发电机功率振荡原因分析与改进

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1、湖南电力第３４卷第３期ＨＵＮＡＮＥＬＥＣＴＲＩＣＰＯＷＥＲ２０１４年６月ｄｏｉ:１０?３９６９/ｊ?ｉｓｓｎ?１００８￣０１９８?２０１４?０４?０１９发电机功率振荡原因分析及改进Ｃａｕｓｅａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｏｆｇｅｎｅｒａｔｏｒｐｏｗｅｒｏｓｃｉｌｌａｔｉｏｎ李志军(广州中电荔新电力实业有限公司ꎬ广东广州５１１３４０)摘要:对１例发电机功率振荡现象所产生的原因进行分析ꎬ进行相应的改进和优化试验ꎬ经过仿真模拟ꎬ找到了振荡产生的根源ꎬ确保了发电机组的稳定运行ꎮ关键词:功率振荡ꎻ功率回路ꎻ高压主汽调节门ꎻ流量特性曲线中图

2、分类号:ＴＭ７１２ꎻＴＭ７６１文献标志码:Ｂ文章编号:１００８￣０１９８(２０１４)０４￣００６４￣０４近年来ꎬ国内电网相继发生大范围的低频振１号机功率回路ꎻ荡ꎬ功率振荡频率较低ꎬ振荡范围广ꎬ对电网安全１３时５７分４２秒“点击‘顺序阀’按钮ꎬ进稳定运行造成了巨大威胁ꎮ对于多次发生的低频振入阀切换过程”ꎬ将１号机控制方式由单阀控制切荡ꎬ电力专家学者则从不同方面进行大量的研究ꎬ换至顺序阀控制ꎻ在发生机理、振荡特性等方面取得了许多成１３时５７分５６秒至５９分１５秒ꎬ１号机主汽调〔１－２〕果ꎮ研究结果表明ꎬ相同幅值和频率情况下ꎬ节门和负荷出现摆动ꎬ４

3、个主汽调节门阀位在２５％原动机功率扰动比复合扰动所引起的电网功率振荡~１００％范围内摆动(原阀位为３５?４１％)ꎻ有功负幅值更大ꎬ接近其理论放大备注ꎮ原动机功率扰动荷在１８６~２７９ＭＷ范围内摆动(原负荷为２２０〔３〕引起电网强迫功率振荡的可能性更大ꎮ如南方ＭＷ)ꎮ无功负荷在２４~１９５ＭＷ范围波动ꎬ发电机电网在２００５年和２００８年先后发生的功率振荡均因电流在７４９７~８４１８Ａ摆动ꎮ〔２〕１３时５８分１５秒ꎬ操作人员将１号机重新切汽轮机及其调速系统引发的电力系统强迫振荡ꎬ由于机组调速系统的不稳定使其在系统有扰动是极回单阀运行方式ꎬ振荡现象

4、逐步消失ꎮ〔４〕试验过程振荡功率变化曲线如图１所示ꎮ易介入ꎬ与系统的固有低频振荡共振ꎬ对电网造成难以预计的后果ꎮ本文从一起机组功率振荡的现象入手ꎬ分析其产生振荡的原因及处理经过ꎮ１功率振荡过程某２×３００ＭＷ级热电联产燃煤机组ꎬ通过２２０ｋＶ出线接入系统ꎮ２０１３年５月初１号机组停机消缺ꎬ更换了机组４个高压主汽调节门后重新并网运行ꎮ机组并网后运行方式为:１ꎬ２号机组分别带２２０ＭＷꎬ２３０ＭＷ负荷运行ꎬ其中ꎬ２号机组带中图１试验中振荡过程功率变化情况压供汽６６ｔ/ｈꎬ低压供汽１２８ｔ/ｈꎮ根据工作安排ꎬ该电厂１号机组进行单顺阀切换操作ꎬ切换操

5、作过２功率振荡原因分析程中ꎬ发生了功率振荡事件ꎬ事件过程如下:１３时５６分５６秒“投入‘功率回路’”ꎬ投入调取机组ＤＥＨ及ＤＣＳ各项数据查阅ꎬ将整个收稿日期:２０１３￣１１￣１２改回日期:２０１４￣０６￣１１?６４?第３４卷第４期李志军:发电机功率振荡原因分析及改进２０１４年８月过程分为４个阶段进行分析ꎮ系统的响应特性严重恶化ꎬ导致调门进入振荡发第１阶段:开始—１３时５７分０８秒ꎬ１号机组散ꎬ调门振荡幅度从２５％~１００％ꎬ机组功率也相处于ＣＣＳ协调控制下ꎬ正常带２２０ＭＷ负荷运行ꎬ应振荡ꎬ如图３ꎮ由于调门系统的物理结构处于单一次调频正常投入

6、ꎬ单阀方式运行ꎬ各项参数阀与顺序阀之间ꎬ再加上调门的开度在非线性区运稳定ꎻ行导致调门振荡频率从原来０?２１３Ｈｚ畸变为第２阶段:１３时５７分０８秒—１３时５７分４７０?１７１Ｈｚꎮ秒ꎬ１号机组退出ＣＣＳ协调控制ꎬ投入功率回路ꎬ机组功率及调门小幅振荡ꎬ峰峰值为２?２ＭＷꎬ周期４?７ｓꎬ频率０?２１３Ｈｚꎻ第３阶段:１３时５７分４７秒—１３时５９分１５秒ꎬ从单阀切换顺序阀开始ꎬ机组功率振荡加剧并在２个振荡周期后即进入较大幅度的等幅振荡阶段ꎬ峰峰值在６６ＭＷꎬ周期５?８６ｓꎬ频率０?１７１Ｈｚꎬ振荡持续时间７７ｓꎻ第４阶段:１３时５９分１５秒—１４

7、时００分００秒ꎬ机组退出功率回路ꎬ功率振荡现象消失ꎬ机组负荷图３单阀切换顺序阀时机组功率振荡发散跌至１１０?７ＭＷꎬ之后运行人员恢复至２２０ＭＷ运行ꎮ在第２阶段ꎬ当机组退出ＣＣＳ协调控制ꎬ投在第４阶段ꎬＤＥＨ控制退出功率回路ꎬ调门入功率控制回路后ꎬＤＥＨ功率控制形成闭环ＰＩＤ控制从闭环控制转为开环控制ꎬ由于不存在反馈控控制ꎬ其中比例系数ｋｐ为１?０ꎬ积分时间Ｔｉ为制ꎬ机组调门的振荡立刻消失ꎬ功率振荡也同时消５ｓꎮ在更换机组高压主汽调节门后ꎬ由于ＤＥＨ逻失ꎬ如图４ꎮ辑中设置的高压调门流量—开度特性曲线与实际调门的特性曲线存在差异ꎬ造成回路调节特

8、性较差的情况ꎮ由于ＤＥＨ功率回路调节特性较差ꎬ在闭环控制情况下ꎬ若ＰＩＤ参数选取不当ꎬ增益过大ꎬ将会导致系统调节不稳定ꎬ如图２ꎮ图４ＤＥＨ退出功率回路ꎬ机组功率振荡