1、因线路保护动作引起 机组振荡跳机事故的分析1 基本情况和事故现象某电厂电网结构如图 1， 分 110 kV 和 220 kV 两个系统， 2 号机(50 MW)和 3号机(125 MW)并在 110kV 母线上， 带西北郊变电站、 大西门变电站和厂用电运行， 4 号机(125 MW)和燃机并在 220 kV 母线运行；110 kV 和 220 kV 系统之间通过 5 号联变联结。图 1 某电厂电网基本结构事故发生前，2 号机发电负荷(出力)44 MW，3 号机出力 105 MW，110 kV系统总出力 149 MW，总用户负荷约 108 MW，41MW 的剩余发电出力通过 5 号联变由 110
2、 kV 侧送往 220kV 侧；3 号机组当时 CCS 处于炉跟机协调控制方式，一次调频功能投入，2 号机为液压机组，一次调频功能始终投入。16:59， 运行人员在操作 28161 闸刀时， 其 B 相母线侧下支持瓷瓶突然断裂，220 kV 母差保护动作，4 号机、燃机与 220kV 系统解列，同时 5 号联变停运，形成 2,3 号机带 110 kV 系统小网运行的特殊运行方式，41MW 的剩余发电出力不能送出，系统出现严重的负荷不平衡，3 号机组在此方式下运行约 30s 后跳闸。期间电网频率在 48.352.1Hz 近乎等幅振荡 6 次，3 号机 103%超速(OPC)动作 6 次。2 小网
3、振荡的分析当 220 kV 母线故障、5 号联变跳闸后，110 kV 系统即自成独立小网，送往220 kV 系统的 41 MW 负荷成为 110kV 系统的多余出力，占到系统当时总用电负荷的 38%，引起 110kV 系统频率上升。 由于 OPC 的反复作用使机组的调门周期性开关， 小网频率产生振荡， 网频在 48.352.1Hz 间波动， 振荡共 6 次， 振荡周期约为 4 s。引起小网振荡的原因为：(1)当汽机网上超速(不同于网下超速)时，DEH 阀位给定并不随转速控制，网频下降 OPC 复位后，DEH 阀位给定(负荷参考值)应当恢复至调节输出值。由于前 5 次网频振荡过程中 CCS 协调
4、控制一直投入， 实际负荷偏差大(负荷指令大于实发功率)使 CCS 汽机输出指令增加，DEH 阀位给定亦增加。所以3 号机每次 OPC 动作和复位后，DEH 阀位给定值越来越大，瞬间使调门开得更大，从而造成了振荡过程中负荷和频率越来越高的现象。(2) 3 号机组 OPC 保护动作，高中压调门应关闭,但调门未曾关到 0。(3) 根据有关规定，3 号机组在网频偏差超过12 r/min 时，将退出一次调频。所以 3 号机组一次调频功能作用非常有限。(4) 5 号联变停运后 OPC 动作时 3 号机 CCS 指令和实际出力不匹配， 此时协调控制因功率信号偏差大而切除，实际上 3 号机并未设计此功能。(5
5、) 虽然在上述振荡过程中 3 号机协调控制始终未退出，但由于初始扰动量过大， 且 CCS 功率定值是要维持燃料量和调门开度在事故前的水平(105MW)，只要 CCS 功率给定值不变，靠 3 号机 CCS 控制是不能吸收直至消除41 MW 的多余出力的。3 3 号机跳机的分析正常情况下， DEH 处于遥控状态时， DEH 系统阀位目标值跟随阀位给定值。汽轮机 OPC 动作时，调门关闭，阀位给定值为 0，因而阀位目标值亦为 0。OPC 复位后， DEH 阀位给定迅速恢复到 OPC 动作前的 CCS 汽轮机输出指令。振荡过程中 CCS 及 DEH 始终投入以维持机组各参数，当 3 号机组第 6 次O
6、PC 动作时，由于调门的多次大幅度变化，调节系统不能很好地维持压力引起主蒸汽压力偏差超差达到切手动值，给粉(汽压)控制切为手动，协调控制系统 CCS 切除、DEH 遥控切除，DEH 系统自动转为阀控方式，而这时阀位目标值已为 0，从而阀位给定值一直置 0，这样 OPC 复位后阀位给定值无法复位，致使高中压调门无法开启，导致汽轮机转速下降、主油泵出口油压下降、低压安全油压降低，110kV 母线网频和电压下降使高压交流油泵在自启后无法正常供油， 低压安全油压下降达到 0.8MPa 的跳机值，隔膜阀打开，终使甲、乙主汽门分别关闭，汽轮机跳闸，发电机解列。4 解决措施及建议通过分析发现 3 号机改造中 CCS、 DEH 控制策略及逻辑设计中的一些问题，建议完善 DEH 功能及其工作方式，以保证机组自主稳定调节，保障电网安全运行。(1)3 号机 OPC 超速保护动作时，汽轮机实际阀位和 CCS 给定阀位以及实际功率和功率定值偏差较大，协调控制系统原则上应切至手动方式运行；3 号机在CCS切手动后DEH控制不是遥控方式， 而是切至本地且跟踪指令阀位，这直接导致了 3 号机跳闸；因此建议对 DEH
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