楊志文

(神華國能哈密電廠，新疆 哈密 839000)

當今新能源發(fā)電特別是風力發(fā)電已經(jīng)成為中國能源戰(zhàn)略的主要組成部分，“十二五”期間，我國在新疆、甘肅、內(nèi)蒙古、吉林等地規(guī)劃建設了8個千萬千瓦級的風電基地。由于我國能源與負荷中心逆向分布的特點，使得遠距離、高容量風電外送成為必然趨勢[1]，高壓直流輸電技術以及串補輸電技術是實現(xiàn)大規(guī)模風電外送的兩種主要方式，但可能導致系統(tǒng)的次同步振蕩(SSO)問題[2]，影響外送系統(tǒng)的穩(wěn)定安全運行。2009年美國德克薩斯州某風場發(fā)生的串補電容引起的次同步振蕩以及2010年起發(fā)生在河北沽原地區(qū)風場與串補相互作用引發(fā)的次同步諧振事件，使得更多學者認識到風電次同步振蕩問題的嚴重性，開始此類問題的研究[3-7]。

2015年7月1日，新疆哈密地區(qū)某電廠三臺運行的火電機組全部跳閘(另外一臺機組停運)，事故分析表明本次跳閘是由于次同步振蕩引起的，這是國內(nèi)發(fā)生的新能源并網(wǎng)引起的新型次同步振蕩問題的又一典型案例。

針對本次火電廠發(fā)生的新型次同步振蕩，本文介紹了跳機電廠次同步振蕩事件過程，并基于現(xiàn)場試驗和大量監(jiān)測數(shù)據(jù)對電廠所在系統(tǒng)的次同步振蕩影響因素進行了分析，針對性地提出了抑制本電廠次同步振蕩的解決方案，最后對抑制方案的工程可行性進行了驗證。

1 某電廠次同步振蕩事件分析

新疆哈密地區(qū)送出系統(tǒng)結構如圖1，哈密地區(qū)風、光、火打捆的電源輸送基地通過±800kV直流輸送至鄭州。其中跳機電廠4×660MW機組通過500KV聯(lián)變送至天山換流站，麻黃溝西風匯444MVA、麻黃溝東風匯643.5MVA通過兩級750KV聯(lián)變與天山換流站相連。

圖1 哈密地區(qū)送出系統(tǒng)結構圖Fig.1 Schematic diagram of Hami area transmission system

2015年7月1日11時53分到55分，某電廠2號、1號、3號機組的軸系扭振保護相繼動作跳機，造成損失功率共1280MW，頻率波動達0.1 Hz，天中直流功率也由4500MW降到了3000MW。

機組跳閘前，模態(tài)3(30.76Hz)扭振峰值達到0.5rad/s，此期間，臨近電廠1號、2號機組的軸系扭振保護裝置(TSR)發(fā)生保護啟動(啟動模態(tài)為模態(tài)2，頻率為31.25Hz)，且于20秒后保護啟動復歸。對此期間交流電網(wǎng)PMU記錄的次同步范圍內(nèi)的諧波頻率分析，交流電網(wǎng)中此時間段內(nèi)持續(xù)存在16Hz到24Hz的次同步間諧波分量，并主要分布于山北站、哈密站、天山站、花園廠、南湖廠沿線。圖2為PMU的數(shù)據(jù)頻率波動情況。

圖2 PMU數(shù)據(jù)頻率波動趨勢圖Fig.2 Frequency fluctuation trend chart of PMU data

跳閘機組模態(tài)3頻率為30.76Hz，其互補頻率為19.24Hz(50-30.76=19.24)。根據(jù)上圖PMU數(shù)據(jù)頻率分布情況，系統(tǒng)諧波頻率在10:50左右短時穿越19.24Hz(圖2中靠上的水平線)，其后在11:50后持續(xù)在19.24Hz波動，對比7月1日跳機電廠TSR記錄的模態(tài)幅值變化曲線，如圖3，機組模態(tài)3扭振幅值變大的時間段，與系統(tǒng)振蕩頻率在19.24Hz附近的時間段完全吻合。

圖3 某電廠機組模態(tài)3幅值變化曲線Fig.3 Variation curve of mode 3 amplitude a power plant unit

由此，初步判斷系統(tǒng)中的次同步振蕩諧波是引發(fā)此次扭振保護動作的主要原因。

2 某電廠機組扭振特性分析

跳機電廠汽輪發(fā)電機組為東汽660MW機組，包括高中壓合缸，低壓缸A，低壓缸B，發(fā)電機，集中質(zhì)量模型參數(shù)如下表所示。

表1 機組集中質(zhì)量模型Tab.1 Lumped mass model of unit

根據(jù)廠家提供的機組軸系的連續(xù)質(zhì)量模型，代入多自由度振動微分方程，如公式(1)，獲得機組軸系扭轉振動的模態(tài)頻率和振型[8]。

(1)

根據(jù)各質(zhì)量塊的轉動慣量和扭轉剛度可確定出質(zhì)量矩陣[M]和剛度矩陣[K]，對四質(zhì)量塊模型，M和K陣如下：

(2)

(3)

進一步可求出固有頻率和各質(zhì)量塊的扭位移，將扭位移歸一化可得到機組的振型曲線。

圖4 機組軸系振型曲線 Fig.4 Vibration mode shape curve of unit shaft

機組軸系三階模態(tài)頻率分別為15.38Hz、25.27Hz、30.76Hz。根據(jù)振型曲線，在發(fā)生模態(tài)3對應頻率的扭振時，各質(zhì)量塊之間的扭位移均較大，更容易引起軸系疲勞損傷，經(jīng)工程計算，模態(tài)3的疲勞累積初值為0.251rad/s，為疲勞累積起始值最低的模態(tài)。

跳機電廠機組自2015年3月投運后，數(shù)次監(jiān)測到SSO現(xiàn)象的發(fā)生。有的是由于線路電氣擾動產(chǎn)生，有的則是由外界激勵產(chǎn)生，前者激勵后在機組自身的機械阻尼作用下迅速衰減，后者激發(fā)后由于線路次同步諧波持續(xù)存在，次同步振蕩會持續(xù)。持續(xù)存在的次同步振蕩說明某電廠在當前的網(wǎng)絡結構下存在嚴重的次同步振蕩風險。

在發(fā)生7.1事件跳機前，某電廠配置的TSR裝置曾多次啟動錄波，對錄波數(shù)據(jù)進行分析，發(fā)現(xiàn)某電廠機組存在持續(xù)振蕩甚至呈發(fā)散趨勢的轉速信號，其中幅值較大的為模態(tài)3，典型錄波曲線如下圖所示。

圖5 現(xiàn)場錄波數(shù)據(jù)模態(tài)3分析Fig.5 Mode 3 analysis of field recording data

分析模態(tài)3轉速信號幅值及衰減系數(shù)，如表1。6月13日05:13:52的錄波中(圖5中的第一個錄波分析圖)，模態(tài)3衰減系數(shù)為負，如表2中加粗斜體所示。

表2 機組錄波分析情況匯總Tab.2 Summary of unit wave recording data analysis

當衰減系數(shù)大于0時，表示轉速信號收斂，阻尼為正；當衰減系數(shù)小于0時，表示轉速信號發(fā)散，阻尼為負。根據(jù)以上分析，某電廠機組模態(tài)3存在弱阻尼甚至負阻尼的情況，當外界存在次同步頻率的諧波擾動且頻率與機組軸系頻率耦合時，易引起機組扭振，此時軸系存在失穩(wěn)風險。

3 某電廠次同步振蕩擾動源特性分析

跳機電廠由于處于風火打捆并且經(jīng)直流送出的網(wǎng)架結構內(nèi)，引起次同步振蕩的機理復雜，影響因素較多。自2014年4月以來，無規(guī)律發(fā)生過百余次的次同步振蕩。

風機的轉子側變流器如果控制參數(shù)設置不合理可能會引起風電機組次同步扭振[9]，如果風機的并網(wǎng)點電氣量中存在間歇波分量，轉子變流器回路有可能對該間歇波具有放大作用。

風電場附近裝設SVC或SVG[10-11]，由于電力電子器件的快速響應特性，加上控制回路的高放大倍數(shù)，SVC與SVG設備會對間諧波分量起到明顯的放大作用[12-13]。

跳機電廠距離天中直流47公里，兩者之間的電氣距離比較近；并且跳機電廠機組與交流電網(wǎng)的聯(lián)系比較薄弱，僅為兩回線路，存在發(fā)生次同步振蕩發(fā)散的可能[14-15]。

為深入分析哈密山北地區(qū)風電場功率波動、風電場及匯集站SVG/SVC動態(tài)無功補償設備的投退、功率波動、天中直流功率變化等因素是否對跳機電廠次同步振蕩產(chǎn)生影響，開展了風電出力調(diào)整、天中直流功率調(diào)整、SVC/SVG投退等相關試驗。相關試驗情況匯總見表3。

表3 哈密地區(qū)次同步振蕩擾動源特性分析試驗Tab.3 Characteristics analysis experiment of SSO disturbance source in Hami area

根據(jù)上述試驗情況，哈密地區(qū)的次同步振蕩擾動源可能不止一個，哈密地區(qū)的次同步振蕩是多種擾動源的綜合作用下的結果。

更進一步地采用電磁暫態(tài)分析方法表明，影響跳機電廠次同步振蕩特性的主要因素及影響趨勢為[16-19]：

(1)火電廠機組的運行工況會對次同步振蕩的頻率和軸系扭振的穩(wěn)態(tài)幅值造成影響，表現(xiàn)為：機械阻尼越小，次同步振蕩頻率與軸系的固有扭振頻率越接近，相互作用引發(fā)的扭振強度會增加。

(2)直驅(qū)風電機組與交流電網(wǎng)的相互作用可能引起次同步振蕩，這一振蕩形態(tài)受交流電網(wǎng)強度、并網(wǎng)風機臺數(shù)與出力水平、風機內(nèi)部控制參數(shù)等多重因素影響。

(3)風電場附近裝設的SVC或者SVG在恒電壓的控制模式下，比例/積分增益越大、阻尼越弱、振蕩頻率越高時，相比恒無功的控制模式，更容易激發(fā)出危險的次同步振蕩。

(4)在電廠機組負載水平較低時，臨近的特高壓直流系統(tǒng)對機組的次同步振蕩特性影響相對很小，但是隨著負載水平的升高，直流系統(tǒng)對次同步振蕩的頻率和軸系扭振的幅值的影響增大。

風機變流器或逆變器的控制參數(shù)的調(diào)整、SVG/SVC等電力電子設備的投退、天中直流的投退、系統(tǒng)運行方式的變化等，引發(fā)系統(tǒng)發(fā)生次同步振蕩時，當系統(tǒng)中諧波電流的振蕩頻率與發(fā)電機組軸系的某一固有扭振頻率互補或接近互補時，可能引起機組的扭振保護啟動，嚴重時甚至造成軸系疲勞損傷。

以2016年1月份投運的750kV三塘湖變?yōu)槔?，隨著三塘湖地區(qū)并網(wǎng)風機數(shù)量的增多，系統(tǒng)中頻繁發(fā)生風電次同步振蕩事件。對2016年上半年系統(tǒng)側發(fā)生的次同步振蕩情況進行統(tǒng)計，如圖6。部分統(tǒng)計數(shù)據(jù)列于表4。

圖6 哈密地區(qū)系統(tǒng)側次同步振蕩頻率統(tǒng)計Fig.6 Statistics of system side subsynchronous oscillation frequency in Hami area

表4 三塘湖投運后哈密地區(qū)次同步振蕩匯總Tab.4 Subsynchronous oscillation summary in Hami aera after Santanghu substation commissioning

續(xù)表

自三塘湖變投運至7月底，哈密地區(qū)共發(fā)生66次振蕩，振蕩頻率分布情況如圖6。實心正方形標記為系統(tǒng)發(fā)生振蕩時某電廠TSR扭振保護啟動；空心圈圈標記為振蕩時某電廠TSR扭振保護未啟動。根據(jù)統(tǒng)計，某電廠TSR扭振保護啟動次數(shù)為12次。

根據(jù)上述分析結果，哈密地區(qū)發(fā)生振蕩時，在系統(tǒng)側同時存在次同步頻率電流與超同步頻率電流，且電流諧波頻率不斷變化。當電流振蕩頻率與機組軸系的固有扭振頻率互補或接近互補，并且電流的諧波幅值達到一定程度時，就可能引起火電機組側發(fā)生次同步振蕩。

4 某電廠次同步振蕩抑制方案研究

考慮到實際機網(wǎng)運行方式的多樣性和網(wǎng)側振蕩頻率的時變性，實際系統(tǒng)中機組扭振的幅值將具有較強的不確定性，因此針對單一振蕩因素采取的抑制方法，無法完全解決振蕩問題[20-24]。

為了保護機組軸系安全，同時避免火電機組跳機時對系統(tǒng)產(chǎn)生大的沖擊，研究在火電機組側配置次同步振蕩抑制措施。參考國內(nèi)已有成熟的工程實施案例，如上都電廠采取GTSDC+SEDC措施來抑制串補引發(fā)的次同步振蕩問題，鄂溫克電廠采取GTSDC+SEDC措施來抑制呼遼直流引發(fā)的次同步振蕩問題?？紤]到本電廠次同步振蕩擾動因素的復雜性，研究采用GTSDC+SEDC聯(lián)合抑制方案的可行性[25]，此方案的實施為國內(nèi)外首例抑制新能源引發(fā)次同步振蕩問題的工程應用。

SEDC采用汽輪機轉速信號作為反饋信號，基于分模態(tài)原理，通過濾波、比例、移相環(huán)節(jié)得到各個模態(tài)的控制信號，線性相加后通過限幅環(huán)節(jié)形成SEDC的輸出，疊加到勵磁調(diào)節(jié)器的控制信號上，從而在勵磁繞組上產(chǎn)生次同步頻率電壓和電流，進而產(chǎn)生相應的電磁轉矩，對SSO起到阻尼作用[26-27]。

GTSDC也以發(fā)電機軸系轉速偏差信號作為輸入量，但不同的是，GTSDC是通過向定子側注入與扭振模態(tài)互補頻率的動態(tài)補償電流來增加機組次同步頻率阻尼特性，進而達到避免SSO風險的目的[28-30]。

GTSDC+SEDC聯(lián)合抑制措施示意圖如圖7所示，兩種抑制措施均安裝于廠側，以汽輪發(fā)電機轉速差作為各自輸入，分別輸出至勵磁側與定子側，產(chǎn)生相應電磁轉矩，最終生成相應電氣阻尼。

圖7 GTSDC+SEDC聯(lián)合抑制示意圖Fig.7 Schematic diagram of GTSDC+SEDC combined inhibition

GTSDC+SEDC聯(lián)合抑制措施使定、轉子形成互為備用功能，其中一個裝置停運，另一個裝置還能繼續(xù)提供抑制功能，有效降低了發(fā)生次同步振蕩時的火電機組切機風險。而且二次設備結構簡單，相對兩個互為備用的一次設備，電廠的投資和運行維護成本都將大大降低。

為驗證GTSDC+SEDC抑制方案的有效性，針對電廠實際送出系統(tǒng)進行合理化等值，采用PSCAD軟件建模如下拓撲網(wǎng)絡模型。圖中風電場建模為n臺型號相同的1.5MW直驅(qū)風機，它們連接于同一條母線上，且控制參數(shù)及運行狀態(tài)一致，相當于實際多風機的平均參數(shù)和狀態(tài)。

圖8 等值電網(wǎng)模型Fig.8 Equivalent power grid model

以7.1事件為例，采用GTSDC+SEDC聯(lián)合抑制方案進行次同步振蕩抑制。經(jīng)仿真分析，加入聯(lián)合抑制措施后，與無抑制措施相比，模態(tài)3轉速的穩(wěn)態(tài)振蕩幅值從0.197rad/s降低到0.052rad/s，抑制效果達到74%，如圖9(a)所示。

同樣地，考慮其他惡劣工況，如四臺火電機組均為90%出力，機械阻尼較小(滿載阻尼的50%)；特高壓直流投運；風電場715臺直驅(qū)風機投運，SVG恒電壓控制。在本工況下，采取聯(lián)合抑制措施，與無抑制措施相比，模態(tài)3的最大轉速幅值從1.032rad/s減小到0.060rad/s，穩(wěn)態(tài)轉速幅值從0.435rad/s降低到0.055rad/s，控制效果達87%，如圖9(b)所示。

在上述惡劣四機工況下，更進一步地，發(fā)生三相短路故障，此時仿真得到的模態(tài)3在有無抑制措施時，轉速波形的對比如圖9(c)所示。在聯(lián)合抑制措施下，模態(tài)幅值迅速衰減到較低水平。

(a) 7.1事件(a) 7.1 accident

根據(jù)上述仿真結果，在火電機組側安裝GTSDC+SEDC裝置，模態(tài)轉速的振蕩不再出現(xiàn)大的波動，而是迅速進入平穩(wěn)期，且振蕩幅值大大減小。仿真研究結果表明GTSDC+SEDC抑制方案具有良好的抑制效果。

5 某電廠次同步振蕩抑制效果工程驗證

某電廠4×660MW機組采用單臺機配置GTSDC+SEDC聯(lián)合方案來抑制次同步振蕩。經(jīng)過嚴謹?shù)姆桨笇Ρ?，采用北京四方繼保自動化股份有限公司生產(chǎn)的GTSDC與SEDC裝置。本方案于2019年開始工程實施，2020年9月具備投運條件。通過現(xiàn)場試驗來驗證GTSDC+SEDC的抑制效果。

在機組負荷保持穩(wěn)定運行工況下，投入SEDC抑制功能，通過GTSDC在電網(wǎng)側注入諧波電流信號作為擾動源，分別激發(fā)出機組側軸系在三個模式下的扭轉振動，激勵20秒后，投入GTSDC抑制功能，在SEDC與GTSDC的聯(lián)合抑制作用下，模態(tài)轉速信號迅速衰減。模態(tài)1、模態(tài)2、模態(tài)3的抑制效果分別如圖10(a)、(b)、(c)所示。

(a)模態(tài)1(a)Mode 1

在同樣的GTSDC激勵條件下，與無抑制措施相比，投入SEDC抑制后，模態(tài)1最大轉速幅值由無抑制措施的0.225rad/s降低到0.08rad/s左右；激勵退出后，在GTSDC與SEDC的聯(lián)合作用下，模態(tài)1的轉速由0.08rad/s左右快速降低到0.03rad/s以下；

在同樣的GTSDC激勵條件下，與無抑制措施相比，投入SEDC抑制后，模態(tài)2最大轉速幅值由無抑制措施的0.25rad/s降低到0.1 rad/s左右；激勵退出后，在GTSDC與SEDC的聯(lián)合作用下，模態(tài)2的轉速由0.1rad/s左右快速降低到0.03rad/s以下；

在同樣的GTSDC激勵條件下，與無抑制措施相比，投入SEDC抑制后，模態(tài)3最大轉速幅值由無抑制措施的0.22rad/s降低到0.11 rad/s左右；激勵退出后，在GTSDC與SEDC的聯(lián)合作用下，模態(tài)3的轉速由0.11rad/s左右快速降低到0.03rad/s以下。

投入聯(lián)合抑制措施后，三個模態(tài)的衰減速率與無抑制措施時的衰減速率比較如表5所示。聯(lián)合抑制措施極大地提高了某電廠機組對三個軸系模態(tài)的阻尼能力。

表5 聯(lián)合抑制下模態(tài)衰減系數(shù)Tab.5 Mode attenuation coefficient under combined suppression measures

6 結語

某電廠所在的輸電網(wǎng)絡中存在與機組模態(tài)頻率互補的振蕩電流量是導致某電廠7.1事件軸系扭振跳機的主要原因。哈密地區(qū)系統(tǒng)側頻繁發(fā)生次同步振蕩，當系統(tǒng)中的電氣量的振蕩頻率與機組軸系固有扭振頻率互補或接近互補時，有可能引起機組側扭振保護啟動甚至疲勞累計。由于系統(tǒng)側的次同步振蕩擾動因素諸多，僅系統(tǒng)側的監(jiān)測抑制措施并不完備。為了保護機組軸系安全，同時避免火電機組跳機對系統(tǒng)產(chǎn)生比較大的沖擊，火電機組側安裝GTSDC與SEDC次同步振蕩抑制裝置，提高阻尼能力，降低切機風險，保護軸系安全。經(jīng)現(xiàn)場試驗驗證，在持續(xù)激勵條件下，投入GTSDC+SEDC聯(lián)合抑制措施，各模態(tài)被激發(fā)的轉速幅值顯著減小，且在激勵退出后轉速幅值迅速衰減到較小的幅值范圍內(nèi)，模態(tài)衰減速率顯著提高，GTSDC+SEDC聯(lián)合抑制效果明顯。