大型汽轮发电机组发生低频振荡过程分析及抑制措施.pdf

文献标识码：B文章编号：10 0 3-0 49 2(2023)07-062-05中图分类号：TP2962Technology技术纵横大型汽轮发电机组发生低频振荡过程分析及抑制措施Analysis and Suppression Measures of Low-frequency Oscillation for Turbine Generator罗彬，胡昌盛（国能（惠州）热电有限责任公司，广东惠州516 0 8 3）摘要：本文以10 50 MW汽轮机组发生低频振荡后为例，首先从DCS历史数据和PMU数据，结合建模进行过程分析振荡发生的原因及机理，随后从汽轮发电机组角度进行优化控制逻辑、PSS管理、严格试验测试以及迅速正确操作等四个方面，给出了从发电厂侧抑制电力系统低频振荡的具体措施，最后实施基于汽轮机配汽方式、阀门流量特性、智能一次调频、变参数自适应协调控制等一系列措施最终达到预期目标。本文建议同类型机组重视网源协调工作，以提高电网安全稳定运行水平。关键词：低频振荡；电力系统；一次调频；建模分析；配汽优化；抑制措施Abstract:After the occurrence of low-frequency oscillations in the1050MW steam turbine unit,the causes and mechanisms of theoscillation are analyzed from the DCS historical data and PMU data,combined with the modeling process.From the perspective of theturbine-generator set,optimization of control logic,PsS management,strict testing,and prompt and accurate operation are carried out.Aseries of measures,including adaptive coordinated control of variableparameters,are implemented to achieve the desired objectives.It isrecommended that units of the same type prioritize network-sourcecoordination to enhance the power grids safety and stability level.Key words:Low-frequency oscillation;Power system;Primary frequencycontrol;Modeling and analysis;Steam distribution optimization;Suppressionmeasures1引言电力系统低频振荡是电力系统在受到干扰时发生的一种功角稳定性问题，通常表现为有功功率的等幅或衰减振荡，功角也同频率振荡，如振荡幅值不断增加，将会导致电力系统的崩溃。随着电力系统网架结构的不断演化，大规模远距离输电、高增益快速励磁等新技术得到广泛应用，我国电力系统低频振荡事件已多次发生，目前采取的主要应对措施是给每台机组安装电力系统稳定器(PSS)。以前观点认为，与电力系统相比汽轮机及其调速系统反应较慢，难以诱发电力系统的低频振荡。但数起低频振荡现象分析结果表明，汽轮机组参与甚至主导了这些低频振荡现象，这与汽轮机数字电液控制系统（D EH）调节速度增快密切相关。实践表明，通过对机组运行状态或控制参数的调整就可以避免或快速平息部分电力系统低频振荡，这些措施需要引起足够的重视。2功率振荡事件过程2月18 日上午8 时56 分40 秒到8 时57 分，某电厂#3机组频率（通过采集机端电气量计算）、转速、有功功率发生振荡，其中功率振荡的周期约为0.6 8 s，最大峰值约为50 MW，在相同时间断面上，机组转速也发生了类似周期振荡。2.1通过DCS数据分析2月18 日，机组负荷10 2 0 MW10 40 M W 区间运行，电气PSS退出，在0 8:56 0 9:16 期间PMU系统共发生4次功率振荡报警，通过DCS数据分析4次振荡情况相似。现以0 8:56 分一次调频动作情况分析如下：08:56:37，机组功率10 2 3MW，主汽压力2023.07AUTOMATIONPANORAMA6325.9MPa，转速2 9 9 8 rpm，流量指令9 6.4%，CV4阀位30.3%，电网频率一直下降。08:56：38 0 8:56：47，期间一次调频动作，DEH前馈最大变化0.57%，CV4阀位最大42.3%（变化量12%），机组功率最大到10 33MW。08：56：48，机组功率10 35MW，主汽压力25.7MPa，转速2 9 9 6.8 rpm，流量指令9 7.14%，CV4阀位34%。随后电网频率恢复。按4%的不等率计算，转速下降1.15rpm（除死区），机组功率应变化10.1MW，D EH 前馈量变化1.04%。实际功率最大变化12 MW，并很快恢复。按DCS数据分析一次调频回路动作正常，一次调频指标正常。2.2通过PMU数据分析某电厂附近50 0 kV/220kV电网的拓扑结构图，如图1所示，其中晋江变、紫岭变、东岗变为50 0 kV变电站，其余的为2 2 0 kV变电站。新墙江紫岭梅岭罗城香山洋球青山东岗宝盖鸿山山兜西湖永和神华鸿山电图1附近50 0 kV/220kV网络拓扑结构图为了确定频率的振荡源，分别调取对应时段50 0 kV晋江变电站50 0 kV出线堡江I路（某电厂对侧）、堡江II路（某电厂对侧）、晋紫I路、晋岗I路、晋岗II路线路频率PMU数据，未发现频率振荡；调取同一区域临近电厂#2 机组2 2 0 kV出线香鸿I路、香鸿II路、青鸿线以及某电厂#2 机组频率PMU数据（采样周期40 ms），未发现频率振荡；调取某电厂#3机组转速、频率（通过采集机端电气量计算），发现与机组有功功率类似，在同一时间段均出现了振荡。通过上述PMU数据录波结果，初步判断扰动源头来自厂内。3低频振荡原因数据分析8时56 分2 2 秒，某电厂#3机组运行功率水平为1020MW，机组调速系统总流量指令为9 6%，PSS未投。此后电网频率开始持续降低，到8 时56 分37 秒低至49.966Hz，此后频差越过调速系统死区，机组调速系统开始动作，总流量指令逐渐加大。此后在8 时56 分42秒，机组的功率、转速开始振荡。通过调取某电厂#3机组调速系统输入转速、调频分量、总流量指令的PMU数据，具体分析如下：从8时56 分2 2 秒至8 时56 分37 秒，电网频率持续下降（从50Hz到49.9 6 6 Hz），某电厂#3机组一次调频正确动作，根据机组调速系统一次调频回路控制框图（如图2所示），机组DEH系统动作导致流量指令持续上升，主汽压力降低，当流量指令上升到9 7%，由于此时机组高压调阀CV1、C V 2、C V 3接近全开（10 0%），因此此阶段机组原动机特性主要由高压调阀CV4决定。备注：一AP调施分量）1一次调频分量限幅，增容以后从-60MW变化为-6 3MW.改消颖死区R463MW2r/mn2.功率基准从10 0 0 MW变化为12010501050MW.97%PCymax机组负倚指令1+sT1+$T1+5T,DCS流量TI=T2-T3-T4=5sPe指令速丰安洲为准主汽压力62%实测F1(X)1+sT,1+sTT.-2主汽压力T,-5s设定P2P(调顺分量F4(X)速丰图2 一次调频回路控制框图实制为准）通过查询CV4的阀门特性曲线，当流量指令在9 7%以上时，阀门特性曲线存在拐点，且其阀门特性曲线（如图3所示）较陡，每1%流量指令的变化会导致CV4约2 3%阀位变化。由于此时机组原动机的出力特性主要由CV4阀位变化特性来决定，在该变化幅度阀位指令作用下，实际CV4调门阀位迅速加大，容易诱发机组原动机的机械功率超调，进而导致机组功率超调。因闭环控制的作用，机组功率又被拉回。当超调量较大时，容易诱发原动机出力的振荡，从而导致机组电磁功率振荡。在短时间之内，因机组负荷、出力不平衡，进而引起机组转速振荡。【混台网】高调呢连量曲线12910080604201004图3CV1-CV4阀门特性曲线64Technology技术纵横4低频振荡原因建模分析数字仿真是进行低频振荡分析的有力工具，通过仿真重现低频振荡现象对于正确认知低频振荡的机理具有重要作用。一次调频引起的低频功率振荡事件除了需要建立发电机励磁系统与电力系统稳定器模型外，还需要建立汽轮机及其控制系统模型。4.1从系统建模分析通过分析汽轮机电液调节系统模型、汽轮机伺服卡及油动机模型得出调速系统总体简化模型如式（1)所示：式(1)得出传递函数如式(2)所示:1=-A0(s)K1+TS1+1as)式(2)=AP+APrE4.2从传递函数分析1KK.APw-。=-A 0(s)1+T,S1+TcHsS1KS+K,Kp=1.05，K i=0.10 5，在1.39 Hz时滞后S6.17度;T=0.22s，在1.39 Hz时滞后6 2.6 7 度；1+T.S1+TalTch=2s，在1.39 Hz时滞后8 6.7 4度;1KK=0.025，T 1=0.0 2，在1.39 Hz时滞后9.9 71+TS度。4.3从机械转矩阻尼特性相位图分析上述相位会随振荡频率变化，图4为在1.39 Hz附近的机械转矩相位图。机械转矩负阻尼区AAPVAPCA5.APA.AP-APAPv.EAPer_0机械转矩正阻尼区图4转矩阻尼特性相位分析图4.4建模分析结论低频振荡与一次调频相关。转速振荡分量产生的机械转矩处于负阻尼区，而电磁功率振荡分量产生的机械转矩处于正阻尼区，所以转速偏差越过死区一次调频启动后转速产生的机械负阻尼超过正阻尼，产生低频振荡。PSS未投入，也是低频振荡一大因素。5低频振荡抑制措施从目前已发生的多起低频振荡事件看，汽轮机配汽方式切换、汽轮机汽门活动性试验、一次调频回路投入、阀门开度晃动以及外界干扰等操作或异常都有可能诱发电力系统低频振荡。当电网检修导致机组与电网之间联接变弱，或新建及改造后的机组第一次进行类似操作时尤其应注意。多种类型的低频振荡，汽轮机均可能参与其中，这些振荡不能自行平息或应对措施无效时，机组将会被强制解列。除按规定投用与优化PSS功能外，目前汽轮机组的逻辑设计很少会考虑电力系统低频振荡问题。为此，本文建议从以下方面来抑制低频振荡。5.1优化控制逻辑针对汽轮机对低频振荡的影响，优化一次调频回路。（1）对一次调频DEH前馈系数进行变参数设置。一是在不同的机组负荷段，结合阀门重叠度设置不同的前馈系数；二是根据DL/T261火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则的要求对DEH侧的一次调频指令设置主蒸汽压力修正回路。（2）优化一次调频DEH侧的前馈函数。为了避免CCS和DEH的叠加阀位指令对系统的扰动，分DEH本地控制和遥控投入两种情况进行设置。此项内容在#4机组基建期已实施应用，择机对#3机组进行优化。（3）针对一次调频投入后存在的主要问题，如一次调频动作频繁、不同负荷段（压力）一次调频贡献率的差异、高调阀晃动频繁对EH油系统影响以及对汽轮机轴系影响等，结合阀门特性开展一次调频“快动慢回”一流量指令保持并延迟归零控制回路的研究应用。（4）将汽轮机调节阀开度指令与反馈信号、功率、一次调频值等引入PMU采集系统中。(1)将机组退出AGC控制。2023.07AUTOMATIONPANORAMA655.2严格试验测试通过下列试验与测试，可以发现汽轮机组存在的涉网问题，及时整改并消除调节阀开度晃动缺陷，可以有效预防电力系统低频振荡的发生。进行一次调频试验，优化功率控制PID参数。在汽轮机调节线性差、汽轮机转速局部不等率过小、DEH伺服回路放大倍数大、功率控制PID调节作用偏强的情况下，机组功率振荡几乎是不可避免的，持续作用时，就会引起电力系统低频振荡。通过一次调频试验，将功率PID的比例作用由1改为0.7 7，可以抑制电力系统进入负阻尼区诱发的低频振荡。进行高调阀流量特性试验，优化配汽函数。高负荷阶段机组调速系统总流量指令在较高水平（9 7%）时，高调阀CV4的流量曲线存在拐点，流量曲线较陡，且与运行工况不匹配偏差较大。进行高调阀的流量特性及线性化试验，分析CV4在流量指令9 7%处对机组功率、压力的影响，以获取高调阀流量特性曲线，降低原动机出力的振荡风险。5.3流量特性试验汽轮发电机组中调阀组运行中若实际阀门特性和机组设定特性曲线偏差大，易引起汽机失稳事故。因此，有必要进行汽机高调阀流量特性试验，检验调阀工作特性，修正配汽函数。对汽机高压调阀进行流量特性试验，结合重叠度设计符合实际情况的阀门特性曲线。从图5中可知，高压调门存在一定初始开度死区，约17%，高于出厂时给出的设计值8%。以CV2情况举例，其他调阀类似。CV2开度-流量特性曲线优化前后对比10080CV2旧40CV2_新20102030405060708090100调门开虚%图5CV2流量特性曲线优化前后对比5.4配汽方式优化机组原设计的复合阀配汽方式适用于带基本负荷，在中、低负荷阶段类似于节流调节，在高负荷阶段转为类似喷嘴配汽。实际运行中，机组参与电网调峰，较长时间运行在中、低负荷阶段，在复合配汽方式下，4个高调阀均存在节流。若某个阀门存在配汽特性线性度差、重叠度设置不合理、调阀初始开度死区设置不当、配汽函数与实际流量特性偏差显著等问题，会使综合阀位指令变化对应流量变化偏差过大，易引发功率、转速大幅波动。因此，开展配汽优化，设计顺序阀控制方式，在满足条件时，运行人员可根据情况，在原复合阀方式和新顺序阀方式间自由切换，在提高经济性的同时也有助于抑制低频振荡。通过一系列工作，包括建模仿真计算、强度校核，结合摸底性试验，通过冷/热态试验完成了配汽方式优化，并且持续优化，设计出新顺序阀方式下配汽曲线，如图6 所示。阀门开度%120100806040HPGV1&HPGV3HPGV220HPGV420.40608100120流量百分比%图6 优化后顺序阀流量一开度特性曲线5.5重视PSS功能为了抑制低频振荡，电力系统稳定器（PSS）经DEH控制逻辑作用于汽轮机调速系统，通过汽轮机调节阀直接增减汽轮机的功率来产生阻尼力矩，消耗振荡能量，抑制低频振荡；或者还可在DEH中使用带阻滤波器，通过对机组功率、汽轮机角速度以及调节阀阀位指令与反馈的监测分析，判断系统振荡是否与汽轮机调速系统有关。如有则投入滤波器，滤除低频振荡扰动信号，从而平息振荡。5.6迅速正确操作电力系统低频振荡具有突发性、随机性的特点，在短期内难以完全解决。汽轮机组运行时，一旦发生功率周期性反复振荡（PMU系统发出功率振荡报警），运行人员可从汽机侧迅速执行以下操作措施：（2）汽轮机转速也发生振荡时，迅速退出一次调频功能（运行第一时间退出CCS方式）。（3）如DEH侧功率闭环回路投用，迅速将其-66Technology技术纵横撤出。（4）汽轮机DEH切换至阀位手动控制方式。（5）第一时间联系调度听从调度指令，同时做好手动解列机组的准备。（6）运行人员在汽轮机阀序切换过程、阀门活动试验过程、伺服阀故障、调节阀晃动等情况下加强机组功率监视。（7）PSS退出时，根据公司保护退出申请（涉网）带制度要求及时退出一次调频功能。6结论汽轮机组与电网相互影响并参与电力系统低频振荡，这会严重威胁机组的安全稳定运行。然而，目前这方面的故障分析多为事后解释性分析，难以做到事前控制，但通过相关试验与测试可提早发现容易诱发电力系统低频振荡的缺陷。机组运行时，一旦被确认参与了低频振荡，应迅速采取一次调频功能撤出、汽轮机切换到阀位控制方式等操作，确保电网与机组安全。随着特高压交直流混联电网建设的快速推进以及大量的各种新能源发电设备的并网运行，电网结构更加复杂，汽轮发电机组的运行环境也更加多变，与此相关的电力系统低频振荡的机理、扰动源定位以及预控措施等问题呕待进一步深入研究，这需要进一步完善汽轮机组参与低频振荡的分析模型，提高关键参数的准确性，从而提升分析结论的可信度。在实际中，应加强电气、热工与汽轮机专业之间的融合，以高质量完成相关试验与检测，应更加重视网源协调工作的作用，以确保电网安全稳定运行。AP作者简介：罗彬（19 8 7-），男，广东梅州人，工程师，硕士，现就职于国能（惠州）热电有限公司，主要从事发电企业生产运行管理、项目建设计划物资管理工作。胡昌盛（19 8 9-），男，甘肃平?人，工程师，学士，现就职于国能（惠州）热电有限公司，主要从事发电企业热控专业以及数字化专业技术研究、应用工作。参考文献：1何映光,刘焘.汽轮机阀切换操作不当引发的电网低频振荡分析 J.电力自动化设备，2 0 10,30(5)：142-145.2刘辉，杨寅平，田云峰，,等.电力系统强迫功率振荡实例及机理分析 J.电力系统自动化,2 0 12,36(10)：113-116.3盛错，刘复平，刘武林，等.汽轮机阀门流量特性对电力系统的影响及其控制策略 J.电力系统自动化,2 0 12,36(5)：10 4-10 9.4胡昌盛，王伟哲.1GW机组汽轮机首次启动转速控制存在的问题分析及讨论 J.神华科技，2 0 17,15(0 7)：6 0-6 3.