联网孤网情况下调速系统切换问题的研究

詹维勇，刘兴胜，翟 鹏，马晨原，彭金宁

（1.华能果多水电有限公司，西藏 昌都854000；2.西安热工研究院有限公司，陕西 西安710061）

果多水电站安装4台单机容量为40MW的混流式水轮发电机组，额定水头51m，电站保证出力33.54MW，设计年发电量8.319亿kW·h。电站单机容量约占昌都电网装机容量17.3%，单机满发时的电量（kW·h）约占全网最大日负荷容量（kW）的70%以上[1，2]，是昌都电网的主力电源点。由于果多水电站单机容量占昌都电网容量比重大，机组的稳定运行对电网安全至关重要。昌都电网通过川藏联网向华北电网送电，果多水电站是西藏清洁水电能源向东部输送的重要工程。由于昌都电网存在与四川电网联网运行和本地电网孤网运行两种模式，果多电站水轮机调速器在负载运行时需要具备联网和孤网两种控制方式，本文着重研究水轮机调速器孤网/联网方式在线稳定切换的问题[3-5]。

1 调速器功率调节的主要控制策略及其存在的问题

由于川藏联网运行时昌都电网系统频率波动小于0.05Hz，孤网运行时频率波动超过0.5Hz。因此，果多水电站水轮机调速器负载运行存在联网和孤网2种控制方式。这两种控制方式是针对系统内特性发生重大变化时，为调速器负载运行设计的变结构、变参数控制方式。果多水电站联网与孤网运行控制参数见表1，调速器控制原理框图如图1所示，其中虚线部分为调速器负载运行程序变结构变参数部分。

表1 联网/孤网方式控制参数对比

图1 调速器原理框图

1.1 联网控制方式

联网控制时调速器处于开度模式，由监控系统完成功率闭环计算。如图1，调速器“负载参数”部分调用负载联网参数计算一次调频动作的导叶开度。在电网运行方式由孤网运行变化至联网运行时，调速器可通过手动切换或自动切换进入联网控制方式。当运行人员在监控上位机画面选择孤网转联网按钮进行手动切换或系统频率波动小于±0.3Hz时，延时30s调速器自动转入联网控制。

1.2 孤网控制方式

昌都电网孤网运行时系统频率变化剧烈且频繁，调速器在孤网方式时增加了一次调频死区宽度。如图1，调速器“负载参数”调用负载孤网参数计算一次调频动作的导叶开度。因为调差系数不变则理论上的调频增量不变，调速器设置了自动进入孤网控制的功能：当系统频率波动大于±5Hz，延时1s后自动转入孤网控制。

1.3 导叶开度指令计算

导叶开度指令计算：调速器将功率、频率调节需求的功率量折算为导叶开度变化量，生成导叶附环的设定值，如图1所示。导叶附环输出导叶开度增量指令，调节器根据该指令直接调节导叶开度。导叶开度指令的计算公式如式1：

式1中：OPCMD导叶开度指令；PGV功率开度设定值；NLOP空载开度；PIDOUT负载参数PID输出。

1.4 功率开度设定值计算和切换修正计算

调速器功率开度设定值计算回路接收并转换监控系统下发的功率脉冲指令，计算出功率开度的设定值并调节导叶开度。调速器负载运行时，0.5s的监控功率指令脉宽对应导叶开度变化1%。若监控功率指令脉宽大于2s则调速器判指令为坏值且不执行。为实现导叶手/自动切换时平稳无扰，程序在功率开度设定值计算中设计了PGV的修正算法，如式2：

式2中：C开度修正值。

开度修正值按照计算永态转差系数的方法，根据动态频差实时计算开度修正值，算法如式3：

式3中：Bp永态转差系数。

1.5 存在问题

（1）导叶由自动切为手动后，导叶开度指令不跟踪导叶实际开度。

程序通过功率开度设定值中的修正值，计算当前频率偏差对应的导叶开度，用修正值抵消一次调频引起的导叶开度指令变化量，而不是令导叶开度指令跟踪导叶实际开度。

（2）开度修正值在频差动态变化中不能始终与负载参数PID输出保持一致。

开度修正直接按照频差和开度的关系一次计算完成，而负载参数PID输出要经过负载参数计算，开度修正与负载参数PID通过不同路径分别计算。因为后者是PID计算值，积分作用造成负载参数PID输出在未达到稳态时始终滞后于开度修正计算值。由于昌都电网“大机小网”的特殊性，果多电站一次调频负载参数中的积分系数Ki较小，造成积分时间较长，致使机组和电网在短时间内差值较大，该差值造成导叶切换瞬间的扰动。

（3）负载参数PID输出未达到稳态时切换，导叶动作方向与一次调频规律相反。

为实现调速器切换时无扰动，程序通过功率开度设定值计算对导叶开度指令进行修正。将式2代入式1：

式4中：OPCMD＇导叶开度指令旧值。

由式4，当频差进入稳态或频差小于一次调频死区时，负载参数PID输出等于开度修正值，则切换时无扰动。若切换时频率大于死区且负载参数PID输出未达到频差对应的稳态值时，由于开度修正值的绝对值大于负载参数PID输出的绝对值，导叶动作方向与一次调频动作规律相反，即频差高时切换导叶开大，频差低时切换导叶关小。同理，调速器在手动/自动切换，A/B套切换，开度/功率模式切换等容错切换过程中均存在上述风险。

（4）孤网与联网控制方式切换中的风险。

联网控制方式的一次调频死区小于孤网方式，且机组由孤网转联网可由运行人员无条件手动切换，故存在方式切换后导叶开度随频差同向动作的可能。由于该电站机组在电网中所占比重较大，机组功率变化对系统频率影响明显，调频的反向动作可能快速恶化系统频率。

1.6 调试中导叶在手/自动切换时的异常动作

果多电站机组在调试运行阶段发现调速器在频差大于一次调频死区时进行手/自动切换导叶出现异常动作，造成机组对一次调频出现反向调节，如图2所示。

图2 机组导叶在手/自动切换时的异常动作

由图2可看出：

17：43：37：040 机组导叶在手动，退出全厂 AGC，机组频率f=49.80Hz，导叶开度Y=43.82%；

17：45：58.592 机组孤网模式投入，机组频率f=50.11Hz，导叶开度Y=43.78%；

17：47：39.747机组频率f=50.12Hz，导叶切自动，导叶开度由Y=43.77%下降至37.68%；

17：51：44.770 导叶切手动，转联网模式，手动加负荷由14.5MW至18MW。

由于一次调频死区设置为零，导叶动作幅度满足一次调频规律，但动作方向与一次调频规律相反，且动作速率较正常速率要快。

2 控制难点及优化

图2的异常现象造成系统频率在约9s内下降了1.3Hz，果多电站特殊的机网关系决定了在该系统控制中应保证机组正常运行对电网的扰动较小。所以调速器程序必须实现手/自动无扰切换。为此提出了以下的解决方案。

2.1 方案一

为了解决原方案中修正计算值C和PIDOUT的输出不能实时相等的问题，这里对开度修正值增加PIDOUT的修正项，则开度修正值变为式5：

式5中：PIDOUT项只在手/自动切换中消除负载参数PID的作用。

2.2 方案二

增加导叶开度指令跟踪回路、频率跟踪回路和功率开度设定值跟踪回路，优化后调速器原理框图如图3所示。

图3 优化后的调速器原理框图

调速器由自动切换为手动方式运行后，切换开关SW1保持使能动作状态，直到切换回自动方式运行为止。导叶开度指令迅速跟踪开度反馈。频差计算暂停，负载参数PID输出归零。防止远方指令影响功率开度，设定PGV处于自保持跟踪状态。

为实现调速器程序在大小网切换，A/B套切换，开度与功率模式切换时均满足无扰要求，故在上述切换过程中令SW1使能5s。

3 优化后的效果

使用MATLAB仿真，对优化方案一和二的结果进行对比。

3.1 联网运行手/自动切换的对比

模拟机组在联网方式下运行，频率偏差为-0.3Hz时，进行手/自动切换。图4为导叶动作规律和机组功率变化的仿真过程。

图4 联网方式下手自动切换

由图4可以看出，两种方案下机组响应频率变化方向正确，稳态时都能达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度。但是二者的动态过程区别明显：方案一，导叶动作速率明显较快，大于一次调频的正常动作速率，功率反调较明显；方案二作用下机组响应一次调频的速率正常。

这是由于方案一在修正时没有考虑负载参数PID对切换结束后一次调频的影响，导叶的动作速度仅受导叶开度副环和液压系统速率限制，故其速率较正常一次调频的速率要快。

3.2 大机小网系统方案对比

图5、6是在电网负荷较小时对测试机组模拟系统频率大于死区0.2Hz，机组导叶在两种方案下的动作规律及对系统频率和同网内其他机组的影响。

图5 方案一在大机小网中的仿真

图6 方案二在大机小网中的仿真

由图5，6可以看出，被测试机组在电网中占比较大，其功率变化对系统频率影响明显。当导叶开始关闭，系统频率随被测试机组负荷减小迅速下降，同网机组在一次调频作用下迅速增大机组出力，系统频率在波动数次后逐渐稳定在较的低频率位置，随后在AGC作用下系统频率逐渐上升，重新恢复到额定值附近。

图5中由于导叶仅在导叶开度附环作用下关闭速度较快，系统频率下降深度大于图6。图6中同网内机组一次调频动作更加剧烈。一次调频动作猛烈对同网内参与调频机组的液压系统造成较大压力，若同网内调频机组调速液压系统失压将造成同网内参与调频机组跳闸，或引起事故扩大。

4 结论

本文基于水电站调速器导叶手/自动切换中的异常动作的问题，提出2种优化的控制方案，并通过仿真对比进行可行性分析。通过仿真测试，两种方案均能解决机组导叶在手/自动切换时的异常动作问题，但调节效果略有差别。

通过分析得知：方案一的实现方法更为简单，但存在应用于“大机小网”中由于负荷大幅度波动而影响邻机一次调频正常动作的风险。方案二通过更改调节模型结构，使机组在联网、孤网转换；功率模式、开度模式转换；手/自动等模式切换过程中功能可正常实现，提高了机组模式切换的稳定性，对机组安全稳定运行提供了保障。