李 勇，張 鑫，谷振富，趙一煒

（河北張河灣蓄能發(fā)電有限責(zé)任公司，河北 石家莊 050300）

抽水蓄能機組發(fā)電工況轉(zhuǎn)停機過程中逆功率現(xiàn)象分析與處理

李 勇，張 鑫，谷振富，趙一煒

（河北張河灣蓄能發(fā)電有限責(zé)任公司，河北 石家莊 050300）

通過對蓄能機組發(fā)電停機過程中逆功率現(xiàn)象的研究分析，結(jié)合現(xiàn)場試驗，確定交流采樣裝置采樣延時是導(dǎo)致該問題的主要原因，結(jié)合電站進行的技術(shù)改造，提出解決方案，從根本上消除機組停機解列后短時逆功率現(xiàn)象。

蓄能機組；逆功率；交流采樣；變送器

1 前言

張河灣抽水蓄能電站位于河北省石家莊市井陘縣測魚鎮(zhèn)附近的甘淘河干流上，電站裝機容量1000MW，裝有4臺單機容量250 MW的單級混流可逆式水泵水輪機機組，電站接入河北南網(wǎng)，是一座日調(diào)節(jié)的抽水蓄能電站，在系統(tǒng)中承擔(dān)調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相及事故備用任務(wù)。

張河灣抽水蓄能電站機組發(fā)電停機分GCB時，均存在短時逆功率現(xiàn)象，即機組從電網(wǎng)吸收有功功率，但發(fā)電機逆功率保護未動作。

針對上述問題，通過高頻數(shù)據(jù)采樣儀器測量機組發(fā)電停機和抽水停機過程中電壓、電流、功率、導(dǎo)葉開度、監(jiān)控發(fā)分GCB令等信號，來分析出現(xiàn)該問題的原因，結(jié)合電站進行的技術(shù)改造，提出解決方案，以從根本上消除機組停機解列后短時逆功率現(xiàn)象。

2 研究與對策

2.1 設(shè)備概況

2.1.1 發(fā)電電動機參數(shù)

發(fā)電電動機參數(shù)如表1所示。

2.1.2 機組出口斷路器（GCB）參數(shù)

表1 發(fā)電電動機參數(shù)表

表2 出口斷路器參數(shù)表

機組出口斷路器屬于箱式封閉結(jié)構(gòu)，即將開關(guān)本體、兩把檢修接地刀閘、兩組電壓互感器、兩組高壓熔斷器、兩組電阻器、兩組電容器統(tǒng)一安裝在一個箱體之內(nèi)。開關(guān)采用液壓三相聯(lián)動操作，具體參數(shù)見表2。

2.1.3 交流采樣裝置參數(shù)

交流采樣裝置采用法國阿爾德騰公司的PECA 301，主要參數(shù)如表3所示。

表3 交流采樣裝置PECA301參數(shù)表

表4 試驗測點信號說明

2.2 試驗概況

試驗分別選取1、3和4號機組發(fā)電停機和抽水停機過程作為研究對象，選用高頻數(shù)據(jù)采樣儀器（精度：優(yōu)于0.2%，采集速率：51.2 kHz）進行數(shù)據(jù)采集，相關(guān)測點信號如表4所示。

機組發(fā)電運行轉(zhuǎn)停機過程中，監(jiān)控系統(tǒng)（CSCS）停機流程在滿足發(fā)電停機分GCB判據(jù)（機組有功＜25 MW且無功＜15 Mvar）后，即發(fā)分GCB令。機組抽水運行轉(zhuǎn)停機過程中，監(jiān)控系統(tǒng)（CSCS）停機流程在滿足抽水停機分GCB判據(jù)（導(dǎo)葉開度＜20%）時，即發(fā)分GCB令。

2.2.1 1號機組試驗數(shù)據(jù)分析

（1）1號機組發(fā)電停機

如圖1所示，1號機組由發(fā)電運行（有功為150 MW，無功為9 Mvar）轉(zhuǎn)停機過程中，機組有功從150 MW降至0后又從電網(wǎng)吸收有功，逆功率持續(xù)約3.5 s后GCB分開，吸收有功最大值為68.0 MW。停機過程中機組無功從9 Mvar左右開始波動，波動范圍-41.0～32.5 Mvar。

停機過程中當(dāng)滿足分GCB判據(jù)時（此時有功為24.8 MW，無功為-40.7 Mvar，導(dǎo)葉開度為18.8%）至監(jiān)控實際發(fā)分GCB令間隔4.08 s。

GCB實際分開時刻如圖2所示，分開關(guān)瞬間：有功為-51.5 MW，無功為-18.6 Mvar，導(dǎo)葉開度為4.9%，三相電流有效值均為2 000 A左右。

圖1 電站1號機組發(fā)電停機過程

圖2 電站1號機發(fā)電停機分GCB時刻

（2）1號機組抽水停機

如圖3所示，1號機組由抽水運行（有功-250 MW，無功34 Mvar）轉(zhuǎn)停機過程中，當(dāng)滿足監(jiān)控停機判據(jù)時（此時導(dǎo)葉開度19.5%，有功-162.2 MW，無功-19.6 Mvar）至監(jiān)控實際發(fā)分GCB令間隔1.39 s。

GCB實際分開時刻如圖4所示，分開關(guān)瞬間：有功為-108.1 MW，無功為-47.9 Mvar，導(dǎo)葉開度為12.8%，三相電流有效值為4 500 A左右。

圖3 電站1號機抽水停機過程

圖4 電站1號機抽水停機分GCB時刻

2.2.2 3號機組試驗數(shù)據(jù)分析

（1）3號機組發(fā)電停機

如圖5所示，3號機組發(fā)電運行（有功為150MW，無功為6 Mvar）轉(zhuǎn)停機過程中，機組有功從150 MW降至0后又從電網(wǎng)吸收有功，逆功率持續(xù)約3.0 s后GCB分開，吸收有功最大值為68.6 MW。

停機過程中當(dāng)滿足監(jiān)控系統(tǒng)停機判據(jù)時（此時有功為24.9MW，無功為5.0Mvar，導(dǎo)葉開度為18.1%）至監(jiān)控實際發(fā)分GCB令間隔3.68 s。

圖5 電站3號機發(fā)電停機過程

GCB實際分開時刻如圖6所示，分開關(guān)瞬間：有功為-61.2 MW，無功為12.6 Mvar，導(dǎo)葉開度為4.9%，三相電流有效值均為2 200 A左右。

圖6 電站3號機發(fā)電停機分GCB時刻

（2）3號機組抽水停機

如圖7所示，3號機組由抽水運行（有功-250 MW，無功31 Mvar）轉(zhuǎn)停機過程中，當(dāng)滿足監(jiān)控系統(tǒng)停機判據(jù)時（此時導(dǎo)葉開度為19.7%，有功為-166.6 MW，無功為-20.8 Mvar）至監(jiān)控實際發(fā)分GCB令間隔1.21 s。

GCB實際分開時刻如圖8所示，分開關(guān)瞬間：有功為-123.9 MW，無功為-44.8 Mvar，導(dǎo)葉開度為13.8%，三相電流有效值均為4 900 A左右。

圖7 電站3號機組抽水停機過程

圖8 電站3號機組抽水停機分GCB時刻

2.2.3 4號機組數(shù)據(jù)分析

（1）4號機組發(fā)電停機

如圖9所示，4號機組發(fā)電運行（有功為150MW，無功為1 Mvar）轉(zhuǎn)停機過程中，機組有功從150 MW降至0后又從電網(wǎng)吸收有功，逆功率持續(xù)約2.7 s后GCB分開，吸收有功最大值74.5 MW。停機過程中當(dāng)滿足監(jiān)控系統(tǒng)停機判據(jù)時（此時有功為24.9 MW，無功為0.8 Mvar，導(dǎo)葉開度為19.5%）至監(jiān)控實際發(fā)分GCB令間隔3.36 s。

GCB實際分開時刻如圖10所示，分開關(guān)瞬間：有功為-66.2 MW，無功為9.8 Mvar，導(dǎo)葉開度為5.5%，三相電流有效值均為2 400 A左右。

4號機停機過程中各功率對比如圖11所示：實測有功（機組有功曲線上取100 MW時）至交采表輸出有功（交采功率曲線上找100 MW時）延遲2.5 s左右。實測有功（機組有功曲線上取100 MW時）至監(jiān)控輸出有功（監(jiān)控功率曲線上找100 MW時）延遲3.6 s左右。實測有功從發(fā)出漸變?yōu)閺碾娋W(wǎng)吸收的過程中，交采表有功從50 MW左右突變?yōu)?50 MW左右，監(jiān)控有功從60 MW左右突變?yōu)?50 MW左右。

圖9 電站4號機發(fā)電停機過程

圖10 電站4號機發(fā)電停機分GCB時刻

圖11 電站4號機發(fā)電停機各功率采樣對比

（2）4號機組抽水停機

如圖12所示，4號機組抽水運行（有功-248 MW，無功42 Mvar）轉(zhuǎn)停機過程中，當(dāng)滿足監(jiān)控系統(tǒng)停機判據(jù)時（此時導(dǎo)葉開度為19.6%，有功為-163.5 MW，無功為-12.9 Mvar）至監(jiān)控實際發(fā)分GCB令間隔1.15 s。

GCB實際分開時刻如圖13所示，分開關(guān)瞬間：有功為-120.5 MW，無功為-34.8 Mvar，導(dǎo)葉開度為12.5%，三相電流有效值均為4 700 A左右。

4號機停機過程中各功率對比如圖14所示：實測有功（機組有功曲線上取-230 MW時）至交采表輸出有功（交采功率曲線上找-230MW時）延遲2.6s～3.2 s左右。實測有功（機組有功曲線上取-230 MW時）至監(jiān)控輸出有功（監(jiān)控功率曲線上找-230 MW時）延遲4.1 s左右。

圖12 電站4號機抽水停機過程

圖13 電站4號機抽水停機分GCB時刻

圖14 電站4號機抽水停機各功率采樣對比

通過對試驗采集數(shù)據(jù)進行對比和分析，發(fā)現(xiàn)監(jiān)控系統(tǒng)停機流程在滿足發(fā)電運行轉(zhuǎn)停機分GCB判據(jù)后，并沒有立即發(fā)分GCB令，而是延遲3、4 s后才發(fā)令。在這段延遲時間內(nèi)，機組從發(fā)出有功功率下降為零，再變?yōu)閺碾娋W(wǎng)吸收有功功率，1、3號機現(xiàn)象基本相同。然而在抽水停機的過程中，在滿足抽水停機分GCB判據(jù)時，發(fā)分GCB令只延遲1 s左右。在排除測試方法錯誤、監(jiān)控邏輯設(shè)置錯誤的可能性后，在測量4號機時又增加了兩組有功功率信號測點，分別為交流采樣裝置PECA301和監(jiān)控輸出的功率信號。在完成4號機測試后，對數(shù)據(jù)進行分析，最終確定大部分延遲時間是由交流采樣裝置PECA301采樣速率及計算速率滯后所致。由于抽水運行轉(zhuǎn)停機發(fā)分GCB令只判導(dǎo)葉開度＜20%，未通過交流采樣裝置PECA301采樣數(shù)據(jù)進行判斷，所以發(fā)GCB分閘令的延遲較發(fā)電運行轉(zhuǎn)停機時短。

機組交流采樣裝置PECA301安裝在機組現(xiàn)地控制單元3號盤面，通過機端PT、CT采集電壓、電流，通過裝置內(nèi)部數(shù)字集成電路計算后，數(shù)據(jù)通過MODBUS傳輸至監(jiān)控系統(tǒng)I/O模塊，再由監(jiān)控系統(tǒng)I/O模塊輸出4～20 mA（對應(yīng)有功-300 MW～+300 MW）。交流采樣裝置PECA301還有三路模擬量輸出，電站設(shè)置交流采樣裝置PECA301三路功率模擬量輸出信號為4～20mA電流量，對應(yīng)功率為-300MW～+300MW。

由此可見，機組交流采樣裝置測量延時是導(dǎo)致機組發(fā)電工況轉(zhuǎn)停機過程中產(chǎn)生逆功率的主要原因。交流采樣裝置是監(jiān)控系統(tǒng)附件，分別部署在4臺機組現(xiàn)地控制單元盤及500 kV&SFC現(xiàn)地控制單元盤，用于采集機組、線路的電壓電流信號，經(jīng)過裝置內(nèi)部數(shù)字集成電路的計算生成機組及線路的有功功率和無功功率信號值，通過MODBUS通信方式，送至現(xiàn)地控制單元的PLC，進而參與機組發(fā)電、抽水控制調(diào)節(jié)及作為遙測信號上送調(diào)度。

監(jiān)控系統(tǒng)及交流采樣裝置是ALSTOM廠家于2006年進行設(shè)計選型的，PECA301裝置運算處理能力較低，采樣計算數(shù)據(jù)存在明顯延時，加之通過MODBUS通信進行傳輸，更加重了信號延遲，這反映出產(chǎn)品選型設(shè)計缺乏對參與控制調(diào)節(jié)的電氣量高實時性、高精度要求的意識。

通過廣泛了解和綜合對比，最終電站選擇了高精度功率變送器作為機組有功功率調(diào)節(jié)控制信號源。

首先在3號機組選擇了浙江涵普FPWT-201H型功率變送器，該變送器為有功功率信號雙路輸出，可分別用于監(jiān)控系統(tǒng)機組有功功率參考反饋信號及調(diào)速系統(tǒng)有功功率反饋信號，如圖15所示，可發(fā)現(xiàn)采用功率變送器后，機組在發(fā)電工況轉(zhuǎn)停機過程中逆功率現(xiàn)象徹底消除，但在機組電氣制動過程中，有功信號出現(xiàn)了明顯的擾動，對調(diào)度側(cè)能量管理系統(tǒng)造成了干擾，電站通過監(jiān)控組態(tài)閉鎖了電氣制動過程中有功功率的輸出以消除該擾動。

針對3號機組電制動過程中出現(xiàn)的功率變送器采集信號擾動問題，電站組織技術(shù)人員進行了深入分析，發(fā)現(xiàn)FPWT-201H型功率變送器采用模擬電路元件進行采樣，其對采樣回路高頻諧波無法過濾，因而導(dǎo)致上述現(xiàn)象。隨后，電站在1號機組選用了最新出品的FPWT-201D型數(shù)字式功率變送器，具有優(yōu)越的暫態(tài)響應(yīng)特性，如圖16所示，更換后1號機組停機過程中未出現(xiàn)3號機組類似的有功信號擾動。

TV743

B

1672-5387（2016）12-0034-05

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.12.013

2016-08-29

李 勇（1981-），男，高級工程師，從事抽水蓄能電站運維管理工作。