电网大面积停电事故Word文件下载.docx

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300MW火电机组在电网事故情况下，机组孤网带厂用电运行方式的探讨，认为在电网事故情况下，宝二发电机组可实现“孤网带厂用电运行”，从而避免全厂停电事故的发生。

０引言

对于整个电网而言，虽然随着电网建设步伐的加快，电网结构日趋强大、合理，电网防范和抵御事故的能力提高了，但任何事物都具有两面性，当发生电网事故特别是大面积停电事故的时候，因电网结构的复杂而使电网的事故处理和恢复更加困难、更加复杂。

2003年8月14日美加电网发生了大面积停电，次后，英国、意大利、俄国等也相继发生了大面积停电事故，停电时间从几十分钟到几小时，其损失和影响之大不言而喻。

为避免电网事故引发重大损失，依据国家电网公司的要求，国内各电网相继引入了“黑启动”的概念，其核心就是在整个电网故障停运后，不依赖其他网络的帮助，通过启动系统中具有自启动能力的机组来带动无自启动能力的机组，逐步扩大系统的恢复范围，其目标就是要在最短的时间内使系统恢复带负荷的能力，将损失降至最低。

由于各火电厂均无黑启动电源，因此，在发生电网事故时如何避免引起火电厂全厂停电事故的发生，也日益引起各火电厂的重视。

我们该如何来防止电网事故引发的厂用电全停事故呢？

对于没有黑启动电源的火力发电厂来说，唯一的选择就是“保证在电网事故情况下，实现部分机组解列带厂用电运行。

”

本文将对发电机组解列孤网带厂用电运行以及可能遇到的问题进行分析和探讨。

1. 

实现发电机组孤网带厂用电运行的必要性

近几年来，全国发电厂多次发生全厂停电事故，事故次数占发电厂各类重大事故之首，损失严重，影响较大。

引起电厂全厂停电事故的原因很多，电网事故、厂用系统运行方式不合理，设备缺陷多等，最后多导致厂用电全停。

因此，在发生电网解列事故情况下，防止厂用电全停便是防止全厂停电的根本。

从宝二发电公司电气主接线方式来看，330KV系统两条母线经四条出线与电网联络，其中新马Ⅰ、Ⅱ线与马营变电站联络，新雍Ⅰ、Ⅱ线与雍城变电站联络，厂用备用电源通过110KV宝雍线路接入。

当发生电网事故四条330KV线路全部跳闸时，宝二公司运行机组将要甩掉全部负荷，就可能发生机组跳闸和厂用电源切换。

此时如果雍城变电站由于电网事故同时失压，就意味着全厂停电事故的发生。

由于宝二发电公司机组本身并不具备黑启动电源，因此厂用电源的恢复、机组的重新启动只能依赖于电网的恢复。

在电网黑启动电源成功后向各电厂提供厂用电，然而电网的实际恢复时间还是取决于厂用电恢复之后，辅助相关系统恢复的快慢。

实际上，机组公用系统的恢复速度，如循环水系统、辅助蒸汽系统、真空系统的恢复，这些过程将会很花时间，其中真空的建立、蒸汽参数和汽缸温度的匹配都会需要很长时间，停电时间越长机组恢复需要的时间就越长，对电网、社会和发电企业的损失也越大。

如果在电网瘫痪后，部分机组能够实现自保厂用电运行，则根本不需要花大量时间对厂公用系统进行恢复，依靠这些机组直接往电网供电，迅速化解机场、医院等重要部门的燃眉之急，并帮助其它没有自保的电厂恢复运行。

这样，电网恢复时间就可以大大缩短，并可减少经济损失和社会影响。

追溯到1996年7月2日，美国西部加利福尼亚等共有13个州发生停电，其中部分地区处于"

全黑"

状态，即全部电源皆失去，并向北扩散至加拿大的阿尔伯达、大不列颠哥伦比亚，向南扩散至墨西哥的巴加（Baja），如此大范围的停电其影响用户仅为200万人，停电在几分钟和几小时不等均得到恢复，其原因就是发电机组孤网运行模式得到了很好的实践，停电时，在整个西部互联网中有5个电厂成功的从事故中解列并维持了自供电运行，正是这5个电厂减少了停用的客户人数并缩短了大电网的恢复时间。

从电厂的角度来看，回顾我们的6.11事故，就是因为＃１机组厂用电源全部失去，而柴油发电机没有及时联动，直流事故油泵也没有能成功启动而导致。

每一次的厂用电源失去对发电设备安全都存在不可预知威胁。

综上所述，有必要制定一套可行的方案，以确保在电网发生最严重事故情况下保证厂用电源正常，以便运行机组跳闸后能安全滑停，将设备损害程度降至最低。

很明显，实现机组解列孤网带厂用电的运行方式就可以有效地确保厂用电源系统的正常供电，可以避免全厂停电事故的发生。

2. 

实现发电机组孤网带厂用电运行的可行性

所谓“孤网”就是孤立电网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量电网。

机网容量比大于8％的电网，统称为小网；

孤立运行的小网，称为孤网，孤网可分为下列几种情况。

1） 

网中有几台机组并列运行，单机与电网容量比超过8％，称为小网。

2） 

网中只有一台机组供电，称为单机带负荷。

3） 

甩负荷带厂用电，也称为小岛运行，是单机带负荷的一种特例。

孤网运行最突出的特点，是由负荷控制转变为频率控制，要求调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性，以保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。

这就是通常所说的一次调频功能。

由于孤网容量较小，其中旋转惯量储存的动能和锅炉所具备的热力势能均较小，要求机组的调速系统具有更高的灵敏度，更小的迟缓率和更快的动态响应。

按照西北电网公司要求，2005年末宝二公司四台机组完成一次调频的动态试验，目前已投入一次调频功能，一次调频死区为2r／min，且在试验期间动作灵敏，负荷稳定迅速（实际运行中我公司设定一次调频死区为10r／min，是为了避免正常运行中的一次调频频繁动作）。

根据#１～４机组试验报告显示：

汽轮机速度变动率为4.5%；

调节控制系统的迟缓率小于0.06%；

一次调频负荷响应滞后时间为1秒，小于3秒的要求；

当机组转速变化超越一次调频死区时，机组能在15秒内对目标出力完全响应。

各项指标均在国标范围之内，良好的一次调频性能完全能够满足带小负荷运行的频率调整。

根据东方汽轮机厂对运行维护一般注意事项要求：

“机组在电网解列带厂用电状态运行时，任何一次连续运行时间不超过15MIN，在30年运行寿命内，累计不超过10次。

”从这里可以看出，设计和制造上也是允许的。

从保护配置上，四台机组均设有解列出口保护（如发电机失步保护，防止电网事故引起发电机系统振荡从而影响机组设备安全），该保护动作于切除该发变组出口两侧开关，锅炉不灭火，汽轮机不掉闸，发电机不灭磁，厂用电源切换不启动。

从理论上讲，我公司机组都具备在没有任何准备的情况下，甩负荷后带厂用电运行的能力。

我公司四台机组先后也都完成了５０％或100％的甩负荷试验，但是在实际考核试验中，都是在事先做了许多准备工作、有众多试验人员在场的情况下进行，而试验时间往往也是很短的，因而实际带厂用电运行的能力要打折扣。

就国内目前情况而言，发电机组孤网带厂用电运行主要还是应用于中小机组。

而对于国产大机组来说，实际运行中成功的例子较少，因此说要真正实现发电机组孤网带厂用电运行还是有正相当的难度。

但是从另一个方面来讲，我们是从完全的困难中争取机会，即便是50％的成功率，也是相当值得的。

根据有关资料显示，目前广东、吉林、贵州等电网部分火电机组通过试验后已经采用了解列带厂用电运行的方案，即当发生电网停电事故时，继电保护装置动作，跳开电厂至电网线路的开关，隔离故障，发电机带厂用电继续运行，等电网消除故障后，合上开关，恢复向电网供电。

3.　电网事故发生时，最为严重的两种后果及其处理方向：

3.1　330KV母线一条检修，一条故障，两条母线同时失压，发电机出口两侧开关全跳。

这种情况下，由于故障点发生在厂内升压站内，虽然导致了运行机组全部跳闸，但是由于大电网运行正常，宝雍线仍可向厂用系统提供电源，因此，只要运行人员处理得当，就能够确保短时间内恢复厂用系统供电，对该类事故处理原则在《宝二厂用电事故应急预案》中已有详细说明，在此不再赘述。

3.2 

　电网事故，雍城变、马营变失压，330KV四条出线跳闸，发电机甩负荷。

由于系统振荡引起机组解列甩负荷后，若由于汽包水位或炉膛压力突变过快，调整不及时而触发锅炉MFT，则机组全停，其后果就是全厂停电。

因为雍城变失压，宝雍线无法向厂内110KV系统送电，故厂用电源只能等待电网送电后才能恢复。

在正中情况下，柴油发电机及直流事故油泵任一个出问题都有可能带来不可预料的后果。

此时，若发电机失步保护未动作，运行机组在甩全负荷后若能维持运行，运行机组将继续带330KV空母线运行（其实此时330KV二母仍有＃0启备变运行），并向其他备用或全停机组提供厂用电源。

若由于系统冲击发电机失步保护动作于解列出口时，330KV及110KV系统全部失压，机组甩负荷后若能独立带本机厂用负荷运行，则可立即合发电机出口开关向330KV系统充电，并接待＃0启备变运行。

由此可以看出，无论发电机失步保护是否动作，只要能有一台机组带厂用电运行，就能保证全厂设备安全。

实际上，对于容量足够大的机组来说，要求它们在紧急甩负荷时带厂用电较长时间运行也是很困难的，而在理论上也没有必要每台机组都有独立带厂用电运行功能。

下面重点探讨电网事故情况下，如何使机组完成甩负荷后能带厂用稳定运行。

4.　机组甩负荷后，孤网运行的若干问题

电网故障引起发电机甩负荷后，导致机组全停（发电机解列灭磁、汽轮机掉闸、锅炉灭火、厂用电源切换）的因素比较多，其中主要的也是最容易发生的有炉膛压力保护、汽包水位保护及超速、保护人员误判断或误操作等，任何一点注意不到、调整不及时或操作不到位都会导致机组全停。

因此，要实现机组甩负荷后孤网带厂用电运行，首先要解决如何保证汽轮机不掉闸、锅炉不灭火、发电机不灭磁；

其次是要解决如何稳定运行并接待负荷的问题。

4.1汽包水位调整是否能来得及。

机组突然甩负荷后，锅炉燃烧骤减、主蒸汽压力快速上升以及汽泵汽源压力变化引起汽泵出力下降等，都会影响汽包水位的调整速恶化。

通过对长期锅炉给水调整经验的总结，我们考虑可以将水位保护从正常的±

250mm扩展到±

300mm，并给汽包水位保护增加3S延时触发条件，同时必要时值班员可采用开启向空排汽校正水位等方法，这样可以尽可能的躲过汽包水位的瞬间变化，并为水位调整争取一些时间，会取到较好效果。

4.2炉膛压力的波动可能会引起锅炉MFT动作。

炉膛压力保护是否也可以扩展呢？

我认为不可取，当机组突然甩负荷后，随之要切除大量的入炉燃料，所引起的炉膛压力变化和当时的煤质、负荷等工况有关，难以预料其变化脉冲的峰值，因此寄希望于扩展炉膛压力保护上下限值来避免锅炉MFT，显然是盲目和危险的。

当然，如果值班人员对事故性质判断清楚，配合操作方法得当，便能有效控制炉膛压力的剧烈变化，同时再通过对炉膛保护增加3秒的延时触发条件，就可以帮其躲过炉膛压力的突变脉冲。

4.3甩负荷后，汽轮发电机的超速问题，也就是接待负荷的稳定问题。

当四条出线跳闸后，我厂与系统解列，发变组的解列出口保护动作时，DEH会自动检测到并网信号消失，自动将调节系统控制由负荷控制切换到频率控制。

在前面已经谈到孤网运行最突出的特点，是由负荷控制转变为频率控制，DEH在频率控制下，由于调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性，因此在厂用负荷变化的情况下能自动保持发电机频率的稳定。

当我厂与系统解列，若发电机出口母线的开关仍在合闸状态，（系统故障后，由于线路保护快速正确动作，发电机保护未启动），也就是发电机仍处于并网状态，此时DEH接受的仍是负荷控制信号。

在这种情况下，发电机的转速就完全体现在值班员对负荷的控制能力及机组的一次调频是否能正确动作上。

我厂四台机组的一次调频转速死区均为2r/mi