双机组功率振荡原因分析及防控措施

陈华忠

(广东电网有限责任公司电力科学研究院，广东 广州510080)

双机组功率振荡原因分析及防控措施

陈华忠

(广东电网有限责任公司电力科学研究院，广东 广州510080)

摘要：针对银洲电厂1、2号汽轮发电机组短期内出现的3次功率振荡现象，首先从机组的运行方式以及产生功率振荡的时间顺序进行分析，锁定振荡源为1号机组；然后从汽轮机数字式电液控制系统控制卡件内部设置、机械液压系统、电液伺服阀、汽轮机润滑油品质等方面逐步排查，最终确定引起机组功率振荡的原因是机组运行中更换汽轮机主油箱润滑油，油扰动造成杂质悬浮，使多个机械部件出现卡涩现象。针对汽轮机润滑油品质监督管理工作，提出禁止机组运行中更换主油箱润滑油、加强滤油工作、严格执行设备定期检验和维护等防控措施。实施处理措施后，机组未出现功率振荡现象。

关键词：功率振荡；数字式电液控制系统；直接驱动式伺服阀；汽轮机润滑油

银洲电厂为东莞市潢涌银洲纸业有限公司的自备电厂，1、2号发电机组于2015年7月18—22日共发生了3次功率振荡事件，3次功率振荡的持续时间分别为45s、21s、20s。为防止引发电网低频振荡，电力调度部门要求该电厂暂时孤网运行，对2台机组的功率振荡原因进行排查分析，并采取防控措施。

1机组设备概况及系统接线方式

银洲电厂1、2号发电机组的汽轮机均为青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的C50-8.83/0.785型50MW抽汽凝汽式汽轮机，汽轮机调节系统采用数字式电液控制系统(digitalelectro-hydrauliccontrolsystem，DEH)；发电机均为山东济南发电设备厂生产的50WX18Z-054LLT型无刷单支发电机，额定功率60MW，额定电压10.5kV；机组出线通过10kV银洲甲、乙线接入潢涌变电站。2台机组出线与电网的连接如图1所示。

图1　银洲电厂发电机组与电网的连接

2双机组功率振荡原因分析

2.1发电机组功率振荡原因分类及其危害

造成发电机组功率振荡的直接因素包括励磁系统缺陷、异常，电力系统稳定器(powersystemstabilization，PSS)缺陷、异常，锅炉与汽轮机配合不当，汽轮机调门执行机构故障、异常，汽轮机DEH以及汽轮机-锅炉的单元机组控制协调系统(unitcoordinatedcontrolsystem，CCS)异常，电厂运行人员操作不当等多方面[1]，其中汽轮机机械液压系统异常、热控系统一次调频逻辑和参数设置不当等引发机组功率振荡的比例较大。若机组的振荡频率与系统固有振荡频率接近，会引起系统共振，进而引发电网大幅强迫功率振荡，危及电网的安全运行[2-4]。

2.2第1次机组功率振荡过程及现象分析

2015-07-18T10：24，银洲电厂发生第1次机组功率振荡事件。当时该电厂运行方式为：1、2号发电机通过母联断路器QF500A、QF500B并列10kV母线Ⅰ、Ⅱ段运行，通过银洲甲线的断路器QF521、QF713并网运行，银洲乙线处于检修状态。1号发电机负荷约39.5MW，2号发电机负荷约47.3MW。厂联络线有吸送网电的情况，厂内用电设备有启停现象。汽轮机运行人员认为是外界负荷启停，作调整机组负荷的操作：1号汽轮机增加负荷，高压调门阀位控制指令由60%增至68%，低压调门阀位控制指令由38%增至44%；2号汽轮机增加负荷，高压调门阀位控制指令由62.4%增至63.8%，低压调门阀位控制指令由58.2%增至62.2%。当时1、2号汽轮机均有较短时间的负荷振荡，如图2至图4所示。

图2　第1次功率振荡时1号汽轮机高、低压调门信号

图3　1号汽轮机第1次功率振荡记录

图4　2号汽轮机第1次功率振荡记录

从图2至图3可发现：1号汽轮机高压调门指令没有振荡现象，而阀位反馈信号则自发出现振荡，从而引起本机组负荷振荡，负荷振荡一段时间且达到一定强度后引起转速振荡。从图4可发现：2号汽轮机是转速先振荡，再引起功率振荡。由此可断定：此次双机组功率振荡事件是1号机组先振荡继而引发2号机组振荡的。由于1、2号机组并于同一10kV母线段，相距很近，且均投入了一次调频功能，因此1号机组由自身功率振荡引起电网频率振荡后，2号机组要拉回电网频率而与1号机组反向动作，也形成了功率振荡。

查控制系统历史记录：1号机组功率振荡时段是10：24：59—10：25：31，振荡时间32s，最高振荡幅值3.67MW；2号机组功率振荡时段为10：25：09—10：25：29，振荡时间20s，最高振荡幅值2.54MW。2号机组振荡时间延后1号机组10s，结束时间提前1号机组2s，振荡时间比1号机组短12s，振幅小于1号机组。

通过上述对比分析可判断，此次双机组功率振荡是由1号机组引起的，由于并列运行而影响到2号机组。

2.3第2次机组功率振荡过程

2015-07-20T00:08，银洲电厂发生第2次机组功率振荡事件。当时该电厂运行方式为：1号发电机通过10kV母线Ⅰ段以及银洲甲线断路器QF521、QF713上网运行，2号发电机通过10kV母线Ⅱ段以及银洲乙线断路器QF522、QF736上网运行；母联断路器QF500A、QF500B处于热备用，1、2号机组分段并网运行。1号发电机负荷约38.7MW，2号发电机负荷约25.97MW。厂联络线有吸送网电情况，厂内用电设备有启停现象。在此期间运行人员认为是外界负荷启停，作调整机组负荷的操作：1号汽轮机增加负荷，高压调门阀位控制指令由67.7%增至71.3%，低压调门阀位控制指令由23.2%增至25.6%；2号机无操作。当时仅1号机组有较短时间负荷振荡，2号机组运行正常。

2.4第3次机组功率振荡过程

2015-07-22T17：29，银洲电厂发生第3次机组功率振荡事件。当时两机组的运行方式与第2次机组功率振荡时一样，1号发电机负荷约40.26MW，2号发电机负荷约38.41MW，电厂联络线有吸送网电的情况，厂内用电设备有启停现象。汽轮机运行人员认为是外界负荷启停，作调整机组负荷的操作：1号汽轮机高压调门由61.1%增至62.7%，2号汽轮机无操作。

第3次机组功率振荡与第2次类似，仅1号机组有较短时间的功率振荡，2号机组未出现功率振荡。

2.5第2、3次机组功率振荡现象分析

在第2次机组功率振荡中，1号机组负荷振荡约3.18MW，时间21s；2号机组运行负荷正常。在第3次机组功率振荡中，1号机组负荷振荡约1.98MW，时间20s；2号机运行负荷正常。第2、3次功率振荡均为1号机组、2号机组分段并网运行，两机组间相互影响小，1号机组产生的功率振荡对2号机组没有影响，即只是单机功率振荡现象，性质上没有第1次的双机功率振荡严重。

2.6机组功率振荡原因排查

通过上述分析确定1号机组为振荡源，接着需要进一步查出引起1号机组功率振荡的具体原因。

银洲电厂的DEH包括电子控制设备系统和液压调节保安系统。伺服控制系统的工作原理是阀位控制信号经比例积分调节后送到直接驱动式伺服阀(directdriveservovalve，DDV)，改变油口开度，使油动机相应地向上或向下运动。高压调门的主要功能是增、减电负荷，低压调门的主要功能是增、减热负荷。

为了查出1号机组功率振荡的具体原因，需从汽轮机液压系统、DEH及运行维护等方面进行分析。首先检查高压调门伺服模块的跳线设置，确认伺服模块参数设置正确；然后检查高压调门给定与反馈的实际运行数据，确认DDV及阀位传感器工作正常；接着检查汽轮机润滑油化验报告，油质污染度为9级，而按照厂家设备技术规范要求，调速系统DDV正常运行油质污染度应低于8级，显然1号汽轮机润滑油的污染度已经超标，不满足要求。

在发生第1次机组功率振荡的当日(2015-07-18)，汽轮机专业人员正在进行润滑油更换工作，采用压板滤油机更换1号汽轮机主油箱部分润滑油，具体工作时段为8：30—13：30，这正是发生第1次功率振荡的时段。因板式滤油机出口至主油箱进油压力高，主油箱油位低，引起主油箱油扰动，油箱中底部杂质悬浮，通过注油器吸入，进入调速油系统，使DDV进油过滤器滤芯轻微堵塞，调速系统调节部件DDV阀芯、错油门、反馈滑阀有瞬间卡涩现象，造成1号机组功率振荡，进而波及2号机组功率振荡。

在2015-07-20T00：08，因主油箱部分油更换时间短，油中的杂质未完全沉淀，运行油中仍存在稍大颗粒杂质，使DDV进油过滤器滤芯轻微堵塞，调速部件错油门、反馈滑阀有瞬间卡涩，造成1号机组功率振荡，2号机组因与1号机组分段运行而未受波及。同样，第3次功率振荡也是由于油中杂质未完全沉淀，造成1号汽轮机DDV卡涩而引发功率振荡，2号机组因与1号机组分段运行而未受波及。

3机组功率振荡问题处理及防控措施

针对上述产生功率振荡的具体原因，采取如下处理办法及防控措施：

a)完善机组运行油品质监督管理工作。汽轮发电机组运行中禁止进行主油箱换油工作，避免油箱底部沉淀的大颗粒杂质因主油箱油扰动而悬浮，主油箱清理工作须安排在机组停运状态下进行。

b)加强汽轮发电机组滤油工作。采用板式滤油机连续滤油，每4h更换滤纸。

c)提级过滤器滤芯。更换1号汽轮机DDV进油一、二级过滤器滤芯，将二级过滤器滤芯过滤精度由原50μm提级为20μm。制订DDV一、二级过滤器滤芯定期更换制度，每3个月更换1次，确保机组稳定运行。

d)加强透平油的监督管理工作。每周进行油质分析，每季度油样外检，并对DDV进油滤网进行定期切换、清洗。

采取上述处理措施数天后，再对1号汽轮机主油箱油取样检测，油质指标均在合格范围内，1号机组运行正常，不再出现功率振荡现象。

4结束语

本次双机组功率振荡事件反映出电厂专业人员安全意识不强，机组运行中更换主油箱润滑油是一大错误行为；另外也反映出管理人员对设备定期检修、检验的认识不足，机组缺少定期检修和维护。在实际工作中，应加强管理，严格按规范对设备进行定期检修和检验，加强滤油及油品质监管，并根据运行计划停机检修，进行油箱清理工作；应加强运行人员的培训工作，对重要参数的变化应引起足够的重视，认真分析、准确判断，及时发现机组异常情况并实施应急处理措施。

参考文献：

[1] 伍宇忠，张曦，朱亚清. 热工控制系统原因引发机组功率振荡的机理探讨及防控措施[J]. 广东电力，2013，26(6)：63-68.

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AnalysisonReasonsforPowerOscillationofDoubleUnitsandPre-controlMeasures

CHENHuazhong

(ElectricPowerResearchInstituteofGuangdongPowerGridCo.,Ltd.,Guangzhou,Guangdong510080,China)

Abstract：In allusion to three times of power oscillation in short period of No.1 and No2. steam turbine generators of Yinzhou power plant, this paper firstly analyzes running modes of units and time sequences of producing power oscillation and determines the oscillation source for No.1 unit. Secondly, it investigates gradually several aspects including internal settings of control modules of the digital electro-hydraulic control system (DEH), mechanical hydraulic system, electro-hydraulic servo valve, quality of steam turbine lubricating oil, and so on. Finally it determines reasons for causing power oscillation of units are changing lubricating oil in the main oil tank of steam turbine and oil disturbance causing impurities suspend which may result in bites of multiple mechanical components. In view of supervision and management on quality of lubricating oil of the steam turbine, it proposes pre-control measures such as prohibiting changing lubricating oil in the main oil tank when the unit is running, strengthening oil filtering, strictly implementing fixed overhaul and maintenance for equipments, and so on. After adopting these measures, there have no power oscillation observed in units.

Key words：power oscillation; digital electro-hydraulic control system (DEH); direct drive servo value (DDV); steam turbine lubricating oil

收稿日期：2015-12-28

doi:10.3969/j.issn.1007-290X.2016.05.008

中图分类号：TM712

文献标志码：B

文章编号：1007-290X(2016)05-0038-04

作者简介：

陈华忠(1970), 男，广东化州人。高级工程师，工学学士，主要从事自动控制系统调试、涉网试验及技术监督工作。

(编辑李丽娟)