CN112039089B - 一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，针对全功率变速恒频抽水蓄能机组发电运行工况，提出一种变频器调节机组功率，调速系统调节频率的快速功率控制方法，同时针对该控制模式下机组频率振荡问题，提出相应的频率振荡抑制方法。该方法的核心思想在于，利用变频器的毫秒级控制能力，实现机组功率的快速控制；在机组功率调节暂态过程中通过调速器参数优化整定，同时配合调速器附加控制和变频器附加控制抑制机组频率振荡。本发明为全功率变速恒频抽蓄机组快速功率调节和频率振荡抑制提供了技术手段。

Description

一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法

技术领域

本发明属于变速恒频抽蓄机组运行调节技术领域，具体涉及一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法。

背景技术

采用基于IGBT的全功率电力电子变换器的变速恒频抽水蓄能机组目前为国内技术空白，尚无成熟设备和产品，也鲜有相关理论研究。

基于全功率电力电子变换器的变速恒频抽蓄机组，在设备上其基本构成有两部分：在发电机侧采用可变速水泵水轮机，在电网侧采用基于IGBT的变频器。受水力系统和机械系统惯性影响，发电机功率响应时间尺度在秒级，而变频器的调节响应时间尺度为毫秒级，两者控制响应时间尺度差异巨大。机组处于发电运行状态时，功率和频率调节存在多种方式，一是变频器调节功率，机组调速系统调节频率；二是变频器调节机组频率，机组调速系统调节功率。

变频器调节机组功率，机组调速系统调节频率模式下，由于变频器的快速调节特性，机组的功率调节性能好，但由于水轮机的水锤效应影响，机械功率滞后，机组频率可能发生长时间振荡，对机组安全运行带来重大安全隐患。减小调速器PID参数，有助于抑制该振荡，但过小的PID参数不利于频率恢复，也可能使得超低频模态周期变长，进一步减缓频率恢复。

然而，全功率变速恒频抽水蓄能机组处于技术空白，相关研究较少，给机组的运行和控制及频率调节性能提升带来了极大挑战。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是现有技术中变频器调节机组功率，机组调速系统调节频率模式下，由于变频器的快速调节特性，机组的功率调节性能好，但由于水轮机的水锤效应影响，机械功率滞后，机组频率可能发生长时间振荡，对机组安全运行带来重大安全隐患的问题，目的在于提供一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，解决上述背景技术中遇到的问题。

本发明通过下述技术方案实现：

一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，包括如下步骤：

S1：建立抽蓄机组水轮机模型；

S2：建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型；

S3：计算调速系统阻尼水平或根据仿真结果，对调速系统频率控制PID参数进行整定；

S4：根据水轮机模型和接入电网系统小信号模型及仿真结果，对调速系统附加频率控制器参数进行整定；

S5：参数整定后根据调速系统以及调速器附加频率控制器控制策略获得机械转矩T_m；

S6：根据机组励磁系统获得励磁电压E_fd；

S7：在励磁电压E_fd的控制状态下，将机械转矩T_m送入发电机，获得电磁功率；

S8：根据水轮机模型和接入电网系统小信号模型及仿真结果，对整流器附加频率控制器参数进行整定；

S9：根据整流器附加频率控制器获得调整后的机组功率；

S10：将电磁功率和调整后的机组功率送入整流器和逆变器获得调整后的机组频率并将其并入电网。

本发明针对全功率变速恒频抽水蓄能机组发电运行工况，提出一种变频器调节机组功率，调速系统调节频率的快速功率控制方法，同时针对该控制模式下机组频率振荡问题，提出相应的频率振荡抑制方法。该方法的核心思想在于，利用变频器的毫秒级控制能力，实现机组功率的快速控制；在机组功率调节暂态过程中通过调速器参数优化整定，同时配合调速器附加控制和变频器附加控制抑制机组频率振荡。本发明为全功率变速恒频抽蓄机组快速功率调节和频率振荡抑制提供了技术手段。

进一步地，一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，所述S1具体为在机组初始运行负荷和水头状态下，建立水轮机模型。

进一步地，一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，所述S2具体为根据抽蓄发电系统最低运行水头和最高机组负荷，建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型。

进一步地，一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，所述S3具体为根据抽蓄发电系统最低运行水头和最高机组负荷，建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型，并计算系统阻尼水平，寻找一组频率控制PID参数，使得超低频振荡模态阻尼比ζ＞ζ_min，ζ_min为允许最低的超低频振荡模态阻尼水平。此方法是通过计算阻尼水平，来整定频率控制PID参数。

进一步地，一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，所述S3具体还可以为采用仿真手段，建立抽蓄机组接入电网系统仿真模型，寻找一组频率控制PID参数，使得扰动后机组频率呈现衰减振荡，并尽快趋于稳定。此方法是根据仿真结果，来整定频率控制PID参数。

上述两个方法是并列的、可选的两个方法。

进一步地，一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，所述S4中参数整定具体包括如下步骤：

S41：利用S2在最恶劣方式下建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型，计算闭环系统超低频振荡模态的幅值和相位，超低频振荡模态特征根用下式表示：λ＝σ+jω，式中，λ为超低频振荡模态特征根，σ为特征根实部，ω为特征根虚部；

S42：根据步骤S41的闭环系统超低频振荡模态，将λ代入调速系统开环传递函数，求取其幅值和相位θ，根据相位大小确定相位补偿单元个数n，平均分配各补偿单元的补偿相位

补偿环节的时间常数T₁和T₂可由下式确定：

S43：通过仿真确定附加频率振荡控制增益k_Gpss，取为临界增益k_Gpssmax的二分之一，仿真中k_Gpss由小到大调整，直至系统失去稳定即可确定临界增益k_Gpssmax。

根据水轮机模型和接入电网系统小信号模型及仿真结果，对整流器附加频率控制器参数进行整定。

本发明总体控制原理为：

整流器接受机组输出功率P_g和功率参考指令P_ref，并通过整流器附加频率控制器，调整机组功率；同时接受整流器端口无功功率测量值Q_R和无功功率参考值Q_refR(该值一般设定为0)，控制整流器和机组交换的无功功率。整流器附加频率控制器加入使能信号，正常情况下不投，在调速器附加频率控制无法完全抑制超低频振荡情况下投入。

逆变器通过变频器测量直流电压u_dc和直流电压参考值u_dcref，经过直流电压控制器控制直流电压，以此满足整流器和逆变器稳定运行需求；同时接受逆变器端口无功功率或电压测量值Q_I/V_I以及无功功率或电压参考值Q_refI/V_refI，控制逆变器和电网交换的无功功率或者控制电网电压。

调速器根据机组或上层频率控制指令ω_ref，经过调速器系统以及调速器附加频率控制器控制，由水轮机输出机械转矩T_m，发电机接受该机械转矩，形成电磁功率。

机组励磁系统根据测量电压V和电压参考值V_ref，经过励磁调节系统控制后输出励磁电压E_fd，以此来调节机组电压。

本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：

本发明针对全功率变速恒频抽水蓄能机组发电运行工况，提出一种变频器调节机组功率，调速系统调节频率的快速功率控制方法，同时针对该控制模式下机组频率振荡问题，提出相应的频率振荡抑制方法。利用变频器的毫秒级控制能力，实现机组功率的快速控制；在机组功率调节暂态过程中通过调速器参数优化整定，同时配合调速器附加控制和变频器附加控制抑制机组频率振荡。本发明为全功率变速恒频抽蓄机组快速功率调节和频率振荡抑制提供了技术手段。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：

图1为考虑机组初始运行状态的改进水轮机小扰动模型。

图2为调速器附加频率振荡控制框图。

图3为整流器附加频率振荡控制框图。

图4为变速恒频抽蓄机组及变频器系统总体控制逻辑。

图5为全功率变速恒频抽蓄机组接入电网示意图。

图6为全功率变速恒频抽蓄机组变频器机侧控制策略示意图。

图7为全功率变速恒频抽蓄机组变频器网侧控制策略示意图。

图8为全功率变速恒频抽蓄机组调速系统控制策略示意图。

图9为全功率变速恒频抽蓄机组励磁系统控制策略示意图。

图10为发电机无附加频率控制效果图：(a)为机组功率；(b)为机组频率；(c)为功率指令。

图11为调速系统附加频率控制效果图：(a)为机组功率；(b)为机组频率。

图12为整流器附加频率控制效果图：(a)为机组功率；(b)为机组频率。

图13为调速器和整流器共同附加频率控制效果图：(a)为机组功率；(b)为机组频率。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。

实施例

本发明一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，包括如下步骤：

S1：建立抽蓄机组水轮机模型；

S2：建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型；

S3：计算调速系统阻尼水平或根据仿真结果，对调速系统频率控制PID参数进行整定；

S4：根据水轮机模型和接入电网系统小信号模型及仿真结果，对调速系统附加频率控制器参数进行整定；

S5：参数整定后根据调速系统以及调速器附加频率控制器控制策略获得机械转矩T_m；

S6：根据机组励磁系统获得励磁电压E_fd；

S7：在励磁电压E_fd的控制状态下，将机械转矩T_m送入发电机，获得电磁功率；

S8：根据水轮机模型和接入电网系统小信号模型及仿真结果，对整流器附加频率控制器参数进行整定；

S9：根据整流器附加频率控制器获得调整后的机组功率；

S10：将电磁功率和调整后的机组功率送入整流器和逆变器获得调整后的机组频率并将其并入电网。

在额定工况下测得水轮机水锤时间常数T_w。所述S1具体为在机组初始运行负荷和水头状态下，建立水轮机模型。水轮机模型如图1所示：图1中，y为实际导叶开度，P_m为水轮机输出机械功率，T_w为额定水锤效应时间常数或实测水锤时间常数，s为微分算子，H₀为水头初始稳态值，P_m0为某个状态的机组出力。

所述S2具体为根据抽蓄发电系统最低运行水头和最高机组负荷，建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型。

所述S3具体为根据抽蓄发电系统最低运行水头和最高机组负荷，建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型，并计算系统阻尼水平，寻找一组频率控制PID参数，使得超低频振荡模态阻尼比ζ＞ζ_min，ζ_min为允许最低的超低频振荡模态阻尼水平。此方法是通过计算阻尼水平，来整定频率控制PID参数。

所述S3具体为采用仿真手段，建立抽蓄机组接入电网系统仿真模型，寻找一组频率控制PID参数，使得扰动后机组频率呈现衰减振荡，并尽快趋于稳定。此方法是根据仿真结果，来整定频率控制PID参数。

调速系统附加控制抑制频率振荡采用n级超前滞后环节的调速器附加控制增加超低频模态阻尼，其控制框图如图2所示：图中，k_Gpss为附加频率振荡控制增益，T₁、T₂分别是相位补偿环节时间常数，s为微分算子，Δω_max、Δω_min分别为附加频率振荡控制运行的频率调整量上下限。

所述S4中参数整定具体包括如下步骤：

S41：利用S2在最恶劣方式下建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型，计算闭环系统超低频振荡模态的幅值和相位，超低频振荡模态特征根用下式表示：λ＝σ+jω，式中，λ为超低频振荡模态特征根，σ为特征根实部，ω为特征根虚部；

S42：根据步骤S41的闭环系统超低频振荡模态，将λ代入调速系统开环传递函数，求取其幅值和相位θ，根据相位大小确定相位补偿单元个数n，平均分配各补偿单元的补偿相位

补偿环节的时间常数T₁和T₂可由下式确定：

S43：通过仿真确定附加频率振荡控制增益k_Gpss，取为临界增益k_Gpssmax的二分之一，仿真中k_Gpss由小到大调整，直至系统失去稳定即可确定临界增益k_Gpssmax。

整流器附加控制抑制频率振荡采用n级超前滞后环节的整流器附加控制增加超低频模态阻尼，其控制框图如图3所示：图中，k_GFC为变频器附加频率振荡控制增益，T₃、T₄分别是相位补偿环节时间常数，s为微分算子，ΔP_FCmax、ΔP_FCmin分别为允许的功率调整量上下限。其他参数为变频器定有功功率控制系统参数。控制参数根据S4整定。

以下结合附图和实施例对本发明方法进行描述和控制效果验证：

设计了额定容量为5MW的全功率变速恒频抽蓄试验机组，机组变速范围为额定转速的±10％，机端额定交流电压3.3kV，额定直流电压5.5kV，机组和变频器允许的运行电压范围为额定交流电压的±10％。

机组接入电网示意图如附图5所示。

整流器的详细控制逻辑如附图6所示，功率参考指令设定为P_ref＝4MW，无功功率参考指令设定为Q_refR＝0；

逆变器的详细控制逻辑如附图7所示，直流电压参考值设定为u_dcref＝5.5kV，无功功率指令设定为Q_refI＝0；

整流器和逆变器dq控制环比例、积分增益均为2和5；

调速系统的详细控制逻辑如附图8所示，设定调速器频率指令ω_ref＝50Hz；水锤时间常数T_w＝2.5s，调速器频率控制PID参数整定为，k_p＝1，k_i＝0.1，其他均为典型参数。

励磁系统的详细控制逻辑如附图9所示，励磁参考电压为1，励磁系统放大倍数为280，其他均为典型值；

根据机组及控制系统参数，建立小信号模型，求得超低频振荡模态特征值为：λ＝-0.2391+0.5997j，调速系统相位为1.7486rad，采用两级超前滞后环节，求得T₁＝4.5931s，T₂＝0.6054s，根据仿真确定增益k_GFc为0.08。

整流器附加频率控制增益k_PFC为0.7，其他采用与调速器附加频率控制相同参数。

图10a—10c为无附加频率振荡控制效果图，图11a—11b为调速器附加频率控制效果图，图12a—12b为整流器附加频率调制效果图，图13a—13b为调速器和整流器附加频率调制效果图。无附加控制时，机组频率50s后尚未恢复稳定，电磁功率跟随阶跃指令，加入调速器附加频率控制后30s恢复稳定，最低频率46Hz，电磁功率跟随阶跃指令；加入整流器附加频率控制后，30s恢复稳定，最低频率46.9Hz，电磁功率有所滞后，7s达到指令值；同时加入调速器和整流器附加频率控制后，频率约30s恢复稳定，最低频率47.1Hz，电磁功率5s达到指令值。以上仿真对比图充分说明了本发明所提方法的正确性和有效性，采用本发明方法，显著抑制了机组的频率振荡。

以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1：建立抽蓄机组水轮机模型；

S2：建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型；

S3：计算调速系统阻尼水平或根据仿真结果，对调速系统频率控制PID参数进行整定；

S4：根据水轮机模型和接入电网系统小信号模型及仿真结果，对调速系统附加频率控制器参数进行整定；

S5：参数整定后根据调速系统以及调速器附加频率控制器控制策略获得机械转矩T_m；

S6：根据机组励磁系统获得励磁电压E_fd；

S7：在励磁电压E_fd的控制状态下，将机械转矩T_m送入发电机，获得电磁功率；

S8：根据水轮机模型和接入电网系统小信号模型及仿真结果，对整流器附加频率控制器参数进行整定；

S9：根据整流器附加频率控制器获得调整后的机组功率；

S10：将电磁功率和调整后的机组功率送入整流器和逆变器获得调整后的机组频率并将其并入电网。

2.根据权利要求1所述的一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，其特征在于，所述S1具体为在机组初始运行负荷和水头状态下，建立水轮机模型。

3.根据权利要求1所述的一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，其特征在于，所述S2具体为根据抽蓄发电系统最低运行水头和最高机组负荷，建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型。

4.根据权利要求1所述的一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，其特征在于，所述S3具体为根据抽蓄发电系统最低运行水头和最高机组负荷，建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型，并计算系统阻尼水平，寻找一组频率控制PID参数，使得超低频振荡模态阻尼比ζ＞ζ_min，ζ_min为允许最低的超低频振荡模态阻尼水平。

5.根据权利要求1所述的一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，其特征在于，所述S3具体还可以为采用仿真手段，建立抽蓄机组接入电网系统仿真模型，寻找一组频率控制PID参数，使得扰动后机组频率呈现衰减振荡，并尽快趋于稳定。

6.根据权利要求1所述的一种变速恒频抽蓄机组快速功率控制及频率振荡抑制方法，其特征在于，所述S4中参数整定具体包括如下步骤：

S41：利用S2在最恶劣方式下建立抽蓄机组接入电网系统小信号模型，计算闭环系统超低频振荡模态的幅值和相位，超低频振荡模态特征根用下式表示：λ＝σ+jω，式中，λ为超低频振荡模态特征根，σ为特征根实部，ω为特征根虚部；

S42：根据步骤S41的闭环系统超低频振荡模态，将λ代入调速系统开环传递函数，求取其幅值和相位θ，根据相位大小确定相位补偿单元个数n，平均分配各补偿单元的补偿相位

补偿环节的时间常数T₁和T₂可由下式确定：

S43：通过仿真确定附加频率振荡控制增益k_Gpss，取为临界增益k_Gpssmax的二分之一，仿真中k_Gpss由小到大调整，直至系统失去稳定即可确定临界增益k_Gpssmax。

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