提升水轮机调速器机网协调能力的技术研究

蔡卫江

（南瑞集团（国网电力科学研究院）有限公司，江苏 南京211106）

近年来，随着我国装机规模的日益增长，电网规模不断扩大，电网建设得到了快速发展，电网结构也发生了很大变化，一是三峡、澜沧江、雅砻江流域等巨型水电站群，大多采用特高压直流方式输送到广东、华东地区，西南电网将通过特高压直流与四川、云南等交流主网形成异步联网方式，存在联网/孤岛运行方式变化，给电网的安全稳定控制带来新的问题[1]。二是西南地区如云南四川水电占比较高，截止2017年3月，四川水电装机超过全省装机的80%，云南水电占全省装机的70%。水电站引水系统的“水锤效应”带来的负阻尼将显著改变现有电网稳定特性，严重时将引起电网频率的低频振荡[2]。最后随着近期西藏雅鲁藏布江水电的开发，一大批大型水电站如藏木、加查、大古等相继开发和投运，而西藏电网容量较小，存在“大机小网”运行工况。另外我国调速器产品已相继走出国门，在东南亚、非洲等大型电站获得了广泛应用，这些地区与西藏电网类似，同样存在小网运行工况，此外还有雷击等事故造成的机组远方线路跳闸，机组带厂用电或当地较小负荷情况，均需要考虑调速器的特殊控制策略[3]。

目前水轮机调速器的控制策略还不能满足电网新的变化，如2016年5月南方电网开展云南异步联网整体试验，在进行异步后系统小扰动试验期间，电网出现频率波动，范围在49.9～50.1Hz之间，后采取退AGC、退出各大水电厂一次调频才稳定下来。2012年，锦苏直流孤岛试验中也出现频率异常波动现象，波动周期约14s，幅度达到±0.25Hz[4]。2015年1月，藏中电网系统频率、电压出现异常波动，频率最高波动到52.24Hz，最低到47.63Hz，藏木1号机、2号机出现导叶来回抽动油压持续下降现象，造成两台机事故低油压保护动作跳机。

以上电网结构的变化以及发生的一系列安全稳定问题，迫切需要从提升水轮机调速器机网协调能力方面来研究相应的对策。

1 调速器控制模式改进研究

目前，水电机组调速器的控制方式主要有3种：频率模式、功率模式和开度模式，频率模式主要适用于机组空载运行或带较小负荷（如厂用电）运行，开度模式和功率模式主要适用于机组并网运行，一般主要考虑大电网（联网）运行方式，3种模式下调速器的PID调节参数一般也不相同。以上的控制模式主要适用于大型同步电网，但近年来随着电网结构变化，异步联网、直流孤岛、区域小网模式的出现，水轮机调速器面临异步联网的切换、直流孤岛运行、孤立电网运行等新情况，常规的3种调节模式已经难以适应电网各种运行情况的控制，甚至成为高占比水电异步电网超低频振荡的诱因，必须研究新环境下调速器针对异步联网、直流孤岛、孤网运行模式的准确识别、参数优化及切换策略。

为应对超低频率振荡，根据电网同步、异步联网转换的实际需求，本文提出了灵活适应电网形态的的调速系统多模式切换控制原则。控制策略核心是新增一个适应电网异步联网形态的小网模式，并启用孤网模式。大网、小网、孤网3个模式实现在线无扰灵活切换。各模式功能定位如下：

（1）大网模式：交流同步联网使用，可有条件切换至孤网模式；

（2）小网模式：直流异步联网或“大机小网”使用，可有条件切换至孤网模式；

（3）孤网模式：适应机组带地区小电网或厂用电运行的模式。

各模式之间的转换条件如图1所示：

图1 调速器运行模式切换及参数配置示意图

各模式之间的切换主要有2种情况，一是通过外部输入指令判断，主要指远方各断路器位置信号，或安稳控制装置给出的“直流孤岛”、“联网”、“双极闭锁”等信号。还有一种是调速器根据频率、有功自动判断。目前常用的自动判别方法主要以频率偏差为依据，在此基础上，增加有功功率作为辅助判断。当机组处于并网工况，但系统频率检测超过50±0.5Hz（可修改），机组有功大于10%额定时（可修改），延时1s，调速器转换到小网工况，当频率超过50±0.5Hz，有功小于10%额定时，延时1s，调速器转换到孤网工况。小网或孤网切换回大网的判断：可以通过一段时间内（一般3min）检测频率是否一直在该范围内来判断，但考虑到测频信号毛刺的影响，本文采用了一定的滤波算法，频率每20ms检测一次，3min内频率的测量值共9000点，若超过80%的数据点均在49.9～50.1Hz范围内（本文称为频率概率统计法），则判断机组已经回到大网工况。

2 调速系统参数优化

水轮机调速器调节原理框图参见图2，主要调节参数包括比例、积分、微分增益、频率死区、功率死区、开度限制、调差率等，“孤网”、“小网”、“联网”模式下的调节参数均有不同，需要进行准确识别和参数切换，每种运行工况下还要考虑参数的优化问题。

图2 水轮机调速系统调节原理框图

针对机组联网、小网、孤网不同运行工况，对调速器控制要求较高，需要研究调速器调差率、频率死区、PID调节参数变化、开度（功率）上下限设置等问题，并考虑上述因素之间的配合和优化。如图2所示，联网工况下，主要考虑2种工况，一种是开度模式，一种是功率模式，其人工频率死区（一般要求为 0.05Hz）、调差率（一般要求为 4%）、功率限幅均按系统要求设置，其PID调节参数一般通过现场试验来整定，主要是通过一次调频试验，频率阶跃扰动，考核调速器的反应时间、调节时间及稳定时间是否满足并网导则要求，功率模式下，还需要进行负荷扰动试验，通过负荷阶跃扰动，考核功率调节时间，超调量等来确定，功率调节死区一般设置为0.5%～1%。

小网模式下，最理想的方式就是现场试验确定，但由于涉及的范围较广，波及电网、机组、控制设备等，现场难以实施。也可以通过仿真建模分析，但由于建模需要较精确的现场数据，一般很难完全获取，需要估算，优化出的参数也难以准确。目前较简单的方法就是根据现场经验确定。可以依据机组负载和空载参数，参照工程经验来初步确认，主要是比例和积分，该参数的特点是比空载大，但比负载参数小，另外频率死区的选择也很重要，一般孤网模式下，死区比联网模式要大0.1～0.2Hz，调差系数一般设置为1%。为了防止机组进相，转入孤岛模式后还应设置最小开度限制，该经验参数还需要经过现场运行考验。

孤网工况下，目前主要指带厂用电或地区小负荷，一般按空载工况考虑，可以考虑采用空载频率扰动试验确定的PID调节参数，人工频率死区和调差系数可以设置为零，开度限制可以考虑为空载开度的2倍左右。

3 调速器机网协控制技术研究

3.1 水锤效应的抑制和改善

“水锤效应”是指水轮机调节过程中由于水流惯性，使得引水系统压力反向变化，导致发电机有功功率反向调节的现象，由于水电机组水流惯性时间常数难以在短时间内改变，水轮机综合调节系数e值与水轮机运行工况紧密相关，也难以控制[5]。水电机组快速带大负荷过程中如何既可以减少甚至避免功率反调，同时又可以保证带负荷的速动性，可以从优化导叶关闭速率为切入点，开展调速系统的控制策略优化。研究导叶关闭规律采用“慢-快-慢”的柔性控制方式，来达到在水电机组负荷调整过程中减少水锤效应引起的功率反调幅值，又满足带负荷的速动性的可行性。

基于减小“水锤效应”的分段变速率调速控制技术，相比于当前实际机组的运行控制策略，该研究的“分段变速率调速控制”具有更多的“柔性调节”（图3）。通过变速率控制，有效减小机组快速开启、关闭导叶过程带来的较为明显的“水锤效应”。主要策略如下：若导叶处于稳态（动作速率小于某值），当导叶给定与反馈偏差突然变大时，投入柔性控制（限制导叶给定变化速率），延时一段时间退出，导叶则以正常速度开启（关闭）。

图3 导叶柔性控制示意图

目前国内主要调速器厂家已开展这方面研究，已经开始局部工程应用。

3.2 调速器GPSS控制

开展水轮发电机组的稳定控制研究对于提高电力系统的稳定性具有重要的意义，同步发电机组装设GPSS是改善电力系统稳定性的简单而有效的措施之一。针对电力系统的稳定控制，目前主要是在发电机的励磁控制装设电力系统稳定器PSS，这种控制方式保留了以发电机机端电压为输入的控制器，此外增加了一个发电机转速或频率或功率偏差的附加控制，实践应用已取得了较好的控制效果。参考励磁系统，PSS也可以装设在同步发电机的调速系统侧，这种PSS简称GPSS，GPSS只改变本机组原动机的输入功率，而不参与系统电磁功率的改变，具有多机解耦特性，从而避免了安装地点选择和参数协调的问题，国外曾对水轮机组加装GPSS进行过现场实验，得出可以提高机组稳定性的结论。

水轮机调节大多采用PID调节规律，液压系统则可以简化为一节惯性环节，其中惯性时间常数为TS，考虑调速器GPSS控制，其模型可以用图4表示。

图4 调速器GPSS控制框图

与励磁系统类似，GPSS环节由放大环节、超前-滞后环节、隔直环节组成，表述如下：

式中，K-GPSS的增益；T1，T2，T3，T4- 超前，滞后环节的时间常数，单位：s；TW-隔直环节时间常数，单位：s。

已有研究资料表明[6]：水轮发电机组加装GPSS附加控制，无论对于大小扰动，都能够很好地改善水电系统的稳定性能。结合其他先进控制技术，无论是对于电网运行工况变化、GPSS自身参数变化、对于扰动强度的大小，还是对于模型的精确程度以及类型都具有较强的鲁棒性。

4 现场试验及测试

2017年7月12日，在北京召开了西南电网水电机组调速系统参数调整方案评审会。确定了水电调速系统参数优化调整技术方案，明确了纳入调整范围的机组调速系统增设小网模式。直流联网后正常运行在小网模式下，大扰动下可自动切换至孤网模式运行。具体要求如下：

（1）异步后调速系统正常运行基于开度调节的小网模式。

（2）调速一般具备大网、小网、孤网3个调节模式（参数），3个模式具有基本一致的调节框图；并可由远方和现地切换。

（3）大网模式及小网模式均可自动和手动方式切换至孤网模式运行，但孤网模式需要设置一定条件自动返回大网或小网模式。

（4）调速系统在孤网模式运行下应可以正常调节机组出力。

（5）监控系统AGC应与调速系统正常频率调节协调。

（6）水电机组调速系统一次调频不宜采用在调频死区附近增大一次调节速度或调节幅度的功能（即“增强型”一次调频）。已投入增强型一次调频的应退出运行。

2018年5月开始，中国电科院在西南电网开展了100多台大型水轮发电机组调速器的模式切换及参数优化试验。通过现场静态测试、动态测试、切换试验等，对大网、小网、孤网模式切换及参数进行了统一确认，确保升级后的机组运行稳定，参数配置合理，对西南电网的安全稳定提供了有力支撑。

5 结语

本文针对近期电网结构发生的变化，如西南电网水电装机已接近70%，特高压远距离直流输电带来的异步联网方式，西藏以及东南亚国家“大机小网”运行工况的出现，以及区域供电等，给电网安全稳定控制带来的诸多问题。提出了水轮机调速器侧的控制策略，包括调速器控制模式改进研究，调速系统参数优化，水锤效应的抑制和改善，调速器GPSS控制，最后给出了现场试验及测试情况。论文研究表明，采用水电机组调速器机网协调控制策略，可以提高电力系统抑制振荡的能力，提升电力系统的安全稳定性能。