三板溪水电厂机组运行过程中有功波动分析及解决方案

杨丹丹，毛 琦，吴 辉，向 欢

（1.贵州清水江水电有限公司三板溪水电厂，贵州 锦屏 556700；2.北京中水科水电科技开发有限公司，北京 100038）

0 引言

三板溪水电厂位于贵州省沅水干流上游河段的清水江下游锦屏县内，电厂总装机容量100 万kW，安装4 台25 万kW 混流式水轮发电机组，年发电量24.28 亿kW·h，2006 年底全部机组投产发电，是国家西电东送“十五”重点工程，担负着华中电网基荷、调频、调峰和事故备用等重要任务。

三板溪水电厂调速器系统采用武汉能事达电气有限公司生产的PFWT-100-6.3-STARS 型比例伺服阀微机调速器，采用两套完全冗余控制系统设计，于2006 年投入运行。投产后针对调速器系统出现的各种故障和缺陷进行了一系列功能性改造，根据设备运行状况，电厂于2017 年开始启动调速器系统电气控制部分改造，分别于2017 年5 月完成2 号机组改造，2018 年1 月完成1 号机组改造，2018 年5月完成4 号机组改造，改造时均保留了原调速器系统的机械液压部分，3 号机组未进行改造。

1 问题概述

2018 年8 月9 日14：42，三板溪电厂3 号机组带200 MW 负荷运行，1 号、2 号、4 号机组停备，3 号机组调速器远方自动开度模式运行，励磁系统远方自动方式运行，调节方式为五凌集控远方控制。14：42：35，上位机报“1 号、2 号、3 号4 号机机组故障录波装置启动”，同时报“3 号机组主配动作 动作”，42：39，上位机报“SBXTD1 3 号机组有功功率调节命令 203 MW”，3 号机组主配动作 复归；14：42：41，上位机报“3 号机组有功功率266 MW 越上上限”。出现超调现象后，五凌集控远方下达3 号机组有功功率调节命令199.99 MW，2 min 后机组稳定运行带20 万负荷。

2 有功调节模型

三板溪水电厂调速器有功调节采用开度模式，调节原理如图1 所示：

图1 调速器调节原理

监控功率给定Py、机组有功P，调速器开度给定Ky、开度PID 跟踪值Ypid，机组导叶开度Y。机组处静态时，Py=P，Ky=Ypid=Y。机组有功调节的过程如下所示：

（1）上位机下达有功功率Py1，Py1≠P调节令动作；

（2）机组LCU 发调功脉冲至调速器；

（3）调速器Ky（开度给定）随调功脉冲改变，Ky≠Ypid，Ypid随Ky改变，直到Ky=Ypid；

（4）Ypid改变后，Ypid≠Y，偏差值经比例放大送调速器机械液压系统；

（5）调速器液压系统调整导叶开度，Y改变，有功P改变。

（6）当机组LCU 再次检测到Py1=P1，调功令复归。

3 有功波动原因分析

3.1 计算机监控系统

事件发生时，厂房内无任何作业，计算机监控系统3 号机组有功功率设值与五凌集控有功功率给定值一致，说明五凌集控调度数据网遥调通道正常，3号机组调速器有功功率设值与监控系统有功功率设值一致，说明计算机监控系统LCU 脉冲闭环调节通道正常，并且计算机监控系统未下发有功调节令，说明计算机监控系统运行正常。

3.2 故障录波报告

从故障录波报告图分析，8 月9 日14：42：35 在主变高低压侧的电压量中出现了大量的谐波分量，如图2 所示。调取对侧白市电厂同时段PMU 中三白线线路电压波形图，系统电压也出现波动，如图3所示。事件发生当天，我厂处于雷电天气，500 kV母线避雷器C 相2018 年8 月3 日至9 日共计动作6 次。综合分析，判定谐波分量是受雷击产生。

图2 发电机出口谐波

图3 白市侧PMU 三白线线路电压

3.3 雷击干扰

事件发生时，保护未动作、励磁系统调节正常、机组监控系统调节正常，机组故障录波装置启动、系统出现谐波、避雷器动作与3 号机组调速器动作时间一致，调速器残压测频取自A、C 相PT 信号，因此雷击干扰的可能性较高。

3.4 导叶开度

由于异常开导度叶持续6 s，比例阀控制信号本身受干扰造成电量突变且持续6 s 的可能性太小，故可排除。调速器比例阀控制信号等于Ypid运算值与当前导叶开度差值乘放大系数，Ypid与导叶开度都有可能受干扰影响突变，但导叶开度未发现持续6 s 突变，故排除导叶开度异常。

3.5 调速器Ypid 突变分析

3 号机组调速器PID 运算公式如下：

式中：

Ypid（k-1）——前一周期PID 调节量；在并网时，Ypid（k）=Ypid（k-1）+ΔYp（k）+ΔYI（k）。

ΔYp（k）——PID 调节的比例增量。

ΔYI（k）——PID 调节的积分增量。

ΔYD（k）——PID 调节的微分增量。

ΔYc/ΔPc（k）——PID 调节的开环增/减分量，即远方/现地操作时的增量。

ΔF（k）——频差，电网频率Fn（k），机组频率Fg（k），跟踪频率50 Hz，并网前ΔF（k）=Fn（k）-Fg（k），并网后ΔF（k）=50 Hz-Fg（k）。

ΔΔF（k）——本周期k频差ΔF（k）与上周期k-1 频差ΔF（k-1）之差，即ΔΔF（k）=[ΔF（k）-ΔF（k-1）]。

ΔY/P（k）——在开度频率模式下，开度给定ΔYC与上周期采样PID 总量Ypid（k-1）之差；在功率模式下，是功率给定与机组功率之差。

（1）并网正常运行时无调节令，调速器为开度模式，频率正常，程序执行第k-1 周期，频差ΔF（k-1）小于频率死区，频差置0，Ypid值等于导叶开度值Y（为56%开度），输出比例阀控制信号Yg=0，保持当前开度；

（2）第k周期，频率大幅突变增加（根据调速器参数估算约70 Hz），ΔF（k）=50 Hz-Fg（k）=-20 Hz（死区0.05 Hz 可忽略），ΔF（k-1）=0，则[ΔF（k）-ΔF（k-1）]=-20 Hz，则ΔYP（k）计算值为-80%，则Ypid（k-1）=-30%，但程序设置的Ypid（k）下限为0，故此时Ypid（k）=0，输出Yg为负，发关闭导叶令；

（3）第k+n周期时频率恢复正常（n应为较小的整数），故ΔF（k+n）=0，ΔF（k+n-1）=ΔF（k）-20 Hz，则ΔΔF（k+n）=30 Hz，ΔYP（k）计算值则为80%，故Ypid（k+1）=80%（小于Ypid的上限值90%），比例阀控制输出信号Yg=24%，故开启导叶；（k周期发出的关导叶令持续到k+n周期未达到调速器不动时间0.2 s，故其影响可忽略不计）

（4）由于此后频率已正常，ΔΔF=0，故在监控系统未发调节令前调速器Ypid将维持80%持续开启导叶（积分作用较小可先忽略），一次调频限制不会动作，比例阀控制信号为正（因导叶开度在增加，此信号持续衰减），导叶继续开启。

（5）开启导叶过程中，有功大于220 MW 时AGC发减功令，同时开度给定YC与Ypid偏差增大使ΔYI累计约-2%时，减小Ypid=78%，导叶开度Y 也增加至78%，比例阀控制信号为0，导叶开启过程结束，此时有功功率约266 MW 大于AGC 目标功率200 MW，监控继续发减功令，Ypid继续减小，比例阀控制信号变为负，导叶开始关闭。

（6）当有功减至200 MW，监控不再发减功令，此时Ypid=44%不再向下减小，导叶开度Y=52%，比例阀控制信号仍然为负，故继续关闭导叶，当有功小于180 MW 时，AGC 发增有功令，ΔYI为正，Ypid开始增加。当有功减至166 MW，导叶开度Y=47%，Ypid=47%，比例阀控制信号为0，导叶停止关闭。

（7）由于有功未达到目标，AGC 发增有功令，Ypid增加，导叶开启，当有功再次达到200 MW 时，AGC停止动作，Ypid与导叶开度Y也基本接近，比例阀控制信号为0，机组有功保持稳定。

从以上分析可知，当调速器残压测频因干扰发生大跳变极短时间恢复时，频率增加YP减小，频率恢复YP增加，这两个扰动量绝对值相等，但因减小过程，Ypid受限置0，所以频率恢复后，Ypid较扰动前增加且会保持，造成了此次3 号机组有功异常调节。

4 解决方案

由于测频元件的设计缺陷，在3 号机组未进行改造换型前，无法消除干扰对测频造成的影响，因此需在PLC 内进行程序补偿优化，过滤异常测频数据对调速器有功调节造成的影响。

机组正常负载运行时，系统频率干扰的主要来自感应雷电和并网合闸冲击，感应雷电干扰持续不超过30 ms，并网合闸冲击干扰持续不超过100 ms。因此程序补偿优化逻辑为在开度模式下，测频频率超出500.25 Hz 范围，频差清零，200 ms 后取消清零；测频频率超出501 Hz 范围，频差清零，300 ms 后取消清零。即：频率在500.25 Hz 内，频差不作处理；频率在500.25 Hz 外，501 Hz 内，则频差清零，延时200 ms 后取消清零；频率在501 Hz 外，则频差清零，延时300 ms 后取消清零。

由于每个扫描周期，真实频率变化不超过0.25 Hz，因此对每次频差进行限制，即最大为0.25 H z。

5 结论

本文通过对3 号机组有功功率波动的过程进行详细分析，分析结果表明，此次有功功率波动是由谐波产生干扰，导致调速器控制系统出现异常调节。并根据实际情况，提出了可行的解决方案，经优化调速器PLC 程序后，3 号机组未再出现同类事件，有效的保障了机组的安全稳定运行，为行业内其他水电厂有功波动事故提供了分析和解决的参考经验。