同步相量测量装置在水电站的应用

0引言

随着中国电力市场化改革的推进,我国进入了由区域性联网向全国联网迈进的新时代,特别是“西电东送”使我国电力系统得到快速发展,但同时电网的稳定性也随之降低,使电力系统监控面临巨大的考验。以前采用的采集稳态数据和局部暂态数据的方式,已经不能胜任这种大范围的实时动态数据采集任务。

1 同步相量测量装置(PMU)建设的目的和意义

同步相量测量系统(Phasor Measurement Unit,PMU)是用于电力系统同步相量测量和输出以及动态过程记录的系统,PMU和北斗、高速通信网络、子站和主站分析系统共同构成实时动态监测系统(Wide Area Measurement System,WAMS),实现区域及跨区域大电网的动态过程监测和分析。电力系统相量测量技术即在高精度时钟同步下,电网各厂站端的PMU实时测量电压和电流相量,并实时传送到调度端的WAMS 主站,经计算分析后提供电网的相量信息,弥补现有系统不能直接测量的缺陷,监测电网的实时动态特性,填补了运行人员不能监测系统动态过程的空白^[1]。

俞鄂背靠背直流工程2022年投运后,西南电网联网结构和运行特性发生重大变化,对发电机组涉网性能的要求大大提高。因此,DXG水电站将调速器系统的一次调频投/退,监控至调速器的输出指令、调速器指令等信号接入同步相量测量装置采集传输信息,以满足源网动态性能在线监测以及电力系统一次调频管理需求^[2]。

2 同步相量测量原理

电力系统的正弦电压和电流均可表示为相量。电压相量表达式为:

式中:u(t)为电压相量;U为电压峰值;w为角频率;t为时间;δ为初相角;U'为电压相量。

式中:U1∠δ1为测点1电压相量;U2∠δ2为测点2电压相量;δ1为测点1电压相角;δ2为测点2电压相角;δ压为测点1与测点2电压相角差。

电流相量表达式为:

式中:i(t)为电流相量;I为电流峰值;I’为电流向量。

式中:I1∠δ1为测点1电流相量;I2∠δ2为测点2电流相量;δ1为测点1电流相角;δ2为测点2电流相角;δ流为测点1与测点2电流相角差^[3]。

电压信号u=√ 2Ucos(wt+φ)表示成相量形式为:U'=Ue^jφ。电流相量和电压相量相乘等于视在功率S=P+jQ=UI。其中,φ为初相位;j为虚数单位;S为视在功率;P为有功功率;Q为无功功率。

电力系统采用北斗为全网提供统一的时钟信号,通过北斗时钟信号,可以在各厂站以f₀=50 Hz为参考相量,得到“绝对”相角和“相对”相角,如图1所示。

DXG水电站PMU装置相量测量方法采用离散傅里叶变换法(DFT),通过DFT算法将信号的时域形式变换成频域形式进行分析。经一系列滤波和相位补偿等处理后,相量测量误差减小,能够得到最接近真实信号的结果。

3 PMU子站系统结构及功能

DXG水电站采用CSD—361—CG同步相量测量装置和CSD—363相量数据集中器共同构成PMU子站系统。同步相量测量装置主要用于数据采集及计算,相量数据集中器主要用于汇集站内所有同步相量测量装置的数据并与WAMS主站实时通信。系统结构如图2所示。

3.1 同步相量测量装置(PMU)功能

PMU具有同步相量测量功能、实时数据监测功能、实时数据记录功能、次同步振荡监视功能、同步相量数据传输功能。

同步相量测量功能是指测量发电机内电势相角、功角等,同步采集测量点的三相电压和电流,计算频率、频率变化率,同步测量励磁信号、转速信号等发电机辅助信号,测量发电机AVR、PSS等采集点开关量信息。

实时数据监测功能是指向主站传送实时监测数据,电网故障时以最高速率输出数据,实现实时监测数据的时延小于30 ms。

实时数据记录功能是指记录频率、频率变化率、电压/电流基波正序相量、发电机功角和内电势,发生相电压越下限、正序电压越下限、机端电压超前、发电机功角越限、频率越限、频率变化率越限、开关量变位低频振荡、次同步振荡、联网触发,相电压和电流越上限、负序电压和电流越上限、正序电压和电流越上限等事件时获取电网动态数据。实时记录装置告警信息、操作信息、开关量变位信息,按照时间顺序存储,保证掉电数据不丢失,方便运行人员查阅,进行事故分析。

次同步振荡监视功能是使用电压和电流采样 值,实时计算瞬时功率并做频谱分析,同时将瞬时功率中次同步振荡最大分量实时上送主站。

同步相量数据传输功能是指实时将电压相量、电流相量等状态信息传送到相量数据集中器(PDC),实现一发多收,同时与多个PDC实时通信。整定装置动态数据的实时传送速率,保证装置和PDC通信的应用层协议符合《电力系统实时动态监测系统传输协议》,支持IEC 61850 MMS机制接入站控层设备。

3.2相量数据集中器(PDC)功能

相量数据集中器具有实时显示同步相量、实时数据记录、实时数据通信等功能,实时显示采集装置采集的频率和频率变化率、有功功率和无功功率以及开关状态信息。实时数据记录能连续记录状态信息,并实时记录装置告警信息。实时数据通信能够实时与5台同步相量测量装置通信,实时将数据和装置的状态信息传送到WAMS主站,装置和WAMS主站通信的应用层协议符合《电力系统实时动态监测系统传输协议》,支持IEC 61850 MMS机制接入站控层设备。相量数据集中器电源为220 V,允许偏差-20%~ +15%。对时接口为ST型,多模,波长820 nm。通信接 口为100M电以太网口,多模ST光口,波长1 310 nm。

4 PMU装置硬件结构

PMU装置结构功能组件分为交流插件、CPU插件、管理插件、开入插件、开出插件、电源插件,如图3所示。

交流插件用于接入模拟量,其中AC12I型用于测量12路交流电流,DC12I型用于测量12路4~20 mA 直流电流。

CPU插件配置了16位AD转换器,以9600Hz的采样率高速采样,插件上配置的高性能DSP芯片负责相量计算。在需要测量发电机功角的场合,CPU插件支持测量两路脉冲信号。

管理插件是装置的核心插件,具备对时、管理、录波、存储和通信功能。管理插件有四种接口,其中,以太网的ETH1~ETH4为独立网口,实现装置与PDC 或MMS通信。光B码输入接口是IRIG—B码的光信号输入接口。差分B码IN接口是IRIG—B码的RS—485信号输入接口,与光B码输入信号互斥。因PMU的对时精度要求较高,对时信号经长距离的电缆传输会导致附加延时,一般不使用。脉冲输出接口输出基于内部同步信号的秒脉冲。

开入插件用于接入常规开入,根据接入电压等级分为三种类型。24路24 V开入,DI1~DI12共用一 组公共端,DI13~DI24共用另一组公共端。24路220V/ 110 V开入,DI1~DI12共用一组公共端,DI13~DI24共用另一组公共端。12路24 V开入、12路220 V/110 V开入,DI1~DI12为24V开入,共用一组公共端;DI13~ DI24为220V/110V开入,共用另一组公共端。装置中第一块开入插件的DI1固定为装置检修开入。

开出插件支持16路独立的空接点开出。

电源插件分为110 V和220 V两种,均为交直流混用,能对外输出一组24 V电源,具备直流消失告警信号输出。

开入开出地址跳线,采用二进制8421码的设计,4组跳线由上至下依次是bit3、bit2、bit1、bit0。左侧两针短接时该位置0,右侧两针短接时该位置1,地址计算公式=bit3×8+bit2×4+bit1×2+bit0×1。管理插件跳线J16接通,CPU插件跳线J6、J8接通。

电源电压为220 V,交流额定电压为57.73 V,测量范围为0~120 V。交流额定电流为1 A,测量范围为0~2倍额定值。额定频率为50 Hz,直流回路测量范围为4~20 mA直流电流,采样率9 600 Hz。

发电机脉冲类型是键相脉冲,脉冲电压有效范围为-24~+24 V,脉冲质量要求为:当前脉冲周期与脉冲在5 s内的平均周期之间差值不超过±40μs,干扰脉冲的电压值不超过脉冲信号的波谷值与波峰值的中值,脉冲峰峰值大于2 V。

次同步监测频率范围是10~40 Hz,频率分辨率1Hz。

5 同步相量测量装置(PMU)接入信号的采集方法

发电机机端电压的PT信号从同期屏用机端PT端子并接,发电机机端电压的CT信号从同期屏用机端 CT端子串接。键相脉冲的脉冲量在机组检修期间新增键相传感器后接入。

励磁接入PMU装置:励磁自动/手动、PSS投入/退出、低励限制动作、过励限制动作、V/Hz限制动作、定子电流过负荷限制动作的开关量都采用修改励磁调节器程序,定义DO板的备用输出通道接入。 AVR电压参考给定、PSS输出信号的信号类型为4~20mA,采用修改励磁调节器程序,增加变送器及A/B套切换继电器接入。励磁电压、励磁电流信号类 型为4~20 mA,通过增加励磁电压变送器并引至备用输出端子的方式采集。

调速器接入PMU装置:一次调频动作/复归、一次调频投入/退出的开关量需要修改调速器程序,利用备用DO继电器开出信号。监控系统到调速器下发指令、调速器指令、导叶开度、桨叶开度指令、桨叶开度反馈的信号类型为4~20 mA,采用修改调速器程序,增加AO信号接入的方法。

1B主变高压侧电流、2B主变高压侧电流的CT信 号接入采用保护绕组代替,从电力故障记录装置串接。母联高压侧电流、10 kV GR线电流、110 kV GZ一线电流、110 kVGZ二线电流、110 kVGZ三线电流、110 kVGD线电流、110 kVGL线电流的CT信号接入 采用从电力故障记录装置串接。110 kVI段母线电压、110 kV Ⅱ段母线电压的PT信号接入由开关站 GIS室辅助屏端子排并接。

5.1机组调速系统信息接入同步相量测量装置

调速器至PMU信号连接如图4所示,DXG电站调速器系统为国电南京某公司产品,由于该型号产品投运时间较早,其配置已不支持直接在控制器上进行I/O扩展,需要附加控制器模件与现控制器进行通信实现模块输入/输出信号的扩展,在附加控制器中进行通信组态采集PMU装置接入的调速部分相关信息,通过模出/开出信号接入PMU的模入/开入模块,从而实现调速系统信息的接入,根据PMU信息接入相关要求,采集接入遥测的机组功率给定、调速器指令、导叶开度、主接力器行程信号,遥信的一次调频投入/退出信号、一次调频动作信号。新增控制器模块与I/O组件布置在调速器电柜后背面板,至PMU的遥测和遥信信号通过电缆连接。

5.2机组励磁系统信息接入同步相量测量装置

DXG电站机组励磁系统为广州某公司产 品EXC9000,励磁系统当初建设未考虑PMU接入的相关接口,根据PMU的建设需求,励磁系统需要进行必要的技术改造,按照接入相关要求将信息接入PMU 装置,PMU装置需要的励磁接入信号分为遥信信号和遥测信号。其中遥信信号包括:AVR自动/手动、 PSS投入/退出、低励限制动作信号、过励限制动作信 号、V/Hz限制动作信号和定子电流过负荷限制动作信号。遥测信号包括:励磁调节器输出电压、励磁调节器输出电流、AVR电压给定和PSS输出。

遥信信号励磁系统输出为继电器无源节点,智能I/O板有8个备用无源接点,通过修改智能I/O板定义进行输出,将需要接入的励磁遥信信息输入PMU 装置,开入信号电压为DC220 V。

遥测信号励磁系统输出为4~20 mA信号,其中励磁电压和励磁电流信号通过灭磁柜励磁电压和励磁电流变送器输出;输出该信号需在原有程序中开发两组DAC模块,因此需要升级相关程序和修改相应DAC参数,然后通过开关量总线板(EXC9000)或 CPU板(EXC9100)端子输出 (0~5 V),同时增加两个变送器转换为4~20 mA信号。由于励磁系统有A、 B两个数字通道,还需增加一个切换继电器,保证 AVR电压给定和PSS输出信号为当前运行通道的输出信号。

6 同步相量测量系统设备调试

设备安装调试时需要进行PMU数据传输设备调试,具备完整的上送调度数据功能。零漂检验是装置在不加任何交流量时,检查电流、电压回路的零漂,电流值小于0.01In,电压值小于0.05 V。电流精度检验是在同步相量测量屏(机组1-21I1D,开关站3-21I1D、3-21I2D、3-21I3D、3-21I4D、3-21I5D、3-21I6D、3-21I7D、3-21I8D、3-21I9D)交流电流端子处分别按0.2In、1.0In加入三相交流电流,误差小于±2%、±0.5%,检查输入值与采样值幅值、相位均一致,相位误差小于2°。电压精度检验是在同步相量测量屏(机组1-21U1D,开关站3-21U1D、3-21U2D)交流电压端子处分别按0.2Un、1.0Un加入三相交流电压,误差小于±2%、±0.5%,检查输入值与采样值幅值、相位均一致,相位误差应小于2°。

7 同步相量测量系统数据上送

DXG水电站同步相量测量系统建设后的PMU数据上送至调度平台专用网络,现场一平面、二平面加密装置增加了PMU业务加密隧道,一平面、二平面一区交换机配置PMU业务使用地址,配合调度主站开通主站策略,保证PMU数据顺利与调度平台通信。

8 建设过程中遇到的问题和解决方案

在同步相量测量系统建设过程中,遇到了插件通信中断、对时异常、指示灯不亮等问题。

造成插件通信中断的原因有两种,第一种是插件与背板端子接触不可靠,第二种是开入、开出插件地址设置错误。解决办法是检查各开入、开出插件3个并排的跳线器J2,并将插件推紧使其接触到位。

出现对时异常时应采用排除法,先检查对时装置的输出、输入和对时信号线的连接,确定装置的时钟信号是否异常。然后检查管理插件硬盘的挂载,确定数据记录存盘是否异常,若不能解决则将硬盘重新初始化。

出现指示灯不亮先检查指示灯本体是否损坏,若指示灯正常,则更换备用板。

后续完善工作:因为接入工作会影响开关站设备运行,造成机组全停,开关站PMU装置I母电压、I母电流、GR线电流、GZ三线电流、GZ二线电流通道配置后未能接入,在1B主变及I段母线检修期间才完成了接入工作 。因2F、3F、4F机组探测头与键相 块之间距离大于1 mm,键相脉冲检测不到数据 ,机组 检修期间调整后正常。

9 结束语

DXG水电站同步相量测量系统(PMU)通过相量 计算 ,对信号进行精密滤波并量化处理 ,将数据转化 为信息 ,通过报文形式传输到数据集中器 , 电网通过 同步相量测量系统上传的信息 , 能够实时分析水电 站运行状态 ,提升了电力系统实时同步的精度与可 靠性。

[参考文献]

[1] 电力系统实时动态监测系统技术规范:Q/GDW 10131— 2017[S].

[2] 同步发电机组源网动态性能在线监测技术规范:Q/GDW 11538—2016[S].

[3] 王英东. 同步相量测量装置(PMU)在尼尔基发电厂的应用 [J].东北水利水电 ,2015 ,33(12):46-47.

《机电信息》2024年第17期第8篇