水電站轉(zhuǎn)型后穩(wěn)定發(fā)供電策略研究

鄭福民，王學輝，楊世虎，周 邦，吳輝華，黃 江，劉 軍

(國家電投云南國際電力投資有限公司，云南 昆明 650028)

0 引言

緬甸小其培水電站(簡稱電站)是國家電投集團云南國際電力投資有限公司(簡稱云南國際)首座境外投產(chǎn)的水電站，其按照為緬甸伊洛瓦底江水電-密松項目工程梯級開發(fā)提供施工電源而設計、建設。2011年9月電站投產(chǎn)發(fā)電，同年10月緬方宣布擱置伊洛瓦底江水電-密松項目工程，電站失去設計功能。2012年緬北發(fā)生“4.26”武裝沖突，電站被迫停運，人員撤離，隨后電站遭嚴重破壞。應緬甸政府請求，云南國際于2013年9月完成電站修復，并同意緬方將電站從施工電源電站轉(zhuǎn)為商業(yè)運營電站，當年12月送電至400 km外的南巴地區(qū)，供電跨越緬甸兩省邦，覆蓋了全緬北，改善緬北民眾用電狀況。

1 電站基本情況

電站總裝機容量為3×33 MW，引水隧洞長11.2 km，水庫庫容123.4萬m3，水頭425 m。考慮到水庫水頭高、引水流量小等因素，經(jīng)調(diào)保計算后引水系統(tǒng)取消調(diào)壓井。

2 電站面臨的問題

2013年9月，電站通過自建的110 kV源松線“T”接到緬北66 kV主干網(wǎng)向緬北供電，電站轉(zhuǎn)為商業(yè)運營，由此改變了電站輸出方式。緬北電網(wǎng)是由各66 kV變電站以∏型架構(gòu)形成的電網(wǎng)，供電距離超過400 km。2015年5月，緬北電網(wǎng)末端在角布投變電站與緬甸國家電網(wǎng)并網(wǎng)（見圖1）。

圖1 緬北電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及潮流

2.1 電站運行面臨的狀況

(1) 原設計的發(fā)、輸電主輔設備部分運行參數(shù)需要重新計算整定、改進和完善，尤其是輸電線路全部需要重新計算保護定值，并增減部分保護設備。

(2) 各主輔設備參數(shù)、繼電保護、自動裝置、運行工況等存在匹配、磨合、適應等問題。

(3) 引水系統(tǒng)未設置調(diào)壓井，調(diào)節(jié)品質(zhì)存在先天性不足。

(4) “T”接的緬北電網(wǎng)其電壓等級低和電網(wǎng)結(jié)構(gòu)脆弱，穩(wěn)定性差。

(5) 電站成為緬北電網(wǎng)主要電源，商運初期將處于孤網(wǎng)運行狀態(tài)，2015年雖與緬甸國家電網(wǎng)并網(wǎng)，但距離較遠(430 km)，聯(lián)系薄弱，且緬甸電網(wǎng)總裝機容量245.3萬kW，無力向緬北電網(wǎng)饋電，電站潮流是單向，呈孤網(wǎng)運行。

(6) 緬方電網(wǎng)電力調(diào)度不規(guī)范，線路管理維護不到位。

(7) 緬甸各變電站電力技術(shù)裝備落后，設備設施陳舊。

2.2 電站轉(zhuǎn)型的研究

(1) 投運后無功負荷性質(zhì)與設計相反，原設計針對的主要是施工電動機，呈現(xiàn)的是感性無功負荷，故而在密松變電站安裝了電容補償設備。轉(zhuǎn)商運后，機組輸出呈高度容性無功，機組運行抄表顯示：日常15 MW出力其容性無功達-8 Mvar，機組呈現(xiàn)進相運行特點。

(2) 送出負荷受限突出，初期電站發(fā)電送出負荷在15～17 MW時就容易引起功率振蕩，負荷受到卡阻。

(3) 發(fā)供電運行非常不穩(wěn)定，小負荷波動(2～3 MW)就能引起機組頻率異常保護動作跳閘。

(4) 電網(wǎng)頻繁故障和負荷波動容易引發(fā)電站跳閘，進而導致緬北電網(wǎng)失電(因緬甸國家電網(wǎng)容量小無法向緬北送電，故電站失電后角布投變電站會斷開)，以致緬方質(zhì)疑中方的設備、技術(shù)和管理。

因此，針對電站轉(zhuǎn)型開展研究攻關(guān)，探索電站轉(zhuǎn)型后的穩(wěn)定發(fā)供電策略。

3 探索和試驗

3.1 機組的過渡過程

電站機組穩(wěn)定發(fā)供電的難點是過渡過程因引水系統(tǒng)未設調(diào)壓井而大大延長，從南瑞公司對電站的仿真計算可知：孤立運行沖擊式機組在額定水頭(433 m)及90 %額定功率下，3臺機組分別甩10 %～80 %額定功率時，機組轉(zhuǎn)速偏差呈逐步衰減規(guī)律，但衰減較慢，衰減至額定轉(zhuǎn)速±1 %區(qū)域內(nèi)分別需79 s，99 s和160 s。

3.2 波動調(diào)節(jié)品質(zhì)

仿真計算結(jié)果：水力過渡過程大波動需要較長的接力器噴針關(guān)閉時間(約為75 s)才能滿足25 %的壓力上升率要求，在孤立電網(wǎng)發(fā)供電條件下，快速的負荷變化及過慢的接力器噴針關(guān)閉時間將直接導致機組經(jīng)常偏離額定轉(zhuǎn)速(頻率)較大的幅值及持續(xù)較長調(diào)節(jié)時間；電站調(diào)節(jié)系統(tǒng)小波動過程雖然穩(wěn)定，但波動過程緩慢，調(diào)節(jié)品質(zhì)較差。

3.3 頻率異常

初期開展了負荷擾動仿真計算，其負荷—頻率擾動特性見表1。

表1 負荷—頻率擾動特性

可見，按20 MW負荷基數(shù)，1臺機組運行時，甩負荷大于2.4 MW或加負荷大于1.7 MW，頻率將超過限制，容易導致頻率異常保護動作跳閘。此外，初期緬北電網(wǎng)內(nèi)負荷不高，但波動較大，負荷上升時需要將機組由雙噴針運行切換為四噴針運行；反之負荷下降要由四噴針切換為雙噴針運行，這種切換也會引發(fā)機組運行不穩(wěn)定，帶來頻率波動。

3.4 電壓研究

3.4.1 電壓波動仿真

仿真計算表明：電網(wǎng)各變電站分別突然增加1 MW負荷，系統(tǒng)暫態(tài)電壓跌落(由近及遠) 0.35～1.61 kV，穩(wěn)態(tài)電壓降低0.1～1.2 kV；各站分別甩1 MW負荷時，系統(tǒng)暫態(tài)電壓升高0.30～1.05 kV，穩(wěn)態(tài)電壓升高0.14～0.83 kV。可見，系統(tǒng)短路電流較小的站點負荷波動對系統(tǒng)電壓影響較大。

3.4.2 過電壓研究

發(fā)電機甩負荷時，由于電站調(diào)速器不靈敏，瞬時發(fā)電機輸入功率大于輸出功率，使轉(zhuǎn)輪加速，此時定子繞組去磁作用的電樞反應將減小，發(fā)電機端電壓升高，加上長線路的容性電流在發(fā)電機中產(chǎn)生的助磁作用，使機端電壓疊加升高，理論數(shù)值可達1.8～2.0倍的發(fā)電機額定電壓，可能使機組過電壓保護動作跳閘，降低機組的穩(wěn)定性。

3.5 無功負荷

電站日常負荷輸出中無功負荷呈容性。從理論上分析：容性無功對發(fā)電機電樞磁場起助磁作用，即運行的勵磁電流將減小(轉(zhuǎn)子電流小于380 A空載勵磁電流)，從而運行時發(fā)電機定、轉(zhuǎn)子間電樞磁場強度下降，穩(wěn)定性降低；從發(fā)電機的功角關(guān)系分析：根據(jù)輸出的功率P與功角δ的關(guān)系式P=(E0U/xd)sinδ，機組勵磁電流降低，使E0下降，其功角特性曲線下移，輸送同樣的功率P0時，則運行工作點更接近曲線頂部，機組靜態(tài)穩(wěn)定性降低。

3.6 試驗探討

3.6.1 噴針靜/動態(tài)開關(guān)機試驗

對1號水輪機進行噴針靜/動態(tài)開關(guān)機時間的試驗測試。噴針全行程運動規(guī)律近似為直線，計算某段的運動速率后，折算為全行程的開、關(guān)機時間(見表2)。試驗表明：噴針動態(tài)最大開、關(guān)機速率和靜態(tài)最大開、關(guān)機速率有很大差別，噴針靜態(tài)關(guān)機(140 s)和動態(tài)關(guān)機時間(70 s)差距1倍，機組運行穩(wěn)定性較差。

表2 機組動態(tài)與靜態(tài)開關(guān)機時間 單位:s

從上述數(shù)據(jù)初步分析：動、靜態(tài)開關(guān)機時間變化規(guī)律成線性變化，反映了噴針在有水和無水狀態(tài)下的受力狀態(tài)，但動作時間相差過大。由此可見，在系統(tǒng)負荷波動時，機組難以及時通過噴針響應動作調(diào)節(jié)以達到新的穩(wěn)定。

3.6.2 機組突增和突減負荷試驗

(1) 單機負荷突增2 MW試驗。3號機組帶負荷5.8 MW，突增到7.8 MW，記錄如表3。可見單機負荷突增2 MW能引起頻率變化2.6 Hz，不能滿足穩(wěn)定運行要求，這也是電站經(jīng)常發(fā)生的機組頻率異常保護動作跳閘原因。

表3 3號機組突增2 MW試驗數(shù)據(jù)

(2) 單機突減負荷試驗。試驗通過斷開各個變電站切除負荷，進行甩負荷試驗。當單臺機組帶12 MW運行時，分別甩系統(tǒng)側(cè)負荷(4 MW，5 MW)，能最終穩(wěn)定在50 Hz附近，滿足實際發(fā)供電要求。甩負荷(6 MW，12 MW)過程中出現(xiàn)最高頻率56.82 Hz，達到過頻保護動作跳閘值(過頻二段54 Hz動作跳閘)，機組失去穩(wěn)定。相關(guān)動態(tài)品質(zhì)指標，轉(zhuǎn)速上升以及水壓上升均滿足相關(guān)標準和要求(見表4)。

表4 3號機組調(diào)速器甩負荷調(diào)保計算匯總

4 策略和措施

4.1 緩解機組出力受限

更改日常運行方式，增加投運機組，電站的電氣系統(tǒng)如圖2所示，具體分析如下。

(1) 增加運行機組。按照緬北日常負荷量，電站只需1臺機組發(fā)供電即可，更改為2臺機組發(fā)供電帶負荷，這種逆向增加投運機組的思路，主要從縮短電氣距離出發(fā)。2臺機組并聯(lián)使XΣ降低，相當于縮短了線路電氣距離。

(2) 增加投運的主變壓器臺數(shù)。即在電站發(fā)電機—主變單元制接線情況下，日常正常情況下如3臺主變均投入運行，可以增加感性無功負荷，抵消一部分系統(tǒng)容性無功負荷，提高機組的電動勢，從而提高機組靜態(tài)穩(wěn)定有功功率極限。

(3) 增加投運的發(fā)—變組臺數(shù)，提高輸出負荷，初步突破了出力受限的瓶頸。

圖2中：E0為發(fā)電機空載電動勢；Ux為系統(tǒng)并網(wǎng)側(cè)電壓；Xd為發(fā)電機同步電抗；Xt為主變電抗；XL為線路電抗；XΣ為綜合電抗，XΣ=Xd+Xt+XL；δ為相量之間的夾角。

圖2 等效電氣系統(tǒng)示意

對于圖2所示的等效電氣系統(tǒng)，發(fā)電機的功角特性可用公式P=(E0Ux/XΣ)sinδ進行表達。正常情況是增加發(fā)電機原動力輸入可相應增加功率輸出；但當無法從增加原動力達到提高輸出電能，電站又無法改變線路參數(shù)時，則基于發(fā)電機功角特性分析思考，從系統(tǒng)運行方式上考慮采用多臺發(fā)—變組并聯(lián)，降低電源內(nèi)電抗，從而降低系統(tǒng)的總電抗XΣ，達到增加輸出的目的。當3臺發(fā)—變組并聯(lián)運行時，則電源端Xd+Xt的等效內(nèi)電抗降為原來的1/3，總電抗XΣ下降，根據(jù)上式輸出的功率P0就上升了。

電站雙機試運行自2014年12月開始，當天負荷從以往日常16 MW左右提高到30 MW左右，效果明顯，從此這種獨特的雙機運行方式被固化為電站日常運行的標準。

4.2 提升機組發(fā)供電穩(wěn)定性

通過增加投運機組和變壓器這些大線圈（電感）設備，從發(fā)電機磁場電樞反應強度分析，增加了磁場電樞反應，也就提高了系統(tǒng)電氣慣性，進而增加發(fā)供電的穩(wěn)定性。

4.3 調(diào)整動態(tài)噴針開/關(guān)機時間

根據(jù)噴針靜/動態(tài)開關(guān)機試驗，進行動態(tài)下修正噴針開/關(guān)機時間滿足調(diào)保計算要求。經(jīng)多次調(diào)整后最終動態(tài)噴針開/關(guān)機時間整定適合調(diào)保要求的范圍內(nèi)。

4.4 改善調(diào)速器PID參數(shù)

根據(jù)電站機組測試結(jié)果和調(diào)速器波動試驗結(jié)論，修改了PID參數(shù)、Bp值，適當調(diào)小調(diào)速器Kd值，增加靈敏度，優(yōu)化了調(diào)速器與噴針開度的協(xié)聯(lián)運行（見表5）。

表5 調(diào)速器大網(wǎng)模式PID參數(shù)優(yōu)化

修改后經(jīng)長時間運行觀察，提高機組大負荷的調(diào)節(jié)性能的效果是積極的。

4.5 修改偏流器動作時間

電站噴針的偏流器(折向器)有2 s動作時間(從全開到全關(guān)過程)，許多負荷波動(故障)引起頻率異常在此動作時間內(nèi)調(diào)速器因動作未完成而頻率已達到異常保護動作而跳閘，造成停電。為此，經(jīng)多次試驗，對偏流器動作設置提前量，即將偏流器投入值由原52 Hz改為53 Hz；退出值由49.5 Hz改為50.5 Hz，運行實踐表明在同等負荷擾動下，提高了調(diào)節(jié)穩(wěn)定效果，也避免正常的負荷波動引起偏流器保護性關(guān)閉。

4.6 完善調(diào)速器工作模式

增加了調(diào)速器運行大網(wǎng)模式。原單一的施工電源其調(diào)速器運行只設置了小網(wǎng)模式(即調(diào)速器跟蹤功率)，轉(zhuǎn)型后小網(wǎng)模式不能滿足日常運行需要，限制了電站一次調(diào)頻的能力，經(jīng)試驗對調(diào)速器增設大網(wǎng)模式(即調(diào)速器跟蹤頻率)，而“大網(wǎng)調(diào)節(jié)模式”程序兼容存在一定的空檔，在實際運行時需要人為操作，即當電網(wǎng)異常頻率(頻率大于52.5 Hz或頻率小于48.5 Hz)調(diào)速器判定為小網(wǎng)條件并自動切換到小網(wǎng)模式；調(diào)速器進入小網(wǎng)模式后程序上的空檔難以自動切入大網(wǎng)調(diào)節(jié)模式，當頻率恢復正常時需要運行人員到現(xiàn)地手動切換到大網(wǎng)模式。

實際工作表明，當機組甩負荷頻率超過52.5 Hz或低于47.5 Hz時，調(diào)速系統(tǒng)自動切入小網(wǎng)模式運行，能滿足甩負荷暫態(tài)過程調(diào)頻的速動性及可靠性。單機突然增加2 MW負荷時也能滿足相關(guān)運行要求。

4.7 輔助人工干預調(diào)節(jié)

4.7.1 上位機操作調(diào)節(jié)噴針開度

緬北電網(wǎng)僅有電站一個電源點，一次調(diào)頻能力有限，當負荷突變稍大(單機大于2 MW)時，仍會出現(xiàn)低頻不穩(wěn)定情況。當電網(wǎng)負荷波動較大時，調(diào)速器動作因調(diào)節(jié)品質(zhì)差而出現(xiàn)遲滯，經(jīng)常引發(fā)頻率異常保護(低頻四段)動作跳閘。對此，通過摸索總結(jié)出一套應對方法，即當負荷波動較大調(diào)速器開始進入調(diào)節(jié)時，輔助采取人為干預調(diào)節(jié)的措施，即同時在上位機操作噴針開度以幫助機組加快過渡到穩(wěn)定狀態(tài)。統(tǒng)計顯示約有50 %的頻率異常可通過值班員人為干預調(diào)節(jié)達到穩(wěn)定運行。輔助手動措施現(xiàn)也固化為電站日常運行標準規(guī)范。

4.7.2 其他人工干預調(diào)節(jié)

(1) 規(guī)定：在孤網(wǎng)運行狀態(tài)，電站投退負荷時須調(diào)整頻率后進行，機組解列操作必須將負荷調(diào)到小于1 MW后進行。

(2) 對因負荷變動引起的雙噴轉(zhuǎn)四噴切換導致的發(fā)供電不穩(wěn)定，要求提前做好負荷預測，事先調(diào)整機組開度設定完成切換，目前電站基本消除此類波動現(xiàn)象。

(3) 對機組轉(zhuǎn)移負荷容易引起逆功率保護動作問題，有效辦法是：操作1臺機單步增負荷時，對另一臺機及時單步減負荷，稍停再進行第2輪，避免了由于調(diào)速器調(diào)節(jié)反應遲緩，只操作1臺機“增”負荷，另一臺機負荷是難以自動減下來的，容易出現(xiàn)“搶負荷”，造成逆功率保護動作跳閘。

4.8 應對過電壓問題

(1) 對10 kV系統(tǒng)中性點有條件可考慮加裝經(jīng)消弧線圈接地，防范電弧過電壓。

(2) 提升電網(wǎng)管理和操作技術(shù)以減少電網(wǎng)故障跳閘頻次。

(3) 加強變電站值班員與電站值班員協(xié)調(diào)工作，提高業(yè)務技能，避免負荷突變操作。

4.9 抑制功率振蕩

工農(nóng)業(yè)及市民用電需求量日益增長，隨之也使電站經(jīng)常出現(xiàn)功率振蕩問題。為滿足日益增長的用電需求，電站組織技術(shù)力量和云南省相關(guān)單位合作攻關(guān)，解決了電站抑制功率振蕩和在大負荷工況下進一步穩(wěn)定問題。

4.9.1 振蕩建模

開展系統(tǒng)振蕩建模，全面進行輸電線路和緬北電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、設備狀況、性能參數(shù)、負荷結(jié)構(gòu)、分布情況等調(diào)查研究，建立一套系統(tǒng)負荷數(shù)學模型。

4.9.2 測試投入電力系統(tǒng)靜態(tài)穩(wěn)定器裝置

經(jīng)運行功率輸送穩(wěn)定極限試驗后，投入勵磁機電力系統(tǒng)靜態(tài)穩(wěn)定器(power system stabilizer，PSS)。試驗表明：1，3號機兩臺機并列運行，3號機有功功率為8 MW；投入PSS，1號機有功功率為15 MW，緩慢增加1號機有功至21 MW時，1，3號機有功穩(wěn)定，此時電站輸送的極限功率為29 MW，未發(fā)生振蕩。

小其培電站是緬甸第一個投運PSS的電站，提高了電網(wǎng)的阻尼，抑制有功震蕩，增加了動態(tài)穩(wěn)定性。此外，現(xiàn)場還進行了三機并列運行的輸送功率極限試驗，試驗結(jié)果與兩機并列發(fā)供電類似。

5 效果及影響

(1) 通過上述措施及優(yōu)化電氣、機械系統(tǒng)的參數(shù)，修正和協(xié)調(diào)靜/動態(tài)動作時間，運行表明電站機組發(fā)供電穩(wěn)定性得到明顯提高。

(2) 在不增加任何一次或二次設備的情況下，提高了電站大負荷的穩(wěn)定性能，目前輸送功率已增加到約35 MW左右，機組功率在新的大負荷工況下仍穩(wěn)定運行，最近已實現(xiàn)日負荷增加到39.9 MW的穩(wěn)定供電。

(3) 在電站機組的特殊工況下驗證了系統(tǒng)振蕩的抑制功能，電站功率送出的制約因素已經(jīng)由機組的功率振蕩轉(zhuǎn)變?yōu)榫挼檫~那變電站主變?nèi)萘啃　⒕€路線徑小問題，輸送功率超過該主變及線路熱穩(wěn)定電流，出現(xiàn)過流動作而限制負荷。

(4) 實際運行工況表明，電站已經(jīng)初步解決了自身轉(zhuǎn)型的穩(wěn)定發(fā)供電、出力受限等問題。送出功率只受緬甸電網(wǎng)的制約，在一定程度上樹立了中方電力技術(shù)和管理水平的正面形象。

電站經(jīng)過幾年不斷試驗、改進、總結(jié)，通過對緬甸電網(wǎng)的現(xiàn)場調(diào)查和大量數(shù)據(jù)分析，結(jié)合電磁理論技術(shù)，不斷完善雙機運行管理，投入PSS裝置和上線輔助值班人員處置流程，突破了電站15 MW左右低負荷功率振蕩出力受限的瓶頸并逐步地提高發(fā)供電能力，發(fā)電量從日均30萬kWh躍升到目前的90萬kWh，使原設計為施工電源的電站成功轉(zhuǎn)型為商業(yè)運營的電站，在沒有先例情況下，探索出有益的成功之路。

6 結(jié)束語

小其培電站成功轉(zhuǎn)型在中、緬都是首創(chuàng)，在緬甸樹立了中國品牌。通過數(shù)年不斷改進優(yōu)化發(fā)供電運行，表明該轉(zhuǎn)型策略達到了目的，大幅減少電網(wǎng)振蕩跳閘，提高了供電量，為越來越多緬甸民眾解決用電難題，為緬北提供了穩(wěn)定可靠的電力，大幅提高電站經(jīng)濟效益，獲得緬甸電力部、議員以及各界的一致好評，也吸引緬甸相關(guān)單位的學習興趣，中國的技術(shù)、標準、規(guī)范在緬甸得到認可和推廣。