〔摘 要〕 分析了一起因線路保護動作引起的小網振蕩、機組跳機事故的原因，提出了相應的改進措施和建議。

〔關鍵詞〕 線路保護；超速保護；電網振蕩；改進措施

1 基本情況和事故現(xiàn)象

　　某電廠電網結構如圖1，分110 kV和220 kV兩個系統(tǒng)，2號機(50 MW)和3號機(125 MW)并在110 kV母線上，帶西北郊變電站、大西門變電站和廠用電運行，4號機(125 MW)和燃機并在220 kV母線運行；110 kV和220 kV系統(tǒng)之間通過5號聯(lián)變聯(lián)結。

　　圖1 某電廠電網基本結構

　　事故發(fā)生前，2號機發(fā)電負荷(出力)44 MW，3號機出力105 MW，110 kV系統(tǒng)總出力149MW，總用戶負荷約108 MW，41 MW的剩余發(fā)電出力通過5號聯(lián)變由110 kV側送往220 kV側；3號機組當時CCS處于爐跟機協(xié)調控制方式，一次調頻功能投入，2號機為液壓機組，一次調頻功能始終投入。

　　16:59，運行人員在操作28161閘刀時，其B相母線側下支持瓷瓶突然斷裂，220 kV母差保護動作，4號機、燃機與220 kV系統(tǒng)解列，同時5號聯(lián)變停運，形成2,3號機帶110 kV系統(tǒng)小網運行的特殊運行方式，41 MW的剩余發(fā)電出力不能送出，系統(tǒng)出現(xiàn)嚴重的負荷不平衡，3號機組在此方式下運行約30 s后跳閘。期間電網頻率在48.3～52.1Hz近乎等幅振蕩6次，3號機103%超速(OPC)動作6次。

2 小網振蕩的分析

　　當220kV母線故障、5號聯(lián)變跳閘后，110kV系統(tǒng)即自成獨立小網，送往220kV系統(tǒng)的41 MW負荷成為110 kV系統(tǒng)的多余出力，占到系統(tǒng)當時總用電負荷的38%，引起110 kV系統(tǒng)頻率上升。由于OPC的反復作用使機組的調門周期性開關，小網頻率產生振蕩，網頻在48.3～52.1Hz間波動，振蕩共6次，振蕩周期約為4 s。

　　引起小網振蕩的原因為：

　　(1) 當汽機網上超速(不同于網下超速)時，DEH閥位給定并不隨轉速控制，網頻下降OPC復位后，DEH閥位給定(負荷參考值)應當恢復至調節(jié)輸出值。　由于前5次網頻振蕩過程中CCS協(xié)調控制一直投入，實際負荷偏差大(負荷指令大于實發(fā)功率)使CCS汽機輸出指令增加，DEH閥位給定亦增加。所以3號機每次OPC動作和復位后，DEH閥位給定值越來越大，瞬間使調門開得更大，從而造成了振蕩過程中負荷和頻率越來越高的現(xiàn)象。

　　(2) 3號機組OPC保護動作，高中壓調門應關閉,但調門未曾關到0。

　　(3) 根據(jù)有關規(guī)定，3號機組在網頻偏差超過±12 r/min時，將退出一次調頻。所以3號機組一次調頻功能作用非常有限。

　　(4) 5號聯(lián)變停運后OPC動作時3號機CCS指令和實際出力不匹配，此時協(xié)調控制因功率信號偏差大而切除，實際上3號機并未設計此功能。

　　(5) 雖然在上述振蕩過程中3號機協(xié)調控制始終未退出，但由于初始擾動量過大，且CCS功率定值是要維持燃料量和調門開度在事故前的水平(105 MW)，只要CCS功率給定值不變，靠3號機CCS控制是不能吸收直至消除41 MW的多余出力的。

3 3號機跳機的分析

　　正常情況下，DEH處于遙控狀態(tài)時，DEH系統(tǒng)閥位目標值跟隨閥位給定值。汽輪機OPC動作時，調門關閉，閥位給定值為0，因而閥位目標值亦為0。OPC復位后，DEH閥位給定迅速恢復到OPC動作前的CCS汽輪機輸出指令。振蕩過程中CCS及DEH始終投入以維持機組各參數(shù)，當3號機組第6次OPC動作時，由于調門的多次大幅度變化，調節(jié)系統(tǒng)不能很好地維持壓力引起主蒸汽壓力偏差超差達到切手動值，給粉(汽壓)控制切為手動，協(xié)調控制系統(tǒng)CCS切除、DEH遙控切除，DEH系統(tǒng)自動轉為閥控方式，而這時閥位目標值已為0，從而閥位給定值一直置0，這樣OPC復位后閥位給定值無法復位，致使高中壓調門無法開啟，導致汽輪機轉速下降、主油泵出口油壓下降、低壓安全油壓降低，110 kV母線網頻和電壓下降使高壓交流油泵在自啟后無法正常供油，低壓安全油壓下降達到0.8 MPa的跳機值，隔膜閥打開，終使甲、乙主汽門分別關閉，汽輪機跳閘，發(fā)電機解列。

4 解決措施及建議

　　通過分析發(fā)現(xiàn)3號機改造中CCS、DEH控制策略及邏輯設計中的一些問題，建議完善DEH功能及其工作方式，以保證機組自主穩(wěn)定調節(jié)，保障電網安全運行。

　　(1) 3號機OPC超速保護動作時，汽輪機實際閥位和CCS給定閥位以及實際功率和功率定值偏差較大，協(xié)調控制系統(tǒng)原則上應切至手動方式運行；3號機在CCS切手動后DEH控制不是遙控方式，而是切至本地且跟蹤指令閥位，這直接導致了3號機跳閘；因此建議對DEH有關邏輯作適當修改，即協(xié)調控制系統(tǒng)切除后，DEH系統(tǒng)仍應保持遙控狀態(tài)，使得OPC復歸后高中壓調門能夠回到非零的開度，避免跳機的發(fā)生。

　　(2) 據(jù)有關規(guī)定，3號機在網頻偏差超過±12 r/min時，一次調頻功能閉鎖。所以本次事故3號機一次調頻功能未發(fā)揮作用。　建議適當增大DEH系統(tǒng)一次調頻的調節(jié)范圍，以穩(wěn)定電網頻率、減少振蕩。

　　(3) 應當考慮發(fā)生類似故障(即5號聯(lián)變退出運行)時3號機CCS的作用問題。由于該廠110 kV系統(tǒng)直接供城區(qū)用電，停電所造成的影響較大，因此當發(fā)生110 kV小網孤立運行時，可以通過技術措施計算出110 kV和220 kV系統(tǒng)間的交換負荷，當5號聯(lián)變退出，立即將該負荷疊加到3號機CCS功率指令回路，相應改變鍋爐燃燒率和汽機出力，使機組和電網逐漸達到平衡。

　　(4) 若出現(xiàn)220 kV系統(tǒng)跳閘而5號聯(lián)變未退出以及其它方式故障時，都可考慮對發(fā)電機組采取類似策略。有關控制策略及邏輯改進可以通過增加部分檢測設備并修改DCS組態(tài)來實現(xiàn)，并通過相關試驗研究進行驗證和確認。

　　(5) OPC功能主要是防止汽機超速、保障機組安全。具體到本次事故，在機組帶孤立電網運行時OPC動作將調門全關而不是調到與所帶負荷相適應的位置，不利于網上超速時機組與電網的穩(wěn)定。要真正解決問題，應開發(fā)和利用好CIV(快關中壓調門)功能，當由于電網故障出現(xiàn)機組出力和用戶負荷不平衡時，快速關閉中壓調門使電網負荷迅速平衡，達到抑制機組超速、穩(wěn)定電網的目標。

　　(6) 需要考慮該廠電網結構問題，建議在解決同期并列的前提下增加快投裝置，當出現(xiàn)電網故障(如5號聯(lián)變跳閘)后使該廠110 kV與本地區(qū)220 kV系統(tǒng)快速并列，穩(wěn)定機組運行，確保本地區(qū)城市正常供電。

　　(7) 本次事故中電網的不平衡來自于發(fā)電出力大而用戶負荷小，低周減載動作又切除約70 MW的用戶負荷，加重了不平衡，建議研究類似方式下低周減載作用問題。

作者單位：安徽省電力試驗研究所
摘自《電力安全技術》2003.12