电网故障对发电机组的影响及发电机组侧应对措施

2011-03-04朱小东宋强魏巍周虹任

电力建设 2011年1期

朱小东，宋强，魏巍，周虹任

（内蒙古岱海发电有限责任公司，内蒙古乌兰察布市，013700）

0 引言

发电、输电和用电是一个整体，生产与消费瞬间同时完成，三者紧密相连，任何一方出现问题都可能影响到其他方面，甚至造成局部电网或者整个电网崩溃。所以当电网出现故障或者处于异常工况时，各方在保证自身安全的基础上，必须互相配合，才能够使整个电网安全，从而真正实现各自的安全。本文将对电网常见故障进行实例分析，针对不同类型故障，提出发电机组侧应该采取的适应措施。

1 系统概况

岱海电厂500 kV主接线方式为3/2接线，如图1所示。一、二期4×600MW机组共有4回进线，2回出线，构成3个完整串。4回进线分别为1、2、3、4号发变组进线；2回出线分别为海万Ⅰ回线、海万Ⅱ回线。双回500 kV输电线路设计为紧凑型，线路长度约202.5 km。为了提高运行的可靠性和灵活性，500 kV系统第1串采用进出线交叉接线方式。

2 电网频率变化影响

系统频率异常会带来很多危害，例如可使汽轮机叶片振动加大，引起断裂。频率降低，火电厂机械设备出力降低，发电机出力下降，引起电网频率进一步下降，可能引发频率崩溃。低频增加了异步电动机和变压器励磁电流，增加消耗无功，引起电压下降，引发电压崩溃。电力系统的频率异常对电力系统、电厂和用户都不利[1]。

2.1 电网频率变化对发电机组影响实例分析

机组运行工况：自动发电控制（automatic generation control，AGC）未投入，协调控制方式（coordinated control system，CCS），一次调频功能投入，汽轮机单阀运行方式，负荷600MW，高调门开度为32％。

故障现象：华北电网频率不稳定，其中1次由50.07 Hz快速下降至49.96 Hz。机组一次调频动作，参与系统周波调节，高压调门开大，主蒸汽流量变大，压力降低。主蒸汽压力下降速度大于增加煤量所补充的压力，调门开到34％后到达拐点位置，开始大幅度摆动，造成蒸汽压力和流量不稳定，负荷波动达到100MW。

处理过程：当找到问题所在之后，立即对汽轮机主调门进行限位。至此，由于电网频率变化引起机组负荷和调门大幅摆动的现象消失。此时一次调频仍旧投入，调门开度限位至34％。主调门限位之后，在保证快速响应电网频率变化的前提下，保证了机组的安全、稳定运行。

2.2 发电机组应对电网频率异常的措施

发电机组一次调频正常情况下，必须投入。电网中投入一次调频的机组越多，各发电机组一次调频越可靠，电网就能越稳定，从而保证各发电机组的运行安全。

新建发电机组的汽轮机主调门拐点必须进行限位，这样才能在保证自身安全的情况下，维持电网稳定。否则，机组一旦因为调门摆动引起次生事故甚至掉闸，会导致电网频率的更大波动。

当电网频率摆动过大时，应该及时联系调度值班员，并且按照规程要求操作，必要时机组紧急停运，防止汽轮机永久伤害发生[2]。

3 线路故障及处理

岱海电厂4×600MW机组通过2回500 kV出线（海万Ⅰ回线、海万Ⅱ回线）送至万全变电站，通过万顺三回线送至顺义，直接接入京津唐电网。岱海电厂配备有安稳装置，其作用在于输电线路发生故障时切除相应机组，避免蒙西电网机组相对于华北电网机组加速振荡，从而保证华北电网主系统暂态稳定。主要考虑以下几种故障工况情况下切机动作：海万双线N-1故障切机、万顺三回线N-2故障切机、万顺三回线N-3故障切机。由华北电网所下达的定值单可以看出：开3台机海万N-1故障时保留机组台数为3，开4台机海万N-1故障且总负荷大于2 200MW时保留机组台数为3。万顺N-2故障保留机组台数为1，万顺N-3故障保留机组台数为0。本文通过2个实例说明线路故障跳闸对岱海电厂的影响。

（1）实例1：海万双回线跳闸，导致岱海电厂机组全停[3]。

故障前500 kV线路及各机组运行工况：大风、阴天，500 kV I、II母运行，海万Ⅰ回线、海万Ⅱ回线线路运行，5021开关、5022开关为冷备状态。1、3、4号机组运行，负荷各为510、300、600MW（2号机组C级检修后启动定速在3 000 r/m in，等待做试验，尚未并网）。

海万双回线跳闸故障原因：由于恶劣天气影响，500 kV海万双回线相间故障，导致500 kV海万双回线相继掉闸，岱海电厂运行机组全部掉闸。

（2）实例2：万顺三回线故障，导致安稳动作切除2号机组。

故障前500 kV线路及各机组运行工况：岱海电厂3个完整串运行。海万Ⅰ回线负荷369MW，海万Ⅱ回线负荷367MW。1号机组负荷396MW，2号机组负荷400MW，3、4号机组停运。

万顺三回线故障原因：500 kV系统万顺三回线相继发生故障，安稳装置此时应切除岱海所有运行机组。根据华北电力调度通信自动化中心的安排，当发生万顺N-3故障时，保留岱海1台机组运行，故1号机组安稳切机压板未投入，此时只切除运行的2号机组。

岱海电厂2回出线所在地气候非常恶劣，应当协助电网工作人员排查该线路的微地形、微气候区域，加强易风偏区域、易舞动区域等特殊区域的划分与监视。电厂内部加强保护定值的检查与修订工作，首先保证所有保护不误动作，然后保证所有保护该动作时候正确动作。当电网发生故障时，应以保人身，保电网，保设备原则对事故进行快速处理[4]。

4 机组并网或停机对厂内其他机组影响

4.1 实例分析

1号机组并网时，发现4号机组负荷瞬间摆动（由300MW摆至260MW），而后立即恢复，AGC指令未变化，炉指令无明显变化，汽机指令无明显变化，如图2所示。

运行工况：负荷300MW，AGC、自动电压控制及无功优化投入，机炉系统正常运行方式。

过程分析：4号机组负荷瞬间摆到257MW，而后恢复，前后只有1 s时间。从图2可以看出，有功大幅下降，无功大幅下降，系统电压上升1个台阶，励磁电压有较大摆动，发电机定子电流有较大摆动，频率无变化，主蒸汽流量在之后出现了1次下降。后查3号机组曲线，变化情况与4号机组相同。

原因分析：1号机并网使系统电压上升，无功大幅减小，励磁系统进行无功调整，出现了电压大幅的摆动，发电机励磁系统的扰动改变使汽轮机力矩和定子电流发生扰动改变，进而使负荷一下摆动至257MW后恢复，通过自动调节，励磁系统稳定下来。从主蒸汽流量的变化看，体现的是汽轮机的首级压力摆动，是因汽轮机力矩发生改变所致。

本次负荷摆动虽时间很短，但是幅度较大，说明并网对相邻机组有比较大的扰动。

4.2 机组并网或者停机时处理措施

（1）在并网时加强相邻机组的励磁电压、电流参数的监视。

（2）在并网时加强相邻机组的有功、无功参数的监视。

（3）在并网时加强发电机-变压器组出口电压参数的监视。

（4）新并网机组的有功、无功调整应尽量缓慢，并与其他机组的变化相适应。

5 电网一般性扰动及处理

在电网内其他电源点、其他输电线路故障等发生时，电网会产生一般性扰动。一般性扰动通常对发电机组影响比较小，通过各个并网发电机组的自动或者手动调节，能在短时间内恢复电网正常[5]。岱海电厂2号机组在发电厂无功远方自动控制、电力系统稳定器、自动电压调节器自动投入良好的情况下，对1个月中的2次一般性扰动进行描述和分析，提出处理电网一般性扰动的原则。

（1）实例1。2号机组无功由180 Mvar突增至250Mvar，负序电流由78A突升至2.319 kA。机组其他主要参数无明显变化，持续时间不超过5 s，具体变化情况见表1。负序电流所产生的旋转磁场方向与转子的运动方向相反，以2倍同步转速切割转子，在转子中感生出倍频电流，倍频电流主要部分在转子表层沿轴向流动，这个电流可达到极大数值，会在转子表面某些接触部位引起高温，发生严重电灼伤，同时局部高温还有可能使护环出现松脱的危险；另外，由负序磁场产生的2倍交变电磁转矩，使机组产生100Hz振动，引起金属疲劳和机械损伤。所以发生负序电流突增后，还应该检查转子端部、扩环内表面等部位是否有损坏[6]。

表1 无功突增引起发电机组主要参数变化情况Tab.1 Variation of main parameters of generating units causedby sudden increase of inactive power

（2）实例2。某日海万Ⅰ线单相接地。分散控制系统（distribution control system，DCS）负序电流发“通道故障”报警。主机X方向振动发A报警，由149μm增加到422μm，查故障录波器，显示为“负序超限启动”，网络控制系统发“500 kV海万Ⅰ线L90屏L90保护动作”；“500 kV海万Ⅰ线P544屏P544保护动作”，“500 kV第1串5011保护出口屏跳闸”、“500 kV第2串5012保护出口屏跳闸”，“500 kV第1串5012断路器重合闸动作”，“500 kV第1串5011断路器重合闸动作”。

线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪络、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合[7-8]。

发生接地故障时，应采用下列方法进行处理：

（1）检查故障线路的电流表是否三相正常，有功、无功指示有无异常变化，确认三相在合闸位置。

检查有关保护动作情况、负荷变化情况、潮流变化情况。记录光字和动作信号，通知保护班进行动作可靠性分析。

（2）打印保护动作数据及故障录波器数据，并进行初步分析。

（3）检查动作的断路器有无其他异常，如机构是否三相联动，所连接的电流互感器等有无因冲击导致的异常，并对断路器的驱动压力进行检查。

（4）向调度汇报时间，站点，故障类型，保护动作情况，跳闸前后负荷变化，本站潮流变化情况。