万安国
川南发电公司，四川泸州，646007
电力系统的主体结构由电源、电网和负荷中心组成。随着我国电力经济不断发展，电网规模也不断在拓展与提高，国内电网形成了东北、华北、华中、华东、西北和南方电网六个跨省的大型区域电网，及配套的长距离输电电网网架。省内级电网则由地市级电网组成，地市级电网负责将电能再分配到各区县或大中型工厂。因电能不能大规模储存，故发电、输电、配电和用电需同时完成。发电和供电之间必须实时保持供需平衡。如果供需平衡被破坏，将对电网造成冲击，甚至在瞬间引发重大事故[1]。
随着我国电力系统规模不断增加，火电厂发电机组功率振荡现象时有发生。因此电力系统需要依靠在电网调度机构的统一指挥下实现安全与经济运行，以及相应的在线安全控制、预防和事故处理等。本文将首先分析火电厂发电机组功率振荡过程与应对策略，然后进一步分析汽轮机诱发机组振荡的原因，最后提出火电厂机组安全可靠运行的防范措施。
1.1 #1机组振荡前运行状态
2022年7月，某火电厂发生了一次发电机组振荡事件。该电厂装机容量为2×600MW汽轮发电机组，两台发电机负荷输出分别经主变升压后接入220kV电网系统。发电机额定功率为600MW，额定视在功率为667MVar。额定定子电压22kV，额定定子电流17495A。额定转子电压400V，额定转子电流4387A。额定功率因数为0.9滞后。励磁方式为静止可控硅机端自并励。
#1 机组功率振荡前，发电机有功负荷426MW，无功负荷228MVar，功角δ约28.1°，发电机AVC（自动电压控制）功能投入，励磁系统工作模式为恒机端电压模式。#1机组汽轮机为负荷控制模式。汽轮机#1高调门伺服阀故障，已将#1高调门手动全关，使其不参与机组功率调节。#2、#3、#4高调门为自动控制模式，#2、#3高调门已全开，#4高调门开度为36%。此时汽轮机的负荷指令为426MW，DEH（汽轮机数字电液控制系统）基准指令为96.9%。汽轮机主蒸汽进汽压力在缓慢下降。
1.2 #1发电机组振荡过程
#1发电机组振荡事件全过程如图1所示。在20:59:54（A点）时，#1汽轮机机前主蒸汽压力降至14.4MPa，DEH基准指令增大至97.2%。#4高调门指令37.7%，实际开度为36.9%（偏差0.8%），#4高调门正逐渐开启以补偿汽轮机负荷指令与实际负荷的偏差。#4高调门指令与实际开度的偏差值开始增大且发散。7秒后，#1汽轮机DEH基准指令增大至97.8%时指令值开始出现明显波动。#4高调门指令与实际开度的偏差值增大至3%，且继续发散。同时#4高调门指令变化方向与实际开度变化方向出现了反向现象（见图1）。21:00:25（B点）#4高调门指令38.1%，实际开度为65.9%（偏差27.8%）后振荡减弱趋于正常。同时段（A～B点区间）#1发电机有功、无功、励磁电压、励磁电流、机端电压、220kV侧系统周波均出现3.3～5Hz的同步振荡，发电机功角δ在29.1°～23.5°区间振荡。有功最大振荡幅值38MW、无功最大振荡幅值39MVar、励磁电压最大振荡幅值48V、励磁电流最大振荡幅值115A、机端电压最大振荡幅值0.25kV、系统周波最大振荡幅值0.007Hz。期间22kV母线电压恒定于234.9kV不变。
图1 #1 发电机组振荡事件中主要汽轮机变量局部放大图
1.3 #1发电机组功率振荡处理措施
发现机组功率振荡后，电厂电气运行人员采取了及时有效措施抑制振荡。
21:00:59（C点）#1汽轮机机前主蒸汽压力降至14.3Mpa，DEH基准指令增大至97.3%。#4高调门指令与实际开度的偏差值在减小后又再次扩大。同时段（C～F点）#1发电机有功、无功、励磁电压、励磁电流、机端电压、220KV侧系统周波振荡幅值也同步增大，振荡周期仍为3.3～5HZ，发电机功角δ在29.1°～21.3°区间振荡。21:02:51（D点）运行人员人为将轮机的负荷指令由426MW减至422MW，#1汽轮发电机组各参数的振荡幅值未有发生变化。21:03:52（E点）再次人为将轮机的负荷指令由422MW减至418MW后，各参数的振荡幅度出现短时减弱后又再次加剧。21:04:33（F点）人为将#1汽轮机的DEH运行方式由负荷控制模式切为阀位控制模式，此时汽轮机负荷与发电机负荷的联系即由闭环控制变为开环控制，汽轮机的负荷只由人为设定的DEH基准指令（对应调门组一个固定开度值）决定。当汽轮机控制模式切为阀位控制后，#1发电机的功率振荡现象被消除（见图2、图3）。
图2 #1 发电机组振荡事件中主要电气变量录波图
图3 #1 发电机组振荡事件中主要汽轮机变量录波图
汽轮机的负荷调节是由DEH系统根据机组的负荷要求将相应的控制偏差送入PID控制器转换为汽轮机的DEH基准指令，DEH基准指令在0%～100%区间内由阀门管理程序换算成#1、#2、#3、#4高调门对应的不同开度。实现汽轮机的进汽量与DEH的基准指令呈线性关系。
#1发电机功率振荡前，#1高调门因伺服阀故障退出运行，汽轮机的负荷只能由余下的#2、#3、#4高调门进行调节。当主蒸汽压力缓慢下降时，汽轮机DEH基准指令值自动增加以开大各高调门来增加汽轮机进汽量来补偿汽轮机的负荷损失。当DEH基准指令达97.2%时，#1汽轮机高调门的调节特性进入严重的非线性区域。此时在电网频率变化、一次调频动作等因素的扰动下，高调门阀组存在显著的高频率动作，调节性能明显恶化[2]。
原动机输入功率的波动将引起发电机功角δ振荡，从而诱发发电机有功、无功波动[3]。当原动机输入功率增加，机组加速，与原动机同轴旋转的发电机功角将相应增加。根据同步发电机功角特性，发电机有功、无功将随功角增大而增加并引起频率与电压变化。为跟踪有功与电压指令，机组汽轮机与励磁控制器将进行闭环控制，试图将变化的有功与电压控制到指令值。然后由于汽轮机调门已接近开度极限且调节特性从线性变为非线性（如图4所示），机组进入振荡失控运行状态。此外，励磁控制器与汽轮机控制器还存在有功无功耦合效应，可能进一步加剧机组振荡[4-5]。
图4 汽轮机高压调节阀流量与开度曲线
通过分析火电厂发电机组振荡事件过程及其原因，可进一步总结出以下防范措施。
（1）采取提高主蒸汽初参数、凝汽器真空等措施，必要时限制汽轮发电机组负荷上限。以减小汽轮机DEH基准指令，避免汽轮机高调门的开度过大，调节特性进入非线性区域。
（2）在汽轮机DEH基准指令接近上限时，适当提高发电机的无功功率以减小发电机功角δ，增大发电机的阻尼。避免发电机功率振荡时振荡现象持续发散，进而发展为失步。
（3）当判断为发电机功率振荡是原动机的进汽调门基准指令接近上限，致使调节特性恶化引起时，可将汽轮机的DEH运行方式切为阀位控制模式。阀位控制模式下汽轮机负荷控制由闭环变为开环，汽轮机进汽量保持恒定，进而消除振荡源。
本文对汽轮机诱发火电厂发电机组功率振荡事件的原因、过程及应对措施进行了分析，在此基础上提出了相应的防范措施，为提高火电厂的运行安全性与可靠性提供一定参考。
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