系统冲击对参与汽轮机DEH调节的功率变送器影响及应对措施

2018-12-27江蓉

无线互联科技 2018年20期

江蓉

（福建华电可门发电有限公司，福建福州 350500）

随着电力系统自动化程度的提高，发电厂分布式控制系统（Distributed Control System，DCS）、汽轮机数字电液控制系统（Digital Electric Hydraulic Control System，DEH）、AVC（Automatic Voltage Control）、自动发电控制（Automatic Gain Control，AGC）、协调控制等自动化设备得到广泛应用。发电机功率（含有功、无功功率）作为其中的一个重要参数，其可靠、稳定不但直接影响到自动化设备的运行，而且对发电机组的安全运行具有十分重要的影响。2013年6月1日，乐清电厂一回出线因雷击接地故障导致2台机组误切机，浙江省的调查结论为电网故障时机组功率变送器输出值发生畸变是导致机组误切的根本原因[1-2]。可门公司在2014年以来也发生过多起因系统冲击导致机组协调控制功能混乱事件。本文谨结合相关事件调查处理过程分析功率变送器输出畸变的原因，并提出相关预防控制措施。

1 事件简介

可门公司共4台上海电气600 MW汽轮发电机，采用3/2主接线，经500 kV同杆双回线路接入福州北500 kV站，如图1所示。

图1 福建省500kV网架主接线图

各机组在系统冲击过程中的功率变化情况如表1所示。

表1 各机组在系统冲击过程中的功率变化情况

2014-2-27 03:39:03 500 kV水笠线B相故障重合不成功跳闸，可门公司受到系统冲击导致：#1机组（410 MW）-112 MW触发机组RB、#2机组+113 MW、#3机组-32 MW、#4机组-38 MW。

2014-3-15 19:47:12 500 kV笠福线跳闸B相故障重合不成功跳闸，可门公司受到系统冲击导致：#1机组+69 MW、#2机组-13.8 MW、#3机组+7 MW、#4机组±37 MW。

2014-3-19 18:53:57 500 kV川宁线跳闸B相瞬时接地故障重合成功，可门公司受到系统冲击导致：#1机组-3.6 MW、#2机组+20 MW、#3机组-113 MW、#4机组+0.5 MW。

2 事件分析与处理

系统冲击发生后调取的故障录波数据分析四机各参数在系统波动期间变化趋势、幅度一致，发电机有功均从故障时刻开始下降，历时20 ms左右降至最低值，而后进行上升。但DCS调取的历史曲线与故障录波不一致，特别是2014-2-27水笠线故障时送热控参与#1机DEH调节的3个有功功率变送器输出数据出现2个下降（210，350）、1个上升（657），分析及处理如下。

（1）功率变送器动态响应时间。国标要求功率变送器响应时间应小于400 ms。可门公司采用的涵普FPW201功率变送器实测为200～300 ms，存在一定的离散性。其中#1机组GPW2（DEH1）为2011年产品，GPW3（DEH2）、GPW8（DEH3）为2007年产品，涵普厂家反馈不同批次变送器的响应时间不尽相同。更换为同一批次的新功率变送器后，实测其响应时间为250 ms左右。

（2）系统故障期间存在的谐波分量。系统故障的暂态过程不可避免存在谐波分量，二次谐波将导致变送器输出增大，五次谐波将导致变送器输出减少。在受谐波分量影响时，因响应时间的不同，变送器内含有电感，对谐波衰减不一，导致3个变送器输出趋势不一致（DEH1输出上升、DEH2与DEH3输出下降）。传统变送器未有滤波功能，选择具有自动滤波功能的变送器，这样在发生电气故障或电气操作时可以自动滤除谐波分量，避免输出畸变。但若增加自动滤波功能，传统变送器的响应时间将超国标规定。

（3）检查各变送器模拟量输出电缆屏蔽线是否可靠接地，尤其是送至DEH机柜的功率变送器电缆应独立，减少干扰。

（4）将DCS显示用的有功功率变送器（GPW1与GPW2，GPW3，GPW8同型号）二次输出串入故障录波装置，对变送器输出动态监视，分析变送器在系统故障下的传变特性。

（5）将4台发电机有功功率变送器电源及二次电压回路分开，GPW1与GPW2取自TV1，GPW3与GPW8取自TV2，减少PT断线导致机组协调控制功能混乱的可能性。

采取以上应对措施后，运行一年以来可门公司各机组受系统故障冲击时最大功率突变量均控制在80 MW以内，取得一定的抑制效果。

3 传统功率变送器与微机型智能变送器的比对试验

目前国内对功率变送器的技术标准中没有动态测量性能要求和精度指标，传统功率变送器采用的积分采样测量原理已不满足汽轮机DEH系统在外部电力系统暂态变化过程中对发电机功率的测量要求。

将微机型智能变送装置BPT9301与传统变送器FPW201电压回路并联、电流回路串联后接入故障录波装置；利用三相试验装置输入电流、电压，模拟PT开关偷跳情况下，对传统变送器FPW201与微机型智能变送装置BPT9301的4～20 mA输出信号进行比对试验如图2所示。

图2 传统功率变送器与微机型智能变送器的比对

通过比对试验可以确认：微机型功率测控装置的动态响应速度控制在80 ms以内（远远优于传统积分式功率变送器的200 ms时延），实现对系统故障的快速响应，满足汽轮机DEH系统对发电机转速控制的要求。

4 针对传统功率变送器先天不足的改进及应对措施

4.1 发生变压器合应涌流或系统故障时CT暂态特性差导致CT饱和

由于功率变送器接入的是测量级CT，测量精度较高（0.2或0.5级），但抗饱和性能较差；在区外故障时，测量级CT由于暂态特性差会饱和；此外，在有变压器空充产生和应涌流时，和应涌流中的衰减直流分量也会导致测量级CT饱和；即使采用带CT自动滤波功能的新型功率变送器，由于CT饱和的影响，也无法解决在系统冲击时的正确转变功率输出问题。

针对测量级CT易饱和，而保护级CT不易饱和的特性，最有效的办法是同时接入发电机机端保护级CT和测量级CT，采用能根据测量到的故障特征量自动切换参与功率计算的电流测量值的测控装置进行变送器升级改造；正常运行情况下采用测量级CT，以保证测量精度；系统故障情况下采用保护级CT，确保在暂态情况下也能实时、真实地提供准确的功率信号，避免输出功率快速大幅波动[3]。

4.2 PT断线无法闭锁导致功率变送器输出跌落

新型测控装置通过接入双电源、双PT、双CT，可以有效判断PT断线、CT断线，满足汽轮机DEH系统对发电机功率测量的可靠性要求。

4.3 功率变送器动态响应性能较差

新型测控装置采用全周傅里叶算法计算有功功率和无功功率，算法具有良好的暂态特性，确保系统短路故障时功率的准确测量。当保护级CT的电流大于1.1倍额定电流时，功率计算采用保护级CT电流；否则采用测量级CT电流，兼顾正常运行和故障情况下的准确测量。

5 新型发电机智能变送器装置的应用

2016年下半年可门公司利用机组调停检修时段，在不改变外部回路接线的情况下，对#1/2机组原机组变送器屏进行改造。在原机组变送器屏安装3套BPT9301发电机智能变送装置（构成参与机组DEH调节的三取二逻辑）与2套SLP632A多功能快速变送装置（作为主变、高厂变、励磁变的信号采集）。截至目前已投运半年有余，设备运行稳定，未发生异常报警。2017年4月21日福建电网发生近区B相接地故障系统冲击，新旧型号功率变送器在系统冲击的表现如图3—5所示。