張小勇

（國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，濟(jì)南250003）

600 MW機(jī)組低頻振蕩問題分析及處理

張小勇

（國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，濟(jì)南250003）

闡述一起600 MW機(jī)組低頻振蕩問題的處理過程。通過調(diào)整機(jī)組運(yùn)行參數(shù)、負(fù)荷擾動及投切電力系統(tǒng)穩(wěn)定器（PSS）等試驗，結(jié)合仿真計算結(jié)果找出原因所在，并給出處理措施。

低頻振蕩；試驗；仿真計算；PSS；分析

1 事件描述

山東電網(wǎng)某電廠三期工程5號、6號機(jī)組自并網(wǎng)以來，多次發(fā)生發(fā)電機(jī)組低頻振蕩現(xiàn)象。低頻振蕩發(fā)生時，同地區(qū)的其他電廠均能明顯發(fā)現(xiàn)負(fù)荷的波動，對系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行造成了極大的影響。

為查找發(fā)電機(jī)組發(fā)生低頻振蕩原因，對5號、6號機(jī)組進(jìn)行了檢查。檢查發(fā)現(xiàn)DCS（分散控制系統(tǒng)）、DEH（汽輪機(jī)數(shù)字電液控制系統(tǒng)）存在差異。DCS歷史曲線采樣周期較長，波形圖不能真實(shí)反映當(dāng)時負(fù)荷的波動過程。DEH趨勢圖顯示，波動頻率約為0.25 Hz。PMU（相量測量裝置）錄波圖顯示，波動頻率為1 Hz。二者之間存在差異，但均屬于電網(wǎng)低頻振蕩的范疇［1-2］。

對不同控制方式下功率波動情況進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)如波動發(fā)生在CC（協(xié)調(diào)控制）控制方式下，當(dāng)將控制方式由CC方式改為BF（鍋爐跟隨）控制方式，機(jī)組波動會慢慢消失。

5號、6號機(jī)組發(fā)生低頻振蕩期間，4號機(jī)組的負(fù)荷也發(fā)生了大幅度的擺動，原因為5號、6機(jī)組與電網(wǎng)之間的振蕩造成電網(wǎng)電壓的變化，致使4號機(jī)組的負(fù)荷發(fā)生波動（當(dāng)時3號機(jī)組停運(yùn)）。

錄波圖顯示，高調(diào)門位置反饋信號波動周期與機(jī)組的振蕩周期是一致的，無法排除CC控制方式下DEH的調(diào)節(jié)過程是否對低頻振蕩起到了推波助瀾的作用，因為BF控制方式下沒有出現(xiàn)過波動，況且在試驗時CC控制方式下的振蕩在BF控制方式能夠得到收斂。

5號、6號機(jī)組運(yùn)行的數(shù)據(jù)表明，在有功功率接近額定值時，無功功率等相關(guān)的參數(shù)與額定值相差甚遠(yuǎn)，低頻振蕩多次發(fā)生在機(jī)組高有功、低無功、功率因數(shù)高的情況下。降低機(jī)組出力，可使振蕩逐漸平息。

2 原因分析

為分析查找5號、6號機(jī)組發(fā)生低頻振蕩的原因，進(jìn)行了專項試驗。

2.1 DEH負(fù)荷擾動試驗

將5號、6號機(jī)組負(fù)荷均調(diào)整至500 MW，控制方式切換至CC方式，將目標(biāo)負(fù)荷設(shè)置為520 MW，負(fù)荷變化幅度為20 MW，兩臺機(jī)組分別進(jìn)行負(fù)荷擾動試驗，試驗時記錄機(jī)組負(fù)荷和位置反饋信號。

試驗結(jié)果表明：負(fù)荷擾動時，5號、6號機(jī)組有功功率、無功功率、定子電壓、轉(zhuǎn)子電壓等電氣量正常。

2.2 機(jī)組低頻振蕩時運(yùn)行工況的重現(xiàn)

維持DEH各控制參數(shù)不變，退出PSS（電力系統(tǒng)穩(wěn)定器），將5號、6號機(jī)組負(fù)荷均調(diào)整至600 MW，控制方式切換至CC方式，分別單獨(dú)增加每臺機(jī)組的負(fù)荷，機(jī)組最大出力不超過額定值，觀察并記錄可能出現(xiàn)的機(jī)組負(fù)荷擺動過程。

試驗結(jié)果表明：在分別將5號、6號機(jī)組負(fù)荷調(diào)整至680MW的過程中，并沒有出現(xiàn)原先同樣運(yùn)行工況下產(chǎn)生的低頻振蕩。但是在退出PSS后的試驗期間，出現(xiàn)過多次低頻振蕩，與之前的運(yùn)行工況基本一致。

2.3 PSS對機(jī)組負(fù)荷波動影響的試驗

維持DEH各控制參數(shù)不變，將5號、6號機(jī)組控制方式切換至CC方式，分別在5號、6號機(jī)組勵磁調(diào)節(jié)器上做PSS投入、退出兩種情況下的2%階躍試驗，觀察并記錄可能出現(xiàn)的機(jī)組負(fù)荷擺動過程［3-4］。圖1、2為6號機(jī)組PSS退出、投入兩種情況下的2%階躍試驗錄波圖。由圖1、2可知投入PSS后6號機(jī)組的阻尼明顯增大，有利于機(jī)組負(fù)荷波動的平息。

圖1 6號機(jī)組PSS退出情況下2%階躍試驗錄波圖

圖2 6號機(jī)組PSS投入情況下2%階躍試驗錄波圖

2.4 機(jī)組運(yùn)行工況對負(fù)荷波動影響的試驗

維持DEH各控制參數(shù)不變，將5號、6號機(jī)組控制方式切換至CC方式，維持5號機(jī)組運(yùn)行工況不變，將6號機(jī)組的無功功率由100 Mvar增加至150 Mvar，觀察并記錄6號機(jī)組負(fù)荷波動過程。圖3、4分別為6號機(jī)組在兩種情況下的試驗錄波圖。由圖3、4可知，提高機(jī)組無功功率的輸出，可增強(qiáng)機(jī)組的阻尼，減小機(jī)組負(fù)荷的波動。

圖3 6號機(jī)組無功功率為100 Mvar錄波圖

圖4 6號機(jī)組無功功率為150 Mvar錄波圖

2.5 DEH參數(shù)對負(fù)荷波動影響的試驗

將6號機(jī)組控制方式切換為CC方式，并將DEH控制系統(tǒng)積分時間常數(shù)由1修改為20，5號機(jī)組控制方式切換為BF方式，在6號機(jī)組勵磁調(diào)節(jié)器上做PSS退出情況下的2%階躍試驗，觀察并記錄可能出現(xiàn)的機(jī)組負(fù)荷波動過程。

試驗表明：修改DEH控制系統(tǒng)的積分時間常數(shù)，對機(jī)組負(fù)荷波動的影響不大。

2.6 仿真計算分析

仿真計算分析表明：1）系統(tǒng)存在5號、6號機(jī)組相對所屬地區(qū)機(jī)組的振蕩形式，系統(tǒng)對該振蕩形式的阻尼很高，不屬于弱阻尼振蕩形式。2）降低5號和6號機(jī)組出力、投入5號和6號機(jī)組的PSS、5號和6號機(jī)組只運(yùn)行一臺機(jī)，這3項措施都可以提高系統(tǒng)對該振蕩形式的阻尼，5號和6號機(jī)組PSS的投入對提高系統(tǒng)阻尼效果最明顯［5］。3）根據(jù)山東電網(wǎng)“十二五”主網(wǎng)架規(guī)劃設(shè)計報告，周邊500 kV站及其配套工程、220 kV站將投運(yùn)，相關(guān)線路的投運(yùn)可以提高系統(tǒng)對該地區(qū)機(jī)組間振蕩的阻尼比，特別是220 kV變電站及其相關(guān)線路的投運(yùn)，可以消除這種振蕩。

3 處理及防范措施

根據(jù)上述分析，為增強(qiáng)機(jī)組的阻尼能力，抑制機(jī)組低頻振蕩現(xiàn)象的發(fā)生，采取了以下措施：1）投入5號、6號機(jī)組的PSS功能，提高系統(tǒng)對該振蕩形式的阻尼；2）將5號、6號機(jī)組主變壓器的分接開關(guān)位置由Ⅲ位調(diào)整為Ⅳ位。

采取上述措施后的運(yùn)行期間，電網(wǎng)雖多次發(fā)生故障，但均未引起低頻振蕩現(xiàn)象。

4 結(jié)語

系統(tǒng)存在5號、6號機(jī)組相對該地區(qū)機(jī)組的振蕩形式，系統(tǒng)對該振蕩形式的阻尼很高，不屬于弱阻尼振蕩形式；修改DEH控制系統(tǒng)的積分時間常數(shù)，對機(jī)組負(fù)荷波動的影響不大；在諸多提高系統(tǒng)對該振蕩形式阻尼的措施中，最簡單有效且各方均能接受的方法是將5號、6號機(jī)組的PSS投入運(yùn)行；相同有功功率的情況下，提高機(jī)組無功功率的輸出，可增強(qiáng)機(jī)組的阻尼，減小機(jī)組負(fù)荷的波動；加快規(guī)劃中變電站的建設(shè)，特別是周邊220 kV變電站及其相關(guān)線路的投運(yùn)，可以消除這種振蕩。

［1］朱振青.勵磁控制與電力系統(tǒng)穩(wěn)定［M］.北京：中國電力出版社，1994.

［2］王鐵強(qiáng)，賀仁睦，王衛(wèi)國，等.電力系統(tǒng)低頻振蕩機(jī)理的研究［J］.中國電機(jī)工程學(xué)報，2002，22（2）：21-25.

［3］方思立，朱方.電力系統(tǒng)穩(wěn)定器的原理及其應(yīng)用［M］.北京：中國電力出版社，1996.

［4］荀吉輝，何志華，范婕.電力系統(tǒng)穩(wěn)定器的應(yīng)用配置及整定試驗方法［J］.湖南電力，2003，23（3）：10-13.

［5］黃順禮.基于頻域的PSS最佳參數(shù)［J］.電力自動化設(shè)備，2001，21（6）：23-25.

Analysis and Treatment of Low Frequency Oscillation in 600 MW Units

ZHANG Xiaoyong
（State Grid Shandong Electric Power Research Institute，Jinan 250003，China）

The process of handling the low frequency oscillation problem on a 600 MW unit is illustrated.The problem is handled by means of adjusting operating parameters of the unit，load fluctuation disturbance test，switching power system stabilizer（PSS）and so on.All these methods and tests，in combination with simulation results，help to find out the causes of problem of low frequency oscillation.Treatment measures are put forward.

low frequency oscillation；test；simulation calculation；PSS；analysis

TM712

B

1007－9904（2015）04－0061－03

2014-11-10

張小勇（1975），男，從事電氣專業(yè)生產(chǎn)研究工作。