譚劍輝，王輝斌，熊尚峰，張 維，周 斌，周艷龍

（1.國家電網(wǎng)湖南省電力有限公司水電分公司，湖南 長沙 410004；2.國家電網(wǎng)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(nèi)，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(jīng)改造增容至115 MW。黃秧坪開關(guān)站距離廠區(qū)1.5 km，老廠和新廠各有2回220 kV線路接入黃秧坪開關(guān)站，另有5回220 kV線路連接至電網(wǎng)。

黃秧坪開關(guān)站為戶內(nèi)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(jīng)論證需進行原址重建為HGIS開關(guān)站。原址重建計劃工期為14個月，在此期間，作為湖南電網(wǎng)發(fā)電與調(diào)峰主力的鳳灘水電廠盡可能在對系統(tǒng)方式影響小的情況下繼續(xù)運行，確保安全度汛和安全度冬。

根據(jù)湖南電網(wǎng)負荷分布現(xiàn)狀，結(jié)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(guān)站的4回220 kV線路與黃秧坪開關(guān)站送至電網(wǎng)的4回220 kV線路“在黃秧坪開關(guān)站外兩兩搭接”，待原址重建的HGIS開關(guān)站安裝完畢后，再將搭接線路剖進。據(jù)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(tǒng)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(tǒng)聯(lián)系阻抗變大，機組與系統(tǒng)的聯(lián)系減弱，更容易引起振蕩，需對PSS參數(shù)進行調(diào)整，同時調(diào)整監(jiān)控系統(tǒng)和調(diào)速器的增減負荷參數(shù)；②失磁保護定值需根據(jù)聯(lián)系阻抗的變化進行修改；③機組進相定值需進行調(diào)整；④由于線路對側(cè)變電站母差保護動作等原因造成線路側(cè)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(xiàn)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(fā)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(shù)：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(diào)速器

型號：PSWT-150-6.3；工作油壓：6.3 MPa。

（5）上網(wǎng)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(fā)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(lián)600斷開，6號發(fā)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(wǎng)。如圖1所示。

圖1 6號發(fā)電機間隔試驗運行方式

2.2.2 試驗步驟

（1）機組調(diào)速系統(tǒng)一次調(diào)頻靜態(tài)試驗。詳細過程與常規(guī)機組調(diào)速系統(tǒng)一次調(diào)頻靜態(tài)試驗完全相同：在機組流道未充水的情況下，校驗調(diào)速器測頻回路、測定轉(zhuǎn)速死區(qū)ix及永態(tài)轉(zhuǎn)差系數(shù)bp、校核調(diào)節(jié)死區(qū)、模擬一次調(diào)頻動作試驗等。

（2）機組PSS參數(shù)整定。詳細過程與常規(guī)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(xiàn)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(fā)電機電壓的相位-頻率特性；根據(jù)測定的勵磁系統(tǒng)無補償頻率特性，采用仿真計算方法設計PSS相位補償參數(shù)；測量勵磁系統(tǒng)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(nèi)滿足-80°～-135°的相位要求；確定PSS放大倍數(shù)；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(diào)整機組有功功率，觀察并驗證PSS“反調(diào)”現(xiàn)象，記錄最大反調(diào)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(xiàn)低頻振蕩時的功率可能比較小。

（3）機組有功功率調(diào)節(jié)參數(shù)優(yōu)化試驗。詳細過程與常規(guī)機組有功功率調(diào)節(jié)參數(shù)優(yōu)化試驗完全相同：退出機組AGC，通過監(jiān)控系統(tǒng)上位機發(fā)令調(diào)整機組有功功率，測試及調(diào)整監(jiān)控系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)參數(shù)、調(diào)速器導葉響應速度，最終選取一組最佳的調(diào)節(jié)參數(shù)，復核功率調(diào)節(jié)過程。

（4）機組調(diào)速系統(tǒng)一次調(diào)頻動態(tài)試驗。詳細過程與常規(guī)機組調(diào)速系統(tǒng)一次調(diào)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(diào)頻響應行為試驗、機組一次調(diào)頻的調(diào)整負荷限幅功能校核、監(jiān)控系統(tǒng)有功閉環(huán)調(diào)節(jié)與一次調(diào)頻配合試驗、模擬電網(wǎng)頻率動態(tài)變化試驗、跟蹤電網(wǎng)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(cè)斷路器；②在機組帶25%額定負荷下跳線路對側(cè)斷路器；③在機組帶50%額定負荷下跳線路對側(cè)斷路器；④在機組帶75%額定負荷下跳線路對側(cè)斷路器；⑤在機組帶100%額定負荷下跳線路對側(cè)斷路器。

2.2.3 安全措施

（1）按系統(tǒng)阻抗參數(shù)調(diào)整6號發(fā)電機失磁保護定值，將6號發(fā)電機過電壓保護定值調(diào)整為130 V/0.1 s，退出黃桃線重合閘，退出穩(wěn)控裝置跳6號發(fā)電機出口壓板。

（2）退出6號發(fā)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(diào)速器、勵磁裝置應設專人監(jiān)視設備有功功率、頻率變化情況。

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

3 試驗結(jié)果

3.1 6號機組PSS及有功功率調(diào)節(jié)參數(shù)優(yōu)化試驗

（1）未投PSS，負荷調(diào)至140 MW時，發(fā)生功率振蕩。振蕩范圍140～180 MW，功率振蕩頻率1 Hz，現(xiàn)場手動壓減負荷后振蕩平息。

（2）根據(jù)試驗情況，最終確定PSS參數(shù)見表1。

表1 PSS參數(shù)表

（3）機組處于功率調(diào)節(jié)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(diào)節(jié)。調(diào)節(jié)過程平穩(wěn)，調(diào)節(jié)速率、精度均滿足要求。

（4）機組處于開度調(diào)節(jié)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(diào)節(jié)。調(diào)節(jié)過程平穩(wěn)，調(diào)節(jié)速率、精度均滿足要求。

5號機組PSS試驗及機組有功功率調(diào)節(jié)參數(shù)優(yōu)化試驗情況基本類似，不再贅述。

3.2 6號機組一次調(diào)頻試驗

（1）調(diào)速系統(tǒng)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(diào)速系統(tǒng)一次調(diào)頻綜合固有死區(qū)-0.05～+0.05 Hz，一次調(diào)頻轉(zhuǎn)速死區(qū)≤0.1%。

（3）測得第一組永態(tài)轉(zhuǎn)差系數(shù)3.992%；第二組永態(tài)轉(zhuǎn)差系數(shù)3.993%。

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

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

（7）模擬電網(wǎng)頻率動態(tài)變化試驗：響應正常。

（8）跟蹤電網(wǎng)頻率試驗：響應正常。

5號機組一次調(diào)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(cè)甩25%額定負荷試驗。跳黃秧坪站側(cè)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃IV線及黃桃線方式。

結(jié)論：單機變帶長線路工況下，本側(cè)線路甩50 MW，調(diào)速器、勵磁控制穩(wěn)定，無明顯自勵磁現(xiàn)象。

（2）線路對側(cè)甩25%額定負荷試驗。跳桃花江側(cè)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃IV線及黃桃線方式。

結(jié)論：單機變帶長線路工況下，對側(cè)線路甩25%額定負荷，工況與本側(cè)甩25%額定負荷試驗基本相同，調(diào)速器、勵磁控制穩(wěn)定，無明顯自勵磁現(xiàn)象。

（3）線路對側(cè)甩50%負荷試驗。跳桃花江側(cè)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃IV線及黃桃線方式。

結(jié)論：單機變帶長線路工況下，對側(cè)線路甩50%額定負荷，調(diào)速器、勵磁控制穩(wěn)定，無明顯自勵磁現(xiàn)象。

（4）線路對側(cè)甩75%負荷試驗。跳桃花江側(cè)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(fā)電機過壓保護”，勵磁系統(tǒng)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(jié)論：單機變帶長線路工況下，對側(cè)線路甩75%額定負荷，調(diào)速器控制穩(wěn)定，但勵磁裝置存在明顯的失穩(wěn)現(xiàn)象。

經(jīng)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(diào)節(jié)失控。

再次進行線路對側(cè)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(cè)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃IV線及黃桃線方式。

（5）線路對側(cè)甩100%負荷試驗。跳桃花江側(cè)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(fā)電機過電壓保護、滅磁開關(guān)負荷跳閘、”，發(fā)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(jié)論：單機變帶長線路工況下，對側(cè)線路甩100%額定負荷，調(diào)速器控制穩(wěn)定，但勵磁裝置沒能將發(fā)電機機端電壓控制好，存在明顯的過電壓，致使發(fā)電機過電壓保護動作而跳機。

經(jīng)查，勵磁裝置沒有判斷線路甩負荷的邏輯。在線路對側(cè)甩100%負荷后，機組轉(zhuǎn)速快速上升，但勵磁裝置判斷機組處于并網(wǎng)狀態(tài)，仍維持機組并網(wǎng)狀態(tài)下的調(diào)節(jié)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(fā)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(jié)果如下。

（1）線路本側(cè)甩25%額定負荷試驗。跳黃秧坪站側(cè)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結(jié)論：單機變帶長線路工況下，本側(cè)線路甩50 MW，調(diào)速器、勵磁控制穩(wěn)定，無明顯自勵磁現(xiàn)象。

（2）線路對側(cè)甩25%額定負荷試驗。跳善卷側(cè)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結(jié)論：單機變帶長線路工況下，對側(cè)線路甩25%額定負荷，工況與本側(cè)甩25%額定負荷試驗基本相同，調(diào)速器、勵磁控制穩(wěn)定，無明顯自勵磁現(xiàn)象。

（3）線路對側(cè)甩50%額定負荷試驗。跳善卷側(cè)612甩100 MW，機組轉(zhuǎn)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結(jié)論：單機變帶長線路工況下，對側(cè)線路甩100 MW，調(diào)速器、勵磁控制穩(wěn)定，無明顯自勵磁現(xiàn)象。

（4）線路對側(cè)甩75%額定負荷試驗。跳善卷側(cè)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結(jié)論：單機變帶長線路工況下，對側(cè)線路甩150 MW，調(diào)速器、勵磁控制穩(wěn)定，無明顯自勵磁現(xiàn)象。

（5）線路對側(cè)甩100%額定負荷試驗。跳善卷側(cè)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(diào)速器及勵磁均穩(wěn)定于單機變帶鳳黃Ⅲ線及黃善線方式。

結(jié)論：單機變帶長線路工況下，對側(cè)線路甩200 MW，調(diào)速器、勵磁控制穩(wěn)定，無明顯自勵磁現(xiàn)象。

4 結(jié)語

（1）機變線組特殊工況，通過對機組PSS參數(shù)和調(diào)速系統(tǒng)參數(shù)進行調(diào)整，可以確保機組穩(wěn)定運行。

（2）機變線組特殊工況，線路對側(cè)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(diào)節(jié)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(xiàn)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(cè)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(wǎng)狀態(tài)，致使控制輸出紊亂，電壓調(diào)節(jié)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(diào)節(jié)裝置均能調(diào)節(jié)正常，從而確保機組的安全。