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串补输电系统次同步谐振分析及防止措施比较

文档作者：郭锡玖文档来源：北方联合电力有限责任公司		点击数：	更新时间： 2024年07月02日
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上一篇：电力工程中输电线路施工监理措施探讨

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2006年第24卷第3期
内蒙古电力技术
INNER MONGOLIA ELECTRIC POWER
· 专题论述·
串补输电系统次同步谐振分析及防止措施比较
Subsynchronous Harmonic Vibration Analysis and Prevention Measures
Comparison on Series Compensation Transmission Line System
郭锡玖
(北方联合电力有限责任公司，内蒙古 呼和浩特010020)
【摘要】对内蒙古上都电厂串补输电系统次同
步谐振进行了分析，提出了防止措施，并进行了技术
经济比较，可为其他电厂提供参考。
【关键词】次同步谐振；串补度；辅助励磁控制
器；发电机扭应力保护
[中图分类号】TM7l1
【文献标识码】B
【文章编号】l008—6218(2o06)o3—0001—04
内蒙古上都电厂1、2期工程的4x600 MW 机
组以双回500 kV线路加串补送至华北电网姜家营
500 kV变电站，远期8x600 MW 以三回500 kV线
路加串补(补偿度为50％)送至华北电网。由于串补
电容的作用，在某种运行方式下汽轮发电机轴系会
产生次同步谐振，会造成轴系严重损坏。本文对次同
步谐振的原因进行了分析，对各种防止措施进行了
可靠性和经济技术比较。
1 串补送出工程次同步谐振分析
内蒙古上都电厂1期为2x600 MW，通过两回
500 kV线路送出，不加串补，如图l所示。
1号
2号
500 kV上都承德500 kV 姜家营500 kV
J 立 立 立 ：
- - - t { { {
图1 上都1期送出示意图
上都2期完成可形成4x600 MW，仍为两回
500 kV线路送出，加串补，串补度为35％～50％ ，如
图2所示。
1号
2号
39
4号
500 kV上都承德500 kV 姜家营500 kV
主
主 主 主
图2 2期送出示意图
1．1 35％ 串补度
串补度为35％ ，线路正常运行或姜承线一回故
障时，不会发生次同步谐振。
在各种运行方式下电系统阻尼出现最大负阻尼
值时所对应的次同步频率都远离汽轮发电机轴系固
有频率模态1(15．03 Hz)、模态2(25．95 Hz)、模态3
(30．04 Hz)，发电机电磁转矩和BLP—GEN扭矩响应
曲线呈衰减趋势(收敛)，也不会发生次同步谐振。
上承线一回故障(或退出)，系统SSR稳定，但
曲线收敛较慢，稳定裕度较小。
1．2 40％串补度
串补度为40％ ，线路正常运行或姜承线一回故
障时，不会发生次同步谐振。
在各种运行方式下电系统出现最大负阻尼值时
所对应的次同步频率都远离汽轮发电机轴系固有频
率模态1(15．o3 Hz)、模态2 (25．95 Hz)、模态3
(30．04 Hz)，发电机电磁转矩和BLP—GEN扭矩响应
曲线呈衰减趋势(收敛)，也不会发生次同步谐振。
当上承线一回线路故障(或退出)，在某一运行
方式下，电系统出现最大负阻尼值所对应的次同步
频率等于或接近汽轮发电机组固有频率模态3
(30．04 Hz)，此时易引发对模态3的次同步谐振。
l_3 50％串补度
串补度为5O％ ，当上承线一回线路故障(或退
【收稿日期】2006—02—14
【作者简介l郭锡玖(1950～ )，男，山东省人，毕业于清华大学，教授级高级工程师，现从事生产技术管理工作。
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2 内蒙古电力技术 2006年第24卷第3期
出)，在某一运行方式下，电系统出现最大负阻尼值
所对应的次同步频率等于或接近汽轮发电机组固有
频率模态2(25．95 Hz)。此时易引发对模态2的次同
步谐振。
串补度越大，电系统在某一谐振频率下呈现的
负阻尼值就越大。此时，如果机械阻尼小于电系统呈
现的负阻尼值，就会发生次同步谐振。发电机电磁转
矩和BLP—GEN扭矩响应曲线呈发散状态，扭矩越
来越大，轴系将会受到严重损坏。
由此可知。当串补度为4O％一5O％时，上承线发
生故障，引发次同步谐振的可能性最大，特别是机组
轻载时，机械阻尼小，易引发次同步谐振。
2 发生次同步谐振概率分析
发生次同步谐振的先决条件是串补电容有一个
充放电过程，它与线路的操作和故障有关，线路的操
作和故障次数决定次同步谐振出现的概率。
2．1 线路故障
(1)500 kV线路耐雷水平一般设计为0．01次／
(km·a)(1次／百公里·年)。上承线约300 km，两回，
每年雷击跳闸次数计为6次。
(2)污闪、鸟害、覆冰、大风舞动等引起的跳闸，
一般考虑0．01次／(km·a)。则上承线每年跳闸次数
计为6次。
上述两项合计为12次，如考虑单项重合闸成功
率为80％ ，则每年重合不成功的次数计为12x20％=
2．4 3次(线路重合成功，串补电容的充放电过程很
短，可不考虑对次同步谐振的影响；由于500 kV线
路潜供电流的作用，重合成功的概率要比220 kV线
路低)。
2．2 线路检修
线路检修，双回线每年考虑1次。
由此可知，上承线每年约有不少于4次可引起
次同步谐振的几率，如果采用40％-50％的串补度，
特别是50％的串补度，即使是4机满载，机械阻尼
按最大5％0考虑，发生次同步谐振的几率也不算小。
所以，采用阻尼和保护切机措施是非常必要的。
3 串补度与次同步谐振、送出能力、投资的
综合分析
不：
线路的送出能力，也即稳定极限，可用下式表
-si = sin6
式中 串补后的送出能力；
~--6 广线路首末端相角差；
一送端母线电压；
一线路总电抗；
一受端母线电压；
广串补电容的容抗；
K一串补度，K= x100％；
A ￡
串补前后，在送受端母线电压、相角基本不变的
情况下，不同的串补度所提高的送电能力见表1。
表1 串补度、送出能力、投资比较
注1)：R一无串补时送出能力。
由表1可看出，采用低串补度，虽对防止次同步
谐振有利，但却降低了送出能力，增加了串补投资。
从资料了解，美国的电网大多采用6o％以上的串补
度。上都电厂系统稳定计算结果如下：
2期4机2线方案，满足4台机三永安全稳定
送出的上承线串补度为5O％ ；
3期6机3线方案，满足6台机三永安全稳定
送出的上承线串补度为35％；
4期8机3线方案，满足8台机三永安全稳定
送出的上承线串补度为6O％。
如果串补度满足不了系统稳定的要求，在不能
增加出线的情况下，电网只能要求限潮流。所以。采
取措施防止次同步谐振。提高串补度，是上都电厂提
高送出能力的需要。
4 解决次同步谐振的措施和技术经济比较
4．1 电网采取的措施
4．1．1 采用可控串补
可控串补又称为晶闸管控制的串联电容器
(TCSC)。可以是全部可控串补，也可采用部分可控
串补加固定串补。图3是TCSC的主电路图。TCSC
通过改变晶闸管触发角，改变流过旁路电感 的电
流，从而改变TCSC的电抗，达到控制调节电力系统
的电流电压、有功无功等的目的。
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2006年第24卷第3期 内蒙古电力技术 3
图3 可控串补TCSC主电路
可控串补与固定串补相比，除具有固定串补的
作用外，还具有如下作用：
(1)抑制和阻尼次同步谐振；
(2)在系统故障后的一定时间内，提高到其额
定补偿度的2．5倍以上，实现短时间的强补，从而提
高系统的暂态稳定水平；
(3)阻尼系统的功率振荡和低频振荡；
(4)快速准确地调整控制线路潮流。
可控串补已在国内外得到应用。但主要的问题
是投资太大，一般可控串补是固定串补的4-5倍。
4．1．2 中间并联补偿
增加长距离线路传输能力的另一种办法是实现
中间并联补偿i“，如图4所示。
图4 中间并联补偿示意图
如果在运行过程中能保持中间点电压 为恒
定值，就相当于中间点为一无穷大系统。这样在电气
上把原来的系统分割为两个互不相干的区段，即由
原来的送·U端向无穷大系统输电和由无穷大系统向
原来的受电端送电。原来送受端系统间的联络阻抗
被一分为二，如果 点恰在电气中点，则送受端系
统间的送电能力将相当于系统间总阻抗，只有原来
的一半，可以提高1倍。如果这样的中间补偿点不只
一处，提高的送电水平将更高。
4．2 发电厂采取的措施
4．2．1 阻塞滤波器
阻塞滤波器是由多个电感电容串并联组成，把
发电机升压变压器的中性点打开，每相串1组阻塞
滤波器，如图5所示。
4．2．1．1 阻塞滤波器的优点
(1)产生次同步谐振的电网自由振荡频率电流
不能流人发电机，因而是主动措施；
图5 单相阻塞滤波器电路图
(2)可以方便地设置多个 —C并联回路，以阻
断多个自由振荡频率电流。
4．2．1．2 阻塞滤波器的缺点
(1)阻塞滤波器是品质因数很高的次同步频率
阻塞电路，对频率十分敏感。该措施的效果与系统频
率、环境温度、滤波器的运行状态与运行方式等因素
有较大关系。上都电厂冬夏温差70℃ ，很难保证大
量滤波电容的电容量不发生变化，一旦变化，阻塞频
率就会变化；因此，需定期测试阻塞频率，测试难度
和工作量非常大。
(2)必须改造发电机的升压变压器的中性点绝
缘水平，由63 kV升高到110 kV；变压器返厂改造
可能会影响机组投产工期。
(3)变压器中性点由原来直接接地变为经阻塞
滤波器接地，虽然设计已考虑在工频50 Hz下对地
阻抗最小，但此阻抗受元器件特性和环境温度的变
化的影响，特别是三相阻塞滤波器因参数变化不对
称运行时，是否会影响线路零序保护的正确动作，有
待进一步研究和实际运行的验证。
(4)由于变压器中性点不是直接接地，变压器
在操作波和雷电侵入波作用下，变压器中性点和绕
组首端会承受更高的过电压，易造成变压器绝缘损
坏。
(5)每台阻塞滤波器占地面积为40x40 m ，而
上都电厂为空冷机组，主变布置在空冷岛下面，没有
适合布置阻塞滤波器的地方，只能用长电缆引出，这
对变压器的绝缘更为不利。
(6)阻塞滤波器的运行维护、阻塞频率的定期
测试、预防性试验等，工作量大，运行成本高。
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4 内蒙古电力技术 2006年第24卷第3期
(7)投资巨大，每台约4 000万元。
4．2．2 辅助励磁阻尼控制器(SEDC)
SEDC原理示意图如图6所示。
图6 SEDC 原理示意图
由于串补电容在充放电过程中形成一个自由振
荡频率为厂0的电流i，这个电流通过变压器流经发
电机定子绕组时，会在转子绕组中感应出一个
． 的电流，，此电流叠加在直流励磁电流上。
SEDC 阻尼器内设有1至3个品质因数很高的
带通滤波器(根据汽轮发电机轴系的固有模式频率
设置)，可分别通过被检测到的对应的频率信号。因
此，SEDC阻尼器和阻塞滤波器的功能类似，也可阻
尼多个频率。
4．2．3 发电机组扭应力保护(TSR)
TSR原理如图7所示，TSR采用特定的转速传
感器，将轴速信号经高速采样，送至带通滤波器(滤
波频率根据轴系的固有模式频率来设置)，进而产生
与每种模式的振动值成比例的电信号。这些“模态速
度”电信号被用在反时限疲劳跳闸、静态不稳定跳闸
两个不同的保护逻辑方案。
图7 TSR原理框图
跳闸
闸
号通道
反时限疲劳功能将模态速度与保护门限电平相
比较，并对每种模式应用了反时限特性。反时限特性
同每种模式轴的疲劳能力和疲劳寿命损失特性相协
调，当达到反时限特性时，发出跳闸输出信号。TSR
包括两个独立的反时限疲劳跳闸功能(一次和二
次)。二次跳闸特性同一次相似，但它的整定包括附
加的时滞。TSR一次跳闸输出能用来跳开某一线路
开关，二次跳闸输出能用来跳开发电机断路器。如果
扭振振动在线路跳开后衰减，则发电机不解列。然
而，如果扭振振动在线路跳开后仍持续，TSR二次跳
闸解列发电机。
TSR具有静态不稳定性功能，能监视低水平但
是在事先决定的时间内逐渐增加振动的模态速度。
该功能驱动一次跳闸功能。
标准的TSR是一个柜子，适用于发电站的继电
器室、控制室或其它具有合适的控制环境的房间，其
主要部件是GE RC2000数字传感器和控制元件，
被程序化后用来监测从齿轮传感器输入的轴速和当
轴的扭振振动超过允许标准时发布跳闸输出。
TSR是一种后备保护，是与阻塞滤波器或
SEDC方案配套设置的。
5 建议
(1)为保证上都电厂电力可靠送出，所采用的
串补度必须满足送电系统稳定极限的要求；否则，送
电潮流会受到限制，机组无法满发。
(2)建议上都电厂采用“SEDC+TSR”方案，不
采用“阻塞滤波器+TSR”方案，这样可节省投资3亿
元人民币(按8台机计算)，同时可避免由阻塞滤波
器带来的一系列不利因素。
(3)独立大电厂以500 kV交流加串补外送存
在的SSR问题不仅涉及上都电厂，今后有可能涉及
宝日希勒(直流输电在某些条件下也存在SSR问
题)、扎鲁特、准格尔地区等电厂的送出。因此，自主
研发SEDC和TSR不仅可节省大量投资(若购GE
公司产品，每台机组的SEDC+TSR约50o万人民
币；若自主研发则约为300万人民币)，也可解决因
依赖进口设备而存在的高额的检修、定期测试等费
用。
【参考文献】
【1】王梅义，吴竟昌，蒙定中．大电网系统技术【M]．北京：中国电
力出版社，1995—06．

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