摘要：湖北清江水電開發有限責任公司的研究人員吳凡、匡蕾，在2018年第12期《電氣技術》雜志上撰文指出，根據華中電力調控分中心2016年36號文件要求，隔河巖電廠于2016年底完成了同步相量測量裝置的升級改造，基于該裝置采集的機組并網過程毫秒級特征電氣量數據，對并網瞬間有功功率及無功功率的暫態過渡過程進行分析，涉及有功功率的低頻振蕩及收斂過程，勵磁調節器的電壓階躍響應過程，以及機組發出無功功率和吸收無功功率的平衡過程等，對大型水電機組并網過程的特征電氣量數據分析有一定的參考意義。

湖北清江隔河巖水力發電廠位于湖北省宜昌市長陽土家族自治縣境內，安裝2臺300MW和2臺306MW共計4臺混流式水輪發電機組，總裝機1212MW，設計年發電量30.4億kW•h，是華中電網骨干調峰調頻電廠。隔河巖水利樞紐控制流域面積14430km2，多年平均降水量1380ms，多年平均流量383m3/s，多年平均徑流量120.76億m3。

隔河巖大壩為混凝土重力拱壩，壩頂高程206m，壩長653.50m，正常蓄水位200m，總庫容30.18億m3，屬年調節水庫。隔河巖電廠1993年6月首臺機組投產發電，1994年11月4臺機組全部投產發電。

隔河巖電廠調速系統改造完成于2010—2012年，勵磁系統改造完成于2011—2013年，監控系統改造完 成于2013—2016年，自動化輔控系統改造完成于 2014—2017年，改造后的調速設備為ANDRITZ的TC 1703系統，勵磁設備為ABB的Unitrol 6800系統，計算機監控設備為南瑞的NC3.0系統，自動化輔控統一采用Siemens的S7 300系統，根據系統設計，隔河巖電廠機組并網前，勵磁系統自動跟蹤系統電壓，調速系統自動跟蹤系統頻率，由同期裝置判斷同期點并發出合閘脈沖至機組出口斷路器。

大型水電機組并網瞬時過程主要受同期裝置對同期點的計算和捕捉，導前時間的合理配置，主斷路器的合閘響應速度，以及并網瞬間勵磁系統對機端電壓的自適應調節和調速系統對導水機構導葉開度的自適應調節等環節影響，鑒于同期裝置、勵磁系統、調速系統的更新改造直接影響了機組并網瞬間的暫態過渡過程。

為綜合評估隔河巖電廠水電動機組主要電氣控制系統的實際工作性能以及二次系統間的協調配合關系，本研究在計算機監控系統秒級分辨率歷史數據的基礎之上，利用PMU毫秒級分辨率錄波數據完成了相關分析工作。

1 系統硬件

1.1 同步相量測量裝置

電力系統實時動態監測系統(WAMS)是基于同步相量測量以及現代通信技術，對地域廣闊的電力系統進行動態過程監測和分析的系統，同步相量測量裝置(PMU)用于同步相量的測量、記錄和輸出，所有接入華中電網調度端WAMS系統的PMU裝置需滿足華中電網對PMU裝置的技術要求，配置于發電廠端的PMU裝置需采集該廠所有機組及出線信息，交流電流和交流電壓采集需接入測量CT/ PT回路。

國家電力調度控制中心2014年依據《電網運行準則》印發了國調中心調運(2014)32號《國調中心關于印發源網動態性能在線監測技術規范(試行)的通知》，華中電力調控分中心2016年依據上述文件印發了華中電調(2016)36號《關于進一步完善直調電廠并網機組源網動態性能在線監測信息接入PMU的通知》，要求直調電廠百萬千瓦級機組于2016年10月1日前完成信息接入工作，其他機組于2016年12月底前全面完成信息接入工作，各直調廠站需加強PMU裝置的現場運行管理，根據《源網動態性能在線監測技術規范》和《華中電網PMU接入規范》完善PMU相關信息接入工作。

隔河巖電廠原PMU裝置于2008年10月投入運行，包含主機處理屏和數據采集屏共計2面盤柜，采集屏安裝在3、4號機組單元控制室，主機處理屏安裝在繼電保護室。主機處理屏配置2臺CSS200/1P處理單元與華中電網調度端通信，配置1臺CSS200/1A采集單元采集清長Ⅰ線、清長Ⅱ線、清葛線三相電壓、電流量;采集屏配置2臺CSS200/1A測量單元采集4臺機組機端電壓、電流量以及勵磁系統、調速系統相關模擬量及開關量信號。

根據華中電調(2016)36號文件要求，隔河巖電廠于2016年11月完成了PMU裝置的升級改造工作，新裝置按照雙主處理主機和雙網冗余模式規劃，配置1面數據處理屏和2面數據采集屏共計3面屏柜，數據處理屏安裝在原位置，在1、2號機組單元控制室新增位置安裝1號數據采集屏，2號數據采集屏安裝在3、4號機組單元控制室原位置，系統結構如圖1所示。

主機處理屏配置2臺PCS-996G處理單元與華中電網調度端通信[10]，配置1臺PCS-996A采集單元采集線路信息，詳細測點見表1。每面數據采集屏分別配置2臺PCS-996B測量單元采集機組模擬量及開關量信號，詳細測點見表2。

圖1 隔河巖電廠PMU系統結構圖

表1 隔河巖電廠機組出線PMU接入信息

表2 隔河巖電廠4臺機組PMU接入信息

1.2 同期裝置

隔河巖電廠于2013年實施了計算機監控系統升級改造，隨同機組現地控制單元整體更換了同期裝置，新設備選用西門子7VE61發電機自動同期裝置[11]，底層采用一個半通道設計，由同步檢查判據和并列檢查判據冗余產生合閘命令，同步檢查判據用于判別主斷路器兩側的壓差、頻差和角差是否在定值范圍之內，并列檢查判據用于判別主斷路器兩側的壓差、頻差以及裝置預測的相角重合時間是否在定值范圍之內，系統結構如圖2所示。

7VE61裝置僅在同步檢查判據滿足的前提下，開放并列檢查判據，裝置可根據整定值自動平衡由于接線方式帶來的電壓不平衡以及固定轉角差，而無需在電壓回路中串接中間變壓器。此外，隔河巖電廠在同期合閘回路中冗余增加了獨立的機械同步檢查繼電器以增加系統可靠性，同期裝置相關參數設置見表3。

圖2 隔河巖電廠同期裝置邏輯結構圖

表3 隔河巖電廠機組同期裝置參數設置表

1.3 系統主接線圖

隔河巖電廠水電機組系統主接線示意圖如圖3所示。

2 并網過程

本文基于PMU采集到的機組同期并網毫秒級分辨率數據，以隔河巖電廠2號機組為例，選取兩次典型并網過程詳細分析并網瞬間調速系統、勵磁系統的自適應調節過程，解析典型并網過程中機組有功功率、無功功率、機端電壓、定子電流、系統頻率、勵磁電壓、勵磁電流、導葉開度，以及線路電壓、線路電流等PMU錄波數據，量化并網過程相關特征量的暫態變化過程，為評估大型水電機組主要二次控制系統設備性能提供數據支撐。

在理想狀態下，機組并網后若計算機監控系統未介入進行有功及無功調節，則機組無功功率為0，既不吸收無功功率也不發出無功功率，機組有功功率由調速器固有特性決定，默認帶有功負荷10MW左右。

圖3 隔河巖電廠機組主接線示意圖

2.1 并網后遲相運行

2017年6月30日06∶21∶34∶810，隔河巖電廠 2號機組并網，并網前機端電壓9.85kV，線路電壓132.29kV，定子電流48.66A，線路電流0，系統頻率50.08Hz，勵磁電壓142.59V，勵磁電流1143.57A，導葉開度20.66%，并網后持續4s相關特征量達到穩態，穩定后機端電壓10.49kV，線路電壓134.39kV，定子電流3641.31A，線路電流271.00A，系統頻率50.00Hz，勵磁電壓206.98V，勵磁電流1694.43A，導葉開度22.44%，有功4.22MW，無功114.60Mvar。

暫態過渡過程有功最大變化至35.38MW，無功最大變化至121.00Mvar，勵磁電壓最大變化至573.08V，勵磁電流最大變化至1731.06A，具體PMU測值見表4，其中工況A為并網前準同期點，時刻34s810ms，B為并網后有功最大變化點，時刻34s970ms，C為并網后勵磁系統調節前，時刻35s050ms，D為并網后勵磁電壓最大變化點，時刻35s090ms，E為并網后無功最大變化點，時刻37s080ms，F為并網后穩定態點，時刻38s810ms。

相關特征電氣量過渡過程曲線如圖4至圖9所示。由圖4、圖5可知，機組于34s810ms并網，有功功率經過5次低頻震蕩[14]后于38s810ms收斂穩定至4.22MW，低頻振蕩周期為0.8s，振蕩頻率為1.25Hz，持續時間4s，期間導葉開度穩定不變，系統頻率出現滯后于有功功率0.23s的同頻反向振蕩。

機組并網瞬間水輪機的機械輸入功率和發電機的電磁輸出功率通過相互作用達到新的平衡，具體為主斷路器閉合瞬間，有功功率迅速升至35.38MW，此時因電磁輸出功率大于機械輸入功率，發電機組出現機電振蕩，發電機轉子降速，系統頻率降低，電磁輸出功率隨之降低，當電磁輸出功率降低至與機械輸入功率相等時，由于發電機轉子的慣性作用，電磁輸出功率繼續降低至?24.75MW，使得電磁輸出功率小于機械輸入功率，發電機轉子增速，系統頻率升高，如此反復，經過5次收斂振蕩，發電機的電磁輸出功率和水輪機的機械輸入功率達到新的平衡后機組有功功率穩定。

表4 并網暫態過渡過程遲相運行特征量數據

圖4 機組有功和導葉開度過渡過程曲線

圖5 機組有功和系統頻率過渡過程曲線

圖6 機組無功和機端電壓過渡過程曲線

圖7 勵磁電流和勵磁電壓過渡過程曲線

圖8 線路電壓和機端電壓過渡過程曲線

圖9 定子電流和線路電流過渡過程曲線

隔河巖電廠勵磁設備為ABB的Unitrol 6800系統，采用PSS 2B模型[15]，PSS輸出限幅±10%，PSS自動投切臨界有功功率為180MW，勵磁調差系數設定為+5%，因ABB勵磁系統正負調差定義與國內定義相反，所以+5%為負調差。

由圖6、圖7可知，機組并網后無功功率滯后0.1s在34s910ms穩定至?3.50Mvar，清長Ⅱ線系統電壓在勵磁系統未進行主動調節的情況下于34s930ms受電網影響由132.29kV開始上升，在35s090ms時達到132.93kV，機端電壓相應的由9.85kV上升至10.04kV，相當于對勵磁調節器施加了2%的電壓階躍，勵磁系統因此主動介入調節，勵磁電壓由142.59V上調至573.08V，勵磁電流隨之上升，于37s080ms勵磁電流達到最大1731.06A，無功功率達到最大121.00Mvar，此刻機端電壓10.53kV，線路電壓134.49kV。

由圖8、圖9可知，機端電壓，線路電壓，定子電流，線路電流4個特征電氣量并網前分別為9.85kV、132.29kV、48.66A、0，并網后分別為10.49kV、134.39kV、3641.31A、271.00A。因清長Ⅱ線系統電壓波動及勵磁調節器階躍電壓調節作用，本次機組并網前后特征電氣量變化較大。

2.2 并網后進相運行

2018年5月9日5∶59∶58∶450，隔河巖電廠2號機組并網，并網前機端電壓9.81kV，線路電壓131.57kV，定子電流48.66A，線路電流0，系統頻率50.01Hz，勵磁電壓139.80V，勵磁電流1136.02A，導葉開度20.44%，并網后同樣持續4s相關特征量達到穩態，穩定后機端電壓9.80kV，線路電壓131.52kV，定子電流169.51A，線路電流12.69A，系統頻率49.98Hz，勵磁電壓137.99V，勵磁電流1113.63A，導葉開度21.82%，有功2.62MW，無功?4.66Mvar。

暫態過渡過程有功最大變化至13.98MW，無功最大變化至?5.39Mvar，勵磁電壓最大變化至125.64V，勵磁電流最大變化至1111.60A，具體測值見表5，其中工況A為并網前準同期點，時刻58s450ms，B為并網后勵磁系統調節前，時刻58s550ms，C為并網后有功最大變化點，時刻58s630ms，D為并網后勵磁電壓最大變化點，時刻58s720ms，E為并網后無功最大變化點，時刻01s100ms，F為并網后穩定態點，時刻02s450ms。

表5 并網暫態過渡過程進相運行特征量數據

相關特征電氣量過渡過程曲線如圖10至圖15所示，由圖10、圖11可知，機組于05∶59∶58∶450并網，有功功率同樣經過5次低頻震蕩后于06∶00∶02∶450收斂穩定至2.62MW，低頻振蕩周期為0.8s，振蕩頻率為1.25Hz，持續時間4s，期間導葉開度穩定不變，系統頻率出現滯后于有功功率0.24s的同頻反向振蕩。

機組并網瞬間水輪機的機械輸入功率和發電機的電磁輸出功率通過相互作用達到新的平衡，有功功率正向最大為13.98MW，負向最大為?9.90MW，經過5次收斂振蕩后發電機的電磁輸出功率和水輪機的機械輸入功率達到新的平衡。

圖10 機組有功和導葉開度過渡過程曲線

圖11 機組有功和系統頻率過渡過程曲線

圖12 機組無功和機端電壓過渡過程曲線

圖13 勵磁電流和勵磁電壓過渡過程曲線

圖14 線路電壓和機端電壓過渡過程曲線

圖15 定子電流和線路電流過渡過程曲線

由圖12、圖13可知，機組并網后無功功率滯后0.1s即05∶59∶58∶550穩定至?1.46Mvar，因并網后系統作用，05∶59∶58∶720勵磁電壓由139.80V下降至125.64V，勵磁電流隨之下降，于06∶00∶01∶100勵磁電流達到最小1111.60A，無功功率達到進相最大?5.39Mvar，此次機組并網清長Ⅱ線無系統電壓波動，勵磁調節器未產生階躍調節。

由圖14、圖15可知，機端電壓，線路電壓，定子電流，線路電流4個特征電氣量并網前分別為9.81kV、131.57kV、48.66A、0，并網后分別為9.80kV、131.52kV、169.51A、12.69A，機端電壓及線路電壓并網前后基本無變化，本次機組并網過程比較接近理想狀態。

結論

根據華中電力調控分中心36號文要求，隔河巖電廠于2016年11月完成了同步相量測量裝置PMU的升級改造工作，完善了廠站端源網動態性能在線監測的硬件技術支撐，本文介紹了隔河巖電廠PMU的系統布置及信號接入情況，分析了自動同期裝置的硬件配置及參數設置情況。

選取隔河巖電廠2號機組2017年6月30日和2018年5月9日的兩次典型并網過程，基于PMU采集的300MW水電機組并網瞬間毫秒級特征電氣量數據，對并網瞬間有功功率及無功功率的暫態過渡過程加以詳細分析，涉及有功功率的低頻振蕩及收斂過程，勵磁調節器的電壓階躍響應過程，以及機組發出無功功率和吸收無功功率的平衡過程等，為評估大型水電機組主要二次控制系統設備性能提供數據支撐，對同類型水電機組的并網特征數據分析有一定的參考意義。