電網故障對發電機組的影響及發電機組側應對措施

朱小東，宋強，魏巍，周虹任

（內蒙古岱海發電有限責任公司，內蒙古烏蘭察布市，013700）

0 引言

發電、輸電和用電是一個整體，生產與消費瞬間同時完成，三者緊密相連，任何一方出現問題都可能影響到其他方面，甚至造成局部電網或者整個電網崩潰。所以當電網出現故障或者處于異常工況時，各方在保證自身安全的基礎上，必須互相配合，才能夠使整個電網安全，從而真正實現各自的安全。本文將對電網常見故障進行實例分析，針對不同類型故障，提出發電機組側應該采取的適應措施。

1 系統概況

岱海電廠500 kV主接線方式為3/2接線，如圖1所示。一、二期4×600MW機組共有4回進線，2回出線，構成3個完整串。4回進線分別為1、2、3、4號發變組進線；2回出線分別為海萬Ⅰ回線、海萬Ⅱ回線。雙回500 kV輸電線路設計為緊湊型，線路長度約202.5 km。為了提高運行的可靠性和靈活性，500 kV系統第1串采用進出線交叉接線方式。

2 電網頻率變化影響

系統頻率異常會帶來很多危害，例如可使汽輪機葉片振動加大，引起斷裂。頻率降低，火電廠機械設備出力降低，發電機出力下降，引起電網頻率進一步下降，可能引發頻率崩潰。低頻增加了異步電動機和變壓器勵磁電流，增加消耗無功，引起電壓下降，引發電壓崩潰。電力系統的頻率異常對電力系統、電廠和用戶都不利[1]。

2.1 電網頻率變化對發電機組影響實例分析

機組運行工況：自動發電控制（automatic generation control，AGC）未投入，協調控制方式（coordinated control system，CCS），一次調頻功能投入，汽輪機單閥運行方式，負荷600MW，高調門開度為32％。

故障現象：華北電網頻率不穩定，其中1次由50.07 Hz快速下降至49.96 Hz。機組一次調頻動作，參與系統周波調節，高壓調門開大，主蒸汽流量變大，壓力降低。主蒸汽壓力下降速度大于增加煤量所補充的壓力，調門開到34％后到達拐點位置，開始大幅度擺動，造成蒸汽壓力和流量不穩定，負荷波動達到100MW。

處理過程：當找到問題所在之后，立即對汽輪機主調門進行限位。至此，由于電網頻率變化引起機組負荷和調門大幅擺動的現象消失。此時一次調頻仍舊投入，調門開度限位至34％。主調門限位之后，在保證快速響應電網頻率變化的前提下，保證了機組的安全、穩定運行。

2.2 發電機組應對電網頻率異常的措施

發電機組一次調頻正常情況下，必須投入。電網中投入一次調頻的機組越多，各發電機組一次調頻越可靠，電網就能越穩定，從而保證各發電機組的運行安全。

新建發電機組的汽輪機主調門拐點必須進行限位，這樣才能在保證自身安全的情況下，維持電網穩定。否則，機組一旦因為調門擺動引起次生事故甚至掉閘，會導致電網頻率的更大波動。

當電網頻率擺動過大時，應該及時聯系調度值班員，并且按照規程要求操作，必要時機組緊急停運，防止汽輪機永久傷害發生[2]。

3 線路故障及處理

岱海電廠4×600MW機組通過2回500 kV出線（海萬Ⅰ回線、海萬Ⅱ回線）送至萬全變電站，通過萬順三回線送至順義，直接接入京津唐電網。岱海電廠配備有安穩裝置，其作用在于輸電線路發生故障時切除相應機組，避免蒙西電網機組相對于華北電網機組加速振蕩，從而保證華北電網主系統暫態穩定。主要考慮以下幾種故障工況情況下切機動作：海萬雙線N-1故障切機、萬順三回線N-2故障切機、萬順三回線N-3故障切機。由華北電網所下達的定值單可以看出：開3臺機海萬N-1故障時保留機組臺數為3，開4臺機海萬N-1故障且總負荷大于2 200MW時保留機組臺數為3。萬順N-2故障保留機組臺數為1，萬順N-3故障保留機組臺數為0。本文通過2個實例說明線路故障跳閘對岱海電廠的影響。

（1）實例1：海萬雙回線跳閘，導致岱海電廠機組全停[3]。

故障前500 kV線路及各機組運行工況：大風、陰天，500 kV I、II母運行，海萬Ⅰ回線、海萬Ⅱ回線線路運行，5021開關、5022開關為冷備狀態。1、3、4號機組運行，負荷各為510、300、600MW（2號機組C級檢修后啟動定速在3 000 r/m in，等待做試驗，尚未并網）。

海萬雙回線跳閘故障原因：由于惡劣天氣影響，500 kV海萬雙回線相間故障，導致500 kV海萬雙回線相繼掉閘，岱海電廠運行機組全部掉閘。

（2）實例2：萬順三回線故障，導致安穩動作切除2號機組。

故障前500 kV線路及各機組運行工況：岱海電廠3個完整串運行。海萬Ⅰ回線負荷369MW，海萬Ⅱ回線負荷367MW。1號機組負荷396MW，2號機組負荷400MW，3、4號機組停運。

萬順三回線故障原因：500 kV系統萬順三回線相繼發生故障，安穩裝置此時應切除岱海所有運行機組。根據華北電力調度通信自動化中心的安排，當發生萬順N-3故障時，保留岱海1臺機組運行，故1號機組安穩切機壓板未投入，此時只切除運行的2號機組。

岱海電廠2回出線所在地氣候非常惡劣，應當協助電網工作人員排查該線路的微地形、微氣候區域，加強易風偏區域、易舞動區域等特殊區域的劃分與監視。電廠內部加強保護定值的檢查與修訂工作，首先保證所有保護不誤動作，然后保證所有保護該動作時候正確動作。當電網發生故障時，應以保人身，保電網，保設備原則對事故進行快速處理[4]。

4 機組并網或停機對廠內其他機組影響

4.1 實例分析

1號機組并網時，發現4號機組負荷瞬間擺動（由300MW擺至260MW），而后立即恢復，AGC指令未變化，爐指令無明顯變化，汽機指令無明顯變化，如圖2所示。

運行工況：負荷300MW，AGC、自動電壓控制及無功優化投入，機爐系統正常運行方式。

過程分析：4號機組負荷瞬間擺到257MW，而后恢復，前后只有1 s時間。從圖2可以看出，有功大幅下降，無功大幅下降，系統電壓上升1個臺階，勵磁電壓有較大擺動，發電機定子電流有較大擺動，頻率無變化，主蒸汽流量在之后出現了1次下降。后查3號機組曲線，變化情況與4號機組相同。

原因分析：1號機并網使系統電壓上升，無功大幅減小，勵磁系統進行無功調整，出現了電壓大幅的擺動，發電機勵磁系統的擾動改變使汽輪機力矩和定子電流發生擾動改變，進而使負荷一下擺動至257MW后恢復，通過自動調節，勵磁系統穩定下來。從主蒸汽流量的變化看，體現的是汽輪機的首級壓力擺動，是因汽輪機力矩發生改變所致。

本次負荷擺動雖時間很短，但是幅度較大，說明并網對相鄰機組有比較大的擾動。

4.2 機組并網或者停機時處理措施

（1）在并網時加強相鄰機組的勵磁電壓、電流參數的監視。

（2）在并網時加強相鄰機組的有功、無功參數的監視。

（3）在并網時加強發電機-變壓器組出口電壓參數的監視。

（4）新并網機組的有功、無功調整應盡量緩慢，并與其他機組的變化相適應。

5 電網一般性擾動及處理

在電網內其他電源點、其他輸電線路故障等發生時，電網會產生一般性擾動。一般性擾動通常對發電機組影響比較小，通過各個并網發電機組的自動或者手動調節，能在短時間內恢復電網正常[5]。岱海電廠2號機組在發電廠無功遠方自動控制、電力系統穩定器、自動電壓調節器自動投入良好的情況下，對1個月中的2次一般性擾動進行描述和分析，提出處理電網一般性擾動的原則。

（1）實例1。2號機組無功由180 Mvar突增至250Mvar，負序電流由78A突升至2.319 kA。機組其他主要參數無明顯變化，持續時間不超過5 s，具體變化情況見表1。負序電流所產生的旋轉磁場方向與轉子的運動方向相反，以2倍同步轉速切割轉子，在轉子中感生出倍頻電流，倍頻電流主要部分在轉子表層沿軸向流動，這個電流可達到極大數值，會在轉子表面某些接觸部位引起高溫，發生嚴重電灼傷，同時局部高溫還有可能使護環出現松脫的危險；另外，由負序磁場產生的2倍交變電磁轉矩，使機組產生100Hz振動，引起金屬疲勞和機械損傷。所以發生負序電流突增后，還應該檢查轉子端部、擴環內表面等部位是否有損壞[6]。

表1 無功突增引起發電機組主要參數變化情況Tab.1 Variation of main parameters of generating units causedby sudden increase of inactive power

（2）實例2。某日海萬Ⅰ線單相接地。分散控制系統（distribution control system，DCS）負序電流發“通道故障”報警。主機X方向振動發A報警，由149μm增加到422μm，查故障錄波器，顯示為“負序超限啟動”，網絡控制系統發“500 kV海萬Ⅰ線L90屏L90保護動作”；“500 kV海萬Ⅰ線P544屏P544保護動作”，“500 kV第1串5011保護出口屏跳閘”、“500 kV第2串5012保護出口屏跳閘”，“500 kV第1串5012斷路器重合閘動作”，“500 kV第1串5011斷路器重合閘動作”。

線路單相接地故障在電力系統故障中占有很大的比例，造成單相故障的原因有很多，如雷擊、瓷瓶閃絡、導線斷線引起接地、導線對樹枝放電、山火等。線路單相接地故障分為瞬時性故障和永久性故障兩種，對于架空線路一般配有重合閘，正常情況下如果是瞬時性故障，則重合閘會啟動重合成功；如果是永久性故障將會出現重合于永久性故障再次跳閘而不再重合[7-8]。

發生接地故障時，應采用下列方法進行處理：

（1）檢查故障線路的電流表是否三相正常，有功、無功指示有無異常變化，確認三相在合閘位置。

檢查有關保護動作情況、負荷變化情況、潮流變化情況。記錄光字和動作信號，通知保護班進行動作可靠性分析。

（2）打印保護動作數據及故障錄波器數據，并進行初步分析。

（3）檢查動作的斷路器有無其他異常，如機構是否三相聯動，所連接的電流互感器等有無因沖擊導致的異常，并對斷路器的驅動壓力進行檢查。

（4）向調度匯報時間，站點，故障類型，保護動作情況，跳閘前后負荷變化，本站潮流變化情況。

6 結論

通過對各種電網故障的分析，得出發電機組應對電網故障的一般處理方法：

（1）電網發生故障，及時與網調值班員進行溝通。

（2）在惡劣氣候或者機組非正常運行方式時，應該提前做好事故預測。

（3）當擾動較小時，應該加強相關勵磁系統參數監視，并且及時聯系檢修人員到場。

（4）擾動較小時，一般情況下能夠自動將其調過來，不需要人工干擾。

（5）擾動較大時，或者無功遠方自動控制、電力系統穩定器、自動電壓調節器沒有投入自動的情況下，發生系統振蕩時按照規程要求調節有功、無功，維持系統電壓、母線頻率正常，達到緊急停運條件時，應該及時將發電機與系統解列。

[1]蘇海龍.防范電網系統故障對發電廠相組安全運行的潛在影響[J].陜西電力，2007，35（3）：59-61.

[2]張毅明，羅承廉，孟遠景，等.河南電網頻率響應及機組一次調頻問題的分析研究[J].中國電力，2002，35（7）：35-38.

[3]周虹任.海萬I、II線故障導致4、1、3號機組跳閘分析[R].烏蘭察布：內蒙古岱海發電有限責任公司，2008.

[4]DL755—2001電力系統安全穩定導則[S].北京：中國電力出版社，2001.

[5]王佳明，劉文穎，潘煒，等.青海電網機網協調控制分析[R].北京：華北電力大學，2008.

[6]陳又申，余正環.電網故障與火電廠機組控制應對[J].中國電力，2005，38（3）：70-73.

[7]吳躍明.發電機組對電網穩定的適應能力分析[J].華東電力，2004，32（10）：15-18.

[8]陳慧坤，梁俊暉，易仕敏.由一起電網事故處理引起的思考[J].電力建設，2006，27（6）：8-10.