因采樣回路延時導致的機組有功波動事件分析

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系統各有兩條線路接入地區變電站。使用PAFR-2000H 型微機調速系統，有頻率調節、開度調節兩種控制模式。機組并網前空載狀態采用頻率調節，跟蹤頻率給定值，穩定機組轉速在額定轉速附近。機組并網后采用開度調節，跟蹤導葉開度給定值，機組并網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號機并網運行，3、5 號機備用。全廠AGC、AVC均投入閉環控制；全廠實發總有功1170 MW。

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

3）220 kV系統：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051 斷路器同期并網，隨后進行有功功率調整，5號機及全廠有功出現波動，波動幅值±24 MW左右。

07:16，退出5號機單機AGC，發現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號機調速器一次調頻功能后，發現5號機有功功率繼續波動，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象消失。

3 排查過程

3.1 調速器檢查試驗

該水電站邀請調速器廠家、中試所專業技術人員赴現場對調速器進行檢查、測試。在靜態條件下，檢查機端PT采樣、頻率環控制參數（PID參數、調頻死區0.05 Hz、調差系數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、模擬并網試驗（模擬并網后增減功率試驗）試驗結果均正常（圖2、3、4），通過上述試驗，排除調速器故障導致事件發生的可能。

圖2 靜態試驗副環擾動導葉開度

圖3 模擬自動開機導葉開度

圖4 模擬監控增減功率導葉開度

3.2 調速器外部分析排查

分析PMU錄波圖（圖5）發現：機組功率波動周期約40 s且呈階梯臺階狀。調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速器脈沖增減步長基本對應，說明調速器收到監控系統有功調節增減信號并執行調整導葉開度。

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）發現：5號機開機并網后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、交采裝置功率數據曲線（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節脈沖增減引起，調節脈沖不斷增減的根本原因是監控單機有功調節功率反饋采樣滯后。在負反饋采樣滯后失真的情況下會引起控制不穩，出現周期性波動現象。

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。調速器控制方式切為“現地”、“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，變送器品質壞自動切換交采裝置。②變送器有無功品質壞判據：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，認為變送器品質壞，否則認為變送器品質好。③變送器有/無功測量品質壞，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：變送器與交采裝置測值的差值在10 MW/10 Mvar以內并持續1分鐘，則測量源應切至變送器。

3.3.2 調速器獨立控制穩定驗證

12:07，5號機并網，確認單機有功測量源為變送器，調整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號機調速器自身獨立控制穩定正常。

12:31調速器現地自動控制方式下，手動調節增加/減少有功20 MW，5號機有功功率無波動。驗證調速器獨立控制擾動穩定正常。

圖9 調速器現地自動運行功率增減錄波圖

3.3.3 有功波動現象復現

3.3.3.1 增加有功20 MW

12:34恢復5號機調速器遠方自動運行，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號機有功功率出現幅度約±8 MW、周期約40 s的兩個周波波動，隨后功率穩定（圖10中A部分）。

分析可知：單機有功測量源為交采裝置時，若進行小功率調整，在經過若干周期波動后，機組功率調節系統有自行恢復功率穩定的可能。

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，測點品質轉為正常，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，若進行大功率調整，機組功率大幅度周期波動，即使變送器測量源品質恢復正常，也無法將測量源切換至變送器，機組功率將持續波動直至人為干預（退出機組有功PID功能或調速器切換至現地控制方式），機組有功功率方可恢復穩定。

事件發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，5號機有功調節由0調節至設定值211 MW，其累積調節幅度遠大于本試驗中的50 MW調節幅度。50 MW功率調整試驗現象重現了當時5號機有功波動現象。

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節反饋延遲，導致在大幅度有功調整情況下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，設備校驗數據合格。

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，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壞。

從圖13可知，00:20:53:83（該時標為PMU時標，與監控時標存在偏差）5號機同期并網瞬間，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）的持續時間約160 ms。監控系統PLC采集到低于3200碼值點，所以判斷變送器有功測點品質壞。變送器測點品質判斷條件設置不完善，未避開機組正常合閘并網時有功功率沖擊值。

圖13 機組并網合閘有功測值及波形（PMU）

圖14 該水電站監控系統功率采樣邏輯簡圖

4.2 交采裝置采集回路延時情況分析

該水電站監控系統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通過串口通訊方式送入SJ30通信管理裝置，再經SJ30裝置轉接后送入機組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、調速系統、輔機系統、保護系統，其中僅交采裝置數據用于控制，其余數據僅用于報文信息顯示），多個串口信息輪循處理，導致用于監控系統有功控制的交采數據存在約4秒延時。基于現場硬件及網絡結構條件，交采裝置信息無法直接接入PLC，需全面改造監控系統下位機網絡結構、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節導致功率周期波動的情況，進行了建模模擬。人為在有功調節功率反饋中加入滯后環節后仿真計算結果如圖15。分析可知，負反饋控制引入延遲環節可能造成功率波動。

圖15 人為在有功調節功率反饋中加入滯后環節后仿真計算結果

另從并網模擬試驗數據分析可知，20 MW、30 MW、50 MW功率調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控系統、調速器系統調節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 一次調頻動作情況分析

該水電站調速器為普通型，永態轉差系數Bp值為4%。各臺機組調速器最近的一次調頻試驗結果顯示一次調頻功能均正常。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系統頻率出現小幅度波動，在頻率上、下限超過一次調頻動作死區（0.05 Hz）的時間段，1、2、4、5號機一次調頻均正常動作，動作/復歸時間基本一致。期間系統頻率最大值為50.117 Hz，持續時間2秒；最小值為49.873 Hz，持續時間7秒。

系統頻率最大值對應一次調頻產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

系統頻率最小值對應一次調頻產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

結合電網頻率超出死區的持續時間和一次調頻動作引起的有功變化速率，一次調頻產生的機組功率最大減小值：0.29 MW/s*2s=0.58 MW，一次調頻產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，系統頻率最大/小值所能導致變化目標值較小（不超過11.7 MW/13.5 MW），系統頻率最大/小值所持續時間對應機組功率變化量極小（0.58 MW/1.61 MW）。機組調速器一次調頻動作造成的功率調整量遠小于機組功率波動量，故機組一次調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號機也出現有功功率的變化。由圖16可知：①機組實發有功值與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未控實發有功”（退出AGC調節的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）監控系統交采裝置采集經SJ30通信管理裝置接入PLC導致采樣數據存在延時，設計存在缺陷。

2）變送器測量源品質壞判斷條件不完善。

3）監控系統缺乏針對功率波動的處置功能。

5 優化措施及驗證性試驗結果

根據上述分析，提出如下優化措施：

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），交采裝置測量數據僅用作監視。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）優化調整變送器品質壞判斷條件。

3）完善監控系統報警信息和監視畫面，以提醒運行人員在發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；變送器有功品質壞的判據：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；變送器無功品質壞的判據：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，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值相差大于20 MW報警“有功實發值與設定值偏差過大，請注意！”，當無功設定值和實發值相差大于20 MVar報警“無功實發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及一次調頻退出的條件下，進行了5號機功率測量源完善后的空轉態下單機有功測量源切換、并網狀態下故障重現試驗，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節，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與調速器的有功功率控制邏輯進行深入的分析，每一個環節都進行嚴格的把關。最終制定有針對性的優化和防范措施，以保證機組長期安全穩定運行。