因采样回路延时导致的机组有功波动事件分析

何伟，胡言，谭正云

（华能澜沧江水电股份有限公司集控中心，昆明 650214）

0 前言

某水电站装机容量1750 MW（5×350MW），500 kV、220 kV系统各有两条线路接入地区变电站。使用PAFR-2000H 型微机调速系统，有频率调节、开度调节两种控制模式。机组并网前空载状态采用频率调节，跟踪频率给定值，稳定机组转速在额定转速附近。机组并网后采用开度调节，跟踪导叶开度给定值，机组并网后默认采用开度控制模式。

1 事件前运行方式

1）机组：1、2、4号机并网运行，3、5 号机备用。全厂AGC、AVC均投入闭环控制；全厂实发总有功1170 MW。

2）500 kV系统：第一、二、三、四串合环运行；#1、#2母线运行；双回线运行；6号联变运行。

3）220 kV系统：220 kV母线运行，双回线运行。

图1 某水电站电气主接线图

2 事件简介

某水电站5号机经051 断路器同期并网，随后进行有功功率调整，5号机及全厂有功出现波动，波动幅值±24 MW左右。

07:16，退出5号机单机AGC，发现5号机及全厂总有功波动仍然存在。其中：5号机有功功率在一次调频未动作的情况下，单机波动幅值±21 MW左右；1、2、4号机有功功率出现波动，全厂有功功率波动幅值±45 MW左右。07:46，投入5 号机单机AGC，随后1、2、4号机有功功率波动平息，5 号机有功功率继续波动，波动幅值±24 MW 左右。

07:54，退出全厂AGC功能及1、2、4、5号机调速器一次调频功能后，发现5号机有功功率继续波动，波动幅值±20 MW 左右。

08:26，将5号机解列停机，单机及全厂有功功率波动现象消失。

3 排查过程

3.1 调速器检查试验

该水电站邀请调速器厂家、中试所专业技术人员赴现场对调速器进行检查、测试。在静态条件下，检查机端PT采样、频率环控制参数（PID参数、调频死区0.05 Hz、调差系数Bp=4%等）均正常。检查导叶位移传感器、主配位移传感器均无异常。进行导叶阶跃试验、模拟并网试验（模拟并网后增减功率试验）试验结果均正常（图2、3、4），通过上述试验，排除调速器故障导致事件发生的可能。

图2 静态试验副环扰动导叶开度

图3 模拟自动开机导叶开度

图4 模拟监控增减功率导叶开度

3.2 调速器外部分析排查

分析PMU录波图（图5）发现：机组功率波动周期约40 s且呈阶梯台阶状。调速器导叶波动或抽动周期远小于该波动周期，且增减脉冲幅度与调速器脉冲增减步长基本对应，说明调速器收到监控系统有功调节增减信号并执行调整导叶开度。

图5 5号机有功波动期间PMU录波图

查看5号机有功测量源测值曲线（图6）发现：5号机开机并网后00:20:57至停机后08:27:21期间，机组单机有功测量源为交采装置。分析有功变送器、交采装置功率数据曲线（图7）可知，交采装置有功测值曲线滞后变送器有功测值曲线约4 s。

图6 5号机功率波动过程有功测量源曲线

图7 5号机变送器、交采装置有功曲线

初步推断，5号机有功功率波动直接原因是单机有功调节脉冲增减引起，调节脉冲不断增减的根本原因是监控单机有功调节功率反馈采样滞后。在负反馈采样滞后失真的情况下会引起控制不稳，出现周期性波动现象。

3.3 有功波动验证试验

接着，开展5号机有功波动验证试验。为避免5号机试验可能对其余运行机组造成影响，试验期间退出全厂AGC及1-5号机单机AGC、一次调频。

3.3.1 单机有功测量源切换验证

11:31，上位机开启5号机至空转。调速器控制方式切为“现地”、“自动”；11:39解除5号机单机有功测量变送器输出接线（模拟变送器测点品质坏），测量源切换至交采装置；恢复变送器输出接线60 s后，测量源切换至变送器。验证结果：单机有功测量源切换逻辑功能正常。

图8 5号机有功测量源切换曲线

单机功率测量源切换逻辑：①正常以变送器为主，交采装置为备，变送器品质坏自动切换交采装置。②变送器有无功品质坏判据：变送器正常输出4-20 mA电流信号，当输出电流信号小于3.2 mA或大于20.8 mA时，认为变送器品质坏，否则认为变送器品质好。③变送器有/无功测量品质坏，则将有/无功测量源对应切换至交采装置。④有/无功信号采集源由交采装置切换至变送器判据：变送器与交采装置测值的差值在10 MW/10 Mvar以内并持续1分钟，则测量源应切至变送器。

3.3.2 调速器独立控制稳定验证

12:07，5号机并网，确认单机有功测量源为变送器，调整5号机有功功率至280 MW。12:31退出5号机有功PID，5号机有功无波动。验证5号机调速器自身独立控制稳定正常。

12:31调速器现地自动控制方式下，手动调节增加/减少有功20 MW，5号机有功功率无波动。验证调速器独立控制扰动稳定正常。

图9 调速器现地自动运行功率增减录波图

3.3.3 有功波动现象复现

3.3.3.1 增加有功20 MW

12:34恢复5号机调速器远方自动运行，投入5号机有功PID功能。12:37解除单机有功测量变送器输出接线，测量源切换至交采装置。12:39有功功率增加20 MW，5号机有功功率出现幅度约±8 MW、周期约40 s的两个周波波动，随后功率稳定（图10中A部分）。

分析可知：单机有功测量源为交采装置时，若进行小功率调整，在经过若干周期波动后，机组功率调节系统有自行恢复功率稳定的可能。

图10 增加20 MW（A部分）、减少30 MW（B部分）、减少50 MW（C部分）有功波动曲线

3.3.3.2 减少有功30 MW

12:42有功功率减少30 MW，有功功率出现幅度约±14 MW、周期约40s的波动。12:47恢复单机有功测量变送器输出接线，变送器测点品质正常。因波动过程中，变送器与交采装置测值差值小于10 MW（交采装置采样滞后变送器约4s，对应图11中功率差值约8 MW）,维持1分钟后，12:48单机有功测量源切换至变送器，随后功率恢复稳定（图10中B部分、图11）。

分析可知：单机有功测量源为交采装置时，若功率小幅度周期波动过程中，变送器测量源品质恢复正常，变送器与交采装置采样差值小于10 MW并保持1分钟，单机有功测量源可切换至变送器，机组有功功率可恢复稳定。

图11 减少30 MW波动过程（PMU，图10中B部分）

图12 减少50 MW波动过程PMU录波图（PMU）

3.3.3.3 减少有功50 MW

12:56，解除单机有功测量变送器输出接线，测量源切换至交采装置。13:01，单机有功减少50 MW，有功功率出现幅度约±23 MW、周期约40 s的波动。13:05恢复变送器接线，测点品质转为正常，因波动过程中，变送器与交采装置测值差值大于10 MW（交采装置采样滞后变送器约4 s，对应图12中功率差值约11.2 MW），单机有功测量源无法切换至变送器。13:06退出5号机有功PID，功率稳定。13:07单机有功测量源切至变送器。

分析可知：单机有功测量源为交采装置时，若进行大功率调整，机组功率大幅度周期波动，即使变送器测量源品质恢复正常，也无法将测量源切换至变送器，机组功率将持续波动直至人为干预（退出机组有功PID功能或调速器切换至现地控制方式），机组有功功率方可恢复稳定。

事件发生时有功测量源切换至交采装置后，00:21:21至00:24:07为快速穿越机组振动区，5号机有功调节由0调节至设定值211 MW，其累积调节幅度远大于本试验中的50 MW调节幅度。50 MW功率调整试验现象重现了当时5号机有功波动现象。

4 原因分析

综上，本次事件直接原因为5号机有功变送器测量源品质坏，有功测量源切换为交采装置，交采装置测量采样回路存在延时造成有功调节反馈延迟，导致在大幅度有功调整情况下5号机有功功率周期性波动。

4.1 机组有功测量源情况分析

4.1.1 有功测量源采集设备校验情况

该水电站每年均结合检修开展变送器、交采装置校验工作，设备校验数据合格。

4.1.2 事件过程中有功测量源切换情况

从图6可知，00:20:57，5号机有功变送器测点品质坏，有功测量源自动切换为交采装置，随后波动过程中，变送器与交采装置测值差值大于10 MW，不满足有功信号采集源由交采装置切换至变送器判据，直至机组停机一分钟后，有功测量源才由交采装置切换至变送器。

4.1.3 事件过程中变送器测点品质坏分析

变送器输出4-20 mA电流至模拟量采集模件，模件将电流值转换为4000-20000的码值，当码值小于3200或者大于20800时，变送器采集到的有功测值会被强制为0，并判断变送器有功测点品质坏。

从图13可知，00:20:53:83（该时标为PMU时标，与监控时标存在偏差）5号机同期并网瞬间，机组有功测值最小为-30.7 MW（对应码值3037），且有功测值低于-24.94 MW（对应码值3200）的持续时间约160 ms。监控系统PLC采集到低于3200码值点，所以判断变送器有功测点品质坏。变送器测点品质判断条件设置不完善，未避开机组正常合闸并网时有功功率冲击值。

图13 机组并网合闸有功测值及波形（PMU）

图14 该水电站监控系统功率采样逻辑简图

4.2 交采装置采集回路延时情况分析

该水电站监控系统功率采样逻辑简图如图14所示。交采装置将采集的电气参数通过串口通讯方式送入SJ30通信管理装置，再经SJ30装置转接后送入机组PLC。SJ30装置接入多个串口（串口接入设备包括交采装置、励磁系统、调速系统、辅机系统、保护系统，其中仅交采装置数据用于控制，其余数据仅用于报文信息显示），多个串口信息轮循处理，导致用于监控系统有功控制的交采数据存在约4秒延时。基于现场硬件及网络结构条件，交采装置信息无法直接接入PLC，需全面改造监控系统下位机网络结构、更换相应设备方可消除交采装置采集回路通讯延时。

4.3 功率波动建模分析

为佐证负反馈控制引入延迟环节导致功率周期波动的情况，进行了建模模拟。人为在有功调节功率反馈中加入滞后环节后仿真计算结果如图15。分析可知，负反馈控制引入延迟环节可能造成功率波动。

图15 人为在有功调节功率反馈中加入滞后环节后仿真计算结果

另从并网模拟试验数据分析可知，20 MW、30 MW、50 MW功率调整对应的功率波动周期基本一致（周期大致在40 s至48 s之间），可判断该波动周期与波动幅度关系不大。对照图15可看出：反馈延时2 s时，波动周期约8 s；反馈延时4 s时，波动周期约16.6 s。综合分析，反馈延时导致的功率波动周期与监控系统、调速器系统调节性能及采集信号的反馈延迟时间有关。

4.4 07:10至07:50期间机组功率变化情况分析

4.4.1 一次调频动作情况分析

该水电站调速器为普通型，永态转差系数Bp值为4%。各台机组调速器最近的一次调频试验结果显示一次调频功能均正常。其中：5号机有功变化速率分别为0.29 MW/s（50-50.2 Hz）、0.23 MW/s（50-49.8 Hz）。

07:10至07:50系统频率出现小幅度波动，在频率上、下限超过一次调频动作死区（0.05 Hz）的时间段，1、2、4、5号机一次调频均正常动作，动作/复归时间基本一致。期间系统频率最大值为50.117 Hz，持续时间2秒；最小值为49.873 Hz，持续时间7秒。

系统频率最大值对应一次调频产生的机组功率最大减小目标值：△P减=[（50.117 Hz-50.05 Hz）/（4%*50 Hz）]*350 MW=11.725 MW

系统频率最小值对应一次调频产生的机组功率最大增加目标值：△P增= [（49.95 Hz-49.873 Hz）（/4%*50 Hz）]*350 MW=13.475 MW

结合电网频率超出死区的持续时间和一次调频动作引起的有功变化速率，一次调频产生的机组功率最大减小值：0.29 MW/s*2s=0.58 MW，一次调频产生的机组功率最大增加值：0.23 MW/s*7s=1.61 MW。

综上，在07:10至07:50时间段内，系统频率最大/小值所能导致变化目标值较小（不超过11.7 MW/13.5 MW），系统频率最大/小值所持续时间对应机组功率变化量极小（0.58 MW/1.61 MW）。机组调速器一次调频动作造成的功率调整量远小于机组功率波动量，故机组一次调频动作不是引起机组有功功率波动的原因。

4.4.2 AGC动作情况分析

07:16至07:46，5号机退出AGC运行期间，运行中的1、2、4号机也出现有功功率的变化。由图16可知：①机组实发有功值与AGC分配有功值曲线波形基本接近，可认为1、2、4号机有功功率的变化主要由AGC分配导致。②机组AGC有功值分配符合AGC分配策略。

图16 5号机AGC投入/退出期间其他运行机组有功设定值曲线

5号机AGC退出阶段（07:16至07:46）1、2、4号机有功变化的原因为：在全厂总有功设定值不变的条件下，“AGC未控实发有功”（退出AGC调节的5号机有功功率）波动，造成“AGC分配全厂有功”变化，AGC动作不停调整1、2、4号机功率分配值。5号机AGC投入后，1、2、4号机有功停止变化的原因为：“AGC分配全厂有功”等于全厂有功设定值维持不变，5号机AGC分配值不再跟踪实发值而是一个固定值，因此1、2、4号机AGC分配值也是固定值，功率停止变化。

1）监控系统交采装置采集经SJ30通信管理装置接入PLC导致采样数据存在延时，设计存在缺陷。

2）变送器测量源品质坏判断条件不完善。

3）监控系统缺乏针对功率波动的处置功能。

5 优化措施及验证性试验结果

根据上述分析，提出如下优化措施：

1）新增一个FPWK-301H型有无功组合变送器作为测量源1（原变送器作为测量源2），交采装置测量数据仅用作监视。新增变送器与原有变送器的输入信号来自不同组的TA/TV。

2）优化调整变送器品质坏判断条件。

3）完善监控系统报警信息和监视画面，以提醒运行人员在发生类似功率波动情况时及时进行人工干预。具体切换逻辑如下：

a. 正常时以变送器1为主、变送器2为备，当变送器1有/无功品质坏时自动将对应的有/无功采样源切换为变送器2；变送器有功品质坏的判据：变送器输出断线或变送器测量值超出正常范围＞380 MW或＜-50 MW；变送器无功品质坏的判据：变送器输出断线或变送器测量值超出正常范围＞170 Mvar或＜-170 Mvar。

b. 测量源自动恢复：测量源切为变送器2后，自动检测变送器1与变送器2的有/无功差值，若差值在10 MW/10 MVar以内，延迟10s，自动切回变送器1。

c. 变送器1、变送器2的切换均做报警：“有功测量源自动（或手动）切为变送器1”、“有功测量源自动（或手动）切为变送器2”、“无功测量源自动（或手动）切为变送器1”、“无功测量源自动（或手动）切为变送器2”。

d. 当有功设定值和实发值相差大于20 MW报警“有功实发值与设定值偏差过大，请注意！”，当无功设定值和实发值相差大于20 MVar报警“无功实发值与设定值偏差过大，请注意！”。

e. 增加两个变送器的测值实时比较，当有功差值超过10 MW时报警“变送器1与变送器2有功差值超过10 MW，请注意”；当无功差值超过10 MVar时报警“变送器1与变送器2无功差值超过10 MVar，请注意”。

在全厂AGC及一次调频退出的条件下，进行了5号机功率测量源完善后的空转态下单机有功测量源切换、并网状态下故障重现试验，试验结果均正常。新装变送器与原有变送器采样值一致，不存在滞后和延迟。至此，5号机有功功率波动缺陷处理正常。验证性试验过程中两个变送器的采样曲线见图17。

图17 验证性试验过程中新装变送器与原有变送器采样值曲线

6 结束语

有功功率控制是水电站自动控制的核心环节，为了预防有功频繁或者大幅度的波动，需要对功率采集装置与通讯管理装置、通讯管理装置与机组PLC、机组PLC与调速器的有功功率控制逻辑进行深入的分析，每一个环节都进行严格的把关。最终制定有针对性的优化和防范措施，以保证机组长期安全稳定运行。