〔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 基本情況和事故現象

　　某電廠電網結構如圖1，分110 kV和220 kV兩個系統，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系統之間通過5號聯變聯結。

　　圖1 某電廠電網基本結構

　　事故發生前，2號機發電負荷(出力)44 MW，3號機出力105 MW，110 kV系統總出力149MW，總用戶負荷約108 MW，41 MW的剩余發電出力通過5號聯變由110 kV側送往220 kV側；3號機組當時CCS處于爐跟機協調控制方式，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系統解列，同時5號聯變停運，形成2,3號機帶110 kV系統小網運行的特殊運行方式，41 MW的剩余發電出力不能送出，系統出現嚴重的負荷不平衡，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號聯變跳閘后，110kV系統即自成獨立小網，送往220kV系統的41 MW負荷成為110 kV系統的多余出力，占到系統當時總用電負荷的38%，引起110 kV系統頻率上升。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)應當恢復至調節輸出值�！∮捎谇�5次網頻振蕩過程中CCS協調控制一直投入，實際負荷偏差大(負荷指令大于實發功率)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) 根據有關規定，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處于遙控狀態時，DEH系統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，當3號機組第6次OPC動作時，由于調門的多次大幅度變化，調節系統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，協調控制系統CCS切除、DEH遙控切除，DEH系統自動轉為閥控方式，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，發電機解列。

4 解決措施及建議

　　通過分析發現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，以保證機組自主穩定調節，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，協調控制系統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，即協調控制系統切除后，DEH系統仍應保持遙控狀態，使得OPC復歸后高中壓調門能夠回到非零的開度，避免跳機的發生。

　　(2) 據有關規定，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揮作用。　建議適當增大DEH系統一次調頻的調節范圍，以穩定電網頻率、減少振蕩。

　　(3) 應當考慮發生類似故障(即5號聯變退出運行)時3號機CCS的作用問題。由于該廠110 kV系統直接供城區用電，停電所造成的影響較大，因此當發生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系統間的交換負荷，當5號聯變退出，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220 kV系統跳閘而5號聯變未退出以及其它方式故障時，都可考慮對發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組態來實現，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定。要真正解決問題，應開發和利用好CIV(快關中壓調門)功能，當由于電網故障出現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，當出現電網故障(如5號聯變跳閘)后使該廠110 kV與本地區220 kV系統快速并列，穩定機組運行，確保本地區城市正常供電。

　　(7) 本次事故中電網的不平衡來自于發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