安江水电厂机组功率振荡原因分析

林义林　章　勇/五凌电力有限公司

安江水电厂机组功率振荡原因分析

林义林章勇/五凌电力有限公司

电力系统发展初期系统的结构相对简单松散其静态稳定问题通常表现为发电机与系统之间的非周期失步随着电力系统的不断扩大出现了大型电力系统的互联系统联系因此变得越来越紧密,整个电力系统也变得越来越复杂。系统的静态稳定问题由此常表现为发电机组之间的功率动态振荡特别是在互联系统的联络线上这种振荡的表现更为突出。电力系统次同步谐振是指包含串补电容的电网系统和水轮发电机轴系系统,通过发电机转子气隙中电气转矩的相互作用而形成的整个机网谐振的行为,轻则引起机组轴系疲劳损伤,重则可造成系统失稳。

安江水电厂；机组功率振荡；原因分析

一、运行方式

安江水电站四台35MW水轮发电机，两台主变，采用扩大单元接线方式，两条110KV出线，110KV 母线Ⅰ段与110KV母线Ⅱ段并联运行；2015年10月11日晚班，我厂上游水位164.85m，弧门全关。#2机组负荷33.6MW、#3机组负荷33.6MW、#4机组负荷30.8MW， #1机组检修。110KV水安线负荷为零、水大线负荷为98MW。400V厂用电，Ⅰ段、Ⅱ段由#1厂变供，Ⅲ段由#2厂变供。

二、不安全事件经过及处理过程

10月11日19:26左右，上位机监盘发现#2、#3、#4机组无功功率、电压分别跳变，从-2MW-8MW跳变又跳回2MW，有功随着无功跳变，机组功率跟着跳变从33MW跳变至38MW，110KV水大线电压由105KV跳变至116KV又跳回105KV，在此过程中，听到#2主变运行声音加大，但#2、#3、#4调速器运行正常，导叶开度无变化，机频与网频稳定，将此情况汇报运行部主管卿政权，维护部主管林义林、黄总及程总。上位机反复报：“#2、#3、#4发电机励磁系统强励、强励复归、欠励限制、欠励限制复归”，“#2主变高后备保护启动”，随即询问调度对侧系统电压变化是否过大，调度告知：系统电压稳定，无任何异常，检查电厂机组运行情况。现地将#2、#3、#4机组分别将负荷减至30MW后，电压仍然跳变。现场增加机组励磁电流，摆脱谐振点，稳定机端电压。随即点击#2、#3、#4机组监控P/Q调节画面无功功率“投入“，无功功率设为4MVar，5秒后，监盘发现无功功率自动退出，无法调节无功功率，即励磁电流。

经现场检查，要求将#3机组减负荷至20MW后，#2、#3、#4机组电压、无功及系统电压无跳变，恢复正常；确定是谐振引起的机组电压、有功、无功大幅度波动。线路保护未动作，#2主变后备保护动作发信正常，#2、#3、#4机组保护装置未发生误动现象。

2015年10月11日19时23分，3号机组带34MW负荷，导叶开度为88.7％，桨叶开度为88.7％运行时，有功功率出现较大振荡，其中有功功率振荡最大值为41MW，最小值为15MW。2015年10月11日19时24分，4号机组带31MW负荷，导叶开度为85.4％，桨叶开度为79.2％运行时，有功功率出现较大振荡，其中有功功率最大值为45MW，最小值为11MW。各台机组在功率振荡期间导桨叶开度基本稳定，未出现调速器、导叶接力器、桨叶接力器的反复调节现象。2015年10月11日19时26分，2号机组带 33MW负荷，导叶开度为89％，桨叶开度为89％运行时，有功功率出现较大振荡，其中有功功率振荡最大值为45MW，最小值为17MW。

三、原因分析

机组在功率振荡过程中，各台机组导桨叶开度均基本稳定，因此可以排除是由于调速器的影响造成的水轮机的有功功率振荡。

查看监控系统历史曲线，机组发生振荡前后励磁调节器输出电压、输出电流值均随之呈现周期波动如图4所示，初步怀疑造成功率出现大幅度振荡的直接原因应是励磁调节系统失稳，同时机组未投入PSS造成机组稳定性较差也是造成功率振荡的主要原因之一。

注意到在发生振荡前3台机组有功功率均存在一定的周期波动，如图4所示。其中2号机组有功功率波动最大幅值在1.4MW左右，3号机组有功功率波动最大幅值在2MW左右，4号机组有功功率波动最大幅值1.45MW左右，功率波动过程中导桨叶开度均保持稳定。初步怀疑功率的周期波动可能与流道内水压的周期脉动有关，但是在监控系统中调取了各机组各压力脉动测点曲线，发现各测点压力波动幅值较小（大部分测点在0.01MPa以内），且波动周期与有功功率波动周期无明显的相关性。

四、试验结果

2015年10月17日开展了安江水电厂#3机组一次调频及调节系统参数建模试验，试验过程中基本正常。一次调频试验结果如图8所示，监控系统闭环功率调节试验结果如图9所示。试验过程中机组有功功率基本稳定，未出现较大的振荡现象，调速器响应速度较快，调节系统稳定性能较好。

试验中主要发现的问题有：

（1）监控系统在功率闭环调节过程中功率反调偏大，如图10所示，34.333MW向31.217MW调节过程中，功率反调最大值达到了37MW，主要原因可能与低水头水轮机引水系统TW值偏大、监控系统功率调节参数有关，建议进一步优化调节参数，确保调节品质。

（2）试验过程中在35MW工况下发现了功率存在一定的较小的周期波动，其中波动的最小幅值为34.390MW ，最大值为33.880MW功率波动幅值范围为0.51MW，由于幅值较小应该对机组不会产生较大的影响，同时试验中对尾水管进口压力和导叶前压力测点进行了监测，各测点压力脉动值均较小，未出现明显的周期波动

五、可能存在问题

（1）机组出现功率振荡过程中水轮机导桨叶开度均保持稳定，因此可排除由于调速器的原因导致的水轮机出力振荡。

（2）建议进一步分析励磁调节系统可能存在的主要影响因素，根据试验结果，机组运行时可考虑投入PSS，以增加励磁调节系统的稳定性。

（3）机组在功率振荡前出现了有功功率的小幅周期波动，试验过程中也发现了机组有功功率也存在一定的小幅周期波动，该波动可能与流道内的水力波动有关，建议对水轮机各测压管的位置进行确认，做好标记，检查测压管是否存在堵塞，必要时进行疏通，以全面可靠的监测机组的运行状态。

（4）机组在监控系统功率闭环调节中存在明显的功率反调，这与水流的Tw值偏大及监控系统功率调节模式及参数设定有关，建议进一步优化调节参数，可考虑采用分段调节的方法来改善调节品质。

[1]谷水清主编.电力系统继电保护[M].北京：中国电力出版社2005.

[2]刘学军. 继电保护原理[M]. 北京：中国电力出版社，2007.