超超臨界機組低頻振蕩原因分析及抑制措施

鄭 恒，韓寶軍，王 煦，祝建飛

(1. 神華福能發(fā)電有限責任公司，福建 石獅 362712；2. 上海明華電力科技有限公司，上海 200090)

隨著我國特高壓電網(wǎng)大規(guī)模跨區(qū)輸送建設的推進和清潔能源比重的不斷提升，電力系統(tǒng)中以低頻振蕩為代表的穩(wěn)定性問題愈加顯著，威脅安全生產(chǎn)。低頻振蕩是頻率在0.1～2.5 Hz區(qū)間，發(fā)電機轉子角、母線電壓、轉速等一些相關電氣量出現(xiàn)增幅或準等幅的振蕩現(xiàn)象。原因主要是發(fā)電機并列運行時，因缺乏足夠阻尼，當擾動引發(fā)發(fā)電機轉子間的相對搖擺時帶來的持續(xù)振蕩[1]。

抑制低頻振蕩通例是采用電力系統(tǒng)穩(wěn)定器(Power System Stabilizer，簡稱PSS),加強阻尼水平，補償因電機勵磁繞組與勵磁系統(tǒng)引發(fā)的滯后。但實際工程中，存在PSS投運正常，仍出現(xiàn)低頻振蕩的實例[2]。關于分析和抑制低頻振蕩，文獻[3]分析了寬頻帶振蕩問題,研究建模與控制方法。文獻[4]分析了風力發(fā)電機組次同步諧振(SSR/SSO)實際案例的形態(tài)特征。抑制光伏低頻振蕩，可以選用光伏廣域附加阻尼控制器[5]。通過優(yōu)化控制，改善水電機組AGC及一次調頻性能，同時能預防低頻振蕩[6]。建立含閥門配汽函數(shù)的火電機組調速系統(tǒng)仿真模型[7]，可以分析機組主汽壓或再熱汽壓脈動引起的低頻振蕩情況[8]。此外，通過儲能裝置亦可防止發(fā)生低頻振蕩。綜上，相關研究成果深化了該領域研究，對保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定具有積極意義。

基于這些背景，本文分析一起火電機組實際產(chǎn)生振蕩的原因及機理，立足工程應用，探索提升網(wǎng)源協(xié)調的安全性和穩(wěn)定性的方法，為同類型機組提供借鑒。

1 功率振蕩過程及原因分析

某電廠安裝有2臺百萬千瓦超超臨界燃煤機組，配套東汽引進日立技術生產(chǎn)的超超臨界、沖動、中間再熱、三缸四排汽、抽凝式汽輪機，初始設計為復合閥配汽方式。其中，1臺機組投產(chǎn)后曾遭遇功率振蕩事件，經(jīng)過如下：08∶46機組在協(xié)調控制(Coordinated Control System，簡稱CCS)方式下，從1 000 MW升負荷至1 050 MW進行進相試驗。08∶56功率從1 020 MW升至1 026 MW階段，網(wǎng)調發(fā)來“機組功率振蕩”，停止升負荷，調度側顯示負荷最高達1 060 MW。

為精準確定振蕩引發(fā)點：一是調取電廠對側線路數(shù)據(jù)，沒有發(fā)現(xiàn)振蕩情況，包括同步相量測量(Phasor Measurement Unit，簡稱PMU)數(shù)據(jù)、臨近電源對側PMU數(shù)據(jù)；二是調取電廠汽機轉速、有功功率、采集機端電氣量計算所得機組頻率，在同時間區(qū)間均有振蕩；三是確定事故發(fā)生前無相關設備故障，判斷振蕩擾動源始自發(fā)電機組。

復合配汽方式下高調閥配汽函數(shù)曲線如圖1所示。低頻觸發(fā)加負荷,當頻差超過一次調頻死區(qū)機組一次調頻動作，開始增加總流量指令，參照圖1汽機復合配汽函數(shù)，當流量指令大于97%，高調閥CV1，CV2，CV3準全開，機組調節(jié)任務主要由高調閥CV4承擔，而此段CV4閥門特性曲線斜率較大，1%流量指令變化對應約22%高調閥變化。因此，實際運行時，CV4閥門指令輸出變化幅度較大帶來功率超調。又因事件發(fā)生前進相試驗期間PSS出系，機組喪失有效對抗一定幅度擾動的措施。因此，短時間內引發(fā)出力不平衡，最終導致低頻振蕩。

圖1 復合配汽方式下高調閥配汽函數(shù)曲線

2 一次調頻控制功能分析

由事件分析得出，因電網(wǎng)頻率持續(xù)下降直到頻差超一次調頻死區(qū)，觸發(fā)機組一次調頻動作，后出現(xiàn)低頻振蕩。因此，有必要先分析現(xiàn)有一次調頻控制策略。

機組一次調頻控制邏輯在DEH側與CCS側各有設計：① DEH側通過一次調頻前饋快速調節(jié)汽機調門開度，瞬間響應頻差要求，響應快、延時小；② CCS側一次調頻閉環(huán)調節(jié)，可彌補DEH側純比例有差調節(jié)的不足，維持一次調頻負荷響應，消除調門變化帶來汽壓偏差。圖2和圖3分別表示DCS側、DEH側一次調頻投入判據(jù)；圖4是DCS側頻差修正控制功能示意圖；圖5為DEH側調頻轉速流量特性曲線控制功能示意圖。

此外，實際工程應用為追求良好一次調頻性能，在設計調速器參數(shù)時不會考慮抑制低頻振蕩，甚至會因一次調頻調節(jié)作用過強，易出現(xiàn)頻率振蕩。

圖2 DCS側一次調頻投入控制功能示意圖

圖3 DEH側一次調頻投入控制功能示意圖

圖4 DCS側頻差修正回路控制功能示意圖

圖5 DEH側調頻轉速流量曲線控制功能示意圖

3 抑制低頻振蕩的優(yōu)化工作

匯總并分析國內曾發(fā)生的多起頻率振蕩事件，包括水輪機的負阻尼效應[9]、汽機閥序切換[10]、機組壓力脈動[11]、線路檢修等一系列異常工況皆能產(chǎn)生功率振蕩[12]，甚至招致電力系統(tǒng)低頻振蕩[13]。回顧本文分析對象的低頻振蕩事件中，失去PSS作用是其中一個重要因素，在完善現(xiàn)場試驗預案設計、事故反措的同時，通過優(yōu)化汽輪機組配汽方式、改進控制策略等工作，可進一步克制低頻振蕩。

3.1 調門流量特性試驗

汽輪發(fā)電機組中調閥組流量特性曲線的設定，絕大多數(shù)是一直延用主機出廠時的設定曲線，機組在歷經(jīng)大修閥門解體、油路工況變化及長期運行磨損后，閥門行程已偏離出廠設定。運行機組若實際閥門特性和機組設定特性曲線偏差大，易引起汽機失穩(wěn)事故[14]。因此，有必要進行汽機高調閥流量特性試驗，檢驗調閥工作特性，修正配汽函數(shù)。

對汽機高壓調閥進行流量特性試驗，結合重疊度設計符合實際情況的閥門特性曲線，為改善機組控制品質打基礎。如圖6所示。從圖6中可知，高壓調門存在一定初始開度死區(qū)，約17%，高于出廠時給出的設計值8%，以圖6 CV2情況舉例，其他調閥類似。

圖6 CV2天度-流量特性曲線優(yōu)化前后對比

3.2 配汽方式優(yōu)化

機組原設計的復合閥配汽方式適用于帶基本負荷，在中、低負荷階段類似于節(jié)流調節(jié)，在高負荷階段轉為類似噴嘴配汽。實際運行中，機組參與電網(wǎng)調峰，較長時間運行在中、低負荷階段，在復合配汽方式下，4個高調閥均存在節(jié)流。若某個閥門配汽特性線性度差，重疊度設置不合理、調閥初始開度死區(qū)設置不當、配汽函數(shù)與實際流量特性偏差顯著等問題，會使綜合閥位指令變化對應流量變化偏差過大，易引發(fā)功率、轉速大幅波動。因此，開展配汽優(yōu)化，設計順序閥控制方式，在滿足條件時，運行人員可根據(jù)情況，在原復合閥方式和新順序閥方式間自由切換，提高經(jīng)濟性的同時也有助于抑制低頻振蕩。

通過一系列工作，包括建模仿真計算、強度校核，結合摸底性試驗，通過冷/熱態(tài)試驗完成了配汽方式優(yōu)化，并且持續(xù)優(yōu)化，設計出新順序閥方式下配汽曲線，見圖7。

圖7 順序閥流量-開度特性曲線比對

3.3 控制策略優(yōu)化

針對抑制功率振蕩開展優(yōu)化工作重點：一是優(yōu)化協(xié)調控制回路，采用變參數(shù)自適應控制結合變負荷智能超調，改善機組調節(jié)能力；二是優(yōu)化一次調頻性能，包括設計一次調頻變參數(shù)控制，設計“快動緩回”控制回路等。

配汽優(yōu)化后，在原復合配汽方式下4個高調閥可能均參與負荷響應，但順序閥方式可能只是單個調門響應，若一次調頻動作幅度較大，還可能經(jīng)過調門開啟重疊區(qū)，使得某調門開度快速變化。針對不同特性，通過機組變負荷試驗與一次調頻試驗，優(yōu)化控制參數(shù)來滿足AGC及一次調頻性能要求。優(yōu)化后一次調頻動作曲線見圖8。由圖8可得，一次調頻動作方向正確，控制邏輯、參數(shù)正常，機組運行在CCS方式，滑壓運行主汽壓穩(wěn)定。一次調頻電量貢獻系數(shù)大于0.6，滿足電網(wǎng)要求。

圖8 優(yōu)化后一次調頻動作曲線

4 結語

低頻振蕩影響電力系統(tǒng)安全運行，而汽輪發(fā)電機組的調節(jié)特性、控制品質對電力系統(tǒng)低頻振蕩具有重要影響。本文研究分析了一次由發(fā)電機組引發(fā)的電力系統(tǒng)低頻振蕩事件，開展了基于汽輪機配汽方式、閥門流量特性、一次調頻、協(xié)調控制優(yōu)化等一系列抑制低頻振蕩的改進和優(yōu)化工作，最終達到預期目標，可為同類型機組提供參考。