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1、,方式专业发电厂涉网管理,一、宣贯南方电网并网机组防止功率振荡运行管理规定,二、宣贯南方电网机组涉网控制系统管理办法,一、南方电网并网机组防止功率振荡运行管理规定,南方电网曾发生过多起机组原因引起的功率振荡事件，这些事件暴露出，目前在火电厂热工控制系统、汽轮机机控制系统、调速系统、励磁系统、PSS等的参数整定管理和设备管理方面还需进一步规范和加强。 因此，南网总调通过总结分析历次机组功率振荡事件的原因和整改措施，于2013年组织编制了南方电网并网机组防止功率振荡运行管理规定，并于2014年4月17日正式印发，以规范南方电网并网发电机组运行管理，防止机组功率振荡，提高电网安全稳定运行水平。,南方
2、电网机组功率振荡典型事件介绍,5,1.海门4号机组功率波动,2013年5月16日，海门电厂#4机（1000MW燃煤机组）在阀门活动试验中出现了功率等幅振荡 ，波动最大峰峰值为80MW，频率为0.22Hz，波动持续40秒。,PMU录波,6,振荡原因分析与整改,振荡原因： 试验过程中投入调节级压力补偿回路后，使得整个调门控制回路过于灵敏、稳定性降低，在试验产生的负荷扰动作用下调门频繁快速摆动，进而发展成为整个机组的功率振荡 。,整改措施： 1、切除主汽调门活动试验调节级压力补偿回路。 2、优化主汽调门活动试验的阀门关闭速率 。,7,整改结果,整改后试验验证结果表明，试验中机组功率均未出现等幅振荡，
3、功率经过一个调节周期即收敛于稳定工况。,8,2.荷树园6号机功率波动,2013年7月9日荷树园厂#6机组在AGC控制方式下降负荷过程中，机组发生功率增幅振荡，功率峰峰值最大53MW，振荡频率0.1Hz左右，持续时间约2分30秒。,PMU录波,9,振荡原因分析与整改,原因分析： 1、本质原因：CCS汽机主控系统PID参数过于灵敏，动力系统稳定裕度较差 。 2、直接诱因：人工偏置给煤过多，造成主汽压力大幅变化（燃烧煤种由劣质煤改为优质煤，但人工偏置给煤量仍按劣质煤处理，）,整改措施： 1、CCS汽机主控PID参数比例系数由原来1.0修改为0.4；积分时间由原来13.04秒修改为15秒 。 2、进行
4、汽机调门流量特性测试和优化试验 。,10,整改结果,整改后的验证试验曲线显示机组功率、汽机阀位指令、调门阀位反馈周期性波动消失，表明修改PID参数及优化阀门流量特性曲线后，荷树园#6机组的稳定性得到较大的提高。,11,3.沙A厂#4机功率波动,2013年9月16日16:52，沙角A厂#4机在投入PSS装置时发生功率振荡：振荡幅度约240MW，频率1.3Hz，持续时间约30s 。退出PSS装置后，振荡迅速衰减。,PMU录波,12,振荡原因分析与整改,原因分析： 1、励磁调节器采用南瑞NES6100 早期型号，参数Tw4的取值特殊，由于厂家未提供参数说明，试验人员未意识到特殊性，按照惯性思维将Tw
5、4设置为0（其他型号励磁调节器和NES6100 最新型号的Tw4=0意味着Tw4环节直通），导致PSS功率输入环节退出，仅剩角速度输入通道，PSS处于正反馈状态。,整改措施： 1、利用RTDS仿真确定Tw4设置为0是造成机组振荡的原因。 2、与厂家商议，将Tw4设置为55，重新投入PSS。,13,整改结果,RTDS仿真表明：Tw4设置为0会重现振荡，Tw4设置为55将不会出现振荡。目前沙角A厂#4机的PSS已投入运行。,14,4.中新1号机组功率波动,2013年5月8日，中新电厂#1机（330MW燃煤机组）在DEH功率回路闭环的情况下做单阀切顺序阀试验过程中发生功率波动，波动峰峰值为100MW
6、，频率为0.17Hz，波动持续75秒。,PMU录波,15,振荡原因分析与整改,原因分析： 1、DEH功率回路PID参数增益过大 。 2、DEH逻辑中设置的高压调门设计流量-开度曲线与实际调门流量-开度曲线有较大偏差 。,整改措施： 1、DEH功率控制回路PID参数比例系数由1.0修改为0.1，积分时间由10秒修改为15秒 。 2、DEH逻辑中阀门流量函数按照试验实测结果修改。,16,整改结果,经过DEH功率控制回路参数优化和阀门流量特性曲线修改，DEH功率控制回路闭环下的单阀切换顺序阀和顺序阀切换单阀试验已消除了功率振荡现象。,17,5.发耳3号机组功率波动,2013年8月25日，发耳电厂#3
7、机在正常运行中发生无规律的功率波动，波动最大峰峰值为45MW，一直到热控人员消除汽机#3高调门的位移传感器故障后机组负荷才再次稳定，历时约1小时。,右图为#3机第一次功率波动时，机组目标负荷、实际负荷，四个高调门的阀位指令和实际阀位的趋势图。,18,振荡原因分析与整改,原因分析： 汽机#3高调门的位移传感器LVDT的连接螺丝松动，LVDT在振动作用下不断移动，导致#3高调门的位置反馈波动，在功率闭环回路的作用下，其他3个高调门的指令和实际位置随之波动，导致机组功率波动。,整改措施： 1、将所有位移传感器LVDT的连接螺丝全面紧固并点焊。 2、加强设备巡检，汽机本体、高调门改为每天巡检一次。,1
8、9,整改结果,上图黑框中的白色部分是#3机组汽轮机#3高调门加固后的位移传感器LVDT的连接螺丝处。,20,6.塘寨#2机组功率波动,2013年8月13日，塘寨电厂#2机组在升负荷过程中发生三次功率波动，波动最大峰峰值为64MW，频率约0.33Hz，将DEH由功率控制回路切至阀位控制方式运行后振荡消失。,21,振荡原因分析与整改,原因分析： #2机停机改造时，EH油系统长期停运，重新投运后可能有机械杂质带入EH油系统，造成汽机阀门的伺服阀卡涩。伺服阀的卡涩引起对应阀门产生骤开骤关现象，导致机组功率波动。,整改措施： 1、停机过程中定期复核阀门全行程。 2、加强运行和检修管理，定期检查EH油再生
9、系统正常。 3、机组长期停机时，定期启动EH油系统，使油管随时充满介质。,22,试验管理,二,参数管理,三,总则,一,设备管理,四,运行管理,五,管理规定内容,一、管理规定：总则,目标：指导并规范南方电网并网发电机组的运行管理，提高电网及机组的安全稳定运行水平，防止机组功率振荡。 适用范围：南方电网并网发电厂。 规范性引用文件：,试验时间要求 电厂应在规定的时间内，按要求完成相应的试验，包括涉网试验、动力系统及协调控制系统等相关试验，其中与机组稳定性强相关的试验项目、试验要求及风险详见附录一。,二、 管理规定：试验管理,总体要求,二、 管理规定：试验管理,试验资质要求 试验应由电厂委托具备国家
10、认证资质的机构开展。 试验内容 涉网试验：励磁系统建模及参数实测试验、调速系统建模及参数实测试验、电力系统稳定器（PSS）试验、一次调频试验、自动发电控制（AGC）试验、进相试验、自动电压控制（AVC）试验。 动力系统及协调控制系统相关试验：CCS调试及投运试验、DEH阀门流量特性实测及调整试验、单阀/顺序阀切换试验、MCS调试及投运试验、协调控制系统变负荷试验、主汽门及调门关闭时间试验。 有关单位职责 调度机构：负责涉网试验的管理，落实试验所需的系统安全措施，批复相应的工作申请，协调安排试验工作应具备的系统及发电机组运行方式。 电厂：按要求开展动力系统及协调控制系统相关试验，并提交所属调度机
11、构备案。,总体要求,二、 管理规定：试验管理,振荡监视要求 试验期间电厂运行人员需加强对机组的监视，一旦发现机组功率振荡，立即停止试验，并按照试验方案中的应急措施消除振荡。 试验内容及时间要求 调速系统参数实测与建模试验：应于首次满负荷试运行前、调速系统相关设备检修、调速系统改造后和机组增容改造后完成。 励磁系统参数实测与建模试验：应于首次满负荷试运行前、励磁系统相关设备检修、励磁系统改造后完成。 PSS整定试验：应于首次满负荷试运行前、发电机本体进行过增容改造等可能导致机组参数发生变化的、机组励磁系统进行过改造或参数修改的、电厂出线网架结构重大改造后应重新进行PSS整定试验。,具体要求,二、
12、 管理规定：试验管理,试验内容及时间要求 AGC和一次调频试验：应于首次满负荷试运行前、功率控制、调速等系统相关设备检修或控制逻辑调整后1个月内完成。 汽轮发电机CCS调整及投运试验：应于首次满负荷试运行前完成。 汽轮发电机组MCS调试及投运试验：应于首次满负荷试运行前完成。 汽轮发电机组MCS优化调整及投运试验：应在机组A修、DCS系统改造和汽轮机组的锅炉燃烧调整后完成。 汽轮发电机组DEH阀门流量特性实测及调整试验：应于单阀切成顺序阀后、A修后或更换主汽门、调门后开展。 汽轮发电机组主汽门、调门的关闭时间测试试验或其它替代试验：应于A修后完成。,具体要求,二、 管理规定：试验管理,试验内容
13、及时间要求 汽轮发电机组热工信号系统试验、调门静态试验：应于首次满负荷试运行前、A/B/C级检修后开展。 汽轮发电机组主汽门、调节门活动性试验：应按设备厂家的规定定期完成。 汽轮发电机单阀/顺序阀切换试验：应在单阀向顺序阀切换之前完成。该试验涉及到控制回路的切换，试验过程中需加强机组监视，一旦出现功率振荡，控制回路和阀控方式立即切回试验前工况。,具体要求,三、 管理规定：参数管理,汽机、锅炉系统控制回路的参数设置：应考虑一次调频、AGC调节速率、DEH阀门调节裕量与机组稳定性之间的协调。 各电厂应建立电厂各台机组的设备及运行信息台帐：包括各设备技术说明书、并网测试及建模试验报告、机组改造试验报
14、告、设备定值单、机组事故或异常分析报告、机组运行主要信息记录表等。 汽机、锅炉系统控制回路的参数：应取值合理，与机组稳定性强相关的参数及参考取值范围如附件二，若超出参考范围，电厂应组织设备厂家及有资质的试验单位对参数合理性进行论证，并对不合理的参数进行调整优化。,具体要求,三、 管理规定：参数管理,与机组稳定性强相关的参数统计表,三、 管理规定：参数管理,与机组稳定性强相关的参数统计表,四、 管理规定：设备管理,电厂应于机组满负荷试运行前、励磁系统改造后，全面清查厂内机组励磁系统(含PSS)的二次电压、电流回路，保证装置的实际接线与图纸一致，并归档。 火电厂应至少每月对汽轮机主汽门、调门的阀体
15、、阀杆及位移传感器等连接部件进行检查，防止连接部件松脱、断裂等故障。 水电厂机组功率控制回路应配置具有水头自适应的调节功能，防止高水头易导致机组功率调节超调与振荡、低水头易导致机组功率调节较慢控制指标较差的情况。 电厂PMU装置应配置机组功率振荡告警功能，当单机功率波动频率在0.13Hz以内，阻尼比小于3%且振幅超过20MW时，应可靠告警。新投产,五、 管理规定：运行管理,励磁调节器：应投入自动电压控制方式运行，不能投入无功功率闭环控制。 PSS：除机组功率低于PSS投退门槛值而导致PSS自动投退以外，未经直属调度机构许可不得擅自退出。 水力发电机组正常运行应避开有可能引起功率振荡的水力振动区
16、，调整负荷穿越振动区时应快速通过。 加强日常运行监视，严防机组振荡：一旦发现单机功率波动频率在0.13Hz以内，阻尼比小于3%且振幅超过40MW时，应立即上报直属调度机构，同时开展事故事件调查， 6小时内向调度机构报送事件简报，2天内向调度机构报送事件详细分析报告，7天内完成调查与整改并向调度机构报送详细调查整改报告。,五、 管理规定：运行管理,各电厂:加强运行人员技术培训，梳理可能导致机组功率振荡的各项操作及其控制标准，规范运行操作，并制定机组功率振荡事故处理预案，加强运行监视，一旦机组出现功率振荡，按照预案快速消除振荡。,二、南方电网机组涉网控制系统管理办法,适用范围、引用文件,二,管理要点,三,业务说明,一,涉网控制系统试验流程,四,一、业务说明,规范南方电网并网机组涉网控制系统管理工作。通过明确机组调速系统、励磁系统等与电网运行安全相关的各种机网协调控制系统的要求，规范并网机组涉网控制系统管理，促进电网及机组安全、经济运行。 管控策略为负责型+指导型，统一规范策略为全网统一。 机组涉网控
