三板溪水電廠機組運行過程中有功波動分析及解決方案

楊丹丹，毛 琦，吳 輝，向 歡

（1.貴州清水江水電有限公司三板溪水電廠，貴州 錦屏 556700；2.北京中水科水電科技開發有限公司，北京 100038）

0 引言

三板溪水電廠位于貴州省沅水干流上游河段的清水江下游錦屏縣內，電廠總裝機容量100 萬kW，安裝4 臺25 萬kW 混流式水輪發電機組，年發電量24.28 億kW·h，2006 年底全部機組投產發電，是國家西電東送“十五”重點工程，擔負著華中電網基荷、調頻、調峰和事故備用等重要任務。

三板溪水電廠調速器系統采用武漢能事達電氣有限公司生產的PFWT-100-6.3-STARS 型比例伺服閥微機調速器，采用兩套完全冗余控制系統設計，于2006 年投入運行。投產后針對調速器系統出現的各種故障和缺陷進行了一系列功能性改造，根據設備運行狀況，電廠于2017 年開始啟動調速器系統電氣控制部分改造，分別于2017 年5 月完成2 號機組改造，2018 年1 月完成1 號機組改造，2018 年5月完成4 號機組改造，改造時均保留了原調速器系統的機械液壓部分，3 號機組未進行改造。

1 問題概述

2018 年8 月9 日14：42，三板溪電廠3 號機組帶200 MW 負荷運行，1 號、2 號、4 號機組停備，3 號機組調速器遠方自動開度模式運行，勵磁系統遠方自動方式運行，調節方式為五凌集控遠方控制。14：42：35，上位機報“1 號、2 號、3 號4 號機機組故障錄波裝置啟動”，同時報“3 號機組主配動作 動作”，42：39，上位機報“SBXTD1 3 號機組有功功率調節命令 203 MW”，3 號機組主配動作 復歸；14：42：41，上位機報“3 號機組有功功率266 MW 越上上限”。出現超調現象后，五凌集控遠方下達3 號機組有功功率調節命令199.99 MW，2 min 后機組穩定運行帶20 萬負荷。

2 有功調節模型

三板溪水電廠調速器有功調節采用開度模式，調節原理如圖1 所示：

圖1 調速器調節原理

監控功率給定Py、機組有功P，調速器開度給定Ky、開度PID 跟蹤值Ypid，機組導葉開度Y。機組處靜態時，Py=P，Ky=Ypid=Y。機組有功調節的過程如下所示：

（1）上位機下達有功功率Py1，Py1≠P調節令動作；

（2）機組LCU 發調功脈沖至調速器；

（3）調速器Ky（開度給定）隨調功脈沖改變，Ky≠Ypid，Ypid隨Ky改變，直到Ky=Ypid；

（4）Ypid改變后，Ypid≠Y，偏差值經比例放大送調速器機械液壓系統；

（5）調速器液壓系統調整導葉開度，Y改變，有功P改變。

（6）當機組LCU 再次檢測到Py1=P1，調功令復歸。

3 有功波動原因分析

3.1 計算機監控系統

事件發生時，廠房內無任何作業，計算機監控系統3 號機組有功功率設值與五凌集控有功功率給定值一致，說明五凌集控調度數據網遙調通道正常，3號機組調速器有功功率設值與監控系統有功功率設值一致，說明計算機監控系統LCU 脈沖閉環調節通道正常，并且計算機監控系統未下發有功調節令，說明計算機監控系統運行正常。

3.2 故障錄波報告

從故障錄波報告圖分析，8 月9 日14：42：35 在主變高低壓側的電壓量中出現了大量的諧波分量，如圖2 所示。調取對側白市電廠同時段PMU 中三白線線路電壓波形圖，系統電壓也出現波動，如圖3所示。事件發生當天，我廠處于雷電天氣，500 kV母線避雷器C 相2018 年8 月3 日至9 日共計動作6 次。綜合分析，判定諧波分量是受雷擊產生。

圖2 發電機出口諧波

圖3 白市側PMU 三白線線路電壓

3.3 雷擊干擾

事件發生時，保護未動作、勵磁系統調節正常、機組監控系統調節正常，機組故障錄波裝置啟動、系統出現諧波、避雷器動作與3 號機組調速器動作時間一致，調速器殘壓測頻取自A、C 相PT 信號，因此雷擊干擾的可能性較高。

3.4 導葉開度

由于異常開導度葉持續6 s，比例閥控制信號本身受干擾造成電量突變且持續6 s 的可能性太小，故可排除。調速器比例閥控制信號等于Ypid運算值與當前導葉開度差值乘放大系數，Ypid與導葉開度都有可能受干擾影響突變，但導葉開度未發現持續6 s 突變，故排除導葉開度異常。

3.5 調速器Ypid 突變分析

3 號機組調速器PID 運算公式如下：

式中：

Ypid（k-1）——前一周期PID 調節量；在并網時，Ypid（k）=Ypid（k-1）+ΔYp（k）+ΔYI（k）。

ΔYp（k）——PID 調節的比例增量。

ΔYI（k）——PID 調節的積分增量。

ΔYD（k）——PID 調節的微分增量。

ΔYc/ΔPc（k）——PID 調節的開環增/減分量，即遠方/現地操作時的增量。

ΔF（k）——頻差，電網頻率Fn（k），機組頻率Fg（k），跟蹤頻率50 Hz，并網前ΔF（k）=Fn（k）-Fg（k），并網后ΔF（k）=50 Hz-Fg（k）。

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

ΔY/P（k）——在開度頻率模式下，開度給定ΔYC與上周期采樣PID 總量Ypid（k-1）之差；在功率模式下，是功率給定與機組功率之差。

（1）并網正常運行時無調節令，調速器為開度模式，頻率正常，程序執行第k-1 周期，頻差ΔF（k-1）小于頻率死區，頻差置0，Ypid值等于導葉開度值Y（為56%開度），輸出比例閥控制信號Yg=0，保持當前開度；

（2）第k周期，頻率大幅突變增加（根據調速器參數估算約70 Hz），ΔF（k）=50 Hz-Fg（k）=-20 Hz（死區0.05 Hz 可忽略），ΔF（k-1）=0，則[ΔF（k）-ΔF（k-1）]=-20 Hz，則ΔYP（k）計算值為-80%，則Ypid（k-1）=-30%，但程序設置的Ypid（k）下限為0，故此時Ypid（k）=0，輸出Yg為負，發關閉導葉令；

（3）第k+n周期時頻率恢復正常（n應為較小的整數），故ΔF（k+n）=0，ΔF（k+n-1）=ΔF（k）-20 Hz，則ΔΔF（k+n）=30 Hz，ΔYP（k）計算值則為80%，故Ypid（k+1）=80%（小于Ypid的上限值90%），比例閥控制輸出信號Yg=24%，故開啟導葉；（k周期發出的關導葉令持續到k+n周期未達到調速器不動時間0.2 s，故其影響可忽略不計）

（4）由于此后頻率已正常，ΔΔF=0，故在監控系統未發調節令前調速器Ypid將維持80%持續開啟導葉（積分作用較小可先忽略），一次調頻限制不會動作，比例閥控制信號為正（因導葉開度在增加，此信號持續衰減），導葉繼續開啟。

（5）開啟導葉過程中，有功大于220 MW 時AGC發減功令，同時開度給定YC與Ypid偏差增大使ΔYI累計約-2%時，減小Ypid=78%，導葉開度Y 也增加至78%，比例閥控制信號為0，導葉開啟過程結束，此時有功功率約266 MW 大于AGC 目標功率200 MW，監控繼續發減功令，Ypid繼續減小，比例閥控制信號變為負，導葉開始關閉。

（6）當有功減至200 MW，監控不再發減功令，此時Ypid=44%不再向下減小，導葉開度Y=52%，比例閥控制信號仍然為負，故繼續關閉導葉，當有功小于180 MW 時，AGC 發增有功令，ΔYI為正，Ypid開始增加。當有功減至166 MW，導葉開度Y=47%，Ypid=47%，比例閥控制信號為0，導葉停止關閉。

（7）由于有功未達到目標，AGC 發增有功令，Ypid增加，導葉開啟，當有功再次達到200 MW 時，AGC停止動作，Ypid與導葉開度Y也基本接近，比例閥控制信號為0，機組有功保持穩定。

從以上分析可知，當調速器殘壓測頻因干擾發生大跳變極短時間恢復時，頻率增加YP減小，頻率恢復YP增加，這兩個擾動量絕對值相等，但因減小過程，Ypid受限置0，所以頻率恢復后，Ypid較擾動前增加且會保持，造成了此次3 號機組有功異常調節。

4 解決方案

由于測頻元件的設計缺陷，在3 號機組未進行改造換型前，無法消除干擾對測頻造成的影響，因此需在PLC 內進行程序補償優化，過濾異常測頻數據對調速器有功調節造成的影響。

機組正常負載運行時，系統頻率干擾的主要來自感應雷電和并網合閘沖擊，感應雷電干擾持續不超過30 ms，并網合閘沖擊干擾持續不超過100 ms。因此程序補償優化邏輯為在開度模式下，測頻頻率超出500.25 Hz 范圍，頻差清零，200 ms 后取消清零；測頻頻率超出501 Hz 范圍，頻差清零，300 ms 后取消清零。即：頻率在500.25 Hz 內，頻差不作處理；頻率在500.25 Hz 外，501 Hz 內，則頻差清零，延時200 ms 后取消清零；頻率在501 Hz 外，則頻差清零，延時300 ms 后取消清零。

由于每個掃描周期，真實頻率變化不超過0.25 Hz，因此對每次頻差進行限制，即最大為0.25 H z。

5 結論

本文通過對3 號機組有功功率波動的過程進行詳細分析，分析結果表明，此次有功功率波動是由諧波產生干擾，導致調速器控制系統出現異常調節。并根據實際情況，提出了可行的解決方案，經優化調速器PLC 程序后，3 號機組未再出現同類事件，有效的保障了機組的安全穩定運行，為行業內其他水電廠有功波動事故提供了分析和解決的參考經驗。