火電廠發電機組功率振蕩事件與應對措施分析

萬安國

川南發電公司，四川瀘州，646007

0 引言

電力系統的主體結構由電源、電網和負荷中心組成。隨著我國電力經濟不斷發展，電網規模也不斷在拓展與提高，國內電網形成了東北、華北、華中、華東、西北和南方電網六個跨省的大型區域電網，及配套的長距離輸電電網網架。省內級電網則由地市級電網組成，地市級電網負責將電能再分配到各區縣或大中型工廠。因電能不能大規模儲存，故發電、輸電、配電和用電需同時完成。發電和供電之間必須實時保持供需平衡。如果供需平衡被破壞，將對電網造成沖擊，甚至在瞬間引發重大事故[1]。

隨著我國電力系統規模不斷增加，火電廠發電機組功率振蕩現象時有發生。因此電力系統需要依靠在電網調度機構的統一指揮下實現安全與經濟運行，以及相應的在線安全控制、預防和事故處理等。本文將首先分析火電廠發電機組功率振蕩過程與應對策略，然后進一步分析汽輪機誘發機組振蕩的原因，最后提出火電廠機組安全可靠運行的防范措施。

1 某火電廠發電機組振蕩事件分析

1.1 #1機組振蕩前運行狀態

2022年7月，某火電廠發生了一次發電機組振蕩事件。該電廠裝機容量為2×600MW汽輪發電機組，兩臺發電機負荷輸出分別經主變升壓后接入220kV電網系統。發電機額定功率為600MW，額定視在功率為667MVar。額定定子電壓22kV，額定定子電流17495A。額定轉子電壓400V，額定轉子電流4387A。額定功率因數為0.9滯后。勵磁方式為靜止可控硅機端自并勵。

#1 機組功率振蕩前，發電機有功負荷426MW，無功負荷228MVar，功角δ約28.1°，發電機AVC（自動電壓控制）功能投入，勵磁系統工作模式為恒機端電壓模式。#1機組汽輪機為負荷控制模式。汽輪機#1高調門伺服閥故障，已將#1高調門手動全關，使其不參與機組功率調節。#2、#3、#4高調門為自動控制模式，#2、#3高調門已全開，#4高調門開度為36%。此時汽輪機的負荷指令為426MW，DEH（汽輪機數字電液控制系統）基準指令為96.9%。汽輪機主蒸汽進汽壓力在緩慢下降。

1.2 #1發電機組振蕩過程

#1發電機組振蕩事件全過程如圖1所示。在20:59:54（A點）時，#1汽輪機機前主蒸汽壓力降至14.4MPa，DEH基準指令增大至97.2%。#4高調門指令37.7%，實際開度為36.9%（偏差0.8%），#4高調門正逐漸開啟以補償汽輪機負荷指令與實際負荷的偏差。#4高調門指令與實際開度的偏差值開始增大且發散。7秒后，#1汽輪機DEH基準指令增大至97.8%時指令值開始出現明顯波動。#4高調門指令與實際開度的偏差值增大至3%，且繼續發散。同時#4高調門指令變化方向與實際開度變化方向出現了反向現象（見圖1）。21:00:25（B點）#4高調門指令38.1%，實際開度為65.9%（偏差27.8%）后振蕩減弱趨于正常。同時段（A～B點區間）#1發電機有功、無功、勵磁電壓、勵磁電流、機端電壓、220kV側系統周波均出現3.3～5Hz的同步振蕩，發電機功角δ在29.1°～23.5°區間振蕩。有功最大振蕩幅值38MW、無功最大振蕩幅值39MVar、勵磁電壓最大振蕩幅值48V、勵磁電流最大振蕩幅值115A、機端電壓最大振蕩幅值0.25kV、系統周波最大振蕩幅值0.007Hz。期間22kV母線電壓恒定于234.9kV不變。

圖1 #1 發電機組振蕩事件中主要汽輪機變量局部放大圖

1.3 #1發電機組功率振蕩處理措施

發現機組功率振蕩后，電廠電氣運行人員采取了及時有效措施抑制振蕩。

21:00:59（C點）#1汽輪機機前主蒸汽壓力降至14.3Mpa，DEH基準指令增大至97.3%。#4高調門指令與實際開度的偏差值在減小后又再次擴大。同時段（C～F點）#1發電機有功、無功、勵磁電壓、勵磁電流、機端電壓、220KV側系統周波振蕩幅值也同步增大，振蕩周期仍為3.3～5HZ，發電機功角δ在29.1°～21.3°區間振蕩。21:02:51（D點）運行人員人為將輪機的負荷指令由426MW減至422MW，#1汽輪發電機組各參數的振蕩幅值未有發生變化。21:03:52（E點）再次人為將輪機的負荷指令由422MW減至418MW后，各參數的振蕩幅度出現短時減弱后又再次加劇。21:04:33（F點）人為將#1汽輪機的DEH運行方式由負荷控制模式切為閥位控制模式，此時汽輪機負荷與發電機負荷的聯系即由閉環控制變為開環控制，汽輪機的負荷只由人為設定的DEH基準指令（對應調門組一個固定開度值）決定。當汽輪機控制模式切為閥位控制后，#1發電機的功率振蕩現象被消除（見圖2、圖3）。

圖2 #1 發電機組振蕩事件中主要電氣變量錄波圖

圖3 #1 發電機組振蕩事件中主要汽輪機變量錄波圖

2 發電機功率振蕩的原因分析

汽輪機的負荷調節是由DEH系統根據機組的負荷要求將相應的控制偏差送入PID控制器轉換為汽輪機的DEH基準指令，DEH基準指令在0%～100%區間內由閥門管理程序換算成#1、#2、#3、#4高調門對應的不同開度。實現汽輪機的進汽量與DEH的基準指令呈線性關系。

#1發電機功率振蕩前，#1高調門因伺服閥故障退出運行，汽輪機的負荷只能由余下的#2、#3、#4高調門進行調節。當主蒸汽壓力緩慢下降時，汽輪機DEH基準指令值自動增加以開大各高調門來增加汽輪機進汽量來補償汽輪機的負荷損失。當DEH基準指令達97.2%時，#1汽輪機高調門的調節特性進入嚴重的非線性區域。此時在電網頻率變化、一次調頻動作等因素的擾動下，高調門閥組存在顯著的高頻率動作，調節性能明顯惡化[2]。

原動機輸入功率的波動將引起發電機功角δ振蕩，從而誘發發電機有功、無功波動[3]。當原動機輸入功率增加，機組加速，與原動機同軸旋轉的發電機功角將相應增加。根據同步發電機功角特性，發電機有功、無功將隨功角增大而增加并引起頻率與電壓變化。為跟蹤有功與電壓指令，機組汽輪機與勵磁控制器將進行閉環控制，試圖將變化的有功與電壓控制到指令值。然后由于汽輪機調門已接近開度極限且調節特性從線性變為非線性（如圖4所示），機組進入振蕩失控運行狀態。此外，勵磁控制器與汽輪機控制器還存在有功無功耦合效應，可能進一步加劇機組振蕩[4-5]。

圖4 汽輪機高壓調節閥流量與開度曲線

3 火電廠汽輪機誘發發電機功率振蕩的防范措施

通過分析火電廠發電機組振蕩事件過程及其原因，可進一步總結出以下防范措施。

（1）采取提高主蒸汽初參數、凝汽器真空等措施，必要時限制汽輪發電機組負荷上限。以減小汽輪機DEH基準指令，避免汽輪機高調門的開度過大，調節特性進入非線性區域。

（2）在汽輪機DEH基準指令接近上限時，適當提高發電機的無功功率以減小發電機功角δ，增大發電機的阻尼。避免發電機功率振蕩時振蕩現象持續發散，進而發展為失步。

（3）當判斷為發電機功率振蕩是原動機的進汽調門基準指令接近上限，致使調節特性惡化引起時，可將汽輪機的DEH運行方式切為閥位控制模式。閥位控制模式下汽輪機負荷控制由閉環變為開環，汽輪機進汽量保持恒定，進而消除振蕩源。

4 結語

本文對汽輪機誘發火電廠發電機組功率振蕩事件的原因、過程及應對措施進行了分析，在此基礎上提出了相應的防范措施，為提高火電廠的運行安全性與可靠性提供一定參考。