次同步谐振方案教学教材

1、学习资料中电普安电厂2 X 660MVWf建工程次同步谐振保护方案编写:（编写人会签）审核：（编写人会签）审定：批准：日期：二0一六年七月仅供学习与参考学习资料一、概述普安电厂两台机组双回线路 33KM接入兴仁换流站，由于兴仁换 流站为整流站，故电网中的包含很多谐波分量，有可能存在低于工频 的谐波分量，这些谐波分量可能在某个频段与电网及普安电厂发电机 变压器组产生电气谐振。当这些谐振的频率与发电机组轴系的固有扭 振频率互补时（此时这两个频率之和等于系统的同步频率）或者说汽 轮机发电机组轴系的自然扭振（普安自然扭振见表1）与折算到转子侧的电气谐振回路的自然振荡频率非常接近时，就会引起大轴的共 振

2、。电网和汽轮发电机组的耦合就会产生相互激励，当这种激励可以抵消和超过机械和电磁振荡中的所有阻尼和电阻消耗的能量时，就会在系统中产生次同步振荡，机组轴系将处于扭振状态，产生疲劳损耗， 疲劳累计将严重影响转子的机械性能和寿命，严重时可导致大轴产生 裂纹，损伤，甚至螺栓剪断、大轴断裂。表1：普安电厂1-8阶自然扭振频率厂家数据:阶数一1阶2阶3阶4阶5阶6阶7阶8阶所（Hz）19.729.257.2118.8149.0161.8二、技术路线1970年代美国Mohave电厂连续发生两次汽轮发电机组轴系出 现严重损伤的事故，该事故由机网交互作用的次同步振荡引起汽轮发 电机轴系出现次同步扭振，进而因大轴疲

3、劳损伤。事故发生之后，引 起业界的高度重视，经过大量研究，明确了在长距离输电系统中使用 仅供学习与参考学习资料电容串补或者高压直流输电的情况下，电源端的汽轮发电机组有可能存在扭振的风险。这些年， 随着我国电力建设的快速发展，大批煤电能源基地电源点的重点项目已经完成或正在进行。其中不少工程都存在次同步振荡及扭振的问题，典型的有：盘南电厂、发耳电厂（贵广直流），绥中电厂（东北-华北联网高岭背靠背工程），呼伦贝尔电厂、伊敏电厂、鄂温克电厂（呼辽直流），云南威信电厂、镇雄电厂（溪洛渡直流），等等， 都由于直流输电而存在不同程度的次步振荡及扭振问题。普安电厂与盘南、发耳同是接入兴仁换流站，面临情况基本类

4、同。普安电厂两台机组双回线路33km 接入兴仁换流站，当直流输电控制方式及控制参数不当时，会造成机网系统在某些次同步频率段出现阻尼很低或者阻尼为负的恶劣情况。在这种情况下，如果出现扰动，则很有可能激发出次同步振荡。特别是电气谐振频率与轴系固有扭振频率互补时，扭振难以平息，危害很大。比如，假设电网系统的次同步振荡频率为30Hz,则30Hz的次同步电流（尽管这个量可能不大）会在发电机三相绕组中产生对应于30Hz 的旋转磁场，它与发电机的转子形成20Hz的转差频率，在定子旋转磁场和转子旋转磁场的共同作用下，除了同步力矩之外，同时叠加了20Hz的次同步力矩。如果这个20Hz的频率恰好十分接近汽轮发电机

5、组轴系的某一阶固有扭振模态频率时，大轴上的扭振就会恶化，形成共振，难以平息，甚至出现扭振幅度逐渐发散的状况。在低阻尼或者负阻尼的恶劣情况下，电网系统与汽轮发电机组之间的这种耦合振荡有可能超过机械和电磁振荡中的所有阻尼所能消耗的能量，这样长期的扭振将使大轴产生金属疲劳损耗，疲劳累计将严重影响转子的机械性能和寿命，严重时可导致大轴产生裂纹，损伤，甚至螺栓剪断、大轴断裂。学术界和工程界一致认为次同步振荡及发电机组扭振是公认的电力系统复杂问题，对电网安全稳定运行、电力设备安全运行有重大影响， 它的复杂程度与机组及电网系统的众多因素相关。由于机组参数、电网系统参数、电网运行方式、直流输电换流站控制方式及

6、参数等系统的复杂性，有的电厂只有在极端方式下才可能出现扭振，比如威信电厂、镇雄电厂，这种情况下，一般只需要安装扭振保护装置即可，实时监测机组扭振的情况；有的电厂出现扭振的可能性则较高，比如盘南电厂、伊敏电厂，这种情况下，一般先安装扭振保护装置，通过实时监测确实发现机组频繁出现扭振报警甚至出现扭振跳闸之后，尽快从两个方面入手，一是调整电网运行方式，二是考虑在发电厂侧实施扭振抑制方案。三、方案依据根据普安电厂至兴仁换流站双回500kV 线路工程可行性研究报告，分析普安电厂和邻近的兴安(贵广II回)直流之间可能存在的次同步振荡SSO (SubsynchronousOscillation)问题，采用机

7、组作用系数 UIF (Unit Interaction Factor)法，对多种可能的 N1 和 N 2 运行情况进行了分析。机组作用系数法UIF 是目前用于分析直流输电引起的次同步振荡问题的一种工程研究方法。机组作用系数的表示式如仅供学习与参考学习资料下:/ SC. M融皿加1-后二 I /UIF=其中UIF为所考察的第i台机组的作用系数；MVAhvdc为直流 输电系统的额定容量；MVA为第i台机组的额定功率；SGot为考虑 第i台机组时，直流换流母线处的短路容量；SC为不考虑第i机组时，直流换流母线处的短路容量。止匕外，对于相同类型的机组可以等 值为一台机组处理。当UIF>0.1时，

8、认为直流输电系统与其临近的同 步发电机组之间就将存在较为明显的相互作用，此时应该认真研究发 电机组的次同步振荡问题。如果 UIF<0.1,则认为发电机组不存在明 显的次同步振荡问题。按照UIF计算原则，在系统短路容量较低情况 下（除普安电厂提供的短路容量），发生次同步振荡概率较大。因此 为得到较为严苛的计算结果，应选取普安电厂投产年丰小方式， 且黔 西南机组关停较多作为研究边界条件。2017年普安电厂投产后，为满足黔电送粤10000MW,兴金线和 金天线在金州变内跳通，同时兴义 220kV电网解环运行，丰小方式 下八河兴仁换流站发生 N- 2故障后，兴义电网与贵州主网断开， 兴仁换流站形

9、成孤岛，该种条件下可能发生明显次同步振荡现象。由表2可知，八河兴仁换流站N-2故障运行方式下，普安电厂机组 作用系数达到0.33左右。其余运行方式下普安电厂机组作用系数均 小于0.1,发电机组不存在明显的次同步振荡问题。表22017年丰小方式下普安电厂作用系数计算表（兴金线和金仅供学习与参考学习资料天线在金州变内跳通）序号运行方式MVAhvdc(MW)MVAi(MW)SC(MW)SOOT(MW)UIF1正常接线3000132015757190020.06632八河兴仁换N-13000132012858161040.09233八河兴仁换N-230001320528385300.32934金州兴仁

10、换N-13000132015723189690.06665金州兴仁换N-23000132013961172130.08116光照电厂兴仁换N-13000132013794170350.08237盘南电厂兴仁换N-13000132014104173560.0798若2017年黔电送粤规模达不到10000MW ,则兴金线和金天线不需要站内配串跳通，即使丰小方式下八河兴仁换流站发生N-2故障，兴义电网通过金天线依然和广西电网存在联系，发电机组也不存在明显的次同步振荡问题。由表 3可知，该运行方式下，普安电 厂机组作用系数为0.07左右。综上所述，仅在兴仁换流站孤岛运行 方式下，普安电厂发电机组存在次

11、同步振荡风险，其它方式下次同步仅供学习与参考震荡的风险较小。但为保证普安电厂安全可靠运行，报告仍然建议开展次同步震荡专题研究。表32017年丰小方式下普安电厂作用系数计算表（金天线保持连接）序号运行方式MVAhvdc(MW)MVA(MW)SC(MW)SCTot(MW)UIF1正常接线3000132025289285470.02962八河兴仁换N-13000132022437256960.03663八河兴仁换N-23000132014981182420.07264金州兴仁换N-13000132022494257540.03645金州兴仁换N-23000132013961172230.08156光

12、照电厂兴仁换N-13000132023322265780.03417盘南电厂兴仁换N-13000132023633268890.0333综上所述，建议在项目前期做次同步振荡及扭振风险评估工作,主要包括：仅供学习与参考学习资料（ 1）收集轴系参数，建立汽轮发电机组轴系多质块模型，计算扭振模态频率、扭振振型。（ 2）收集发电机组参数，包括调速系统参数、励磁系统参数等，建立发电机组等值模型。（ 3）收集电网参数，包括直流输电系统的相关参数，建立发电厂外送系统等值模型。（ 4）初步粗略计算筛选，确定发电厂次同步振荡的风险。（ 5）时域仿真，详细计算多种运行方式下的次同步振荡特性，进一步定量进行次同步风

13、险评估。（ 6）根据计算及风险评估的结果进行分析，进一步对发电厂机组次同步振荡及扭振问题提出相应的解决方案，估算解决方案的投资。四、投资分析次同步谐振风险及研究计算费用：南网电科院来做预计要100万，但是日前联系南网电科院，告知工作繁忙，没有时间来负责普安项目。如果真的南网电科院不做的话，目前可以考虑南瑞，清华、浙大等高校，其相关费用较南网电科院较低。考虑到我们与南网的关系，而且研究中需要调取很多南网方面的数据，建议还是尽量由南网电科院来开展研究工作。保护设备费用:目前国内仅有四方、南瑞两家公司做相关设备，估计投资两百多万。抑制装置费用:如果真的次同步谐振问题严重时方考虑安装，投资费用预计超过五百万。五、方案分析提出以下两种方案：方案一：直接联系设备厂家（四方及南瑞）次同步谐振保护装置设备招标，标书中可以包含相关次同步振荡风险分析，由设备厂家报价，提交相关报告。方案二：联系南网电科院进行次同步振荡风险分析，预计费用100 万元；根据次同步风险分