時，相同開度下機組的實際輸出功率不同。簡化的水輪機數學模型可表示（以水輪機力矩特性簡化代表機組功率特性）：

由于水輪機的非線性，隨著工況點變化，其ey會發生變化。即不同的工況點，相同的開度變化導致的功率變化不同。因此，導致機組輸出功率不能與AGC設定的功率一致。

1.2 功率調節模式

如圖1，當模式選擇開關S切至下方時為功率調節模式。該模式下監控系統只需下發功率給定值CP，調速器接受下發的功率設定值后，由調速器根據發電機有功功率反饋P進行調整，直到機組有功功率達到給定值。在該模式下，由調速器自動完成功率閉環調節，具有調節性能好并且能夠實現一次調頻與AGC協調控制的優點。

由式（3）可知，在不同的工況點，要改變相同的功率，所需的開度變化量不一樣。這樣就導致PID控制參數難以整定。當水頭變化或導葉開度變化時相同PID調節參數的AGC和一次調頻動態過程差異[8]。為了取得較好的一次調頻效果，需根據運行工況的不同采用不同的PID控制參數。

此外，由于水壓脈動等因素的存在，當導葉開度不變時，機組功率P會在一定范圍內波動，為避免頻繁的不必要調節，如圖1所示，設置有功率調節死區dP。

對于圖1所示的功率調節，由于積分環節的存在，當調節穩定時，有：

即當電網頻率變化超過一次調頻死區范圍，有頻率差e1存在時，若CP=P，e1/eP值小于功率死區設定值時（eP為功率差值系數），水電機組不會參與一次調頻。最嚴重情況是當CP=P+dP，e1<0時，此時e1/eP幅值需小于2倍dP時才會參與一次調頻。這樣就會出現小頻差下一次調頻不動作或積分電量不夠的情況。

2 水輪機調速器改進控制方法

為了改善水電機組的一次調頻特性，多種改進控制方法被提出。本節介紹兩種方法。

2.1 功率前饋控制方法

使不同運行工況均具有較好的調節性能，功率前饋控制方法被提出，并在部分電站得到了應用[10]。該方法實質是一種變前饋+反饋控制的調節模式，如圖2所示。

圖2 變前饋的功率調節模式控制框圖

在新的調節模式中，當電網頻率與給定頻率的差值超過一次調頻死區時，將當前頻差折算成理論調節目標功率，與AGC下發的給定功率綜合進行功率調節。由于一次調頻與AGC采用同一控制器且為相同的調節過程，因此，AGC與一次調頻可以共用一組參數，使得AGC和一次調頻均有較好的動靜態特性。此外，由于功率前饋的作用，其具有對不同水頭與不同開度輸出不同控制量的作用，即具有非線性調節作用。使得PID控制參數對工況變化的敏感性降低，采用固定的PID控制參數即可滿足不同運行工況下的AGC和一次調頻考核性能要求。

在該方法中，前饋控制為主導控制，根據當前運行水頭和目標功率，依據水電機組的功率特性計算出當前的所應對應的接力器行程，直接用于控制輸出。其能保證不同工況下均具有較快的調整速度和較小的超調。由于前饋控制為開環控制，為提高控制的穩態精度，引入反饋控制來校正穩態誤差。當前饋控制較為精準時，反饋控制僅需進行少量的校正控制。為避免反饋控制與前饋控制疊加導致出現過大的超調，反饋控制的積分系數應取較小的值。

2.2 功率與開度雙PID控制方法

根據開度調節模式和功率調節模式各自的優缺點，本文提出了一種功率與開度的雙PID控制方法。其控制框圖如圖3。

圖3 功率與開度雙PID控制框圖

與圖2所示的控制方法相比，采用開度PID控制代替了變前饋控制，可通過PID控制參數有效地提高控制系統的穩定。此外，為了改善開度控制時功率控制不精準的問題，在控制器輸出增加了一個工況自適應環節，該環節應根據不同的機組特性進行相應設置。

在該調節模式下，調速器輸出量yc為開度（位置）PID與功率PI控制的綜合，其中以開度（位置）PID控制為主。當位置PID控制較為精準時，功率PI基本不參與控制。只有當位置PID控制有一定誤差時，功率PI才參與控制以提高功率的調節精度。從圖3可以看出當有頻率差e1存在時，必會有相應的一次調頻控制輸出存在。

3 驗證分析平臺

為驗證本文方法的正確性與有效性，基于某電站700 MW混流式水輪機搭建了仿真分析平臺。

水輪機采用非線性模型：

水輪機單位流量單位力矩特性如圖4。

圖4 水輪機單位流量和單位力矩特性

其中：n11=，由此，可計算出水輪機流量和水輪機力矩。

對于分析的電站，水輪機的額定力矩M11r=1 262.8 N·m，額定單位流量Q11r=1.167 3 m3/s，水輪機額定單位轉速n11r=74.377 6 r/min。

所分析電站為壩后式電站，引水系統采用剛性水擊數學模型，Tw=2.32 s。

隨動系統采用兩階慣性環節，考慮接力器的分段關閉與分段開啟速度特性。其中：接力器全程開啟時間這65 s，第一段關閉時間為7.82 s，接力器從100%關到第一轉折點73.73%（對應導葉開度為71.31%）用時2.2 s；第二段關閉時間為51.5 s，接力器從第一轉折點73.73%（對應導葉開度為71.31%）關到第二轉折點5%（對應導葉開度為2.961%）用時35.39 s；第三段關閉時間為80.92 s，接力器從第二轉折點5%（對應導葉開度為2.961%）到0用時5.28 s。

4 不同控制方法的一次調頻性能分析

《水輪機調節系統并網運行技術導則》及各區域電網的發電廠并網運行管理實施細則對水電機組一次調頻給出了具體規定，主要考核指標有：①響應速度：自頻差超出一次調頻死區開始至有功功率達到90%目標值的上升時間不大于15 s。②調整幅度：在電網頻率變化超過機組一次調頻死區開始至60 s或至頻率變化回到一次調頻死區時止，機組實際出力與響應目標偏差的平均值應在理論調整負荷最大值的±25%內。③貢獻電量：在電網頻率變化超過機組一次調頻死區開始~60 s或至頻率變化回到一次調頻死區時止，機組一次調頻的實際加權積分電量與理論積分電量之比滿足考核要求。

為了分析不同控制方法的一次調頻性能，分兩種情況進行了仿真分析。

4.1 電站水頭變化時的一次調頻性能

取電站水頭為90 m，機組負荷為80%，頻差取0.1 Hz和-0.1 Hz進行一次調頻試驗，eP=4%。對于開度模式，由于對應工況下ey值較大，按一次調頻調節功率與理論調節功率相近取bP=7%。由于不同控制方法時PID調節參數對一次調頻動態響應過程的影響不同，為保持比較的客觀性，按自頻差超出一次調頻死區開始至有功功率達到90%穩態值的上升時間為10 s整定各控制方法的調節參數。不同控制方法的一次調頻性能指標如表1所示。表中：YPID為開度調節模式，PPID為功率調節模式，FPID為前饋+反饋控制方法，DPID為開度與功率雙PID控制方法。不同控制方法下的一次調頻動態過程如圖5。頻率下降時，功率調節模式的一次調頻功率未達到理論目標功率的90%，故表1中未給出響應時間。

表1 90 m水頭時不同控制方法的一次調頻性能指標

圖5 90 m水頭時不同控制方法一次調頻過程

擾動情況不變，控制參數不變，電站水頭為75 m時和電站水頭為110 m時不同控制方法的一次調頻性能指標分別如表2和表3所示。

表2 75 m水頭時不同控制方法的一次調頻性能指標

表3 110 m水頭時不同控制方法的一次調頻性能指標

當水頭為75 m時，開度調節模式與功率調節模式的一次調頻功率未達到理論調節功率的90%，積分電量與功率調節偏差均不合格。當水頭為110 m時，功率調節模式與開度調節模式的功率調節偏差不合格，開度調節模式的積分電量合格，但功率調節量過大。

4.2 頻差不同時的一次調頻性能分析

為檢驗新調節模式在小頻差下一次調頻的性能，進行了頻差為0.055 Hz、0.075 Hz時不同控制方法的一次調頻試驗。試驗水頭為90 m，機組初始功率為80%，功率死區為1%，其它參數與上一小節相同。

0.055 Hz時的試驗結果如表4，0.075 Hz時的試驗結果如表5。

表4 頻差0.055 Hz時不同控制方法的一次調頻性能指標

表5 頻差0.075 Hz時不同控制方法的一次調頻性能指標

從表4和表5可知，對于功率調節模式，頻差越小，功率響應比和積分電量貢獻比越小，甚至無響應。而其它控制方法對不同頻差時的功率響應比和積分電量貢獻比基本一致。但當頻差較小時，理論調整負荷最大值較小，此時，機組實際出力與響應目標偏差較小，按理論調整負荷最大值作為基本值計算的功率調節偏差可能超出±25%的范圍。

5 結論

通過對比分析，有如下結論：

（1）開度調節方式在各種頻率偏差的情況下，均能快速調節。但隨著水頭等運行工況的變化，調節量可能偏大，積分電量合格，但功率調節偏差不合格。也可能調節量過小，導致積分電量與功率調節偏差不合格。

（2）功率調節模式下，由于功率死區的存在，會使一次調頻的功率調節量不足。當頻差較小時，一次調頻可能不動作或調節功率偏小，導致功率調節偏差過大和積分電量不合格。

（3）變前饋加反饋的功率控制方法和開度與功率雙PID控制方法能適應運行工況的變化，在不同運行水頭和不同系統頻差的情況下，一次調頻性能指標均合格。

（4）計算調整幅度的偏差時，應取相對固定的基準值，不能按理論調整負荷最大值作為基準進行計算。否則，當頻差較小，理論調整負荷最大值較小時，可能會誤考核。