全功率变速抽水蓄能机组控制策略与调节特性

丁理杰，史华勃，陈 刚，周文越，姜海军，薛玉林，杨炳全

（1.国网四川省电力公司电力科学研究院，四川 成都 610041；2.电力物联网四川省重点实验室，四川 成都 610041；3.南瑞集团（国网电力科学研究院）有限公司，江苏 南京 211106；4.中电建水电开发集团有限公司，四川 成都 610000）

0 引言

新能源发电具有较强的波动性、间歇性、随机性，对电网的安全稳定支撑能力弱。随着高比例新能源电力系统的发展，电力电量平衡、电网调度运行、安全控制面临诸多挑战。储能发展为新能源功率波动抑制等问题的解决提供了新思路。抽水蓄能是目前最成熟、最经济、最清洁的储能方式［1］，具有调峰、调频、事故备用等功能，对新型电力系统建设具有重要作用。变速抽水蓄能机组由于其效率高、运行灵活、响应迅速等特点被广泛关注［2-3］。

按原理不同，变速抽水蓄能机组分为双馈式和全功率式2 种机型。针对双馈变速抽水蓄能机组的研究：文献［4］提出了交流励磁抽水蓄能机组快速功率响应控制策略；文献［5］对双馈变速抽水蓄能机组水泵工况的机电仿真模型和特性进行了研究；文献［6］基于动态实验对双馈变速抽水蓄能机组特性进行研究，并提出了快速启动策略；文献［7-8］建立了双馈变速抽水蓄能与直驱风电系统的阻抗小信号模型，并对其稳定特性进行了分析；文献［9］提出了双馈变速抽水蓄能机组发电工况多阶段柔性协调控制策略。上述双馈变速抽水蓄能机组有关的特性分析与策略研究可为全功率变速抽水蓄能机组的研究提供一定参考，但国内目前尚无双馈变速抽水蓄能机组投运，其策略仍需进一步检验。针对全功率变速抽水蓄能机组的研究：文献［10-12］对全功率变速抽水蓄能机组的功率调节特性进行了仿真分析；文献［13］对全功率变速抽水蓄能机组用于提升电网频率稳定性控制策略进行了研究，但未关注快速功率控制带来的安全风险；文献［14］对全功率变速抽水蓄能机组快速功率控制模式的稳定特性与风险进行了分析，可为控制策略制定提供一定参考。在机组运行特性方面：文献［15］介绍了一台250 MW 双馈变速抽水蓄能机组在启动和水泵模式下的动态性能；文献［16］介绍了150 kW 变速抽水蓄能机组的运行特性。虽然国际上投运的变速抽水蓄能机组相对较多，但介绍变速抽水蓄能机组实际运行特性的文献较少，大多为基于数字仿真或硬件在环试验得到的运行特性，对于全功率变速抽水蓄能机组启动调试技术鲜有介绍。

总体上，双馈变速抽水蓄能机组研究相对较为深入，全功率变速抽水蓄能机组的研究尚处于起步阶段。目前，除春厂坝全功率变速抽水蓄能机组外，国内尚无真正意义上的连续可调变速抽水蓄能机组投运。在我国，变速抽水蓄能机组的发展还停留在研究层面，已有研究主要集中在仿真建模、参与补偿新能源波动及市场调节等方面，对于机组本体尚缺乏成熟控制策略。实际工程中，采取何种控制策略才能兼顾安全和快速调节是变速抽水蓄能机组发展亟需解决的问题。由于变速抽水蓄能机组与常规定速抽水蓄能机组的原理和特性差异极大，国内无变速抽水蓄能工程投运，相关启动调试技术缺乏，如何制定科学的启动调试方案是掌握变速抽水蓄能机组运行特性，并保障其顺利投入运行亟需解决的难题。

面对当前国内无案例可依的难题，本文分析了全功率变速抽水蓄能机组的基本控制特性，提出了发电和水泵工况下有功、转速、导叶开度协调控制策略。提出了启动调试方法，并应用于我国第一台全功率变速抽水蓄能机组启动调试，验证了控制策略及调试方法的有效性。基于春厂坝5 MW 功率等级全功率变速抽水蓄能机组现场实测数据，分析了现场出现的振荡问题和处置措施，给出了发电和水泵工况下的基本特性，以期为我国变速抽水蓄能机组的建设、调试和运行提供参考。

1 工程概况

春厂坝变速抽水蓄能电站位于四川省阿坝州小金县，是国家重点研发计划项目（分布式光伏与梯级小水电互补联合发电技术研究及应用示范）的示范工程。电站利用原常规梯级水电上下库和引水系统，扩建1 台5 MW 等级全功率变速抽水蓄能机组，原常规机组装机容量为5.4 ×104kW，形成1管4机的混合式抽水蓄能电站［2］。

春厂坝全功率变速抽水蓄能机组一次接线图如图1 所示。机组通过三电平电压源变流器并网，变流器包括机侧变流器（rotor side converter，RSC）和网侧变流器（grid side converter，GSC）。为提高在变流器检修等工况下的运行灵活性，还配置了旁路接线，具有定速发电和变速运行2种模式。

图1 春厂坝全功率变速抽水蓄能机组一次接线图Fig.1 Primary wiring diagram of Chunchangba variable speed pumped storage unit with full-size converter

变流器旁路模式下，断路器Q4及隔离开关QS41合位，隔离开关QS1分位，隔离开关QS2位于B 位置，变流器退出运行。该模式下机组只具备发电功能，相当于常规水电机组；机组额定发电容量为5.67 MV·A，额定有功功率为5.1 MW。

变流器运行模式下，断路器Q4及隔离开关QS41合位，隔离开关QS1合位，隔离开关QS2位于A位置，变流器投入运行。该模式下机组具备变速发电和水泵功能。机组额定发电容量为5.67 MV·A，额定发电有功功率为5.1 MW；机组额定水泵容量为6.84 MV·A，额定水泵有功功率为6.7 MW。

2 多工况协调控制策略

全功率变速抽水蓄能机组通过变流器控制发电／电动机三相定子电压／电流，进而调节机组有功功率和转速；其通过调速器控制水泵／水轮机导叶开度，也可以调节机组有功功率和转速。变流器与调速器控制存在相互影响，控制不当可能引发有功功率与转速振荡，导致机组无法运行［17］。因此需要协调变流器、调速器等多部件之间的控制策略。

2.1 发电工况协调控制策略

发电工况下主要研究变流器与调速器间的功率和频率（转速）协调控制策略。根据机组功率和频率（转速）控制定位不同，在发电工况采取了2 种控制模式，即快速功率控制模式和快速频率控制模式，如图2 所示。图中：Pgref、ngref、yref和Pg、ng、y分别为有功功率、机组转速、导叶开度参考值及其测量值；Vg、Vgref分别为机端电压实际值和参考值；Vdc、Vdcref分别为变流器直流电压实际值和参考值；QR、QRref分别为RSC 的无功实际值和参考值；QI、QIref分别为GSC 的无功实际值和参考值；VI、VIref分别为GSC 的电压实际值和参考值；Tm为机械转矩。发电工况下当采用快速功率控制模式时，RSC 控制机组功率，GSC 控制直流电压，调速器控制机组频率（转速）。发电工况下当采用快速频率控制模式时，RSC 控制机组频率（转速），GSC控制直流电压，调速器控制机组功率。

图2 春厂坝全功率变速抽水蓄能机组协调控制策略Fig.2 Coordinated control strategy of Chunchangba variable speed pumped storage unit with full-size converter

参照文献［14］的小信号建模方法，即可建立发电工况下2种控制模式的小信号分析模型，2种控制模式的低频和超低频段特征值对比如表1 所示。由表可知，快速功率控制模式存在超低频振荡模式，快速频率控制模式消除了超低频振荡模式，但引入低频振荡模式。文献［14］已指出快速功率控制模式下机组存在超低频振荡风险，且主要与机组负荷、水头和调速器参数相关。快速频率控制模式下，关键参数对低频模态的影响如附录A图A1所示。

表1 低频和超低频段特征值Table 1 Eigenvalues of low frequency and ultra-low frequency bands

合理整定控制参数后，2 种控制模式在某工况下的0.5 MW 功率阶跃小信号响应如附录A 图A2 所示。快速功率控制模式具有功率阶跃调节能力，但机组频率（转速）调节相对缓慢，可能出现振荡，持续数十秒。快速频率控制模式机组频率（转速）调节迅速，利于最优转速控制，但功率调节相对较慢，不具备功率瞬时阶跃调节能力。因此，机组实际运行中，启停过程及慢速负荷调节过程采用快速频率控制模式，带稳定负荷后可切换至快速功率控制模式，兼顾机组高效稳定运行，并具备快速功率调节能力。

春厂坝水轮机发电工况变速运行特性曲线如附录A 图A3所示。机组最大导叶开度为40°。同一水头下当导叶开度y≤17.4°，维持转速不变，通过调节导叶开度实现功率调节；当导叶开度y＞17.4°时，通过变导叶开度变转速双寻优实现功率调节。水轮机正常出力范围为2.657～6.7 MW（（50% ～126 %）PgN，PgN为水轮机的额定出力值），转速调节范围为791.8～1 003.3 r／min，导叶开度范围为10.0°～35.5°，运行效率为87.0 %～93.5 %。

2.2 水泵工况协调控制策略

水泵基本功率特性如式（1）所示。

式中：Q为水泵流量；H为扬程；P为水泵消耗功率；下标1 和2 分别表示不同转速下的对应变量。水泵消耗功率近似与转速三次方成正比，因此通过转速小幅调节即可实现功率的大幅调节。类似发电工况，变流器控制机组频率（转速）可有效保证机组频率控制的快速性和精确性。因此，水泵工况下RSC控制机组频率（转速），GSC 控制直流电压，调速器控制导叶开度。故水泵工况下采用定导叶开度变转速实现功率的快速调节。

春厂坝水泵工况不同导叶开度特定转速运行特性见附录A 图A4，水泵工况下扬程的变化范围较小（毛扬程为159.8～165 m）。在满足最高扬程对应最低转速的条件和导叶开度为18°～30°内的情况下，导叶开度每变化2°（对应转速变化为5 r／min）所引起的最大功率变化约为0.2 MW。为确保安全稳定运行，取多点定导叶开度定转速运行。如水泵功率为5.8 MW 时，可选择y=20°，ng=1 010 r／min 的定导叶开度定速控制策略，此时水泵功率约为5.8 MW（与扬程有关）。考虑到运行效率和空化等因素，导叶开度变化范围为18°～30°，间隔为2°，水泵功率为5.6～6.6 MW，效率为86.8 %～91.9 %。在水泵工况下，水泵功率与转速控制强相关，为保证水泵的运行效率，采用定导叶开度变转速控制策略。

水泵启动过程中，采用分阶段升转速与开导叶的协调方式直接带水启动。水泵启动过程先升转速后开导叶，水泵停机过程与启动过程相反。以毛扬程为162.5 m 为例，其变速启动路径见附录A 表A1。水泵启动过程描述如下：①导叶全关机组转速升高至920 r／min，造压条件满足后，导叶开度开至1.88°；②造压成功后，机组转速升高至930 r／min，开启导叶至7.4°；③机组转速升高至960 r／min，开启导叶至11.08°；④机组转速升高至990 r／min，开启导叶至16.76°；⑤机组转速升高至1 010 r／min，开启导叶至22.6°；⑥机组转速升高至1 025 r／min，开启导叶至24.6°。

2.3 最优转速控制策略

根据水轮机运行和水泵运行综合特性曲线，可以得到最优转速、导叶开度、有功功率和水头之间的函数关系，如式（2）所示。

式中：ngref1、ngref2分别为功率控制和导叶开度控制对应的机组转速最优指令；fnopt1、fnopt2分别为机组最优转速与功率参考值和水头之间的函数关系、机组最优转速与导叶开度和水头之间的函数关系。结合机组有功功率参考和运行水头，可以得到各种工况下的最优运行转速，其基本原理如图3所示。

图3 最优转速指令生成原理Fig.3 Principle of optimal rotor-speed command generation

当机组采用定功率控制时，转速参考值由ngref1确定；当机组采用定导叶开度控制时，转速参考值由ngref2确定。为了防止负载和水头波动引起的转速频繁调节，在功率参考、导叶开度和水头信号中引入了死区限制。

3 启动调试方法

根据启动调试验证目的不同，试验项目可分为四大类，具体如下。

1）准备试验。

在机组带电试验前，首先完成准备试验，主要包括流道充水、蝶阀、辅机系统、水淹厂房系统及送出系统受电等试验。

2）变流器旁路模式下的发电试验。

准备试验完成后，为尽量保证变流器运行模式调试安全，首先开展变流器旁路模式试验，完成所有能在旁路模式下开展的试验和测试。主要包括各系统静态试验、事故模拟、手动开停机、调速系统调整、空载特性、短路特性、自动开停机、机组带负荷及甩负荷等试验，全面验证主机设备性能。

3）变流器运行模式试验。

变流器旁路模式试验完成后，进行变流器运行模式相关试验。主要包括监控、变流器、协调控制器、励磁、调速、保护静态联动模拟、发电及水泵工况启停模拟、事故模拟、自动开停机、发电方向及水泵方向带负荷、发电与水泵工况转换等试验。

4）调节性能测试与优化试验。

前述试验完成后，机组具备变流器旁路发电及全功率变速运行基本能力。但由于水泵／水轮机特性及寻优控制策略均是基于实验室模型机获取的，可能与真机存在一定差异，有必要对机组的运行控制参数等进行优化调整。主要试验项目包括：发电工况控制模式切换、机组快速功率调节能力测试、机组运行效率测试及最优转速跟踪点优化、变流器无功／电压调节、电能质量测试等试验。

4 机组变速运行工程验证

依托春厂坝全功率变速抽水蓄能机组启动调试，对机组功能、性能进行了全面测试。下文重点给出了机组变速运行工况下，变流器、调速器协调控制策略验证情况，并给出了机组有功、无功、频率（转速）调节特性。

4.1 变流器调速器无协调控制时机组振荡机理

在发电工况下，变流器采用快速频率控制模式，基本控制逻辑如图2 所示，实际的控制框图见文献［17］，调速器控制框图如附录B 图B1 所示，为电力行业标准给出的常见水轮机调节系统模型，具体见文献［18］。RSC 采用典型dq控制，有功外环采用机组频率（转速）控制，无功外环的参考值设置为0，如附录B图B2所示，具体可参考文献［14］。

调速器频率死区为±10 r／min，变流器转速死区为0。机组功率调节过程中，机组转速出现超低频振荡，功率小幅振荡，如图4 所示，振荡持续约100 s后人工紧急停机。

图4 快速频率控制模式下发生超低频振荡时机组的响应特性Fig.4 Response characteristics of unit when ultra-low frequency oscillation occurs under fast frequency control mode

根据前文分析，快速频率控制模式原则上不会出现超低频振荡，但实际发生了超低频振荡。经排查，振荡原因为：机组功率调节过程中，机组频率差超过调速器设置的频率死区，出现调速器和变流器同时控制机组频率情况。根据表1，调速器控制机组频率时便存在超低频振荡模态。此时，调速器通过功率控制和机组频率控制叠加，从而控制机械功率；变流器通过机组频率间接控制电磁功率，两者控制调节速度差异极大，导致机械功率和电磁功率难以达到平衡，最终机组失去稳定。

处置措施为：增大调速器死区，避免调速器在该控制模式下对机组转速进行调节。采取上述措施后机组运行稳定。

4.2 变速发电启动及负荷调节过程

机组变速发电启停及正常运行期间采用快速频率控制模式，机组启动及负荷调节过程实测波形如图5所示。

图5 变速发电启动及负荷调节过程中机组的响应特性Fig.5 Response characteristics of unit during variable speed power generation start-up and load regulation process

机组空载启动到当前水头下的最优转速后，开始带负荷。启动过程及稳态运行期间机组转速调节平稳，精度极高；目标转速与实际稳态转速偏差小于2 r／min。

负荷调节过程中，机组实发功率存在谐波和毛刺，且由于功率控制设置了±100 kW 死区，实发功率通常小于目标功率指令。由于调速器控制功率，功率控制相对缓慢，且调试期间为保证安全，进一步降低了功率控制响应速度，故在20 s 左右增发功率0.3 MW。

由于采用目标转速跟随机组实发功率寻优控制方式，负荷调节过程目标转速存在小幅快速波动，但变流器转速控制设置一定斜率与死区后，实际转速跟随实发功率变化平稳，实际转速未出现明显快速振荡。后续将控制策略修改为目标转速跟随机组目标后，转速波动有效减小。

总体上，该模式下机组功率、转速调节稳定，转速跟踪性能优异，但无法实现功率阶跃调节。

4.3 变速水泵启动过程

变速水泵启动过程采用变流器控制转速、调速器控制导叶开度的方式。按照附录A 表A1 所示的水泵启动路径，约3 min完成机组静态至额定水泵状态。水泵启动及变速过程实测曲线如图6 所示，在分阶段开导叶过程中，功率略有反调，总体上启动过程导叶开度、转速及机组功率调节平稳。

图6 变速水泵过程中机组的响应特性Fig.6 Response characteristics of unit during variable speed pumping process

4.4 快速变功率调节过程

快速功率控制模式下，变流器控制机组有功，调速器控制机组转速，功率阶跃调节过程中机组的响应过程如图7 所示。该模式下，调速器转速调节死区较大，实际转速难以保持为当前水头和当前负荷下的最优转速。对比图5与图7可知：快速频率控制模式下机组转速跟踪调节性能明显优于快速功率控制模式，尤其是在功率调节过程中，快速功率控制模式下机组转速出现明显振荡，恢复时间约为50 s。快速功率控制模式下机组功率调节性能明显优于快速频率控制模式。在快速功率控制模式下，功率阶跃为0.2 MW，耗时约为150 ms，具备良好的功率调节快速支撑性能。但综合其转速变化特性，功率快速调节将引起转速大幅波动甚至振荡，因此不宜频繁进行大功率阶跃调节。

图7 快速功率阶跃调节过程中机组的响应特性Fig.7 Response characteristics of unit during fast power step regulation process

4.5 变流器无功调节过程

在变流器热备用状态下对GSC无功调节能力进行测试，如附录B 图B3 所示。GSC 百毫秒内实现约0.4 Mvar的无功调节，调节过程迅速且平稳。

5 结论

本文提出了全功率变速抽水蓄能机组协调控制策略和机组启动调试方法，现场测试验证了所提方法的有效性。

1）发电工况采用快速功率控制模式，在负荷调节过程中转速恢复较慢，但具备百毫秒级快速功率调节能力。发电工况采用快速频率控制模式，不具备快速功率调节能力，但负荷调节过程机组几乎可以保持最优转速运行，有利于机组安全高效运行。水泵工况下机组采用定导叶开度变转速控制策略，可保证机组安全高效运行。

2）机组启动调试宜在准备试验完成后，优先完成变流器旁路方式下的定速发电试验，以确定除变流器外其余部件的功能和性能。后续进行变流器运行模式试验，以及机组整体性能测试与优化试验。

3）全功率变速抽水蓄能机组GSC具备百毫秒级快速无功控制能力。结合多种控制策略优势对机组进行协调控制，全功率变速抽水蓄能机组必将在新型电力系统有功无功主动支撑技术领域发挥重要作用。

附录见本刊网络版（http：//www.epae.cn）。