CN107317344A - 一种发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其特征在于：包括以下步骤：S1：对可能引起功率振荡的各种原因进行排查，最终初步确定了引起功率振荡的主要原因；S2:通过设置排查流程，以定性分析为基础，分别依次针对原因开展定量分析，明确各种原因振荡参与因子；S3：针对各种振荡原因分别开展优化，结合现场试验、仿真分析进一步地消除振荡源头。既达到了复现振荡目的、又达到了优化机组调速系统控制逻辑目的，最大程度地降低了后续机组发生强迫功率振荡的可能性。

Description

一种发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法

技术领域

本发明属于电力系统仿真建模技术领域，特别涉及一种发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法。

背景技术

近年来，全球电力系统发生了多次低频振荡事件，严重时甚至引起了大面积停电事故。低频振荡的机理一直是业界研究的热点，其中最早提出并被广泛接受的是负阻尼理论。它运用阻尼转矩的概念对功率振荡进行分析强迫功率振荡原理是低频振荡机理研究的另一理论成果，它的提出基于共振原理。在电力系统中，当原动机功率受到持续周期性扰动时，发电机转子运动方程会产生一个等幅不衰减的特解，当扰动频率与系统固有频率接近时，会引发大幅度的稳态功率波动。

发明内容

本发明的是提供一种发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法。

本发明采用以下技术方案实现：本发明提供一种发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其特征在于：包括以下步骤：S1：对可能引起功率振荡的各种原因进行排查，最终初步确定了引起功率振荡的主要原因；S2: 通过设置排查流程，以定性分析为基础，分别依次针对原因开展定量分析，明确各种原因振荡参与因子；S3：针对各种振荡原因分别开展优化，结合现场试验、仿真分析进一步地消除振荡源头。

通过以上试验，达到以下目的：（1）确定阀门流量特性吻合度降低增加的额外增益，并进一步评估确定其对负阻尼的贡献程度；（2）阀门（调门）流量特性吻合度较差时，重新修正阀门流量特性（阀门管理程序）；（3）阀门流量特性吻合度较好前提下，确定引发机组功率振荡的转速通道控制逻辑增益（压力修正系数）临界值，并进一步评估确定其对负阻尼的贡献程度；（4）在所有设置（阀门管理程序、压力修正系数）固定后，重新评估机组一次调频性能；（5）结合机组状态，开展机组调速系统动态建模试验；（6）在机组后续停机情况下，开展机组调速系统静态建模试验。

本发明既达到了复现振荡目的、又达到了优化机组调速系统控制逻辑目的，最大程度地降低了后续机组发生强迫功率振荡的可能性。

附图说明

图1为相关试验实现流程示意图。

图2一次调频频差-负荷函数示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明做进一步解释说明。

本发明提供一种发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其包括以下步骤：S1：对可能引起功率振荡的各种原因进行排查，最终初步确定了引起功率振荡的主要原因；S2:通过设置排查流程，以定性分析为基础，分别依次针对原因开展定量分析，明确各种原因振荡参与因子；S3：针对各种振荡原因分别开展优化，结合现场试验、仿真分析进一步地消除振荡源头。

S3包括以下步骤：

S31：确定阀门流量特性吻合度降低增加的额外增益，并进一步评估确定其对负阻尼的贡献程度；S32：阀门流量特性吻合度较差时，重新修正阀门流量特性

S33：阀门流量特性吻合度较好前提下，确定引发机组功率振荡的转速通道控制逻辑增益:临界值，并进一步评估确定其对负阻尼的贡献程度；

S34：在所有设置都固定后，重新评估机组一次调频性能；

S35：结合机组状态，开展机组调速系统动态建模试验；

S36：在机组后续停机情况下，开展机组调速系统静态建模试验。

参见图1所示的流程示意图，具体实施如下：

1 阀门流量特性测试

1.1 供热工况TF/基本方式+DEH功率闭环方式下阀门不吻合度增益K测试

目的：测试机组在调门特性不变的情况下，调门流量特性吻合度下降带来的增益K对低频振荡负阻尼贡献程度。

通过调整正常运行工况下的各个调门阀位，实现各个高调门阀位指令接近功率振荡起始点数值。保持现有调门流量特性设置数值不变，测试机组在顺序阀运行时，在高调门拐点附近处，对应的总流量指令进行阀控方式±1%、±2%、±5%阶跃时的负荷变化情况。在运行拐点处数值以上、以下区间、越过拐点区间分别开展上述测试。具体试验步骤如下：

a）由电厂提供顺序阀方式下高压调门拐点对应的3个总流量指令（GV1/GV2拐点一致，对应一个流量指令；GV3拐点对应一个流量指令；GV4拐点对应一个流量指令），假设为X1%、X2%、X3%。

b）以总流量指令为X1%为例，试验前，调整机组运行参数至机组功率振荡时参数，主要包括主汽压力、主汽温度，机组真空，将总流量指令调整为（X1-5）%，稳定后记录机组负荷，总流量指令，各个高调门开度。

c）试验期间维持主汽参数稳定，手动设置总流量指令阶跃增加，阶跃量为±1%、±2%、±5%（在机组负荷变化比较快的区段取较小值，在机组负荷变化比较平缓的区段取较大值），稳定后记录相关数据；随后再次增加总流量指令，至（X1+5）%时结束。

d）总流量指令为X2%、X3%时重复上述b、c步骤，确定该区间的负荷变化情况。

e）比较3个总流量指令±5%的范围内的负荷变化情况，确定其中流量特性匹配度最差的一个高调门的流量特性拐点位对应的总流量指令为后续扰动试验的点位。

f）视试验结果，如果存在某个区域内负荷变化量大，应进行顺序阀运行时高压调门流量特性测试，如果在试验范围内负荷变化情况较为一致，建议将试验试验范围继续扩大，确定在非拐点的总流量指令下的负荷变化情况，如与拐点处的负荷变化情况相差不大，可以判断调门流量特性对功率振荡的影响较小，现场讨论决定是否进行顺序阀运行时高压调门流量特性测试。

试验过程，采用AO录波结合趋势录波开展数据记录，AO录波参照调速系统建模动态试验通道设置，趋势录波结合现场实际进行添加。录波通道如表1机组动态试验AO录波测点清单所示。

表1为试验录波通道。

表1

备注1：测点输出扫描周期尽量要求不大于50 ms，并在DEH中进行相应的修改组态，使其具备独立的通道进行输出。

1.2 实际调门流量特性曲线测试

目的：为了评估当前调门流量特性曲线与实际调门流量特性曲线之间吻合度，在此基础上确定是否需调整阀门管理程序，开展此项试验。

通过测试以得到机组各个高调门在顺序阀运行时的实际调门流量特性曲线。具体试验步骤如下：

a）试验前机组以顺序阀运行，将主汽参数调整至额定值，在保证调节级压力不超压的前提下逐步将总流量指令升至100%，实现4阀全开，如无法全开（GV4未全开，则以当前开度为试验起始值），记录负荷、主汽压力、温度，热再热蒸汽压力、温度，调节级压力、温度，真空、各个高压调门开度、主蒸汽流量、总流量指令等参数。

b）试验前确认CCS遥控方式退出，一次调频退出，DEH“功率控制”回路退出。

c）切除调门重叠度，使原调门流量特性曲线变为无重叠度曲线。

d）机组“滑压运行方式”退出，主汽压力控制按照定压-滑压运行曲线，手动控制递减负荷，由运行人员在操作员站站操作，以2MW/min减负荷率降负荷，直至减到300MW。

e）试验期间，每降低负荷30MW，机组稳定运行10min，直至50%负荷结束。在以下工况稳定运行20min:（1）GV4全关，GV1、GV2、GV3全开；（2）GV4全关，GV1、GV2全开，GV3逐步关闭至负荷、流量开始出现变化；（3）GV3、GV4全关，GV1、GV2全开；（4）GV3、GV4全关，GV1/GV2逐步关闭至负荷、流量开始出现变化。

f）试验结束后，由热工人员把DEH组态中顺序阀方式下的流量特性曲线重叠度恢复。

g）绘制顺序阀运行调门流量特性曲线。

试验过程，采用AO录波结合趋势录波开展数据记录，AO录波参照调速系统建模动态试验通道设置（如表1所示），趋势录波结合现场实际进行添加。

2 转速（或者频率）扰动试验

目的：测试机组在调门特性不变的情况下，转速通道控制逻辑增益对低频振荡负阻尼贡献程度。由于PI控制前馈系数不作调整，而转速通道控制逻辑增益等于PI控制前馈系数、压力修正系数之乘积，因此本项试验主要通过调整压力修正系数，从而达到调整转速通道控制逻辑增益目的。在下文中采用调整“压力修正系数”方式达到评估转速通道控制逻辑增益对低频振荡负阻尼贡献程度目的。

试验在供热工况TF方式、基本方式+DEH功率闭环方式下分别开展。试验过程，采用AO录波结合DCS趋势录波开展数据记录，AO录波参照调速系统建模动态试验通道设置（如表1所示），DCS趋势录波结合现场实际进行添加。

2.1 汽机主控为机跟随（TF）控制方式的转速（或者频率）扰动试验

因机组工况平时以供热运行工况为主，在该工况下汽机采用机跟随（TF）控制方式实现控制，因此有必要开展在该运行方式下压力修正系数对负阻尼影响评估。

2.1.1 数据采集

电厂热控人员在DCS系统制作2张历史趋势图，一张记录点：一次调频前馈量、机侧压力、机侧主蒸汽温度、供热流量、功率等非重点观察点；另一种记录点：机组综合流量指令、功率、GV1至GV4阀位、机组转速，并网频率等重要观察点。

2.1.2 试验步骤

a）电厂运行人员在整个试验过程，通过调整滑压偏置，稳定机主控输出综合流量指令为x1%，运行偏差正负0.5%。在后续试验阶段，若激发了功率振荡，综合流量会随着波动，此时不予调整滑压值干预。

b）控制系统参数确认。暂时退出一次调频，热控人员恢复后期有修改的DEH各相关参数，尤其注意压力修正系数与功率振荡时的设定值相同。

c）电厂热控人员在熟悉控制逻辑的人员监视和确认下，修改DEH侧一次调频死区为原值一半，即±0.01667Hz（1转/分钟），投入一次调频，通过趋势图观察机组能否通过电网频率波动激发功率振荡，观察周期约20分钟，若未激发功率振荡一次调频死区继续缩小一半，即死区至±0.00833Hz（0.5转/分钟），直至最低为0.005Hz止。

d）在上述过程无法有效激发功率振荡的情况下，热控人员在熟悉控制逻辑的人员监视和确认下，通过强制修改DEH侧一次调频转差回路的转速额定值为2998或3002，通过转差扰动，观察机组能否通过转差波动激发功率振荡。若必要转速额定值最大修改量为2996或3004。如若出现总流量指令及功率振荡，应在观察到稳定振荡5秒至10秒或功率振荡幅度超过40MW，即可由工程师站及时退出一次调频，若运行人员根据机组运行经验，发现汽轮机轴振动等重点监视参数即将进入报警值（建议按超过80%报警值的量为准）可提前平息振荡，确保机组安全，必要时由运行人员判断转阀控方式稳定汽机阀位。

e）通过频率或转速小扰动若有效激发功率振荡，在同前激发振荡的试验条件下，压力修正系数从原值1.83开始按照二分法调整策略修改，使得机组调速系统不再振荡的最大压力修正系数即为转速环临界稳定增益。即按照1.83→0.915→1.3725→1.14375逐步改变压力修正系数，依次投入试验，每修改一次值若激发振荡，平息振荡的方法同上试验间隔以机组重点监视参数（如汽机轴振等）稳定后10分钟为宜。

f）有条件情况下，在临界稳定增益下，退出励磁系统PSS，重新进行频率给定阶跃，验证PSS阻尼特性对调速系统振荡的影响。

g）数据记录。以下16通道需要AO录波：机组功率、机组转速、综合流量指令输出(总流量指令)、CCS汽机主控指令输出、CCS方式下一次调频DEH侧前馈、高压调门位移指令（GV1~GV4）、高压调门位移反馈（GV1~GV4）、主汽门（前）压力、调节级前压力、总煤量指令。保存趋势图，记录修改后的压力修正系数。

2.2 汽机主控为基本方式+DEH功率闭环控制方式的转速（或者频率）扰动试验

机组功率振荡时的机组功率控制方式为基本方式+DEH功率闭环模式，故有必要在该模式下进行转速（或者频率）扰动试验,以评估压力修正系数对负阻尼影响。

2.2.1 数据采集

同2.1.1中所示。

2.2.2 试验步骤

a）电厂运行人员在整个试验过程，通过调整锅炉燃烧状态，使得汽机DEH功率闭环模式输出综合流量指令为x1%，运行偏差±0.5%。在后续试验阶段，可能激发功率振荡，综合流量会随着波动，此时保持锅炉燃烧状态。

b）控制参数的恢复。热控人员恢复前述试验修改的DEH各相关参数，尤其注意压力修正系数与X月X日设定值相同。

c）电厂热控人员在熟悉控制逻辑的人员监视和确认下，修改DEH侧一次调频死区为与上述试验激发功率振荡的死区相同，通过趋势图观察机组能否被频率波动从而激发功率振荡，观察周期约20分钟。

d）在上述过程无法有效激发功率振荡的情况下，热控人员在熟悉控制逻辑的人员监视和确认下，必要时通过强制修改DEH侧一次调频转差回路的转速额定值为2998或3002，通过转差扰动，观察机组能否通过转差波动激发功率振荡。若必要转速额定值最大修改量为2996或3004。

e）不管通过频率或转速小扰动若有效激发功率振荡，修改压力修正系数直至不再具备激发振荡能力止。试验过程平息振荡条件以及修改压力修正系数步长的方法同TF模式下的试验相同。

f）数据记录。同2.1.2。保存趋势图，记录修改后的压力修正系数。

2.3 确定参数后的机组一次调频前馈响应能力测试

上述试验得出的压力修正系数取小值确定最终的压力修正系数的前提下，选择机组常用控制模式如TF模式，，开展机组的一次调频前馈响应性能测试（视情况选择部分转差进行扰动），以评估修改压力修正系数对一次调频（功率响应）性能的影响。

3 调门流量特性曲线优化后的阀门不吻合度增益K、压力修正系数测试

如果通过1.2所确定的实际调门流量特性曲线与当前的存在较大偏差，则需按照本次实测调门流量特性曲线进行修正。而后重新开展上述第1.1项、第2项试验内容中的所有试验。

4 机组一次调频性能试验

根据优化后的汽轮机调门流量特性曲线，在此基础上，通过第2项试验测试得不激发功率振荡的最终压力修正系数值，内置于控制系统中。依此数据重新进行机组一次调频性能测试。建议性能测试可在机组TF方式、基本方式+功率闭环模式分别开展。

4.1 静态试验

4.1.1 应具备的逻辑检查

a）设置机组的转速不等率为4%、一次调频死区±2 r/min、调节范围±9.2 r/min，负荷调节幅度±6%额定功率。

b）汽机调门应有较正确的修正和补偿功能，使机组在不同的负荷段、不同的运行参数、不同的调门开度下都能正确地完成一次调频任务。为了防止汽机调门快速大幅度变化危及机组安全运行，可以设置限制DEH的机组快速一次调频动作幅度的功能。

c）当机组一次调频与AGC的变负荷方向相反时，发电机组应优先执行一次调频的变负荷任务，当电网频率低于额定频率0.05 Hz（转速小于3 r/min）时应闭锁AGC减负荷的指令；当电网频率高于额定频率0.05 Hz（转速大于3 r/min）时应闭锁AGC加负荷的指令。

d）当电网频率出现偏差时，CCS侧最初的一次调频功能应协同DEH侧一次调频作用，闭锁与一次调频反向的负荷调节作用。当投入CCS方式时，电网频率偏离额定频率0.05Hz（转速偏离3 r/min），闭锁汽机主控功率设定值的压力拉回回路。

4.1.2 一次调频功能静态试验

a）在机组未启动前，采用外部加模拟转速信号的方法，确认汽轮机阀门流量指令系统动作情况，初步确认机组一次调频功能是否正常。一次调频函数如图2所示。

b）在机组未启动前，采用逻辑强制转速的方法，确认一次调频死区设置正确，确认汽轮机阀门流量指令系统动作情况，确认机组一次调频功能是否正常。

4.2 一次调频试验前参数调整及准备工作

a）试验所需记录的数据和CRT工作画面按要求准备妥当。

b）CCS频差修正回路能够在线无扰投退，DEH一次调频不得退出。

c）DEH转速信号进行校准，控制精度达到1 r/min。

d）CCS系统接入电网频率信号，测量分辨率优于0.02 Hz，或采用DEH转速信号，精度1 r/min。

e）DEH与CCS系统之间负荷参考值、频率、CCS负荷增减等联络信号核对无误。

f）DEH和CCS系统各控制回路确认切换无扰动。

4.3 一次调频模拟试验

试验方法：在DEH（CCS）频差校正回路中人工加入4 r/min、6 r/min、9.2 r/min阶跃变化幅度模拟外界频率变化信号；试验的负荷点选取90%、75%、60%额定负荷时进行频率增加和频率减小阶跃试验；各工况试验前机组稳定运行10 min左右,试验持续时间1～2 min；一次调频试验包括单/顺阀方式下的一次调频试验，每项试验可根据实际情况重复几次。

记录参数：有功功率、主蒸汽压力和温度、调节级压力和温度、汽机调门开度、第一级金属温度、分离器出口温度、分离器出口压力、蒸汽流量、给水流量、除氧器水位、燃料量、风量、汽机转速、电网频率、负荷参考指令等,数据记录与显示间隔1 s,并以曲线和数据表格的形式提供记录结果，注意所记录参数的精度应能满足试验数据分析的要求。

4.3.1 90%额定负荷下试验

CCS+DEH调频方式：

a）调整机组负荷稳定在90%额定负荷左右，各项参数控制在正常值，并稳定10 min。

b）锅炉主控投入自动，DEH投入遥控、且汽机主控投入自动，机组协调方式运行（CCS）。

c）DEH及CCS侧频差校正回路均投入。

d）在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入4 r/min转速阶跃变化量（增减各1～2次），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

e）在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入6 r/min转速阶跃变化量（增减各1～2次），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

f）在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入9.2 r/min转速阶跃变化（选做），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

4.3.2 75%额定负荷下试验

CCS+DEH调频方式：

a)调整机组负荷稳定在75%额定负荷左右，各项参数控制在正常值，并稳定10min。

b)锅炉主控投入自动，DEH投入遥控、且汽机主控投入自动，机组协调方式运行（CCS）。

c)DEH及CCS侧频差校正回路均投入。

d)在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入4 r/min转速阶跃变化量（增减各1～2次），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

e)在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入6 r/min转速阶跃变化量（增减各1～2次），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

f)在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入9.2 r/min转速阶跃变化（选做），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

4.3.3 60%额定负荷下试验

CCS+DEH调频方式：

a）调整机组负荷稳定在60%额定负荷左右，各项参数控制在正常值，并稳定10 min。

b）锅炉主控投入自动，DEH投入遥控、且汽机主控投入自动，机组协调方式运行（CCS）。

c）DEH及CCS侧频差校正回路均投入。

d）在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入4 r/min转速阶跃变化量（增减各1～2次），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

e）在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入6 r/min转速阶跃变化量（增减各1～2次），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

f）在DEH及CCS频差校正回路中同时人工加入9.2 r/min转速阶跃变化（选做），模拟外界频率变化，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

5 调整参数后的机组调速系统建模试验

5.1 PID控制环节参数校核试验

a）记录负荷控制回路的标么化系数，将功率控制PID环节分别单独设置为P环节，I环节，D环节，PID环节。

b）强制一次调频转差信号（在转差处加阶跃信号），使功率PID环节的输入量，产生6%额定负荷的小阶跃信号，测取PID环节的输出量。通过试验数据辨识负荷控制回路的参数（Kp1d，Ki1d，Kd1d），积分作用须注明是以秒单位或以分钟为单位。

c）令PID环节输出置成0，一次调频死区投入，负荷前馈系数为运行值，强制一次调频环节的频差输入量，产生6%额定负荷阶跃，测取CCS流量指令输出，通过流量指令变化量验证负荷前馈系数，并记录。

d）测取在CCS方式下的DEH侧的一次调频分量前馈系数，并注明在CCS方式下一次调频动作时流量指令的变化是否包含DEH侧的一次调频分量。

5.2 转速测量时间常数测试

用信号发生器在齿盘转速脉冲转换后部施加阶跃（电压或mA）信号，在DEH转速反馈减法点紧前处AO输出，用录波仪同时录取该量信号，判别转速采样延迟及滤波时间常数。以上5.2中的测试内容需和电厂确认是否具备可行性。

5.3 功率测量时间常数及滤波时间常数测试

用继保测试仪在测控单元调速系统用功率变送器施加PT阶跃信号，录取PT、CT交流量以及DEH功率反馈点紧前处功率AO信号，判别功率采样延迟及滤波时间常数。以上5.3中的测试内容需和电厂确认是否具备可行性。

5.4 伺服机构测试

a）如有执行机构伺服卡控制系统结构及PID参数，务必记录各个高调调门伺服卡PID参数。

b）手动方式下，分别对每个高压调阀阀位指令进行0～100%，100～0%的阶跃变化。

c）手动方式下，以高调阀位指令35%为基准，分别进行高调阀位指令的正负两个方向的阶跃试验，幅度分别为20%、10%、5%、2%。

d）如果可以设置伺服卡参数，应单独设置伺服卡PID为纯比例环节，按照步骤c）重作一次10%、5%、2%阶跃试验，以辨识伺服卡比例放大倍数Kp。

录波仪记录整个过程中以下参数的变化情况：各个高压调阀阀位指令，各个高压调阀阀位反馈。根据获得的试验数据分别对各高调阀开启方向油动机时间常数、高压调门最大开启速度、关闭方向高压油动机时间常数、高压调门最大关闭速度、伺服卡PID实际参数进行辨识。

e）录波数据应作好电压或mA信号与PID数字信号的变比换算工作，并校验录波信号与实际DCS上信号数值一致无误。

5.5 控制系统频率调节系数（不等率）、频率死区、调节限幅测试

机组处于仿真模式下（或由电厂热控人员进行强制），模拟机组的并网状态。

a）机组负荷为85%额定负荷，一次调频投入，机组分别在功率闭环和功率开环两种模式下进行以下试验。

b）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负3.6r/min，稳定后记录功率值，功率设定值，流量指令，高调阀位指令，高调阀位反馈，记录结束后恢复为0 r/min，根据试验数据验证频率死区，不等率、调节限幅是否满足要求。

c）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负7.2r/min，稳定后记录功率值，功率设定值，流量指令，高调阀位指令，高调阀位反馈，记录结束后恢复为0 r/min，根据试验数据验证频率死区，不等率、调节限幅是否满足要求。

5.6 动态扰动试验

动态扰动试验机组处于正常并网状态进行，调门工作在单阀或顺阀（以现场实际经常运行方式为准）方式，机组一次调频投入运行。动态试验前需记录本厂所有机组和母线线路的有功、无功、线电压、功率因素等参数。试验过程，采用AO录波结合趋势录波开展数据记录，AO录波如表1所示，趋势录波结合现场实际进行添加。

在本次机组功率振荡调查试验过程中，调速系统建模动态试验亦可结合上文试验内容第1、2、3、4项测试过程开展。

5.6.1 85%额定负荷开环试验

a）机组负荷为85%额定负荷，一次调频投入，机组在功率开环模式下进行以下试验，试验前应预录波，核对录波仪测录的各通道与机组实际参数应一致无误。

b）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负3.6r/min，稳定2～3 min后记恢复为0 r/min。

c）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负7.2r/min，稳定2～3 min后记恢复为0 r/min。

5.6.2 85%额定负荷闭环试验（协调控制）

a）机组负荷为85%额定负荷，一次调频投入，机组在功率闭环（协调控制）模式下进行以下试验。

b）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负3.6r/min，稳定2～3 min后记恢复为0 r/min。

c）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负7.2r/min，稳定2～3 min后记恢复为0 r/min。

5.6.3 85%额定负荷闭环试验（基本方式+DEH功率闭环）

a）机组负荷为85%额定负荷，一次调频投入，机组在DEH功率闭环模式下进行以下试验。

b）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负3.6r/min，稳定2～3 min后记恢复为0 r/minc）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负7.2 r/min，稳定2～3 min后记恢复为0 r/min。

5.6.4 85%额定负荷闭环试验（TF方式）

a）机组负荷为85%额定负荷，一次调频投入，机组在TF模式下进行以下试验。

b）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负3.6r/min，稳定2～3 min后记恢复为0 r/min。

c）在工程师站或者转速通道上分别模拟汽机转速标准偏差（除死区外）正负7.2r/min，稳定2～3 min后记恢复为0 r/min。

以上是本发明的较佳实施例，凡依本发明技术方案所作的改变，所产生的功能作用未超出本发明技术方案的范围时，均属于本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其特征在于：包括以下步骤：

S1：对可能引起功率振荡的各种原因进行排查，最终初步确定了引起功率振荡的主要原因； S2: 通过设置排查流程，以定性分析为基础，分别依次针对原因开展定量分析，明确各种原因振荡参与因子；

S3：针对各种振荡原因分别开展优化，结合现场试验、仿真分析进一步地消除振荡源头。

2.根据权利要求1所述的发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其特征在于：S3包括以下步骤：

S31：确定阀门流量特性吻合度降低增加的额外增益，并进一步评估确定其对负阻尼的贡献程度；S32：阀门流量特性吻合度较差时，重新修正阀门流量特性；

S33：阀门流量特性吻合度较好前提下，确定引发机组功率振荡的转速通道控制逻辑增益临界值，并进一步评估确定其对负阻尼的贡献程度；

S34：在所有设置固定后，重新评估机组一次调频性能；

S35：结合机组状态，开展机组调速系统动态建模试验；

S36：在机组后续停机情况下，开展机组调速系统静态建模试验。

3.根据权利要求2所述的发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其特征在于：S31包括以下步骤：

S311：通过调整正常运行工况下的各个调门阀位，实现各个高调门阀位指令接近功率振荡起始点数值；

S312：保持现有调门流量特性设置数值不变，测试机组在顺序阀运行时，在高调门拐点处数值以上、以下区间、越过拐点区间分别开展测试：对应的总流量指令进行阀控方式±1%、±2%、±5%阶跃时的负荷变化情况；

S313：比较几个总流量指令±5%的范围内的负荷变化情况，确定其中流量特性匹配度最差的一个高调门的流量特性拐点位对应的总流量指令为后续扰动试验的点位；

S314：如果存在某个区域内负荷变化量大，应进行顺序阀运行时高压调门流量特性测试，如果在试验范围内负荷变化情况较为一致，将试验试验范围继续扩大，确定在非拐点的总流量指令下的负荷变化情况，如与拐点处的负荷变化情况相差不大，则判断调门流量特性对功率振荡的影响较小，现场讨论决定是否进行顺序阀运行时高压调门流量特性测试。

4.根据权利要求2所述的发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其特征在于：S32包括以下步骤：通过测试以得到机组各个高调门在顺序阀运行时的实际调门流量特性曲线；具体试验步骤如下：

S321： 试验前机组以顺序阀运行，将主汽参数调整至额定值，在保证调节级压力不超压的前提下逐步将总流量指令升至100%，实现4阀全开，如无法全开以当前开度为试验起始值，记录所需试验参数；

S322：试验前确认CCS遥控方式退出，一次调频退出，DEH“功率控制”回路退出；

S323：切除调门重叠度，使原调门流量特性曲线变为无重叠度曲线；

S324：机组“滑压运行方式”退出，主汽压力控制按照定压-滑压运行曲线，手动控制递减负荷，由运行人员在操作员站站操作，以2MW/min减负荷率降负荷，直至减到300MW；

S325:试验期间，每降低负荷30MW，机组稳定运行10min，直至50%负荷结束，在以下工况稳定运行20min:（1）GV4全关，GV1、GV2、GV3全开；（2）GV4全关，GV1、GV2全开，GV3逐步关闭至负荷、流量开始出现变化；（3）GV3、GV4全关，GV1、GV2全开；（4）GV3、GV4全关，GV1/GV2逐步关闭至负荷、流量开始出现变化；

S326：试验结束后，将DEH组态中顺序阀方式下的流量特性曲线重叠度恢复；

S327：绘制顺序阀运行调门流量特性曲线。

5.根据权利要求2所述的发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其特征在于：S33包括以下步骤：

S331：电厂运行人员在整个试验过程，通过调整滑压偏置，稳定机主控输出综合流量指令为x1%，运行偏差正负0.5%。在后续试验阶段，若激发了功率振荡，综合流量会随着波动，此时不予调整滑压值干预；

S332：暂时退出一次调频，恢复后期有修改的DEH各相关参数；

S333：电厂热控人员在熟悉控制逻辑的人员监视和确认下，修改DEH侧一次调频死区为原值一半，投入一次调频，通过趋势图观察机组能否通过电网频率波动激发功率振荡，观察周期约20分钟，若未激发功率振荡一次调频死区继续缩小一半，直至最低为0.005Hz止；

S334：在上述过程无法有效激发功率振荡的情况下，通过强制修改DEH侧一次调频转差回路的转速额定值为2998或3002，通过转差扰动，观察机组能否通过转差波动激发功率振荡。若必要转速额定值最大修改量为2996或3004；如若出现总流量指令及功率振荡，应在观察到稳定振荡5秒至10秒或功率振荡幅度超过40MW，及时退出一次调频，若运行人员根据机组运行经验，发现汽轮机轴振动等重点监视参数即将进入报警值，则提前平息振荡，确保机组安全，必要时由运行人员判断转阀控方式稳定汽机阀位；

S335:通过频率或转速小扰动若有效激发功率振荡，在同前激发振荡的试验条件下，压力修正系数从原值1.83开始按照二分法调整策略修改，使得机组调速系统不再振荡的最大压力修正系数即为转速环临界稳定增益,即按照1.83→0.915→1.3725→1.14375逐步改变压力修正系数，依次投入试验，每修改一次值若激发振荡，平息振荡的方法同上试验间隔以机组重点监视参数稳定后10分钟为宜。

6.根据权利要求5所述的发电机组强迫功率振荡排查优化试验方法，其特征在于：在临界稳定增益下，退出励磁系统PSS，重新进行频率给定阶跃，验证PSS阻尼特性对调速系统振荡的影响。