某电厂#2机组功率振荡事件

百科 2024-12-20 20:07 北京

某电厂#2机组功率振荡事件

2022年06月27日某电厂#2机组开始发生功率振荡，机组当时出力约325MW，功率振荡时间12:44:06至12:46:33，功率振荡区间344.6MW-314.4MW，振荡幅值最大约30.2MW，持续时间约2分27秒。

机组负荷与调门振荡情况

机组功率振荡PMU录波

事情经过：

2022年06月27日桥口电厂开机过程中。桥口电厂#2机组负荷325MW，AGC退出，一次调频投入、机组功率回路控制方式，#2机组的#1、#2、#3、#4高调门开度分别为41%、93%、70%和82%，#2机组左右侧中调门开度均为100%，机组稳定运行。

12:30:11，#2机组开始阀序切换， 12:44:06#1高调门开度由41%降至6%、#2高调门开度由93%降至64%、#3高调门开度由70%降至49%、#4高调门开度由82%降至52%，机组阀位总指令由95%降至16%，两侧中调门由100%降至39%，随后中调门开度在45%-31%之间振荡，#2机组负荷在314MW-344MW之间振荡。

12:46:29，运行人员解除机组功率回路控制模式，将机组控制方式切换为手动阀位方式，#2机组功率振荡消失。

全面排查汽轮机调速系统及励磁系统未见异常报警信号。

原因分析：

1、核对#2机组AGC及DEH控制逻辑，未发现异常，检查#2机组电液调速系统上位机及就地设备（DCS模件、伺服阀、LVDT等）均正常，检查励磁系统动作正常，无异常告警。

2、#2机组阀序切换时，因两种阀序间匹配关系导致切换过程中总阀位指令持续下降，当#2机组汽机阀位总指令低于22%时，中压调门振荡导致功率振荡。

3、根据汽机阀位总指令与中调门开度关系（如表1）

汽机阀位总指令（%）	中调门开度（%）
0	0
4	14.4
8	19.19
16	28.79
20	76.78
22	100
100	100

当压力上升时，汽机阀位总指令随着压力上升而降低（主汽压力由8.64MPa升至9.65MPa，阀位总指令由94.3%将至18.12%），当汽机阀位总指令低于22%时中调门开始关。如下图所示，此时汽机投入的是功率回路，当汽机阀位总指令降低时，中调门开度下关，且幅度较大，此时汽机功率回路参与调解，会增加阀位指令。阀位指令上升，且幅度较大，此时又会造成实际功率超过设定值，功率回路参与调解，又会减少阀位指令。因在此期间汽机阀位总指令在16%-22%之间振荡时，中调门开度在28.79%-100%之间振荡，振荡幅度很大，才会造成功率振荡大。当切除功率回路后，在汽机本地阀位控制的情况下，中调门不在振荡，负荷也保持稳定。

#2机功率振荡时重要参数趋势图

功率回路逻辑说明：

（1）功率回路投入允许条件：负荷大于8MW；主汽压力控制回路不能投入；机组未在协调模式。

（2）功率回路强制切除条件：RB动作；DEH切至手动模式；负荷高低限动作；发电机跳闸；汽机跳闸；汽机阀位限制动作；投入机组协调模式。

（3）功率回路由PID逻辑运算得出汽机阀位总指令，设定值人为设定机组负荷值，与实际负荷偏差进行PID运算输出汽机阀位总指令。

整改措施：

针对本次#2机组功率振荡事件，为防止类似现象再次发生，保证机组及电网安全稳定运行，特制定如下整改措施：

1、增加阀序切换时中调开度（或总阀位）报警信号，提醒运行人员提前进行干预。

2、调研并优化阀序切换控制方式，减少阀序切换时引发机组功率振荡，增加阀序切换时段阀位限值，避免调门振荡。

3、阀序切换过程中，运行人员加强参数控制和监视，避免参数变化导致振荡加剧，发现总阀序指令下降至临界值前及时手动干预，避免功率振荡。

经验指导：

1、火电机组阀序切换是机组功率振荡的高风险点，需要加以重视，一是检查、优化阀序切换的逻辑；二是阀序切换时加强运行监视；

2、一旦出现振荡，按下图的操作流程进行紧急处置。