因采樣回路延時(shí)導(dǎo)致的機(jī)組有功波動(dòng)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(jī)容量1750 MW（5×350MW），500 kV、220 kV系統(tǒng)各有兩條線路接入地區(qū)變電站。使用PAFR-2000H 型微機(jī)調(diào)速系統(tǒng)，有頻率調(diào)節(jié)、開度調(diào)節(jié)兩種控制模式。機(jī)組并網(wǎng)前空載狀態(tài)采用頻率調(diào)節(jié)，跟蹤頻率給定值，穩(wěn)定機(jī)組轉(zhuǎn)速在額定轉(zhuǎn)速附近。機(jī)組并網(wǎng)后采用開度調(diào)節(jié)，跟蹤導(dǎo)葉開度給定值，機(jī)組并網(wǎng)后默認(rèn)采用開度控制模式。

1 事件前運(yùn)行方式

1）機(jī)組：1、2、4號(hào)機(jī)并網(wǎng)運(yùn)行，3、5 號(hào)機(jī)備用。全廠AGC、AVC均投入閉環(huán)控制；全廠實(shí)發(fā)總有功1170 MW。

2）500 kV系統(tǒng)：第一、二、三、四串合環(huán)運(yùn)行；#1、#2母線運(yùn)行；雙回線運(yùn)行；6號(hào)聯(lián)變運(yùn)行。

3）220 kV系統(tǒng)：220 kV母線運(yùn)行，雙回線運(yùn)行。

圖1 某水電站電氣主接線圖

2 事件簡(jiǎn)介

某水電站5號(hào)機(jī)經(jīng)051 斷路器同期并網(wǎng)，隨后進(jìn)行有功功率調(diào)整，5號(hào)機(jī)及全廠有功出現(xiàn)波動(dòng)，波動(dòng)幅值±24 MW左右。

07:16，退出5號(hào)機(jī)單機(jī)AGC，發(fā)現(xiàn)5號(hào)機(jī)及全廠總有功波動(dòng)仍然存在。其中：5號(hào)機(jī)有功功率在一次調(diào)頻未動(dòng)作的情況下，單機(jī)波動(dòng)幅值±21 MW左右；1、2、4號(hào)機(jī)有功功率出現(xiàn)波動(dòng)，全廠有功功率波動(dòng)幅值±45 MW左右。07:46，投入5 號(hào)機(jī)單機(jī)AGC，隨后1、2、4號(hào)機(jī)有功功率波動(dòng)平息，5 號(hào)機(jī)有功功率繼續(xù)波動(dòng)，波動(dòng)幅值±24 MW 左右。

07:54，退出全廠AGC功能及1、2、4、5號(hào)機(jī)調(diào)速器一次調(diào)頻功能后，發(fā)現(xiàn)5號(hào)機(jī)有功功率繼續(xù)波動(dòng)，波動(dòng)幅值±20 MW 左右。

08:26，將5號(hào)機(jī)解列停機(jī)，單機(jī)及全廠有功功率波動(dòng)現(xiàn)象消失。

3 排查過(guò)程

3.1 調(diào)速器檢查試驗(yàn)

該水電站邀請(qǐng)調(diào)速器廠家、中試所專業(yè)技術(shù)人員赴現(xiàn)場(chǎng)對(duì)調(diào)速器進(jìn)行檢查、測(cè)試。在靜態(tài)條件下，檢查機(jī)端PT采樣、頻率環(huán)控制參數(shù)（PID參數(shù)、調(diào)頻死區(qū)0.05 Hz、調(diào)差系數(shù)Bp=4%等）均正常。檢查導(dǎo)葉位移傳感器、主配位移傳感器均無(wú)異常。進(jìn)行導(dǎo)葉階躍試驗(yàn)、模擬并網(wǎng)試驗(yàn)（模擬并網(wǎng)后增減功率試驗(yàn)）試驗(yàn)結(jié)果均正常（圖2、3、4），通過(guò)上述試驗(yàn)，排除調(diào)速器故障導(dǎo)致事件發(fā)生的可能。

圖2 靜態(tài)試驗(yàn)副環(huán)擾動(dòng)導(dǎo)葉開度

圖3 模擬自動(dòng)開機(jī)導(dǎo)葉開度

圖4 模擬監(jiān)控增減功率導(dǎo)葉開度

3.2 調(diào)速器外部分析排查

分析PMU錄波圖（圖5）發(fā)現(xiàn)：機(jī)組功率波動(dòng)周期約40 s且呈階梯臺(tái)階狀。調(diào)速器導(dǎo)葉波動(dòng)或抽動(dòng)周期遠(yuǎn)小于該波動(dòng)周期，且增減脈沖幅度與調(diào)速器脈沖增減步長(zhǎng)基本對(duì)應(yīng)，說(shuō)明調(diào)速器收到監(jiān)控系統(tǒng)有功調(diào)節(jié)增減信號(hào)并執(zhí)行調(diào)整導(dǎo)葉開度。

圖5 5號(hào)機(jī)有功波動(dòng)期間PMU錄波圖

查看5號(hào)機(jī)有功測(cè)量源測(cè)值曲線（圖6）發(fā)現(xiàn)：5號(hào)機(jī)開機(jī)并網(wǎng)后00:20:57至停機(jī)后08:27:21期間，機(jī)組單機(jī)有功測(cè)量源為交采裝置。分析有功變送器、交采裝置功率數(shù)據(jù)曲線（圖7）可知，交采裝置有功測(cè)值曲線滯后變送器有功測(cè)值曲線約4 s。

圖6 5號(hào)機(jī)功率波動(dòng)過(guò)程有功測(cè)量源曲線

圖7 5號(hào)機(jī)變送器、交采裝置有功曲線

初步推斷，5號(hào)機(jī)有功功率波動(dòng)直接原因是單機(jī)有功調(diào)節(jié)脈沖增減引起，調(diào)節(jié)脈沖不斷增減的根本原因是監(jiān)控單機(jī)有功調(diào)節(jié)功率反饋采樣滯后。在負(fù)反饋采樣滯后失真的情況下會(huì)引起控制不穩(wěn)，出現(xiàn)周期性波動(dòng)現(xiàn)象。

3.3 有功波動(dòng)驗(yàn)證試驗(yàn)

接著，開展5號(hào)機(jī)有功波動(dòng)驗(yàn)證試驗(yàn)。為避免5號(hào)機(jī)試驗(yàn)可能對(duì)其余運(yùn)行機(jī)組造成影響，試驗(yàn)期間退出全廠AGC及1-5號(hào)機(jī)單機(jī)AGC、一次調(diào)頻。

3.3.1 單機(jī)有功測(cè)量源切換驗(yàn)證

11:31，上位機(jī)開啟5號(hào)機(jī)至空轉(zhuǎn)。調(diào)速器控制方式切為“現(xiàn)地”、“自動(dòng)”；11:39解除5號(hào)機(jī)單機(jī)有功測(cè)量變送器輸出接線（模擬變送器測(cè)點(diǎn)品質(zhì)壞），測(cè)量源切換至交采裝置；恢復(fù)變送器輸出接線60 s后，測(cè)量源切換至變送器。驗(yàn)證結(jié)果：?jiǎn)螜C(jī)有功測(cè)量源切換邏輯功能正常。

圖8 5號(hào)機(jī)有功測(cè)量源切換曲線

單機(jī)功率測(cè)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(zhì)壞自動(dòng)切換交采裝置。②變送器有無(wú)功品質(zhì)壞判據(jù)：變送器正常輸出4-20 mA電流信號(hào)，當(dāng)輸出電流信號(hào)小于3.2 mA或大于20.8 mA時(shí)，認(rèn)為變送器品質(zhì)壞，否則認(rèn)為變送器品質(zhì)好。③變送器有/無(wú)功測(cè)量品質(zhì)壞，則將有/無(wú)功測(cè)量源對(duì)應(yīng)切換至交采裝置。④有/無(wú)功信號(hào)采集源由交采裝置切換至變送器判據(jù)：變送器與交采裝置測(cè)值的差值在10 MW/10 Mvar以內(nèi)并持續(xù)1分鐘，則測(cè)量源應(yīng)切至變送器。

3.3.2 調(diào)速器獨(dú)立控制穩(wěn)定驗(yàn)證

12:07，5號(hào)機(jī)并網(wǎng)，確認(rèn)單機(jī)有功測(cè)量源為變送器，調(diào)整5號(hào)機(jī)有功功率至280 MW。12:31退出5號(hào)機(jī)有功PID，5號(hào)機(jī)有功無(wú)波動(dòng)。驗(yàn)證5號(hào)機(jī)調(diào)速器自身獨(dú)立控制穩(wěn)定正常。

12:31調(diào)速器現(xiàn)地自動(dòng)控制方式下，手動(dòng)調(diào)節(jié)增加/減少有功20 MW，5號(hào)機(jī)有功功率無(wú)波動(dòng)。驗(yàn)證調(diào)速器獨(dú)立控制擾動(dòng)穩(wěn)定正常。

圖9 調(diào)速器現(xiàn)地自動(dòng)運(yùn)行功率增減錄波圖

3.3.3 有功波動(dòng)現(xiàn)象復(fù)現(xiàn)

3.3.3.1 增加有功20 MW

12:34恢復(fù)5號(hào)機(jī)調(diào)速器遠(yuǎn)方自動(dòng)運(yùn)行，投入5號(hào)機(jī)有功PID功能。12:37解除單機(jī)有功測(cè)量變送器輸出接線，測(cè)量源切換至交采裝置。12:39有功功率增加20 MW，5號(hào)機(jī)有功功率出現(xiàn)幅度約±8 MW、周期約40 s的兩個(gè)周波波動(dòng)，隨后功率穩(wěn)定（圖10中A部分）。

分析可知：?jiǎn)螜C(jī)有功測(cè)量源為交采裝置時(shí)，若進(jìn)行小功率調(diào)整，在經(jīng)過(guò)若干周期波動(dòng)后，機(jī)組功率調(diào)節(jié)系統(tǒng)有自行恢復(fù)功率穩(wěn)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(dòng)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(xiàn)幅度約±14 MW、周期約40s的波動(dòng)。12:47恢復(fù)單機(jī)有功測(cè)量變送器輸出接線，變送器測(cè)點(diǎn)品質(zhì)正常。因波動(dòng)過(guò)程中，變送器與交采裝置測(cè)值差值小于10 MW（交采裝置采樣滯后變送器約4s，對(duì)應(yīng)圖11中功率差值約8 MW）,維持1分鐘后，12:48單機(jī)有功測(cè)量源切換至變送器，隨后功率恢復(fù)穩(wěn)定（圖10中B部分、圖11）。

分析可知：?jiǎn)螜C(jī)有功測(cè)量源為交采裝置時(shí)，若功率小幅度周期波動(dòng)過(guò)程中，變送器測(cè)量源品質(zhì)恢復(fù)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(jī)有功測(cè)量源可切換至變送器，機(jī)組有功功率可恢復(fù)穩(wěn)定。

圖11 減少30 MW波動(dòng)過(guò)程（PMU，圖10中B部分）

圖12 減少50 MW波動(dòng)過(guò)程PMU錄波圖（PMU）

3.3.3.3 減少有功50 MW

12:56，解除單機(jī)有功測(cè)量變送器輸出接線，測(cè)量源切換至交采裝置。13:01，單機(jī)有功減少50 MW，有功功率出現(xiàn)幅度約±23 MW、周期約40 s的波動(dòng)。13:05恢復(fù)變送器接線，測(cè)點(diǎn)品質(zhì)轉(zhuǎn)為正常，因波動(dòng)過(guò)程中，變送器與交采裝置測(cè)值差值大于10 MW（交采裝置采樣滯后變送器約4 s，對(duì)應(yīng)圖12中功率差值約11.2 MW），單機(jī)有功測(cè)量源無(wú)法切換至變送器。13:06退出5號(hào)機(jī)有功PID，功率穩(wěn)定。13:07單機(jī)有功測(cè)量源切至變送器。

分析可知：?jiǎn)螜C(jī)有功測(cè)量源為交采裝置時(shí)，若進(jìn)行大功率調(diào)整，機(jī)組功率大幅度周期波動(dòng)，即使變送器測(cè)量源品質(zhì)恢復(fù)正常，也無(wú)法將測(cè)量源切換至變送器，機(jī)組功率將持續(xù)波動(dòng)直至人為干預(yù)（退出機(jī)組有功PID功能或調(diào)速器切換至現(xiàn)地控制方式），機(jī)組有功功率方可恢復(fù)穩(wěn)定。

事件發(fā)生時(shí)有功測(cè)量源切換至交采裝置后，00:21:21至00:24:07為快速穿越機(jī)組振動(dòng)區(qū)，5號(hào)機(jī)有功調(diào)節(jié)由0調(diào)節(jié)至設(shè)定值211 MW，其累積調(diào)節(jié)幅度遠(yuǎn)大于本試驗(yàn)中的50 MW調(diào)節(jié)幅度。50 MW功率調(diào)整試驗(yàn)現(xiàn)象重現(xiàn)了當(dāng)時(shí)5號(hào)機(jī)有功波動(dòng)現(xiàn)象。

4 原因分析

綜上，本次事件直接原因?yàn)?號(hào)機(jī)有功變送器測(cè)量源品質(zhì)壞，有功測(cè)量源切換為交采裝置，交采裝置測(cè)量采樣回路存在延時(shí)造成有功調(diào)節(jié)反饋延遲，導(dǎo)致在大幅度有功調(diào)整情況下5號(hào)機(jī)有功功率周期性波動(dòng)。

4.1 機(jī)組有功測(cè)量源情況分析

4.1.1 有功測(cè)量源采集設(shè)備校驗(yàn)情況

該水電站每年均結(jié)合檢修開展變送器、交采裝置校驗(yàn)工作，設(shè)備校驗(yàn)數(shù)據(jù)合格。

4.1.2 事件過(guò)程中有功測(cè)量源切換情況

從圖6可知，00:20:57，5號(hào)機(jī)有功變送器測(cè)點(diǎn)品質(zhì)壞，有功測(cè)量源自動(dòng)切換為交采裝置，隨后波動(dòng)過(guò)程中，變送器與交采裝置測(cè)值差值大于10 MW，不滿足有功信號(hào)采集源由交采裝置切換至變送器判據(jù)，直至機(jī)組停機(jī)一分鐘后，有功測(cè)量源才由交采裝置切換至變送器。

4.1.3 事件過(guò)程中變送器測(cè)點(diǎn)品質(zhì)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(zhuǎn)換為4000-20000的碼值，當(dāng)碼值小于3200或者大于20800時(shí)，變送器采集到的有功測(cè)值會(huì)被強(qiáng)制為0，并判斷變送器有功測(cè)點(diǎn)品質(zhì)壞。

從圖13可知，00:20:53:83（該時(shí)標(biāo)為PMU時(shí)標(biāo)，與監(jiān)控時(shí)標(biāo)存在偏差）5號(hào)機(jī)同期并網(wǎng)瞬間，機(jī)組有功測(cè)值最小為-30.7 MW（對(duì)應(yīng)碼值3037），且有功測(cè)值低于-24.94 MW（對(duì)應(yīng)碼值3200）的持續(xù)時(shí)間約160 ms。監(jiān)控系統(tǒng)PLC采集到低于3200碼值點(diǎn)，所以判斷變送器有功測(cè)點(diǎn)品質(zhì)壞。變送器測(cè)點(diǎn)品質(zhì)判斷條件設(shè)置不完善，未避開機(jī)組正常合閘并網(wǎng)時(shí)有功功率沖擊值。

圖13 機(jī)組并網(wǎng)合閘有功測(cè)值及波形（PMU）

圖14 該水電站監(jiān)控系統(tǒng)功率采樣邏輯簡(jiǎn)圖

4.2 交采裝置采集回路延時(shí)情況分析

該水電站監(jiān)控系統(tǒng)功率采樣邏輯簡(jiǎn)圖如圖14所示。交采裝置將采集的電氣參數(shù)通過(guò)串口通訊方式送入SJ30通信管理裝置，再經(jīng)SJ30裝置轉(zhuǎn)接后送入機(jī)組PLC。SJ30裝置接入多個(gè)串口（串口接入設(shè)備包括交采裝置、勵(lì)磁系統(tǒng)、調(diào)速系統(tǒng)、輔機(jī)系統(tǒng)、保護(hù)系統(tǒng)，其中僅交采裝置數(shù)據(jù)用于控制，其余數(shù)據(jù)僅用于報(bào)文信息顯示），多個(gè)串口信息輪循處理，導(dǎo)致用于監(jiān)控系統(tǒng)有功控制的交采數(shù)據(jù)存在約4秒延時(shí)?；诂F(xiàn)場(chǎng)硬件及網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)條件，交采裝置信息無(wú)法直接接入PLC，需全面改造監(jiān)控系統(tǒng)下位機(jī)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)、更換相應(yīng)設(shè)備方可消除交采裝置采集回路通訊延時(shí)。

4.3 功率波動(dòng)建模分析

為佐證負(fù)反饋控制引入延遲環(huán)節(jié)導(dǎo)致功率周期波動(dòng)的情況，進(jìn)行了建模模擬。人為在有功調(diào)節(jié)功率反饋中加入滯后環(huán)節(jié)后仿真計(jì)算結(jié)果如圖15。分析可知，負(fù)反饋控制引入延遲環(huán)節(jié)可能造成功率波動(dòng)。

圖15 人為在有功調(diào)節(jié)功率反饋中加入滯后環(huán)節(jié)后仿真計(jì)算結(jié)果

另從并網(wǎng)模擬試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析可知，20 MW、30 MW、50 MW功率調(diào)整對(duì)應(yīng)的功率波動(dòng)周期基本一致（周期大致在40 s至48 s之間），可判斷該波動(dòng)周期與波動(dòng)幅度關(guān)系不大。對(duì)照?qǐng)D15可看出：反饋延時(shí)2 s時(shí)，波動(dòng)周期約8 s；反饋延時(shí)4 s時(shí)，波動(dòng)周期約16.6 s。綜合分析，反饋延時(shí)導(dǎo)致的功率波動(dòng)周期與監(jiān)控系統(tǒng)、調(diào)速器系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能及采集信號(hào)的反饋延遲時(shí)間有關(guān)。

4.4 07:10至07:50期間機(jī)組功率變化情況分析

4.4.1 一次調(diào)頻動(dòng)作情況分析

該水電站調(diào)速器為普通型，永態(tài)轉(zhuǎn)差系數(shù)Bp值為4%。各臺(tái)機(jī)組調(diào)速器最近的一次調(diào)頻試驗(yàn)結(jié)果顯示一次調(diào)頻功能均正常。其中：5號(hào)機(jī)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(tǒng)頻率出現(xiàn)小幅度波動(dòng)，在頻率上、下限超過(guò)一次調(diào)頻動(dòng)作死區(qū)（0.05 Hz）的時(shí)間段，1、2、4、5號(hào)機(jī)一次調(diào)頻均正常動(dòng)作，動(dòng)作/復(fù)歸時(shí)間基本一致。期間系統(tǒng)頻率最大值為50.117 Hz，持續(xù)時(shí)間2秒；最小值為49.873 Hz，持續(xù)時(shí)間7秒。

系統(tǒng)頻率最大值對(duì)應(yīng)一次調(diào)頻產(chǎn)生的機(jī)組功率最大減小目標(biāo)值：△P減=[（50.117 Hz-50.05 Hz）/（4%*50 Hz）]*350 MW=11.725 MW

系統(tǒng)頻率最小值對(duì)應(yīng)一次調(diào)頻產(chǎn)生的機(jī)組功率最大增加目標(biāo)值：△P增= [（49.95 Hz-49.873 Hz）（/4%*50 Hz）]*350 MW=13.475 MW

結(jié)合電網(wǎng)頻率超出死區(qū)的持續(xù)時(shí)間和一次調(diào)頻動(dòng)作引起的有功變化速率，一次調(diào)頻產(chǎn)生的機(jī)組功率最大減小值：0.29 MW/s*2s=0.58 MW，一次調(diào)頻產(chǎn)生的機(jī)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(shí)間段內(nèi)，系統(tǒng)頻率最大/小值所能導(dǎo)致變化目標(biāo)值較?。ú怀^(guò)11.7 MW/13.5 MW），系統(tǒng)頻率最大/小值所持續(xù)時(shí)間對(duì)應(yīng)機(jī)組功率變化量極?。?.58 MW/1.61 MW）。機(jī)組調(diào)速器一次調(diào)頻動(dòng)作造成的功率調(diào)整量遠(yuǎn)小于機(jī)組功率波動(dòng)量，故機(jī)組一次調(diào)頻動(dòng)作不是引起機(jī)組有功功率波動(dòng)的原因。

4.4.2 AGC動(dòng)作情況分析

07:16至07:46，5號(hào)機(jī)退出AGC運(yùn)行期間，運(yùn)行中的1、2、4號(hào)機(jī)也出現(xiàn)有功功率的變化。由圖16可知：①機(jī)組實(shí)發(fā)有功值與AGC分配有功值曲線波形基本接近，可認(rèn)為1、2、4號(hào)機(jī)有功功率的變化主要由AGC分配導(dǎo)致。②機(jī)組AGC有功值分配符合AGC分配策略。

圖16 5號(hào)機(jī)AGC投入/退出期間其他運(yùn)行機(jī)組有功設(shè)定值曲線

5號(hào)機(jī)AGC退出階段（07:16至07:46）1、2、4號(hào)機(jī)有功變化的原因?yàn)椋涸谌珡S總有功設(shè)定值不變的條件下，“AGC未控實(shí)發(fā)有功”（退出AGC調(diào)節(jié)的5號(hào)機(jī)有功功率）波動(dòng)，造成“AGC分配全廠有功”變化，AGC動(dòng)作不停調(diào)整1、2、4號(hào)機(jī)功率分配值。5號(hào)機(jī)AGC投入后，1、2、4號(hào)機(jī)有功停止變化的原因?yàn)椋骸癆GC分配全廠有功”等于全廠有功設(shè)定值維持不變，5號(hào)機(jī)AGC分配值不再跟蹤實(shí)發(fā)值而是一個(gè)固定值，因此1、2、4號(hào)機(jī)AGC分配值也是固定值，功率停止變化。

1）監(jiān)控系統(tǒng)交采裝置采集經(jīng)SJ30通信管理裝置接入PLC導(dǎo)致采樣數(shù)據(jù)存在延時(shí)，設(shè)計(jì)存在缺陷。

2）變送器測(cè)量源品質(zhì)壞判斷條件不完善。

3）監(jiān)控系統(tǒng)缺乏針對(duì)功率波動(dòng)的處置功能。

5 優(yōu)化措施及驗(yàn)證性試驗(yàn)結(jié)果

根據(jù)上述分析，提出如下優(yōu)化措施：

1）新增一個(gè)FPWK-301H型有無(wú)功組合變送器作為測(cè)量源1（原變送器作為測(cè)量源2），交采裝置測(cè)量數(shù)據(jù)僅用作監(jiān)視。新增變送器與原有變送器的輸入信號(hào)來(lái)自不同組的TA/TV。

2）優(yōu)化調(diào)整變送器品質(zhì)壞判斷條件。

3）完善監(jiān)控系統(tǒng)報(bào)警信息和監(jiān)視畫面，以提醒運(yùn)行人員在發(fā)生類似功率波動(dòng)情況時(shí)及時(shí)進(jìn)行人工干預(yù)。具體切換邏輯如下：

a. 正常時(shí)以變送器1為主、變送器2為備，當(dāng)變送器1有/無(wú)功品質(zhì)壞時(shí)自動(dòng)將對(duì)應(yīng)的有/無(wú)功采樣源切換為變送器2；變送器有功品質(zhì)壞的判據(jù)：變送器輸出斷線或變送器測(cè)量值超出正常范圍＞380 MW或＜-50 MW；變送器無(wú)功品質(zhì)壞的判據(jù)：變送器輸出斷線或變送器測(cè)量值超出正常范圍＞170 Mvar或＜-170 Mvar。

b. 測(cè)量源自動(dòng)恢復(fù)：測(cè)量源切為變送器2后，自動(dòng)檢測(cè)變送器1與變送器2的有/無(wú)功差值，若差值在10 MW/10 MVar以內(nèi)，延遲10s，自動(dòng)切回變送器1。

c. 變送器1、變送器2的切換均做報(bào)警：“有功測(cè)量源自動(dòng)（或手動(dòng)）切為變送器1”、“有功測(cè)量源自動(dòng)（或手動(dòng)）切為變送器2”、“無(wú)功測(cè)量源自動(dòng)（或手動(dòng)）切為變送器1”、“無(wú)功測(cè)量源自動(dòng)（或手動(dòng)）切為變送器2”。

d. 當(dāng)有功設(shè)定值和實(shí)發(fā)值相差大于20 MW報(bào)警“有功實(shí)發(fā)值與設(shè)定值偏差過(guò)大，請(qǐng)注意！”，當(dāng)無(wú)功設(shè)定值和實(shí)發(fā)值相差大于20 MVar報(bào)警“無(wú)功實(shí)發(fā)值與設(shè)定值偏差過(guò)大，請(qǐng)注意！”。

e. 增加兩個(gè)變送器的測(cè)值實(shí)時(shí)比較，當(dāng)有功差值超過(guò)10 MW時(shí)報(bào)警“變送器1與變送器2有功差值超過(guò)10 MW，請(qǐng)注意”；當(dāng)無(wú)功差值超過(guò)10 MVar時(shí)報(bào)警“變送器1與變送器2無(wú)功差值超過(guò)10 MVar，請(qǐng)注意”。

在全廠AGC及一次調(diào)頻退出的條件下，進(jìn)行了5號(hào)機(jī)功率測(cè)量源完善后的空轉(zhuǎn)態(tài)下單機(jī)有功測(cè)量源切換、并網(wǎng)狀態(tài)下故障重現(xiàn)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)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(hào)機(jī)有功功率波動(dòng)缺陷處理正常。驗(yàn)證性試驗(yàn)過(guò)程中兩個(gè)變送器的采樣曲線見圖17。

圖17 驗(yàn)證性試驗(yàn)過(guò)程中新裝變送器與原有變送器采樣值曲線

6 結(jié)束語(yǔ)

有功功率控制是水電站自動(dòng)控制的核心環(huán)節(jié)，為了預(yù)防有功頻繁或者大幅度的波動(dòng)，需要對(duì)功率采集裝置與通訊管理裝置、通訊管理裝置與機(jī)組PLC、機(jī)組PLC與調(diào)速器的有功功率控制邏輯進(jìn)行深入的分析，每一個(gè)環(huán)節(jié)都進(jìn)行嚴(yán)格的把關(guān)。最終制定有針對(duì)性的優(yōu)化和防范措施，以保證機(jī)組長(zhǎng)期安全穩(wěn)定運(yùn)行。