抽水蓄能机组发电工况转停机过程中逆功率现象分析与处理

李 勇，张 鑫，谷振富，赵一炜

（河北张河湾蓄能发电有限责任公司，河北 石家庄 050300）

抽水蓄能机组发电工况转停机过程中逆功率现象分析与处理

李 勇，张 鑫，谷振富，赵一炜

（河北张河湾蓄能发电有限责任公司，河北 石家庄 050300）

通过对蓄能机组发电停机过程中逆功率现象的研究分析，结合现场试验，确定交流采样装置采样延时是导致该问题的主要原因，结合电站进行的技术改造，提出解决方案，从根本上消除机组停机解列后短时逆功率现象。

蓄能机组；逆功率；交流采样；变送器

1 前言

张河湾抽水蓄能电站位于河北省石家庄市井陉县测鱼镇附近的甘淘河干流上，电站装机容量1000MW，装有4台单机容量250 MW的单级混流可逆式水泵水轮机机组，电站接入河北南网，是一座日调节的抽水蓄能电站，在系统中承担调峰、填谷、调频、调相及事故备用任务。

张河湾抽水蓄能电站机组发电停机分GCB时，均存在短时逆功率现象，即机组从电网吸收有功功率，但发电机逆功率保护未动作。

针对上述问题，通过高频数据采样仪器测量机组发电停机和抽水停机过程中电压、电流、功率、导叶开度、监控发分GCB令等信号，来分析出现该问题的原因，结合电站进行的技术改造，提出解决方案，以从根本上消除机组停机解列后短时逆功率现象。

2 研究与对策

2.1 设备概况

2.1.1 发电电动机参数

发电电动机参数如表1所示。

2.1.2 机组出口断路器（GCB）参数

表1 发电电动机参数表

表2 出口断路器参数表

机组出口断路器属于箱式封闭结构，即将开关本体、两把检修接地刀闸、两组电压互感器、两组高压熔断器、两组电阻器、两组电容器统一安装在一个箱体之内。开关采用液压三相联动操作，具体参数见表2。

2.1.3 交流采样装置参数

交流采样装置采用法国阿尔德腾公司的PECA 301，主要参数如表3所示。

表3 交流采样装置PECA301参数表

表4 试验测点信号说明

2.2 试验概况

试验分别选取1、3和4号机组发电停机和抽水停机过程作为研究对象，选用高频数据采样仪器（精度：优于0.2%，采集速率：51.2 kHz）进行数据采集，相关测点信号如表4所示。

机组发电运行转停机过程中，监控系统（CSCS）停机流程在满足发电停机分GCB判据（机组有功＜25 MW且无功＜15 Mvar）后，即发分GCB令。机组抽水运行转停机过程中，监控系统（CSCS）停机流程在满足抽水停机分GCB判据（导叶开度＜20%）时，即发分GCB令。

2.2.1 1号机组试验数据分析

（1）1号机组发电停机

如图1所示，1号机组由发电运行（有功为150 MW，无功为9 Mvar）转停机过程中，机组有功从150 MW降至0后又从电网吸收有功，逆功率持续约3.5 s后GCB分开，吸收有功最大值为68.0 MW。停机过程中机组无功从9 Mvar左右开始波动，波动范围-41.0～32.5 Mvar。

停机过程中当满足分GCB判据时（此时有功为24.8 MW，无功为-40.7 Mvar，导叶开度为18.8%）至监控实际发分GCB令间隔4.08 s。

GCB实际分开时刻如图2所示，分开关瞬间：有功为-51.5 MW，无功为-18.6 Mvar，导叶开度为4.9%，三相电流有效值均为2 000 A左右。

图1 电站1号机组发电停机过程

图2 电站1号机发电停机分GCB时刻

（2）1号机组抽水停机

如图3所示，1号机组由抽水运行（有功-250 MW，无功34 Mvar）转停机过程中，当满足监控停机判据时（此时导叶开度19.5%，有功-162.2 MW，无功-19.6 Mvar）至监控实际发分GCB令间隔1.39 s。

GCB实际分开时刻如图4所示，分开关瞬间：有功为-108.1 MW，无功为-47.9 Mvar，导叶开度为12.8%，三相电流有效值为4 500 A左右。

图3 电站1号机抽水停机过程

图4 电站1号机抽水停机分GCB时刻

2.2.2 3号机组试验数据分析

（1）3号机组发电停机

如图5所示，3号机组发电运行（有功为150MW，无功为6 Mvar）转停机过程中，机组有功从150 MW降至0后又从电网吸收有功，逆功率持续约3.0 s后GCB分开，吸收有功最大值为68.6 MW。

停机过程中当满足监控系统停机判据时（此时有功为24.9MW，无功为5.0Mvar，导叶开度为18.1%）至监控实际发分GCB令间隔3.68 s。

图5 电站3号机发电停机过程

GCB实际分开时刻如图6所示，分开关瞬间：有功为-61.2 MW，无功为12.6 Mvar，导叶开度为4.9%，三相电流有效值均为2 200 A左右。

图6 电站3号机发电停机分GCB时刻

（2）3号机组抽水停机

如图7所示，3号机组由抽水运行（有功-250 MW，无功31 Mvar）转停机过程中，当满足监控系统停机判据时（此时导叶开度为19.7%，有功为-166.6 MW，无功为-20.8 Mvar）至监控实际发分GCB令间隔1.21 s。

GCB实际分开时刻如图8所示，分开关瞬间：有功为-123.9 MW，无功为-44.8 Mvar，导叶开度为13.8%，三相电流有效值均为4 900 A左右。

图7 电站3号机组抽水停机过程

图8 电站3号机组抽水停机分GCB时刻

2.2.3 4号机组数据分析

（1）4号机组发电停机

如图9所示，4号机组发电运行（有功为150MW，无功为1 Mvar）转停机过程中，机组有功从150 MW降至0后又从电网吸收有功，逆功率持续约2.7 s后GCB分开，吸收有功最大值74.5 MW。停机过程中当满足监控系统停机判据时（此时有功为24.9 MW，无功为0.8 Mvar，导叶开度为19.5%）至监控实际发分GCB令间隔3.36 s。

GCB实际分开时刻如图10所示，分开关瞬间：有功为-66.2 MW，无功为9.8 Mvar，导叶开度为5.5%，三相电流有效值均为2 400 A左右。

4号机停机过程中各功率对比如图11所示：实测有功（机组有功曲线上取100 MW时）至交采表输出有功（交采功率曲线上找100 MW时）延迟2.5 s左右。实测有功（机组有功曲线上取100 MW时）至监控输出有功（监控功率曲线上找100 MW时）延迟3.6 s左右。实测有功从发出渐变为从电网吸收的过程中，交采表有功从50 MW左右突变为-50 MW左右，监控有功从60 MW左右突变为-50 MW左右。

图9 电站4号机发电停机过程

图10 电站4号机发电停机分GCB时刻

图11 电站4号机发电停机各功率采样对比

（2）4号机组抽水停机

如图12所示，4号机组抽水运行（有功-248 MW，无功42 Mvar）转停机过程中，当满足监控系统停机判据时（此时导叶开度为19.6%，有功为-163.5 MW，无功为-12.9 Mvar）至监控实际发分GCB令间隔1.15 s。

GCB实际分开时刻如图13所示，分开关瞬间：有功为-120.5 MW，无功为-34.8 Mvar，导叶开度为12.5%，三相电流有效值均为4 700 A左右。

4号机停机过程中各功率对比如图14所示：实测有功（机组有功曲线上取-230 MW时）至交采表输出有功（交采功率曲线上找-230MW时）延迟2.6s～3.2 s左右。实测有功（机组有功曲线上取-230 MW时）至监控输出有功（监控功率曲线上找-230 MW时）延迟4.1 s左右。

图12 电站4号机抽水停机过程

图13 电站4号机抽水停机分GCB时刻

图14 电站4号机抽水停机各功率采样对比

通过对试验采集数据进行对比和分析，发现监控系统停机流程在满足发电运行转停机分GCB判据后，并没有立即发分GCB令，而是延迟3、4 s后才发令。在这段延迟时间内，机组从发出有功功率下降为零，再变为从电网吸收有功功率，1、3号机现象基本相同。然而在抽水停机的过程中，在满足抽水停机分GCB判据时，发分GCB令只延迟1 s左右。在排除测试方法错误、监控逻辑设置错误的可能性后，在测量4号机时又增加了两组有功功率信号测点，分别为交流采样装置PECA301和监控输出的功率信号。在完成4号机测试后，对数据进行分析，最终确定大部分延迟时间是由交流采样装置PECA301采样速率及计算速率滞后所致。由于抽水运行转停机发分GCB令只判导叶开度＜20%，未通过交流采样装置PECA301采样数据进行判断，所以发GCB分闸令的延迟较发电运行转停机时短。

机组交流采样装置PECA301安装在机组现地控制单元3号盘面，通过机端PT、CT采集电压、电流，通过装置内部数字集成电路计算后，数据通过MODBUS传输至监控系统I/O模块，再由监控系统I/O模块输出4～20 mA（对应有功-300 MW～+300 MW）。交流采样装置PECA301还有三路模拟量输出，电站设置交流采样装置PECA301三路功率模拟量输出信号为4～20mA电流量，对应功率为-300MW～+300MW。

由此可见，机组交流采样装置测量延时是导致机组发电工况转停机过程中产生逆功率的主要原因。交流采样装置是监控系统附件，分别部署在4台机组现地控制单元盘及500 kV&SFC现地控制单元盘，用于采集机组、线路的电压电流信号，经过装置内部数字集成电路的计算生成机组及线路的有功功率和无功功率信号值，通过MODBUS通信方式，送至现地控制单元的PLC，进而参与机组发电、抽水控制调节及作为遥测信号上送调度。

监控系统及交流采样装置是ALSTOM厂家于2006年进行设计选型的，PECA301装置运算处理能力较低，采样计算数据存在明显延时，加之通过MODBUS通信进行传输，更加重了信号延迟，这反映出产品选型设计缺乏对参与控制调节的电气量高实时性、高精度要求的意识。

通过广泛了解和综合对比，最终电站选择了高精度功率变送器作为机组有功功率调节控制信号源。

首先在3号机组选择了浙江涵普FPWT-201H型功率变送器，该变送器为有功功率信号双路输出，可分别用于监控系统机组有功功率参考反馈信号及调速系统有功功率反馈信号，如图15所示，可发现采用功率变送器后，机组在发电工况转停机过程中逆功率现象彻底消除，但在机组电气制动过程中，有功信号出现了明显的扰动，对调度侧能量管理系统造成了干扰，电站通过监控组态闭锁了电气制动过程中有功功率的输出以消除该扰动。

针对3号机组电制动过程中出现的功率变送器采集信号扰动问题，电站组织技术人员进行了深入分析，发现FPWT-201H型功率变送器采用模拟电路元件进行采样，其对采样回路高频谐波无法过滤，因而导致上述现象。随后，电站在1号机组选用了最新出品的FPWT-201D型数字式功率变送器，具有优越的暂态响应特性，如图16所示，更换后1号机组停机过程中未出现3号机组类似的有功信号扰动。

TV743

B

1672-5387（2016）12-0034-05

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.12.013

2016-08-29

李 勇（1981-），男，高级工程师，从事抽水蓄能电站运维管理工作。