水电站转型后稳定发供电策略研究

郑福民，王学辉，杨世虎，周 邦，吴辉华，黄 江，刘 军

(国家电投云南国际电力投资有限公司，云南 昆明 650028)

0 引言

缅甸小其培水电站(简称电站)是国家电投集团云南国际电力投资有限公司(简称云南国际)首座境外投产的水电站，其按照为缅甸伊洛瓦底江水电-密松项目工程梯级开发提供施工电源而设计、建设。2011年9月电站投产发电，同年10月缅方宣布搁置伊洛瓦底江水电-密松项目工程，电站失去设计功能。2012年缅北发生“4.26”武装冲突，电站被迫停运，人员撤离，随后电站遭严重破坏。应缅甸政府请求，云南国际于2013年9月完成电站修复，并同意缅方将电站从施工电源电站转为商业运营电站，当年12月送电至400 km外的南巴地区，供电跨越缅甸两省邦，覆盖了全缅北，改善缅北民众用电状况。

1 电站基本情况

电站总装机容量为3×33 MW，引水隧洞长11.2 km，水库库容123.4万m3，水头425 m。考虑到水库水头高、引水流量小等因素，经调保计算后引水系统取消调压井。

2 电站面临的问题

2013年9月，电站通过自建的110 kV源松线“T”接到缅北66 kV主干网向缅北供电，电站转为商业运营，由此改变了电站输出方式。缅北电网是由各66 kV变电站以∏型架构形成的电网，供电距离超过400 km。2015年5月，缅北电网末端在角布投变电站与缅甸国家电网并网（见图1）。

图1 缅北电网结构及潮流

2.1 电站运行面临的状况

(1) 原设计的发、输电主辅设备部分运行参数需要重新计算整定、改进和完善，尤其是输电线路全部需要重新计算保护定值，并增减部分保护设备。

(2) 各主辅设备参数、继电保护、自动装置、运行工况等存在匹配、磨合、适应等问题。

(3) 引水系统未设置调压井，调节品质存在先天性不足。

(4) “T”接的缅北电网其电压等级低和电网结构脆弱，稳定性差。

(5) 电站成为缅北电网主要电源，商运初期将处于孤网运行状态，2015年虽与缅甸国家电网并网，但距离较远(430 km)，联系薄弱，且缅甸电网总装机容量245.3万kW，无力向缅北电网馈电，电站潮流是单向，呈孤网运行。

(6) 缅方电网电力调度不规范，线路管理维护不到位。

(7) 缅甸各变电站电力技术装备落后，设备设施陈旧。

2.2 电站转型的研究

(1) 投运后无功负荷性质与设计相反，原设计针对的主要是施工电动机，呈现的是感性无功负荷，故而在密松变电站安装了电容补偿设备。转商运后，机组输出呈高度容性无功，机组运行抄表显示：日常15 MW出力其容性无功达-8 Mvar，机组呈现进相运行特点。

(2) 送出负荷受限突出，初期电站发电送出负荷在15～17 MW时就容易引起功率振荡，负荷受到卡阻。

(3) 发供电运行非常不稳定，小负荷波动(2～3 MW)就能引起机组频率异常保护动作跳闸。

(4) 电网频繁故障和负荷波动容易引发电站跳闸，进而导致缅北电网失电(因缅甸国家电网容量小无法向缅北送电，故电站失电后角布投变电站会断开)，以致缅方质疑中方的设备、技术和管理。

因此，针对电站转型开展研究攻关，探索电站转型后的稳定发供电策略。

3 探索和试验

3.1 机组的过渡过程

电站机组稳定发供电的难点是过渡过程因引水系统未设调压井而大大延长，从南瑞公司对电站的仿真计算可知：孤立运行冲击式机组在额定水头(433 m)及90 %额定功率下，3台机组分别甩10 %～80 %额定功率时，机组转速偏差呈逐步衰减规律，但衰减较慢，衰减至额定转速±1 %区域内分别需79 s，99 s和160 s。

3.2 波动调节品质

仿真计算结果：水力过渡过程大波动需要较长的接力器喷针关闭时间(约为75 s)才能满足25 %的压力上升率要求，在孤立电网发供电条件下，快速的负荷变化及过慢的接力器喷针关闭时间将直接导致机组经常偏离额定转速(频率)较大的幅值及持续较长调节时间；电站调节系统小波动过程虽然稳定，但波动过程缓慢，调节品质较差。

3.3 频率异常

初期开展了负荷扰动仿真计算，其负荷—频率扰动特性见表1。

表1 负荷—频率扰动特性

可见，按20 MW负荷基数，1台机组运行时，甩负荷大于2.4 MW或加负荷大于1.7 MW，频率将超过限制，容易导致频率异常保护动作跳闸。此外，初期缅北电网内负荷不高，但波动较大，负荷上升时需要将机组由双喷针运行切换为四喷针运行；反之负荷下降要由四喷针切换为双喷针运行，这种切换也会引发机组运行不稳定，带来频率波动。

3.4 电压研究

3.4.1 电压波动仿真

仿真计算表明：电网各变电站分别突然增加1 MW负荷，系统暂态电压跌落(由近及远) 0.35～1.61 kV，稳态电压降低0.1～1.2 kV；各站分别甩1 MW负荷时，系统暂态电压升高0.30～1.05 kV，稳态电压升高0.14～0.83 kV。可见，系统短路电流较小的站点负荷波动对系统电压影响较大。

3.4.2 过电压研究

发电机甩负荷时，由于电站调速器不灵敏，瞬时发电机输入功率大于输出功率，使转轮加速，此时定子绕组去磁作用的电枢反应将减小，发电机端电压升高，加上长线路的容性电流在发电机中产生的助磁作用，使机端电压叠加升高，理论数值可达1.8～2.0倍的发电机额定电压，可能使机组过电压保护动作跳闸，降低机组的稳定性。

3.5 无功负荷

电站日常负荷输出中无功负荷呈容性。从理论上分析：容性无功对发电机电枢磁场起助磁作用，即运行的励磁电流将减小(转子电流小于380 A空载励磁电流)，从而运行时发电机定、转子间电枢磁场强度下降，稳定性降低；从发电机的功角关系分析：根据输出的功率P与功角δ的关系式P=(E0U/xd)sinδ，机组励磁电流降低，使E0下降，其功角特性曲线下移，输送同样的功率P0时，则运行工作点更接近曲线顶部，机组静态稳定性降低。

3.6 试验探讨

3.6.1 喷针静/动态开关机试验

对1号水轮机进行喷针静/动态开关机时间的试验测试。喷针全行程运动规律近似为直线，计算某段的运动速率后，折算为全行程的开、关机时间(见表2)。试验表明：喷针动态最大开、关机速率和静态最大开、关机速率有很大差别，喷针静态关机(140 s)和动态关机时间(70 s)差距1倍，机组运行稳定性较差。

表2 机组动态与静态开关机时间 单位:s

从上述数据初步分析：动、静态开关机时间变化规律成线性变化，反映了喷针在有水和无水状态下的受力状态，但动作时间相差过大。由此可见，在系统负荷波动时，机组难以及时通过喷针响应动作调节以达到新的稳定。

3.6.2 机组突增和突减负荷试验

(1) 单机负荷突增2 MW试验。3号机组带负荷5.8 MW，突增到7.8 MW，记录如表3。可见单机负荷突增2 MW能引起频率变化2.6 Hz，不能满足稳定运行要求，这也是电站经常发生的机组频率异常保护动作跳闸原因。

表3 3号机组突增2 MW试验数据

(2) 单机突减负荷试验。试验通过断开各个变电站切除负荷，进行甩负荷试验。当单台机组带12 MW运行时，分别甩系统侧负荷(4 MW，5 MW)，能最终稳定在50 Hz附近，满足实际发供电要求。甩负荷(6 MW，12 MW)过程中出现最高频率56.82 Hz，达到过频保护动作跳闸值(过频二段54 Hz动作跳闸)，机组失去稳定。相关动态品质指标，转速上升以及水压上升均满足相关标准和要求(见表4)。

表4 3号机组调速器甩负荷调保计算汇总

4 策略和措施

4.1 缓解机组出力受限

更改日常运行方式，增加投运机组，电站的电气系统如图2所示，具体分析如下。

(1) 增加运行机组。按照缅北日常负荷量，电站只需1台机组发供电即可，更改为2台机组发供电带负荷，这种逆向增加投运机组的思路，主要从缩短电气距离出发。2台机组并联使XΣ降低，相当于缩短了线路电气距离。

(2) 增加投运的主变压器台数。即在电站发电机—主变单元制接线情况下，日常正常情况下如3台主变均投入运行，可以增加感性无功负荷，抵消一部分系统容性无功负荷，提高机组的电动势，从而提高机组静态稳定有功功率极限。

(3) 增加投运的发—变组台数，提高输出负荷，初步突破了出力受限的瓶颈。

图2中：E0为发电机空载电动势；Ux为系统并网侧电压；Xd为发电机同步电抗；Xt为主变电抗；XL为线路电抗；XΣ为综合电抗，XΣ=Xd+Xt+XL；δ为相量之间的夹角。

图2 等效电气系统示意

对于图2所示的等效电气系统，发电机的功角特性可用公式P=(E0Ux/XΣ)sinδ进行表达。正常情况是增加发电机原动力输入可相应增加功率输出；但当无法从增加原动力达到提高输出电能，电站又无法改变线路参数时，则基于发电机功角特性分析思考，从系统运行方式上考虑采用多台发—变组并联，降低电源内电抗，从而降低系统的总电抗XΣ，达到增加输出的目的。当3台发—变组并联运行时，则电源端Xd+Xt的等效内电抗降为原来的1/3，总电抗XΣ下降，根据上式输出的功率P0就上升了。

电站双机试运行自2014年12月开始，当天负荷从以往日常16 MW左右提高到30 MW左右，效果明显，从此这种独特的双机运行方式被固化为电站日常运行的标准。

4.2 提升机组发供电稳定性

通过增加投运机组和变压器这些大线圈（电感）设备，从发电机磁场电枢反应强度分析，增加了磁场电枢反应，也就提高了系统电气惯性，进而增加发供电的稳定性。

4.3 调整动态喷针开/关机时间

根据喷针静/动态开关机试验，进行动态下修正喷针开/关机时间满足调保计算要求。经多次调整后最终动态喷针开/关机时间整定适合调保要求的范围内。

4.4 改善调速器PID参数

根据电站机组测试结果和调速器波动试验结论，修改了PID参数、Bp值，适当调小调速器Kd值，增加灵敏度，优化了调速器与喷针开度的协联运行（见表5）。

表5 调速器大网模式PID参数优化

修改后经长时间运行观察，提高机组大负荷的调节性能的效果是积极的。

4.5 修改偏流器动作时间

电站喷针的偏流器(折向器)有2 s动作时间(从全开到全关过程)，许多负荷波动(故障)引起频率异常在此动作时间内调速器因动作未完成而频率已达到异常保护动作而跳闸，造成停电。为此，经多次试验，对偏流器动作设置提前量，即将偏流器投入值由原52 Hz改为53 Hz；退出值由49.5 Hz改为50.5 Hz，运行实践表明在同等负荷扰动下，提高了调节稳定效果，也避免正常的负荷波动引起偏流器保护性关闭。

4.6 完善调速器工作模式

增加了调速器运行大网模式。原单一的施工电源其调速器运行只设置了小网模式(即调速器跟踪功率)，转型后小网模式不能满足日常运行需要，限制了电站一次调频的能力，经试验对调速器增设大网模式(即调速器跟踪频率)，而“大网调节模式”程序兼容存在一定的空档，在实际运行时需要人为操作，即当电网异常频率(频率大于52.5 Hz或频率小于48.5 Hz)调速器判定为小网条件并自动切换到小网模式；调速器进入小网模式后程序上的空档难以自动切入大网调节模式，当频率恢复正常时需要运行人员到现地手动切换到大网模式。

实际工作表明，当机组甩负荷频率超过52.5 Hz或低于47.5 Hz时，调速系统自动切入小网模式运行，能满足甩负荷暂态过程调频的速动性及可靠性。单机突然增加2 MW负荷时也能满足相关运行要求。

4.7 辅助人工干预调节

4.7.1 上位机操作调节喷针开度

缅北电网仅有电站一个电源点，一次调频能力有限，当负荷突变稍大(单机大于2 MW)时，仍会出现低频不稳定情况。当电网负荷波动较大时，调速器动作因调节品质差而出现迟滞，经常引发频率异常保护(低频四段)动作跳闸。对此，通过摸索总结出一套应对方法，即当负荷波动较大调速器开始进入调节时，辅助采取人为干预调节的措施，即同时在上位机操作喷针开度以帮助机组加快过渡到稳定状态。统计显示约有50 %的频率异常可通过值班员人为干预调节达到稳定运行。辅助手动措施现也固化为电站日常运行标准规范。

4.7.2 其他人工干预调节

(1) 规定：在孤网运行状态，电站投退负荷时须调整频率后进行，机组解列操作必须将负荷调到小于1 MW后进行。

(2) 对因负荷变动引起的双喷转四喷切换导致的发供电不稳定，要求提前做好负荷预测，事先调整机组开度设定完成切换，目前电站基本消除此类波动现象。

(3) 对机组转移负荷容易引起逆功率保护动作问题，有效办法是：操作1台机单步增负荷时，对另一台机及时单步减负荷，稍停再进行第2轮，避免了由于调速器调节反应迟缓，只操作1台机“增”负荷，另一台机负荷是难以自动减下来的，容易出现“抢负荷”，造成逆功率保护动作跳闸。

4.8 应对过电压问题

(1) 对10 kV系统中性点有条件可考虑加装经消弧线圈接地，防范电弧过电压。

(2) 提升电网管理和操作技术以减少电网故障跳闸频次。

(3) 加强变电站值班员与电站值班员协调工作，提高业务技能，避免负荷突变操作。

4.9 抑制功率振荡

工农业及市民用电需求量日益增长，随之也使电站经常出现功率振荡问题。为满足日益增长的用电需求，电站组织技术力量和云南省相关单位合作攻关，解决了电站抑制功率振荡和在大负荷工况下进一步稳定问题。

4.9.1 振荡建模

开展系统振荡建模，全面进行输电线路和缅北电网结构、设备状况、性能参数、负荷结构、分布情况等调查研究，建立一套系统负荷数学模型。

4.9.2 测试投入电力系统静态稳定器装置

经运行功率输送稳定极限试验后，投入励磁机电力系统静态稳定器(power system stabilizer，PSS)。试验表明：1，3号机两台机并列运行，3号机有功功率为8 MW；投入PSS，1号机有功功率为15 MW，缓慢增加1号机有功至21 MW时，1，3号机有功稳定，此时电站输送的极限功率为29 MW，未发生振荡。

小其培电站是缅甸第一个投运PSS的电站，提高了电网的阻尼，抑制有功震荡，增加了动态稳定性。此外，现场还进行了三机并列运行的输送功率极限试验，试验结果与两机并列发供电类似。

5 效果及影响

(1) 通过上述措施及优化电气、机械系统的参数，修正和协调静/动态动作时间，运行表明电站机组发供电稳定性得到明显提高。

(2) 在不增加任何一次或二次设备的情况下，提高了电站大负荷的稳定性能，目前输送功率已增加到约35 MW左右，机组功率在新的大负荷工况下仍稳定运行，最近已实现日负荷增加到39.9 MW的稳定供电。

(3) 在电站机组的特殊工况下验证了系统振荡的抑制功能，电站功率送出的制约因素已经由机组的功率振荡转变为缅甸迈那变电站主变容量小、线路线径小问题，输送功率超过该主变及线路热稳定电流，出现过流动作而限制负荷。

(4) 实际运行工况表明，电站已经初步解决了自身转型的稳定发供电、出力受限等问题。送出功率只受缅甸电网的制约，在一定程度上树立了中方电力技术和管理水平的正面形象。

电站经过几年不断试验、改进、总结，通过对缅甸电网的现场调查和大量数据分析，结合电磁理论技术，不断完善双机运行管理，投入PSS装置和上线辅助值班人员处置流程，突破了电站15 MW左右低负荷功率振荡出力受限的瓶颈并逐步地提高发供电能力，发电量从日均30万kWh跃升到目前的90万kWh，使原设计为施工电源的电站成功转型为商业运营的电站，在没有先例情况下，探索出有益的成功之路。

6 结束语

小其培电站成功转型在中、缅都是首创，在缅甸树立了中国品牌。通过数年不断改进优化发供电运行，表明该转型策略达到了目的，大幅减少电网振荡跳闸，提高了供电量，为越来越多缅甸民众解决用电难题，为缅北提供了稳定可靠的电力，大幅提高电站经济效益，获得缅甸电力部、议员以及各界的一致好评，也吸引缅甸相关单位的学习兴趣，中国的技术、标准、规范在缅甸得到认可和推广。