火力发电厂功率变送器事故案例分析及传统变送器的改造方案

国家能源蓬莱发电有限公司 张现奇

随着国家碳达峰、碳中和战略的实施，国家重点发展风电、光伏等新能源，其在整个电力系统中的占比不断提高，但新能源出力受光照、风量的影响变化迅速，这就使得电网要求火力发电厂有功、无功响应的速度不断加快，为适应这一要求，火力发电厂广泛应用AVC、AGC、DCS、DEH 等自动化设备。在发电机负荷控制逻辑中，一个重要参数是发电机功率，DCS、DEH 协调逻辑控制将其视为调节的重要依据，因而对于发电机组的稳定来讲，产生发电机功率的变送器的安全可靠运行就显得极其重要了。

1 事故案例

安徽某电厂600MW 机组案例。2009年10月安徽合肥某电厂600MW 机组因附近220kV 线路故障导致发电机功率变送器输出信号与实际值偏差严重，机组负荷大幅波动，最终导致AGC 退出自动方式。

浙江某电厂600MW 机组案例。2013年6月浙江某电厂出线近母线处故障，导致机组零功率保护动作跳机。500kV 出线因雷击出现B 相接地，由于功率变送器暂态特性差，不能反应暂态电流，电流升高不明显，而此时电压大幅下降。机组功率变送器采样错误，导致输出功率值远低于机组实际出力。该电厂加装的零功率保护采用的是机组功率变送器功率数据作为起动量，功率变送器在系统故障时不能正确工作，导致零功率保护采样到的机组出力突然大幅降低到保护起动定值，动作出口切机。

江苏某电厂1000WM 机组跳机。2011年12月江苏某电厂因#1机组并网瞬间产生涌流，涌流经电网传递到#2机组，造成#2发电机有功功率变送器输出信号失真，DCS 收到的功率信号瞬间偏差大超过报警值，DCS 逻辑误判判断功率信号故障，导致锅炉自动方式退出。最终操作不及时造成跳机事故；某电厂1000WM 机组跳机。2015年5月该厂一号机组已投入商业运行，正常工作带900MW 的负荷，突然出现PT 断线导致电气功率为零，触发了热工PLU 动作，主汽门快关，2秒后主汽门再打开，再次触发PLU 动作，造成电网负荷摆动。

安徽某电厂1000WM 机组跳机。2015年5月该厂三号机组进行168运行，正常工作带1000MW 的负荷，四号机组在做主变空投试验，三选二的有功功率变送器突然出现大幅波动，导致功率负荷不平衡保护动作，造成发电机跳机。主要是由于有功功率变送器在和应涌流条件下不能正确传变功率；重庆某燃机400WM 机组跳机。2015年4月由于电网扰动造成四只发电机有功功率变送器同时变化，出现大幅度的下降，DEH 快速关断汽轮机调门，最后导致发变组保护动作、机组跳闸。原因是输入侧发生快速变化时变送器暂态特性不佳，输出信号发生额别严重的畸变造成的。

华能陕西某电厂600WM 机组跳机。某厂在调试期间，由于工作人员在电子设备间使用对讲机造成，功率变送器提供的功率出现大幅的波动，引发热工PLU 保护动作造成跳机事故。主要原因是有功功率变送器不具有抗干扰能力；某电厂功率闭锁。某电厂#1机组2018年9～10月期间多次出现DEH 逻辑闭锁现象，原因经分析为变送器抗干扰能力差，三台发电机有功功率变送器电源均取自同一台UPS装置，功率信号未按要求在DEH 板卡处接地，UPS电源电缆磁场对功率信号造成干扰引起功率信号偏差，超过闭锁值造成DEH 逻辑闭锁[1]。

2 原因分析

2.1 变送器畸变原因分析

查阅各类有功功率变送器暂态性能测试报告可看出，在各种故障情况下，市场上各种功率变送器在电网故障时其输出功率信号均与发电机实际功率有不同程度的偏差，不满足GB/T50063-2017中6.0.3条要求的满足暂态特性；也不满足T/CEC244-2019《发电机控制用功率变送装置通用技术条件》有关技术要求，究其原因，传统变送器主要存在的问题有：与实际功率变化值相比，当电网发生故障或扰动时，有些情况下变送器输出会变大，有些情况下变送器输出会变小；因变送器构造原因，其输出波形与实际功率波形永远有偏差，不能完全一样。

变送器输出变大的情况应是由于变送器内部小电流互感器（TA）饱和引起。为满足保证稳态情况下的输出精度这一要求，传统功率变送器内部小电流互感器一般采用测量级电流互感器。测量级TA 励磁曲线拐点较低，正常电流基本大于1.2倍TA 额定电流时就出现饱和。故障电流一般很大且经常含有非周期分量，很容易引起小TA 的饱和。变送器发生功率畸变的实际原因是故障电流过大或含有的非周期分量导致了变送器内小TA 的饱和，从而使参与计算的电流量畸变，导致变送器输出信号放大了实际功率变化值。如要解决模拟式功率变送器暂态特性不良的问题，那么须考虑变送器内部小TA 的饱和问题[2]。

上述问题是由于模拟式功率变送器响应时间（一般为250ms）长过高压电网故障时的切除时间（一般小于100ms）引起，变送器无法准确反应发电机波形的快速变化，从而出现输出值小于实际值、输出波形不能拟合实际功率波形。

2.2 变送器其它不足

抗干扰能力差；变送器无法检测电压、电流二次回路断线情况；变送器无法实时反映系统故障情况，其时间常数远大于电力行业标准规定的一般电量变送器小于400ms 的要求；变送器不能进行自检，无法实现告警和对异常状态记录功能；不能进行通讯和录波。

3 改进方案及注意事项

3.1 改进方案

回路方面，功率信号输出回路须严格遵守二十五项反错要求，信号电缆在热工柜内可靠接地，避免信号受到干扰；功率变送器输出信号发生畸变方面，可能的处理方法是在功率信号进入DCS、DEH 控制器前加一个宏命令进行滤波，并加一合适的延时，这种方法可有效将畸变的功率信号过滤掉，但也带来了机组调节速度的降低，并不满足当今电网对发电侧快速响应的要求，另外可在DCS、DEH中增加功率偏差告警（差值可设为2%左右）以便及时发现功率测量方面的问题。但解决功率变送器输出信号发生畸变根本方法还是采用智能变送装置替代传统变送器，并对回路进行改造。

具体方法是用高性能的智能变送装置替代原来分散的变送器信号，智能变送装置的抗干扰能力和暂态传变特性均大幅提升，在各种谐波影响下仍能正常运行，其能在各种暂态下将可靠的功率信号提供给热工使用，也能满足发电机日常电气量测量需求。具体的方案如下：用三台发电机智能变送装置代替原发变组变送屏发电机测量信号用的传统变送器拆除，所有的测量信号包括发电机部分有功、无功、频率、电流、电压等均由智能变送装置产生，将三个完全独立的有功功率信号送给热工用于调节。

3.2 智能变送装置的优点

比传统的变送器信号响应时间快了一个数量级，响应时间小于40ms；采用了一系列的新技术新工艺，极大地提高了抗干扰能力；保证了在各种暂态条件下的功率信号的可靠性，确保其用于机组调节时在暂态条件下不会引起机组功率不正常波动；在原有基础上又引入一路PT 和一路CT，能够发现二次断线等异常情况；装置能录波及事件记录，记录各种异常状态，为事后分析带来便利；装置信号输出实现全数字化，可提供多种模式以供选择。

改造时需分别提供发电机机端的一组测量电流、一组保护电流及2组独立的电压。施工中需在原有基础上从发变组柜至机组新增的智能测量屏敷设一根4×4电缆，将另一组发电机机端PT 电压接入发电机智能变送装置，从发变组故障录波器屏至机组新增的智能测量屏敷设一根4×2.5电缆保护级机端电流接入智能变送装置；发电机智能变送装置采用双电源，需至少提供双电源接入；从GPS 屏至#1、#2机发变组变送测量屏敷设一根电缆用于装置对时。

创新智能测量方案的优点：把传统的模拟式的方案推进到数字式时代，把模拟式产品出现的问题从根本上解决了；智能变送装置确保的暂态下功率信号可靠，可以保证热工DEH 控制系统用的功率可靠；结构更简单，取代了大约三十多个功能单一且不具备暂态特性的变送器。

3.3 注意事项

虽然智能变送装置优点很多、运行可靠，可以解决传动变送器的诸多缺点，但不能放松对智能变送装置抗干扰能力的检查，如电厂UPS 运行可靠，可提供不间断电源，从可靠性上分析，可将智能变送装置的两路电源均取自本机组的UPS，但电厂UPS 是不接地系统，UPS 上所接负荷很多，很容易发生接地情况。如果L 线接地，此时N 线将变为220V，此种情况下某些智能变送装置输出回路会因电源模块Y 电容产生共模电压，造成共模电压超出卡件的抑制范围,使得DEH 的I/O 模块数据采集紊乱,引起DEH 功率信号跳变[3],所以一定要高度重视，充分模拟各种可能的不利情况对装置进行检测，确保万无一失。

综上，因测量原因及制造工艺的差异，目前市场上的功率变送器很难满足DEH 对功率测量的要求，建议采用智能变送装置进行升级改造。建议在投入前充分考虑各种可能出现的不利因素，对智能变送装置进行检测，确认其在各种不利情况下均能可靠运行。