呼辽直流孤岛试验运行风险处置方案(20140821)

1、呼辽直流孤岛试验风险处置预案批准：审核：编制：内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司2014年7月30日目 录一. 试验准备工作及注意事项- 3 -二. 试验中存在的风险辨识- 5 -三. 试验风险处置预案- 5 -1. 锅炉排烟温度高导致MFT动作- 5 -2. 锅炉烟尘排放浓度超标- 5 -3. 重要辅机（变频）跳闸- 5 -4. 机组负荷摆动- 7 -5. 机组甩负荷- 7 -6. 汽轮机超速- 8 -7. 双机全停，厂用电切换正常- 9 -8. 双机全停，全厂失电（电源切换失败）- 9 -9. 500kV交、直流输电线路失电，对外供电中断- 12 -10. 发电机次同步振荡- 12 -11.

2、发电机组电压和频率异常- 13 -四. 机组极热态启动步序及注意事项- 15 -1. 极热态启动主要步骤- 15 -2. 极态启动过程中注意事项- 16 -呼辽直流孤岛试验风险处置预案呼辽直流是东北电网第一条超高压、大容量直流输电工程，该工程送端呼伦贝尔侧全部为火电机组，是首个大容量火电基地送出的直流输电工程。根据工程进展，呼辽直流系统调试分两个阶段进行，第一阶段调试已于2010年完成，2014年8月将开始第二阶段联网方式大负荷试验和孤岛运行试验（本阶段的试验项目包括联网/孤岛转换、孤岛运行功率升降和频率控制等共计4个试验项目）。为了防止在试验过程中发生电网和机组事故，做好现场紧急处置工作，特

3、编制本处置预案。一. 试验准备工作及注意事项1. 孤岛试验前，应依据孤岛运行系统调试方案，预判试验中可能出现的风险，编制呼辽直流孤岛试验风险处置预案。并于试验前3天，对参加试验的运行人员进行孤岛运行系统调试方案和呼辽直流孤岛试验风险处置预案培训和交底，并在仿真机上进行模拟演练。2. 2号启动炉在试验前一天进行带负荷试验，带负荷试验结束后保持压火状态，孤岛试验前2小时2号启动炉压力升至适当压力并保持，直至孤岛试验结束。3. 孤岛试验前1天，将1号吸收塔液位降至8.2米，2号吸收塔液位降至8.5米。4. 孤岛试验前1天，由设备维护人员对柴油机组进行全面检查确认能够良好备用，柴油机油箱保持3/4以上

4、油位。进行两台柴油机组空载试转试验，连续空载运行20分钟，检修和运行人员全面检查柴油机组运行状况。试验后保持两台柴油机正常备用状态，并保证柴油备用充足。5. 孤岛试验前1天，进行两台锅炉脱硫入口事故喷淋减温装置试投，应正常。6. 孤岛试验前1天，进行两台锅炉AB层油枪的试投工作，应正常备用。7. 1、2号机组次同步振荡抑制装置和TSR保护装置应无异常，参数设置正确，保持正常投入运行。8. 完成1、2号机组励磁、调速器建模试验，并完成孤网运行方式（阀控+一次调频）调试。孤岛试验前，将调速器设置为孤网运行方式（阀控+一次调频），一次调频死区由2转/分（0.033Hz）更改为9转/分（0.15Hz）

5、, 直流频率控制器死区由0.2Hz更改为0.1Hz，并进行运行和热控人员培训。试验前，按东北电网调度令，由运行人员投入孤岛方式按钮，热工人员现场监护。试验期间，热工专业设专人在工程师站做好临时修改“孤岛方式一次调频死区”定值的准备；若转入孤岛运行出现振荡，听从现场指挥命令可临时修改一次调频死区。9. 试验前1天，完成主机直流润滑油泵、空侧直流密封油泵试验，检查主机直流润滑油泵、空侧直流密封油泵运行正常，确保良好备用。10. 核查重要辅机设备对电压和频率波动的适应范围，做好瞬时故障导致重要辅机设备跳闸的准备。11. 集控室应接入试验指挥电话会议系统。12. 试验前，由生技部电气主管联系呼伦贝尔地

6、调和宝日希勒变电站确认：220kV华宝线及对其供电的电源母线、设备无检修工作，运行良好；且地方电网具备启备变带50MW负荷的条件。由电气专业人员对启备变、华宝线线路、开关及继电保护装置进行全面检查，确保启备变电源回路可靠运行。13. 在进行直流孤岛运行试验前，将10kV 1A、2B段母线切至启备变供电，最大负荷约32MW（各段分别为16MW、16MW）；将10kV 2C段快切装置和BZT装置退出，10kV 1B段快切装置退出；将10kV 2A段快切装置自动切换改为长延时切换方式，其他10kV各段快切装置正常投入。14. 直流孤岛运行试验前，提前安排制氢工作，保证储氢罐存氢量满足机组运行用量，试

7、验时禁止制氢。15. 直流孤岛运行试验前，提前安排制水，保证除盐水量充足。16. 直流孤岛运行试验前，热控人员核对电源频率和电压异常对热工设备有无危险。17. 煤斗提前上满煤，做好煤量储备，试验进行时不启动上煤设备。18. 试验前1天，进行柴油消防泵试转合格。19. 保证10kV 1C段和2C段至少各运行一台辅机冷却水泵。20. 直流孤岛运行试验前，将1A、2B闭式水增压泵切至工频方式，处于热备用状态。21. 直流孤岛运行试验前，二次人员检查两台锅炉给煤机低电压穿越装置正常投入，并检查各功能完备。22. 试验过程中，主变压器会出现偏磁运行，电机班设专人测量主变偏磁情况。23. 应设专人监视次同

8、步振荡装置、TSR装置运行情况。24. 呼辽孤岛试验时，1、2号机组不得投入AGC。25. 试验中，禁止进行厂用电源并列切换操作，防止非同期并列；禁止进行大容量辅机启动操作。26. 试验期间，各控制室保持通讯畅通；严格执行到岗到位监护制度；运行休班值参加试验过程中的操作监护和加强就地设备巡检，发生异常协助当值进行事故处理，保证机组运行安全。二. 试验中存在的风险辨识对孤岛运行系统调试方案进行充分研究，辨识出试验时呼贝电厂运行机组存在以下十一项较大风险：“机组负荷摆动”、“机组甩负荷”、“汽轮发电机超速”、“重要辅机跳闸”、“机组跳闸”、“全厂停电”、“机组次同步振荡”、“500kV直流输电线路

9、失电”、“发电机组电压和频率异常”、“锅炉排烟温度高MFT跳闸停机”、“锅炉烟尘排放浓度超标”等。三. 试验风险处置预案1. 锅炉排烟温度高导致MFT动作1.1试验时锅炉采用：下六台磨煤机运行方式、降低磨煤机冷风量、正塔配煤等方式尽量降低锅炉火焰中心，避免锅炉排烟温度过高。1.2 如试验当天环境温度偏高，1号锅炉排烟温度升至158时，应适当向2号锅炉转移负荷。以此方式来降低1号锅炉排烟温度。1.3 如采用以上方式仍不能控制排烟温度时，改用降低主汽温度方式运行（降温限制下限525），以此降低排烟温度。1.4 若上述方式均不能控制排烟温度时，采用根据排烟温度定期投入脱硫入口事故喷淋减温装置，以保证

10、脱硫入口烟温不超过160。1.5 如上述措施均无效，烟温继续上升，立即汇报试验负责人，并用会议电话汇报调度，减负荷，避免机组跳闸。2. 锅炉烟尘排放浓度超标试验前，经营财务部联系宝矿保证供煤煤质稳定，含硫量和灰分在控制范围内，若烟尘浓度接近标准值，及时采取措施，保证烟尘排放不超标，及时汇报环保部门，禁止降负荷影响试验。3. 重要辅机（变频）跳闸3.1 单台空预器因电压频率异常跳闸，引起RB动作：3.1.1 现象：3.1.1.1 空气预热器停转报警。3.1.1.2 空气预热器出口烟温不正常升高。3.1.1.3 空气预热器出口一二次风温不正常降低。3.1.1.4 机组负荷下降。3.1.1.5 空气

11、预热器出口压差升高。3.1.1.6 延时60s联动跳闸对应侧送、引风机，自动关闭跳闸空预器出入口风烟挡板。3.1.2 处理：3.1.2.1 立即汇报试验负责人，并用会议电话汇报调度。3.1.2.2 空气预热器运行电机跳闸后，备用电机应联动，如备用电机联启后又跳闸，则禁止再强合。单台空气预热器故障，机组RB应动作，如不动作立即手动完成。注意空预器跳闸后延时60s将联锁停止同侧送、引风机（如不联停，应手动停运），运行要注意监视，必要时应进行干预，避免因风压变化过大引起MFT动作。控制好锅炉负荷、汽温、汽压，保证锅炉燃烧稳定。3.1.2.3 严密关闭跳闸的空气预热器的一次风、二次风、烟气出入口档板将

12、其隔绝。3.1.2.4 待锅炉运行调整稳定后，密切监视空气预热器烟、风温度，并做好空气预热器着火的事故预想。3.1.2.5 如两台空气预热器同时跳闸锅炉MFT将动作，如不动作应手动进行MFT。3.1.2.6检修后空气预热器重新启动投入时，应严密监视烟、风温度，推力轴承和导向轴承油温度及密封卡涩情况。3.1.2.7当发现回转式空气预热器停转，立即进行手动进行盘车，若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。3.2 空冷风机跳闸处理3.2.1 现象：3.2.1.1 空冷风机运行中突然跳闸。3.2.2 处理 ：3.2.2.1 如为单个风机跳闸，应将其自动退出，同时注意机组的运行情况，必要时手动增加其他风

13、机的转速以维持真空正常。3.2.2.2 检查风机跳闸原因，联系维护处理。3.2.2.3 如由于电气故障导致风机部分或全部跳闸，应将排汽压力自动退出，立即汇报试验负责人，并用会议电话汇报调度，申请降负荷，以维持排汽压力正常，防止保护动作跳机，必要时可启动备用真空泵。同时尽快恢复供电。3.2.2.4 电气故障消除、系统恢复正常后，可逐步投入风机，增加风机的转速，可根据机组真空，增加机组负荷。3.3 其他不重要辅机跳闸时，应按照运行规程事故处理原则进行处理。4. 机组负荷摆动4.1 现象4.1.1 机组负荷、调节级压力及各段抽汽压力大幅度的摆动。4.1.2 蒸汽压力、流量大幅度波动。4.1.3 主汽

14、门、高压调门及中压调门开度突变。4.1.4 发电机振动发生变化。4.2 原因4.2.1 电力系统冲击、振荡。4.3 处理4.3.1 根据DCS画面显示和外部现象，对照主蒸汽、再热蒸汽和汽轮机运行的各种工况、状态，分析负荷突然升高或降低的原因。4.3.2 若发生系统振荡，发电机失步，应迅速汇报值长，并按事故规程处理。4.3.3 由于电网周波变化，引起机组负荷突变，运行人员应严格控制机组出力。4.3.4机组负荷摆动时，应严密监视蒸汽参数变化的运行工况，炉侧要防止摆动过程中因压力过高引起安全门动作。4.3.5机组负荷摆动时，对有关辅助系统扰动较大，有关设备应切到手动调整并严格监视各运行参数。4.3.

15、6检查各轴承的回油温度、轴承温度、轴向位移、振动、胀差等均应正常，否则按有关规定处理。4.3.7发生电网谐振、振荡现象，应立即用会议电话汇报调度，若调度采取停止试验、伊敏厂进行交直流合环等措施后，仍未消除故障，或采取有效措施时间过长，致使威胁机组安全运行时，应立即调整机组参数，降低有功负荷，增加无功负荷，以减少、抑制振荡幅度，如调解无效立即解列停机（紧急停机方式）。如欲切至启备变的厂用电源负荷超过30MW，应迅速减负荷或先按下炉MFT、再按下汽机打闸按钮，防止启备变过负荷。即使厂用负载较低时切换厂用电源，也必须采用串联切换方式。5. 机组甩负荷5.1 现象：5.1.1 负荷突然减小，甩全负荷时

16、，负荷至“0”。5.1.2 蒸汽流量急剧减小，甩全负荷时，流量及调节级压力接近零。5.1.3 蒸汽压力急剧上升，过、再热器安全门可能动作，调节级压力及各抽汽压力急剧降低。5.2 原因：电网故障。5.3 处理：5.3.1 机组甩掉部分负荷：5.3.1.1立即解协调，联系热工人员检查。5.3.1.2立即根据负荷降低情况停止部分制粉系统，迅速减少燃料量，调整、稳定燃烧（必要时投油助燃），调整各参数正常，注意给水自动跟踪煤量情况，防止煤水比失调。5.3.1.3安全门可能动作，待压力降至整定值后自动回座，如安全门不动作，蒸汽压力过高应打开PCV阀降压。5.3.2 机组甩掉全部负荷5.3.2.1 立即打开

17、PCV阀降压或开启汽轮机旁路系统，防止因再热器保护丧失造成锅炉MFT动作。5.3.2.2 立即根据负荷降低情况除保留下部二台磨煤机运行外停止其余全部制粉系统，投油助燃，调整各参数正常。5.3.2.3 给水主控投入自动调节，不得解手动，注意监视给水主控跟踪煤量降低情况，防止煤水比失调，但给水量最低不能降至631t/h以下，否则解列自动，进行手动调节。5.3.2.4 当分离器有水位产生（过热度降至5以内）时，要立即启动炉水循环泵，转入湿态运行。5.3.2.5 根据汽温情况及时解列减温水。5.3.2.6 及时调整好风量和负压，防止造成MFT动作。5.3.2.7 在原因查清且故障排除后，并确认机组具备

18、启动条件后方可再次启动。6. 汽轮机超速6.1 现象：6.1.1 负荷及调节级压力到零。6.1.2 机组发出异常响声、振动增大。6.1.3 转速升高超过危急保安器动作值。6.2 原因：6.2.1 发电机甩负荷，DEH控制系统和汽轮机调速系统工作不正常。6.3 处理：6.3.1 应破坏真空紧急停机，手动脱扣汽轮机，停用真空泵并开启真空破坏门。6.3.2 检查TV、GV、RSV、IV及各段抽汽电动门、逆止门均关闭，转速应下降，否则应立即设法关闭、切断一切可能进入汽轮机的蒸汽设备和阀门。6.3.3 检查并开启高压排汽管通风阀。6.3.4 关闭汽轮机至排汽装置所有疏水阀。6.3.5 倾听汽缸内部声音，

19、分析和比较转子惰走时间。6.3.6 查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常，方可重新启动。全速后，应经校验危急保安器及各超速装置动作正常方可并网带负荷。6.3.7重新启动过程中应对汽轮机振动，内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。7. 双机全停，厂用电切换正常机、炉、电各专业分别按照规程规定“紧急停机操作及处理”、“锅炉MFT”、“发变组保护动作跳闸”步骤完成安全停机后的操作，并根据情况尽快重新恢复机组运行。8. 双机全停，全厂失电（电源切换失败）8.1 现象8.1.1 锅炉MFT，汽轮机跳闸，发电机跳闸。8.1.2 DCS画面上所有10kV

20、母线低电压报警，各段母线电压表指示下降至零。8.1.3 所有运行的交流电动机停止转动，备用电动机未联动，部分电动门、挡板无法操作，各母线电流表指示到零。8.1.4 正常交流照明熄灭，事故照明灯亮，控制室变暗。8.1.5 各直流设备联动。8.2 处理要点8.2.1 电气侧：8.2.1.1 确认发电机跳闸后，应确认10kV厂用工作电源开关、机组出口开关和灭磁开关已自动跳开，否则手动分闸。8.2.1.2 迅速确认柴油发电机自启动成功，保安段电源自动恢复。否则立即控制台远方强启。柴油机启动后就地专人检查监视柴油发电机及保安PC A、B段，汽机保安MCC A、B段，锅炉保安MCC A、B段运行状况。如发

21、现对柴油机所带负荷过重，可以停用现场部分事故照明和不重要负荷。8.2.1.3 迅速检查10kV备用电源是否自动切换，若快切装置未动作，或切换不成功，但备用电源无故障报警，厂用母线无保护动作信号发出，确认10kV母线上相关电动机开关均断开后，可试送一次，试送正常后，汇报值长；若备用电源或厂用工作电源有故障信号发出时，故障消除前不得强送电。8.2.1.4 保安段电源恢复以后，确认UPS系统恢复正常运行方式，确认或恢复直流220V系统，严格监视并限制直流负荷与电压，以防蓄电池过放电与充电器过负荷，同时恢复l10V直流系统正常运行。8.2.1.5在恢复厂用电之前，应对已启动或动作的保护进行复归（优先复

22、归空压机、闭式水泵、辅机冷却水泵、引风机等保护装置），对相应设备电源开关状态进行检查和记录，以防来电后自启动和便于厂用电系统的恢复。8.2.1.6 双机10kV厂用电源全失去时，要逐个母线段试送电，禁止同时将多个母线段一起试充电；密切监视启备变运行情况，禁止同时启动两台给水泵运行，防止启备变过负荷运行。8.2.1.7 机组跳闸停机时，导致启备变过负荷而跳闸，则应迅速手动断开10kV各段负荷开关，检查启备变及其配电设备无异常，合上252开关给启备变充电正常后，按如下顺序恢复各厂用母线电源：（1）恢复1、2号机组的10kV 1A（1B）、10kV 2A（2B）及10kV 2C段运行，每次仅能恢复一

23、段母线送电，严禁同时进行多段母线送电。（2）启动仪用空压机恢复仪用气源，启动浆液循环泵电机确保脱硫系统安全。（3）将1、2号机380V锅炉PC段恢复正常供电，恢复1、2号机保安段正常电源供电，停运柴油发电机，投入联锁。随后立即恢复直流110V、220V母线和UPS系统正常电源供电。（4）恢复启动炉变压器供电，启动炉启动。（5）恢复1、2机380V照明段正常供电。（6）对其他10KV、380V母线送电。8.2.2 汽轮机侧：8.2.1.1 汽轮机跳闸后，立即确认主机直流润滑油泵、发电机空侧直流密封油泵均已启动，否则可手动多次强合直至启动，检查主机润滑油压、油氢差压正常；发电机直流密封油泵启动不成

24、功、密封油失去，应立即紧急排氢。8.2.2.2 检查确认汽轮机高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭，高压缸通风阀开启，机组转速下降。8.3.3 如所有空冷风机失去无法恢复，汽轮机跳闸后进行闷缸处理，将有关疏水阀关闭。手动开启排汽装置真空破坏门，检查关闭可能倒入汽轮机本体的所有汽水阀门。8.2.2.4 汽轮机惰走期间，应注意倾听机组各部分声音正常，汽轮机的高、低压缸胀差、振动、轴向位移、偏心度应正常，并确认各轴承回油温度下降。严密监视润滑油温度。并注意比较惰走时间，真空到零后停供轴封蒸汽。8.2.2.5 保安电源恢复后，启动主机交流润滑油泵、高压密封备用油泵、顶轴油泵、空侧交流密封

25、油泵、氢侧交流密封油泵、停直流油泵；主机转速至零投入盘车运行，如在投盘车前转子已静止，记录停止时间，翻转转子180后，停留同等时间后投入连续盘车，记录偏心、相位，直到偏心值在原始偏心率±0.02mm范围内满足启动要求后才允许启动。8.2.2.6 若柴油机不能启动，采取如下处理步骤：（1）发电机紧急排氢，发电机排氢至20kPa，维持发电机氢油压差0.056-0.084MPa,联系维修部电气班置换二氧化碳，置换合格后停止空侧直流密封油泵。（2）汽轮机转子停转后保留一台直流润滑油泵运行。若厂用电长时间不能恢复，在汽轮机停转后可以根据汽轮机轴瓦乌金温度使一台直流润滑油泵间断运行，确保轴瓦乌金

26、温度始终在100以下，汽缸温度150以上时，同时确保盘车运行正常。8.2.3 锅炉侧：8.2.3.1 检查锅炉MFT动作正常，确认各油枪角阀、燃油（包括微油）跳闸阀、回油跳闸阀自动关闭，各制粉系统全部切除。8.2.3.2 保持空预器运行，如空预器无法转动应手动盘车。8.2.3.3 应严密监视仪用压缩空气压力。8.2.3.4 在保安电源恢复后，应立即启动火检冷却风机和空预器。8.2.3.5 在保安电源恢复后，应及时启动送、引风机，一次风机、磨煤机油站。8.2.4 外围侧：8.2.4.1 双机停运，启动炉立即带负荷运行，保证机组辅汽供气，机组快速启动。8.2.4.2 提前降低吸收塔液位：#1机保持

27、8.1米至8.3米运行，#2机保持8.5米至8.8米运行。8.2.4.3 试验中电源切换失败，联系主控确认引风机入口挡板已关闭，防止高温烟气继续进入吸收塔损坏衬胶。8.2.4.4 柴油发电机启动，保安段电源恢复后，启动除雾器冲洗水泵降低除雾器层温度。8.2.4.5 消防水水泵启动后，启动事故喷淋系统降低吸收塔原烟道烟气温度。8.2.4.6厂用电恢复后，立即启动三台仪用空压机、三台输灰空压机，保证全厂各系统气动门供气，系统未恢复正常前严禁启动输灰系统输灰。9. 500kV交、直流输电线路失电，对外供电中断9.1 现象9.1.1 1、2号机组甩负荷，单机有功负荷约3550MW左右。9.1.2 1、

28、2号汽轮机转速突升。9.1.3 1、2号发电机定子电压突升，超过21kV。9.1.4 500kV母线电压突升，约在550kV左右。9.1.5 500kV呼北、线路电流降低至接近零。9.2 处理要点9.2.1 迅速调整机组转速、发电机励磁电压和锅炉压力，控制发电机组各参数至或接近正常范围。9.2.2 立即采取紧急停机操作，首先按下锅炉MFT按钮，检查锅炉灭火保护动作、给水泵跳闸。9.2.3 迅速按下汽轮机打闸按钮后，立即迅速按下发电机解列停机按钮（先后按下汽轮机打闸和发电机解列停机按钮时间间隔尽量短，但先后顺序不能颠倒），检查汽轮机主汽门、调速汽门关闭、转速下降，发电机出口开关和灭磁开关跳闸，厂

29、用电源自动切换，检查启备变负荷不过载，运行正常。9.2.4 将10kV 2C、1B段母线恢复供电（备用电源）；9.2.5 按正常机组跳闸进行安全停机处理。10. 发电机次同步振荡10.1次同步振荡问题风险分析10.1.1根据电科院有关仿真及研究结论，试验期间尤其是孤岛运行期间，呼伦贝尔地区电厂机组存在次同步振荡的风险。10.1.2频繁超标的低幅次同步振荡现象严重，将会造成机组轴系疲劳累积，缩短轴系使用寿命。10.1.3 可能出现幅值发散或大幅值的等幅振荡问题，轴系扭振保护装置TSR动作出口跳闸，甚至出现双机运行中全部跳闸。10.2 试验前应具备的条件10.2.1 运行机组的2套轴系扭振保护TS

30、R装置全部正常投运，并提前核查保护定值整定正确。10.2.2 运行机组次同步振荡抑制装置投入运行，装置正常，冷却水系统运行正常，控制系统正常，无异常报警信号。10.2.3 次同步振荡抑制装置设备厂家技术人员到达现场，并提前进行设备运行情况的检查，确保设备运行正常。10.2.4 试验期间安排专人对运行机组的TSR保护装置、监测装置、抑制装置进行监视。10.3 处理要点10.3.1 如试验中，出现TSR持续报警，应立即汇报试验指挥，停止进行孤岛试验。发现机组扭振保护TSR装置出现等幅振荡（模态一达到0.15rad/s、模态二达到0.25rad/s）或振幅发散情况的次同步振荡问题时，立即检查2套TS

31、R装置起动情况是否一致，如果一致则判断为系统出现次同步振荡现象（排除TSR装置故障原因），同时立即检查次同步抑制装置运行情况和另一台运行机组的次同步振荡情况，汇报值长；值长将次同步振荡幅值、发展趋势等有关次同步振荡现象立即汇报电网试验指挥，并申请立即停机。10.3.2 如果两台机组同时出现次同步振荡情况，联系电网先停一台故障严重的机组，解列后密切监视另一台机组的振荡情况，如果振荡现象消失，则运行机组继续运行，如果振荡现象依旧存在则立即申请停机。10.3.3 如果出现机组TSR保护动作，机组跳闸，则首先要确认汽轮机是否跳闸正常，确认汽轮机跳闸后转速下降，否则手动打闸，并按机组事故停机程序和预案执

32、行，保证机组顺利停机。双机运行时如果只有一台机组跳闸，则密切监视另一台运行机组的次同步振荡情况，如果依然出现等幅振荡或振幅发散情况的次同步振荡问题，申请调度停机。10.3.4 值长及时将机组停运情况（TSR保护动作跳闸、申请网调手动停机）、振荡幅值、发展趋势等有关情况汇报给电网调度及试验指挥。10.3.5及时了解伊敏换流站内SSDC抑制措施的动作情况。11. 发电机组电压和频率异常11.1风险分析11.1.1电科院经过仿真计算，孤岛试验过程中，再发生线路故障时，呼贝公司发电机出口电压、频率将剧烈波动，极限电压变化范围9.121.65kV，极限频率变化范围48.9351.25Hz。11.1.2呼

33、贝公司变频设备较多，频率和电压异常时，可能会导致设备跳闸。11.1.3 发电机的频率和电压对机组安全也产生不利影响。11.2 预防措施11.2.1将10kV 1A、2B段母线切至启备变供电，最大负荷约32MW（各段分别为16MW、16MW）；将10kV 2C段快切装置和BZT装置退出，10kV 1B段快切装置退出；将10kV 2A段快切装置自动切换改为长延时切换方式，其他10kV各段快切装置正常投入。11.2.2直流孤岛运行试验前，将1A、2B闭式水增压泵切至工频方式，处于热备用状态。11.2.3检查空压机的控制电源回路完好，将2、5号空压机停运热备用。11.2.4直流孤岛运行试验前一天，二次

34、人员对给煤机的低电压穿越装置进行全面检查，试验前保证低电压穿越装置投运正常。11.2.5试验前二天，完成对全厂UPS装置的检查维护，确保装置正常可靠运行。11.2.6 试验前，运行人员在仿真机上进行空冷风机、空预器、闭式水增压泵电机等故障跳闸的事故处理演练。11.2.7 发电机组一次调频按调度令进行设置整定，保持投入运行；发电机励磁系统投入自动控制方式，提前一天完成励磁碳刷、励磁间空调和励磁冷却风道等检查维护工作。11.2.8 发电机组频率异常和过电压保护正常投入。11.3 处理要点11.3.1 发电机频率变化范围发电机允许电压最大偏离额定值-5+10%，频率偏离额定值±0.2以上时

35、，允许运行时间按表1中规定执行。表1：发电机频率允许控制限额运行方式频率（Hz）寿命期累计时间（min）每次持续时间（s）异常51.051.53030异常50.551.0180180正常48.550.5连续运行异常48.048.5300300异常47.548.0606011.3.2 厂用母线电压的变化范围11.3.2.1 10kV厂用母线电压范围：9.5kV11kV11.3.2.2 380V厂用母线电压范围：361V420V11.3.3 直流孤岛试验时，试验人员要密切关注发电机组频率波动情况，发现频率接近表1规定值时(高频50.5Hz，低频48.0Hz)，要立即汇报调度，并做好解列停机准备；达

36、到最大允许时间时，要立即进行汽机打闸。 11.3.4 直流孤岛试验时，试验人员要密切关注发电机、厂用电源的电压波动情况，达到控制限值不返回时，要立即调整，并汇报调度；如人员调整无效，已威胁安全运行时，要立即解列停机。 11.3.5 热工人员要密切关注热工设备的工作情况，发现热工设备不正常工作，甚至损坏，应立即处理。11.3.6运行人员要密切关注风险较高重要负荷运行情况，出现异常按运行规程进行处理。表2：风险较高重要负荷统计表序号设备电源分布数量特征/型号电压范围频率范围危险程度1凝结水补水泵机0米MCC A、B段4变频器380V±15%50HZ,60HZ中2空冷风机10kVA、B段1

37、02变频器320V-460V50HZ±5%高3闭式水增压泵炉0米MCCA、B段2变频器280V-480V48 HZ-53 HZ高4启动疏水泵炉0米MCCA、B段2变频器0-400V50HZ,60HZ中5空预器炉0米MCC A、B段 炉保安MCC A、B段4变频器280V-480V48 HZ-53 HZ高6钢带机炉0米MCC C段2变频器380V-480V50HZ±5%中7斗提机炉0米MCC C段4变频器380V-480V50HZ±5%中8给煤机炉0米MCC C段14变频器380V-480V50HZ±5%高9空压机10kV C段6控制电源电压范围较窄高四. 机组极热态启动步序及注意事项1.