汽轮机阀切换操作不当引发的电网低频振荡分析

  任何一次不经意的操作都可能引发电网低频振荡,在电网容量日益庞大而单机容量显著提高的今天,电网安全问题尤显突出,一次次严重教训也同时反映出人们对电网安全认识的不足。解决的方法很多,但还需要实践中寻求最合理的一种。

  云南某电厂汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、反动凝汽式汽轮机,具有较好的热负荷和变负荷适应性,采用数字式电液调节(DEH)系统。机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动,并可采用定压和定压-滑压-定压运行方式中的任一种方式运行。调峰运行时宜采用定压-滑压-定压运行,滑压运行的范围是30%-95%的经济连续出力ECR(Economic Continuous Rating)负荷。新蒸汽从下部进入置于该机两侧的2个固定支承的高压主汽调节联合阀,由两侧各3个调节阀流出,经过6根高压导汽管进入高压缸喷嘴室,通过各自的喷嘴组流向正向的冲动式调节级,然后返流经过高压通流部分的12级反向的反动式压力级后,由高压缸下部两侧排出进入再热器。

  目前,大容量机组普遍采用快速励磁系统。此举虽然增加了电力系统静态稳定和暂态稳定,但也因系统阻尼减弱而可能产生动态不稳定,即振荡失步问题。PSS即电力系统稳定器,它作为励磁系统的一个附加单元,应用其后不但可以消除快速励磁系统可能产生的负阻尼,而且可以提供正阻尼,使系统运行更加稳定。目前,国内生产的大容量机组基本都具有PSS功能。2003年2月23日和3月6日、3月7日南方电网先后发生5次频率为0.4Hz低频振荡,根据事后的仿真分析,在某些电网运行方式下系统的弱阻尼是造成电网低频振荡的主要原因,而投入大机组的PSS并合理地整定其参数是解决该问题的主要措施。

  2008年4月21日,云南电网与南方电网通过500kV罗百双线kV宝峰玉溪I回线和玉溪墨江I回线左右,云南全网发电出力约8770MW,省内负荷约7050MW,经500kV罗百双线MW。其中,云南某电厂开两机运行,分别通过220kV红唐双线kV红河变运行,其中,1号机组满负荷300MW运行,2号机组带负荷15OMW左右。全网各厂站PSS装置均按要求随机投入运行。

  2008-04-21T10:28:02-10:34:05电网发生低频振荡,在南方电网各主要送出断面线路上均不同程度有所反映,振荡持续时间约6min3s ,振荡频率0.36-0.38Hz。云南电网内振幅最大的线kV罗百双回线kV罗马线停运),最大振荡幅值达231.9MW,其次为该电厂的2号机组,最大振荡幅值达66.6MW。

  该厂2号机组在10:26:00-10:35:00期间,进行正常的汽机“单阀”切为“顺阀”运行时,由于机组运行工况控制不佳,主蒸汽压力参数高(16.76MPa) , 而所带负荷低,GV阀位给定过小(39.64%),切换过程中GV阀位给定值落入39.5%-40.5%不灵敏区,造成阀门波动,尤其是GV4、GV5波动大,导致负荷波动(电厂监控系统显示机组负荷在142-165MW之间波动)。由于系统阻尼相对比较弱,2号发电机组以0.38Hz的频率持续功率波动,机组对电网产生一个持续的强迫扰动,该扰动的频率与电网的某个振荡模式(电网分析云南、贵州对广东存在约0.4Hz的振荡模式)比较接近,诱发电网产生低频振荡。

  振荡过程中,振幅比较明显的线路有罗百双回线、七罗双回线、该电厂的唐红Ⅱ回线号机),大理和平双回线振荡不明显。振荡波形图如图1和图2所示。

  是由红河电厂2号机组引起,振荡沿唐红2线线传播。属于因强迫振荡而产生的电网低频振荡。由上分析此次振荡中振幅较大的罗百I回线号机组)的波形,振荡起始阶段为负阻尼,中间阶段基本为0阻尼,然后逐渐平息,振荡过程中,2号机组的阀门波动始终较大,但在电网大量PSS的作用以及调度采取直流调制等控制措施作用下,系统阻尼增大,使得振荡没有继续发散,反而逐步平息,该电厂2号机组在

  强阻尼的作用下也逐渐恢复到稳定状态,避免了事态的扩大化。四、预防低频振荡

  4.1 电厂方面预防措施4 . 1 电厂方面预防措施修改运行规程,明确单阀切顺阀运行操作的条件:负荷巧。~ 270 Mw ,机组运行稳定。 Gv 阀位给定值大于 45 % ,避免切换过程中 Gv 阀位给定值落 39 . 5 % - 40 . 5 %不灵敏区。 GV 阀位给定为 36 %一 44 %期间,禁止从单阀切为顺阀。同时加强运行人员技术培训,提高操作技能。并明确规定单阀切顺阀运行操作时负荷与蒸汽参数满足表1所示的对应关系。

  向云南电网内各火电厂查找是否存在类似的汽机阀门切换问题,要求制定相应的运行规程和阀门异常处理原则,优化阀门切换操作逻辑,并加强运行人员技术培训,防止类似情况再次发生。要求云南

  内各并网发电厂进一步开展调速系统方面的机网协调工作,查找火电或水电机组运行中可能会引起机组功率周期性波动的因素,完善相关的运行规程和异常处理原则。并进一步对此次低频振荡事件开展仿真分析、机理研究等方面的工作,提高认知并抑制电网低频振荡的能力。五、此次事件引起的几点思考

  (如其中的工况协调,该正常操作是不会诱发振荡的)。暴露出了一个以往没有关注到的汽机方面的机网协调问题。b .投入并慎重设置整定一次调频的参数,由于DEH 的生产厂家不同,参数的设置方法也有差异。如果一次调频参数设置不合理,会对机组的安全性与稳定性带来一定的影响。应针对云南电网大型火电机组中一次调频参数的设置及其对协调控制系统稳定性的影响进行分析,并探讨如何合理设置 DEH 和DCS一次调频的参数,使其既能满足

  频率快速响应的需求,又能满足机组安全稳定性的要求。c .优化调整电网各机组PSS参数,首先使有补偿频率特性在较宽的频率范围内满足要求。尤其在该电力系统

  区内要满足-80一135的功率方向角要求(此角度以机械功率方向为0)。并对PSS 放大倍数和输出限幅进行可靠整定,通过振荡模式的分析,了解各振荡模式的振频和阻尼比,使各振荡模式的振频应包括在PSS 频带范围内。d .在电网

  过程中预见性面对大机组不正常跳闸问题,以防发电机组在电网异常波动和振荡时跳闸造成事故的扩大化。e .对交流百万伏联网的考虑要慎重。要明确大容量区域电网间的直流稳控联网是最安全、经济的联网方式。交流弱联网的大区联网也是保证大区

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