王順江

(遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006)

2013年3月18日，遼寧紅沿河500 kV核電站送電，16時1號發(fā)電機試驗性并網(wǎng)發(fā)電，出力34 MW，全部由站用變消耗，紅沿河500 kV核電站4條線路功率都為零。18時1號發(fā)電機停機，站用變所需負荷改由站外線路供，因紅南線停運，由紅瓦一線、紅瓦二線和紅瓦三線供，查看500 kV 1號變壓器高壓側(cè)有功功率和站用變總負荷都為34 MW，紅瓦一線、紅瓦二線和紅瓦三線有功功率都為零，站內(nèi)500 kV母線出現(xiàn)調(diào)度潮流不平衡，紅沿河500 kV核電站主接線如圖1所示。為深入調(diào)查問題原因，檢查線路對側(cè)廠站，即瓦房店500 kV變電站，發(fā)現(xiàn)紅瓦一線、紅瓦二線和紅瓦三線有功功率也都為零，同時站內(nèi)500 kV母線調(diào)度潮流失去平衡，500 kV瓦房店變的主接線如圖2所示。此問題影響了電網(wǎng)運行方式安排和調(diào)度決策的執(zhí)行，降低了遼寧省調(diào)調(diào)度技術(shù)支持系統(tǒng)的可靠性和穩(wěn)定性，對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行極其不利［1－2］。

圖1 紅沿河核電站主接線圖

1 原理分析

為解決超高壓間隔低負荷運行的測量問題，對測量精度理論、電力信息精度要求、電力信息采集與處理過程、死區(qū)與零漂原理四方面進行分析。

1.1 測量精度理論

測量誤差，即測量值與真實值間的差異，各種測量都存在誤差。測量誤差產(chǎn)生的原因較多，有儀器、人員、環(huán)境、計算等因素，可通過各種方法減少誤差，但無法避免。誤差的表示方式有三種，分別是絕對誤差、相對誤差和引用誤差［3］。

圖2 500 kV瓦房店變電站主接

電力系統(tǒng)都采用引用誤差表示測量精度，運行中的設(shè)備測量量程已固定，因此測量精度與絕對誤差成正比。電力系統(tǒng)遙測量主要有電流、電壓、有功、無功、功率因數(shù)和溫度，這些量的誤差表示方式如下。

a． 電流

式中:δI為電流引用誤差;ΔI為電流互感器一次絕對誤差;IM為電流互感器一次最大值，即電流互感器一次量程，現(xiàn)階段較多采用600 A、800 A、1 200 A、1 500 A、2 000 A、3 000 A和4 000 A;Δi為電流互感器二次絕對誤差;im為電流互感器二次最大值，即電流互感器二次量程，現(xiàn)階段主要采用5 A和1 A。

b． 電壓

式中:δU為電壓引用誤差;ΔU為電壓互感器一次絕對誤差;UM為電壓互感器一次最大值，即電壓互感器一次量程，現(xiàn)階段10 kV、66 kV、110 kV、220 kV、500 kV;Δu為電壓互感器二次絕對誤差;um為電壓互感器二次最大值，即電壓互感器二次量程，現(xiàn)階段主要采用120 V。

c． 有功

式中:δP為有功功率引用誤差;ΔP為有功功率一次絕對誤差;UM為線電壓一次最大值;IM為線電流一次最大值;Δp為有功功率二次絕對誤差;um為線電壓二次最大值;im為線電流二次最大值。

d． 無功

式中:δQ為無功功率引用誤差;ΔQ為無功功率一次絕對誤差;UM為線電壓一次最大值;IM為線電流一次最大值;Δq為有功功率二次絕對誤差;um為線電壓二次最大值;im為線電流二次最大值。

e． 功率因數(shù)

δcosφ =Δcosφ ×100%

式中:δcosφ為功率因數(shù)引用誤差;Δcosφ為功率因數(shù)絕對誤差。

f． 溫度

式中:δT為溫度引用誤差;ΔT為溫度絕對誤差;TM為溫度量程。

1.2 電力信息精度要求

電力信息的精度要求主要分為站內(nèi)精度要求和遠方精度要求，站內(nèi)精度要求主要針對站內(nèi)各自動化系統(tǒng)和設(shè)備的測量精度，如測控裝置、站內(nèi)監(jiān)控系統(tǒng)等，測量精度要求較高，其中有功功率和無功功率的引用誤差要求不大于0.5%，電流和電壓的引用誤差要求不大于0.2%，頻率的引用誤差要求不大于0.01 Hz，溫度的引用誤差要求不大于0.5%。遠方精度要求指各連接主站針對本站測量值的精度要求。根據(jù)電力系統(tǒng)各項規(guī)定的要求，遠方遙測精度要求相對較低，但引用誤差也要求不大于 1%［4－6］。

1.3 電力信息采集與處理過程

電力信息的采集與處理過程包括4個階段。一是通過電流互感器 (TA)和電壓互感器 (TV)分別采集電流和電壓，將強電轉(zhuǎn)化為弱電或光信號，實現(xiàn)一級隔離，便于信息采集單元的采集與處理。二是進行信息轉(zhuǎn)換，將采集的弱電信號 (0～1 V)通過A/D轉(zhuǎn)換，變成數(shù)字信號，將光信號通過合并單元，進行光電轉(zhuǎn)換，直接轉(zhuǎn)化為數(shù)字信號;三是經(jīng)過測控單元的換算形成電流、電壓、有功功率、無功功率、功率因數(shù)等一二次值;四是通過測控裝置液晶、本地監(jiān)控系統(tǒng)或遠方主站進行顯示。電力信息采集和處理過程如圖3所示［2、7］。

圖3 電力信息采集和處理過程圖

1.4 死區(qū)與零漂原理

死區(qū)和零漂被大量的應(yīng)用于各種信息采集和傳輸中。死區(qū)即被屏蔽的區(qū)域，當信息值進入事先約定的范圍時，監(jiān)視者認為其不變或者不去關(guān)心。零漂是指被測量實際值為零時展示值的大小。在電力信息采集和傳輸中死區(qū)的應(yīng)用較為廣泛，最為典型的是信息變化死區(qū)、信息越限死區(qū)和零漂死區(qū)。信息變化死區(qū)最為常用，先設(shè)定變化死區(qū)值x，當t時測量，被測值為X，下一次t+Δt時測量，被測值為X+ΔX。如果|ΔX|≤x，那么被測量的展示值和傳輸值都為X不變，或者不進行刷新和傳輸。信息越限死區(qū)較為復(fù)雜，此死區(qū)是為解決越限頻繁報警而設(shè)定，當測量值在臨界附近波動運行時，測量值會頻繁的越限和恢復(fù)，所以設(shè)定了越限死區(qū)值x，測量限值Xm，當測量值X≥Xm時，報測量值越上限，只有當測量值恢復(fù)到X≤Xm－x時，才報測量值越限恢復(fù)。零漂死區(qū)是所有測量裝置必須設(shè)置，當測量真值為零時，要求展示的測量值也為零，屏蔽干擾和誤差。設(shè)定一個死區(qū)值x，當測量值X，－ |x| ≤X≤ |x| 時，測量值都為零［5、8、9］。

2 原因分析

目前，各廠家根據(jù)電力信息測量誤差的要求設(shè)計生產(chǎn)測控裝置，將電流和電壓的零漂門檻值設(shè)為0.2%，有功功率和無功功率的零漂門檻值設(shè)為0.5%。針對紅沿河500 kV核電站送電時出現(xiàn)的問題，本文從線路兩側(cè)廠站進行深入分析。

2.1 紅沿河500 kV核電站

紅沿河500 kV核電站紅瓦一線、紅瓦二線、紅瓦三線、1號主一次的電流互感器變比都為3 000∶1。

a． 4個間隔一次有功功率和無功功率最大值

式中:Pm為有功功率一次最大值;Qm為無功功率一次最大值;U為額定電壓;Im為電流最大值。b． 4個間隔一次電流設(shè)定的零漂門檻值Ix=0.2% ×Im=0.2% ×3 000=6 A

式中:Ix為設(shè)定的電流一次零漂門檻值;Im為電流最大值。

c． 4個間隔一次有功功率和無功功率設(shè)定的門檻值

Px=0.5% ×Pm=0.5% ×2 598=12.99 MW

Qx=0.5% ×Qm=0.5% ×2 598=12.99 MW

式中:Px為設(shè)定的有功功率一次零漂門檻值;Pm為有功功率一次最大值;Qx為設(shè)定的無功功率一次零漂門檻值;Qm為無功功率一次最大值。

當電流小于6 A、有功功率或無功功率小于12.99 MW時，裝置采集結(jié)果都為零。紅沿河500 kV核電站停機反送時，所需負荷34 MW，1號主一次的有功功率34 MW，遠大于12.99 MW，因此測控裝置正常采集并傳送，顯示為34 MW。紅瓦一線、紅瓦二線、紅瓦三線有功功率基本相同，約為12 MW，小于12.99 MW，因此裝置采集結(jié)果為零。

2.2 瓦房店500 kV變電站

電壓互感器變比為5000∶1，瓦房店500 kV變電站紅瓦一線、紅瓦二線、紅瓦三線的電流互感器變比為4 000∶1。

a． 3條線路有功功率和無功功率最大值

b． 3條線路一次電流設(shè)定的零漂門檻值

Ix=0.2% ×Im=0.2% ×4 000=8 A

c． 3條線路一次有功功率和無功功率設(shè)定的門檻值

Px=0.5% ×Pm=0.5% ×3 464=17.32 MW

Qx=0.5% ×Qm=0.5% ×3 464=17.32 MW

瓦房店500 kV變電站3條線路，電流小于8 A、有功功率和無功功率小于17.32 MW時，裝置采集結(jié)果都為零。紅沿河500 kV核電站停機反送時，所需負荷34 MW，每條線路約12 MW，小于17.32 MW，裝置采集結(jié)果為零。但因存在一定的無功功率，所以電流值大于8 A，能正常采集。

3 解決方案

通過分析，問題根源分別是電流互感器變比過大和零漂門檻值設(shè)置過大，解決方案主要從降低零漂門檻值、減少信息干擾、雙電流互感器接入和降低電流互感器變比四方面入手。

3.1 降低零漂門檻值

隨著自動化技術(shù)的不斷發(fā)展，信息采集裝置廠家較多、類型多樣，同時信息采集精度較高，甚至都已超過0.05%，但不管是哪個廠家的設(shè)備，在低負荷狀況下都存在一樣的問題，為限制零漂，依照引用誤差要求設(shè)置了過大的門檻值，電流和電壓0.2%，有功功率和無功功率0.5%，實際通過二次采樣值進行設(shè)置，電流1～2 mA，有功功率和無功功率設(shè)成0.18～0.35 W，這樣的設(shè)置極其不合理，直接導(dǎo)致低負荷較大誤差。因此在信息采集裝置的設(shè)計和生產(chǎn)過程中，應(yīng)降低零漂門檻值設(shè)置。針對變比為4 000∶1的電流互感器，電流一次值1 A對應(yīng)的二次值為0.25 mA，可以將門檻值設(shè)置成0.25 mA，保證電流一次值1 A以上能正確采集。有功功率和無功功率的采集是通過電壓電流計算得到，而電壓都在核定狀況下運行，無須考慮電壓門檻值，只考慮電流，最小能采集的有功功率和無功功率二次值為0.017 32 W，換算成一次值為0.086 6 MW，若要求1 MW以上能正確顯示，可以設(shè)置成0.1W。針對上面的設(shè)置，現(xiàn)有設(shè)備完全能夠滿足要求［6、10］。

3.2 減少信息干擾

干擾形成的原因主要包括3個方面。一是空間干擾，即通過電磁波輻射進入系統(tǒng);二是過程通道干擾，干擾通過與計算機相連接的前向通道、后向通道及與其他主機的相互通道進入;三是供電系統(tǒng)干擾。一般情況下空間干擾在強度上遠小于其他兩種渠道串入的干擾，而且空間干擾可用良好的屏蔽、正確的接地與高頻濾波加以解決。故應(yīng)重點防止的干擾是電源系統(tǒng)與過程通道的干擾。針對這3個方面干擾，通過外部和內(nèi)部措施進行解決［11－12］。

3.2.1 外部抗干擾措施

外部抗干擾措施主要有3個方面。一是在機箱電源線入口處安裝濾波器或UPS防止電源干擾;二是交流量均經(jīng)小型中間電壓互感器、電流互感器隔離，模擬量、開關(guān)量的輸入采用光電隔離;三是各設(shè)備機殼用鐵質(zhì)材料，必要時采用雙層屏蔽，對電場和磁場進行屏蔽。

3.2.2 內(nèi)部抗干擾措施

內(nèi)部抗干擾措施主要是通過軟件程序和糾錯方法去控制，主要體現(xiàn)在對輸入采樣值進行糾錯、對軟件運算過程量的核對、對軟件程序出軌的自恢復(fù)等，其中糾錯方法有奇偶校驗、循環(huán)冗余校驗和海明校驗較為常用［2、7、12］。

3.3 雙電流互感器接入

通過對此問題的分析，發(fā)現(xiàn)超高壓間隔測量裝置只在低負荷時存在問題，因此可為低負荷新裝1臺電流互感器。如圖4所示，橫坐標I表示電流互感器一次值，縱坐標i表示電流互感器二次值，新裝的電流互感器屬性如TA1曲線所示，原電流互感器屬性如TA2曲線所示，新電流互感器變比較小，如100∶1、50∶1，原電流互感器變比較大，如4 000∶1、3 000∶1。低負荷狀況下，新電流互感器的精度遠高于原電流互感器，但當一次電流超過一定值時，新電流互感器飽和，失去線性，而原電流互感器仍保持良好的線性。測控裝置同時接入兩臺電流互感器，設(shè)置一定值進行切換，當一次電流低于設(shè)定值 (新電流互感器飽和前的某個值)時，采集新電流互感器，當大于設(shè)定值時，采集原電流互感器。若新電流互感器變比為100∶1，電流門檻值為0.2%，那么最小能測量到的電流值為Ix=0.2%×100=0.2 A，依據(jù)最小電流值計算有功功率和無功功率最小值×500×0.2=173.2 kW=0.173 2 MW，這樣就可以解決此問題［13］。

圖4 新老電流互感器屬性對比

3.4 降低電流互感器變比

現(xiàn)高壓間隔采用的電流互感器變比過大，常為4 000∶1、3 000∶1，最小也是2 000∶1，若將電流互感器變比變成4 000∶5、3 000∶5 或2 000∶5，能起到提升精度的目的。假設(shè)電流互感器變比從4 000∶1變成4 000∶5。二次值對應(yīng)的一次值減小5倍，零漂門檻值為二次值，此值對應(yīng)的一次值降低5倍，從而實現(xiàn)更小一次值的測量，從而解決低負荷測量問題［14］。

4 結(jié)束語

經(jīng)過研究，剖析了問題存在的根源，發(fā)現(xiàn)此問題存在面較廣，同時依據(jù)問題原因，提出了4個解決方案，以供設(shè)計、建設(shè)、研究等專業(yè)人員參考。妥善解決此問題，對提升電網(wǎng)調(diào)度運行與管理能力，具有較大的意義。

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