抽水蓄能機組發電工況轉停機過程中逆功率現象分析與處理

李 勇，張 鑫，谷振富，趙一煒

（河北張河灣蓄能發電有限責任公司，河北 石家莊 050300）

抽水蓄能機組發電工況轉停機過程中逆功率現象分析與處理

李 勇，張 鑫，谷振富，趙一煒

（河北張河灣蓄能發電有限責任公司，河北 石家莊 050300）

通過對蓄能機組發電停機過程中逆功率現象的研究分析，結合現場試驗，確定交流采樣裝置采樣延時是導致該問題的主要原因，結合電站進行的技術改造，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，是一座日調節的抽水蓄能電站，在系統中承擔調峰、填谷、調頻、調相及事故備用任務。

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

針對上述問題，通過高頻數據采樣儀器測量機組發電停機和抽水停機過程中電壓、電流、功率、導葉開度、監控發分GCB令等信號，來分析出現該問題的原因，結合電站進行的技術改造，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象。

2 研究與對策

2.1 設備概況

2.1.1 發電電動機參數

發電電動機參數如表1所示。

2.1.2 機組出口斷路器（GCB）參數

表1 發電電動機參數表

表2 出口斷路器參數表

機組出口斷路器屬于箱式封閉結構，即將開關本體、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、兩組電容器統一安裝在一個箱體之內。開關采用液壓三相聯動操作，具體參數見表2。

2.1.3 交流采樣裝置參數

交流采樣裝置采用法國阿爾德騰公司的PECA 301，主要參數如表3所示。

表3 交流采樣裝置PECA301參數表

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號機組發電停機和抽水停機過程作為研究對象，選用高頻數據采樣儀器（精度：優于0.2%，采集速率：51.2 kHz）進行數據采集，相關測點信號如表4所示。

機組發電運行轉停機過程中，監控系統（CSCS）停機流程在滿足發電停機分GCB判據（機組有功＜25 MW且無功＜15 Mvar）后，即發分GCB令。機組抽水運行轉停機過程中，監控系統（CSCS）停機流程在滿足抽水停機分GCB判據（導葉開度＜20%）時，即發分GCB令。

2.2.1 1號機組試驗數據分析

（1）1號機組發電停機

如圖1所示，1號機組由發電運行（有功為150 MW，無功為9 Mvar）轉停機過程中，機組有功從150 MW降至0后又從電網吸收有功，逆功率持續約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。

停機過程中當滿足分GCB判據時（此時有功為24.8 MW，無功為-40.7 Mvar，導葉開度為18.8%）至監控實際發分GCB令間隔4.08 s。

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

圖1 電站1號機組發電停機過程

圖2 電站1號機發電停機分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）轉停機過程中，當滿足監控停機判據時（此時導葉開度19.5%，有功-162.2 MW，無功-19.6 Mvar）至監控實際發分GCB令間隔1.39 s。

GCB實際分開時刻如圖4所示，分開關瞬間：有功為-108.1 MW，無功為-47.9 Mvar，導葉開度為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號機組試驗數據分析

（1）3號機組發電停機

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

停機過程中當滿足監控系統停機判據時（此時有功為24.9MW，無功為5.0Mvar，導葉開度為18.1%）至監控實際發分GCB令間隔3.68 s。

圖5 電站3號機發電停機過程

GCB實際分開時刻如圖6所示，分開關瞬間：有功為-61.2 MW，無功為12.6 Mvar，導葉開度為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）轉停機過程中，當滿足監控系統停機判據時（此時導葉開度為19.7%，有功為-166.6 MW，無功為-20.8 Mvar）至監控實際發分GCB令間隔1.21 s。

GCB實際分開時刻如圖8所示，分開關瞬間：有功為-123.9 MW，無功為-44.8 Mvar，導葉開度為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號機組數據分析

（1）4號機組發電停機

如圖9所示，4號機組發電運行（有功為150MW，無功為1 Mvar）轉停機過程中，機組有功從150 MW降至0后又從電網吸收有功，逆功率持續約2.7 s后GCB分開，吸收有功最大值74.5 MW。停機過程中當滿足監控系統停機判據時（此時有功為24.9 MW，無功為0.8 Mvar，導葉開度為19.5%）至監控實際發分GCB令間隔3.36 s。

GCB實際分開時刻如圖10所示，分開關瞬間：有功為-66.2 MW，無功為9.8 Mvar，導葉開度為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）至監控輸出有功（監控功率曲線上找100 MW時）延遲3.6 s左右。實測有功從發出漸變為從電網吸收的過程中，交采表有功從50 MW左右突變為-50 MW左右，監控有功從60 MW左右突變為-50 MW左右。

圖9 電站4號機發電停機過程

圖10 電站4號機發電停機分GCB時刻

圖11 電站4號機發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）轉停機過程中，當滿足監控系統停機判據時（此時導葉開度為19.6%，有功為-163.5 MW，無功為-12.9 Mvar）至監控實際發分GCB令間隔1.15 s。

GCB實際分開時刻如圖13所示，分開關瞬間：有功為-120.5 MW，無功為-34.8 Mvar，導葉開度為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）至監控輸出有功（監控功率曲線上找-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

通過對試驗采集數據進行對比和分析，發現監控系統停機流程在滿足發電運行轉停機分GCB判據后，并沒有立即發分GCB令，而是延遲3、4 s后才發令。在這段延遲時間內，機組從發出有功功率下降為零，再變為從電網吸收有功功率，1、3號機現象基本相同。然而在抽水停機的過程中，在滿足抽水停機分GCB判據時，發分GCB令只延遲1 s左右。在排除測試方法錯誤、監控邏輯設置錯誤的可能性后，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和監控輸出的功率信號。在完成4號機測試后，對數據進行分析，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。由于抽水運行轉停機發分GCB令只判導葉開度＜20%，未通過交流采樣裝置PECA301采樣數據進行判斷，所以發GCB分閘令的延遲較發電運行轉停機時短。

機組交流采樣裝置PECA301安裝在機組現地控制單元3號盤面，通過機端PT、CT采集電壓、電流，通過裝置內部數字集成電路計算后，數據通過MODBUS傳輸至監控系統I/O模塊，再由監控系統I/O模塊輸出4～20 mA（對應有功-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，對應功率為-300MW～+300MW。

由此可見，機組交流采樣裝置測量延時是導致機組發電工況轉停機過程中產生逆功率的主要原因。交流采樣裝置是監控系統附件，分別部署在4臺機組現地控制單元盤及500 kV&SFC現地控制單元盤，用于采集機組、線路的電壓電流信號，經過裝置內部數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，送至現地控制單元的PLC，進而參與機組發電、抽水控制調節及作為遙測信號上送調度。

監控系統及交流采樣裝置是ALSTOM廠家于2006年進行設計選型的，PECA301裝置運算處理能力較低，采樣計算數據存在明顯延時，加之通過MODBUS通信進行傳輸，更加重了信號延遲，這反映出產品選型設計缺乏對參與控制調節的電氣量高實時性、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節控制信號源。

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，可分別用于監控系統機組有功功率參考反饋信號及調速系統有功功率反饋信號，如圖15所示，可發現采用功率變送器后，機組在發電工況轉停機過程中逆功率現象徹底消除，但在機組電氣制動過程中，有功信號出現了明顯的擾動，對調度側能量管理系統造成了干擾，電站通過監控組態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的功率變送器采集信號擾動問題，電站組織技術人員進行了深入分析，發現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，因而導致上述現象。隨后，電站在1號機組選用了最新出品的FPWT-201D型數字式功率變送器，具有優越的暫態響應特性，如圖16所示，更換后1號機組停機過程中未出現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。