次同步諧振引發發電機組跳閘事故的原因分析

白偉神華陜西國華錦界能源有限責任公司

次同步諧振引發發電機組跳閘事故的原因分析

白偉神華陜西國華錦界能源有限責任公司

本文介紹錦界電廠的一次由于次同步諧振導致三臺機組跳閘事故的經過和分析過程，分析發電廠進行次同步諧振的研究方法和進行次同步諧振抑制及保護的有效措施，為同行提供借鑒作用。

次同步諧振；發電機組；原因

1 引言

近年來隨著我國電力需求量的增加，加之我國能源分布的具體國情，在電力系統的發展變化中逐漸形成西電東送的格局，但是由于西電東送的傳輸距離遠、傳輸電力容量大、穩定性差、成本高，所以采用串聯補償技術來提高輸電能力、節約投資、增加穩定性。但是串補在增加線路輸送能力的同時，也容易使電網中產生諧振現象，電氣系統和汽輪發電機組以低于同步頻率的自然振蕩頻率交換能量，此現象被成為次同步諧振，簡稱SSR，容易造成感應發電機效應、機電扭振相互作用和暫態力矩放大作用，使發電機軸系產生疲勞損傷，造成軸系壽命縮短，甚至導致軸系損壞，所以應采取有效措施對SSR進行抑制。

2 發電機組概況

本公司為陜西國華錦界能源有限責任公司，本公司的發電廠為4×600MW亞臨界空冷火力發電廠，采用的汽輪機為上海電氣集團生產的一次中間再熱、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽輪機，容量為600MW，型號為N600-16.67/538/538；發電機型號為QFSN—600—2，額定容量為667MVA，額定功率為600MW，額定轉速為3000 r/min。#1機組于2006年9月30日投產，#2機組于2007年5月1日投產，#3機組于2007年12月22日投產，#4機組于2008年5月16日投產，經山西忻都開關站接入河北石家莊變電所，為了有效抑制次同步諧振，本電廠將SVC應用于其中，并將此次同步諧振抑制裝置稱為SSR-DS裝置，于2009年8月投入運行，并且配以汽輪發電機組軸系扭振保護裝置（TSR），防止SSR-DS裝置出現故障而起不到抑制作用，導致機組大軸損壞。

3 發電機組跳閘事故分析

本電廠于2017年4月24日發生#1、#3、#4三臺機組停機故障，三臺機組合計停機時間約56小時，共損失機會電量2700萬kWh，事故發生之后，國華電力和錦界電廠立即成立事故調查組對本次事故啟動事故調查和追責程序，總結事故原因，提出事故防范措施，并根據考核規定對相關責任部門及責任人進行了處理。

3.1 事故經過

事故發生之前，四臺機組正常運行，#1、#3、#4機組機端負荷為350MW，#2機組機端負荷為360MW，四套SSR-DS裝置按調令要求退出運行，04時07分，網調通知忻都站串補已投入，許可錦界電廠投入四套SSR-DS裝置。約8分鐘后#3機組跳閘，隨后#1機組和#4機組相繼發生跳閘事故，DCS發電氣保護動作，首出TSR保護動作，跳閘事故發生1.5小時后忻都站Ⅰ、Ⅱ線串補退出運行。

3.2 機組模態值分析

3.2.1 SSR激發時模態值分析

跳閘事故發生之前，四臺機組同時發生次同步諧振，模態3呈現喇叭形放大狀態，#1機峰值達到了0.95rad/s，#2機峰值達到0.65rad/s，#3機峰值達到0.82rad/s，#4機峰值達到0.7rad/s，四臺機組模態1和模態2峰值均小于0.05 rad/s。

3.2.2 機組跳閘時模態值分析

#1機組跳閘后模態3快速收斂，#3機組跳閘后模態3快速收斂，#4機組跳閘后模態3快速收斂。#3機跳閘后，#2機模態3有增大趨勢。#1機跳閘后，#2機模態3幅值變小。#4機跳閘后，#2機模態3快速收斂，最后趨于穩定。

3.2.3 串補退出對#2機組模態值的影響

#2機發生次同步諧振時，模態3呈現喇叭形放大狀態，峰值達到了0.32rad/s。模態1和模態2峰值均小于0.04 rad/s。3分鐘后，#2機模態3再次收斂，結合電網反饋信息，此時串補全部退出。

3.3 TSR錄波分析

3.3.1 機組TSR定值整定

機組模態定值的計算中，模態頻率采用的是發電機組軸系扭振保護設備建設時的技術協議中提供的實測頻率，分別為模態1為13.19Hz，模態2為22.82Hz，模態3為28.19Hz。軸系參數采用《錦界電廠機組軸系參數》中提供機組的參數，采用簡單集中質量模型，具體參數不一一列出。其危險截面位置如表1所示。

表1 危險截面位置

3.3.2 TSR錄波分析

在事故過程中，TSR動作中主要為模態3被激勵，模態1、2幅值低于疲勞累積起始值。激發的扭振模態3幅值為發散趨勢，最大達到0.982rad/s。根據機組TSR定值的動作特性，模態3值為0.19rad/s時達到低發聯軸器位置疲勞極限，35695秒左右跳閘。此次故障激發的四臺機組的扭振模態3幅值緩慢發散，根據機組在TSR保護啟動和動作時的錄波曲線可知，#1機組TSR保護啟動和動作時的模態3幅值分別為0.466和0.981 rad/s；#3機組TSR保護啟動和動作時的模態3幅值分別為0.533和0.912 rad/s；#4機組TSR保護啟動和動作時的模態3幅值分別為0.381和0.724rad/s。而#2機組TSR保護啟動時的模態3幅值為0.29 rad/s，并未動作。

根據機組的雙套保護動作報文信息可知，1-b機組在04：17：21時刻斷面3截面2疲勞達到1%，保護動作出口，而1-a機組在信號返回時斷面3截面2疲勞達到0.99%，未達到跳閘值；3-b機組在04：13：58時刻斷面3截面2疲勞達到1%，保護動作出口，而3-a機組在機組跳閘后斷面3截面2疲勞達到1%，晚于3-b裝置；4-b機組在04：21：32時刻斷面3截面2疲勞達到1%，保護動作出口；而4-a機組在機組跳閘后斷面3截面2疲勞達到1%，晚于4-b裝置。兩臺TSR裝置完全冗余，采用不同的傳感器，可能會有微小的采樣差異，造成出口時間不絕對一致。

3.4 事故發生過程#2機組的運行情況分析

事故發生之前，在忻都站串補投入之后，四臺機組的TSR保護發生數次啟動，隨后其模態值同時增大，四臺機組的TSR保護同時啟動，在#3、#1、#4機組的疲勞累計達到定值之后相繼發生跳閘，在#4機組跳閘之后，#2機組的模態值迅速收斂，保護動作并未開啟。

事故過程中，在四臺機組SSR激發后，#2機組模態幅值最小。激發過程中，#3機組跳閘后，#2機組模態3幅值有大的躍升，從0.53rad/s達到0.74rad/s；之后#1機組跳閘，#2機組模態3幅值有降落，從0.74rad/s降到0.65rad/s；#4機組跳閘后，#2機組模態3幅值快速收斂。本次激發持續時間1505s，模態3最大幅值達0.74rad/s，在#2機組斷面3截面2位置疲勞累積值為0.0055。當忻都站串補退出后，#2機組SSR再次激發，持續時間197s，模態3最大幅值0.36rad/s，本次激發對軸系斷面3截面2位置造成的疲勞累積估計值為0.00007，整個過程的疲勞累積估計值為0.00557，低于保護動作值0.01。

4 發電機組次同步諧振問題的研究方法

4.1 頻率掃描法

頻率掃描就是對發電機中性點向系統看入的等值阻抗隨頻率變化的特性進行計算，即系統阻抗頻率特性，來判斷發電機組是否存在SSR。如果是單機系統通過串補線路送出，系統中會存在串聯諧振頻率，在其曲線圖中電抗由負變正所對應的頻率就是系統的電氣串聯諧振頻率點，可以由此判斷系統是否存在SSR；如果是多機系統或者并聯了其他線路時，則系統中不存在電抗經過零點的串聯諧振頻率，但是在曲線圖中存在電抗突然下降的現象，如果下降幅度較大，則系統中可能存在SSR問題，根據經驗，通常認為電抗跌折率大于30%時SSR發生的可能性比較大[1]。

4.2 時域仿真法

用此方法研究SSR出現的概率比較精確，是建立電磁暫態仿真模型，通過時域求解的方法模擬系統故障或擾動過程，從而求得發電機轉子軸系相鄰質量塊之間的扭矩，通過扭矩變化波形判別發電機軸系是否存在SSR問題。

4.3 掃頻-復轉矩系數法

在發電機組正常運行時，在發電機的轉子上施加頻率為整數倍的小值脈動轉矩，當系統仿真到進入穩態時，截取脈動轉矩一個公共周期上的發電機電磁轉矩和發電機角頻率，并對其進行Fou?rier分解，得出不同頻率下的電磁轉矩增量和角速度增量，然后根據公式求出電氣阻尼轉矩系數，然后根據電氣阻尼轉矩系數與機械阻尼轉矩系數之和大于零時的軸系扭振穩定準則來判斷其穩定性[2]。

4.4 特征值法

即利用線性化的方法建立包括發電機軸系、發電機、網絡在內的全系統的狀態方程，然后通過特征值分析方法計算特征值，并計算特征頻率及相應頻率下的阻尼參數，由此可以判定系統是否存在次同步頻率的諧振問題。

5 錦界電廠次同步諧振抑制裝置

為了更好的抑制本電廠電網系統中的次同步諧振問題，本電廠于2009年正式投入運行了SSR-DS裝置，并加裝了汽輪發電機組軸系扭振保護裝置（TSR），防止SSR-DS裝置出現異常時，在機組模態值達到保護動作值時使機組跳閘對機組大軸進行保護。

5.1 SSR-DS裝置簡介

SSR-DS裝置接至錦界電廠降壓變下口的35kV母線，主要由TCR相控電抗器、3次諧波濾波器、5次諧波濾波器部分組成。TCR是一種感性負載，流過其的電流可以通過晶間管控制，這樣TCR消耗的無功就可以調整，進而對發電機出口的電壓進行微調；3次諧波濾波器可以消除3次諧波，也可以提供容性無功；5次諧波濾波器可以消除5次諧波，也可以提供容性無功。

SSR-DS裝置總共有四套，正常情況下有兩套裝置就可以滿足抑制次同步的要求，考慮到可靠性及冗余需求，現四套裝置全部投入運行。每套裝置主要由T C R（相控電抗器，通過晶閘管的開通角度來控制相控電抗器的電流大小，以達到控制電網感性無功量的目的的裝置）、H3諧波濾波器（H3通道濾波器是濾除系統中的3次諧波，并為系統提供容性無功）、H5諧波濾波器（H5通道濾波器是濾除系統中的5次諧波，并為系統提供容性無功）。

5.2 SSR-DS裝置運行方式

正常運行時，每臺降壓變所帶的兩組SSR－DS裝置分別抑制錦界電廠的4臺發電機組的次同步諧振（SSR）。其中SSR－DS裝置1取1#機和2#機的轉速信號，SSR－DS裝置2取3#機和4#機的轉速信號，這兩臺SSR-DS設備均接到電廠531B的35kV新擴建母線；SSR－DS裝置3取1#機2#機的轉速偏差信號去抑制1#機和2#機的SSR，SSR－DS裝置4取3#機和4#機的轉速信號，這兩臺SSR-DS設備均接到電廠532B的35kV新擴建母線。

5.3 SSR-DS裝置的工作原理

以轉速偏差信號作為控制器的輸入信號時，需將T C R中的無功電流調制成與發電機轉子速度偏差反相即錯相1 8 0°。這樣，當轉速增加時，T C R中的感性電流減小，即T C R吸收的無功功率減小，則發電機機端電壓上升，發電機送出的電磁功率增加，對恒定的機械輸入，電磁功率的增加將導致轉子動能的減小，從而最終導致轉子速度的降低。反之，轉速減小時T C R感性電流增加，機端電壓降低，發電機送出的電磁功率減小，從而使發電機轉子加速。而正常運行時，T C R以某一個固定導通角穩定運行，相當于一穩定且連續的無功負荷。因T C R的控制速度快，故可達到抑制次同步諧振的目的。

6 結語

本電廠于4月份發生#1、#3、#4機組跳閘事故，經事故分析確定直接原因為SSR-DS裝置未投運前，電網次同步諧振導致這三臺機組TSR保護動作，致使發電機和汽輪機跳閘。另外間接原因有電氣專業人員專業理論知識薄弱和應急操作能力差等因素，因此應在今后的工作中，根除崗責不匹配現象，定期對員工進行專業知識培訓和近期事故案例討論，提高員工的責任意識和綜合能力，確保電廠的安全運行。

[1]馬生福.SSR-DS裝置在遠距離帶串補出現4×600MW機組的應用研究[D].北京：華北電力大學,2016

[2]卓華.大型火電廠串補輸電系統次同步諧振解決方案的研究與應用[J].大電機技術,2014（5）：58-62

[3]肖述林.次同步諧振抑制裝置事故案例分析[J].自動化與儀器儀表,2011（4）：184-186

[4]楊文超,尤建生,李鵬等.SSR-DS裝置抑制次同步諧振與TSR保護配合的數模仿真試驗研究[J].神華科技,2009,7（5）：57-62