次同步谐振专项方案.doc

中电普安电厂2660MW新建工程次同步谐振保护方案编 写： （编写人会签） 审 核： （编写人会签） 审 定： 批 准： 日 期：二一六年七月一、 概述普安电厂两台机组双回线路33KM接入兴仁换流站，由于兴仁换流站为整流站，故电网中包括诸多谐波分量，有也许存在低于工频谐波分量，这些谐波分量也许在某个频段与电网及普安电厂发电机变压器组产生电气谐振。当这些谐振频率与发电机组轴系固有扭振频率互补时（此时这两个频率之和等于系统同步频率）或者说汽轮机发电机组轴系自然扭振（普安自然扭振见表1）与折算到转子侧电气谐振回路自然振荡频率非常接近时，就会引起大轴共振。电网和汽轮发电机组耦合就会产生互相勉励，当这种勉励可以抵消和超过机械和电磁振荡中所有阻尼和电阻消耗能量时，就会在系统中产生次同步振荡，机组轴系将处在扭振状态，产生疲劳损耗，疲劳合计将严重影响转子机械性能和寿命，严重时可导致大轴产生裂纹，损伤，甚至螺栓剪断、大轴断裂。表1:普安电厂1-8阶自然扭振频率厂家数据：阶数1阶2阶3阶4阶5阶6阶7阶8阶频率（Hz）19.729.257.2118.8149.0161.8二、 技术路线1970年代美国Mohave电厂持续发生两次汽轮发电机组轴系浮现严重损伤事故，该事故由机网交互作用次同步振荡引起汽轮发电机轴系浮现次同步扭振，进而因大轴疲劳损伤。事故发生之后，引起业界高度注重，通过大量研究，明确了在长距离输电系统中使用电容串补或者高压直流输电状况下，电源端汽轮发电机组有也许存在扭振风险。这些年，随着国内电力建设迅速发展，大批煤电能源基地电源点重点项目已经完毕或正在进行。其中不少工程都存在次同步振荡及扭振问题，典型有：盘南电厂、发耳电厂（贵广直流），绥中电厂（东北-华北联网高岭背靠背工程），呼伦贝尔电厂、伊敏电厂、鄂温克电厂（呼辽直流），云南威信电厂、镇雄电厂（溪洛渡直流），等等，都由于直流输电而存在不同限度次步振荡及扭振问题。普安电厂与盘南、发耳同是接入兴仁换流站，面临状况基本类同。普安电厂两台机组双回线路33km接入兴仁换流站，当直流输电控制方式及控制参数不当时，会导致机网系统在某些次同步频率段浮现阻尼很低或者阻尼为负恶劣状况。在这种状况下，如果浮现扰动，则很有也许激发出次同步振荡。特别是电气谐振频率与轴系固有扭振频率互补时，扭振难以平息，危害很大。例如，假设电网系统次同步振荡频率为30Hz，则30Hz次同步电流（尽管这个量也许不大）会在发电机三相绕组中产生相应于30Hz旋转磁场，它与发电机转子形成20Hz转差频率，在定子旋转磁场和转子旋转磁场共同作用下，除了同步力矩之外，同步叠加了20Hz次同步力矩。如果这个20Hz频率正好十分接近汽轮发电机组轴系某一阶固有扭振模态频率时，大轴上扭振就会恶化，形成共振，难以平息，甚至浮现扭振幅度逐渐发散状况。在低阻尼或者负阻尼恶劣状况下，电网系统与汽轮发电机组之间这种耦合振荡有也许超过机械和电磁振荡中所有阻尼所能消耗能量，这样长期扭振将使大轴产生金属疲劳损耗，疲劳合计将严重影响转子机械性能和寿命，严重时可导致大轴产生裂纹，损伤，甚至螺栓剪断、大轴断裂。学术界和工程界一致以为次同步振荡及发电机组扭振是公认电力系统复杂问题，对电网安全稳定运营、电力设备安全运营有重大影响，它复杂限度与机组及电网系统众多因素有关。由于机组参数、电网系统参数、电网运营方式、直流输电换流站控制方式及参数等系统复杂性，有电厂只有在极端方式下才也许浮现扭振，例如威信电厂、镇雄电厂，这种状况下，普通只需要安装扭振保护装置即可，实时监测机组扭振状况；有电厂浮现扭振也许性则较高，例如盘南电厂、伊敏电厂，这种状况下，普通先安装扭振保护装置，通过实时监测的确发现机组频繁浮现扭振报警甚至浮现扭振跳闸之后，尽快从两个方面入手，一是调节电网运营方式，二是考虑在发电厂侧实行扭振抑制方案。三、方案根据依照普安电厂至兴仁换流站双回500kV线路工程可行性研究报告，分析普安电厂和邻近兴安（贵广回）直流之间也许存在次同步振荡SSO （Subsynchronous Oscillation）问题，采用机组作用系数UIF （Unit Interaction Factor）法，对各种也许N1 和N2运营状况进行了分析。机组作用系数法UIF 是当前用于分析直流输电引起次同步振荡问题一种工程研究办法。机组作用系数表达式如下：UIFi=其中UIFi 为所考察第i 台机组作用系数；MVAHVDC 为直流输电系统额定容量；MVAi 为第i 台机组额定功率；SCTOT 为考虑第i 台机组时，直流换流母线处短路容量；SCi 为不考虑第i机组时，直流换流母线处短路容量。此外，对于相似类型机组可以等值为一台机组解决。当UIF0.1 时，以为直流输电系统与其临近同步发电机组之间就将存在较为明显互相作用，此时应当认真研究发电机组次同步振荡问题。如果UIF0.1，则以为发电机组不存在明显次同步振荡问题。按照UIF 计算原则，在系统短路容量较低状况下（除普安电厂提供短路容量），发生次同步振荡概率较大。因而为得到较为严苛计算成果，应选用普安电厂投产年丰小方式，且黔西南机组关停较多作为研究边界条件。 年普安电厂投产后，为满足黔电送粤10000MW，兴金线和金天线在金州变内跳通，同步兴义220kV 电网解环运营，丰小方式下八河兴仁换流站发生N2 故障后，兴义电网与贵州主网断开，兴仁换流站形成孤岛，该种条件下也许发生明显次同步振荡现象。由表2可知，八河兴仁换流站N2 故障运营方式下，普安电厂机组作用系数达到0.33 左右。别的运营方式下普安电厂机组作用系数均不大于0.1，发电机组不存在明显次同步振荡问题。表2 丰小方式下普安电厂作用系数计算表(兴金线和金天线在金州变内跳通)序号运营方式MVAHVDC（MW）MVAi（MW）SCi（MW）SCTOT（MW）UIF1正常接线3000132015757190020.06632八河兴仁换N-13000132012858161040.09233八河兴仁换N-230001320528385300.32934金州兴仁换N-13000132015723189690.06665金州兴仁换N-23000132013961172130.08116光照电厂兴仁换N-13000132013794170350.08237盘南电厂兴仁换N-13000132014104173560.0798若 年黔电送粤规模达不到10000MW ，则兴金线和金天线不需要站内配串跳通，虽然丰小方式下八河兴仁换流站发生N2故障，兴义电网通过金天线依然和广西电网存在联系，发电机组也不存在明显次同步振荡问题。由表3 可知，该运营方式下，普安电厂机组作用系数为0.07 左右。综上所述，仅在兴仁换流站孤岛运营方式下，普安电厂发电机组存在次同步振荡风险，其他方式下次同步震荡风险较小。但为保证普安电厂安全可靠运营，报告依然建议开展次同步震荡专项研究。表3 丰小方式下普安电厂作用系数计算表(金天线保持连接)序号运营方式MVAHVDC（MW）MVAi（MW）SCi（MW）SCTOT（MW）UIF1正常接线3000132025289285470.02962八河兴仁换N-13000132022437256960.03663八河兴仁换N-23000132014981182420.07264金州兴仁换N-13000132022494257540.03645金州兴仁换N-23000132013961172230.08156光照电厂兴仁换N-13000132023322265780.03417盘南电厂兴仁换N-13000132023633268890.0333综上所述，建议在项当前期做次同步振荡及扭振风险评估工作，重要涉及：（1） 收集轴系参数，建立汽轮发电机组轴系多质块模型，计算扭振模态频率、扭振振型。（2） 收集发电机组参数，涉及调速系统参数、励磁系统参数等，建立发电机组等值模型。（3） 收集电网参数，涉及直流输电系统有关参数，建立发电厂外送系统等值模型。（4） 初步粗略计算筛选，拟定发电厂次同步振荡风险。（5） 时域仿真，详细计算各种运营方式下次同步振荡特性，进一步定量进行次同步风险评估。（6） 依照计算及风险评估成果进行分析，进一步对发电厂机组次同步振荡及扭振问题提出相应解决方案，估算解决方案投资。四、投资分析次同步谐振风险及研究计算费用：南网电科院来做预测要100万，但是日前联系南网电科院，告知工作繁忙，没有时间来负责普安项目。如果真南网电科院不做话，当前可以考虑南瑞，清华、浙大等高校，其有关费用较南网电科院较低。考虑到咱们与南网关系，并且研究中需要调取诸多南网方面数据，建议还是尽量由南网电科院来开展研究工作。保护设备费用:当前国内仅有四方、南瑞两家公司做有关设备，预计投资两百多万。抑制装置费用:如果真次同步谐振问题严重时方考虑安装，投资费用预测超过五百万。五、方案分析提出如下两种方案：方案一：直接联系设备厂家（四方及南瑞）次同步谐振保护装置设备招标，标书中可以包括有关次同步振荡风险分析，由设备厂家报价，提交有关报告。方案二：联系南网电科院进行次同步振荡风险分析，预测费用100万元；依照次同步风险分析报告确认普安电厂与否需要增长保护或者抑制装置。（本方案中次同步风险由于电网构造、调节方式发生变化均有也许产生变化，因此保护装置无论分析报告与否存在风险应当都会建议增长）六、结论依照设计院次同步振荡初步计算分析，普安电厂在兴仁站孤岛运营时存在次同步谐振风险，个人以为方案一完全可行，每台机购买一套保护装置，监测寻常运营中振荡次数，及扭振导致大轴疲劳合计限度，如果浮现发散性振荡需保护停机，并考虑增长抑制装置。