何偉，胡言，譚正云

（華能瀾滄江水電股份有限公司集控中心，昆明 650214）

0 前言

某水電站裝機容量1750 MW（5×350MW），500 kV、220 kV系統(tǒng)各有兩條線路接入地區(qū)變電站。使用PAFR-2000H 型微機調(diào)速系統(tǒng)，有頻率調(diào)節(jié)、開度調(diào)節(jié)兩種控制模式。機組并網(wǎng)前空載狀態(tài)采用頻率調(diào)節(jié)，跟蹤頻率給定值，穩(wěn)定機組轉(zhuǎn)速在額定轉(zhuǎn)速附近。機組并網(wǎng)后采用開度調(diào)節(jié)，跟蹤導葉開度給定值，機組并網(wǎng)后默認采用開度控制模式。

1 事件前運行方式

1）機組：1、2、4號機并網(wǎng)運行，3、5 號機備用。全廠AGC、AVC均投入閉環(huán)控制；全廠實發(fā)總有功1170 MW。

2）500 kV系統(tǒng)：第一、二、三、四串合環(huán)運行；#1、#2母線運行；雙回線運行；6號聯(lián)變運行。

3）220 kV系統(tǒng)：220 kV母線運行，雙回線運行。

圖1 某水電站電氣主接線圖

2 事件簡介

某水電站5號機經(jīng)051 斷路器同期并網(wǎng)，隨后進行有功功率調(diào)整，5號機及全廠有功出現(xiàn)波動，波動幅值±24 MW左右。

07:16，退出5號機單機AGC，發(fā)現(xiàn)5號機及全廠總有功波動仍然存在。其中：5號機有功功率在一次調(diào)頻未動作的情況下，單機波動幅值±21 MW左右；1、2、4號機有功功率出現(xiàn)波動，全廠有功功率波動幅值±45 MW左右。07:46，投入5 號機單機AGC，隨后1、2、4號機有功功率波動平息，5 號機有功功率繼續(xù)波動，波動幅值±24 MW 左右。

07:54，退出全廠AGC功能及1、2、4、5號機調(diào)速器一次調(diào)頻功能后，發(fā)現(xiàn)5號機有功功率繼續(xù)波動，波動幅值±20 MW 左右。

08:26，將5號機解列停機，單機及全廠有功功率波動現(xiàn)象消失。

3 排查過程

3.1 調(diào)速器檢查試驗

該水電站邀請調(diào)速器廠家、中試所專業(yè)技術人員赴現(xiàn)場對調(diào)速器進行檢查、測試。在靜態(tài)條件下，檢查機端PT采樣、頻率環(huán)控制參數(shù)（PID參數(shù)、調(diào)頻死區(qū)0.05 Hz、調(diào)差系數(shù)Bp=4%等）均正常。檢查導葉位移傳感器、主配位移傳感器均無異常。進行導葉階躍試驗、模擬并網(wǎng)試驗（模擬并網(wǎng)后增減功率試驗）試驗結果均正常（圖2、3、4），通過上述試驗，排除調(diào)速器故障導致事件發(fā)生的可能。

圖2 靜態(tài)試驗副環(huán)擾動導葉開度

圖3 模擬自動開機導葉開度

圖4 模擬監(jiān)控增減功率導葉開度

3.2 調(diào)速器外部分析排查

分析PMU錄波圖（圖5）發(fā)現(xiàn)：機組功率波動周期約40 s且呈階梯臺階狀。調(diào)速器導葉波動或抽動周期遠小于該波動周期，且增減脈沖幅度與調(diào)速器脈沖增減步長基本對應，說明調(diào)速器收到監(jiān)控系統(tǒng)有功調(diào)節(jié)增減信號并執(zhí)行調(diào)整導葉開度。

圖5 5號機有功波動期間PMU錄波圖

查看5號機有功測量源測值曲線（圖6）發(fā)現(xiàn)：5號機開機并網(wǎng)后00:20:57至停機后08:27:21期間，機組單機有功測量源為交采裝置。分析有功變送器、交采裝置功率數(shù)據(jù)曲線（圖7）可知，交采裝置有功測值曲線滯后變送器有功測值曲線約4 s。

圖6 5號機功率波動過程有功測量源曲線

圖7 5號機變送器、交采裝置有功曲線

初步推斷，5號機有功功率波動直接原因是單機有功調(diào)節(jié)脈沖增減引起，調(diào)節(jié)脈沖不斷增減的根本原因是監(jiān)控單機有功調(diào)節(jié)功率反饋采樣滯后。在負反饋采樣滯后失真的情況下會引起控制不穩(wěn)，出現(xiàn)周期性波動現(xiàn)象。

3.3 有功波動驗證試驗

接著，開展5號機有功波動驗證試驗。為避免5號機試驗可能對其余運行機組造成影響，試驗期間退出全廠AGC及1-5號機單機AGC、一次調(diào)頻。

3.3.1 單機有功測量源切換驗證

11:31，上位機開啟5號機至空轉(zhuǎn)。調(diào)速器控制方式切為“現(xiàn)地”、“自動”；11:39解除5號機單機有功測量變送器輸出接線（模擬變送器測點品質(zhì)壞），測量源切換至交采裝置；恢復變送器輸出接線60 s后，測量源切換至變送器。驗證結果：單機有功測量源切換邏輯功能正常。

圖8 5號機有功測量源切換曲線

單機功率測量源切換邏輯：①正常以變送器為主，交采裝置為備，變送器品質(zhì)壞自動切換交采裝置。②變送器有無功品質(zhì)壞判據(jù)：變送器正常輸出4-20 mA電流信號，當輸出電流信號小于3.2 mA或大于20.8 mA時，認為變送器品質(zhì)壞，否則認為變送器品質(zhì)好。③變送器有/無功測量品質(zhì)壞，則將有/無功測量源對應切換至交采裝置。④有/無功信號采集源由交采裝置切換至變送器判據(jù)：變送器與交采裝置測值的差值在10 MW/10 Mvar以內(nèi)并持續(xù)1分鐘，則測量源應切至變送器。

3.3.2 調(diào)速器獨立控制穩(wěn)定驗證

12:07，5號機并網(wǎng)，確認單機有功測量源為變送器，調(diào)整5號機有功功率至280 MW。12:31退出5號機有功PID，5號機有功無波動。驗證5號機調(diào)速器自身獨立控制穩(wěn)定正常。

12:31調(diào)速器現(xiàn)地自動控制方式下，手動調(diào)節(jié)增加/減少有功20 MW，5號機有功功率無波動。驗證調(diào)速器獨立控制擾動穩(wěn)定正常。

圖9 調(diào)速器現(xiàn)地自動運行功率增減錄波圖

3.3.3 有功波動現(xiàn)象復現(xiàn)

3.3.3.1 增加有功20 MW

12:34恢復5號機調(diào)速器遠方自動運行，投入5號機有功PID功能。12:37解除單機有功測量變送器輸出接線，測量源切換至交采裝置。12:39有功功率增加20 MW，5號機有功功率出現(xiàn)幅度約±8 MW、周期約40 s的兩個周波波動，隨后功率穩(wěn)定（圖10中A部分）。

分析可知：單機有功測量源為交采裝置時，若進行小功率調(diào)整，在經(jīng)過若干周期波動后，機組功率調(diào)節(jié)系統(tǒng)有自行恢復功率穩(wěn)定的可能。

圖10 增加20 MW（A部分）、減少30 MW（B部分）、減少50 MW（C部分）有功波動曲線

3.3.3.2 減少有功30 MW

12:42有功功率減少30 MW，有功功率出現(xiàn)幅度約±14 MW、周期約40s的波動。12:47恢復單機有功測量變送器輸出接線，變送器測點品質(zhì)正常。因波動過程中，變送器與交采裝置測值差值小于10 MW（交采裝置采樣滯后變送器約4s，對應圖11中功率差值約8 MW）,維持1分鐘后，12:48單機有功測量源切換至變送器，隨后功率恢復穩(wěn)定（圖10中B部分、圖11）。

分析可知：單機有功測量源為交采裝置時，若功率小幅度周期波動過程中，變送器測量源品質(zhì)恢復正常，變送器與交采裝置采樣差值小于10 MW并保持1分鐘，單機有功測量源可切換至變送器，機組有功功率可恢復穩(wěn)定。

圖11 減少30 MW波動過程（PMU，圖10中B部分）

圖12 減少50 MW波動過程PMU錄波圖（PMU）

3.3.3.3 減少有功50 MW

12:56，解除單機有功測量變送器輸出接線，測量源切換至交采裝置。13:01，單機有功減少50 MW，有功功率出現(xiàn)幅度約±23 MW、周期約40 s的波動。13:05恢復變送器接線，測點品質(zhì)轉(zhuǎn)為正常，因波動過程中，變送器與交采裝置測值差值大于10 MW（交采裝置采樣滯后變送器約4 s，對應圖12中功率差值約11.2 MW），單機有功測量源無法切換至變送器。13:06退出5號機有功PID，功率穩(wěn)定。13:07單機有功測量源切至變送器。

分析可知：單機有功測量源為交采裝置時，若進行大功率調(diào)整，機組功率大幅度周期波動，即使變送器測量源品質(zhì)恢復正常，也無法將測量源切換至變送器，機組功率將持續(xù)波動直至人為干預（退出機組有功PID功能或調(diào)速器切換至現(xiàn)地控制方式），機組有功功率方可恢復穩(wěn)定。

事件發(fā)生時有功測量源切換至交采裝置后，00:21:21至00:24:07為快速穿越機組振動區(qū)，5號機有功調(diào)節(jié)由0調(diào)節(jié)至設定值211 MW，其累積調(diào)節(jié)幅度遠大于本試驗中的50 MW調(diào)節(jié)幅度。50 MW功率調(diào)整試驗現(xiàn)象重現(xiàn)了當時5號機有功波動現(xiàn)象。

4 原因分析

綜上，本次事件直接原因為5號機有功變送器測量源品質(zhì)壞，有功測量源切換為交采裝置，交采裝置測量采樣回路存在延時造成有功調(diào)節(jié)反饋延遲，導致在大幅度有功調(diào)整情況下5號機有功功率周期性波動。

4.1 機組有功測量源情況分析

4.1.1 有功測量源采集設備校驗情況

該水電站每年均結合檢修開展變送器、交采裝置校驗工作，設備校驗數(shù)據(jù)合格。

4.1.2 事件過程中有功測量源切換情況

從圖6可知，00:20:57，5號機有功變送器測點品質(zhì)壞，有功測量源自動切換為交采裝置，隨后波動過程中，變送器與交采裝置測值差值大于10 MW，不滿足有功信號采集源由交采裝置切換至變送器判據(jù)，直至機組停機一分鐘后，有功測量源才由交采裝置切換至變送器。

4.1.3 事件過程中變送器測點品質(zhì)壞分析

變送器輸出4-20 mA電流至模擬量采集模件，模件將電流值轉(zhuǎn)換為4000-20000的碼值，當碼值小于3200或者大于20800時，變送器采集到的有功測值會被強制為0，并判斷變送器有功測點品質(zhì)壞。

從圖13可知，00:20:53:83（該時標為PMU時標，與監(jiān)控時標存在偏差）5號機同期并網(wǎng)瞬間，機組有功測值最小為-30.7 MW（對應碼值3037），且有功測值低于-24.94 MW（對應碼值3200）的持續(xù)時間約160 ms。監(jiān)控系統(tǒng)PLC采集到低于3200碼值點，所以判斷變送器有功測點品質(zhì)壞。變送器測點品質(zhì)判斷條件設置不完善，未避開機組正常合閘并網(wǎng)時有功功率沖擊值。

圖13 機組并網(wǎng)合閘有功測值及波形（PMU）

圖14 該水電站監(jiān)控系統(tǒng)功率采樣邏輯簡圖

4.2 交采裝置采集回路延時情況分析

該水電站監(jiān)控系統(tǒng)功率采樣邏輯簡圖如圖14所示。交采裝置將采集的電氣參數(shù)通過串口通訊方式送入SJ30通信管理裝置，再經(jīng)SJ30裝置轉(zhuǎn)接后送入機組PLC。SJ30裝置接入多個串口（串口接入設備包括交采裝置、勵磁系統(tǒng)、調(diào)速系統(tǒng)、輔機系統(tǒng)、保護系統(tǒng)，其中僅交采裝置數(shù)據(jù)用于控制，其余數(shù)據(jù)僅用于報文信息顯示），多個串口信息輪循處理，導致用于監(jiān)控系統(tǒng)有功控制的交采數(shù)據(jù)存在約4秒延時?；诂F(xiàn)場硬件及網(wǎng)絡結構條件，交采裝置信息無法直接接入PLC，需全面改造監(jiān)控系統(tǒng)下位機網(wǎng)絡結構、更換相應設備方可消除交采裝置采集回路通訊延時。

4.3 功率波動建模分析

為佐證負反饋控制引入延遲環(huán)節(jié)導致功率周期波動的情況，進行了建模模擬。人為在有功調(diào)節(jié)功率反饋中加入滯后環(huán)節(jié)后仿真計算結果如圖15。分析可知，負反饋控制引入延遲環(huán)節(jié)可能造成功率波動。

圖15 人為在有功調(diào)節(jié)功率反饋中加入滯后環(huán)節(jié)后仿真計算結果

另從并網(wǎng)模擬試驗數(shù)據(jù)分析可知，20 MW、30 MW、50 MW功率調(diào)整對應的功率波動周期基本一致（周期大致在40 s至48 s之間），可判斷該波動周期與波動幅度關系不大。對照圖15可看出：反饋延時2 s時，波動周期約8 s；反饋延時4 s時，波動周期約16.6 s。綜合分析，反饋延時導致的功率波動周期與監(jiān)控系統(tǒng)、調(diào)速器系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能及采集信號的反饋延遲時間有關。

4.4 07:10至07:50期間機組功率變化情況分析

4.4.1 一次調(diào)頻動作情況分析

該水電站調(diào)速器為普通型，永態(tài)轉(zhuǎn)差系數(shù)Bp值為4%。各臺機組調(diào)速器最近的一次調(diào)頻試驗結果顯示一次調(diào)頻功能均正常。其中：5號機有功變化速率分別為0.29 MW/s（50-50.2 Hz）、0.23 MW/s（50-49.8 Hz）。

07:10至07:50系統(tǒng)頻率出現(xiàn)小幅度波動，在頻率上、下限超過一次調(diào)頻動作死區(qū)（0.05 Hz）的時間段，1、2、4、5號機一次調(diào)頻均正常動作，動作/復歸時間基本一致。期間系統(tǒng)頻率最大值為50.117 Hz，持續(xù)時間2秒；最小值為49.873 Hz，持續(xù)時間7秒。

系統(tǒng)頻率最大值對應一次調(diào)頻產(chǎn)生的機組功率最大減小目標值：△P減=[（50.117 Hz-50.05 Hz）/（4%*50 Hz）]*350 MW=11.725 MW

系統(tǒng)頻率最小值對應一次調(diào)頻產(chǎn)生的機組功率最大增加目標值：△P增= [（49.95 Hz-49.873 Hz）（/4%*50 Hz）]*350 MW=13.475 MW

結合電網(wǎng)頻率超出死區(qū)的持續(xù)時間和一次調(diào)頻動作引起的有功變化速率，一次調(diào)頻產(chǎn)生的機組功率最大減小值：0.29 MW/s*2s=0.58 MW，一次調(diào)頻產(chǎn)生的機組功率最大增加值：0.23 MW/s*7s=1.61 MW。

綜上，在07:10至07:50時間段內(nèi)，系統(tǒng)頻率最大/小值所能導致變化目標值較?。ú怀^11.7 MW/13.5 MW），系統(tǒng)頻率最大/小值所持續(xù)時間對應機組功率變化量極?。?.58 MW/1.61 MW）。機組調(diào)速器一次調(diào)頻動作造成的功率調(diào)整量遠小于機組功率波動量，故機組一次調(diào)頻動作不是引起機組有功功率波動的原因。

4.4.2 AGC動作情況分析

07:16至07:46，5號機退出AGC運行期間，運行中的1、2、4號機也出現(xiàn)有功功率的變化。由圖16可知：①機組實發(fā)有功值與AGC分配有功值曲線波形基本接近，可認為1、2、4號機有功功率的變化主要由AGC分配導致。②機組AGC有功值分配符合AGC分配策略。

圖16 5號機AGC投入/退出期間其他運行機組有功設定值曲線

5號機AGC退出階段（07:16至07:46）1、2、4號機有功變化的原因為：在全廠總有功設定值不變的條件下，“AGC未控實發(fā)有功”（退出AGC調(diào)節(jié)的5號機有功功率）波動，造成“AGC分配全廠有功”變化，AGC動作不停調(diào)整1、2、4號機功率分配值。5號機AGC投入后，1、2、4號機有功停止變化的原因為：“AGC分配全廠有功”等于全廠有功設定值維持不變，5號機AGC分配值不再跟蹤實發(fā)值而是一個固定值，因此1、2、4號機AGC分配值也是固定值，功率停止變化。

1）監(jiān)控系統(tǒng)交采裝置采集經(jīng)SJ30通信管理裝置接入PLC導致采樣數(shù)據(jù)存在延時，設計存在缺陷。

2）變送器測量源品質(zhì)壞判斷條件不完善。

3）監(jiān)控系統(tǒng)缺乏針對功率波動的處置功能。

5 優(yōu)化措施及驗證性試驗結果

根據(jù)上述分析，提出如下優(yōu)化措施：

1）新增一個FPWK-301H型有無功組合變送器作為測量源1（原變送器作為測量源2），交采裝置測量數(shù)據(jù)僅用作監(jiān)視。新增變送器與原有變送器的輸入信號來自不同組的TA/TV。

2）優(yōu)化調(diào)整變送器品質(zhì)壞判斷條件。

3）完善監(jiān)控系統(tǒng)報警信息和監(jiān)視畫面，以提醒運行人員在發(fā)生類似功率波動情況時及時進行人工干預。具體切換邏輯如下：

a. 正常時以變送器1為主、變送器2為備，當變送器1有/無功品質(zhì)壞時自動將對應的有/無功采樣源切換為變送器2；變送器有功品質(zhì)壞的判據(jù)：變送器輸出斷線或變送器測量值超出正常范圍＞380 MW或＜-50 MW；變送器無功品質(zhì)壞的判據(jù)：變送器輸出斷線或變送器測量值超出正常范圍＞170 Mvar或＜-170 Mvar。

b. 測量源自動恢復：測量源切為變送器2后，自動檢測變送器1與變送器2的有/無功差值，若差值在10 MW/10 MVar以內(nèi)，延遲10s，自動切回變送器1。

c. 變送器1、變送器2的切換均做報警：“有功測量源自動（或手動）切為變送器1”、“有功測量源自動（或手動）切為變送器2”、“無功測量源自動（或手動）切為變送器1”、“無功測量源自動（或手動）切為變送器2”。

d. 當有功設定值和實發(fā)值相差大于20 MW報警“有功實發(fā)值與設定值偏差過大，請注意！”，當無功設定值和實發(fā)值相差大于20 MVar報警“無功實發(fā)值與設定值偏差過大，請注意！”。

e. 增加兩個變送器的測值實時比較，當有功差值超過10 MW時報警“變送器1與變送器2有功差值超過10 MW，請注意”；當無功差值超過10 MVar時報警“變送器1與變送器2無功差值超過10 MVar，請注意”。

在全廠AGC及一次調(diào)頻退出的條件下，進行了5號機功率測量源完善后的空轉(zhuǎn)態(tài)下單機有功測量源切換、并網(wǎng)狀態(tài)下故障重現(xiàn)試驗，試驗結果均正常。新裝變送器與原有變送器采樣值一致，不存在滯后和延遲。至此，5號機有功功率波動缺陷處理正常。驗證性試驗過程中兩個變送器的采樣曲線見圖17。

圖17 驗證性試驗過程中新裝變送器與原有變送器采樣值曲線

6 結束語

有功功率控制是水電站自動控制的核心環(huán)節(jié)，為了預防有功頻繁或者大幅度的波動，需要對功率采集裝置與通訊管理裝置、通訊管理裝置與機組PLC、機組PLC與調(diào)速器的有功功率控制邏輯進行深入的分析，每一個環(huán)節(jié)都進行嚴格的把關。最終制定有針對性的優(yōu)化和防范措施，以保證機組長期安全穩(wěn)定運行。