某電站大型水力發電機組低頻有功功率振蕩事件分析及對策

陸 杰，張海庫，李 勇，閆懂林，王峻峰，鄭 陽

(1.四川大唐國際甘孜水電開發有限公司，四川 康定 626001；

2.武漢大學動力與機械學院，湖北 武漢 430072；

3.大唐水電科學技術研究院有限公司，四川 成都 610074)

0 引 言

試驗電站總裝機容量850 MW，采用左、右岸兩個地下廠房布置方式，其中左岸大廠裝機容量為 4×200 MW，在壩址下游約3 km處，從水庫左岸引水，主要任務是發電；右岸小廠裝機容量為2×25 MW，位于壩址附近，從水庫右岸引水，主要任務是承擔電站脫水段(壩址至左岸大廠電站尾水段間)環保供水。

2018年5月20日接省調通知，該電廠有功功率存在波動現象，主要體現在3、4號機組同時帶負荷后，在沒有進行有功調整操作的情況下，2臺機組有功功率呈現明顯的低頻振蕩。5月20日11點0分至15分時間段內，3號機組波動范圍為171.551～175.016 MW，4號機組波動范圍為151.565～156.385 MW，波動最大值達4.8 MW，周期16 s。

同時，經查監控，發現機組在其他工況下運行時也存在有功功率低頻振蕩現象，已經無法滿足電網的穩定性要求，需要避開該區域運行，這將造成顯著的經濟損失并給電網穩定性帶來潛在的威脅[1]。因此，探究該電廠功率振蕩的原因并提出有效的處理措施是十分必要的。

到目前為止，許多學者已經從不同角度對水力發電機組的功率振蕩問題展開了研究。針對水電機組調速系統參數不合理而導致的異步聯網方式下云南電網超低頻振蕩問題，劉春曉等[2]對其產生機理展開了深入分析，同時，張建新等[3]也提出了一些有功功率振蕩的抑制措施并進行了試驗驗證；Mo等[4]分析了水電高占比的電力網絡出現的超低頻振蕩問題，并提出了應對措施；高琴等[5]對比分析了不同水電機組調速器死區特性對有功功率低頻振蕩的影響效應；楊若樸等[6]提出了一套水電主導的調頻系統的PID參數整定方法，可以有效地避免可能引起的低頻振蕩問題。在怒江電網豐水大負荷的運行方式基礎上，宿瑞等[7]分析了水電機組引起的電網低頻振蕩問題并提出了有效的消除措施。這些文獻主要討論水電機組控制系統對有功功率波動的影響作用，而水力系統所誘發的機組有功功率振蕩問題也同樣值得關注。文獻[8]中討論了二灘電廠3號機組由于長時間工作在典型渦帶區而誘發的強迫功率振蕩問題，并提出了增強機組運行穩定性的方法；向文平等[9]分析了瀑布溝電站有功功率調節過程中出現的有功功率波動現象，發現其主要由于水輪機的水錘效應引起，通過調整導葉動作速度有效地解決了這一問題；劉志堅等[10]分析了水輪機尾水管壓力脈動對機組有功功率低頻振蕩的影響效應；Yang等[11]提出了水電站水力阻尼的量化方法，并分析了其對電力系統低頻功率振蕩的影響。

為了探求誘發該電站機組有功功率波動的主要原因，本文將利用真機試驗的方式，分別分析機組負荷、尾閘室水位、機組控制和勵磁系統與有功功率波動的關聯關系，討論可能引起機組有功功率振蕩的原因，并據此提出相關的緩解和消除措施進行驗證。

1 真機試驗及分析

1.1 電站概況及設備參數

該電站左岸大廠房4臺機組，采用“一洞一室兩機”及“單管單機供水”形式布置，每2臺機組組成1個水力單元，如圖1所示，1號和2號機組及其引水發電系統組成1號水力單元，3號和4號機組及其引水發電系統組成2號水力單元。引水發電系統由進水口，2條長約2 642.33/2 680.81 m、內徑14.5 m的壓力引水道，2個阻抗長廊式引水調壓室，4條長約140.79 m、內徑9.2 m的壓力管道，4臺200 MW混流式機組，4條尾水連接管，2個尾水閘門室，2條無壓尾水隧洞和出口組成。

圖1 電廠水力單元布置示意

該電站采用混流式水輪機，其型式為HLD597-LJ-600，最大水頭為77.7 m，最小水頭為57.4 m，額定水頭為67 m，額定流量為333.72 m3/s，額定出力為204 MW，額定轉速為107.1 r/min，安裝高程為1 393 m。

該電站發電機型式為SF200-56/13200，主要參數為：額定容量222.22 MV·A，額定功率200 MW，額定電壓15.75 kV，額定電流8 145.2A，功率因數0.9。

1.2 變負荷測試

為了研究負荷和機組有功功率振蕩的關系，這里通過變負荷試驗進行分析。首先，進行4號機組帶額定負荷，3號機組開機并升負荷到額定負荷的試驗，整體的過程如圖2所示。當3號機達到額定200 MW負荷后約10 min，3、4號機組出現雙機有功波動，3號機波動幅值約為4.1 MW，4號機波動幅值約為3.8 MW，波動頻率都約為0.064 Hz，同時，也可以觀察到3、4號機的尾閘室水位也會出現

圖2 3號機組開機升負荷過程有功功率及尾閘室水位變化

明顯的波動。接著進行如下試驗，3號機帶額定負荷，4號機升負荷到額定值，得到了類似的結果，這里不再贅述。

此外，開展3、4號機組同時從額定負荷降負荷試驗，觀察機組有功功率及尾閘室水位的變化過程，如圖3所示。隨著負荷的減少，機組有功功率波動及尾閘室水位波動的幅值同時減小，當3、4號機組減到各帶120 MW負荷時，雙機有功波動逐漸消失。

圖3 3、4號機組降負荷過程有功功率及尾閘室水位變化

基于上述試驗，機組有功功率波動與所帶負荷有著明顯的關聯關系，且越靠近額定負荷越容易產生功率振蕩。另外，也可以觀察到機組有功功率波動與尾閘室水位存在著明顯的同步關聯關系。

1.3 變尾水位測試

通過調用監控，發現在雙機滿負荷附近運行時機組的有功功率波動最為顯著且出現次數較多，同時，發現有功功率波動只在部分尾水位下產生，故首先在雙機帶滿負荷時調整尾水位來分析尾水位與有功功率波動的關系。在電站的泄洪流量從最小流量98 m3/s逐漸增加至2 660 m3/s過程中，3、4號機組的有功功率及尾水閘門室水位的響應曲線如圖4所示。從圖中可以看出，在隨著泄洪流量增加使得尾水位整體抬高的過程中，3、4號機組的尾水閘門室的水位波動也逐漸減小，同時，機組的有功功率波動也逐漸消失。由此可知機組的有功功率波動與尾水位有著明顯的關聯性，且尾水抬高可以有效地緩解有功功率波動。

圖4 3、4號機組雙機滿負荷運行時變尾水過程有功功率及尾水位變化

更進一步地，對機組有功功率波動最為顯著的低尾水情況進行分析。當泄洪流量調整至最小泄洪流量98 m3/s且雙機帶滿負荷時，機組的有功功率和尾水閘門室水位如圖5所示，3號機尾水閘門室水位1 402.8 m，4號機組尾水閘門室水位1 402.9 m。在這種情況下，3號機有功功率最大波動幅值為7.3 MW，尾水閘門室水位最大波動為2.42 m；4號機有功功率最大波動幅值約為7.5 MW，尾水閘門室水位最大波動為2.49 m。同時，對比波動的周期和相位可以發現，每臺機組的有功功率和尾水位的波動周期是相同的，且最低的功率對應于最高的尾水閘門室水位。基于上述的分析討論，可以推測尾水位是影響機組有功功率的一個重要因素。

圖5 低尾水位下最大的機組有功功率波動

類似地，在3、4號機同時帶180 MW負荷時，進行減小泄洪流量降尾水位操作，機組的有功功率和尾水閘門室水位的變化過程如圖6所示。在這個過程中，3、4號機的有功功率波動會逐漸產生并逐漸增大，同時，雙機尾水閘門室的水位也會出現明顯的波動，這也印證了機組有功功率波動與尾水位的關聯性。

圖6 3、4號機組各180 MW運行時變尾水過程有功功率及尾水位變化

1.4 控制和勵磁系統影響測試

控制系統可能導致機組的有功振蕩，測試過程如下：測試前，3、4號機同時帶190 MW，2臺機組均產生明顯的有功振蕩。

(1)3、4號機組依次先后退出調速器一次調頻，并保持一段時間，有功功率的時域響應如圖7a所示。

(2)進行機組退出勵磁PSS功能測試，3號、4號機組依次退出勵磁調節PSS功能，并保持一段時間，如圖7b所示。

(3)進行機組調速器切手動控制方式試驗，3號、4號機組調速器依次切到手動控制方式，保持一段時間，如圖7c所示，有功振蕩仍然存在。

(4)進行機組變功率因數測試，3號、4號機組先后進行功率因數在0.91～1之間調整，調整過程中系統的有功功率響應如圖7d所示。對比這些工況下的機組有功功率及尾水位，可以發現這些非水力因素對有功振蕩的影響不明顯，機組的低頻有功振蕩問題依舊存在。由此認為該機組的有功振蕩與調速器一次調頻功能、勵磁PSS功能、調速器控制方式和功率因數都沒有直接的關聯。

圖7 不同運行方式下機組的有功功率波動對比

最后，討論勵磁方式對有功功率的影響。進行機組勵磁切恒轉子電流方式運行測試，測試前3號機組帶190 MW負荷，4號機組帶180 MW負荷。如圖8a所示，測試前的機組處于明顯的有功波動狀態。當3號機組勵磁系統切恒轉子電流控制方式并保持一段時間后，如圖8b所示，有功波動仍然存在，周期和幅值無明顯變化，故可排除勵磁方式對有功波動的影響。

圖8 機組勵磁切恒轉子電流方式前后有功波動對比

綜上所述，可以發現幾個典型的規律：

(1)機組的有功功率波動與機組負荷有著明顯的關聯關系，當泄洪流量保持不變時，機組負荷越大，越容易產生有功波動。

(2)機組的有功波動與尾水位有著密切關系，尾水位越低，越容易產生有功波動。

(3)尾水閘門室水位波動周期和機組有功功率波動周期相同，且尾水位變化可能引起的功率變化與當前有功功率波動值基本吻合。

(4)機組有功波動與控制和勵磁系統無明顯關聯。經過綜合研判，得出該電站機組有功功率波動可能由于雙機共用尾水隧洞引起的水力干擾所致。

2 有功功率波動消除措施

基于上述機組有功功率波動原因的分析，根據已有經驗，可通過增加機組尾水系統阻尼進而消除水力干擾，經過相應設計和計算，先后在2號水力單元尾水系統的尾閘室與尾水主洞匯流點之間的2個尾水支洞內臨時安裝了高度為1 m和2 m的消能坎試驗裝置，并進行了部分負荷和滿負荷發電工況的現場試驗。本節將重點討論加入消能坎后對機組有功功率波動的影響。

首先，加入1 m的消能坎。當3號機帶180 MW，如圖9a所示，4號機帶200 MW負荷時，有功功率波動會自行減小消失；然而，如圖9b，負荷的輕微增加將可能重新誘發有功功率的波動。從阻尼學角度來看，當前加裝高度為1 m的消能坎后，2號水力單元尾水系統可能處于臨界阻尼狀態附近，體現在系統雙機滿負荷運行時波動有自主衰減趨勢，功率波動會明顯受到微小負荷波動的影響。由于設計工況及消能坎裝設高度的限制，在某些敏感工況下，尚未能完全消除有功功率波動，因此考慮進一步加高消能坎到2 m進行試驗。

圖9 加入1 m消能坎后機組的有功功率波動

加高消能坎到2 m后，開展了大量測試。首先，進行4號機組帶200 MW負荷，3號機組從80 MW負荷增至200 MW負荷后再降至100 MW負荷試驗，有功功率變化曲線如圖10a所示，在此過程中3、4號機組均未出現有功波動。測試時上游水位1 474.81 m，下游水位1 399.97 m。類似地，依次開展了3號機組帶200 MW負荷，4號機組從100 MW負荷增至200 MW后再降至100 MW負荷的測試(見圖10b)；3號機組從200 MW負荷降至120 MW負荷后再增至200 MW負荷，4號機組同時從120 MW負荷增至200 MW負荷后再降至120 MW負荷測試(如圖10c)；3、4號機組同時從120 MW負荷增至200 MW負荷再降至120 MW負荷測試(見圖10d)。在上述過程中3、4號機組均未出現有功波動。

圖10 單機變負荷有功波形

除了上述試驗之外，又分別測試了單臺機組在180、160、140 MW情況下另一臺機組在140～200 MW之間變負荷的情況，發現在部分工況下仍然會存在輕微的有功功率波動。機組有功波動幅值最大值出現在3號機組帶180 MW，4號機組帶160 MW負荷時，此時波動的變化曲線如圖11所示，3、4號機組幅值變化均為2.1 MW，相比于采取工程措施前的3號機最大幅值7.4 MW和4號機幅值最大7.8 MW有明顯的減小，已經滿足電網對功率波動的要求。

圖11 加2 m坎后的最大有功功率波動工況

綜上所述，在電站二號水力單元尾水系統的尾閘室與尾水主洞匯流點之間的兩個尾水支洞內安裝高度為2 m的消能坎裝置可以有效地抑制和消除由于水力干擾引起的機組有功功率低頻振蕩問題，使其滿足電網對水電機組聯網的要求。

3 結 論

水力發電機組有功功率低頻振蕩問題會明顯威脅電網的穩定運行。針對國內某水電站出現的低頻有功功率振蕩問題，利用真機試驗，分析了機組負荷、尾水位、勵磁及控制系統與有功功率波動的關系，發現該電站機組有功波動與機組負荷和尾水位有著明顯相關性，與勵磁及控制系統無關聯性，分析得出機組有功波動是雙機共用尾水隧洞引起的水力干擾所導致的。通過在尾閘室與尾水主洞匯流點之間的兩個尾水支洞內消能坎裝置，有效地緩解和消除了機組的低頻有功功率波動，為電網的安全運行提供了可靠保障。本文提出的分析與處理方法，對同類型大型水電機組有功振蕩消減具有指導意義。