一起水电机组运行的振荡事件分析

● 国网湖南省电力有限公司柘溪水力发电厂 张洪嵘 罗 莽

1 发电机运行稳定性概述

柘溪水电厂#7、#8机额定出力250MW、额定电压15750V，发电机励磁方式为自并激静止可控硅，2台机通过2回220kV输电线路与湖南电网并网运行。一台同步发电机经变压器、线路与无穷大容量系统并网运行，发电机输出电磁功率为：PE=EqUsinδ/Xd∑，其功角特性如图1所示。

图1 功角特性图

对应同一原动机机械功率PT，发电机的平衡电磁功率为PO，当运行在稳定点a时，若有小的扰动量使功角获得正增量Δδ，发电机输出电磁功率增大，将破坏发电机与原动机之间的转矩平衡，电磁转矩将大于机械转矩，发电机转子将减速，δ将减小；当减小至原平衡点时，由于转子的惯性作用，δ将继续减小，直至原动机机械转矩大于发电机电磁转矩，发电机转子将加速，使δ增大，由于转子运动过程中的阻尼作用，经过一系列微小衰减振荡后可重新稳定在原平衡点运行，运动过程见图1中曲线 1。

若运行在不稳定点b时，在小的扰动量下使功角获得正增量Δδ后，发电机的输出电磁功率将减小，小于原动机机械功率，发电机转子将加速，使功角δ进一歩增大，电磁功率进一歩减小，发电机将继续加速，直至与系统失出同步，其发散运动过程见图1中曲线2。相反，若运行在不稳定点b时，在小的扰动量下使功角获得负增量Δδ后，经过长过程的衰减振荡，则也可能过渡到稳定运行点a，振荡过程见图1中曲线3。

总的来说，发电机静态稳定与否，取决于其静稳判据：dPE/dδ＞0。而当 δ=900 时，dPE/dδ=0， 此为静态稳定极限，发电机的输出电磁功率最大。那么，发电机的静态稳定范围应是δ＜900，发电机不应经常运行在静态稳定极限附近，而应保证一定的稳定储备，否则，将会引起静态稳定破坏，造成发电机失步。

2 柘溪水电厂一次典型的低频振荡事件分析

2.1 事件经过

2008年8月17日19∶55，柘溪水电厂#7、#8机有功、无功、定子电流、机端电压、转子电流、转子电压大幅摆动，2条外送线路柘向Ⅰ、Ⅱ线有功、无功、电流有大幅变化。事故发生前2条出线有功为260MW，无功基本为－27MVar，电流为700A，异常发生后有功峰值400MW，最低70MW，无功峰值－7MVar，最低－47MVar，电流峰值为 1193A，最低199A；#7、#8机有功最高达 327MW，最低 84MW，且 #7、#8机参数摆动方向相反，频率在49.7～50.3Hz间跳动，#7、#8机定子电流最大达16500A，最低2400A，机端电压最高16.1kV，最低13.4kV，转子电压最高750V，转子电流最高1800A,新厂厂房照明灯有节奏一明一暗，机组调速器基本稳定，机柜显示导叶开度摆动较大，值班员立即向湖南省调申请解列振荡机组，经省调同意后将#7机解列后振荡现象消失。

2.2 引起振荡原因分析

（1）#7、#8机PSS装置未投入运行，不能形成合适的正电气阻尼，导致振荡的不断加剧。

（2）电网运行电压及发电机机端电压偏低，2条送出线路向柘溪电厂倒送无功50MVar，致使母线电压低，静态稳定水平很低。

（3）机组均满负荷运行，发电机输出电磁功率接近静态稳定极限储备较少，此时只要发生稍大的功率扰动，发电机就可能进入增幅振荡，导致异步振荡，甚至与电网失出同步。

（4）有功功率调节装置的调节品质。功率调节装置的稳定性与灵敏度直接决定原动机的转矩平稳性，是发电机、电力系统静态稳定、暂态稳定的关键因素。包括水流惯性时间常数、机组惯性时间常数（飞轮力矩）、调速器本身调节参数等，诸多参数设置不合理，就会造成调节过程的振幅增大、振荡次数增多、调节时间加长，以致最后超出稳定范围。

（5）发电机的阻尼作用。发电机组除了转子在转运过程中有机械阻尼作用外，还具有发电机转子闭合回路所产生的电气阻尼作用。当发电机与系统之间发生振荡，或失出同步时，在转子回路中和阻尼绕组中将产生感应电流，从而产生阻尼转矩PD=D×Δω(D为阻尼功率系数，一般为正数)。为保证系统的静态稳定，阻尼功率系数D必须大于0，此时阻尼的作用是使Δδ及Δω作衰减振荡，从而抑止系统振荡；若阻尼功率系数D小于0，则阻尼的作用将使系统的振荡越来越大，就会失出静态稳定。

（6）系统间的电气距离。电气距离也就是发电机、变压器及输电线路各元件的联结阻抗值∑Xd。其数值越小，系统的静态稳定极限越高；其数值越大，系统的静态稳定极限就越低。系统中的大型联络变压器、主干联络线及双回线路的一回线路异常退出运行，都将引起系统联结阻抗增大，降低系统的静态稳定极限。

（7）电网及并网机组的运行电压水平。电压越低，静态稳定极限越低，电网输送电磁功率的能力越差。并网机组励磁调节装置及强励功能失灵、大型发电机组进相运行、大型调相机组及无功补偿装置异常退出运行、大型电网事故解列成几个孤立电网运行或系统动稳定破坏，都将导致系统电压水平下降，甚至发生电压崩溃、电网振荡及失出同步。

2.3 避免振荡发生预防措施

（1）修改发电机低励限制参数。如当时将#7、#8机组低励限制的定值修改为：P＝0MW，Q＝－40MVar；P＝250MW，Q＝0MVar，机组满负荷运行时，不允许进相运行。

（2）优化PSS参数并将其投运。PSS装置是将Δω作为励磁调节器的输入信号，产生与Δω同相位的附加电磁功率即正阻尼，增加发电机及电力系统的阻尼能力，大大提高励磁调节器的电压放大倍数，以致保持发电机恒定的机端电压，使发电机的稳定极限达到最大。此次振荡事件发生后，即进行了专项PSS试验，设置了合理的参数，有效避免了振荡的再次发持。

（3）减少负荷调整的变化速度和变化幅度。此次振荡事件发生后，生技部规定#7、#8机组每次调整负荷的幅度不超过100MW,有效减小了功率扰动量。

（4）保证220kVⅣ母的电压水平，在柘溪水电厂一台及以上250MW机组运行的情况下，保证220kVⅣ母电压范围运行在228～233kV之间，提高电压运行水平。采取以上措施后，取得了明显效果，#7、#8机组至今没有发生低频功率振荡事故。

（5）合理设置发电机调速器的调节参数，确保调速器的快速性与灵敏性等动态品质指标，尽量减小超调量与超调节次数，缩短调节时间，以获得最佳调节过程。

（6）改善发电机励磁调节装置的工作性能，确保快速、灵敏、可靠、稳定的无功与电压调节水平以及足够的电压调节范围。尤其是要具有足够大的强励顶值电压及电压上升速度，在系统发生短路事故时，发电机的励磁调节装置能迅速增加足够的励磁电流输出，以维持系统电压水平，确保系统稳定。

（7）发电厂值班员应严格按照现场运行规程，确保发电机的运行电压水平；保证水轮机在最优工况附近运行，避免转轮、尾水管内强烈空蚀引起机组转速大幅度变动及频繁调节而激发功率振荡；防止电磁功率过载以及较大的功率扰动，一旦发生小幅度的同步振荡，应立即采取提高电压等措施消除振荡。

2.4 运行中发生振荡的处理措施

（1）发电厂值班人员，应不待调度命令，立即增加发电机、调相机无功功率，并充分发挥其事故过载能力，尽量提高系统电压至最大允许值，强励装置动作后，在规定时间内不得手动解除。

（2）频率升高的发电厂，必须立即自行降低有功出力；频率降低的发电厂，应立即自行增加有功出力，必要时，水电厂迅速启动备用机组，担任系统的频率、电压调节任务，调节过程中尽量使频率保持在50±0.1Hz。

（3）系统发生振荡时，除事先规定需要解列的个别机组供厂用电和重要用户外，未得到值班调度员的允许，值班人员不得任意解列发电机组。

（4）机组失磁引起电网振荡，应在允许失磁运行的时间内恢复励磁，否则，可不待调度指令，立即将失磁机组解列。

（5）装有振荡解列装置的发电厂，当系统发生异步振荡时，应立即检查振荡解列装置的动作情况，若振荡解列装置动作而未解列相应断路器，且系统仍有振荡时，则应立即断开应解列的断路器。

（6）采取上述措施，若系统振荡不能消除，应按照值班调度员命令，迅速在规定的解列点将电网解列。