韩振兴　黄合敏

摘 要： 汽轮发电机组运行中功率振荡一直是一个难于解决的问题，导致汽轮发电机组功率振荡的主要原因是汽轮机调节系统PID参数整定不当， 汽轮机调速汽门流量特性曲线不匹配，配汽机构问题等，结合几起典型的汽轮发电机组功率振荡事件，提出有效的防范措施。

关键词： 汽轮发电机组；功率振荡；防范措施

近年来，某区域内多个电厂发生了汽轮发电机组功率振荡引发的电网低频振荡的不安全事件；通过事件调查分析，造成汽轮发电机组功率振荡的主要原因是汽轮机控制阀门及其调节系统波动引起的，下面结合几起典型事件，对引起汽轮发电机组功率振荡的原因进行分析，并提出防范措施。

1.几起典型汽轮发电机组功率振荡事件分析

1.1调节系统参数整定不当导致的功率振荡

1.1.1事件过程

某电厂#1机组采用哈尔滨汽轮机厂生产的CLN600-24.2/566/566型超临界凝汽式600MW汽轮发电机组，数字电液控制系统（DEH）采用EMERSON公司的OVATION分散控制系统，2011年11月19日，该机组在带负荷试运阶段，进行300MW负荷点制粉系统工况检验工作，机组处于DEH功率控制模式下运行，15：21：50时运行人员将功率目标设定为310MW，15：22：30时汽轮机调门开始波动，机组功率开始振荡，最大峰值达到465MW，造成电网发生低频振荡，电网500kV交流送出断面（罗马线+罗百双回线+砚崇甲线）波动峰峰值达到276MW，直至DEH检测到功率设定目标值与实际值偏差>10MW，自动切除功率控制回路后，15：26：00时功率波动才消除。部分主网500kV线路振荡曲线如图1-1：

1.1.2 功率振荡原因分析

分析功率波动数据，可以看出，波动过程大致分为三个过程，如图1-2所示：

第一阶段：t1-t2（t1=15：23：10，t2=15：23：23）之间为功率波动的起振初期，功率波动幅度逐渐放大，频率为0.58Hz，振荡阻尼-1%。起振前#1机出力300MW左右，主蒸汽压力17.2Mpa，DEH投入功率控制模式。15：21：50运行人员将目标功率从300MW设为310MW，由于#1机组DEH功率控制回路PID参数是按典型机型特性设置的，调节作用偏强且存在超调，在较大幅度阶跃扰动情况下容易产生振荡，是引起功率波动的主要原因。

第二阶段：t2-t3（t2=15：23：23，t3=15：24：35）之间为功率波动变化和发展阶段，在t2时刻DEH检测到实际值与功率设定目标值的偏差>10MW，自动切除功率控制回路，但阀控模式下不合理地使调门开度从17.8%跃变增至32.55%，机组有功功率也由310MW相应陡增至485MW，使得电厂对系统的阻尼水平降低、动态稳定性降低，波动持续且在励磁系统的作用下呈现弱阻尼特性，波动频率从0.58Hz突变至0.66Hz。

第三阶段，t3-t4 （t3=15：24：35，t4=15：26：00）之间为功率波动逐渐平息阶段，t4时刻功率波动平息。期间DEH处于阀控模式，综合阀位指令未变，随着锅炉主蒸汽压力继续下降，机组有功随之逐渐下降，电厂对系统的阻尼水平逐渐提高，振荡逐渐平息，振荡平息的t4时刻，#1机组出力为325MW，随后机组出力在280-300MW之间运行，也未再出现功率波动。

1.2 汽机调门落入不灵敏区导致的强迫功率振荡事件

1.2.1 事件过程

某电厂#2机组采用哈尔滨汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界凝汽式300MW汽轮发电机组，数字电液控制系统（DEH）采用日立公司的HIACS-5000M分散控制系统，2008年4月21日10：26，该机组带负荷148.5MW，主蒸汽压力16.76MPa，在进行“单阀”切换为“顺序”阀运行过程中，10：26～10：35期间发生了机组功率在121MW～187MW间振荡，该波动频率为0.36Hz，接近电网中的云南、贵州电网对广东电网之间振动模式的频率，引发主网功率振荡，最大振幅达231.9MW。

1.2.2 功率振荡原因分析

该机组在10：26～10：35期间，进行正常的“单阀”切换为“顺序”阀运行时，由于机组运行工况控制不佳，主蒸汽压力参数高（16.76MPa），而带负荷低（148.51MW），切换过程中GV阀位给定值落入（39.5～40.5）不灵敏区，造成高调门波动，导致功率振荡，最终引发主网功率振荡。

1.3 由于调卡涩导致的功率振荡

1.3.1事件过程

某电厂#11机组采用东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界凝汽式300MW汽轮发电机组，数字电液控制系统（DEH）采用美国美卓的MAXDNA分散控制系统，2009年4月8日7点30分，该机组有功功率248MW，主汽压力15.94MPa，在进行正常的“单阀”切换为“顺序”阀操作，切换过程中7：31：43～7：32：53发生功率振荡，最大幅值达12MW。

1.3.2 功率振荡原因分析

从阀切换过程中高调门指令和反馈趋势看，7点31分43秒调门开度指令变化后， #1、2调门在30%～39%期间有轻微卡涩现象，造成阀门实际动作滞后指令1秒左右，机组指令与机组有功功率有偏差，在功率调节器反馈调节作用下，调门指令、负荷波动，主汽压力最大波动值为0.15MPa，汽机高调门开度最大波动值分别为#1：8.31%、# 2：8.25%、#3：2.29%、#4：1.58%，功功率最大波动值为12MW，到32分53秒机组稳定。

2.防止汽轮发电机组功率振荡的措施

结合以上案例分析，调节系统参数整定不当， 调门流量特性曲线不能真实反应调门实际流量特性，调速汽门机械部分故障等是导致汽轮发电机组功率波动甚至引发振荡的主要因素，应从以下几方面采取措施，防止汽轮发电机组功率振荡事件的发生：

2.1做好DEH调节系统中PID调节器的参数整定：

DEH调节系统中PID调节器的参数是决定系统稳定性的重要因素，新机调试和机组检修后，只有在PID调节器参数得到良好整定的条件下 ，才能投入DEH控制系统自动功能。

机组运行过程中，当锅炉燃烧不稳或调控不当导致蒸汽压力不稳定时，在这种情况下，因被控对象特性发生变化，调节系统的调节效果会变差，容易产生过调甚至发生振荡，因此有必要在PID调节回路上加入必要的闭锁逻辑，防止振荡的发生。

2.2优化调门流量特性曲线

调门流量特性曲线不能真实反应调门实际流量特性，存在所谓的不灵敏区，容易造成功率波动。应通过设计阶段对调速系统特性曲线的校对，投运后和检修后进行阀门流量特性测试，对阀门流量特性和重叠度进行修正，使修正后的DEH调门流量特性曲线与机组实际流量特性充分结合，防止DEH自动功率控制过调，产生功率振荡。

2.3防止调速汽门发生卡涩

应严格按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》做好防止调速汽门卡涩的措施，确定详细的阀门检修方案、阀门定期活动试验方案、油质及汽水品质定期化验细则，检修中对调速系统伺服阀、LVDT， 伺服卡进行检测，避免引发调速汽门卡涩的因素发生。

2.4增加功率波动判断逻辑，及时退出DEH自动

通过以上措施可以极大的减少功率振荡情况的发生，但仍无法彻底消除。可以通过增加功率波动判断逻辑，通过干预，及时消除功率波动，防止引发电网功率振荡。如宣威电厂通过在DCS中增加功率波动判断逻辑，当判断机组发生低频功率振荡（频率在0.2～2.5Hz之间，波动幅度大于6MW）时，立即发出功率波动报警，退出DEH自动运行方式，有效避免了功率振荡事件的再次发生。

3.结语

汽轮发电机组运行中功率振荡一直是一个难于解决的问题，通过对汽轮机调节系统PID参数的合理整定，逻辑优化， 优化流量特性曲线使之与实际匹配，有效防止调速汽门发生卡涩等措施，能有效防止功率振荡事件的发生。

参考文献：

[1]韩志勇，贺仁睦，徐衍会.汽轮机压力脉动引发电力系统低频振荡的共振机理分析[J].中国电机工程学报，2008，28（1）：47-51.

[2]李建设，苏寅生，周剑.地区电网低频振荡问题及其治理措施[J].广东电力，2010，23（1）：5-9.