鳳灘水電廠機變線組特殊工況試驗問題及解決辦法

譚劍輝，王輝斌，熊尚峰，張 維，周 斌，周艷龍

（1.國家電網湖南省電力有限公司水電分公司，湖南 長沙 410004；2.國家電網湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南 長沙 410007）

鳳灘水電廠位于沅水支流酉水下游沅陵縣境內，距沅陵縣城45 km。老廠安裝4臺100 MW機組，2004年左岸新廠擴機2臺200 MW機組，隨后2號機組經改造增容至115 MW。黃秧坪開關站距離廠區1.5 km，老廠和新廠各有2回220 kV線路接入黃秧坪開關站，另有5回220 kV線路連接至電網。

黃秧坪開關站為戶內AIS，設備布置為上下2層，設備老化嚴重，檢修運維極不方便，經論證需進行原址重建為HGIS開關站。原址重建計劃工期為14個月，在此期間，作為湖南電網發電與調峰主力的鳳灘水電廠盡可能在對系統方式影響小的情況下繼續運行，確保安全度汛和安全度冬。

根據湖南電網負荷分布現狀，結合工程實際情況，計劃在工程前期將鳳灘水電廠至黃秧坪開關站的4回220 kV線路與黃秧坪開關站送至電網的4回220 kV線路“在黃秧坪開關站外兩兩搭接”，待原址重建的HGIS開關站安裝完畢后，再將搭接線路剖進。據此可研設計，鳳灘水電廠新廠將形成2條機變線組間隔，線路長度分別為163 km、221 km。

1 改成機變線組后對機組安全運行的影響

因接入系統的線路較長，鳳灘水電廠新廠改成機變線組運行后，對機組安全運行帶來較大的影響，主要有：①系統聯系阻抗變大，機組與系統的聯系減弱，更容易引起振蕩，需對PSS參數進行調整，同時調整監控系統和調速器的增減負荷參數；②失磁保護定值需根據聯系阻抗的變化進行修改；③機組進相定值需進行調整；④由于線路對側變電站母差保護動作等原因造成線路側斷路器三相跳閘時，機組出口斷路器并未跳閘，機組突甩負荷，有可能出現過速過壓的問題。在具備試驗條件時，開展相應試驗是十分必要的。

2 機變線組特殊工況試驗方案

2.1 設備概況

（1）發電機

型號：SF200-48/11810；額定容量：228.6 MVA；額定電壓：15.75 kV；額定功率因數：0.875（滯后）。

（2）變壓器

型號：SSP9-240000/220；短路阻抗：14.1%。

（3）勵磁裝置

型號：PCS-9410A；勵磁方式：自并勵可控硅勵磁。

（4）調速器

型號：PSWT-150-6.3；工作油壓：6.3 MPa。

（5）上網線路

電壓等級：220 kV；鳳黃Ⅲ線加黃善線長度：164.5 km，鳳黃Ⅲ線加黃善線阻抗值：7.8063+j52.81（Ω）；鳳黃Ⅳ線加黃桃線長度：218.5 km，鳳黃Ⅳ線加黃桃線阻抗值：17.3794+j90.73（Ω）。

2.2 方案簡述

以6號發電機間隔試驗為例進行介紹。

2.2.1 運行方式

將黃秧坪其余間隔全部倒至220 kV Ⅱ母運行，母聯600斷開，6號發電機帶6號變壓器、鳳黃Ⅳ線、黃秧坪220 kV Ⅰ母黃桃線，通過桃花江變并網。如圖1所示。

圖1 6號發電機間隔試驗運行方式

2.2.2 試驗步驟

（1）機組調速系統一次調頻靜態試驗。詳細過程與常規機組調速系統一次調頻靜態試驗完全相同：在機組流道未充水的情況下，校驗調速器測頻回路、測定轉速死區ix及永態轉差系數bp、校核調節死區、模擬一次調頻動作試驗等。

（2）機組PSS參數整定。詳細過程與常規PSS試驗基本相同：退出機組PSS，將機組有功功率慢慢增加，直至機組額定功率，若出現小幅度的低頻振蕩則稍微減少機組有功功率。通過試驗儀器加入隨機噪聲信號，測量該點到發電機電壓的相位-頻率特性；根據測定的勵磁系統無補償頻率特性，采用仿真計算方法設計PSS相位補償參數；測量勵磁系統有PSS補償時頻率特性，確保有補償頻率特性在0.2～2.0 Hz低頻振蕩頻率范圍內滿足-80°～-135°的相位要求；確定PSS放大倍數；采用階躍干擾試驗方法來檢驗PSS投入效果；投入PSS，退出AGC及AVC控制功能，快速調整機組有功功率，觀察并驗證PSS“反調”現象，記錄最大反調無功功率。需注意的是：因輸電線路較長，在退出機組PSS的情況下，將機組有功功率慢慢增加，機組出現低頻振蕩時的功率可能比較小。

（3）機組有功功率調節參數優化試驗。詳細過程與常規機組有功功率調節參數優化試驗完全相同：退出機組AGC，通過監控系統上位機發令調整機組有功功率，測試及調整監控系統功率調節參數、調速器導葉響應速度，最終選取一組最佳的調節參數，復核功率調節過程。

（4）機組調速系統一次調頻動態試驗。詳細過程與常規機組調速系統一次調頻試驗完全相同：機組分別帶80%額定功率、90%額定功率、100%額定功率下依次進行一次調頻響應行為試驗、機組一次調頻的調整負荷限幅功能校核、監控系統有功閉環調節與一次調頻配合試驗、模擬電網頻率動態變化試驗、跟蹤電網頻率試驗等。

（5）跳線路斷路器甩負荷試驗。記錄甩負荷過程中黃秧坪站I母母線電壓、機組機端電壓、機組頻率、導葉開度、流道各測點水壓的變化情況。該試驗分5個步驟：①在機組帶25%額定負荷下跳線路靠黃秧坪站側斷路器；②在機組帶25%額定負荷下跳線路對側斷路器；③在機組帶50%額定負荷下跳線路對側斷路器；④在機組帶75%額定負荷下跳線路對側斷路器；⑤在機組帶100%額定負荷下跳線路對側斷路器。

2.2.3 安全措施

（1）按系統阻抗參數調整6號發電機失磁保護定值，將6號發電機過電壓保護定值調整為130 V/0.1 s，退出黃桃線重合閘，退出穩控裝置跳6號發電機出口壓板。

（2）退出6號發電機組AVC、AGC功能。

（3）將新廠廠用電倒至未試驗設備供電。

（4）調速器、勵磁裝置應設專人監視設備有功功率、頻率變化情況。

（5）在進行PSS試驗時若出現低頻振蕩，需要立即減少發電機有功功率、增加發電機無功功率。

3 試驗結果

3.1 6號機組PSS及有功功率調節參數優化試驗

（1）未投PSS，負荷調至140 MW時，發生功率振蕩。振蕩范圍140～180 MW，功率振蕩頻率1 Hz，現場手動壓減負荷后振蕩平息。

（2）根據試驗情況，最終確定PSS參數見表1。

表1 PSS參數表

（3）機組處于功率調節模式，eP=3%，KP=10，KI=10，KD=0，分別進行（160±20）MW，（160±40）MW，（0～140）MW往返等多次調節。調節過程平穩，調節速率、精度均滿足要求。

（4）機組處于開度調節模式下，bP=4%，KP=5，KI=10，KD=0，t_period=3.5 s、t_pause=500 ms、t_brake=0 s、t_min=200 ms、t_max=2 s、up_pos=80、up_neg=80；分 別 進 行（160±20）MW，（160±40）MW， （0～140）MW往返等多次調節。調節過程平穩，調節速率、精度均滿足要求。

5號機組PSS試驗及機組有功功率調節參數優化試驗情況基本類似，不再贅述。

3.2 6號機組一次調頻試驗

（1）調速系統測頻回路測頻誤差小于±0.003 Hz，基本滿足測頻精度要求。

（2）測得調速系統一次調頻綜合固有死區-0.05～+0.05 Hz，一次調頻轉速死區≤0.1%。

（3）測得第一組永態轉差系數3.992%；第二組永態轉差系數3.993%。

（4）一次調頻投退功能、一次調頻動作信號正確。（5）調速器開度大網模式下，bP=4%，KP=5，KI=10，KD=0，人工頻率死區Ef=±0.05 Hz時，機組一次調頻性能滿足一次調頻技術指標要求。

（6）調速器功率大網模式下，eP=3%，KP=10，KI=10，KD=0，人工頻率死區Ef=±0.05 Hz時，機組一次調頻性能滿足一次調頻技術指標要求。

（7）模擬電網頻率動態變化試驗：響應正常。

（8）跟蹤電網頻率試驗：響應正常。

5號機組一次調頻試驗情況基本類似，不再贅述。

3.3 6號機組甩負荷試驗

（1）線路本側甩25%額定負荷試驗。跳黃秧坪站側604甩50 MW，機組最大頻率上升至53.221 Hz，無功進相最大至-1.2 Mvar，機端最大電壓15.10 kV，黃秧坪站I母最大電壓231 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃IV線及黃桃線方式。

結論：單機變帶長線路工況下，本側線路甩50 MW，調速器、勵磁控制穩定，無明顯自勵磁現象。

（2）線路對側甩25%額定負荷試驗。跳桃花江側612甩50 MW，機組頻率上升至53.113 Hz，無功進相最大至-33 Mvar，機端最大電壓15.77 kV，黃秧坪站I母最大電壓236 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃IV線及黃桃線方式。

結論：單機變帶長線路工況下，對側線路甩25%額定負荷，工況與本側甩25%額定負荷試驗基本相同，調速器、勵磁控制穩定，無明顯自勵磁現象。

（3）線路對側甩50%負荷試驗。跳桃花江側612甩100 MW，機組頻率上升至57.661 Hz，機組無功進相最大至-36 Mvar，機端最大電壓16.49 kV，黃秧坪站I母最大電壓247 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃IV線及黃桃線方式。

結論：單機變帶長線路工況下，對側線路甩50%額定負荷，調速器、勵磁控制穩定，無明顯自勵磁現象。

（4）線路對側甩75%負荷試驗。跳桃花江側612甩150 MW，機組頻率上升至62.5 Hz，機組無功進相最大至-57 Mvar，黃秧坪站I母線電壓最大達267 kV，定子電壓往復波動，最低達9 kV，最大達19 kV，勵磁裝置報“PT斷線故障、無功低勵限制、同步電壓告警、電壓頻率異常、發電機過壓保護”，勵磁系統過壓保護動作滅磁，6號機、6號變、鳳黃IV線及黃秧坪站I母失壓。

結論：單機變帶長線路工況下，對側線路甩75%額定負荷，調速器控制穩定，但勵磁裝置存在明顯的失穩現象。

經錄波分析，初步判斷系勵磁采樣頻率范圍設置過小（48～52 Hz），導致電壓采樣失真，控制輸出紊亂，電壓調節失控。

再次進行線路對側甩75%負荷試驗。修改擴大勵磁采樣頻率范圍定值后，再次跳桃花江側612甩150 MW，機組頻率上升至62.5 Hz，無功進相至-39 Mvar，機端電壓上升至16.99 kV，黃秧坪站I母最大電壓上升254 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃IV線及黃桃線方式。

（5）線路對側甩100%負荷試驗。跳桃花江側612甩196 MW，機組頻率上升至68.25 Hz。無功進相最大至-87 Mvar，黃母線電壓最大達304 kV，定子電壓最大達20.56 kV，勵磁裝置報“無功低勵限制、發電機過電壓保護、滅磁開關負荷跳閘、”，發電機過壓保護動作（1.3倍額定電壓，0.5 s動作），跳GCB，6號機電氣事故停機。

結論：單機變帶長線路工況下，對側線路甩100%額定負荷，調速器控制穩定，但勵磁裝置沒能將發電機機端電壓控制好，存在明顯的過電壓，致使發電機過電壓保護動作而跳機。

經查，勵磁裝置沒有判斷線路甩負荷的邏輯。在線路對側甩100%負荷后，機組轉速快速上升，但勵磁裝置判斷機組處于并網狀態，仍維持機組并網狀態下的調節邏輯，致使定子電壓大幅度上升。

3.4 5號機組甩負荷試驗

將5號機組勵磁裝置增加判斷線路甩負荷程序，動作條件為：①發電機組出口斷路器處于合閘位置；②機組頻率上升，超過了52 Hz；③機組有功突然下降，其值小于5%額定負荷。

勵磁裝置判斷線路甩負荷程序動作后，其動作行為與機組出口斷路器跳閘甩負荷的動作行為相同。

另外，對勵磁采樣頻率范圍定值進行了修改。

修改程序后，進行甩負荷試驗，結果如下。

（1）線路本側甩25%額定負荷試驗。跳黃秧坪站側602甩50 MW，機組最大頻率上升至54.616 Hz，機組無功進相最大至-0.72 Mvar，機端最高電壓15.47 kV，黃秧坪站I母最大電壓232 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結論：單機變帶長線路工況下，本側線路甩50 MW，調速器、勵磁控制穩定，無明顯自勵磁現象。

（2）線路對側甩25%額定負荷試驗。跳善卷側612甩50 MW，機組頻率上升至54.485 Hz，機組無功進相最大至-37.34 Mvar，機端最大電壓15.77 kV，黃秧坪站I母最大電壓236 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結論：單機變帶長線路工況下，對側線路甩25%額定負荷，工況與本側甩25%額定負荷試驗基本相同，調速器、勵磁控制穩定，無明顯自勵磁現象。

（3）線路對側甩50%額定負荷試驗。跳善卷側612甩100 MW，機組轉速上升至59.075 Hz，機組無功進相最大至-41.47 Mvar，機端最大電壓16.28 kV，黃秧坪站I母最大電壓244 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結論：單機變帶長線路工況下，對側線路甩100 MW，調速器、勵磁控制穩定，無明顯自勵磁現象。

（4）線路對側甩75%額定負荷試驗。跳善卷側612甩150 MW，機組頻率上升至65.269 Hz，機組無功進相最大至-45.84 Mvar，機端最大電壓16.39 kV，黃秧坪站I母最大電壓245 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結論：單機變帶長線路工況下，對側線路甩150 MW，調速器、勵磁控制穩定，無明顯自勵磁現象。

（5）線路對側甩100%額定負荷試驗。跳善卷側612甩197 MW，機組頻率上升至71.214 Hz，機組無功進相最大至-50.61 Mvar，機端最大電壓16.84 kV，黃秧坪站I母最大電壓252 kV，甩負荷后調速器及勵磁均穩定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結論：單機變帶長線路工況下，對側線路甩200 MW，調速器、勵磁控制穩定，無明顯自勵磁現象。

4 結語

（1）機變線組特殊工況，通過對機組PSS參數和調速系統參數進行調整，可以確保機組穩定運行。

（2）機變線組特殊工況，線路對側甩負荷，因勵磁裝置的采樣頻率過小，可能使致電壓采樣失真，控制輸出紊亂，電壓調節失控而導致機組過壓。勵磁裝置的采樣頻率范圍應大于甩負荷時可能出現的最大頻率值，并有足夠的裕度。

（3）機變線組特殊工況，線路對側甩負荷，因勵磁裝置無判斷線路甩負荷的程序，勵磁裝置仍認為處于并網狀態，致使控制輸出紊亂，電壓調節失控而導致機組過壓。

（4）將勵磁裝置的采樣頻率范圍合理設置，增加勵磁裝置判斷線路甩負荷程序后，機變組帶長線路甩負荷時各調節裝置均能調節正常，從而確保機組的安全。