系統沖擊對參與汽輪機DEH調節的功率變送器影響及應對措施

江 蓉

（福建華電可門發電有限公司，福建 福州 350500）

隨著電力系統自動化程度的提高，發電廠分布式控制系統（Distributed Control System，DCS）、汽輪機數字電液控制系統（Digital Electric Hydraulic Control System，DEH）、AVC（Automatic Voltage Control）、自動發電控制（Automatic Gain Control，AGC）、協調控制等自動化設備得到廣泛應用。發電機功率（含有功、無功功率）作為其中的一個重要參數，其可靠、穩定不但直接影響到自動化設備的運行，而且對發電機組的安全運行具有十分重要的影響。2013年6月1日，樂清電廠一回出線因雷擊接地故障導致2臺機組誤切機，浙江省的調查結論為電網故障時機組功率變送器輸出值發生畸變是導致機組誤切的根本原因[1-2]。可門公司在2014年以來也發生過多起因系統沖擊導致機組協調控制功能混亂事件。本文謹結合相關事件調查處理過程分析功率變送器輸出畸變的原因，并提出相關預防控制措施。

1 事件簡介

可門公司共4臺上海電氣600 MW汽輪發電機，采用3/2主接線，經500 kV同桿雙回線路接入福州北500 kV站，如圖1所示。

圖1 福建省500kV網架主接線圖

各機組在系統沖擊過程中的功率變化情況如表1所示。

表1 各機組在系統沖擊過程中的功率變化情況

2014-2-27 03:39:03 500 kV水笠線B相故障重合不成功跳閘，可門公司受到系統沖擊導致：#1機組（410 MW）-112 MW觸發機組RB、#2機組+113 MW、#3機組-32 MW、#4機組-38 MW。

2014-3-15 19:47:12 500 kV笠福線跳閘B相故障重合不成功跳閘，可門公司受到系統沖擊導致：#1機組+69 MW、#2機組-13.8 MW、#3機組+7 MW、#4機組±37 MW。

2014-3-19 18:53:57 500 kV川寧線跳閘B相瞬時接地故障重合成功，可門公司受到系統沖擊導致：#1機組-3.6 MW、#2機組+20 MW、#3機組-113 MW、#4機組+0.5 MW。

2 事件分析與處理

系統沖擊發生后調取的故障錄波數據分析四機各參數在系統波動期間變化趨勢、幅度一致，發電機有功均從故障時刻開始下降，歷時20 ms左右降至最低值，而后進行上升。但DCS調取的歷史曲線與故障錄波不一致，特別是2014-2-27水笠線故障時送熱控參與#1機DEH調節的3個有功功率變送器輸出數據出現2個下降（210，350）、1個上升（657），分析及處理如下。

（1）功率變送器動態響應時間。國標要求功率變送器響應時間應小于400 ms。可門公司采用的涵普FPW201功率變送器實測為200～300 ms，存在一定的離散性。其中#1機組GPW2（DEH1）為2011年產品，GPW3（DEH2）、GPW8（DEH3）為2007年產品，涵普廠家反饋不同批次變送器的響應時間不盡相同。更換為同一批次的新功率變送器后，實測其響應時間為250 ms左右。

（2）系統故障期間存在的諧波分量。系統故障的暫態過程不可避免存在諧波分量，二次諧波將導致變送器輸出增大，五次諧波將導致變送器輸出減少。在受諧波分量影響時，因響應時間的不同，變送器內含有電感，對諧波衰減不一，導致3個變送器輸出趨勢不一致（DEH1輸出上升、DEH2與DEH3輸出下降）。傳統變送器未有濾波功能，選擇具有自動濾波功能的變送器，這樣在發生電氣故障或電氣操作時可以自動濾除諧波分量，避免輸出畸變。但若增加自動濾波功能，傳統變送器的響應時間將超國標規定。

（3）檢查各變送器模擬量輸出電纜屏蔽線是否可靠接地，尤其是送至DEH機柜的功率變送器電纜應獨立，減少干擾。

（4）將DCS顯示用的有功功率變送器（GPW1與GPW2，GPW3，GPW8同型號）二次輸出串入故障錄波裝置，對變送器輸出動態監視，分析變送器在系統故障下的傳變特性。

（5）將4臺發電機有功功率變送器電源及二次電壓回路分開，GPW1與GPW2取自TV1，GPW3與GPW8取自TV2，減少PT斷線導致機組協調控制功能混亂的可能性。

采取以上應對措施后，運行一年以來可門公司各機組受系統故障沖擊時最大功率突變量均控制在80 MW以內，取得一定的抑制效果。

3 傳統功率變送器與微機型智能變送器的比對試驗

目前國內對功率變送器的技術標準中沒有動態測量性能要求和精度指標，傳統功率變送器采用的積分采樣測量原理已不滿足汽輪機DEH系統在外部電力系統暫態變化過程中對發電機功率的測量要求。

將微機型智能變送裝置BPT9301與傳統變送器FPW201電壓回路并聯、電流回路串聯后接入故障錄波裝置；利用三相試驗裝置輸入電流、電壓，模擬PT開關偷跳情況下，對傳統變送器FPW201與微機型智能變送裝置BPT9301的4～20 mA輸出信號進行比對試驗如圖2所示。

圖2 傳統功率變送器與微機型智能變送器的比對

通過比對試驗可以確認：微機型功率測控裝置的動態響應速度控制在80 ms以內（遠遠優于傳統積分式功率變送器的200 ms時延），實現對系統故障的快速響應，滿足汽輪機DEH系統對發電機轉速控制的要求。

4 針對傳統功率變送器先天不足的改進及應對措施

4.1 發生變壓器合應涌流或系統故障時CT暫態特性差導致CT飽和

由于功率變送器接入的是測量級CT，測量精度較高（0.2或0.5級），但抗飽和性能較差；在區外故障時，測量級CT由于暫態特性差會飽和；此外，在有變壓器空充產生和應涌流時，和應涌流中的衰減直流分量也會導致測量級CT飽和；即使采用帶CT自動濾波功能的新型功率變送器，由于CT飽和的影響，也無法解決在系統沖擊時的正確轉變功率輸出問題。

針對測量級CT易飽和，而保護級CT不易飽和的特性，最有效的辦法是同時接入發電機機端保護級CT和測量級CT，采用能根據測量到的故障特征量自動切換參與功率計算的電流測量值的測控裝置進行變送器升級改造；正常運行情況下采用測量級CT，以保證測量精度；系統故障情況下采用保護級CT，確保在暫態情況下也能實時、真實地提供準確的功率信號，避免輸出功率快速大幅波動[3]。

4.2 PT斷線無法閉鎖導致功率變送器輸出跌落

新型測控裝置通過接入雙電源、雙PT、雙CT，可以有效判斷PT斷線、CT斷線，滿足汽輪機DEH系統對發電機功率測量的可靠性要求。

4.3 功率變送器動態響應性能較差

新型測控裝置采用全周傅里葉算法計算有功功率和無功功率，算法具有良好的暫態特性，確保系統短路故障時功率的準確測量。當保護級CT的電流大于1.1倍額定電流時，功率計算采用保護級CT電流；否則采用測量級CT電流，兼顧正常運行和故障情況下的準確測量。

5 新型發電機智能變送器裝置的應用

2016年下半年可門公司利用機組調停檢修時段，在不改變外部回路接線的情況下，對#1/2機組原機組變送器屏進行改造。在原機組變送器屏安裝3套BPT9301發電機智能變送裝置（構成參與機組DEH調節的三取二邏輯）與2套SLP632A多功能快速變送裝置（作為主變、高廠變、勵磁變的信號采集）。截至目前已投運半年有余，設備運行穩定，未發生異常報警。2017年4月21日福建電網發生近區B相接地故障系統沖擊，新舊型號功率變送器在系統沖擊的表現如圖3—5所示。

圖3 #1機組故障錄波圖

圖4 #1機組DCS錄波圖

圖5 新型智能變送器CT切換錄波圖（圖中通道13曲線是功率4～20 mA直流信號）

從錄波資料可以看出，系統沖擊時直流分量及各次諧波含量都較大，尤其是直流分量約38%，二次諧波約30%，對傳統變送器將造成較大的輸出偏差；而新型智能變送器通過CT切換以及算法優化后，實際輸出僅增加0.5%；以上實例證明，新型智能變送器的數據采集精度完全滿足機組DEH調節要求。

6 結語

新型測控裝置增加自動濾波功能，采用測量級與保護級CT電流自動切換，兼顧正常運行和故障情況下的準確測量；同時新型測控裝置的動態響應性能，大大提高了汽輪機DEH系統在外部電力系統暫態變化過程中對發電機功率測量的準確性。