西南电网异步联网试验中向家坝电厂调速器运行情况简析

杨朝磊，李大领，罗泽文，陈华军

（长江电力股份有限公司向家坝电厂，四川省宜宾市 644000）

0 引言

渝鄂背靠背柔性直流工程（以下简称渝鄂工程）2018年12月投产。工程投产后，西南电网将与华中电网实现异步联联网运行，由于交流电网规模减小，频率调节特性发生变化，需要调整华中电网和西南电网频率控制方案，并网电站的调速系统、AGC/AVC、监控系统等均要进行必要的优化改造以适应新的电网特性。

目前西南电网在水电机组大发期间，水电出力占西南电网全网出力90%。当水轮发电机组遭遇系统冲击时，水轮发电机组由于其水轮机特性将会引起水锤效应，而水电机组的水锤效应将使西南电网存在超低频振荡风险。为消除渝鄂背靠背柔性直流工程投运后，极大降低或消除低频振荡的风险，国调组织对西南电网范围内水电厂水轮发电机组的调速器进行优化，根据前期二滩电厂试验数据，对向家坝电站机组的调速器进行优化改造，新增调速器“小网”模式，大幅度减小Kp和Ki等PID调节控制参数（见图1），降低机组一次调频响应和调速相位特性[1-2]。

图1 参数调整前后频率振荡对比（a）调整前；（b）调整后Figure 1 Comparison of frequency oscillation before and after parameter adjustment（a）Before adjustment；（b）After adjustment

后续，按照国家电力调度通信中心统一安排，西南电网调控中心组织实施了西南电网异步联网试验。本文针对西南电网异步联网试验中，向家坝电厂调速器运行情况进行简要分析。

1 试验期间调速器运行情况介绍及分析

1.1 一次调频动作情况

西南电网异步联网试验期间，由于网内频率变化较大，向家坝电站机组一次调频动作频繁。在进行二滩电厂降负荷及锦东电厂、彭水电厂机组无故障跳闸试验时，向家坝左右岸每台机组一次调频动作24次左右；锦苏直流升/降功率试验期间，左右岸每台机组一次调频动作230次左右。经统计，整个西南电网异步联网试验期间，向家坝电站机组一次调频平均每小时动作35次左右，远远高于交流联网模式。交流联网模式下，机组一次调频平均每小时动作次数小于0.1。

异步联网后，西南电网频率总体稳定，由于西南网内水轮发电机组占比大，水轮机调速器调节特性等原因，还是存在一定的频率波动，从而导致网内机组一次调频动作频繁，电网频率波动原因本文不做详细分析，仅分析一次调频动作对向家坝电厂机组调速器的影响。

1.2 试验期间机组停机异常及分析

在锦苏直流降功率试验期间，为进一步验证向家坝电站调速器特性，安排了4F机组开停机操作。4F停机过程中，监控系统报“西南远方连续三次下发异常指令”，向家坝AGC自动切至厂站控制。后经手动配合调整后，重新加入西南电网控制模式。

通过监控事件分析，在西南电网AGC下达负荷调节计划时，由于机组负荷调节速度较慢，未在规定时间内将西南电网AGC下发指令负荷调整到位，导致电厂AGC退出西南电网控制。向家坝电厂AGC调节策略中，需负荷变化累计值大于50MW，AGC才会下达指令进行机组负荷调整。由此可见，西南电网AGC调节策略与向家坝电厂AGC调节策略不一致导致电厂AGC退出西南电网控制。

由图2所示的趋势分析图可见，当一次调频动作时，机组LCU（下位机）不下发新的负荷命令给调速器，但会接收监控系统（上位机）设定值（AGC下发或操作员设定），机组LCU（下位机）将功率调节信号接收并保持。当一次调频动作信号复归后，延时30s后，机组LCU将负荷调节指令下发给调速器，调速器才会开始执行负荷调节指令，最终完成整个负荷调节过程。

图2 一次调频动作时有功调节趋势图Figure 2 Trend chart of active power regulation in primary frequency modulation

2 机组负荷调整应对措施分析

按照西南电网异步联网试验方案，向家坝机组调速器完成参数优化后，需运行在小网开度模式。

向家坝电站调速器进行参数优化后，为尽量减少机组振动区运行时间，优化机组开机并网后负荷调节过程，我们将“开度调节模式”下负荷调整时间与“功率调节模式”下负荷调整（+50MW）时间进行了收集对比，多次平均值对比数据如表1所示：

表1 “开度模式”与“功率模式”负荷调整（+50MW）时间对比表Table 1 Comparisons of“open mode” and“power mode” load adjustment （+50MW）schedules

经过对比，机组调速器“开度调节模式”相较于“功率调节模式”负荷调整耗时明显变长。

在开度调节模式下，AGC或操作员下发负荷指令后，由监控系统通过脉冲方式调节机组的导叶开度来增减负荷。在功率调节模式下，功率调节是由AGC或操作员下发负荷指令后，调速器自身进行功率的调节。功率调节相对于开度调节而言，最主要的不同是在闭环调节中将被控水轮发电机组的功率作为反馈值，并构成调速器的静态特性，其采样精度和调节速率均优于开度调节模式。但在开度模式下，上位机发出调节命令于调速器，调速器根据PID参数内设置，导叶实际开度自动跟踪PID内当前水头、当前负荷下的导叶开度限制，自动调节；开度模式在死区内导叶开度不会变化，可以有效避免频繁调节带来的频率振荡问题，满足西南电网的运行要求。

然而，机组调速器运行在开度调节模式时，负荷调节速率较慢，若与一次调频动作时间叠加，将大大增加机组负荷调整的时间和配合难度，因此需考虑采取一定的应对措施来减少负荷调整时间。经过对机组调速器功率调节模式分析，在调速器有功开环模式下，机组调速器可直接执行LCU下发的相关负荷调节指令，实现机组功率的实时调整。因此我们建议在机组开机并网后，可采取以下两种方式进行负荷调整：①在监控系统中，退出调速器有功闭环模式，在调速器有功开环模式下，通过LCU发令调整导叶开度来实现负荷调整；②将机组调速器控制模式切至现地，由运行人员现场电手动（或机手动）调节导叶开度来实现机组负荷调整。

方式①目前还未进行过实际操作验证，后续需在实际机组开停机时进行验证。方式②在机组开停机实际操作中做过验证，可以实现机组负荷的有效调整，但是存在负荷调整不均匀，机组负荷波动较大等问题，对操作人员技能水平要求较高。理论上，采用以上两种方式调节机组负荷，可以使机组在一次调频频繁动作的情况下，按时满足电网下达的实时发电计划，确保系统内潮流稳定，同时也可以优化机组开机并网后的负荷调节时间，尽量减少水轮发电机组在振动区运行时间。

3 结束语

西南电网异步联网运行试验过程中，电网内未出现低频振荡，向家坝电厂机组一次调频动作频繁，维持了电网频率的稳定。试验期间电厂开停机操作也验证了调速器参数修改后的一次调频与AGC调节的逻辑正确性。但是对于电厂而言，仍然存在一些问题亟待解决：

（1）西南电网AGC策略与电厂AGC策略不一致，负荷过程中会导致电厂AGC退出西南网控，负荷不能实时跟随负荷调节。后续需根据西南网AGC调整策略优化向家坝AGC调整策略，以满足西南电网负荷调整要求。

（2）《水轮机调节系统并网运行技术导则》[3]中规定：“一次调频的优先级高于 AGC 或功率闭环调节，应保证机组一次调频功能始终能够正常发挥，当机组AGC 投入运行或监控系统功率闭环调节方式下，机组一次调频功能应不受监控系统影响，一次调频应与AGC 或功率闭环调节相互协调”。此规定要求一次调频的优先级高于 AGC并相互协调。目前，电厂调速器参数已满足此要求。当电网故障情况下，必定伴随一次调频的频繁动作，一次调频动作闭锁调速器负荷调节指令，此时若电网要求电厂迅速调整机组功率，必定无法满足要求。此种情况下，电厂采取必要措施，尽力满足电网负荷要求，此时可能会导致负荷调整需求与一次调频功能矛盾的情况，这个问题也需进一步讨论。

（3）西南电网异步运行时，电厂一次调频动作频繁，且目前一次调频动作时闭锁有功调节，加之机组调速器在开度模式下，调速器反馈调节速率较慢，机组开机并网后，调整负荷过程中，必定会延长机组在振动区运行时间。机组振动区运行时间长将对水轮发电机组设备产生不利影响。因此，需进一步研究机组负荷调整的优化策略，既要满足电网要求，也要减少水轮发电机组振动区运行时间。