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使用发电机智能变送装置,提高频率与功率信号可靠性

因一次调频响应电网负荷的不足造成大范围考核事件时有发生,部分是由于调频负荷响应不同步、电网考核采用的频率信号和机组测量信号不同源、电厂PMU故障造成采集时钟不同步以及机组实际负荷受锅炉燃烧影响造成。本文推荐采用具有良好暂态性能的智能变送装置,直采电网频率与调度考核同源,保证频率、有功功率等信号在暂态和稳态时均能准确、可靠、快速的传送,结合热工策略的优化,可以显著提升一次调频的性能。

王月红1,刘剑平1,张宝2,丁阳俊2,晋兆安3  

1.浙江浙能嘉华发电有限公司

2. 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院

3. 上海利乾电力科技有限公司

0  引言

电源是电网的基础,建设智慧大电网离不开安全可靠的电源供应。浙江省是特高压输电网络的重要受电端,大机组和大电网之间的相互作用及影响关系到电力生产安全性和经济性。电网频率是衡量电网稳定性的一项重要指标。并网电厂必须为电网提供安全可靠的电能。电网经常随机的发生一些变化幅度小,周期短的负荷波动,当电网发生这类波动时,电网频率会随之发生波动,此时并网机组的调速器感应变化,通过DEH(Digital Electric Hydraulic Control System数字电液控制系统)控制系统自动调节机组的进汽量或者进水量,相应的增加或者减少机组负荷,并网机组的这种功能即为一次调频[5-9]。当系统发生事故,系统出力发生突变时,一次调频投入是维持电网频率稳定的重要措施[1-4]。随着现代化智慧特高压电网的建设,电网之间的联系越来越紧密,电网状况日益复杂多元化,对于一次调频的要求也更高。

1  测量信号常见问题

1.1  机组转速与电网频率

目前,大部分并网机组DEH均采用机组转速信号来进行一次调频的判断和计算,这种处理方式在并网机组处于稳定状态是没有问题的,因为此时并网机组的转速信号是与电网频率一致的。但是当系统波动,并网机组处于暂态时,并网机组转速信号相对于电网频率有可能会失真,这和转速测量方式以及控制系统自身软硬件有关。一旦这种情况发生,在电网频率的变化量不会引起并网机组一次调频功能的动作的情况下,由于并网机组的转速信号失真,并网机组DEH会使一次调频误动作,严重时转速信号反复变化,导致并网机组一次调频也反复动作,当动作频率与电网系统固有频率一致时就会诱发低频振荡。而当发生低频振荡时,理论上并网机组的转速会随着电网频率同步波动,但是由于本来这种低频振荡就是由于并网机组转速失真引起的,尤其是对于常见的1Hz左右的低频振荡而言,所以并网机组DEH测量到的转速信号振荡频率很有可能是与系统频率对应的转速信号振荡频率不同步的,这会使并网机组调速系统在低频振荡时起到加剧系统振荡的反作用。图1为当发生低频振荡时某1000 MW超超临界并网机组DEH侧转速与电网频率对应转速变化曲线,数据采样频率为25 Hz,可知在稳态运行时,机组DEH侧转速与电网频率对应的转速一致性很好,但是当低频振荡时,机组DEH侧转速波动的区间为2992~3004 r/min,而电网频率对应的转速波动区间仅为2995~3000 r/min。

图1 低频振荡时某电厂DEH侧转速与电网频率对应转速

1.2  功率信号

近几年来,国内发生了多起因电网瞬时故障而导致的汽轮机汽门快控功能动作的事件,对机组的安全运行造成严重影响,甚至造成多台机组同时全停的后果。这些电网故障多是雷击等其他不可控因素引起,多数为单相接地故障。多起事件事后电气侧数据分析表明,汽轮发电机实际输出功率的变化并没有达到汽轮机DEH中关于汽门快控的规定值,但是相关功能却被触发,明显属于误动;查其原因,发现DEH侧接收到的功率值的确达到了汽门快控的规定值,即DEH侧接收到的功率信号与电气侧不一致。

2  转速与功率信号失真原因分析

2.1  机组转速与电网频率偏差分析

火电机组因一次调频响应电网负荷的不足造成大范围考核事件时有发生。分析认为主要由调频负荷响应不同步、电网考核采用的频率信号和火电机组测量信号不同源、电厂PMU(phasor measurement unit 相量测量装置)故障造成采集时钟不同步以及机组实际负荷受锅炉燃烧影响造成。

目前很多机组转速测量采用磁阻探头,设计齿数一般为60齿,所测量的转速信号提供给DEH转速卡,而机组参与电网一次调频的依据就是来源于DEH转速卡的转速信号,一般DEH转速卡的量程为0到1万转,且只有千分之一的精度,没法达到0.1转的分辨率,同时磁阻探头抗干扰能力差,转速信号经常因为干扰出现偏差,在加上电网考核采用的网频信号变化理论上要提前于机组的转速信号,所以会造成迟延时间较长且实际转速与电网频率存在偏差,这个偏差在暂态情况下会更明显。

作为机组一次调频控制采样信号源的转速信号,其测量范围是0~3000rpm,最小误差为1 r/min,一次调频±12 r/min的调速偏差范围内,将达到最大8.333%的误差。表1为某机组一次调频测量范围。已知频率信号的精度为0.001Hz,在表1量程范围内,转速24个点对应频率400个点,可知转速误差是频率信号误差的16倍。

表1 一次调频测量范围

2.2  功率信号失真分析

一次调频逻辑存在死区,电网要求火电机组调频死区为2r/min,如果按照转速信号,有可能会放大一次调频动作偏差,在机组一次调频实际响应中经常出现调频幅值不足和迟滞问题。为了符合电网考核,很多并网机组在实际生产中往往把一次调频函数的死区设置的比±2r/min小,比如±1.6r/min,这种做法虽然能提高一次调频的响应速度和幅值,但是会使机组一次调频动作次数比按规定设置死区的情况下增加数倍以上,机组调节汽门频繁动作,负荷不停波动,造成机组运行不稳定,严重甚至会影响机组安全运行(高调阀EH油泄露和LVDT反馈磨损故障问题)。电网虽然送DCS系统有电网频率信号,但是量程一般为45~55Hz,精度无法满足需求,时间比较长,难以满足快速响应的要求。

DEH侧与电气侧功率信号偏差过大是造成汽轮机汽门快控功能误动的直接原因,而这个传输环节由DEH系统模拟量输入(AI)卡件和电气侧到DEH侧的功率变送器两部分组成,试验结果表明,AI卡件没有问题;在对功率变送器进行测试时,却发现其输出容易发生信号畸变。国内多数电厂在电气侧选用的功率变送器为国产三相三线制功率变送器,响应时间一般为200ms~400ms,测量稳态功率信号时,不存在任何问题。但是当功率突变时,比如电网故障或甩负荷时,机组实际外送功率的变化一般为毫秒级,功率变送器此时显然很难满足快速测量的要求;另外,在DEH逻辑中,西门子T3000控制对功率值变化量的跳闸检查周期为16ms,日立HIACS-5000M系统硬件逻辑中,也使用了10ms这个快速的计量周期,很显然,响应时间为200ms~400ms的功率变送器无法胜任这个要求,由于响应能力的制约,其输出就可能会产生信号畸变。

3  转速和功率信号测量优化

3.1  传统测量方法

目前常用的一次调频方案有如下三种:

(1)使用2950~3050rpm的窄量程转速卡进行一次调频。

一次调频转速信号使用2950~3050rpm的窄量程转速卡,在这个小量程范围内,就可以使用千分之一精度的普通精度的转速卡件,完成对0.1转的精确测量。一次调频的函数死区可以按照规程设置在±2 r/min,以提高机组一次调频动作的准确率。但由于转速卡抗干扰能力差,并且其测量的仍是机组转速,变化滞后于电网频率,因此,该方案效果不佳。

(2)使用49 ~51Hz的小量程频率变送器替代转速信号进行一次调频。

安装在电气网频柜上的49~51Hz的小量程频率变送器测量电网频率(与PMU的输入电压相同),并将所述电网频率转换成电流信号,将所述电流信号送入控制系统DEH;DEH根据所述电流信号输出一次调频动作信号,并将一次调频动作信号发送给汽轮机组,汽轮机组根据一次调频动作信号执行一次调频动作。由于变送器受谐波的影响,且响应时间长、抗干扰能力差,量程作用于49.2~50.2Hz,误差比较大,难以满足一次调频的要求。

(3)采用 PMU监听装置进行一次调频。

PMU装置和频率数据抓取发送装置,所述的频率数据抓取发送装置用于对PMU装置的频率数据进行解析并发送至发电机组的DCS或DEH,发电机组根据所述接收到的频率数据进行一次调频,频率数据抓取发送装置的输入端连接PMU装置或者PMU装置与调度中心间的通信网络,频率数据抓取发送装置的输出端连接发电机组的DCS或DEH,如图2所示。这样利用 PMU 装置检测的频率数据,通过频率数据抓取发送装置对PMU装置进行所需频率数据的抓取,并把频率数据发送到发电机组的DCS或DEH,发电机组的DCS或DEH以此数据为一次调频标准,从而使一次调频更加精准。

图2  PMU 装置和频率数据抓取原理

根据电网的标准规范,并网机组PMU设备应具备和多个主站同时通信的功能,为了达到这个目的,一般通过新增一个模拟主站与PMU装置通信,通信标准完全按照电网要求执行。

采用通讯方式存在的问题也是比较突出的,PMU上传数据会出现丢包情况,多次出现数据丢失,直接影响电厂一次调频考核合格率[13]

以上三种传统的一次调频优化方案都是多少存在一些缺陷,而且传统的信号变送器大多采用模拟式变送器,模拟式功率变送器利用时分割乘法器,将采集到的主变高压侧(或发电机出口)电压值与电流值按线性关系转换成标准直流电压、电流信号,信号处理流程如图3所示。

图3模拟式变送器原理

实际生产中发现,当电网稳定运行时,并网机组装配的模拟量变送器测量的功率、频率信号均能满足精度要求。当电网波动时,部分变送器会存在以下问题:

(1) 测量响应时间长,变送器内部输出信号存在较长的延时(一般在250ms~300ms),当电网瞬时故障是毫秒级的时候,变送器的测量明显不能满足快速响应的要求;

(2)抗干扰能力差,易受干扰,导致输出功率、频率信号畸变,不能保证一次调频正确动作,信号会造成机组不能稳定运行;

(3)暂态测量性能差,当系统发生瞬时故障时,变送器输出信号容易失真,引起保护误动,严重会直接导致跳机;

(4)信号测量可靠性差,以功率信号测量为例,普遍只有一组PT和CT信号,所以只要当PT或CT任一组故障时,功率测量就不准确,而且很多测量装置没有故障报警功能;

(5)目前很多测量装置没有对测量过程中异常的记录功能以及当测量装置自身发生故障时的报警。

3.2  直采电网频率进行一次调频

实际电网频率经常在±0.05Hz(对应转速差为±3r/min)内频繁变化,如果机组汽机综合阀位指令工作位置不合适,特别是机组在顺序阀方式运行时,在阀门行程重叠度范围极易引起汽轮机阀门的大幅快速晃动,严重的会造成EH油管的剧烈振动,造成机组EH管路泄漏导致事故停机。 

根据机组实际情况和电网需求进行参数的设置显得尤为重要,调频参数的设置需要兼顾对电网频率变化的快速响应和机组稳定安全运行。超临界火电机组一般为滑压运行模式,存在低负荷阶段一次调频响应速度较慢、调频幅度不足等问题。

考虑上述因素,尝试重点从直采电网频率来实现一次调频的优化,采用满足暂态特性和变送器精度要求的发电机智能变送装置来进行一次调频和功率测量的优化[14]。新型发电机智能变送装置采用数字式智能变送装置,利用A/D采样将模拟量信号转换为数字量信号,智能变送装置计算出各测量信号所需的电气量,然后以4~20mA的模拟量信号的形式输出至DEH。利用发电机机端电压,采用全周傅立叶算法准确计算发电机频率。(信号如果是主变高压侧的同理)

1)优化措施一:改变频率的采样方式。

配置三台完全独立的一次调频专用采样装置,接入与PMU同源的 PT 三相电压采用傅立叶算法实时计算频率,可在20ms内精确测量频率,精度千分之一。输出独立的三个高精度的频率信号参与一次调频。

2)优化措施二:接入全厂的GPS对时系统。

让一次调频专用采样装置与全厂的GPS对上时标,尤其与PMU装置的时标是一样的。

3.3  功率信号测量优化

新型发电机智能变送装置将功率变送器由三相三线制改为三相四线制,降低信号畸变的幅度,内部计算功率信号采用可以有效滤除恒定直流分量和各正次谐波分量的全周傅立叶算法。设置测量级和保护级两组CT,正常运行时功率计算采用测量级CT,一旦保护级CT电流值超过1.1倍的额定电流,功率计算就变为采用保护级CT,这样可以有效预防电网故障时功率信号测量时的失真,确保功率信号的准确测量,为并网机组游动功率调节系统和DCS提供可靠准确的信号[15,16]

智能变送装置采用式(1)计算功率因数:

式中:cosɸ为功率因素,P为有功功率,Q为无功功率。

一次调频主要作用于功率的变化,目前大部分机组用于功率控制的变送器普遍存在响应时间太长、暂态特性差、抗干扰能力差等问题,传递给热工系统的信号精度差延时长,造成调门延时动作,导致各积分电量不达标。采用一次调频专用采样装置,接入了电流、电压信号,装置就可以计算出有功功率、无功功率、功率因数等全部电气量,响应时间小于40ms,可以让热工系统以最快的速度参与调节。

3.4  监视与记录功能

热工系统有许多需要监视的状态,这些状态量有时是要提供给调度使用,有时是为了监督部门的检查。许多资料都要人工进行统计制作非常不方便,并且效率不高,新型发电机智能变送装置自带的机网动态监视仪把电网及机组相关的数据变化记录下来,保证异常状态有记录可追溯。主要记录的有如下数据:电网频率、机端功率、阀门开度、负荷指令、积分电量等等。

除了具有测量功能外,新型发电机智能变送装置还具有保护功能。装置可以分析异常工况并发出动作指令。如果测量级CT由于短路中的暂态分量饱和,装置可以自动切换到保护级CT,继续输出真实、准确的数据。装置同时接入两组PT电压,通过比较两组PT电压实时判别PT异常,功率计算采用正常PT的电压,有效防止PT断线导致的功率计算错误。

当系统发生故障时,新型发电机智能变送装置能自动对故障进行录波,为后续分析故障发生原因提供宝贵资料。同时,对并网机组的保护动作、智能变送装置自身的检测动作以及对工作站的各种操作能自动记录,使每个动作和操作都做到有据可考。

4  结语

某电厂6号机组于2018年7月完成发电机智能变送装置的改造,改造前后一次调频数据如表2所示,表2中5号机组主辅设备和6号机组一模一样,但未进行发电机智能变送装置的改造,仍采用和6号机组改造前一样的功率频率变送器。

表2  改造前后一次调频数据对比

改造后对6号机组进行一次调频试验,试验数据如表3所示,可知6号机组改造后能满足电网对并网机组一次调频能力的要求。

表3  改造后6号机组一次调频试验数据

通过表2、表3试验数据并结合改造后机组运行情况,可以发现新型发电机智能变送装置可以同时实现稳态和暂态工况下的精确测量和信号传送,所以新型发电机智能变送装置能满足准确性、及时性和稳定性要求。6号机组发电机智能变送装置改造后,利用智能变送装置直采的电网频率与调度考核同源,提供给DEH侧快速响应、真实可靠的有功功率信号、高精度的频率信号,结合热工策略的优化,可以显著提升一次调频的性能,实现稳定电网频率的作用。

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