某水電站500 kV送出線路同期合閘失敗案例分析及處理

雷 翔 ， 曠 熊， 瞿 大 林， 秦 帥 飛， 羅 浩， 賴 超

(雅礱江流域水電開發有限公司，四川 成都 610051)

0 引 言

電力系統對輸電線路的同期合閘操作有很高的要求，若操作不當會導致線路非同期合閘，系統將會產生電壓波動甚至系統振蕩，危及系統的穩定運行。同時還會產生較大的沖擊電流和電磁轉矩，沖擊電流將對發電機定子端部繞組產生強大的應力，電磁轉矩將對發電機軸系統產生強大的扭應力，對發電設備造成疲勞損耗，甚至導致大軸斷裂，縮短其有效壽命。線路開關的同期合閘對于維持電網穩定性，保證電站長期健康的經濟運行具有重大意義。

發電機功角信息常用于電網運行過程中的穩定狀態分析，尤其是在故障條件下的動態安全分析，使調控人員可以實時地了解系統的安全穩定程度，在必要時采取強制措施進行預防控制，如切機、甩負荷、投電氣制動等手段，以防止系統失穩[1]。

1 線路同期合閘影響因素

電力系統中線路開關的同期合閘主要依據開關兩側的電壓相角、頻率和幅值三個要素的信息比對。以下主要從電力系統中現有的線路同期合閘兩種方式以及發電機功角狀況對輸電線路功率的影響兩個方面進行闡述。

1.1 線路同期方式

(1)準同期方式。準同期合閘：在發電機并網之前已投入勵磁，在滿足同期的前提下，合上發電機出口開關或者線路開關。滿足同期要求：

①待并網發電機機端電壓幅值與運行系統電壓幅值相等；

②待并網發電機機端電壓相序與運行系統電壓相序一致；

③待并網發電機機端電壓相位與運行系統電壓相位相同；

④待并網發電機頻率與運行系統頻率一樣。

在實際運行中，很難同時滿足同期并列的理想條件，事實上也沒有必要[2]。通常調度規程會對同期兩側的電壓幅值差、相位差和頻率差設置一套范圍合理的定值。

準同期合閘的特點在于合閘瞬間定子電流接近于零。其優點為發電機與系統并列運行時產生的沖擊電流小，不會造成系統電壓的波動，但其缺點在于同期時間長。準同期合閘又可分為自動準同期和手動準同期兩種。現有的大、中型發電廠的發電機出口開關以及送出線路開關多采用自動準同期方式進行并網[3]。

(2)自同期方式。自同期合閘：在發電機升速至接近系統同步轉速時，直接將未加勵磁的發電機投入系統，再給發電機加上勵磁，在水輪機或者汽輪機轉矩的作用下將發電機拉入同步。與準同期剛好相反，雖然該同期方式并網速度快，不會有非同期合閘的風險，但是合閘瞬間會產生比較大的沖擊電流，對系統會造成電壓波動。

1.2 線路功率與功角的關系

功角在空間上定義為發電機端電壓U和激磁電動勢E0之間的相位差，在數值上功角δ也是發電機內功率因數角Ψ0和功率因數角φ的差值，即隱極同步發電機功角相量圖(圖1)中的δ角。發電機有功功率或者無功功率與功角之間的關系定義為發電機功角特性。發電機作為電力系統中不可或缺的一環，其功角狀況的分析是判別電力系統穩定性的重要參數。其功角特性方程為：

(1)

圖1 隱極同步發電機功角相量圖

由于發電機功率相對系統功率而言很小，為了便于分析，可將此類簡單電力系統視為單機無窮大[4]系統。該系統模型的特點為線路電抗遠大于線路電阻，線路功角δ即為線路首末端電壓的相角差。隱極同步發電機的直軸電抗Xd及交軸電抗Xq滿足條件Xd=Xq，單機無窮大系統及其等值模型見圖2，相量圖見圖3。其中X∑=Xd+XT1+XL+XT2。

圖2 單機無窮大系統及其等值模型

圖3 單機無窮大系統相量圖

根據圖3相量關系可知，單機無窮大系統有以下關系：

P=U1+jIX∑

(2)

線路首段電壓U1處的功率為：

PU1=U1Icos(δ+φ)

(3)

又由相量圖可知：

U1sinδ=IX∑cosφ

U1cosδ=U2+IX∑sinφ

即：

(4)

(5)

聯立公式3～5可得線路功率傳輸方程：

(6)

2 案例現象

某大型水電站共安裝有6臺立軸式水輪發電機組，采用發變組單元接線，單機額定出力為600 MW，總裝機出力為3 600 MW。其500 kV電氣一次設備由500 kV GIS、500 kV GIL及其附屬設備組成，主接線采用4/3接線方式，共3條送出線路，某水電站500 kV一次部分主接線見圖4。3/2接線方式的500 kV系統，同期點僅設置在邊開關，中開關不設同期點。4/3接線方式的500 kV系統同期點設置在所有500 kV開關處[5]。

圖4 某水電站500 kV一次部分主接線

該電廠共設18個同期并列點，包括12個500 kV斷路器同期并列點和6個發電機出口斷路器同期并列點。每臺機組設置一套發電機出口斷路器同期裝置，GIS每串開關共用一套同期裝置。同期裝置由數字式同期裝置、電壓/頻率/滑差表、同期檢查繼電器及相關操作把手組成。機組同期裝置具有測量、電壓匹配和頻率匹配、并列條件監測、并列指令生成的功能，能實現發電機與電網的自動或手動同期和并列。GIS同期裝置具有測量、同期條件監測、合閘指令生成的功能，能實現GIS開關的自動或手動同期合閘。

適時為配合電網側相關改造工作，僅第1條送出線路運行，第2條和第3條送出線路陪停。500 kV各串均合環運行，全廠總有功2 360 MW。

第3條線路送電操作時，在監控系統上方線路開關5042同期合閘命令后，線路開關5042未能正常合閘，隨即發令試合另一線路開關5043，5043開關仍未能合閘?，F場檢查確認5042、5043開關未能正常合閘原因是同期裝置兩側采樣點相角差偏大，相角差值達到11.2°，大于同期裝置整定值10°。同期裝置兩側電壓相量數據見表1。

表1 電壓相量數據

3 案例分析

由于電廠功率相對系統功率而言很小，可將此時系統等效為單機無窮大系統。此時根據線路功率特性方程，線路有功P，與線路阻抗XΣ、線路兩端電壓U1、U2和相角差δ存在公式6所示關系，經過變形可以得到公式7：

(7)

根據公式6可知，若要改變同期裝置兩側相角差值δ，可采取以下三種方式：

(1)調整500 kV母線電壓U1、U2。

(2)改變同期裝置兩側相角差定值。

(3)調整全廠總有功P。

根據以上分析，在案例的實際處理中有以下過程。

4 案例處理

4.1 調整500 kV母線電壓

由公式7可知，假設PXΣ為常數，線路功角δ與電站側母線電壓U1之間呈反相關，能通過提高500 kV母線電壓以縮小同期裝置兩側相角差。據此值班人員計劃采用增加全廠無功功率的方式來調整500 kV母線電壓。由于電站500 kV母線電壓控制范圍為532～541 kV，值班人員將500 kV母線電壓由537 kV增加至540 kV左右，現地檢查同期裝置兩側相角差幾乎沒有變化。因為電壓可調節范圍較小，對線路功角影響也比較小，故該方法非最優處置，將其排除。

4.2 修改同期裝置兩側相角差定值

由于5042、5043開關合閘不成功的直接原因是同期裝置兩側采樣點相角差高于定值，因此修改定值可以快速滿足5042、5043開關的同期合閘條件。通過查詢往年線路恢復送電時同期裝置兩側相角差值平均為1°～2°，當前相角差值為11.2°，偏差較大。若僅通過修改定值進行線路恢復，送電操作可能因為合閘沖擊電流過大，導致保護裝置誤動作，且當前僅有單回線路運行，保護一旦誤動，全站對外送出通道中斷風險驟增。因此修改同期裝置定值風險較高，該方法排除。

4.3 調整全廠有功出力

由公式7可知，假設U1、U2和XΣ為常數，線路功角δ與電站有功功率P之間呈正相關，能通過減少電站有功功率來縮小同期裝置兩側相角差。準同期合上線路開關5042、5043前，全廠總有功為2 360 MW，同期裝置兩側相角差為11.2°。代入公式7進行計算，可得到：

(8)

若需要將同期裝置兩側相角差值δ控制在10°以下，將控制目標代入公式7，得到：

(9)

聯立公式8和公式9即得：

P=2 111.8 MW

綜上所述，線路開關5042、5043檢同期合閘的必要條件是全廠總有功不能超過2 111.8 MW。若再考慮調節裕度，值班人員申請調度同意將全廠總有功降低至1 760 MW。

通過手動錄波的方式，采集有功調節過程中的同期裝置兩側的電壓數據，繪制得到同期裝置兩側相角差與全廠總有功的實時變化，見圖5。

圖5 同期裝置兩側相角差及全廠總有功的實時變化

通過圖5的數據可以看出，當全廠總有功下降至2 021 MW時，同期裝置兩側相角差已經下降至9.39°，與理論計算值很接近。

5 結 語

經過理論計算與實際論證，通過降低全廠總有功的方式可以減小同期裝置兩側相角差,從而使同期裝置滿足動作條件，最終使線路開關自動準同期合閘成功。

為提高線路開關自動準同期合閘操作的成功率，可以對監控操作系統以及線路合閘操作前的有功調節進行以下優化：同期裝置以及現地LCU應具備計算開關兩側電壓相位差是否滿足同期合閘條件的功能，并能向監控系統發送相關遙信信號，以便值班人員能直觀地進行操作判斷。當電廠單條線路運行且線路有功較大時，為防止其他線路開關同期合閘時沖擊電流過大影響系統安全，建議線路恢復送電前，結合線路功角與線路有功關系對全廠有功功率進行核算。考慮到測量和計算誤差的影響，其他線路恢復送電前可申請調度將線路總有功降至目標有功功率以下并留出一定裕度，可以為理論計算值的80%～90%。