水电站水体机电耦合振荡研究及对策

向 科，张家治

（葛洲坝电厂，湖北省宜昌市 443002）

0 引言

某电站位于长江中上游，属于低水头径流式电站，设计水头18.6m，大坝全厂2606.5m，有大江和二江两个电站。该电站于2016年5月16日和2017年4月13日、5月10日发生了上游水库水位和机组有功功率的耦合振荡（以下简称5.16、4.13、5.10振荡），如图1、图2、图3所示，虽然电厂运行人员及时地发现了振荡现象，并采取有效措施很快平抑了振荡，未给电网和航运的稳定运行造成不良影响，但由于此类振荡不仅严重影响电厂的发电效益，而且对电网稳定运行和航运安全构成了较大威胁，因此，本文着力研究水电站水体机电耦合振荡的原因，并提出有效预防振荡的技术措施，以防止类似振荡再次发生。

1 振荡现象

2016年5月16日，17F机组A级检修完成后进行甩完负荷试验，试验完成后全部机组AGC投入，但12F AGC中途在21：05退出，21：50手动投入；类似有14F、15F、19F。振荡发生的第一阶段：18：30开始出现小幅震荡现象，持续至21：00左右；第二阶段：21：00之后，功率波动开始发散，大江最大波幅220MW，二江最大波幅为59MW，大二江波动反向，波动周期155s。库水位震荡幅度在65.47～66.30m之间波动，期间最大幅度0.91m。

2017年4月13日，大江负荷从6：30～7：30由1100MW增加到1550MW，大江、二江全厂AGC均投入网控方式，12F、14F、15F单机AGC未投入，只投入P调节。振荡发生的第一阶段：7：30～14：30，大江负荷小幅波动，幅度为20MW左右；第二阶段：14：30～16：30，功率波动开始发散。大江有功波动最大120MW，二江有功波动最大50MW，大二江波动反向，波动周期150s。某上游水位在63.6～64.3m之间波动，期间最大幅度0.64m。

2017年5月10日，大江、二江全厂AGC均投入网控方式，9F、12F、14F、15F单机AGC未投入，只投入P调节。大江负荷自1600MW到1740MW调整，二江负荷自1010MW到870MW调整，负荷调整自19：22开始，19：24电站出力发生异常波动，大江电厂有功波幅最大100MW，二江电厂有功波幅最大34MW，大二江波动反向，波动周期150s。上游水位在63.32～63.68m之间波动，期间最大幅度0.36m。

2 边界条件的确定

功率波动可能由多种原因引起，我们对可能引起功率波动的原因进行了逐一分析，得出了引起功率波动的边界条件。

图1 5.16水位与出力图Figure 1 The relation of water level and active power in May 16th

图2 4.13水位与出力图Figure 2 The relation of water level and active power in April 13th

图3 5.10水位与出力图Figure 3 The relation of water level and active power in May 10th

一次调频：由于三次功率波动期间，电网系统频率稳定，一次调频未动作，因此可以排除一次调频的原因。

系统振荡：三次功率波动期间，电网系统稳定，未有振荡事件发生，且大江、二江电站之间无直接的电气连接，但大江、二江功率反向波动，说明由于系统振荡引起的原因可以排除。

AVC、励磁和PSS系统：三次功率波动期间，系统电压稳定，机端电压稳定、无功功率稳定，可以排除励磁和PSS系统问题。

水位波动：三次波动都有针对水库的扰动源存在，库水位波动现象明显，因此功率波动应和水位波动关系密切。

AGC：三次波动都是AGC退出后才逐渐平息，特别“5·10”期间，先退出AGC后功率波动有收敛趋势，后投入AGC功率波动又扩散，说明AGC和功率波动关系密切。

LCU及调速器系统：功率执行环节的延时会加大功率波动趋势，因此LCU及调速器系统和功率波动有一定关系。

通过对功率波动边界条件的分析，我们认为此次功率波动应该属于水体机电耦合振荡。

3 水体振荡起因

通过对这几次的波动数据进行分析，发现大江机组的波动相位相同，二江机组的波动相位相同，大二江机组波动相位相反，波动周期都在150s左右。我们试图从水库波动理论[1]中找出原因。

起波：假设调整前流量为Q（0），水能包括动能和势能，调整过程的流量为Q（t），二江出库流量下降，由于水流惯性力（动能），从机组活动导叶开始到机组进水口再到二江进水流道的水位上升，形成水位波动。

二江“池塘”内波动：机组引水口中心的高程为29m，导流坎高达46.8m，二江水波受黄草坝防淤堤和导流坎的“压迫”（反射作用），造成“池塘”内水位整体抬升，并向右下方传播，水波可分解为大江方向和上游方向。假设二江机组在开度模式下运行，水位上升导致机组流量增加，加上重力的作用，从而导致水位下降。

二江与大江之间波动：二江水位波动越过二江导流坎和大江导流坎以浅水波形式向大江传播。

大江“池塘”内波动：大江导流坎高程达到51.5m，当二江水波进入大江“池塘”后，这个波动在大江防淤堤、大坝和导流坎之间反射，使大江“池塘”水位呈现整体变化态势，引起大江“池塘”水位整体波动，并叠加了小周期的波动。

通过浅水波理论[2]，可以推导出水体振荡周期在150s左右，水深越高，周期越短，如图4所示。和振荡现象吻合。说明当水体有外部激励导致周期为150s的振荡是水库的固有特性。

图4 不同水面高程对应的振荡周期示意图Figure 4 Schematic diagram of oscillation periods corresponding to different water levels

4 水体振荡和功率调节的关系

当水库在外部激励的条件下产生固有周期的振荡，必然会引起全厂功率的周期性变化，而全厂机电系统为了保证功率稳定而进行调节，机组功率调节周期被动跟随水库的振荡周期，后机组功率调节和水库波动相互促进，导致波动加剧。

由于LCU的PID调节是有死区的，当水位波动引起的功率波动在死区范围内时，LCU是不调节的，这时功率波动被动跟随水位波动。当水位继续上升导致功率超出死区后，LCU会反向调节，由于LCU是6s调节一次脉宽，初始脉宽很小，功率继续上升，第二次、第三次脉宽会较大，导致功率会提前水位见顶，所以表现为P调节投入时功率波动相位超前水位波动相位[3]，如图5所示。

要分析AGC和P调节在波动中所起的作用，首先要对AGC的调节策略、P调节的控制原理进行分析[4]。机组负荷调节全过程如图6所示。

图5 2017年4月13日调节相位图Figure 5 Regulation phase diagram in 2017 April 13th

图6 负荷调节全过程Figure 6 Whole process of load regulation

AGC分配策略为：AGC设定值=AGC总给定-未投入AGC机组的实发值。当AGC设定值变化小于25MW时，启动小负荷分配算法，小负荷分配算法如下：AGC触发小负荷分配条件后，根据需要调节负荷的大小，选取调节裕度最大的一台或几台，剩下的机组设定值跟踪实发值。当AGC设定值变化大于25MW时，启动等比例分配算法，等比例分配算法如下：AGC触发等比例分配条件后，所有投入AGC的机组按照容量大小等比例分配。此时有机组未投入AGC的情况下，AGC设定值=AGC总给定-未投入AGC机组的实发值。因为AGC为保证全厂负荷恒定，一旦水位波动导致未投入AGC机组的实发值发生波动，AGC必然会反向调节，会对AGC的设定值有较大影响。并且等比例分配算法启动后，AGC设定值的变化会反应在所有投入单机AGC的机组上，且调节方向一致。

LCU采用定频调脉宽的方式对机组负荷进行PID调节。

调速器调节原理：在并网状态下，调速器在没有进入一次调频模式之前，均是在开度模式，接受LCU的开度调节指令，导叶动作，轮叶根据协联曲线进行随动，实现开度闭环。

结合AGC、LCU、调速器的调节原理，通过对三次功率波动过程分析，可以得出以下结论（见图7）：

（1）全厂AGC投入，功率波动幅度小于等比例负荷分配门槛时，波动会维持或逐渐平息。

（2）在全厂AGC投入、有机组AGC退出或P调节退出的情况下一旦波动幅度超过等比例负荷分配门槛，波动会快速发散，退出AGC机组数量与波动发散速度强相关。

当坝前水位降低/升高→未投AGC或P调节的机组负荷降低/升高→AGC会安排其他机组进行补偿，开/关导叶→坝前水位进一步降低/升高→加剧未投AGC或P调节的机组负荷降低/升高，形成强正反馈。

（3）AGC退出、P调节投入的情况下功率波动可能会缓慢收敛。

（4）AGC退出、P调节退出的情况下波动会快速收敛。

“5·10”时9F、12F、14F、15F的AGC在退出、P调节在投入，由于大二江之间快速转移负荷，水位发生波动，4台未投入AGC的机组负荷一开始波动就超过等比例负荷分配门槛，此时AGC在所有投入AGC的机组之间进行等比例分配，从而形成全厂的调节同步，与水位波动形成正反馈，快速发散。

通过对AGC算法的模拟，可以看出一旦波动超出等比例负荷分配门槛后，大负荷偏差会频繁触发等比例分配，使全厂机组步调一致，加大了水位的波动。并且，执行环节的延时容易引起系统的震荡。AGC需要用50s后的功率值来弥补当前未投入AGC机组的功率波动，本身就会造成波动的叠加。

图7 水体机电耦合振荡关系Figure 7 The relationship of water body and electromechanical coupling oscillation

5 水头波动对机组负荷的影响

通过对各种因素的分析，水头波动对机组的影响主要有：

（1）由于该电站是低水头双调机组，水头运行范围是9.1～27m，对水头变化的反应明显。

（2）水头升高、降低，势能增加、降低，必然会导致机组负荷升高、降低。

（3）在水位一个波动周期内，水头的变化必然引起机组效率的变化，调速器轮叶会调整开度以满足协联要求，放大了机组负荷的波动反应。

通过查看8F运转特性曲线发现，当导叶开度在72%恒定，水头20±0.5m的情况下，负荷波幅可达到±5MW。

通过查阅21F的振摆数据，可以看出随着水位、功率波动，振摆也在周期性的波动，说明机组的效率也在发生变化，反过来也会对功率产生一定的影响。

6 波动原因总结

综上所述，我们可以得出水体机电耦合振荡的原因如下：当水体存在扰动源时，如甩负荷，快速调整负荷等，造成坝前水位波动，周期性升高或降低，此时机组的功率必然随着水位的波动而周期性地升高或降低，未投入AGC的机组负荷周期性地升高或降低，AGC为了保证全厂功率很定，其分配值必然反向波动，周期性地减少或增加，投入AGC机组的导叶关闭或打开，又加剧了坝前水位的波动，形成正反馈。波动快速发展的三要素为：扰动源，引起水位周期性波动；有多台机组未投入AGC或P调节；等比例分配频繁启动。

7 解决方案

由于该电站机组的低水头、双调机组的特性，坝前水位波动难以避免，为防止水体机电耦合振荡的形成，我们着力于以下几点：

（1）将（全厂AGC分配值=全厂总有功给定值-未投入AGC机组的实发值）的策略修改为（全厂有功分配值=全厂有功设定值-未投入AGC机组的PLC返送有功设定值）。

（2）尽量避免多台机组AGC或P调节未投入的运行方式。

（3）一旦发生水体机电耦合振荡，立即退全厂AGC和P调节，置调速器于开度模式，切断正反馈路径。

8 结束语

对于新策略的安全性和可靠性，通过MATLAB仿真模拟多种工况，新策略能够有效防止水体机电耦合振荡，保证机组的安全稳定运行。将新策略应用后，全厂负荷明显稳定，在2018年的岁修甩负荷试验中，水体仍有振荡，但全厂出力稳定，水体振荡很快消除，从而证明了水体机电耦合振荡解决策略的有效性。