CN113555867A - 一种水轮机组孤网模式控制参数设置方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种在孤网运行的条件下，以满足电网频率运行要求为前提，分批投入水电机组调频能力的协调控制方法。所述方法建立了水电机组的调频优先级指标和调频投入时间计算方法，给出了孤网调频参数厂家典型值的修正系数定义式，通过仿真最小运行方式的调频效果，保证调频能力是充足的；具体实施例采用实际电网数据，检验了所提出方法的有效性，表明该方法协调安排水电机组的调频能力具有较好效果，对水轮机组孤网参数的设计具有参考价值。

Description

一种水轮机组孤网模式控制参数设置方法

技术领域

本发明涉及电力系统领域，具体地说，涉及一种水轮机组孤网模式控制参数设置方法。

背景技术

我国的水力资源丰富，蕴藏容量和可开发容量稳居世界第一。2018年全国水力发电量达12329亿千瓦时，占总发电量的17.6％。截止2017年，四川省的水电装机超过全省电力装机的80％，云南省水电装机超过全省电力装机的70％。水力发电具有不需要燃料，无碳排放，兼具防洪、航运、供水作用的优势，但高比例水电装机也为电网的安全稳定带来了新的问题。水电机组的一个重要特点就是水轮机调速系统具有“水锤效应”，水锤效应是引水管道的惯性造成的，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，导致有功功率反向调节的现象。水锤效应被证明会向系统提供负阻尼，导致系统振荡。四川电网、云南电网，均出现过电网频率的异常波动现象。

在电网安全运行中，频率是考核电能质量的指标之一。稳定的电网频率是安全生产的前提，当局部区域的电源由高比例水电机组构成时，为避免水电机组功率反调对电网频率稳定带来的负面影响，在保证机组一次调频性能的前提下优化水电机组的孤网运行控制参数，对提高电网的频率稳定性极为重要。目前现有的试验导则、相关的电网管理规范尚没有对水轮机功率反调特性提出具体要求，并且孤网运行方式下的参数设置和逻辑设定均来自厂家的典型值，这些控制参数是否适合该机组、是否适合该区域的电力负荷构成特点以及是否适合该机组的水力特性没有一个科学的评价标准。

结合水电机组集中区域的电网运行状况，研究不同水电调速器孤网模式控制参数的设置方法，减少因孤网造成的频率振荡事故，提高电网事故下的频率稳定能力，对保障电网安全稳定具有重要意义。

发明内容

本发明的目的在于建立一个水电调频能力的协调投入方法，在满足电网频率运行要求的前提下，实现水电调频能力的分批投入，优先投入调节能力强，水锤效应弱的水电机组进行孤网运行后的频率调整，以避免孤网运行后多个水电机组无序参与调频可能造成的功率振荡问题。

为了实现上述目的，本发明提供了一种水轮机组孤网模式控制参数设置方法，所述控制参数设置方法包括如下步骤：

步骤1)：根据电网的运行特点及结构，预想可能出现的孤网形式；孤网产生频率偏差为Δf；对于单一水轮机组，频率差大于Δf的持续时间达到T₀时，切换进入孤网控制模式；电网进入孤网运行后，一次调频后频率偏差小于等于ΔF，满足电网运行要求；根据运行安排，确定孤网和主网之间可能安排的最大交换功率ΔP，以及孤网内部安排的最小火电开机方式；

步骤2)：针对孤网内部所有装机的水轮机组，利用其额定容量S_n，机组水锤效应常数T_w求取该水轮机组调频优先级指标q，即q＝S_n/T_w；

步骤3)：针对孤网内部所有的n台水电机组，按照q指标的大小进行排序，由大到小次序为0，1，…i，n；

步骤4)：定义水轮机组孤网模式时的频率放大倍数及修正系数；

步骤5)：对所述步骤1中的延时参数T₀进行修改，定义孤网模式延时时间；

步骤6)：根据电网运行情况和运行方式安排，考虑所述步骤1中的最大交换功率ΔP、最小火电开机的孤网小负荷方式，进行实际电网仿真分析，仿真电网在该方式下发生故障导致电网形成孤网运行的故障；

步骤7)：若故障发生后孤网的最大频率差小于等于Δf，则最小火电投入模式的调频能力满足调频需求，将所有水轮机组的调频控制模式设置为功率模式，不参与一次调频，并对水轮机组不参与调频进行仿真分析；

步骤8)：若所述步骤7中的仿真结果为孤网的最大频率偏差大于Δf，则需水轮机参与调频，将水轮机组分批分期参与调频并进行仿真分析；

步骤9)：如满足所述步骤7的要求，则将孤网中所有水轮机组的运行模式调节为功率模式，即不进行孤网后的调频控制；如满足所述步骤8的要求，则将所有水轮机组设置为孤网控制模式，且孤网控制模式的频率放大倍数依据所述步骤4计算得到，孤网模式延时时间依据所述步骤5计算得到，同时依据所述步骤8进行仿真分析。

优选的，所述步骤1中的孤网形式包括孤网、主网和联络线；其中，所述孤网与所述主网通过所述联络线电连接，用于功率交换。

优选的，所述步骤4具体分为以下四个部分：

1)建立水轮机组孤网模式控制系统的模型；其中，用于估计水电机组调速能力的指标为W＝S_n·K_w·K_p·T_v，S_n为水电机组额定容量，K_w为频率放大系数，K_p为PID环节增益系数；

2)建立水电机组原动机的模型；其中，T_v为水轮机水门动作速度；

3)设S_n、K_p、T_v均为既定值，不宜改动；

4)对K_w增加一个修正系数，令调频优先级排序为i的水轮机频率放大系数为：

其中，n为孤网中水轮机数量，i为水轮机获得的调频优先级顺序，x为取值范围为[1，+∞)的待指定参数。

优选的，所述步骤5中修改后的孤网模式延时时间为：

其中，T_iw为调频优先级排序为i的水轮机的水锤效应时间常数，n为孤网中水轮机数量，T₁表示所有水轮机投入调频的时间。

优选的，所述步骤8具体分为以下四个部分：

1)设置一个时间T₁，表示如果所有水轮机组均运行，则该时间内所有水轮机都投入孤网调频模式；

2)人为设置一个参数x，将所有水轮机组的调频模式切换为孤网模式，水轮机组孤网控制模式的频率放大倍数依据所述步骤4计算得到，延时时间依据所述步骤5计算得到；

3)按照所述步骤6进行仿真计算，如一次调频后频率差大于ΔF，则减小T₁大小，增大x大小；如一次调频后频率差小于ΔF，则增大T₁大小，减小x大小；直至得到一个T₁与x的组合，使一次调频后频率差等于ΔF；

4)将T₁适当减小，x适当增大，满足运行参数取值应较一次调频后频率差等于ΔF的取值组合留有一点裕度的要求。

同现有技术相比，本发明的有益效果体现在：

(1)本发明为水轮机组的孤网调频控制进行分时分批投入，设计机组容量大，水锤效应小的机组优先进行孤网频率调整，减小了大量水轮机组采用厂家典型参数进行孤网调频时可能产生的功率振荡风险，提高了其安全性。

(2)本发明采用计算仿真的方式保障了机组调频能力可以满足电网一次调频需求，预留了运行裕度。

(3)本发明无需对水轮机进行大量试验工作，不需协调多水轮机组的控制系统参数，设置简单。

(4)本发明可保证在满足电网调频需求的情况下，调频能力校好的机组优先投入调频，如能力强的水轮机投入后频率满足需求，则水锤效应明显的水轮机无需参与一次调，有利于保证电网的安全稳定，避免引发水电机组的功率振荡问题。

附图说明

图1为本发明的一种水轮机组孤网模式控制参数设置方法的流程图；

图2为本发明的步骤1的孤网形式示意图；

图3为本发明的步骤4的流程图；

图4为步骤4中水轮机组孤网模式控制系统的模型示意图；

图5为步骤4中水电机组原动机的模型示意图；

图6为本发明的步骤8的流程图；

图7为本发明实施例1中的电网结构图。

具体实施方式

为了能够进一步了解本发明的结构、特征及其他目的，现结合所附较佳实施例附以附图详细说明如下，本附图所说明的实施例仅用于说明本发明的技术方案，并非限定本发明。

首先，如图1和图2所示，图1为本发明的一种水轮机组孤网模式控制参数设置方法的流程图；图2为本发明的孤网形式示意图；所述方法包括步骤如下。步骤1)：根据孤网形式示意图和电网的运行特点，预想可能出现的孤网形式；孤网产生频率偏差为Δf；对于单一水轮机组，频率差大于Δf的持续时间达到T₀时，切换进入孤网控制模式；电网进入孤网运行后，一次调频后频率偏差小于等于ΔF，满足电网运行要求；根据运行安排，确定孤网和主网之间可能安排的最大交换功率ΔP，以及孤网内部安排的最小火电开机方式；步骤2)：针对孤网内部所有装机的水轮机组，利用其额定容量S_n，机组水锤效应常数T_w求取该水轮机组调频优先级指标q，即q＝S_n/T_w；步骤3)：针对孤网内部所有的n台水电机组，按照q指标的大小进行排序，由大到小次序为0，1，…i，n；步骤4)：定义水轮机组孤网模式时的频率放大倍数及修正系数；步骤5)：对所述步骤1中的延时参数T₀进行修改，定义孤网模式延时时间；步骤6)：根据电网运行情况和运行方式安排，考虑所述步骤1中的最大交换功率ΔP、最小火电开机的孤网小负荷方式，进行实际电网仿真分析，仿真电网在该方式下发生故障导致电网形成孤网运行的故障；步骤7)：若故障发生后孤网的最大频率差小于等于Δf，则最小火电投入模式的调频能力满足调频需求，将所有水轮机组的调频控制模式设置为功率模式，不参与一次调频，并对水轮机组不参与调频进行仿真分析；步骤8)：若所述步骤7中的仿真结果为孤网的最大频率偏差大于Δf，则需水轮机参与调频，将水轮机组分批分期参与调频并进行仿真分析；步骤9)：如满足所述步骤7的要求，则将孤网中所有水轮机组的运行模式调节为功率模式，即不进行孤网后的调频控制；如满足所述步骤8的要求，则将所有水轮机组设置为孤网控制模式，且孤网控制模式的频率放大倍数依据所述步骤4计算得到，孤网模式延时时间依据所述步骤5计算得到，同时依据所述步骤8进行仿真分析。

进一步地，请参见图3、图4和图5，图3为本发明中步骤4的流程图；图4为步骤4中水轮机组孤网模式控制系统的模型示意图；图5为步骤4中水电机组原动机的模型示意图；在本发明的步骤4中，根据图4的模型示意图，可以得到用于估计水电机组调速能力的指标为W＝S_n·K_w·K_p·T_v，其中，S_n为水电机组额定容量，K_w为频率放大系数，K_p为PID环节增益系数；根据图5的模型示意图，得出T_v为水轮机水门动作速度；考虑到S_n为既定值，K_p、T_v与物理设施相关，不宜进行改动；步骤4中对K_w增加一个修正系数，令调频优先级排序为i的水轮机频率放大系数为：

其中，n为孤网中水轮机数量，i为根据步骤(3)排序获得的调频优先级顺序；x为待指定参数，该参数取值范围为[1，+∞)。

此外，请参见图6，图6为本发明中步骤8的流程图；在本发明的步骤8中，若步骤7仿真结果频率偏差大于Δf，则需考虑水轮机参与调频。具体分为四个部分：1)设置一个时间T₁(可参考设置值20s)，表示如果所有水轮机组均运行，该时间内所有水轮机都投入孤网调频模式；2)设置一个参数x(通过人为指定)；将所有水电机组的调频模式切换为开度模式，水轮机的频率放大倍数、孤网模式延时时间按照步骤4和步骤5进行设置；3)按照步骤6，进行仿真计算，如一次调频后频率差大于ΔF，则减小T₁大小，增大x大小；如一次调频后频率差小于ΔF，则增大T₁大小，减小x大小，直至得到一个T₁与x的组合，使一次调频后频率差等于ΔF；4)满足系统运行要求的参数取值应较一次调频后频率差等于ΔF的取值组合留有一点裕度，即T₁适当增减小，x适当增大。

最后，请参见图7，图7为本发明实施例1中的电网结构图；

实施例1

如图7所示，该实施例1为某年度的实际电网，孤网通过联络通路与主网相连；图7中共1个火电厂、5个水电厂，电网的电压等级为220kV。

1)孤网预想方式及电网运行要求确定

如图7所示，根据电网的运行特点及结构，预想可能出现的孤网形式为当联络通路因故障导致断开时，形成的孤网结构；

孤网产生频率偏差0.3Hz，并且频率差大于0.3Hz持续运行一段时间时，水轮机组切换进入孤网控制模式。电网进入孤网运行后，一次调频后频率偏差小于等于0.2Hz，满足电网运行要求；

根据运行安排，孤网和主网之间可能安排的最大交换功率100MW，孤网内部最少安排1台火电机组开机运行。

2)计算孤网内部水轮机组的调频优先级指标q

针对孤网内部所有装机的19台水轮机组，利用其额定容量S_n，机组水锤效应常数T_w求取该水轮机组调频优先级指标，即q＝S_n/T_w；

A水电厂四台水电机组A1-A4的q指标为：133 133 133 133；

B水电厂三台水电机组B1-B3的q指标为13 13 13；

C水电厂四台水电机组C1-C4的q指标为9.3 9.3 14.5 14.5；

D水电厂四台水电机组D1-D4的q指标为8.3 8.3 11.1 11.1；

E水电厂四台水电机组E1-E4的q指标为22.5 22.5 22.5 22.5。

3)根据调频优先指标进行排序

针对孤网内部所有的19台水电机组，按照q指标的大小进行排序，由大到小次序为A1 A2 A3 A4 E1 E2 E3 E4 C3 C4 B1 B2 B3 D3 D4 C1 C2 D1 D2。

4)频率放大倍数的修正系数定义

针对每台机组对频率放大倍数Kw增加一个修正系数，令调频优先级排序为i的水轮机频率放大系数为：

其中n为孤网中水轮机数量19，i为根据步骤3排序获得的调频优先级顺序；x为待指定参数，本算例初值取2。

5)孤网模式延时系数定义

令调频优先级排序为i的水轮机孤网控制模式切换的延时时间为：

其中T_iw为调频优先级排序为i的水轮机的水锤效应时间常数，n为孤网中水轮机数量19，T₁表示所有水轮机投入调频的时间，本算例指定初值取20s。

6)采用最小火电开机方式及最大交换功率模式进行调频仿真

根据电网运行情况和运行方式安排，考虑步骤1所述最大交换功率100MW、1台火电开机的孤网小负荷方式，进行实际电网仿真分析。仿真电网在该方式下发生故障导致电网形成孤网运行的故障；

小方式下的投运水轮机组为：A1 A2 E1 E2 E4 C3 B1 D3 C1 C2 D1。

7)水轮机组不参与调频仿真分析

按照步骤6所述，将所有运行的水电机组的调频模式切换为功率模式；发现故障发生后孤网的最大频率差大于0.3Hz，水电机组不参与一次调频不可行。

8)水轮机组分批分期参与调频仿真分析

按照步骤6所述，设置一个时间20s，表示如果所有水轮机组均运行，该时间内所有水轮机都投入孤网调频模式；设置一个参数x为2；将所有水电机组的调频模式切换为开度模式，水轮机的频率放大倍数、孤网模式延时系数按照步骤4、步骤5进行设置；

仿真发现一个参数组合，T₁＝30s，x＝2时可以使一次调频最终频率差为0.2Hz。

9)水轮机组参数的设置

依据该参数组合对水轮机进行设置，水轮机组需设置为需进行孤网控制模式的应用；预留一定裕度设置T₁＝20s，x＝3，通过步骤4、步骤5计算各个水轮机的频率放大系数和延时系数。

需要声明的是，上述发明内容及具体实施方式意在证明本发明所提供技术方案的实际应用，不应解释为对本发明保护范围的限定。本领域技术人员在本发明的精神和原理内，当可作各种修改、等同替换或改进。本发明的保护范围以所附权利要求书为准。

Claims (5)

1.一种水轮机组孤网模式控制参数设置方法，其特征在于，所述控制参数设置方法包括如下步骤：

步骤1)：根据电网的运行特点及结构，预想可能出现的孤网形式；孤网产生频率偏差为Δf；对于单一水轮机组，频率差大于Δf的持续时间达到T₀时，切换进入孤网控制模式；电网进入孤网运行后，一次调频后频率偏差小于等于ΔF，满足电网运行要求；根据运行安排，确定孤网和主网之间可能安排的最大交换功率ΔP，以及孤网内部安排的最小火电开机方式；

步骤2)：针对孤网内部所有装机的水轮机组，利用其额定容量S_n，机组水锤效应常数T_w求取该水轮机组调频优先级指标q，即q＝S_n/T_w；

步骤3)：针对孤网内部所有的n台水电机组，按照q指标的大小进行排序，由大到小次序为0，1，…i，n；

步骤4)：定义水轮机组孤网模式时的频率放大倍数及修正系数；

步骤5)：对所述步骤1中的延时参数T₀进行修改，定义孤网模式延时时间；

步骤6)：根据电网运行情况和运行方式安排，考虑所述步骤1中的最大交换功率ΔP、最小火电开机的孤网小负荷方式，进行实际电网仿真分析，仿真电网在该方式下发生故障导致电网形成孤网运行的故障；

步骤7)：若故障发生后孤网的最大频率差小于等于Δf，则最小火电投入模式的调频能力满足调频需求，将所有水轮机组的调频控制模式设置为功率模式，不参与一次调频，并对水轮机组不参与调频进行仿真分析；

步骤8)：若所述步骤7中的仿真结果为孤网的最大频率偏差大于Δf，则需水轮机参与调频，将水轮机组分批分期参与调频并进行仿真分析；

步骤9)：如满足所述步骤7的要求，则将孤网中所有水轮机组的运行模式调节为功率模式，即不进行孤网后的调频控制；如满足所述步骤8的要求，则将所有水轮机组设置为孤网控制模式，且孤网控制模式的频率放大倍数依据所述步骤4计算得到，孤网模式延时时间依据所述步骤5计算得到，同时依据所述步骤8进行仿真分析。

2.如权利要求1所述的控制参数设置方法，其特征在于，所述步骤1中的孤网形式包括孤网、主网和联络线；其中，所述孤网与所述主网通过所述联络线电连接，用于功率交换。

3.如权利要求1所述的控制参数设置方法，其特征在于，所述步骤4具体分为以下四个部分：

1)建立水轮机组孤网模式控制系统的模型；用于估计水电机组调速能力的指标为W＝S_n·K_w·K_p·T_v，S_n为水电机组额定容量，K_w为频率放大系数，K_p为PID环节增益系数；

2)建立水电机组原动机的模型；T_v为水轮机水门动作速度；

3)设S_n、K_p、T_v均为既定值，不宜改动；

4)对K_w增加一个修正系数，令调频优先级排序为i的水轮机频率放大系数为：

其中，n为孤网中水轮机数量，i为水轮机获得的调频优先级顺序，x为取值范围为[1，+∞)的待指定参数。

4.如权利要求1所述的控制参数设置方法，其特征在于，所述步骤5中修改后的孤网模式延时时间为：

其中，T_iw为调频优先级排序为i的水轮机的水锤效应时间常数，n为孤网中水轮机数量，T₁表示所有水轮机投入调频的时间。

5.如权利要求1所述的控制参数设置方法，其特征在于，所述步骤8具体分为以下四个部分：

1)设置一个时间T₁，表示如果所有水轮机组均运行，则该时间内所有水轮机都投入孤网调频模式；

2)人为设置一个参数x，将所有水轮机组的调频模式切换为孤网模式，水轮机组孤网控制模式的频率放大倍数依据所述步骤4计算得到，延时时间依据所述步骤5计算得到；

3)按照所述步骤6进行仿真计算，如一次调频后频率差大于ΔF，则减小T₁大小，增大x大小；如一次调频后频率差小于ΔF，则增大T₁大小，减小x大小；直至得到一个T₁与x的组合，使一次调频后频率差等于ΔF；

4)将T₁适当减小，x适当增大，满足运行参数取值应较一次调频后频率差等于ΔF的取值组合留有一点裕度的要求。

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