火电厂单机带孤网运行控制策略_李俊

收稿日期：２００8-05-06；修回日期：２００8-08-19作者简介：李

俊（1968-），男，广西平乐人，高级工程师，从事电厂自动化的科研和工程应用工作。E -mail ：110kV 麻石—百寿线、百寿—石门线倒塔停运，剩

下的220kV 柳东—田岭—挡村线也是带故障运行，随时都有线路跳闸的可能。而桂林网区只有永福电厂唯一的电源支撑，如果发生220kV 柳东—田岭—挡村线跳闸，永福电厂在运行的1～3号机组可能受冲击失去稳定而跳闸，造成桂林电网断电，而且据有关统计，桂林网区的小水电因枯水期发电量小而无法满足永福电厂黑启动的要求。

在这种情况下，广西电网公司提出了桂林区域电网分网运行的方案，由永福电厂2号机组单独带大丰变电站2号主变压器形成—孤立小网，永福电厂1、3号机组带侯寨变电站、挡村变电站、田岭变电站，通过仅剩余的220kV 柳东—田岭—挡村线路与广西主电网联网运行。如果永福电厂2号机组单机带孤网运行成功，就为桂林网区保留了启动电源，当发生220kV 柳东—田岭—挡村线路故障停电跳掉永福电厂1、3号机组时，靠着这一启动电源，也能使永福电厂其他机组恢复运行，增加桂林网区的供电能力。发电机为上海电机厂生产的双水内冷发电机。其热工控制系统采用上海新华电站控制有限公司生产的

XDPS －400分散控制系统，实现了DAS 、FSSS 、MCS 、SCS 、ECS 五大功能；汽轮机采用低压润滑油DEH

调节系统，控制设备采用上海FOXBORO 公司的I/A

Series 分散控制系统。

永福电厂的一次结线以220kV 双母线为主，带

4台220kV 主变压器和2台启动备用变压器，共有4回220kV 出线，分别连接到220kV 大丰变电站和220kV 侯寨变电站。桂林网区220kV 系统联络简图

如图1所示，其中沙塘变电站和柳东变电站是广西主网的500kV 变电站。

2机组频率控制方案

火电厂机组常规运行条件是并入主电网运行，

因为主电网容量足够大，整个系统自平衡能力较强，且功率、负荷扰动量的相对值通常很小，电网频率能

第41卷

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够保持相对稳定，所以单台发电机组或负载的功率变化对电网供电频率的影响很小，发电机组功率仅由本机组蒸汽参数、阀门开度决定，而与负载无关。但是在发电机组单机带孤网运行的系统中，由于孤网系统的自平衡能力差，发电机的出力必须随时跟随负载功率的变化而变化，才能维持供电频率稳定，当功率和负荷扰动时，会引起孤网频率变化。

如何解决单机带孤网频率稳定的问题，是火电机组单机带孤网运行成功的关键。通过对永福电厂

2号机组控制系统的研究分析，提出了解决孤网运

行控制频率稳定的3个方案并进行了比较。

2．1DEH 负荷控制系统增加频率控制回路

对DEH 控制逻辑进行改进，增加机组在并网运

行条件下的转速控制回路（即频率控制回路），使用专用的频率PID 控制器调节机组功率，使之与孤网负荷保持相对平衡，维持机组转速相对稳定。该方案的频率控制最易实现，但需对DEH 控制逻辑进行大量改动，解决信号的跟踪和切换问题，且需进行仿真试验才能投运，由于机组处于运行状态，基本上不具备实施条件。

2．2在CCS 的功率设定回路叠加机组转速相关函数

利用目前机组协调控制系统的功率设定回路，

将手动功率设定指令与机组转速相关的功率给定值函数叠加，利用协调控制系统调节机组的功率，使之与孤网负荷保持相对平衡，维持机组转速相对稳定。该方案的调速功能受协调控制系统的各环节速率限制等影响，调速反应偏慢，且与转速相关的功率给定值函数不易确定。

2．3采用DEH 一次调频回路的频差修正

运行方式，投入机组DEH 一次调频回路，利用一次调频回路的频差控制指令修正汽轮机调门开度，达到快速调节机组功率，使之与孤网负荷保持相对平衡，维持机组转速相对稳定。该方案易于实现，且具备快速调节功能。

3控制系统改进措施

通过对以上3个孤网频率控制方案的可行性进

行分析比较，特别是针对目前永福电厂2号机组处于运行的实际情况，确定采用DEH 一次调频回路的频差修正的方案为最可行的实施方案。并根据机组

控制系统的实际情况和机组单机带孤网运行的技术要求，采取了以下技术改进措施。

（1）火电机组单机带孤网运行时，如发生电网端甩10％以上负荷，会导致电网高周波运行，汽轮机转速极易达到3090r/min 的OPC 动作值导致机组甩负荷停运。为防止出现这一问题，取消了机组并网后3090r/min 的OPC 动作功能。检查并确认3300

r/min 电超速保护、机械超速保护功能完好，手动停

机回路正常。

（2）目前广西电网200MW 以下机组一次调频均设置有10％的负荷限制，2号机组最大调频量只有14.2MW ，无法满足单机带孤网运行的调整幅度要求。因此将一次调频回路按转速不等率5％（150

r/min ）设置一次调频量修正函数，放开一次调频修

正函数高限值。考虑到调门关闭太多会导致锅炉主蒸汽压力升得太快，影响锅炉运行安全，一次调频修正函数低限值设置为35%。

（3）孤网切换前一次调频死区设定为±2r/min ，有利于孤网切换时的扰动量消除；孤网运行后根据机组运行稳定状况可进一步将调频死区放大。

（4）如果机组投入孤网运行，需将DEH 的一次调频功能投入，存在切除DEH 遥控的问题。因为电厂汽轮机运行人员没有在DEH 操作员站进行调门操作的习惯和经验，不利于运行人员监控和操作，所以采取了取消DEH 一次调频投入后切除DEH 遥控回路的措施，使DEH 一次调频投入时可投入DEH 遥控，运行人员可在CCS 机组主控画面上通过CCS 阀控回路对汽轮机调门进行应急干预。

（5）孤网切换前要切除机组协调控制，功率回路必须手动，DEH 处于遥控方式，投入DEH 的一次调频回路，汽轮机控制在CCS 阀控运行方式。

（6）孤网运行时机组转速是由一次调频补偿信号叠加到CCS 阀控指令进行调节的，该调节方式为纯比例调节，所以转速调节的静态稳定点与设定点

3000r/min 是有偏差的，如果偏差太大，需对汽轮机

调门进行手动干预。

图1桂林网区220kV 系统联络简图

Fig.1Schematic diagram of Guilin district power grid for

220kV system

M —母线；G —发电机组；B —变压器

李俊：火电厂单机带孤网运行控制策略

第11期电力自动化

4机组运行方面的技术措施

4．1电气方面

（1）按照永福电厂2号机组单机带孤立电网的要求，完成电网侧孤网的隔离工作，除永福电厂220 kV母联2012开关暂时连接外，形成永福电厂2号机组、0号启动备用变压器、永福电厂2M母线、永福—大丰I线、大丰变电站2号主变压器运行的孤立电网。

（2）对2号机组厂用电系统、保安系统、直流系统及公用系统进行检查和隔离，保证1、3号机组跳闸不影响2号机组的正常运行,并做好2号机组跳闸后厂用电源能及时切换到主网的预案及措施。

（3）为保证孤网运行时发电机出口电压稳定，切除电力系统稳定器（PSS）回路，投入发电机励磁系统的电压自动控制（AVR），维持发电机端电压在14.175～17.325kV内。同时解除发电机侧的高、低频保护，投入电网侧的低频低压自动减负荷装置。

（4）为防止发电机出口发生低电压时机组6kV 辅机电机低电压保护动作，辅机跳闸导致机组运行不稳定或跳闸，将所有配有低电压保护的6kV辅机电源开关的低电压保护解除。

（5）2号机组孤网运行的切换通过断开永福电厂220kV母联2012开关来实现。切换前要求调整2号机组出力与大丰变电站2号主变压器负荷相当，当永福电厂220kV母联2012开关潮流接近0时断开该开关，即形成2号机组单机带孤网运行方式。

（6）2号机组孤网运行后，要求电网调度中心控制负荷侧相对稳定，避免大幅的负荷扰动。为保障锅炉稳燃和一定的调节裕量，确定机组负荷控制在80～120MW内。

4．2锅炉方面

（1）由于锅炉燃用煤种比设计煤种差，锅炉燃烧不稳，需要确保燃油系统正常运行。正常时投2支油枪稳燃，当发生炉膛燃烧工况恶化时，可多投油枪稳燃，要确保锅炉不灭火。

（2）要求做好入炉煤的掺配，保持入炉煤质的相对稳定。注意制粉系统的运行，保持煤仓、粉仓料位在正常运行范围内。

（3）孤网运行时机组为了满足电网负荷的变化，一次调频回路会经常动作汽轮机调门，导致锅炉主汽压力经常波动且幅度较正常运行时大。主汽压力波动会影响到汽包水位、主汽温度等参数，为了稳定主汽压力，减少运行操作，可投入协调控制系统的锅炉自动回路，自动调节主汽压力。

（4）锅炉运行人员要加强主要参数的监控及调整，同时保持与汽轮机运行人员的随时沟通，了解机组负荷变化情况，及时进行跟踪调整，避免因参数超限导致的停机事故。

4．3汽轮机方面

（1）单机带孤网运行对汽轮机而言最大的问题是机组转速波动过大，会导致机组振动、轴承温度等参数变化，要求汽轮机运行人员要加强对机组主要参数的监控及调整，及时发现运行的异常状态并及时处理。

（2）2号机组孤网运行时机组转速调节静态稳定点与设定点3000r/min有偏差，所以运行中要把汽轮机转速作为最重要的监视点，如果相对稳定点的偏差变化太大，需对汽轮机调门进行调整，减小此偏差，保持电网频率在合格的范围内。

（3）由于机组并网后3090r/min的OPC动作被取消，机组只有3300r/min的电超速和机械超速保护，运行人员要时刻注意汽轮机转速的变化，防止机组在电网侧甩负荷时转速飞升到3300r/min时超速保护不动作，需要运行人员手动打闸停机。

（4）加强对汽轮发电机组辅助设备的巡视，若发现出力不足、压力下降、电动机发热、过电流等不正常现象，应迅速启动备用泵，维持各参数正常。

5机组带孤网运行效果分析

5．1孤网运行切换过程

2008-01-29T20：14，随着永福电厂2012母联开关的断开，2号机组带126.56MW负荷脱离了主网孤网运行，切换后负荷下降到121.29MW，汽轮机转速上升到3017r/min，转速扰动在1个周期内很快得到消除，切换过程及孤网运行参数稳定，过程曲线如图2所示。

5．2汽轮机调门重叠度扰动

2008-01-29T20：14孤网运行切换，后经两个多小时的稳定运行，机组能保持良好的运行状态，但由于汽轮机调节采用顺序阀调节方式，22：14，汽轮机调门在GV3、GV4的重叠度位置发生等幅振荡，导致汽轮机转速、主汽压力、

图22号机组单机带孤网运行切换过程曲线Fig.2Switch process curve of No.2unit on isolated

operation mode

第41卷

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荡，机组运行不稳定，过程曲线如图3所示。22：17，要求运行人员切除一次调频回路，通过阀控回路手动控制汽轮机转速，从图3可看出操作员手动控制时机组转速变化幅度很大，最大达到2910～3119r/min ，运行人员手动调整的难度很大。

5．3解决转速振荡的措施

因为机组处于孤网运行状态，无法承受大幅的

切换扰动，所以不具备将汽轮机调门由顺序阀切为单阀的条件。为解决机组转速振荡及手动调整难度大的问题，在2008-01-30T02：15左右采取了将一次调频死区放大到20r/min 的措施，运行效果表明汽轮机调门和转速振荡次数及幅度减小，主汽压力、主汽温度、汽包水位等主要运行参数稳定性增加，但存在转速偏差大的问题，最大波动范围为2939～

3058r/min 。在进一步确认机组运行安全后，在2008-02-02T20：30采取了进一步稳定频率的措施，将一

次调频死区修改为10r/min ，结果表明机组运行仍能保持稳定，汽轮机转速偏差减小，最大波动范围为

2977～3025r/min ，典型的12h 运行曲线如图4所示。

5．4孤网运行效果

永福电厂2号机组单机带孤网运行实践的成

功，使由于冰雪凝冻灾害导致与广西电网主网断开

的桂林网区有了安全保障，避免了桂林全城停电，为网区内其他机组的重新启动保留了启动电源。随着

2008-02-04电网抢修恢复了田岭—挡村线、沙塘—

侯寨线2条220kV 线路的运行，2号机组在2008-

02-05T10：30安全并上了主电网，顺利结束了永福

电厂2号机组单机孤网的运行。

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婷，高

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（责任编辑吕玲）

图4一次调频死区为10r/min 的运行曲线

Fig.4Operation curve of the primary frequency regulation

for dead-band of 10r/min

Control strategy of single power unit with isolated operation in thermal power plant

LI Jun

（Guangxi Electric Power Test &Research Institute Co.,Ltd.,Nanning 530023,China ）

Abstract:To solve the safety problems in local power supply of Guilin power grid affected by the ice disaster,a frequency control solution was proposed based on the engineering practice of single power unit with isolated operation in Guodian Yongfu Thermal Power Plant.The frequency difference correction loop of DEH primary frequency regulation was used for frequency control in case of single coal-fired power unit with isolated operation.In addition,the technical improvements of control system and control strategies were presented,covering the operation of boiler,turbine and electrical system.According to the tracking analysis of operation curves for the single unit on isolated operation,by regulating the dead zone,the speed fluctuation problem of steam turbine was solved,which was caused by the overlap degree of control valve in sequence valve mode.The successful experience provided security assurance for Guilin power grid,disconnected from Guangxi grid by ice disaster,so as to avoid the blackout in Guilin.

with isolated operation;primary frequency regulation;control strategy

图3

汽轮机调门重叠度引起的转速振荡曲线

Fig.3Speed fluctuation curve caused by the overlap

degree of turbine control valves