1、概述

汕头莲花峰电厂#1机组整套启动调试，2023年5月6日，07:55:21-07:56:01，机组采用协调方式从470MW逐步升至500MW时发生功率振荡，振荡频率1.05Hz，振荡幅度25MW（峰谷差的一半），监盘人员发现后立即将机组协调控制方式改为阀位控制方式，功率振荡立即平息。

2、事件经过

2023年05月06日06:00，汕头莲花峰电厂#1机组整套启动调试，机组采用协调方式从300MW逐步升至470MW，主蒸汽压力从16.05MPa升至22.3MPa，汽机阀位总流量指令为79.8%，分配至高调门的开度指令为28.5%，机组各参数运行正常。

07:52:49，#1机组计划用CCS方式加负荷至500MW;速率5MW/min，07:54:42负荷指令480MW，监盘发现汽机AB侧高调门波动大(26-39%)，汽机阀位设定值波动大(78-84%)，机组负荷在458MW至496MW之间波动，监盘人员立即汇报主值，07:55:40主值令立即解除机组协调方式，切至阀位方式运行，维持当前负荷470MW。同时汇报调试指挥人员，汇报值长。检查EH油压力平稳，无波动。

值长立即查阅机组参数趋势变化图，发现从07:54:16至07:55:41，汽机AB侧高调门振荡，持续时间为85秒，期间高调门开度最大39.45%，最小26.45%，发电机发出的有功功率最大501.3MW，最小476.4MW。

3、现场自查情况

1.莲花峰电厂#1机组励磁系统无告警信息，该机组属于整套启动调试阶段，PSS系统还未投入运行。

2.现场热控阀门、LVDT、系统工作正常，测点正常。

3.调试期间正常开展DEH高调门、中调门的拉线性和仿真试验，DEH调节参数严格按照哈汽厂的要求进行设置。

4.尚未开展机组涉网试验，机组PSS、一次调频、AGC和AVC等功能均未投入。

5.莲花峰电厂NCS系统报警信息

振荡期间，集控室NCS系统画面的报警信息均正常报出。

6.莲花峰电厂PMU同步相量采集装置报警信息

检查PMU装置的报警信息，2023年5月6日07：54：45-5月6日07：55：40止，莲弼甲线和莲弼乙线低频振荡报警共计3次。

4、原因分析

机组振荡期间高调门发生了明显的振荡，运行人员将机组由协调控制模式改为阀位控制模式后，功率振荡立即平息。因此，可将振荡原因定位为协调控制方式下的相关控制回路。

协调控制方式下对机组稳定性影响的核心因素包括阀门流量特性曲线与汽机主控相关PID参数，对上述环节进行详细分析如下：

1. 阀门流量特性曲线

调试机组的汽轮机阀门流量特性曲线一般由厂家参考其他项目根据经验值给出，可能存在阀门流量特性线性度差、与实际偏差大等问题。

2.汽机主控相关PID参数

汽机主控PID参数默认为厂家设定值，一般在机组变负荷试验中进行优化。由于机组刚并网启动调试，尚未系统性开展变负荷测试，因而汽机主控PID参数仍保留为厂家的设定值，具体数值为比例1.4（DCS系统PID设定的标幺值，转换为工程量0.2），积分常数10（DCS系统PID设定的标幺值，转换为工程量积分时间42s）稍微偏大。

综合以上因素，在阀门流量特性强非线性引入的高放大倍数与稍微偏大的汽机主控PID参数的共同作用下，导致调速系统在振荡前负荷工况的总体放大倍数过大，造成调速系统不稳定，为本次振荡的根本原因。

5、阀门流量特性优化方法

1.试验内容

1.1 两个高压调门GV同步动作方式下的DEH流量指令-阀门流量特性采集。

1.2 单个高压调门GV开关过程的阀门流量特性采集。

1.3 DEH阀门流量特性参数计算与设置。

1.4 DEH阀门流量特性校验。

1.5 DEH侧功率控制回路试验及调整。

1.6 DEH阀门松动试验。

2.工作程序

2.1 DEH流量生成及跟踪逻辑检查

DEH系统的逻辑设计严密、逻辑复杂、各个功能之间紧密相连，DEH侧任何功能逻辑的修改，均有可能对DEH的其它功能产生影响。因此，必须对DEH逻辑进行深入细致的剖析，彻底掌握DEH的逻辑，做到逻辑修改不疏漏，不会引起其它功能的不正常。

2.1.1 设定值生成回路逻辑检查

根据DEH SAMA图和原理图仔细检查DEH的设定值生成逻辑回路。设定值生成包括转速设定值生成、功率设定值生成、阀位设定值生成等回路及相关的跟踪回路。

2.1.2 中间流量值生成逻辑

设定值生成后，还要转换为DEH的流量指令，包括阀位方式、功率回路投入、主汽压力回路投入、汽机手动等方式下的流量指令生成回路。

2.1.3 阀门流量特性修正函数

DEH流量指令生成后再经各个阀门的流量指令-阀门开度函数形成调门开度指令。

3. DEH阀门流量特性参数采集

3.1 GV同步动作的阀门流量特性参数采集

3.1.1 热控人员通过DCS，建立DEH总流量指令、主蒸汽压力、实际功率、各GV/CPV/TV/IV阀阀位给定值、阀位开度等参数记录曲线。

3.1.2 调整机组负荷在300MW～330MW负荷范围，并稳定10～20分钟。

3.1.3 检查确认给水泵汽轮机冷再汽源切换阀及低压蒸汽压力调节阀投入自动。

3.1.4 通知热控人员，解除补气阀原来的屏蔽逻辑。

3.1.5 通知热控人员配合退出CCS侧一次调频和DEH侧一次调频功能。

3.1.6 通知运行人员，退出锅炉主控自动，将机组控制方式切换至汽机跟随TF方式。

3.1.7 通知运行人员，以0.5MPa/min的速率，匀速降低主汽压力设定，逐步开大GV1、GV2及补气阀，直至各阀全开。

3.1.8 记录各GV全开时机组负荷P0、DEH总流量指令、主汽压力TP0、各调门及补气阀开度指令和反馈等参数。

3.1.9 通知运行人员，以0.5MPa/min的速率，匀速增加主汽压力设定，逐步关小GV1、GV2，直至DEH总流量指令为50%。

3.1.10 等待机组各项参数稳定后，记录DEH总流量指令、机组负荷、主汽压力TP、各调门及补气阀开度指令和反馈等参数。

3.2 单侧GV开关过程的阀门流量特性参数采集

3.2.1 热控人员通过DCS，建立DEH总流量指令、主蒸汽压力、实际功率、各GV/TV/IV阀阀位给定值、阀位开度等参数记录曲线。

3.2.2 确认机组负荷在300MW～330MW范围并稳定。

3.2.3 检查确认给水泵汽轮机冷再汽源切换阀及低压蒸汽压力调节阀投入自动。

3.2.4 通知热控人员，将2个汽机补汽阀开度限制设置为0.0%。

3.2.5 通知热控人员配合退出CCS侧一次调频和DEH侧一次调频功能。

3.2.6 确认机组控制方式为TF汽机跟随方式。

3.2.7 通知运行人员，以0.5MPa/min的速率，匀速降低主汽压力设定，逐步开大GV1、GV2直至全开位置。

3.2.8 通知热控人员，投入GV1和GV2全行程活动试验升降速率自动切换逻辑。

3.2.9 通知热控人员，暂时屏蔽阀门活动试验按钮投入允许条件。

3.2.10 通知热控人员，暂时屏蔽GV1和GV2全行程阀门活动试验自动退出逻辑，改为只有点击“退出”按钮方能退出，阀门从全关逐渐打开。

3.2.11 通知运行人员，将机组控制方式切至基本控制方式，DEH本地控制方式选择阀位控制。

3.2.12 确认并保持GV2为全开状态。

3.2.13 通知运行人员，在DEH画面上按顺序点击“阀门活动试验”按钮和GV1全行程试验“投入”按钮，GV1开始以0.1%/s的速率往下关闭，当GV1开度低于25%时，关闭速率由0.1%/s自动切换至0.02%/s，直至全关。

3.2.14 通知运行人员，点击GV1全行程试验“退出”按钮，GV1开始以0.02%/s速率打开，当GV1开度高于25%时，打开速率由0.02%/s自动切换至0.1%/s，直至全开。

3.2.15 等待机组各项参数稳定后，记录DEH总流量指令、机组负荷、主汽压力TP、各调门开度指令和反馈等参数。

3.2.16 参照步骤13--15，完成GV2全行程开关过程数据采集。

3.2.17 通知热控，恢复步骤9）～11）所作的逻辑修改。

3.3 阀门流量特性曲线计算

根据试验记录数据，按公式1进行计算，计算单阀和顺序阀方式下各GV阀门流量特性曲线。

              （1）

式中 Q—等效实际流量 %；

P--机组负荷，MW

PT—主汽压力，MPa

P0--基准工况机组负荷，MW

PT0—基准工况主汽压力，MPa

利用公式（1）计算得到DEH流量指令--阀门开度函数。

3.4 DEH阀门特性函数的设置

3.4.1 通知运行人员，维持机组负荷在300～330MW左右并保持燃料、负荷不变。

3.4.2 热控人员按计算结果，设置DEH GV1/GV2/CPV1/CPV2阀门特性参数。修改阀位函数时，相应函数输出先手动保持然后缓慢释放。

3.5 DEH阀门特性校核

3.5.1 热控人员通过DCS，建立DEH总流量指令、主蒸汽压力、实际功率、各GV/TV/IV阀阀位给定值、阀位开度等参数记录曲线。

3.5.2 调整机组负荷在300～330MW负荷范围，并稳定10～20分钟。

3.5.3 检查确认给水泵汽轮机冷再汽源切换阀及低压蒸汽压力调节阀投入自动。

3.5.4 通知热控人员，将2个补汽阀打开屏蔽功能解除。

3.5.5 通知运行人员退出，CCS侧一次调频和DEH侧一次调频功能。

3.5.6 通知运行人员，退出锅炉主控自动，将机组控制方式切换至汽机跟随TF方式。

3.5.7 通知运行人员，以0.5MPa/min的速率，匀速降低主汽压力设定，逐步开大GV1、GV2、CPV1、CPV2直至全开位置。

3.5.8 记录各GV/CPV2全开时机组负荷P0、DEH总流量指令、主汽压力TP0、各调门开度指令和反馈等参数。

3.5.9 通知运行人员，以0.5MPa/min的速率，匀速增加主汽压力设定，逐步关小GV1、GV2，直至DEH总流量指令为50%。

3.5.10 等待机组各项参数稳定后，记录DEH总流量指令、机组负荷、主汽压力TP、各调门开度指令和反馈等参数。

根据数据及公式1，计算实际流量，绘制DEH总流量指令--DEH总流量曲线，如DEH总流量指令--DEH总流量线性误差大于3.0%，则需查找原因，并进一步调整DEH总流量指令--GV开度函数。

3.6 DEH功率回路的试验调整

3.6.1 保持机组负荷在300MW-330MW之间并稳定5-10min。

3.6.2 锅炉主控切手动。

3.6.3 投入DEH功率控制闭环。

3.6.4 调整主汽压力，使DEH综合流量指令保持在60%、80%、90%位置。

3.6.5 进行幅度为12MW左右的负荷设定值扰动，如机组负荷出现周期振荡，则调整功率控制器参数，使功率过渡过程震荡消除。

3.7 阀门全行程活动试验

3.7.1 保持机组负荷稳定在300～320MW。

3.7.2 锅炉主控切手动。

3.7.3 投入DEH功率控制闭环。

3.7.4 通过DEH操作画面，启动GV1/TV1活动程序。

3.7.5 注意观察DEH功率和GV开度变化情况，如出现功率、阀位震荡，则热控人员迅速减弱功率调节作用，使震荡消除。

3.7.6 通过DEH操作画面，启动GV2/TV2活动程序。

3.7.7 注意观察DEH功率和GV开度变化情况，如出现功率、阀位震荡，则热控人员迅速减弱功率调节作用，使震荡消除。

3.8 DEH阀门流量特性修改后的系统实际运行情况观察

DEH阀门流量特性修改后，投入机组AGC、一次调频功能，观察机组升降负荷过程各GV阀动作过程是否会出现突变、周期性振荡现象，如有，需对DEH相关控制参数作进一步的调整。

6、试验结果

6.1 DEH阀门流量特性数据采集、计算、设置及校验工作。重新设置后的阀门流量特性在取消了预启行程、调整了拐点数据和快开段数据。新阀门流量特性经阀门流量特性校验，流量指令-流量关系接近理想特性。

6.2 进行了总流量指令在60%、75%、85%（分别对应DEH阀门开度在直线段、下拐点、上拐点）位置的DEH功率回路优化调整，试验结果表明，功率回路调节过程平稳，没有出现振荡现象。

6.3 进行了DEH阀门全行程活动试验，在GV/TV关闭/开启过程中，阀门开关过程平稳，机组负荷快速恢复至设定值，无振荡现象。

7、管理机制问题及改进

7.1 阀门流量特性对机组稳定性有重要的影响，但阀门流量特性试验当前不是相关国行标强制要求的试验。在未来几年为提高负荷供应能力而全国各省将密集投产大量火电机组的背景下，建议出台相关管理要求，对新建机组、大修机组等必须开展阀门流量特性实测及优化试验，待优化后再进行协调控制的动态调试工作。

7.2 当前电网防机组功率振荡管理工作主要集中在调度管理的涉网试验，对电厂自行开展的调试试验、参数优化缺乏认识与管理要求。计划深入研究电厂自行开展的调试试验、参数优化对机组稳定性的影响，编制新建机组调试项目协调配合、控制参数优化整定的指导性实施细则，规范相关工作。

参考文献：

[1] DL/T 656—2006，火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程。

[2] DL/T 711—1999，汽轮机调节控制系统试验导则。

[3] DL/T 824—2002，汽轮机电液调节系统性能验收导则。

[4] DL/T 774—2015，火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程。