发电机无功功率冲击原因分析及对策

时间：2024-07-28

王贵来，汤璐

(构皮滩发电厂，贵州余庆 564408)

1 机组概况

1.1 构皮滩电厂主接线概况

构皮滩水力发电厂(以下简称构皮滩电厂)总装机容量为5×600 MW，主接线采用3/2接线，电压等级为500kV，调度关系为南方电网直接调度，构皮滩电厂是乌江流域单台容量、总装机容量及电压等级最高的特大电站。构皮滩电厂#1～#3发电机为天津阿尔斯通水电设备有限公司生产，#4，#5发电机为东方电机股份有限公司生产，发电机均为国内首台自主研发和生产的600 MW水轮机组，发电机励磁系统采用瑞士ABB公司生产的UNITROL 5000型励磁调节器，本文通过对构皮滩电厂#4，#5发电机多次受到系统冲击后对励磁电流、励磁电压、定子电流、定子电压及定子铁芯、基座振动曲线分析，查找出发电机多次受冲击的原因并对其采取相应对策。构皮滩电厂电气主接线如图1所示。

1.2 发电机基本参数

构皮滩电厂#1～#3发电机:型号，SF600－48/13920;额定定子电压，18 kV;额定定子电流，21 394 A;额定励磁电压，352 V;空载励磁电压，145 V;空载励磁电流，1770A;额定励磁电流，3230A。#4，#5发电机:型号，SF600－48/13850;额定定子电压，18 kV;额定定子电流，21 383.3 A;额定励磁电压，475 V;空载励磁电压，186 V;空载励磁电流，1 588 A;额定励磁电流，2790 A。

2 问题的引出

2011－05－09，构皮滩电厂#1，#3，#4，#5发电机均并网运行，#2发电机B修，机组带负荷情况见表1。

表1 2011－05－09机组带负荷情况

2011－05－09 T 10:36，在#4，#5发电机运行过程中，运行人员突然听到异常声音，计算机监控系统除#4发电机变压器录波装置启动外，没有任何告警信号，调取并查看了录波波形，录波启动量为励磁电压突变，运行人员经询问电网调度人员后，确认电网无异常。为进一步跟踪发电机受冲击的过程，将全部录波装置模拟量突变量临时由10%修改为5%，2011－05－10 T 19:08:07，#1，#3，#4，#5发电机并网运行时再次发出异常声响，运行人员再次询问电网总调度后，得知构皮滩电厂近区电网发生线路开关雷击跳闸，系统电压发生了突变，再次调取并查看了#1，#3，#4，#5发电机变压器录波波形，波形无畸变。

3 原因分析

3.1 2011－05－10 T 19:08:07#1发电机波形分析

从录波图分析来看，#1发电机三相电流、三相电压对称且波形无畸变，发电机中性点电流无突变，500 kV母线电压三相对称且波形无畸变，说明发电机本体应无故障。此时，#1发电机无功功率发生了突变，无功功率由－10 MV·A，变化至3.3 MV·A，变化量约为13.3MV·A。通过查看录波图可知，在24ms内无功功率变化量达到13.3 MV·A，从时间轴上看，发电机机端及500kV母线电压发生了变化后1.5ms，发电机无功功率发生突变，发电机定子电流增加约263 A，发电机励磁电流增大约51A，励磁电压相应增加近182 V，达到了352 V额定励磁电压的10%的定值，故励磁电压突变量启动了录波装置。

图1 构皮滩电厂电气主接线图

3.2 2011－05－10 T 19:08:07#3发电机波形分析

从录波图分析来看，#3发电机三相电流、三相电压对称且波形无畸变，发电机中性点电流无突变，500 kV母线电压三相对称且波形无畸变，说明发电机本体应无故障。此时，#3发电机无功功率发生了突变，无功功率由－10 MV·A变化至2 MV·A，变化量约为12 MV·A。通过录波图分析可知，在46 ms内无功功率变化量达到12 MV·A，从时间轴上看，发电机机端及500 kV母线电压发生变化后(1.5 ms)，发电机无功功率发生突变，发电机定子电流增加约301 A，发电机励磁电流增大约26 A，励磁电压相应增加近205 V，达到了352 V额定励磁电压的10%的定值，故励磁电压突变量启动了录波装置。

3.3 2011－05－10 T 19:08:07#4发电机波形分析

从录波图分析来看，#4发电机三相电流、三相电压对称且波形无畸变，发电机中性点电流无突变，500 kV母线电压三相对称且波形无畸变，说明发电机本体应无故障。此时，#4发电机无功功率发生了突变，无功功率由－17 MV·A变化至16 MV·A，变化量约为33 MV·A。通过录波图分析可知，在46 ms内无功功率变化量达到33 MV·A，从时间轴上看，发电机机端及500 kV母线电压发生了变化后1.5 ms，发电机无功功率发生突变，发电机定子电流增加约307 A，发电机励磁电流增大约30 A，励磁电压相应增加近420 V，达到了475 V额定励磁电压的10%的定值，故励磁电压突变量启动了录波装置。

3.4 2011－05－10 T 19:08:07#5发电机波形分析

从录波图分析来看，#5发电机三相电流、三相电压对称且波形无畸变，发电机中性点电流无突变，500 kV母线电压三相对称且波形无畸变，说明发电机本体应无故障。此时，#5发电机无功功率发生了突变，无功功率由－17 MV·A变化至16 MV·A，变化量约为33 MV·A。通过录波图分析可知，在46 ms内无功功率变化量达到33 MV·A，从时间轴上看，发电机机端及500 kV母线电压发生了变化后1.5 ms，发电机无功功率发生突变，发电机定子电流增加约292 A，发电机励磁电流增大约30 A，励磁电压相应增加近420 V，达到了475 V额定励磁电压的10%的定值，故励磁电压突变量启动了录波装置。

2011－05－10 T 19:08:07，系统电压波动时#1，#3，#4，#5机组同一时段无功功率、励磁电压、电流及机端电流变化量见表2。

从表2可以看出，当系统电压发生变化时，#5，#4机组无功功率变化量远大于#1，#3机组的变化量。为分析引起无功功率不等分配的原因，对上述4台机组励磁调节器定值核对后发现，#1，#3机组无功功率补偿系数(调差系数)为4%，而#4，#5机组无功功率调差系数整定为0%。

4 关于发电机调差特性及调差系数的说明

4.1 调差特性

调差系数的定义为

式中:UG0，UGe分别为空载运行和带额定无功电流时的发电机电压。

由此可见，调差系数表示无功电流从零增加到额定值时发电机电压的相对变化，调差系数越小，无功电流变化时发电机电压变化也越小，所以，调差系数表征了励磁控制系统维持发电机电压的能力。

图2为3种类型的发电机调节特性曲线，由上式可知:具有正调差系数的特性曲线向下倾，即发电机端电压随无功电流的增大而降低，具有负调差系数的特性曲线上翘，发电机端电压随无功电流的增大而上升，具有无差特性(δ=0)的发电机电压为恒定值。

在图2中:UG为发电机机端电压;IQ为发电机无功电流;IQe为发电机额定无功电流。

4.2 多台发电机直接并联运行时发电机之间无功功率的分配

4.2.1 几台具有无差特性调压器的机组不能并联运行

假定有2台具有无差特性调压器的发电机并联在母线上，2台发电机直接并联运行时发电机之间无功功率的分配情况如图3所示。

在图3中，UⅠ表示第1台发电机调压器的电压整定位，UⅡ表示第2台发电机的电压整定位，设UⅡ＞UⅠ。假定母线上的电压低于 UⅠ和UⅡ，这时，2台机组的励磁调节器要增加自己发电机的励磁电流，500 kV母线电压便开始上升。当电压升到UⅠ时，第1台发电机的调节器就不再增加励磁了，但第2台发电机的调节器还继续增加励磁电流，因为500 kV母线电压决定于这2台机组的励磁，它会因第2台发电机调节器的作用而继续上升。当500 kV母线电压数值介于UⅠ与UⅡ时，第1台发电机的调节器就开始减少励磁电流，而第2台发电机的调节器仍继续增加励磁电流。最后，第1台调节器使第1台发电机的励磁电流达到最低值，而第2台发电机则把500 kV母线电压提高到UⅡ，这时，第2台发电机将负担发电厂全部无功负荷，而第1台发电机不但卸去了它原来的无功负荷，而且可能会吸取无功功率。显然，这种方式是完全不能采用的。

假定整定一下调节器的整定元件，使图3中的2条电压调节特性曲线重合，这时500 kV母线电压等于2个调节器的共同整定值，但无功功率将在这2台发电机之间任意分配。无功功率在机组间的分配不确定是不允许的，因为在这种情况下不可能稳定并联运行。

表2 2011－05－10 T 19:08:07机组电气情况

4.2.2 一台具有无差特性的机组与另一台或几台具有有差特性的机组并联运行

假设第1台发电机具有无差特性，其调节特性如图4曲线UⅠ所示，第2台发电机具有有差特性，其调节特性如图4曲线UⅡ所示。若1台有差机组与1台无差机组并列运行，当系统无功负荷变化时，机组间可以稳定运行，为了保持并列点500 kV母线电压的恒定，无差机组须承担全部的无功功率变化，这容易引起无差机组过负荷。

图4 一台具有无差特性的机组与另一台具有有差特性的机组并联运行

4.2.3 几台具有有差调节特性的发电机并联运行在公共母线上

假定2台正调差特性的发电机在公共母线上并联运行，其调节特性如图5所示。

图5 几台具有有差调节特性的发电机并联运行在公共母线上

由于2台发电机的端电压相同，等于500 kV母线电压UG1，因此，每台发电机承担的无功电流是确定的，分别为IQ1和IQ2，当无功负荷增加时，500 kV母线电压下降，励磁调节器将通过增加励磁电流，到达新的稳定电压UG2，这时，2台发电机承担的无功电流分别为I'Q1和I'Q2，2台发电机分别承担一部分增加的无功负荷，大小取决于各自的调差系数。

如图5所示，线条2的调差系数大于线条1，2条线的调差系数均大于0。无功电流为零时发电机端电压为UG0，无功电流为额定值IQe时，发电机端电压为UGe，500 kV母线电压为UG1时#1发电机的无功电流，可由下式表示

假设有2台有差机组并列运行机组的调差系数分别为δ1=2%，δ2=5%，当并列点母线运行电压从0.98降低到0.97，即当并列点500 kV母线电压变化量为－0.01时，机组1、机组2各自承担的无功功率变化分别为

由以上分析可得出如下结论

(1)2台及2台以上机组并列运行时，必须在并列点母线上看到每台机组均为正调差。

(2)当电压变化时，发电机组之间的无功功率分配与电压偏差成正比，与调差系数的大小成反比。调差系数小的分配的无功功率多，而调差系数大的分配到的无功功率少。

(3)如果要求无功功率负荷的变化量按各机组的容量分配，则每台机组的调差系数必须相等。

4.3 自然调差、附加调差及总调差

对于按电压偏差进行比例调节的励磁调节器，当调差单元退出工作时，其固有的无功功率调节特性也是下倾的，成为自然调差系数，用δ0表示。其值随控制系统的放大倍数的增大而减小。发电机的自然调差系数一般小于0.5%，在自动电压调节器(AVR)中加入的调差称为附加调差。那么，发电机的总调差特性为自然调差加附加调差，由此可知，虽然构皮滩电厂#1～#3发电机励磁调差系数均为4%，#4～#5发电机励磁调差系数为0%，但当母线突变时，相同调差系数的发电机无功功率分配并不相同，这与发电机及励磁系统本身的参数和自然调差特性有关。

5 500 kV母线电压突变时机组无功功率分配不同的原因分析

由发电机调差特性及调差系数原理可知，构皮滩电厂将#1～#3发电机励磁调差系数整定为4%，误将#4，#5发电机励磁调差系数整定为0%，当电压变化时，发电机组之间的无功功率分配与电压偏差成正比，与调差系数的大小成反比，故500 kV母线电压突变时，#4，#5发电机调差系数小，分配的无功功率多，而#1～#3发电机调差系数大，分配到的无功功率少。若要无功功率负荷的变化量按各机组的容量分配，则每台机组的调差系数必须相等。故构皮滩电厂将#4，#5发电机的励磁系统调差系数调整为4%。

6 500 kV母线电压突变时#4，#5发电机发出异常声音的原因分析

依据电机学原理，发电机带电感或电容负载(负载无功功率)时，产生直轴去磁(或助磁)电枢反应磁场。励磁绕组载流体在该磁场作用产生电磁力，但不形成电磁转矩原理，结合左手法则，可知无功电流突变产生的电磁力方向是沿发电机定子线棒，即垂直于定子铁芯和定子机架的方向，通过同一时刻发电机定子铁芯和定子机架垂直振动值突变量可证明，见表3。

表3 发电机定子铁芯和定子机架垂直振动值突变量

从表3可知，仅有自然调差特性的#4，#5发电机定子铁芯和定子机架垂直振动值突变量远远大于具有4%调差特性加自然调差特性的#1，#3发电机，从4台机组机端无功电流变化量上看，#4，#5发电机机端无功电流变化量远远大于#1，#3发电机机端电流变化量，系统电压突变时#4，#5发电机无功功率变化量远远大于#1，#3发电机无功功率变化量。