次同步谐振引发发电机组跳闸事故的原因分析

白伟神华陕西国华锦界能源有限责任公司

次同步谐振引发发电机组跳闸事故的原因分析

白伟神华陕西国华锦界能源有限责任公司

本文介绍锦界电厂的一次由于次同步谐振导致三台机组跳闸事故的经过和分析过程，分析发电厂进行次同步谐振的研究方法和进行次同步谐振抑制及保护的有效措施，为同行提供借鉴作用。

次同步谐振；发电机组；原因

1 引言

近年来随着我国电力需求量的增加，加之我国能源分布的具体国情，在电力系统的发展变化中逐渐形成西电东送的格局，但是由于西电东送的传输距离远、传输电力容量大、稳定性差、成本高，所以采用串联补偿技术来提高输电能力、节约投资、增加稳定性。但是串补在增加线路输送能力的同时，也容易使电网中产生谐振现象，电气系统和汽轮发电机组以低于同步频率的自然振荡频率交换能量，此现象被成为次同步谐振，简称SSR，容易造成感应发电机效应、机电扭振相互作用和暂态力矩放大作用，使发电机轴系产生疲劳损伤，造成轴系寿命缩短，甚至导致轴系损坏，所以应采取有效措施对SSR进行抑制。

2 发电机组概况

本公司为陕西国华锦界能源有限责任公司，本公司的发电厂为4×600MW亚临界空冷火力发电厂，采用的汽轮机为上海电气集团生产的一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，容量为600MW，型号为N600-16.67/538/538；发电机型号为QFSN—600—2，额定容量为667MVA，额定功率为600MW，额定转速为3000 r/min。#1机组于2006年9月30日投产，#2机组于2007年5月1日投产，#3机组于2007年12月22日投产，#4机组于2008年5月16日投产，经山西忻都开关站接入河北石家庄变电所，为了有效抑制次同步谐振，本电厂将SVC应用于其中，并将此次同步谐振抑制装置称为SSR-DS装置，于2009年8月投入运行，并且配以汽轮发电机组轴系扭振保护装置（TSR），防止SSR-DS装置出现故障而起不到抑制作用，导致机组大轴损坏。

3 发电机组跳闸事故分析

本电厂于2017年4月24日发生#1、#3、#4三台机组停机故障，三台机组合计停机时间约56小时，共损失机会电量2700万kWh，事故发生之后，国华电力和锦界电厂立即成立事故调查组对本次事故启动事故调查和追责程序，总结事故原因，提出事故防范措施，并根据考核规定对相关责任部门及责任人进行了处理。

3.1 事故经过

事故发生之前，四台机组正常运行，#1、#3、#4机组机端负荷为350MW，#2机组机端负荷为360MW，四套SSR-DS装置按调令要求退出运行，04时07分，网调通知忻都站串补已投入，许可锦界电厂投入四套SSR-DS装置。约8分钟后#3机组跳闸，随后#1机组和#4机组相继发生跳闸事故，DCS发电气保护动作，首出TSR保护动作，跳闸事故发生1.5小时后忻都站Ⅰ、Ⅱ线串补退出运行。

3.2 机组模态值分析

3.2.1 SSR激发时模态值分析

跳闸事故发生之前，四台机组同时发生次同步谐振，模态3呈现喇叭形放大状态，#1机峰值达到了0.95rad/s，#2机峰值达到0.65rad/s，#3机峰值达到0.82rad/s，#4机峰值达到0.7rad/s，四台机组模态1和模态2峰值均小于0.05 rad/s。

3.2.2 机组跳闸时模态值分析

#1机组跳闸后模态3快速收敛，#3机组跳闸后模态3快速收敛，#4机组跳闸后模态3快速收敛。#3机跳闸后，#2机模态3有增大趋势。#1机跳闸后，#2机模态3幅值变小。#4机跳闸后，#2机模态3快速收敛，最后趋于稳定。

3.2.3 串补退出对#2机组模态值的影响

#2机发生次同步谐振时，模态3呈现喇叭形放大状态，峰值达到了0.32rad/s。模态1和模态2峰值均小于0.04 rad/s。3分钟后，#2机模态3再次收敛，结合电网反馈信息，此时串补全部退出。

3.3 TSR录波分析

3.3.1 机组TSR定值整定

机组模态定值的计算中，模态频率采用的是发电机组轴系扭振保护设备建设时的技术协议中提供的实测频率，分别为模态1为13.19Hz，模态2为22.82Hz，模态3为28.19Hz。轴系参数采用《锦界电厂机组轴系参数》中提供机组的参数，采用简单集中质量模型，具体参数不一一列出。其危险截面位置如表1所示。

表1 危险截面位置

3.3.2 TSR录波分析

在事故过程中，TSR动作中主要为模态3被激励，模态1、2幅值低于疲劳累积起始值。激发的扭振模态3幅值为发散趋势，最大达到0.982rad/s。根据机组TSR定值的动作特性，模态3值为0.19rad/s时达到低发联轴器位置疲劳极限，35695秒左右跳闸。此次故障激发的四台机组的扭振模态3幅值缓慢发散，根据机组在TSR保护启动和动作时的录波曲线可知，#1机组TSR保护启动和动作时的模态3幅值分别为0.466和0.981 rad/s；#3机组TSR保护启动和动作时的模态3幅值分别为0.533和0.912 rad/s；#4机组TSR保护启动和动作时的模态3幅值分别为0.381和0.724rad/s。而#2机组TSR保护启动时的模态3幅值为0.29 rad/s，并未动作。

根据机组的双套保护动作报文信息可知，1-b机组在04：17：21时刻断面3截面2疲劳达到1%，保护动作出口，而1-a机组在信号返回时断面3截面2疲劳达到0.99%，未达到跳闸值；3-b机组在04：13：58时刻断面3截面2疲劳达到1%，保护动作出口，而3-a机组在机组跳闸后断面3截面2疲劳达到1%，晚于3-b装置；4-b机组在04：21：32时刻断面3截面2疲劳达到1%，保护动作出口；而4-a机组在机组跳闸后断面3截面2疲劳达到1%，晚于4-b装置。两台TSR装置完全冗余，采用不同的传感器，可能会有微小的采样差异，造成出口时间不绝对一致。

3.4 事故发生过程#2机组的运行情况分析

事故发生之前，在忻都站串补投入之后，四台机组的TSR保护发生数次启动，随后其模态值同时增大，四台机组的TSR保护同时启动，在#3、#1、#4机组的疲劳累计达到定值之后相继发生跳闸，在#4机组跳闸之后，#2机组的模态值迅速收敛，保护动作并未开启。

事故过程中，在四台机组SSR激发后，#2机组模态幅值最小。激发过程中，#3机组跳闸后，#2机组模态3幅值有大的跃升，从0.53rad/s达到0.74rad/s；之后#1机组跳闸，#2机组模态3幅值有降落，从0.74rad/s降到0.65rad/s；#4机组跳闸后，#2机组模态3幅值快速收敛。本次激发持续时间1505s，模态3最大幅值达0.74rad/s，在#2机组断面3截面2位置疲劳累积值为0.0055。当忻都站串补退出后，#2机组SSR再次激发，持续时间197s，模态3最大幅值0.36rad/s，本次激发对轴系断面3截面2位置造成的疲劳累积估计值为0.00007，整个过程的疲劳累积估计值为0.00557，低于保护动作值0.01。

4 发电机组次同步谐振问题的研究方法

4.1 频率扫描法

频率扫描就是对发电机中性点向系统看入的等值阻抗随频率变化的特性进行计算，即系统阻抗频率特性，来判断发电机组是否存在SSR。如果是单机系统通过串补线路送出，系统中会存在串联谐振频率，在其曲线图中电抗由负变正所对应的频率就是系统的电气串联谐振频率点，可以由此判断系统是否存在SSR；如果是多机系统或者并联了其他线路时，则系统中不存在电抗经过零点的串联谐振频率，但是在曲线图中存在电抗突然下降的现象，如果下降幅度较大，则系统中可能存在SSR问题，根据经验，通常认为电抗跌折率大于30%时SSR发生的可能性比较大[1]。

4.2 时域仿真法

用此方法研究SSR出现的概率比较精确，是建立电磁暂态仿真模型，通过时域求解的方法模拟系统故障或扰动过程，从而求得发电机转子轴系相邻质量块之间的扭矩，通过扭矩变化波形判别发电机轴系是否存在SSR问题。

4.3 扫频-复转矩系数法

在发电机组正常运行时，在发电机的转子上施加频率为整数倍的小值脉动转矩，当系统仿真到进入稳态时，截取脉动转矩一个公共周期上的发电机电磁转矩和发电机角频率，并对其进行Fou⁃rier分解，得出不同频率下的电磁转矩增量和角速度增量，然后根据公式求出电气阻尼转矩系数，然后根据电气阻尼转矩系数与机械阻尼转矩系数之和大于零时的轴系扭振稳定准则来判断其稳定性[2]。

4.4 特征值法

即利用线性化的方法建立包括发电机轴系、发电机、网络在内的全系统的状态方程，然后通过特征值分析方法计算特征值，并计算特征频率及相应频率下的阻尼参数，由此可以判定系统是否存在次同步频率的谐振问题。

5 锦界电厂次同步谐振抑制装置

为了更好的抑制本电厂电网系统中的次同步谐振问题，本电厂于2009年正式投入运行了SSR-DS装置，并加装了汽轮发电机组轴系扭振保护装置（TSR），防止SSR-DS装置出现异常时，在机组模态值达到保护动作值时使机组跳闸对机组大轴进行保护。

5.1 SSR-DS装置简介

SSR-DS装置接至锦界电厂降压变下口的35kV母线，主要由TCR相控电抗器、3次谐波滤波器、5次谐波滤波器部分组成。TCR是一种感性负载，流过其的电流可以通过晶间管控制，这样TCR消耗的无功就可以调整，进而对发电机出口的电压进行微调；3次谐波滤波器可以消除3次谐波，也可以提供容性无功；5次谐波滤波器可以消除5次谐波，也可以提供容性无功。

SSR-DS装置总共有四套，正常情况下有两套装置就可以满足抑制次同步的要求，考虑到可靠性及冗余需求，现四套装置全部投入运行。每套装置主要由T C R（相控电抗器，通过晶闸管的开通角度来控制相控电抗器的电流大小，以达到控制电网感性无功量的目的的装置）、H3谐波滤波器（H3通道滤波器是滤除系统中的3次谐波，并为系统提供容性无功）、H5谐波滤波器（H5通道滤波器是滤除系统中的5次谐波，并为系统提供容性无功）。

5.2 SSR-DS装置运行方式

正常运行时，每台降压变所带的两组SSR－DS装置分别抑制锦界电厂的4台发电机组的次同步谐振（SSR）。其中SSR－DS装置1取1#机和2#机的转速信号，SSR－DS装置2取3#机和4#机的转速信号，这两台SSR-DS设备均接到电厂531B的35kV新扩建母线；SSR－DS装置3取1#机2#机的转速偏差信号去抑制1#机和2#机的SSR，SSR－DS装置4取3#机和4#机的转速信号，这两台SSR-DS设备均接到电厂532B的35kV新扩建母线。

5.3 SSR-DS装置的工作原理

以转速偏差信号作为控制器的输入信号时，需将T C R中的无功电流调制成与发电机转子速度偏差反相即错相1 8 0°。这样，当转速增加时，T C R中的感性电流减小，即T C R吸收的无功功率减小，则发电机机端电压上升，发电机送出的电磁功率增加，对恒定的机械输入，电磁功率的增加将导致转子动能的减小，从而最终导致转子速度的降低。反之，转速减小时T C R感性电流增加，机端电压降低，发电机送出的电磁功率减小，从而使发电机转子加速。而正常运行时，T C R以某一个固定导通角稳定运行，相当于一稳定且连续的无功负荷。因T C R的控制速度快，故可达到抑制次同步谐振的目的。

6 结语

本电厂于4月份发生#1、#3、#4机组跳闸事故，经事故分析确定直接原因为SSR-DS装置未投运前，电网次同步谐振导致这三台机组TSR保护动作，致使发电机和汽轮机跳闸。另外间接原因有电气专业人员专业理论知识薄弱和应急操作能力差等因素，因此应在今后的工作中，根除岗责不匹配现象，定期对员工进行专业知识培训和近期事故案例讨论，提高员工的责任意识和综合能力，确保电厂的安全运行。

[1]马生福.SSR-DS装置在远距离带串补出现4×600MW机组的应用研究[D].北京：华北电力大学,2016

[2]卓华.大型火电厂串补输电系统次同步谐振解决方案的研究与应用[J].大电机技术,2014（5）：58-62

[3]肖述林.次同步谐振抑制装置事故案例分析[J].自动化与仪器仪表,2011（4）：184-186

[4]杨文超,尤建生,李鹏等.SSR-DS装置抑制次同步谐振与TSR保护配合的数模仿真试验研究[J].神华科技,2009,7（5）：57-62