馬小亮

（天津電氣科學(xué)研究院有限公司，天津 300180）

（原名——天津電氣傳動研究所）

抽水-發(fā)電機組是既能抽水又能發(fā)電的水電裝備。它主要用于抽水蓄能電站，是電網(wǎng)中重要的貯能設(shè)施，由上、下蓄水池、可逆水泵-水輪機和電機機組構(gòu)成，如圖1所示，主要任務(wù)是“削峰-填谷”：在電網(wǎng)需要電能時，水從上池流向下池，機組正轉(zhuǎn)按發(fā)電模式工作，向電網(wǎng)送能；在電網(wǎng)有多余電能時，機組反轉(zhuǎn)按電動抽水（水泵）模式工作，從電網(wǎng)吸取能量，水從下池返回上池。除抽水蓄能電站外，抽水-發(fā)電機組也用于調(diào)水工程。

圖1 變速抽水蓄能電站Fig.1 Variable-speed pumped-storage power plant

抽水蓄能電站是電網(wǎng)中重要的大功率蓄能設(shè)施，始于20世紀(jì)70年代，那時電機采用同步機并直接聯(lián)接至電網(wǎng)，恒速運行。從20世紀(jì)90年代初起，隨著大功率電力電子4象限變頻技術(shù)的發(fā)展，為提高電能調(diào)控的快速性和靈活性，擴展水輪機運行范圍和提高效率，越來越多的抽水蓄能機組改為變速運行。

20世紀(jì)80年代末潘家口水電站曾從ABB公司引進(jìn)一套90 MW的變速抽水蓄能機組，由于采用晶閘管電流型LCI變頻器，因諧波大引起電網(wǎng)振蕩而失敗，仍恒速運行，LCI裝置只用來做水泵模式工作時的軟啟動器。它嚴(yán)重影響了變速運行在我國的推廣，后來我國建造了許多抽水蓄能電站，基本都恒速運行?，F(xiàn)在國內(nèi)許多高校、研究機構(gòu)和設(shè)計院都在開展變速運行的試驗研究。引漢濟渭調(diào)水工程中三河口水電站采用的2套12 MW變速抽水-發(fā)電機組即將投運，它的變頻器采用4象限H橋級聯(lián)變頻器。

本文第1節(jié)介紹了變速運行的優(yōu)點[1]；第2節(jié)介紹兩種變速方案和它們的變頻器[1]；第3節(jié)介紹兩種變速運行的控制策略。

1 變速運行的優(yōu)點

與恒速運行機組相比，變速運行機組除了能“削峰-填谷”外還有許多其它優(yōu)點。下面分別從電網(wǎng)和水電站兩方面介紹這些優(yōu)點。

1.1 變速運行對電網(wǎng)的好處

恒速運行機組在發(fā)電時借助水輪機中的機電調(diào)速器通過改變導(dǎo)葉開度（改變水流量）調(diào)節(jié)注入電網(wǎng)的功率，響應(yīng)慢；在電動抽水時因轉(zhuǎn)速固定不能根據(jù)電網(wǎng)需要調(diào)節(jié)從電網(wǎng)抽取的功率。變速運行機組在發(fā)電時除用調(diào)速器控制導(dǎo)葉開度外，又增加了用變頻器控制電機的手段，可以通過改變轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)注入電網(wǎng)功率（把機組的動能變?yōu)殡娔堋w輪效應(yīng)），響應(yīng)非?？欤A躍響應(yīng)時間僅0.2～0.3 s（幾乎瞬時）；在電動抽水時可以根據(jù)電網(wǎng)需要通過改變轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)從電網(wǎng)抽取的功率。靈活和快速的功率調(diào)控能力對電網(wǎng)有如下好處：

1）快速吸收電網(wǎng)中的隨機功率擾動，提高電網(wǎng)穩(wěn)定性；

2）改善電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)能力，減小為穩(wěn)定電網(wǎng)頻率設(shè)置的備用發(fā)電機的數(shù)量及啟停次數(shù)；

3）風(fēng)和光伏等新能源發(fā)電的功率隨機變化且難預(yù)測，限制了它們在電網(wǎng)中的占有率，變速抽水蓄能機組的優(yōu)良功率調(diào)控性能可以提高新能源發(fā)電的占有率。

上述優(yōu)點主要針對大功率機組而言。對于獨立電網(wǎng)，中、小功率機組同樣能獲得良好效果，特別是它可以靠近負(fù)荷中心或新能源發(fā)電場，近年來備受關(guān)注。

1.2 變速運行對水電站的好處

1）水輪機有最佳工作點（最高效率點），它是水頭、流量和轉(zhuǎn)速的函數(shù)。恒速運行時水頭和流量偏離額定點導(dǎo)致效率降低，從而限制水頭和流量的允許工作范圍。變速運行可以在較大水頭和流量變化時通過改變轉(zhuǎn)速提高效率，從而擴大允許工作范圍。恒速運行時最大和最小水頭變化率限制約為1.25，變速運行時該變化率限制可擴展至約1.45[1]。日本Okawachi抽水蓄能電站稱它的400 MW變速運行機組水力效率的改善可達(dá)10%，平均效率提高3%[1]，如圖2所示。低水頭和無水庫水電站流量變化范圍大，恒速運行機組多采用機械結(jié)構(gòu)復(fù)雜且昂貴的軸流轉(zhuǎn)槳水輪機，改用變速運行可采用簡單且便宜的軸流定槳水輪機+變頻器。

圖2 Okawachi抽水蓄能電站（400 MW）的水力效率與水頭關(guān)系Fig.2 Relation between hydro-efficiency and head of Okawachi pumped-storage power plant（400 MW）

2）恒速運行電站在某些功率段會出現(xiàn)嚴(yán)重的水壓波動和振蕩問題，采用變速運行能顯著減小波動和振蕩。圖3是日本Yagisawa抽水蓄能電站（85 MW）的示波圖[1]。圖3中，從上到下的波形依次為壓力鋼管水壓、尾水管水壓、主軸撓度、水輪機頂蓋震蕩。

圖3 Yagisawa抽水蓄能電站（85 MW）示波圖Fig.3 Waveforms of Yagisawa pumped-storage power plant（85 MW）

2 兩種電機變速方案和它們的變頻器

有兩種實現(xiàn)電機變速的方案：雙饋異步電機系統(tǒng)（DFIM）和變頻器供電同步電機系統(tǒng)（CFSM）。

2.1 雙饋異步電機系統(tǒng)（DFIM）

雙饋異步電機即繞線型異步電機，它的定子繞組直接聯(lián)接至電網(wǎng)，轉(zhuǎn)子三相繞組經(jīng)滑環(huán)和電刷聯(lián)接至4象限變頻器，通過控制變頻器輸出頻率來實現(xiàn)變速。在變頻器輸出電壓矢量和定子電壓矢量旋轉(zhuǎn)方向相反時，轉(zhuǎn)速從同步速向上調(diào)；在變頻器輸出電壓矢量和定子電壓矢量旋轉(zhuǎn)方向相同時，轉(zhuǎn)速從同步速向下調(diào)。這種系統(tǒng)的變頻器功率等于電機最大轉(zhuǎn)差功率，電機調(diào)速范圍小時變頻器功率也小。通常變速抽水蓄能機組的轉(zhuǎn)速變化范圍約20%（±10%），變頻器額定容量一般不超過電機額定功率的20%[2]，這是該系統(tǒng)的最大優(yōu)點，使其成為大功率電站（≥100 MV·A）的首選。另外，變頻器的額定電壓按最大轉(zhuǎn)差時的轉(zhuǎn)子電壓選取，通常低于電網(wǎng)電壓（＜10 kV），給變頻器的選型提供了方便。

早期DFIM系統(tǒng)的變頻器多選用晶閘管交-交變頻器（cycloconverter）[2]，它輸岀頻率低、功率大、可靠、便宜。采用12脈波晶閘管交-交變頻器的系統(tǒng)示于圖4。這種系統(tǒng)的缺點是：

圖4 采用12脈波晶閘管交-交變頻器的DFIM系統(tǒng)Fig.4 DFIM system based on 12 pulse thyristor cycloconverter

1）變頻器網(wǎng)側(cè)諧波和無功電流大，需加裝濾波和無功補償設(shè)備；

2）交-交變頻器的最高輸岀頻率小于1/3工頻，在電動抽水時無法用它啟動機組，需輔以軟啟動器（功率約10%～20%電機額定功率，常用晶閘管LCI變頻器）。

近年來，隨著大功率高壓自關(guān)斷電力電子器件（IGCT和IEGT）以及基于它們的變頻技術(shù)的發(fā)展，電壓型中壓4象限變頻器倍受推崇。ALSTOM公司300 MV·A采用電壓型中壓4象限三電平變頻器的DFIM系統(tǒng)如圖5所示[2]，4套Converteam公司的MV-7000型10 MV·A/3 kV變頻器并聯(lián)工作，為減小變頻器網(wǎng)側(cè)電流諧波，4臺進(jìn)線變壓器移相7.5°。這種系統(tǒng)的優(yōu)點是：

1）變頻器網(wǎng)側(cè)電流諧波小，功率因數(shù)可調(diào)或等于1，不需要濾波和無功補償設(shè)備；

2）電壓型中壓變頻器可以輸出工頻，在電動抽水時不需要軟啟動器，啟動時圖5中開關(guān)S2斷開和S3接通，電機定子繞組短路，變頻器輸出頻率從0逐漸升至工頻，電機轉(zhuǎn)速從0升至同步轉(zhuǎn)速，然后斷開S3和經(jīng)同期控制接通S2，定子并網(wǎng)。為避免頻率升高后轉(zhuǎn)子電壓太高，啟動期間電機深度弱磁，在這個實例中電機弱磁至1/8額定磁場（機組靜阻轉(zhuǎn)矩小于2.5%）[2]。

圖5 采用電壓型中壓4象限三電平變頻器的DFIM系統(tǒng)Fig.5 DFIM system based on medium voltage 4Q 3-level freguency converter

DFIM系統(tǒng)的缺點如下：

1）流過雙饋電機滑環(huán)和電刷的功率是轉(zhuǎn)差功率，遠(yuǎn)大于流過常規(guī)同步電機滑環(huán)和電刷的直流勵磁功率，以250 MW抽水蓄能機組為例[3]，流過雙饋電機滑環(huán)和電刷的電壓/電流為3 300 V/11.6 kA，流過常規(guī)同步發(fā)電機滑環(huán)和電刷的電壓/電流為360 V/1.6 kA。另外，雙饋電機的轉(zhuǎn)子裝有三相繞組的隱極轉(zhuǎn)子，也比常規(guī)同步機的凸極轉(zhuǎn)子復(fù)雜。電機轉(zhuǎn)子復(fù)雜、昂貴及維護(hù)工作量大是DFIM系統(tǒng)的主要缺點；

2）電網(wǎng)發(fā)生短路、接地等故障時電機轉(zhuǎn)子繞組會感應(yīng)出高電壓并危及變頻器，必須在轉(zhuǎn)子側(cè)加裝晶閘管過壓保護(hù)器（見圖4和圖5），若采用電壓型變頻器還需在其直流母線上裝設(shè)防直流電壓過高的保護(hù)單元和電阻（見圖5），并且此系統(tǒng)實現(xiàn)低壓穿越復(fù)雜、代價高。

2.2 變頻器供電同步電機系統(tǒng)（CFSM）

在CFSM系統(tǒng)中，常規(guī)同步電機定子經(jīng)全功率（100%）4象限變頻器接至電網(wǎng)，轉(zhuǎn)子側(cè)接常規(guī)晶閘管直流勵磁裝置，通過改變定子頻率來實現(xiàn)變速。

變頻器功率大且昂貴是CFSM系統(tǒng)的主要缺點，它限制了該系統(tǒng)的應(yīng)用范圍（＜50 MW[1]或100 MW[2]）。另外，變頻器功率大，損耗也大，但可以從同步機效率比雙饋異步機高（同步機轉(zhuǎn)子損耗?。┑玫窖a償。

與DFIM系統(tǒng)相比，CFSM系統(tǒng)的優(yōu)點如下：

1）定子側(cè)頻率變化范圍大，可適應(yīng)更大水頭和流量變化范圍；

2）定子側(cè)頻率從0升至工頻時電壓從0升至電網(wǎng)電壓，電動抽水工況的電機啟動簡單，不用弱磁和切換控制，啟動轉(zhuǎn)矩大；

3）電機和電網(wǎng)被變頻器隔開，電網(wǎng)的短路、接地等故障由變頻器常規(guī)保護(hù)措施處理，電機不受影響，實現(xiàn)低壓穿越簡單且性能好；

4）在運行于額定水頭附近，水輪機效率較高時，可以用高壓開關(guān)旁路變頻器，電機直接聯(lián)接至電網(wǎng)，省去變頻器損耗，在變頻器故障時也可通過旁路維持機組恒速運行；

5）如果4象限變頻器是電壓型VSC且其整流單元采用PWM控制，可快速和靈活控制注入電網(wǎng)的無功功率（從容性到感性），起靜止無功電流補償器（STATCOM）作用。

早期CFSM系統(tǒng)的變頻器多用晶閘管電流型LC變頻器[1]，它諧波大、功率因數(shù)差，諧波吸收和無功補償裝置復(fù)雜、龐大，且易引發(fā)電網(wǎng)振蕩。近年來隨著大功率自關(guān)斷電力電子器件及變頻技術(shù)的發(fā)展，多改用電壓型中壓變頻器（中壓VSC）。各種中壓VSC中首選4象限H橋級聯(lián)變頻器CHB，如圖6a，這是因為其輸岀電壓高（可≥10 kV）及功率大（數(shù)十至上百MW）；電網(wǎng)側(cè)和電機側(cè)諧波小，不需要諧波吸收和無功補償裝置；多級功率單元串聯(lián)結(jié)構(gòu)使之可以在1或2個單元故障時通過旁路事故單元維持運行，可靠性高。采用中壓VSC變頻器時，同步電機產(chǎn)生的無功功率不能通過VSC的中間直流母線到達(dá)電網(wǎng)，因此借助控制直流勵磁電流使電機在各種運行工況下都維持功率因數(shù)等于1，勵磁功率比常規(guī)同步機小。

有專家建議建立地區(qū)性高壓直流電網(wǎng)HVDC[1]，把該地區(qū)所有常規(guī)發(fā)電、新能源發(fā)電、蓄能裝置及用電負(fù)荷都接在此網(wǎng)上，這時變速抽水發(fā)電站宜選用模塊化多電平變換器MMC，如圖6b，因為它有公共直流母線。

3 兩種變速運行系統(tǒng)的控制策略

恒速運行系統(tǒng)轉(zhuǎn)速固定不變，只有一個控制手段——水輪機中調(diào)節(jié)導(dǎo)葉開度（調(diào)水流量）的機電調(diào)速器，用它控制一個目標(biāo)變量。準(zhǔn)備發(fā)電啟動機組時，調(diào)速器通過調(diào)節(jié)水流量控制機組轉(zhuǎn)速，使之從0升至同步轉(zhuǎn)速，經(jīng)同期控制電機并網(wǎng)。發(fā)電工作期間，調(diào)速器根據(jù)電網(wǎng)需要調(diào)節(jié)輸送給電網(wǎng)的功率。抽水工作時該調(diào)速器調(diào)節(jié)抽水流量，電機功率不能根據(jù)電網(wǎng)需要調(diào)節(jié)。

除上述控制手段外，變速運行系統(tǒng)又增加一個控制手段——變頻器，相應(yīng)控制目標(biāo)變量也增加一個，即變速運行系統(tǒng)有兩個控制手段——機電調(diào)速器和變頻器，且有兩個控制目標(biāo)變量——功率和轉(zhuǎn)速（或?qū)~開度）。那么問題是應(yīng)該用誰調(diào)誰？解決辦法有兩種發(fā)電控制策略，方案1是變頻器調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速、調(diào)速器調(diào)節(jié)功率，方案2是變頻器調(diào)節(jié)功率、調(diào)速器調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速。電動抽水也有兩種控制策略，方案1是變頻器調(diào)節(jié)功率，方案2是變頻器調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速，兩個方案中調(diào)速器都調(diào)節(jié)導(dǎo)葉開度。與常規(guī)調(diào)速控制不同，抽水蓄能電站的任務(wù)是“削峰-填谷”，因此無論是發(fā)電還是抽水，控制系統(tǒng)的主設(shè)定都是電網(wǎng)所需的功率Pset。

3.1 發(fā)電控制策略

3.1.1 變頻器調(diào)轉(zhuǎn)速、調(diào)速器調(diào)功率[4]

該方案的控制框圖示于圖7。根據(jù)電網(wǎng)期望的功率Pset和水頭高度h計算最佳（水輪機效率最高）轉(zhuǎn)速期望值nset并送至變頻器輸入，變頻器的常規(guī)雙閉環(huán)轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)系統(tǒng)確保機組實際轉(zhuǎn)速n穩(wěn)定于此期望值。功率期望值Pset也送入調(diào)速器，它按功率控制模式工作，通過調(diào)節(jié)導(dǎo)葉開度使注入電網(wǎng)的功率P等于期望值。

這種控制方法與常規(guī)水電站的控制非常相似，只是轉(zhuǎn)速不再固定在同步轉(zhuǎn)速，而是穩(wěn)定于期望轉(zhuǎn)速，可使用現(xiàn)有的通用電機調(diào)速變頻器并容易掌握。如果電站采用變頻器供電且同步電機系統(tǒng)（CFSM）有旁路的變頻器運行工況，該控制方案在旁路前后的調(diào)速器控制方法不變，易為現(xiàn)場人員接受。

方案1的主要缺點是功率調(diào)節(jié)響應(yīng)慢，在轉(zhuǎn)速變化時功率反調(diào)。瑞士320 MW變速抽水蓄能機組的方案1仿真結(jié)果示于圖8[4]，仿真時功率期望值Pset突降20%，轉(zhuǎn)速期望值nset突降大于4%。變頻器控制的轉(zhuǎn)速變化快（4 s），調(diào)速器控制的導(dǎo)葉開度變化慢，在降速期間機組旋轉(zhuǎn)部分減小的動能（飛輪效應(yīng)）與水輪機產(chǎn)生的機械功率疊加促使注入電網(wǎng)的功率P不降反升，功率反調(diào)對電網(wǎng)不利。在降速結(jié)束后飛輪效應(yīng)消失，功率P快速下降，經(jīng)超調(diào)20 s后趨于穩(wěn)定，響應(yīng)慢。減小nset變化率可以避免這種不良暫態(tài)過程，但會增加P到達(dá)穩(wěn)態(tài)的時間。和恒速運行系統(tǒng)類似，電站中的水壓波動和振蕩也會引起注入電網(wǎng)功率波動和振蕩，這是該方案的另一缺點[5]，但既然和常規(guī)發(fā)電一樣，那么它不是要害問題。

圖8 320 MW機組的方案1仿真結(jié)果Fig.8 Scheme 1 simulation results of 320 MW unit

綜上，方案1適合用于功率不大、功率調(diào)節(jié)動態(tài)性能對電網(wǎng)影響小的電站。采用變速的出發(fā)點是獲取對水電站的好處（見第1.2節(jié)）。日本Yagisawa抽水蓄能電站（85 MW）采用該方案[6]。

3.1.2 變頻器調(diào)功率、調(diào)速器調(diào)轉(zhuǎn)速[4]

采用此方案的變速水力發(fā)電和變速風(fēng)力發(fā)電都是通過變頻器調(diào)功率使渦輪機工作于最高效率點，但因二者追求的目標(biāo)不同，故控制方法也不同。風(fēng)電追求輸出功率最大；抽水蓄能是按電網(wǎng)需求輸出功率，追求功率調(diào)節(jié)的靈活和快速。

方案2的控制框圖示于圖9[4]。電網(wǎng)期望的功率Pset送至變頻器輸入，變頻器功率閉環(huán)，它確保注入電網(wǎng)的實際功率P等于期望值，且與轉(zhuǎn)速無關(guān)。根據(jù)期望功率Pset和水頭高度h計算最佳轉(zhuǎn)速期望值nset并送至調(diào)速器輸入，它按轉(zhuǎn)速控制模式工作，通過調(diào)節(jié)導(dǎo)葉開度使機組轉(zhuǎn)速n等于期望值。

圖9 發(fā)電模式方案2控制框圖Fig.9 Scheme 2 control block diagram of power generation mode

方案2的主要優(yōu)點是功率調(diào)節(jié)響應(yīng)快。瑞士320 MW變速抽水蓄能機組的方案2仿真結(jié)果示于圖10[4]，與方案1的仿真一樣，功率期望值Pset突降20%，轉(zhuǎn)速期望值nset突降大于4%。變頻器的功率控制用電流控制環(huán)實現(xiàn)，階躍功率響應(yīng)非?？?，到達(dá)穩(wěn)態(tài)時間小于0.3 s（幾乎瞬時），對電網(wǎng)穩(wěn)定非常有利。另外，由于無轉(zhuǎn)速閉環(huán)，注入電網(wǎng)功率與轉(zhuǎn)速波動無關(guān)，電站中的水壓波動和振蕩不影響功率[5]，這是該方案的另一優(yōu)點。

圖10 320 MW機組的方案2仿真結(jié)果Fig.10 Scheme 2 simulation results of 320 MW unit

方案2的主要問題是功率快速變化引起大轉(zhuǎn)速反向超調(diào)。功率變化快，調(diào)速器控制的導(dǎo)葉開度變化慢，在功率減小初期水輪機產(chǎn)生的機械功率大于注入電網(wǎng)的功率P，轉(zhuǎn)速不降反升，引起轉(zhuǎn)速反向超調(diào)，圖10中的超調(diào)量近似等于nset的變化量。轉(zhuǎn)速超調(diào)導(dǎo)致電機電壓超調(diào)，對變頻器安全不利。另外，如果電站采用變頻器供電且同步電機系統(tǒng)（CFSM）有旁路的變頻器運行工況，該控制方案在旁路前后的調(diào)速器控制方法不同，不易為現(xiàn)場人員接受。

轉(zhuǎn)速反向超調(diào)大問題從兩方面解決[5]：1）限制Pset的階躍變化量小于10%～20%，以及在Pset變化范圍大時限制它的變化率；2）在控制系統(tǒng)中引入轉(zhuǎn)速限制環(huán)節(jié)，DFIM系統(tǒng)限制最高和最低轉(zhuǎn)速，CFSM系統(tǒng)只限制最高轉(zhuǎn)速。

采用雙饋電機+交-交變頻器DFIM系統(tǒng)的日本Okawachi抽水蓄能電站（400 MW）采用此發(fā)電控制方案，框圖示于圖11[5]。整個控制系統(tǒng)的主設(shè)定是電網(wǎng)期望的功率Pset，變頻器的功率控制由功率控制器和交-交變頻器實現(xiàn)。根據(jù)Pset和水頭h計算最佳轉(zhuǎn)速期望值并送至調(diào)速器，經(jīng)它的轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)器和開度控制器調(diào)節(jié)導(dǎo)葉開度實現(xiàn)轉(zhuǎn)速閉環(huán)。圖11中的閾值設(shè)定及拉回控制環(huán)節(jié)用以實現(xiàn)最高和最低轉(zhuǎn)速限制，在轉(zhuǎn)速超過閾值時減緩變頻器功率控制給定信號的變化。此電站的額定發(fā)電功率是331 MW，為避免轉(zhuǎn)速反向超調(diào)量過大，限制Pset的階躍變化量≤32 MW（約10%額定發(fā)電功率）。如果要求Pset的變化幅度大于此值，需限制其變化率，從0至額定值的變化時間約40 s。圖12是該電站示波圖，其中圖12a是Pset階躍變化32 MW波形，圖12b是Pset在0～320 MW間變化的波形[5]。

圖11 Okawachi抽水蓄能電站發(fā)電模式控制框圖Fig.11 Power generation mode control block diagram of Okawachi pumped-storage plant

圖12 Okawachi抽水蓄能電站發(fā)電模式示波圖Fig.12 Power generation mode waveforms of Okawachi pumped-storage power plant

綜上，方案2適合用于功率大、功率調(diào)節(jié)動態(tài)性能對電網(wǎng)影響大的電站。采用此方案可以獲得對電網(wǎng)和對水電站兩方面好處（見第1節(jié)）。

3.2 電動抽水（泵摸式）控制策略

常規(guī)變速水泵的控制關(guān)注節(jié)能效果，把控制流量的閥門開至最大，通過變頻器調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速來改變流量。與常規(guī)變速水泵不同，抽水蓄能電站的電動抽水控制關(guān)注電網(wǎng)對功率的需求，要求電機從電網(wǎng)吸取“填谷”所需功率，電網(wǎng)期望功率Pset是整個控制系統(tǒng)的主設(shè)定。電站的電動抽水也有兩種控制策略，方案1是變頻器調(diào)節(jié)功率，方案2是變頻器調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速，兩個方案中調(diào)速器都調(diào)節(jié)導(dǎo)葉開度。

3.2.1 變頻器調(diào)功率、調(diào)速器調(diào)導(dǎo)葉開度[4]

抽水控制系統(tǒng)方案1的框圖示于圖13，根據(jù)機組轉(zhuǎn)速n和水頭h計算最佳（水輪機抽水效率最高）導(dǎo)葉開度設(shè)定值yset，并送至調(diào)速器給定端，經(jīng)調(diào)速器開度控制使導(dǎo)葉實際開度y等于其設(shè)定值。瑞士320 MW裝置泵模式的導(dǎo)葉開度設(shè)定值yset=yoptimumn，與單位轉(zhuǎn)速 n11的關(guān)系如圖14所示[4]，其計算如下式：

圖13 抽水模式控制系統(tǒng)方案1框圖Fig.13 Scheme 1 control block diagram of pump mode

圖14 320 MW裝置泵模式的yoptimumn=f(n11)Fig.14 yoptimumn=f(n11)of 320 MW unit for pump mode

式中：Dref為水輪機直徑。

此方案中變頻器按功率控制模式工作，通過電流控制環(huán)實現(xiàn)，階躍功率響應(yīng)非?？欤◣缀跛矔r），對電網(wǎng)穩(wěn)定有利。因無轉(zhuǎn)速閉環(huán)，機組轉(zhuǎn)速n取決于水輪機特性，可能偏離估算值。

3.2.2 變頻器調(diào)轉(zhuǎn)速、調(diào)速器調(diào)導(dǎo)葉開度[5]

日本Okawachi抽水蓄能電站（400 MW）采用此電動抽水控制方案，框圖示于圖15。與方案1類似，調(diào)速器也調(diào)節(jié)導(dǎo)葉開度，不同之處是此電站根據(jù)Pset和水頭h計算最佳導(dǎo)葉開度設(shè)定值yset。Pset信號還送給最佳轉(zhuǎn)速計算環(huán)節(jié)，經(jīng)它算岀與從電網(wǎng)抽取期望功率對應(yīng)的期望轉(zhuǎn)速nset，借助轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)器實現(xiàn)轉(zhuǎn)速閉環(huán)控制（外環(huán)），調(diào)節(jié)器輸岀ΔPset與Pset相加（功率前饋）后經(jīng)變頻器功率閉環(huán)控制（內(nèi)環(huán)）使實際功率P穩(wěn)定于Pset+ΔPset。該方案的優(yōu)點是轉(zhuǎn)速控制外環(huán)能確保實際轉(zhuǎn)速n=nset，功率Pset前饋又促使功率響應(yīng)快。它的缺點是實際功率P可能偏離期望值Pset，因為nset和yset依據(jù)廠家提供的水輪機特性算岀，實際特性可能有偏差。Okawachi抽水蓄能電站電動抽水工況示波圖如圖16所示[5]，功率響應(yīng)很快且無轉(zhuǎn)速超調(diào)。

圖15 抽水模式控制系統(tǒng)方案2框圖Fig.15 Scheme 2 control block diagram of pump mode

圖16 Okawachi抽水蓄能電站電動抽水模式示波圖Fig.16 Pump mode waveforms of Okawachi pumped-storage power plant

4 結(jié)論

1）抽水蓄能機組是電網(wǎng)中重要的貯能設(shè)施，任務(wù)是“削峰-填谷”。常規(guī)機組都恒速運行，隨著變頻技術(shù)發(fā)展，越來越多的機組改為變速運行。

2）變速運行除能“削峰-填谷”外還有以下優(yōu)點：對電網(wǎng)的好處——在發(fā)電和抽水運行時都能根據(jù)電網(wǎng)需要快速、靈活地調(diào)控電能，改善電網(wǎng)穩(wěn)定性和提高新能源發(fā)電占有率；對水電站的好處——可以在較大水頭和流量變化時通過改變轉(zhuǎn)速提高效率、擴大允許工作范圍及能減小水壓波動和振蕩。

3）兩種變速方案：雙饋異步電機系統(tǒng)（DFIM）和變頻器供電同步電機系統(tǒng)（CFSM）。DFIM系統(tǒng)變頻器容量小（＜20%電機功率）及電壓低，是大功率電站首選，宜采用電壓型變頻器。它的缺點是：電機轉(zhuǎn)子復(fù)雜、昂貴及維護(hù)工作量大；電網(wǎng)故障時轉(zhuǎn)子繞組會感應(yīng)出高電壓并危及變頻器，需設(shè)置過壓保護(hù)。CFSM系統(tǒng)適合中小功率電站，因其變頻器容量按電機全功率選，電壓按電網(wǎng)電壓選，宜采用H橋級聯(lián)變頻器。其優(yōu)點為：頻率變化范圍大，能適應(yīng)更大水頭和流量變化范圍；抽水時電機啟動簡單；在水輪機效率較高或變頻器故障時，可旁路變頻器維持機組恒速運行。

4）變速運行電站有兩個控制手段——機電調(diào)速器和變頻器，因而在發(fā)電和抽水運行時都有兩種控制策略。發(fā)電控制方案1——變頻器調(diào)轉(zhuǎn)速、調(diào)速器調(diào)功率，與常規(guī)水電站控制非常相似，適合用于功率不大、功率調(diào)節(jié)動態(tài)性能對電網(wǎng)影響小的電站，采用變速的出發(fā)點是獲取對水電站的好處；方案2——變頻器調(diào)功率、調(diào)速器調(diào)轉(zhuǎn)速，適合用于功率大、功率調(diào)節(jié)動態(tài)性能對電網(wǎng)影響大的電站，可以獲得對電網(wǎng)和對水電站兩方面好處。抽水控制方案1——變頻器調(diào)功率，方案2——變頻器調(diào)轉(zhuǎn)速，這兩個方案中調(diào)速器均調(diào)節(jié)導(dǎo)葉開度。