基于PMU数据的300MW水电机组并网暂态分析
湖北清江水电开发有限责任公司的研究人员吴凡、匡蕾，在2018年第12期《电气技术》杂志上撰文指出，根据华中电力调控分中心2016年36号文件要求，隔河岩电厂于2016年底完成了同步相量测量装置的升级改造，基于该装置采集的机组并网过程毫秒级特征电气量数据，对并网瞬间有功功率及无功功率的暂态过渡过程进行分析，涉及有功功率的低频振荡及收敛过程，励磁调节器的电压阶跃响应过程，以及机组发出无功功率和吸收无功功率的平衡过程等，对大型水电机组并网过程的特征电气量数据分析有一定的参考意义。
湖北清江隔河岩水力发电厂位于湖北省宜昌市长阳土家族自治县境内，安装2台300MW和2台306MW共计4台混流式水轮发电机组，总装机1212MW，设计年发电量30.4亿kW·h，是华中电网骨干调峰调频电厂。隔河岩水利枢纽控制流域面积14430km2，多年平均降水量1380ms，多年平均流量383m3/s，多年平均径流量120.76亿m3。
隔河岩大坝为混凝土重力拱坝，坝顶高程206m，坝长653.50m，正常蓄水位200m，总库容30.18亿m3，属年调节水库。隔河岩电厂1993年6月首台机组投产发电，1994年11月4台机组全部投产发电。
隔河岩电厂调速系统改造完成于2010—2012年，励磁系统改造完成于2011—2013年，监控系统改造完 成于2013—2016年，自动化辅控系统改造完成于 2014—2017年，改造后的调速设备为ANDRITZ的TC 1703系统，励磁设备为ABB的Unitrol 6800系统，计算机监控设备为南瑞的NC3.0系统，自动化辅控统一采用Siemens的S7 300系统，根据系统设计，隔河岩电厂机组并网前，励磁系统自动跟踪系统电压，调速系统自动跟踪系统频率，由同期装置判断同期点并发出合闸脉冲至机组出口断路器。
大型水电机组并网瞬时过程主要受同期装置对同期点的计算和捕捉，导前时间的合理配置，主断路器的合闸响应速度，以及并网瞬间励磁系统对机端电压的自适应调节和调速系统对导水机构导叶开度的自适应调节等环节影响，鉴于同期装置、励磁系统、调速系统的更新改造直接影响了机组并网瞬间的暂态过渡过程。
为综合评估隔河岩电厂水电动机组主要电气控制系统的实际工作性能以及二次系统间的协调配合关系，本研究在计算机监控系统秒级分辨率历史数据的基础之上，利用PMU毫秒级分辨率录波数据完成了相关分析工作。
1 系统硬件
1.1 同步相量测量装置
电力系统实时动态监测系统（WAMS）是基于同步相量测量以及现代通信技术，对地域广阔的电力系统进行动态过程监测和分析的系统，同步相量测量装置（PMU）用于同步相量的测量、记录和输出，所有接入华中电网调度端WAMS系统的PMU装置需满足华中电网对PMU装置的技术要求，配置于发电厂端的PMU装置需采集该厂所有机组及出线信息，交流电流和交流电压采集需接入测量CT/ PT回路。
国家电力调度控制中心2014年依据《电网运行准则》印发了国调中心调运（2014）32号《国调中心关于印发源网动态性能在线监测技术规范（试行）的通知》，华中电力调控分中心2016年依据上述文件印发了华中电调（2016）36号《关于进一步完善直调电厂并网机组源网动态性能在线监测信息接入PMU的通知》，要求直调电厂百万千瓦级机组于2016年10月1日前完成信息接入工作，其他机组于2016年12月底前全面完成信息接入工作，各直调厂站需加强PMU装置的现场运行管理，根据《源网动态性能在线监测技术规范》和《华中电网PMU接入规范》完善PMU相关信息接入工作。
隔河岩电厂原PMU装置于2008年10月投入运行，包含主机处理屏和数据采集屏共计2面盘柜，采集屏安装在3、4号机组单元控制室，主机处理屏安装在继电保护室。主机处理屏配置2台CSS200/1P处理单元与华中电网调度端通信，配置1台CSS200/1A采集单元采集清长Ⅰ线、清长Ⅱ线、清葛线三相电压、电流量；采集屏配置2台CSS200/1A测量单元采集4台机组机端电压、电流量以及励磁系统、调速系统相关模拟量及开关量信号。
根据华中电调（2016）36号文件要求，隔河岩电厂于2016年11月完成了PMU装置的升级改造工作，新装置按照双主处理主机和双网冗余模式规划，配置1面数据处理屏和2面数据采集屏共计3面屏柜，数据处理屏安装在原位置，在1、2号机组单元控制室新增位置安装1号数据采集屏，2号数据采集屏安装在3、4号机组单元控制室原位置，系统结构如图1所示。
主机处理屏配置2台PCS-996G处理单元与华中电网调度端通信[10]，配置1台PCS-996A采集单元采集线路信息，详细测点见表1。每面数据采集屏分别配置2台PCS-996B测量单元采集机组模拟量及开关量信号，详细测点见表2。
图1 隔河岩电厂PMU系统结构图
表1 隔河岩电厂机组出线PMU接入信息
表2 隔河岩电厂4台机组PMU接入信息
1.2 同期装置
隔河岩电厂于2013年实施了计算机监控系统升级改造，随同机组现地控制单元整体更换了同期装置，新设备选用西门子7VE61发电机自动同期装置[11]，底层采用一个半通道设计，由同步检查判据和并列检查判据冗余产生合闸命令，同步检查判据用于判别主断路器两侧的压差、频差和角差是否在定值范围之内，并列检查判据用于判别主断路器两侧的压差、频差以及装置预测的相角重合时间是否在定值范围之内，系统结构如图2所示。
7VE61装置仅在同步检查判据满足的前提下，开放并列检查判据，装置可根据整定值自动平衡由于接线方式带来的电压不平衡以及固定转角差，而无需在电压回路中串接中间变压器。此外，隔河岩电厂在同期合闸回路中冗余增加了独立的机械同步检查继电器以增加系统可靠性，同期装置相关参数设置见表3。
图2 隔河岩电厂同期装置逻辑结构图
表3 隔河岩电厂机组同期装置参数设置表
1.3 系统主接线图
隔河岩电厂水电机组系统主接线示意图如图3所示。
2 并网过程
本文基于PMU采集到的机组同期并网毫秒级分辨率数据，以隔河岩电厂2号机组为例，选取两次典型并网过程详细分析并网瞬间调速系统、励磁系统的自适应调节过程，解析典型并网过程中机组有功功率、无功功率、机端电压、定子电流、系统频率、励磁电压、励磁电流、导叶开度，以及线路电压、线路电流等PMU录波数据，量化并网过程相关特征量的暂态变化过程，为评估大型水电机组主要二次控制系统设备性能提供数据支撑。
在理想状态下，机组并网后若计算机监控系统未介入进行有功及无功调节，则机组无功功率为0，既不吸收无功功率也不发出无功功率，机组有功功率由调速器固有特性决定，默认带有功负荷10MW左右。
图3 隔河岩电厂机组主接线示意图
2.1 并网后迟相运行
2017年6月30日06∶21∶34∶810，隔河岩电厂 2号机组并网，并网前机端电压9.85kV，线路电压132.29kV，定子电流48.66A，线路电流0，系统频率50.08Hz，励磁电压142.59V，励磁电流1143.57A，导叶开度20.66%，并网后持续4s相关特征量达到稳态，稳定后机端电压10.49kV，线路电压134.39kV，定子电流3641.31A，线路电流271.00A，系统频率50.00Hz，励磁电压206.98V，励磁电流1694.43A，导叶开度22.44%，有功4.22MW，无功114.60Mvar。
暂态过渡过程有功最大变化至35.38MW，无功最大变化至121.00Mvar，励磁电压最大变化至573.08V，励磁电流最大变化至1731.06A，具体PMU测值见表4，其中工况A为并网前准同期点，时刻34s810ms，B为并网后有功最大变化点，时刻34s970ms，C为并网后励磁系统调节前，时刻35s050ms，D为并网后励磁电压最大变化点，时刻35s090ms，E为并网后无功最大变化点，时刻37s080ms，F为并网后稳定态点，时刻38s810ms。
相关特征电气量过渡过程曲线如图4至图9所示。由图4、图5可知，机组于34s810ms并网，有功功率经过5次低频震荡[14]后于38s810ms收敛稳定至4.22MW，低频振荡周期为0.8s，振荡频率为1.25Hz，持续时间4s，期间导叶开度稳定不变，系统频率出现滞后于有功功率0.23s的同频反向振荡。
机组并网瞬间水轮机的机械输入功率和发电机的电磁输出功率通过相互作用达到新的平衡，具体为主断路器闭合瞬间，有功功率迅速升至35.38MW，此时因电磁输出功率大于机械输入功率，发电机组出现机电振荡，发电机转子降速，系统频率降低，电磁输出功率随之降低，当电磁输出功率降低至与机械输入功率相等时，由于发电机转子的惯性作用，电磁输出功率继续降低至24.75MW，使得电磁输出功率小于机械输入功率，发电机转子增速，系统频率升高，如此反复，经过5次收敛振荡，发电机的电磁输出功率和水轮机的机械输入功率达到新的平衡后机组有功功率稳定。
表4 并网暂态过渡过程迟相运行特征量数据
图4 机组有功和导叶开度过渡过程曲线
图5 机组有功和系统频率过渡过程曲线
图6 机组无功和机端电压过渡过程曲线
图7 励磁电流和励磁电压过渡过程曲线
图8 线路电压和机端电压过渡过程曲线
图9 定子电流和线路电流过渡过程曲线
隔河岩电厂励磁设备为ABB的Unitrol 6800系统，采用PSS 2B模型[15]，PSS输出限幅±10%，PSS自动投切临界有功功率为180MW，励磁调差系数设定为+5%，因ABB励磁系统正负调差定义与国内定义相反，所以+5%为负调差。
由图6、图7可知，机组并网后无功功率滞后0.1s在34s910ms稳定至3.50Mvar，清长Ⅱ线系统电压在励磁系统未进行主动调节的情况下于34s930ms受电网影响由132.29kV开始上升，在35s090ms时达到132.93kV，机端电压相应的由9.85kV上升至10.04kV，相当于对励磁调节器施加了2%的电压阶跃，励磁系统因此主动介入调节，励磁电压由142.59V上调至573.08V，励磁电流随之上升，于37s080ms励磁电流达到最大1731.06A，无功功率达到最大121.00Mvar，此刻机端电压10.53kV，线路电压134.49kV。
由图8、图9可知，机端电压，线路电压，定子电流，线路电流4个特征电气量并网前分别为9.85kV、132.29kV、48.66A、0，并网后分别为10.49kV、134.39kV、3641.31A、271.00A。因清长Ⅱ线系统电压波动及励磁调节器阶跃电压调节作用，本次机组并网前后特征电气量变化较大。
2.2 并网后进相运行
2018年5月9日5∶59∶58∶450，隔河岩电厂2号机组并网，并网前机端电压9.81kV，线路电压131.57kV，定子电流48.66A，线路电流0，系统频率50.01Hz，励磁电压139.80V，励磁电流1136.02A，导叶开度20.44%，并网后同样持续4s相关特征量达到稳态，稳定后机端电压9.80kV，线路电压131.52kV，定子电流169.51A，线路电流12.69A，系统频率49.98Hz，励磁电压137.99V，励磁电流1113.63A，导叶开度21.82%，有功2.62MW，无功4.66Mvar。
暂态过渡过程有功最大变化至13.98MW，无功最大变化至5.39Mvar，励磁电压最大变化至125.64V，励磁电流最大变化至1111.60A，具体测值见表5，其中工况A为并网前准同期点，时刻58s450ms，B为并网后励磁系统调节前，时刻58s550ms，C为并网后有功最大变化点，时刻58s630ms，D为并网后励磁电压最大变化点，时刻58s720ms，E为并网后无功最大变化点，时刻01s100ms，F为并网后稳定态点，时刻02s450ms。
表5 并网暂态过渡过程进相运行特征量数据
相关特征电气量过渡过程曲线如图10至图15所示，由图10、图11可知，机组于05∶59∶58∶450并网，有功功率同样经过5次低频震荡后于06∶00∶02∶450收敛稳定至2.62MW，低频振荡周期为0.8s，振荡频率为1.25Hz，持续时间4s，期间导叶开度稳定不变，系统频率出现滞后于有功功率0.24s的同频反向振荡。
机组并网瞬间水轮机的机械输入功率和发电机的电磁输出功率通过相互作用达到新的平衡，有功功率正向最大为13.98MW，负向最大为9.90MW，经过5次收敛振荡后发电机的电磁输出功率和水轮机的机械输入功率达到新的平衡。
图10 机组有功和导叶开度过渡过程曲线
图11 机组有功和系统频率过渡过程曲线
图12 机组无功和机端电压过渡过程曲线
图13 励磁电流和励磁电压过渡过程曲线
图14 线路电压和机端电压过渡过程曲线
图15 定子电流和线路电流过渡过程曲线
由图12、图13可知，机组并网后无功功率滞后0.1s即05∶59∶58∶550稳定至1.46Mvar，因并网后系统作用，05∶59∶58∶720励磁电压由139.80V下降至125.64V，励磁电流随之下降，于06∶00∶01∶100励磁电流达到最小1111.60A，无功功率达到进相最大5.39Mvar，此次机组并网清长Ⅱ线无系统电压波动，励磁调节器未产生阶跃调节。
由图14、图15可知，机端电压，线路电压，定子电流，线路电流4个特征电气量并网前分别为9.81kV、131.57kV、48.66A、0，并网后分别为9.80kV、131.52kV、169.51A、12.69A，机端电压及线路电压并网前后基本无变化，本次机组并网过程比较接近理想状态。
根据华中电力调控分中心36号文要求，隔河岩电厂于2016年11月完成了同步相量测量装置PMU的升级改造工作，完善了厂站端源网动态性能在线监测的硬件技术支撑，本文介绍了隔河岩电厂PMU的系统布置及信号接入情况，分析了自动同期装置的硬件配置及参数设置情况。
选取隔河岩电厂2号机组2017年6月30日和2018年5月9日的两次典型并网过程，基于PMU采集的300MW水电机组并网瞬间毫秒级特征电气量数据，对并网瞬间有功功率及无功功率的暂态过渡过程加以详细分析，涉及有功功率的低频振荡及收敛过程，励磁调节器的电压阶跃响应过程，以及机组发出无功功率和吸收无功功率的平衡过程等，为评估大型水电机组主要二次控制系统设备性能提供数据支撑，对同类型水电机组的并网特征数据分析有一定的参考意义。