自备电厂6×350mw机组孤网运行技术方案

PAGE1XXXXXXXX铝电6×350MW机组孤网运行技术方案批准:审核：校核：编写：XXXXXXXX铝电有限公司自备电厂孤网运行目录1、工程概况 51.1、近期项目概述 51.2、电解铝情况 51.3、电厂基本情况 61.4、优化运行基本技术要求 62、本工程孤网运行研究 72.1孤网运行的影响因素 72.2孤网运行的可行性分析 82.2.1孤网运行研究方案 82.2.2孤网运行对电解铝的影响分析 102.2.3电解铝对孤网运行的要求 112.2.4本工程孤网运行技术要求 112.2.5孤网备用容量选择 133、改造方案设想 153.1孤网稳定控制系统 153.1.1孤网稳定控制系统功能 153.1.2机组孤网运行的热工控制 163.2黑启动系统 173.2.1黑启动设备选择 173.2.2黑启动电负荷统计及分析 183.2.3发电机容量选择 203.2.4黑启动柴油发电机组装机方案 213.2.5黑启动电气主接线 223.2.6发电机中性点接地方式 233.2.7电气总平面布置 233.2.8短路电流计算及设备选择 233.2.9防雷接地 233.2.10柴油发电机房 233.2.11黑启动电源运行模式分析 243.3FCB系统 243.3.1实现FCB功能需具备的主要条件 243.3.2机组快速甩负荷过程 253.3.3本工程相关辅机及热力系统配置情况 263.3.4实现机组FCB功能相关热力系统配置分析 273.3.5FCB工况下的热工控制要求 293.3.6FCB工况下的电气控制要求 323.3.7FCB工况下的锅炉控制要求 323.3.8FCB工况下的汽机控制要求 333.3.9FCB工况下的总体要求 333.3.10国内类似机组FCB运行情况 343.3.11本工程FCB实施方案 344、电网调控系统 354.1.电力系统 354.2.电力调度 354.3.调度建设总体思路 364.4.调度系统体系 394.5.稳控策略及装置 424.6.功率控制主站AVC、AGC 464.7.调度大屏幕系统 494.8.仿真系统 504.8.1调度员培训仿真功能 504.8.2继电保护仿真 504.8.3自动装置仿真 504.8.4故障模型与仿真 515、实施步骤 516、孤网运行经济性、可靠性分析 527、孤网注意的问题 537.6孤网需要实验汇总 558、结论及建议 579、220KV电气主接线 581、工程概况1.1、近期项目概述本电厂为新建工程，是XXXXXXXX160万t/a铝合金项目的配套动力站工程，厂址位于XXXXXXXXXXXXXXXX。电厂近期规划容量为4×350MW＋4×350MW，一期工程为4×350MW级国产亚临界燃煤间接空冷机组，预计2014年底一期工程4台机组全部投产，二期工程为4×350MW级国产超临界燃煤间接空冷机组，预计2015年底5、6机组投产。本工程在6台机建设完毕后6×350MW级机组主要承担电解铝所需负荷，并可调峰运行。电厂年利用小时数暂定7500小时。1.2、电解铝情况XXXXXXXX公司年产80万吨铝合金总负荷为125万kWh，分两系列运行。一系列年产45万吨铝合金，二系列年产45万吨铝合金，配套4×350MW机组。运行方式1）一系列铝厂运行方式220KV双母线并列运行交流侧：1#动力变和1#、3#、5#、7#整流变接于220kvⅠ母；2#动力变和2#、4#、6#、8#整流变接于220kvⅡ母；1#、2#动力变分别接带10kvⅠ段、10kvⅡ段，10kv母线分段运行。直流侧：8台整流变并列运行；45万吨产能，电解负荷640MW，碳素负荷20MW，总负荷640MW，每台整流变带80MW负荷。2）二系列铝厂运行方式220KV双母线并列运行交流侧：3#动力变、9#、11#、13#、15#整流变接于220kvⅢ母；4#动力变、10#、12#、14#整流变接于220kvⅣ母；3#、4#动力变分别接带10kvⅠ段、10kvⅡ段，10kv母线分段运行。直流侧：7台整流变并列运行；40万吨产能，电解总负荷640MW，每台整流变带91.5MW负荷。3）电厂运行方式一系列和二系列铝厂变电站采用双母线双分段220KV双母线并列运行1#、2#发电机组和启备变接于一系列220kv母线上。3#、4#发电机组和启备变接于二系列220kv母线上。1.3、电厂基本情况本工程建设6×350MW机组采用国产表面式间冷汽轮发电机组。同步建设烟气脱硫、脱硝设施。本工程4台亚临界机组锅炉全部采用XXXXXXXX能源公司的产品，2台超临界机组锅炉采用xxx锅炉厂有限责任公司的产品；6台机组汽轮机、发电机均采用XXX公司的产品锅炉采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，汽水系统除辅助蒸汽系统外均按单元制系统设计。汽轮机旁路系统采用两级高低压串联旁路，其中高压70%，低压2X65%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）考虑。1.4、优化运行基本技术要求1）正常运行用电负荷最大波动范围：一系列约45MW～50MW二系列约45MW～50MW独立电网运行时应保证机组的安全稳定运行（应考虑两个系列波动范围的叠加，周波、频率如何设置）。2）铝厂甩负荷情况通过铝厂运行方式可以得出，当铝厂出现故障的情况下，铝厂甩负荷将会出现整个系列全甩，在此情况下应能够保证电厂承担另外一个系列的安全运行（包括电厂如何切负荷）；或铝厂两个系列全部甩负荷如何保证电厂带厂用电运行。3）电厂跳机切负荷情况若电厂在正常运行时，设备发生故障跳一台机组或甩部分负荷时，铝厂如何切负荷（包括电气系统保护装置的完善）。4）电厂的黑启动方案，包括黑启动电源设计。5）当机组全停时，根据铝厂生产性质，要求在4个小时内恢复铝厂总负荷80%。6）电厂机组利用小时按7500小时，厂用电率按8%考虑；要求论证电厂备用机组容量。2、本工程孤网运行研究2.1孤网运行的影响因素电力建设规程曾有规定，电网中单机容量应小于电网总容量的8％，以保证当该机发生甩负荷时，不影响电网的正常运行。电网中的各机组，一般都有10％—15％的过载余量，一旦某机组发生甩负荷，并且该机组容量小于电网总容量的8％，则电网所失去的功率可以暂时由网中其他机组过载余量负担，电网频率下降0.2Hz，对电网稳定不构成威胁。反之，孤网对系统负荷波动特别敏感，微小的负荷波动都会导致频率的急剧变化，尤其是大电源线路、联络线路的跳闸会导致系统频率的严重下降以及发电机组的跳闸，频率严重失控时则会导致所有机组跳闸、系统全黑。机组的控制方式和系统参数的设置是影响机组孤网运行频率控制能力的最主要因素。如按照《电力系统安全稳定导则》，孤网运行应从5个方面考虑：1）、孤网要有足够的解列点设计，发生事故时，减载和甩负荷解列点要保证自备电厂发电机装机容量和用户负载基本平衡；2）、系统应有足够的静稳定储备，包括有功、无功备用容量和必要的调节手段，以适应正常负荷波动和调节有功和无功潮流时，均不应发生自发振荡。在正常方式(包括正常检修方式)下，系统任意一个元件(发电机、线路设备、变压器、母线)发生单一故障时，不应导致主系统发生非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃。在事故后经调整运行方式，电力系统仍应有符合规定的静稳定储备，其他元件有按规定的事故过负荷运行能力。3）、系统参数的设计要考虑各种运行状态下电压调整的手段。增减无功功率进行调压：如增减发电机无功、投退并联电容器；改变有功功率和无功功率的分布进行调压：如调整整流变压器档位分接头进行调压；改变网络参数进行调压：如采用调整用电负荷或限电的方法调整电压。4）、要考虑孤网运行的频率调整措施。如何控制频率的稳定，是孤网运行研究最主要的问题。孤网自平衡能力差，负荷扰动会使频率发生较大变化，扰动过大甚至会导致孤网频率崩溃。这要求发电机组调速系统需具有快速、充足的调节能力，以保持孤网频率的稳定。对于孤网，由于各单台设备的功率比率很大，通常功率负荷的扰动能相对值也较大，因此在正常情况下，需要确定的一次调频能力、二次调频能力，才能维持电网频率稳定。还由于通常发电机功率比率较大，剩余机组功率的蓄能以及发电机出力限制，不足以弥补功率的不足，电网频率可能迅速降低。在某大型设备启动时，系统必须储备有足够的热备用能量，并且确保能够及时释放出来才能维持频率稳定。因此孤网运行还涉及采用提高锅炉蒸汽参数、提高电网频率及调节阀预留足够开度等措施。孤网运行和并网运行有明显的差别：孤网的自平衡能力差，负荷的扰动对孤网的影响较并网运行明显，频率会发生较大变化，容易导致发电机组保护动作而使孤网崩溃。这就要求发电机组调速系统具有快速、充足的调节能力，以保证在负荷不断变化的情况下，机组出力能够自动跟随负荷的变化，保持电网频率的稳定。5)、电力系统发生稳定破坏时，必须有预定措施，以缩小事故范围减少事故损失。2.2孤网运行的可行性分析根据孤网运行影响因素分析，为了保障孤网安全、稳定运行，需从实际工程的孤网运行方式、负荷性质、发电机组及其辅助系统自身性能等方面综合论证。根据本工程机组和负荷情况，孤网在发电机组和电解铝负荷均正常情况下可以安全稳定运行，而在孤网负荷波动的情况下孤网将受到较大的冲击，对其是否能安全稳定运行需进行深入研究。2.2.1孤网运行研究方案孤网运行时，不论孤网容量大小，不管是一台机组跳闸还是多台机组跳闸，控制策略都是快速调节其他运行机组出力，使之与孤网负荷保持相对平衡，维持机组转速相对稳定，如确实调节不了时，安全稳定控制装置应根据频率、功率等的情况先行切断相应的负荷后，以先保证电网再保证生产为宗旨。根据以上原则，提出几种可能出现的极端运行方案，本工程孤网运行需进行深入分析研究的方案如下：1）孤网运行方案一（自备电厂某机组自身故障原因降低出力，其他机组不能平衡负荷时，需相应调整铝厂负荷）此状态是当自备电厂由于电厂发电机失磁或其它原因导致发电机减出力运行，其他机组已不能平衡所降负荷时的情况，此时可根据电厂实际减少负荷及切除负荷的时间要求，再根据铝厂侧负荷调节速度及切除负荷要求按一定的程序相应实施。a）当电厂降出力在20MW以内铝电解正常生产靠整流机组调变有载开关及稳流控制装置升、降负荷。两个系列调压方式为107级连续有载调压。100MW以下负荷，通过调整大闭环给定电流，5~10秒即可调整到位，然后再利用有载开关调整控制和位移电流，大闭环解开时，调整一档，固有响应时间为5~7秒，两个系列可实现升、降负荷20MW。b）如电厂发电机组突然降出力，电解铝二个系列同时调整降负荷15MW，需要5~10秒，稳流总调控制方式或自动降档方式；降负荷30MW，需要5~10秒，稳流总调控制方式或自动降档方式；降负荷60MW，需要5~10秒，稳流总调控制方式或自动降档方式；降负荷80MW，需要5~10秒，稳流总调控制方式或自动降档方式；降负荷100MW，需切除一系列1台整流机组，需要＜20毫秒（稳控动作），同时降低一系列电流；降负荷120MW，需切除一系列1台整流机组，，需要＜20毫秒（稳控动作）；同时降低一、二系列电流；降负荷200MW，需切一、二系列各1台整流机组，需要＜20毫秒（稳控动作），同时降低一系列电流；2）孤网运行方案二（极端运行方式下，自备电厂机组故障停机）此状态是当自备电厂的机组故障跳机时，此时原有机组所带的负荷将冲击整个孤网，电网内部有功缺额严重，系统频率将快速下降，此时必须根据铝厂侧的负荷情况，铝厂尽快降低生产负荷，使系统频率快速恢复，保证整个孤网运行。具体按照铝厂工艺要求考虑按以下工况实施：a）一台350MW机组跳闸，稳控装置动作，切除铝厂320MW左右负荷，即切除一系列3台整流机组（3×80=240MW）,切除二系列1台整流机组（91.5MW）；b）一台350MW机组跳闸，另一台机350MW组再跳闸，稳控装置动作，再切除铝厂350MW左右负荷，即切除一系列1台整流机组（80MW）,切除二系列3台机组（3×91.5=274.5MW）；c）两台350MW机组同时跳闸，稳控装置动作，切除铝厂640MW左右负荷，即切除第二系列7台整流机组（7×91.5=640MW）；3）孤网运行方案三（铝厂故障或解列）此工况是当自备电厂的机组正常运行，而铝厂故障或解列时，这种情况会导致系统有功严重过剩，频率快速升高，此时应该快速切除相应容量的自备电厂的机组，以使系统频率快速恢复。此工况建议通过FCB功能来确保厂用电运行。本工程虽然只是要求孤网运行，但实际电厂也面临着类似FCB功能的要求，机组需在外部电网故障时快速甩负荷至需要的负荷。2.2.2孤网运行对电解铝的影响分析1）孤网正常运行在此过程中，电厂发电负荷不稳，会频繁出现增、减负荷现象，电解系列频繁升、降电流运行，会造成阳极效应频繁发生，热平衡破坏，电解质对侧部炉帮产生冲刷，致使电解槽内原铝中的硅、铁含量有所增加，造成电解原铝品位一定程度下降，从而影响了铸造铝锭产品质量，但影响程度较小，一般5～7天即可恢复，整体上不影响产品质量。在现行孤网稳定控制技术发展情况下，孤网负荷小幅度波动带来的影响已能从技术上解决，因此孤网正常运行对电解铝基本没有影响。2）孤网电负荷下降当出现发电机组运行异常，铝厂侧可根据负荷情况，采取适当降电流运行，待供电恢复正常后，按正常程序组织生产，此种情况所造成的经济损失较小。降负荷10-15%，对工艺进行适当调整，可维持生产；降负荷20%，可坚持24小时；降负荷30%，可坚持20小时；降负荷40%，可坚持10小时；降负荷60%，可坚持7小时；降负荷80%，可坚持5小时；3）系列电流降至零的影响若发生短时间内系列停电（30分钟以内），铝厂侧可进行应急处理，待供电恢复正常后，按正常程序组织生产。五彩湾冬季极端气温可达到零下40度左右，采用孤网运行时，停机时间越长则电解铝升负荷速度越慢。综合考虑，若电厂完全停止供电，铝厂侧夏季最长时间最多坚持5小时，冬季最长时间可坚持不到4小时。若孤网恢复供电超过此时限，将会造成死槽，导致系列全停，此为最极端情况。2.2.3电解铝对孤网运行的要求为保障电解铝的安全，孤网运行发电厂停止对铝厂供电后，自备电厂应迅速组织先恢复厂用电，再迅速启动发电机组恢复铝厂供电，在冬季时至少应满足如下送电梯度，以保障铝厂侧尽快恢复生产，防止电解槽死槽：1）3小时内，恢复供电20%负荷；2）3小时内30分钟内，恢复供电40%负荷；3）4个小时内，恢复供电50%负荷；4）6小时内，恢复供电70%负荷；5）8个小时内，恢复供电80%负荷；6）24小时内，恢复供电90%负荷，并尽快组织恢复100%供电负荷。若为夏季，可延后1小时。综上所述，根据本工程孤网运行方案、电解铝负荷性质、电厂性质等分析研究，本工程如采用孤网运行，电网和发电机组还需具备其他功能。2.2.4本工程孤网运行技术要求1）孤网稳定控制功能随着电网和发电技术的发展，国内很多厂家已开发出应用于孤网运行的稳定控制系统，配合汽轮发电机控制技术和热工控制技术的进步，使得孤网运行从技术上成为可能。本工程利用原有的安全稳定控制系统，重新制定稳控策略并提前调试完成，保障孤网在各种运行工况下安全、稳定运行。2）黑启动功能所谓黑启动，是指整个系统因故障崩溃后，系统全部停电，处于全“黑”状态，不依赖别的网络帮助，通过系统中具有自启动能力的发电机组启动，带动无自启动能力的发电机组恢复供电的过程，以达到逐渐扩大系统恢复供电，最终实现整个系统的供电恢复。如本工程最终采用孤网运行，则孤网必需具备黑启动功能，在电厂首次启动或后期全“黑”状态下提供启动电源。若有条件，也可以采用燃气机组配小型柴油机作为黑启动电源，这种方式受当地燃气条件制约。本工程拟采用快速柴油发电机组作为“黑启动”电源。3）FCB功能FCB(FastCutBack)功能是指机组在高于某一负荷定值运行时，因内部或外部电网故障与电网解列，瞬间甩掉全部对外供电负荷，但未发生锅炉MFT（主燃料跳闸）的情况下，用以维持发电机解列带厂用电或停机不停炉的自动控制功能。通常，习惯于将甩负荷后带厂用电运行这种工况称为FCB运行工况。由于本工程电解铝负荷为Ⅰ类负荷，对供电要求极高，要求在孤网崩溃或其它电解铝供电故障后需要在尽量短的时间内恢复供电，因此对发电机组的可靠性要求很高。针对本工程供电负荷特性及孤网运行特点，完善FCB功能：本工程1-4#机组已陆续投产，主要主辅机均已确定，根据本报告第3章节的论述可知，经过适当改造，本工程1-4台机组可具备FCB功能。在事故情况下最大可能保障有机组不停机，为电网快速恢复创造有利条件。本工程5-6#机组正建设，尚未投产，主要主辅机也已确定，也需要经过适当改造，在机组投运前完成FCB功能。4）机组应具备较强的启动能力目前国内机组的启动时间（从点火到机组带满负荷），与汽轮机相匹配，一般满足以下要求：冷态起动： 5～6小时温态起动：2～3小时热态起动： 1～1.5小时极热态起动：＜1小时从目前XXXXXXXX铝电有限公司1#、2#机组几次热态启动时间来看，每次均在3小时左右，完全不能满足启动时间要求，因此，在孤网运行之前应尽快提高运行人员的操作水平，确保能在规定时间内启动成功。2.2.5孤网备用容量选择随着国内燃煤发电技术的发展，现在国内燃煤发电机组的可用率均在90％以上，但发电机组每年均需20～30天的正常检修时间，且电解铝对供电安全性要求极高，为保障孤网和电解铝安全稳定运行，孤网不论在任何时候都必须考虑备用容量。本工程孤网初期基于发电机组容量按6台进行考虑，所投负荷也按一期电解和整个或部分二期电解进行计算，机组运行的可行方案如下：方案一（机组6台，铝产能75万吨）工况采取6台全部投运的运行模式，机组按每台平均可出力340MW计算，在厂用电率10％的情况下，能提供的总负荷6×340×90%=1836MW，每台机组实际带182MW负荷运行，机组出力在57％左右。正常运行时，一系列45万吨全投，用电660MW，二系列45万吨投入三分之二，用电432MW，总用电负荷1092MW，电解系列各考虑45MW～50MW的效应负荷，留有744MW的余量，足够保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。在此工况下，如其中一台机组故障跳机，其他5台机组可迅速升至满负荷，能提供的总负荷5×340×90%=1530MW，该负荷也能保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。在此工况下，如其中两台机组故障跳机，其他4台机组可迅速升至满负荷，能提供的总负荷4×340×90%=1224MW，该负荷也能保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。在此工况下，如其中三台机组故障跳机，3台机组可按升至满负荷360MW甚至超发，(1#2#机组均有超发至368MW的业绩)，能提供的总负荷3×360×92%=993MW（在机组出力至360MW时，一般厂用电率为8%），将两个系列电解工艺生产电流降为450KA生产，所需负荷982MW，该负荷勉强也能保证机组的运行和电解的生产。此方案实际为6台机组运行时，3台机组作为旋转备用，此方案应为最安全的运行模式。方案二（机组6台，铝产能90万吨）工况采取6台全部投运的运行模式，机组按每台平均可出力340MW计算，在厂用电率10％的情况下，能提供的总负荷6×340×90%=1836MW，每台机组实际带216MW负荷运行，机组出力在68％左右。正常运行时，一系列45万吨全投，用电660MW，二系列45万吨全投，用电640MW，总用电负荷1300MW，电解系列各考虑45MW～50MW的效应负荷，留有436MW的余量，足够保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。在此工况下，如其中一台机组故障跳机，其他5台机组可迅速升至满负荷，能提供的总负荷5×340×90%=1530MW，该负荷也能保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。在此工况下，如其中两台机组故障跳机，4台机组可按升至360MW负荷计算，能提供的总负荷4×360×92%=1324MW，将电解工艺降为480KA生产，该负荷也能保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。在此工况下，如其中三台机组故障跳机，3台机组可按升至满负荷360MW计算，能提供的总负荷3×360×92%=993MW，将电解工艺降为450KA生产，同时2#电解铝厂需减产一个通道，才能保证机组的运行和电解的生产。此方案实际为6台机组运行时，2台机组作为旋转备用，此方案也为较为安全的运行模式之一。方案三工况采取5台投运，一台冷备用的运行模式，其他条件同方案一，此时机组效率要高于方案一，经济指标略好于方案一，只是在机组跳闸时，电网稳定性不如方案一。此方案也为安全的运行模式之一。方案四工况采取5台投运，一台冷备用的运行模式，其他条件同方案二，此时机组效率要高于方案二，经济指标略好于方案二，只是在机组跳闸时，电网稳定性非常差。建议不采用此运行模式。3、改造方案设想3.1孤网稳定控制系统3.1.1孤网稳定控制系统功能为保障孤网在各种运行工况下安全、稳定运行，本工程需新增一套孤网稳定控制系统，在现有电控系统基础上进行改造。当电网进入孤网运行时，需通过控制系统保证孤网的稳定性。孤网稳定控制系统包括有以下几个子系统：快速并网控制系统、负荷快切控制系统、孤网DEH系统、励磁优化系统。孤网稳定控制系统：主要实现汽机DEH数字电调、发电机励磁调节、负荷快切、低周减载、快速并网控制等功能，以保证孤网系统供需平衡、安全稳定运行，提供企业经济效益。汽轮机转速控制：自动同期控制；负荷控制；参与一次调频；机、炉协调控制；主汽压控制；单阀控制、多阀解耦控制；阀门试验；轮机程控启动；OPC超速保护控制单元；甩负荷及失磁工况控制；双机容错；与上位机系统实现数据共享；手动控制。微机励磁主要功能：维持发电机的机端电压恒定、通过合理的调差设置保证并列运行的机组间无功功率的合理分配，通过快速的励磁响应提高电力系统的暂态稳定和静态稳定。除了以上基本的控制调节功能外，还具有限制保护、故障录波、事件记录、系统自检等功能a负荷快切主要功能:1）负荷分类2）负荷矩阵3）故障跳机负荷快切4）过载启动负荷快切5）逆功率启动负荷快切6）负荷快切失败低频快切7）低周减载b快速并网控制系统功能：1）锁相同步变压器2）手动/自动检同期3）发生故障跳机并网控制4）系统过载并网控制5）大电机启动并网控制6）消谐功能3.1.2机组孤网运行的热工控制在孤网稳定控制系统的控制下，实现负荷快切控制、孤网DEH控制、励磁优化等功能，保证孤网系统供需平衡、安全稳定运行。孤网下的锅炉运行自备电站满负荷运行时，热工控制与常规运行一致。自备电站负荷发生较大幅度波动时，要求机组降到相应的负荷运行。一般锅炉的负荷是缓慢下降的，最大可达到10％BMCR。由于配备了合适的汽机旁路系统，锅炉也设有合适的PCV阀，锅炉的多余蒸汽将通过旁路系统和PCV压力控制阀得以释放，使得锅炉在这个过程不至于超压、超温。孤网方式下的汽机运行汽轮机数字控制系统DEH是汽轮发电机组实时控制系统，是汽轮机启动、停止、正常运行和事故工况下的调节控制器。通过数字控制技术，控制汽轮机主汽门和调门的开度，实现对汽轮机发电机组的转速、负荷、压力等的实时控制。在DEH系统的控制下，汽机的快速减负荷是通过控制高压调门和中压调门来进行的。分为两种方式：1）FCB方式:该方式由外部电网开关跳闸信号触发，这时，高压调门关断，2秒后重新开启，调节汽机的转速。若高压调门关断2秒后，汽机转速大于3090转/Min，中压调门关断，2秒后重新开启。2）RB方式：该方式由机组内部的辅机（如送风机、引风机或给水泵等）故障或电解铝的大负载跳闸引起。这时，汽机在DEH的控制下，通过控制高压调门，快速减汽机的负荷，减负荷由快档、中档和低档，快档最大减负荷速率可达到150MW/Min。在本工程中，汽机的负荷均可采用RB模式减负荷，如果需要机组也可以采用FCB的方式减负荷。在FCB功能信号触发后，高压调门立即关到一个适当的开度（如40～50%，该值将由汽机厂家提供，调试阶段整定），之后在该开度下根据转速进行调节，控制汽机的转速维持在3000转/min附近运行。这样，既保证了汽机的转速，又保证了基地这时的重要负荷的供电。3.2黑启动系统本项目机组设计为孤网运行，黑启动即机组在没有外电网电源来源的情况下靠电厂自身的发电机组提供启动电源，需要启动一台汽轮机及其辅助系统，一台燃煤锅炉及其辅助系统，此时考虑燃煤锅炉产生的蒸汽通过旁路进入凝汽器，汽轮机处于盘车状态，汽轮发电机组只需要启动到10%负荷后即可通过高厂变切换厂用电，则为完成黑启动过程。本项目黑启动方案考虑黑启动准备条件已具备的情况。3.2.1黑启动设备选择黑启动的关键是电源点的启动，目前较多采用作为黑启动电源点的是水轮发电机组、燃机发电机组、燃煤发电机组，其中水轮发电机组和燃机发电机组具有辅助设备简单、厂用电少，启动速度快等优点，是黑启动电源的首选。在一些特定条件下，部分燃煤电站也作为黑启动电源点，由于燃煤电站启动工艺流程复杂，辅助设备功率较大，需要的厂用电源较大，对具有自启动能力的发电机组要求非常高，因此，燃机电站和燃煤电站的黑启动电源常采用柴油发电机组作为自启动电源。目前全球作为黑启动电源的设备，主要有以下几种：1）轻柴油高速发电机组轻柴油高速发电机组黑启动最为常见的一种电源设备。轻柴油高速发电机组具有如下优点：一次投资成本较少，启动时间短，运行稳定，不需要外部电源（蓄电池充电除外），是目前黑启动电源使用较多的设备。轻柴油高速发电机组保证在电厂的全厂停电事故中，快速自起动带载运行。在无人值守的情况下，接起动指令后在10~15秒内一次启动成功，在60秒内实现一个自起动循环（即三次起动）。若自起动连续三次失败,则发出停机信号,并闭锁自起动回路。参考博茨瓦纳MorupuleB燃煤电站4×150MW机组的黑启动项目，该项目为燃煤电站的黑启动，具有启动过程长，负担重的特点。根据现场调试人员反馈黑启动过程中，9台机组一起启动后并联在一起，（并联过程在30s～50s之间）先带6000KW左右负荷，然后启动最大电机负荷-4300KW给水泵。启动过程平稳，环流非常小。现场测试结果优于计算结果。2）重油中、低速发电机组重油中速、低速发电机组，优点是单机容量大，对于燃煤机组黑启动一次所需要的台数较少，电气系统较简单；缺点是初始投资大，工艺系统复杂，外部还需要配套水处理、油处理系统和冷却系统，在黑启动之前，另外还需要有小型的高速轻柴油机提供辅助设备的电源。作为黑启动电源，此种设备使用较少。综上所述，本工程推荐采用轻柴油高速发电机组作为黑启动电源。东方希望孤网运行时，考虑了3万kW的柴油发电机；XXXXXXXX信发集团准备孤网，也购买了9万kW的柴油发电机。3.2.2黑启动电负荷统计及分析黑启动电源容量的大小应满足机组在黑启动过程中不同阶段电负荷大小的要求。根据机组起动顺序中的电负荷投入顺序和运行时间的分析，可以较准确的计算出黑启动电源的大小。下面对本工程做一分析计算。1）黑启动机组起动顺序和起动负荷实际容量如下：第一阶段：亦称为启动前准备阶段，主要包括制水，运煤和锅炉上煤等准备阶段，此阶段工作可以逐项完成，逐项负荷都不是很大，按启动过程选择的柴油机发电机组的容量完全能满足以上各项工作的厂用电需求，故该部分在黑启动之前就完成的准备工作，其负荷可以不计入启动负荷。第二阶段：针对本工程的特点，负荷启动顺序和启动时运行的实际容量如下：a、冷却水系统；机组启动前，一些辅助设备先将投入运行。这时冷却水系统需充水运行。b、补水系统及锅炉上水系统：由化学水处理室通过凝汽器的补充水调节阀向凝汽器补水至规定的水位，然后经凝结水泵向除氧器上水达到正常水位，开始给锅炉上水，使分离器达到启动要求水位。c、辅助汽系统：启动启动锅炉，由辅助蒸汽向除氧器，轴封系统供汽。d、点火系统：采用微油点火方式，启动供油泵，点火期间，一次风暖风器加热蒸汽引自辅汽系统。e、润滑油系统：启动交流润滑油泵进行油循环，启动密封油泵，顶轴油泵，盘车装置。f、充氢系统二氧化碳置换空气、氢气置换二氧化碳。g、疏水系统在机组启动运行前和供汽至轴封系统前，管道上的所有疏水阀都应打开。h、抽真空系统关闭真空破坏阀，启动真空泵。i、压缩空气系统启动厂用和仪表用空压机、空气干燥器、将备用空压机放“自动”位置、确认压缩空气系统正常。j、旁路系统当锅炉启动后，为提高机组的启动速度，打开汽轮机的高压旁路阀、低压旁路阀处于“自动”位置，使其进入准备运行状态。k、锅炉炉膛安全监视系统（FSSS）及燃烧器管理系统（BCS）在点火前应调试好、并保持良好的工作状态。初步估算黑启动容量计算表如下表：黑启动负荷启动容量序号名称电压kV额定容量（kW）启动台数运行容量（kW）换算系数实际运行负荷（kW）1汽机房、锅炉房低压负荷0.3814001400114002凝结水泵6140011400114003间冷循环泵6900190019004电动给水泵6710017100171005磨煤机640028000.856806送风机61250112500.8510007引风机63900139000.8533158一次风机61800118000.8515309辅助冷却水泵638013800.8532310脱硫吸收塔循环泵A650015000.8542511空压机628012800.8523812供油泵0.3811011100.77713辅机冷却塔风机0.38901900.76314制氢系统累计低压负荷0.381201120112015启动锅炉房累计低压负荷0.384001400140016凝结水输送泵0.38901900.76317电除尘系统累计低压负荷0.3815001150011500合计：系统累计负荷20537综上，黑启动负荷约为20.5MW。机组辅机启动顺序可以按照先启动给水泵大负荷进行调整。3.2.3发电机容量选择按额定容量选取：发电机母线上的额定负荷Pe.f=Kby*Kgl.fd*Pe/(Kxl*Kgl.fh*η)

式中:Pe-最不利设备总装置功率等于20.5MW；Kby-发电机备用系数,取为1.2；Kgl.fd-发电机运行功率因数取为0.8；Kxl-电动机效率，取为0.9；Kgl.fh-电动机功率因数，取为0.84；η-发电机并联运行不均匀系数，取0.9；故：Pe.f=1.2*0.8*20.5/(0.9*0.84*0.9)≈29MW工业按最大的单台电动机或成组电动机起动的需要，计算发电机容量:P=(P∑-Pm)/η∑+

PmkCcosψmPm-起动容量最大的电动机或成组电动机的容量7100KW；η∑-总负荷的计算效率，一般取0.85；Ccosψm电动机的起动功率因数，一般取0.4；K-电动机的起动倍数，取5倍；C-全压起动,C=l.0；Y—△起动C=0.67；自耦变压器起动50％抽头C=0.25，65％抽头C==0.42，80％抽头C=0.64。

故P=(P∑-Pm)/η∑+

PmkCcosψm=（20.5-7.1）/0.85+7.1×5×0.4=29.96MW故本工程柴油发电机容量取30MW。3.2.4黑启动柴油发电机组装机方案由于目前没有相关规程规范对黑启动做相应的说明，本文主要计算依据为《DLT5153-2002-火电厂厂用电技规》附录D“柴油发电机组的选择”。根据上述初步统计的黑启动负荷及相关校验计算，本工程推荐以下柴油发电机的组合方案：项目方案一方案二方案三单台发电机组额定功率Pe’(kW)200016001800单台发电机组备用功率Pe”(kW)220018002000功率因数cos额定容量Se’(kVA)250020002250备用容量Se”(kVA)275022502500总台数n151917黑启动柴油机组的总容量(常用)Pr(kW)300003040030600黑启动柴油机组的总容量(常用)Sr(kVA)375003800038250黑启动柴油机组的总容量(备用)Pr(kW)320003200032400黑启动柴油机组的总容量(备用)Sr(kVA)400004000040500环境修正系数（XXXXXXXX高海拔）环境修正后黑启动柴油机组的总容量(常用)Px(kW)270002736027540环境修正后黑启动柴油机组的总容量(常用)Sx(kVA)337503420034425环境修正后黑启动柴油机组的总容量(备用)Px(kW)288002880029160环境修正后黑启动柴油机组的总容量(备用)Sx(kVA)360003600036450根据制造厂提供的数据，柴油机组可在备用功率下连续运行时间为200小时/年。以上三种配置方案均能满足容量需求。为保证一台机检修时，机组能够满足正常负荷供电的要求，另外再设1台柴油发电机作为备用。即黑启动柴油发电机组按（n+1）台配置。考虑到装机台数越多，系统稳定性越差，本阶段推荐采用20×1600kW轻柴油高速发电机组作为黑启动电源。设备厂校核启动时的电压降。3.2.5黑启动电气主接线柴油发电机厂选用1600kW的多台柴油发电机并联运行，具体单机容量等柴油发电机招标后根据技术经济比较结果确定。由于出线负荷容量为20.5MW，考虑到多机并联短路电流及母线电流较大，另外还要兼顾运营期作为黑起动电源，发电机出口电压选择6kV电压等级。柴油发电机的数量大约是15台，为保证一台机检修时，机组能够满足正常负荷供电的要求，另外再设1台同容量的柴油发电机作为备用。柴油机电站供电系统向6kV工作1A段，6kV工作1B段，6kV工作2A段，6kV工作2B段，6kV工作3A段，6kV工作3B段各提供1回黑启动备用电源。这样进线回路数约16～18回，出线回路数有6回。6kV柴油机组工作段采用单母线接线方式。出线全部采用电缆出线，每回出线根据供电负荷大小及压降校验选择电缆。由于单机容量（1600kW）远小于总的装机容量32MW，不及总装机容量的1/10，一台机故障退出运行对系统的稳定性不会产生影响，同时由于供电负荷的单个容量较小，不会因为负荷忽然退出运行造成系统电压的升高。另外柴油发电机单机容量选择小一点能够满足施工期负荷逐渐增长的需要，提高发电机的运行效率。电气主接线图：待柴油发电机订货后提供。3.2.6发电机中性点接地方式根据《厂用电原理接线图》原动力站6kV高压厂用电系统采用中性点经低值电阻接地的方式。故6kV柴油发电机中性点采用低值电阻接地方式。3.2.7电气总平面布置高压柴油发电机均布置于柴油发电机房；6kV配电间布置于机房的侧面，6kV开关柜采用单列布置，并机柜也布置于该配电间便于运行管理；380V站用电盘布置于低压配电间。由柴油发电机至6kV进线开关柜采用电缆连接，6kV出线柜至动力站6kV工作1A段，6kV工作1B段，6kV工作2A段，6kV工作2B段，6kV工作3A段，6kV工作3B段采用电缆连接。原电厂6kV工作1A段，6kV工作1B段，6kV工作2A段，6kV工作2B段，6kV工作3A段，6kV工作3B段各增加1面进线柜。电气总平面布置图：待柴油发电机订货后提供。3.2.8短路电流计算及设备选择由于目前缺乏柴油发电机的暂态电抗，无法进行短路电流计算，但据相关工程的经验，所有出线开关均选用40kA的开断能力，所有柴油发电机的进线开关均选用40kA的开断能力。待柴油发电机招标后再进行详细计算。3.2.9防雷接地柴油机厂房接地网采用：以水平接地体为主，辅以垂直接地极的人工复合接地网。为与原电厂保持一致，水平接地体采用：镀锌扁钢。垂直接地极采用：镀锌钢管。柴油机厂房接地网与原电厂的主接地网相连。3.2.10柴油发电机房本项目需新增一3000m2柴油发电机房，具体布置根据电厂总图确定。柴油机房为单层钢筋混凝土结构，整个框架及屋面采用现浇钢筋混凝土，外墙采用240mm厚砖墙围护。参考所选位置的地质资料、设备厂地基载荷要求，由土建专业提供具体基础设计。本工程暖通设计包括柴油发电机房及配电间通风、空调系统。柴油发电机房通风统采用机械通风和自然通风相结合，设置采暖系统。配电间通风空调系统采用分体立柜式空调机，同时设有事故排风系统，事故排风量按不小于每小时12次的换气设计，事故排风机兼做平时需通风时用。柴油发电机房按规程设置给、排水系统。柴油发电机房按规程设置水消防和气体消防系统。3.2.11黑启动电源运行模式分析本工程所处XXXXXXXX地区，冬季长时间处于严寒，因此需充分考虑气候对轻柴油发电机组启动的影响。同时，还需考虑在孤网完全失电情况下黑启动电源能够快速恢复供电。1）本工程采用快速启动轻柴油发电机作为启动发电机组，单台柴油发电机组启动时间只需约15s，所需发电机组全部启动并带负荷时间不超过30min；2）系统首次冷启动考虑采用柴油车直接供油，在冬季时柴油车需由电加热系统；3）正常运行中，黑启动柴油发电机供油系统需长期处于热备用状态，部分柴油发电机也处于热备用状态，黑启动柴油发电机房需长期设置现场值班。即使是冬季，如果全厂失电，在柴油还未凝固前保障柴油发电机组启动成功。3.3FCB系统由于本工程孤网运行的特殊情况，要求参与本期孤网的6台机组均需具备FCB功能。3.3.1实现FCB功能需具备的主要条件高低压旁路阀及喷水阀必须快速开启，旁路容量的配置必须满足要求。给水泵的勺管必须快速调整，满足锅炉给水流量和压力，保持锅炉煤水比的平衡，使汽温不超温，同时保持锅炉水动力的稳定，将锅炉水冷壁出口温度控制在允许范围内。在大于65%负荷发生FCB时，大量蒸汽通过过热器PCV排放到大气中，为避免除氧器及凝汽器热井水位保护动作引起汽机跳闸，必须同时快速启动备用凝结水泵和凝汽器热井补水系统。FCB运行工况是在机组突然失去全部负荷的严酷工况，机组悬于全停边缘的瞬间进行快速控制，留给控制系统反应的时间非常短，一般不超过10s。控制系统的反应一定要足够快速。控制系统全面参与，容不得丝毫闪失。机、炉、电所有自动控制系统都要在极短时间内对方式切换、过程调节作出准确的协调反应，控制系统的反应必须要足够快速准确。机组运行的协调配合、机组连锁保护和控制模式等要确定。因此，应对分散控制系统（DCS）的协调控制、汽轮机数字电液控制系统（DEH）及旁路控制系统作相应的预试验合格后，再进行无人工干预、全真实运行工况的70%和100%负荷的FCB试验。机组大范围甩负荷，各种参数变化幅度加大，有可能超过安全限值危及设备，机炉主设备运行参数和控制参数必须匹配。3.3.2机组快速甩负荷过程机组快速甩负荷带厂用电过程可划分为3个阶段：过渡阶段。即从机组甩负荷开始瞬时至稳定运行的过渡过程，此阶段锅炉、汽机的运行参数发生急剧变化调整，相应辅机的运行也随之发生急剧的调整。要求汽轮机有良好的甩负荷特性，即调速系统必须快速调整转速，以保证转速在允许范围之内；同时要求发电机励磁系统快速响应能力应能满足发电机大幅度甩负荷要求。稳定运行阶段。此阶段锅炉负荷稳定在锅炉不投油稳燃负荷或稍高，汽机转速维持额定3000转/分，此时机组带厂用电运行。要求锅炉的不投油最低稳燃负荷必须与旁路容量匹配。结束阶段，机组升负荷并网。由于常规电厂的厂用电负荷低，快速甩负荷触发后热力系统运行过程通常为：PCV阀同时快速开启；汽轮机超速保护OPC动作；高、中压调门快速关闭；锅炉接快速甩负荷信号快速减负荷到稳燃负荷，并稳定在稳燃负荷运行→相应辅机如给水泵及引风机等联锁调节；待电网正常→机组升负荷并网，快速甩负荷工况结束。3.3.3本工程相关辅机及热力系统配置情况1）汽轮机旁路系统采用高、低压串联两级旁路装置；汽轮机高压旁路容量70%BMCR（最大连续蒸发量），低压旁路容量2X65%BMCR；旁路阀执行机构为电动，快开/关时间为～10S。本工程旁路容量基本满足FCB工况要求。2）给水系统给水泵的配置：每台机组配置3台50%BMCR容量的调速电动给水泵。给水操作台设调节旁路（锅炉旁路），用于低负荷调节给水流量。前置泵进口管道及前置泵至主给水泵的管道采用单管制，主给水泵出口至高加进口管道采用母管制。本工程给水泵系统调速基本满足FCB工况要求。3）凝结水系统系统凝结水泵：系统设两台100%最大凝结水量的筒式凝结水泵，一运一备，当一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。凝结水补水箱在正常运行时向凝汽器热井补水、回受热井高水位时的回水，以及提供化学补充水；在机组启动期间向凝结水系统及闭式水系统提供启动注水。补水箱水源来自化学水处理室来的除盐水。凝结水输送泵主要用于启动时向热力系统，锅炉，闭式水系统注水。除氧器为内置式，运行方式定压-滑压运行，滑压范围为0.147～1.3MPa(a)，除氧器启动时采用辅助蒸汽定压运行，蒸汽量约为15t/h；机组带到一定负荷后，加热蒸汽切换到汽轮机4段抽汽，滑压运行；机组负荷降至一定值后，4段抽汽不能满足除氧器运行要求时，再次切换到辅助蒸汽，定压运行。本工程1#-4#锅炉属于亚临界锅炉，带有汽包，对汽水循环中的蓄水有缓冲作用；而5#、6#发电机组属于直流锅炉，没有汽包，除氧器水箱是整个汽水循环中主要的蓄水和缓冲环节，因此为完善FCB功能，需将除氧水箱容量设置到8min以上的锅炉蒸发量。本工程除氧器水箱有效容积为145m³，基本满足FCB工况要求。4）辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统为常规设计，带执行机构的关断阀均采用电动方式。辅助蒸汽参数为0.6～1.188MPa（a）/370℃。辅汽第一备用汽源为冷再供汽，第二备用汽源为屏过供汽，第三备用汽源为启动锅炉供汽，以确保机组轴封正常供汽。因此，在正常运行阶段，应将启动炉上水且水质合格，点火升温升压至额定参数后停炉封炉备用，辅助设备保持热备用，以确保在孤网运行全厂黑网时，能快速启动所有机组。5）锅炉电磁泄放阀(PCV)排放量1-4号锅炉：在每台锅炉的过热器出口母管上安装了1只电磁排放阀，以防止锅炉过热器超压，在安全阀动作之前排除多余蒸汽，以减少安全阀动作次数，延长安全阀的使用寿命，同时减少停机几率。1-4号锅炉技术协议规定PCV排汽量≥120000Kg/h，即≥10%BMCR。5-6号锅炉PCV的排放量数量为2个，技术协议规定PCV排汽量（每台）≥60000Kg/h，即≥10%BMCR。3.3.4实现机组FCB功能相关热力系统配置分析要在100%负荷下实现快速甩负荷，所需考虑的运行方式、工况和热力系统的配置等与一般工程有所不同，主要体现在主汽、再热及旁路蒸汽系统、给水系统、回热系统、辅助蒸汽系统、凝结水系统等几个重要系统。1）旁路容量配置分析当机组FCB动作后，为防止锅炉超压，需快速开启PCV阀及旁路进行泄压。本工程现有的PCV阀容量均偏小，要实现FCB功能，需将PCV阀的容量加大。根据现有的工程经验及文献资料，对于本工程的旁路系统解决方案：对于1-4号机组，建议将PCV阀的容量增大到20%BMCR以上，保持现有70%BMCR高旁不变；因此每台炉需增加1个与本机相同型号的PCV阀，以满足机组75%BMCR以上负荷时FCB控制压力的要求。对于5/6号机组，建议将PCV阀的容量增大到20%BMCR以上，保持现有70%BMCR高旁不变；因此每台炉需增加与本机相同型号的2个PCV阀，以满足机组75%BMCR以上负荷时FCB控制压力的要求。将旁路阀执行机构改为液动，满足旁路快开功能，快开/关时间为2～3S。本工程还需设计院和设备厂对PCV阀排汽容量进行校核后，方可实施。同时改变PCV阀控制方式：通过用大量程压力开关检测主蒸汽压力信号来控制PCV阀的动作比较困难。当机组大范围变负荷或异常工况时,主蒸汽压力信号往往变化很大,但压力开关的设定值很容易因为周围振动和高温环境而飘移,从而导致PCV阀误动作或拒动。为了避免PCV的误动作,用压力变送器来取代压力开关,用DCS逻辑实现PCV阀的精确控制。2）给水系统配置分析为实现机组快速甩负荷功能，给水泵选型按1.05倍VWO和(THA工况给水量+高旁减温水量)两者中的较大者。本工程所有给水泵均选型为电动给水泵，为FCB工况创造了条件。根据技术协议参数表数据表，电动给水泵组单泵进口的设计流量为：选型工况(保证出力)泵组进水流量644.5t/h；选型工况(保证出力)泵组出水流量630.8t/h，基本可以满足FCB工况下高旁减温水的要求。3）凝结水系统a.凝结水本体系统设置为实现机组快速甩负荷功能，由于低旁减温水的大量投入，凝结水量将大于常规设计容量，FCB工况下凝结水系统设计如下：凝结水泵总出力需考虑低旁入口蒸汽量、低旁减温水量、2号高加疏水量、小汽机排汽量、补水量，两台凝结水泵同时投入运行才可满足要求，因此需联锁开启备用凝结水泵。锅炉满负荷时甩负荷工况下，由于再热器安全阀动作排放了大量蒸汽，凝结水输送泵需联锁投入运行，向凝汽器补水。为避免除氧器及凝汽器热井水位保护动作引起汽机跳闸，必须同时快速启动备用凝结水泵和凝汽器热井补水系统。b.除氧器水箱容量配置5#6#炉为直流锅炉，没有汽包，除氧水箱就显得尤为重要。快速甩负荷工况发生后，由于凝泵出口抽取大量的低旁减温水，而给水泵出口流量剧增，因此除氧器水箱贮水量应能保证水量调节平衡时间要求并保证给水泵不跳机。除氧器水箱的贮水量应按正常水位和低低水位间容积核算，而不同于常规工程按正常水位至出水口计算的有效容积。贮水量约为锅炉BMCR工况8min的给水消耗量。本工程除氧器有效容积为145m3，基本可满足FCB功能要求。4）辅助蒸汽系统FCB工况下需要切换至辅助蒸汽的管路都应具有快开功能。a.除氧器紧急汽源的配置辅汽至除氧器供汽的关断阀、调节阀都应具有快开功能，且此时的蒸汽用量较正常工况大。因此管路上的关断阀、调节阀应采用气动执行机构，管道的管径应适当加大，以满足除氧器FCB工况的蒸汽用量；b.冷段供辅汽系统为满足锅炉满负荷时甩负荷工况下汽轮机轴封等系统正常工作，在低温再热供辅汽联箱管路上设置气动关断阀和气动调节阀，瞬时联锁快开。3.3.5FCB工况下的热工控制要求为实现锅炉满负荷时甩负荷（FCB）工况，应将本工程的炉、机、电大连锁方式采用单向连锁方式。只有当锅炉跳闸后，才联跳汽轮机及发电机（主变）。但汽轮机跳闸时，只向后联跳发电机（主变），但不向前联跳锅炉。而发电机故障则只跳主变出线开关及灭磁，但不联跳汽轮机及锅炉。特别是若系统或主变出线故障，则只跳主变出口开关，不联跳炉、机、电。因此，从保护连锁的角度而言，机组能实现：停线路不停电即FCB；停电（发电机）不停机（汽轮机）；停机不停炉。这样，要求每台发电机出口开关跳闸（主变开关不跳闸）或主变开关跳闸（发电机出口开关不跳闸）的情况下能迅速转为减少锅炉负荷并稳定燃烧并维持带厂用电的小孤岛运行方式。很显然，这种连锁方式有着明显的优点，对机组在发生故障后迅速恢复极其有利。为实现机组FCB功能，控制系统设计要点如下：1）控制系统设计应满足维持FCB过渡过程稳定的要求。一旦FCB发生，汽轮发电机立即转为转速控制方式，确保整个过渡过程的周波变化在允许范围，并维持转速稳定；励磁调节系统要防止发电机过电压；旁路系统快速开启后，由滑压跟踪溢流模式转为跟随燃烧率的压力控制模式，维持蒸汽压力稳定，防止锅炉水动力失稳；立即切除部分磨煤机并降低进煤量，锅炉快速减负荷到设定值并维持稳定运行。2）控制系统设计应满足维持工质平衡的要求。FCB发生时，要能快速调整给水泵的勺管，并在调整过程中保持锅炉煤水比的平衡，使汽温不超温；同时保持锅炉水动力的稳定，将锅炉水冷壁出口温度控制在允许范围内。机组在65％以上负荷运行时发生FCB，再热安全门开启将导致工质损失；同时旁路快开后所需要的大量减温水将导致除氧器及凝汽器热井水位快速降低，为避免除氧器及凝汽器热井水位保护动作引起汽机跳闸，必须同时快速连锁启动备用凝结水泵和凝汽器热井补水系统。即除氧器水位与凝结水泵及水位调节阀联动，热井水位与补给水系统联动。3）完善OPC功能大网运行时汽机的功率与小网上或厂用电的负荷相差很大时，发生甩负荷带小网或厂用电运行，可能使机组转速迅速上升。当达到OPC（超速保护控制）动作定值103％时，OPC保护控制动作，迅速关闭调门，使汽机功率迅速下降，以使功率与负荷尽快接近平衡当转速下降后，再由DEH调频功能完成频率调整。从国内实际甩较大负荷事故中可以看出，没有OPC的作用，将造成机组转速的大幅上升，甚至超过危急遮断器动作点110％，因而OPC的存在是必要的。但是，由于OPC动作后，液压系统需要一定的时间恢复、建立安全油压。安全油压建立后，阀门才能打开，这一过程一般需要约1～2秒。对于甩负荷到空载或完全解列的情况，这些时间完全可以不考虑。但对于甩负荷到带有一定厂用电，甚至带有较大负荷的地区局域网时，由于负载的作用，可能使电网周波迅速下降，最终导致低周波。虽然OPC功能在转速超过103％额定转速时，快速关闭调节汽门，使转速控制在103％以下，但是，OPC也使阀门不断开关，甚至出现OPC反复动作，系统频率和功率剧烈振荡的现象，对机组和电网造成极大冲击。因此应尽量避免发生OPC，即提高目前OPC动作点，以尽量减少OPC动作的次数，减小OPC对DEH正常频率调节的干扰。考虑到一次调频的控制范围和实际运行经验，确定将OPC定值从额定转速的103％提高到105％或取消，但应确保3300r／min电超速动作可靠。4）完善功率—负荷不平衡控制PLUDEH系统中有采用功率一负荷不平衡控制功能，是专门为了防止发电机没有解列，仍然带有部分负荷时，避免机组超速的有效手段。PLU功能与发电机并网与否无关，只要汽轮机的出力与发电机的负荷相差大于60％，或者机组的转速大于105％额定转速，即发出PLU功能，而这将产生OPC动作。OPC信号一方面通过现场执行机构上的电磁阀，快速卸去调节阀门的安全油，使阀门迅速关闭；另一方面，OPC信号使阀门控制模件的控制指令迅速减小到0，通过伺服阀关闭油动机的进油通道；再一方面，OPC信号使DEH的负荷给定值以150％的速率快速下降，直到PLU信号复位为止。通过PLU的一系列动作，可将快速降低汽轮机的出力，使之与发电机的负荷相适应，从而避免机组超速。5）对一次调频的要求发电机组在大电网中运行时，同样的负荷扰动，电网的容量越大，系统频率越稳定。当一台或几台发电机组从大电网中解列时，由于出力和负荷的不平衡，其功率的偏差对小网产生一个很大的扰动。因此，如果机组投入孤网运行，需将DEH的一次调频功能投入。机组一次调频均设置有10％的负荷限制，可能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％(150r／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。适当提高一次调频修正函数低限值设置，参考值30％。FCB前一次调频死区一般设定为±2r／min．有利于切换时的扰动量消除：FCB运行后根据机组运行稳定状况可进一步将调频死区放大。6）对二次调频的要求虽然DEH能够在发生甩负荷后，稳定孤立电网的频率，但是系统频率停留在较高点上，必须采用二次调频将DEH系统的负荷给定值降下来，才能使频率回到额定值。二次调频的目的是自动调整DEH的功率给定，使之逐渐与当时小网上的负荷接近，从而达到稳定电网周波的效果，因此可采用这样策略：当发电机出口开关闭合的情况下，电网频率波动超过额定转速±60rpm时，DEH自动投入二次调频功能；当电网频率回到额定转速±5rpm后，延时30秒，DEH自动切除二次调频功能。3.3.6FCB工况下的电气控制要求1）发变组保护逻辑改进与完善由于运行方式改变，为汽轮机设置了70%高压旁路，当电气保护动作后，不需立即关闭主汽门，因此，应重新定义保护的出口方式。全停：跳主变高压侧220kV开关、发电机开关、磁场开关、6kV侧开关，启动2200kV开关、发电机开关失灵保护。解列灭磁：跳发电机开关、灭磁开关。2）调整PSS方式为保证孤网运行时发电机出口电压的稳定，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正常运行范围内。3）调整电压保护方式解除发电机侧的高、低频保护，投入电网侧的低频低压自动减负荷装置。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。4）要求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运行范围内。3.3.7FCB工况下的锅炉控制要求1)由于锅炉燃用煤种与设计煤种不一致，煤质存在掺烧，在FCB工况下锅炉燃烧不稳．需要确保燃油系统正常运行。当发生FCB时，锅炉通过安全阀和PCV阀释放多余热负荷，同时立即投入油枪，切除部分燃煤系统。在FCB工况下时可投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。从行业实践请况来看，除非事先采取一系列的措施，否则突然发生FCB时很难成功。2)要求做好人炉煤的掺配，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。3.3.8FCB工况下的汽机控制要求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)机组孤网运行时机组转速调节静态稳定点与设定点3000r／rain多少会有偏差，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)有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，为解决机组转速振荡及手动调整难度大的问题，在适当转速可采取将一次调频死区放大到10r／min的措施，以减小转速振荡范围。3.3.9FCB工况下的总体要求FCB是机组在异常工况的负荷控制，集模拟量控制和开关量控制于一体，是复杂的复合控制系统。它需要BMS（DCS系统中的燃烧器管理系统）、MCS（DCS系统中的模拟量控制系统）、DEH（DCS系统中的数字电液调节系统）、PBCS（DCS系统中的旁路控制系统）以及发电机励磁调节系统协调工作共同来完成，即系统中增加FCB功能的逻辑和调节回路来完成。因此，孤网成功与否，让机组具有停机不停炉及FCB功能就能最大限度的达到这一目的。鉴于FCB对电网和电厂安全的特殊作用，应考虑将7#8#机及以后的超（超）临界机组具备FCB功能列入设计标准。3.3.10国内类似机组FCB运行情况国内采用部分旁路容量并已成功实现FCB功能的典型机组是珠海电厂I期2x700MW机组。2001年至2010年共发生8次FCB，每次都是在毫无征兆的情况下由DCS在3S内瞬间完成。其旁路配置为40%BMCR高旁+45%BMCR低旁；但在过热器出口安装了7只PCV阀，容量为35%BMCR。2008年，为解决受冰灾影响的桂林区域电网的安全供电问题，根据国电永福电厂2号300MW机组提出火电机组单机孤网运行，采用了DEH一次调频的频差修正网路进行频率控制措施，使机组单机带孤网运行的成功。2012年，上海外高桥900MW超临界机组在对分散控制系统（DCS）的协调控制、汽轮机数字电液控制系统（DEH）及旁路控制系统作了改进和预试验后，成功进行了事先无人工干预、全真实运行工况的70%和100%负荷的FCB试验。大型超临界火电机组控制远比300MW等级亚临界火电机组复杂得多，因此我公司的360MW等级火电机组只要控制措施到位、人员素质满足要求，完全能实现FCB功能。3.3.11本工程FCB实施方案由上述分析可知，本工程要满足机组100%负荷下FCB功能，仅需对旁路系统及部分辅助蒸汽系统管道及阀门进行改造，除氧器等设备均可满足FCB工况的要求，改造方案如下：对于1-4号机组，建议将PCV阀的容量增大到20%BMCR以上