近日：汽機監督
2022年06月27日某電廠#2機組開始發生功率振蕩，機組當時出力約325MW，功率振蕩時間12:44:06至12:46:33，功率振蕩區間344.6MW-314.4MW，振蕩幅值蕞大約30.2MW，持續時間約2分27秒。
機組負荷與調門振蕩情況
機組功率振蕩PMU錄波
一、事情經過：
2022年06月27日橋口電廠開機過程中。橋口電廠#2機組負荷325MW，AGC退出，一次調頻投入、機組功率回路控制方式，#2機組得#1、#2、#3、#4高調門開度分別為41%、93%、70%和82%，#2機組左右側中調門開度均為百分百，機組穩定運行。
12:30:11，#2機組開始閥序切換， 12:44:06#1高調門開度由41%降至6%、#2高調門開度由93%降至64%、#3高調門開度由70%降至49%、#4高調門開度由82%降至52%，機組閥位總指令由95%降至16%，兩側中調門由百分百降至39%，隨后中調門開度在45%-31%之間振蕩，#2機組負荷在314MW-344MW之間振蕩。
12:46:29，運行人員解除機組功率回路控制模式，將機組控制方式切換為手動閥位方式，#2機組功率振蕩消失。
全面排查汽輪機調速系統及勵磁系統未見異常報警信號。
二、原因分析：
1、核對#2機組AGC及DEH控制邏輯，未發現異常，檢查#2機組電液調速系統上位機及就地設備（DCS模件、伺服閥、LVDT等）均正常，檢查勵磁系統動作正常，無異常告警。
2、#2機組閥序切換時，因兩種閥序間匹配關系導致切換過程中總閥位指令持續下降，當#2機組汽機閥位總指令低于22%時，中壓調門振蕩導致功率振蕩。
3、根據汽機閥位總指令與中調門開度關系（如表1）
汽機閥位總指令（%） | 中調門開度（%） |
0 | 0 |
4 | 14.4 |
8 | 19.19 |
16 | 28.79 |
20 | 76.78 |
22 | 100 |
100 | 100 |
當壓力上升時，汽機閥位總指令隨著壓力上升而降低（主汽壓力由8.64MPa升至9.65MPa，閥位總指令由94.3%將至18.12%），當汽機閥位總指令低于22%時中調門開始關。如下圖所示，此時汽機投入得是功率回路，當汽機閥位總指令降低時，中調門開度下關，且幅度較大，此時汽機功率回路參與調解，會增加閥位指令。閥位指令上升，且幅度較大，此時又會造成實際功率超過設定值，功率回路參與調解，又會減少閥位指令。因在此期間汽機閥位總指令在16%-22%之間振蕩時，中調門開度在28.79%-百分百之間振蕩，振蕩幅度很大，才會造成功率振蕩大。當切除功率回路后，在汽機本地閥位控制得情況下，中調門不在振蕩，負荷也保持穩定。
#2機功率振蕩時重要參數趨勢圖
三、功率回路邏輯說明：
（1）功率回路投入允許條件：負荷大于8MW；主汽壓力控制回路不能投入；機組未在協調模式。
（2）功率回路強制切除條件：RB動作；DEH切至手動模式；負荷高低限動作；發電機跳閘；汽機跳閘；汽機閥位限制動作；投入機組協調模式。
（3）功率回路由P發布者會員賬號邏輯運算得出汽機閥位總指令，設定值人為設定機組負荷值，與實際負荷偏差進行P發布者會員賬號運算輸出汽機閥位總指令。
四、整改措施：
針對本次#2機組功率振蕩事件，為防止類似現象再次發生，保證機組及電網安全穩定運行，特制定如下整改措施：
1、增加閥序切換時中調開度（或總閥位）報警信號，提醒運行人員提前進行干預。
2、調研并優化閥序切換控制方式，減少閥序切換時引發機組功率振蕩，增加閥序切換時段閥位限值，避免調門振蕩。
3、閥序切換過程中，運行人員加強參數控制和監視，避免參數變化導致振蕩加劇，發現總閥序指令下降至臨界值前及時手動干預，避免功率振蕩。
五、經驗指導：
1、火電機組閥序切換是機組功率振蕩得高風險點，需要加以重視，一是檢查、優化閥序切換得邏輯；二是閥序切換時加強運行監視；
2、一旦出現振蕩，按下圖得操作流程進行緊急處置。
