〔摘 要〕 分析了一起因线路保护动作引起的小网振荡、机组跳机事故的原因，提出了相应的改进措施和建议。
〔关键词〕 线路保护；超速保护；电网振荡；改进措施
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110 kV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149MW，总用户负荷约108 MW，41 MW的剩余发电出力通过5号联变由110 kV侧送往220 kV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220 kV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，41 MW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30 s后跳闸。期间电网频率在48.3～52.1Hz近乎等幅振荡6次，3号机103%超速(OPC)动作6次。
2 小网振荡的分析
当220kV母线故障、5号联变跳闸后，110kV系统即自成独立小网，送往220kV系统的41 MW负荷成为110 kV系统的多余出力，占到系统当时总用电负荷的38%，引起110 kV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48.3～52.1Hz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) 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(105 MW)，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OPC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，110 kV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0.8 MPa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有关逻辑作适当修改，即协调控制系统切除后，DEH系统仍应保持遥控状态，使得OPC复归后高中压调门能够回到非零的开度，避免跳机的发生。
(2) 据有关规定，3号机在网频偏差超过±12 r/min时，一次调频功能闭锁。所以本次事故3号机一次调频功能未发挥作用。 建议适当增大DEH系统一次调频的调节范围，以稳定电网频率、减少振荡。
(3) 应当考虑发生类似故障(即5号联变退出运行)时3号机CCS的作用问题。由于该厂110 kV系统直接供城区用电，停电所造成的影响较大，因此当发生110 kV小网孤立运行时，可以通过技术措施计算出110 kV和220 kV系统间的交换负荷，当5号联变退出，立即将该负荷叠加到3号机CCS功率指令回路，相应改变锅炉燃烧率和汽机出力，使机组和电网逐渐达到平衡。
(4) 若出现220 kV系统跳闸而5号联变未退出以及其它方式故障时，都可考虑对发电机组采取类似策略。有关控制策略及逻辑改进可以通过增加部分检测设备并修改DCS组态来实现，并通过相关试验研究进行验证和确认。
(5) OPC功能主要是防止汽机超速、保障机组安全。具体到本次事故，在机组带孤立电网运行时OPC动作将调门全关而不是调到与所带负荷相适应的位置，不利于网上超速时机组与电网的稳定。要真正解决问题，应开发和利用好CIV(快关中压调门)功能，当由于电网故障出现机组出力和用户负荷不平衡时，快速关闭中压调门使电网负荷迅速平衡，达到抑制机组超速、稳定电网的目标。
(6) 需要考虑该厂电网结构问题，建议在解决同期并列的前提下增加快投装置，当出现电网故障(如5号联变跳闸)后使该厂110 kV与本地区220 kV系统快速并列，稳定机组运行，确保本地区城市正常供电。
(7) 本次事故中电网的不平衡来自于发电出力大而用户负荷小，低周减载动作又切除约70 MW的用户负荷，加重了不平衡，建议研究类似方式下低周减载作用问题。
作者单位：安徽省电力试验研究所
摘自《电力安全技术》2003.12
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