孤网方式下火电机组的应对措施
孤网运行预案
孤网运行预案一、运行方式电气运行方式：1#、2#、3#发电机，10KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母线，10KVII、III段母分开关，10KVI、II段母分开关运行，10KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ联络线运行。
汽机运行方式：1#、2#、3#机组运行。
二、负荷调节原则及注意事项1、周波、负荷由电气指挥汽机调节，负荷调节必须通过变电所转移负荷实现，通知锅炉必须根据发电量等相关参数变化及时调整保持主蒸汽压力、温度正常。
2、孤网运行期间要求各班组必须认真做好监盘工作，注意掌握设备调节特性变化，稳定调节保持设备运行参数正常，避免在正常状态下大幅度调整，确保设备稳定运行。
3、孤网运行期间，值班人员必须与变电所值班人员保持密切联系，及时掌握负荷变动情况。
4、各值班人员必须做好设备巡检、维护工作，发现设备缺陷及时汇报处理，防止设备缺陷扩大影响机组正常运行。
5、每班交接班前检查各岗位事故照明正常，直流电池组工作正常。
6、值班人员保持满员，岗位准备好充足的手电等移动照明工具。
当班人员应掌握DCS系统重启方法及密码。
汽机电脑直接输入OPS就可以操作，电气电脑重启密码为3212977。
三、事故处理原则1、单台或两台机发生故障需减负荷，联系变电所减负荷，如需停机检修，联系变电所减负荷保持另两台或一台机组稳定运行后故障机组停机检修，检修结束马上启动投入运行。
2、如三台机组均发生故障需要停机检修，减负荷至零后停机，任一台机组检修结束马上启动投入运行。
3、如一台机组发生跳机，将发生全部厂用电中断：(1)、汽机应解除所有断电设备开关及联锁开关，电气拉开4#联络线10KV开关，等待变电所通知尽快恢复厂用电。
(2)、1#、2#、3#机组启动直流油泵(1人），手动关闭主汽门手轮（1人），停机；(3)、复归失电泵开关，解除连锁开关。
（2人）(4)、调整6#给水泵压力（通过手动调节执行器的开度）（由关闭主汽门手轮的人负责）(5)、撤一、二、三级抽汽。
（3台机组）（由复归电源的人负责）(6)、调整1#、2#、3#机轴封汽、热井水位；（2人）(7)、密切注意除氧气的水位，给水泵出现冷却水断水的情况马上改为工业水箱供水。
电厂孤网运行注意事项
电厂孤网运行注意事项电厂孤网运行指的是在某些特殊情况下，电厂需要从主电网脱离，独立运行。
这种情况通常发生在电厂所连接的主电网存在故障、需维护或进行升级等情况下。
而电厂孤网运行的注意事项主要包括以下几个方面。
首先，确保电厂的独立运行安全。
在电厂孤网运行期间，电厂需要独立提供稳定的电力供应，这要求电厂具备自动控制系统、备用电源以及独立的修复和维护设备等。
此外，还需要对电厂的电力设备进行定期的维护、检查和测试，确保设备运行正常、可靠。
其次，保障电厂孤网运行期间的电力需求。
电厂在孤网运行期间，需要根据电网负荷需求进行运行，确保能够满足用户的用电需求。
因此，在孤网运行期间，需要加强对电网负荷的监测和管理，合理分配电力资源，并保持与用户间的及时沟通，确保用户的用电需求得到满足。
第三，维护电厂的稳定性。
电厂的稳定运行对于孤网运行至关重要。
在进行孤网运行前，电厂需要对其电力设备进行全面的检修和维护，确保设备处于最佳状态，并定期对设备进行检测和测试。
同时，电厂还需要对设备进行有效的运行管理，及时响应设备故障，采取措施进行修复和维护，保障电厂的稳定运行。
第四，确保电能质量。
电能质量是保障用电设备正常运行的关键，也是用户得到良好用电体验的重要因素。
在电厂孤网运行期间，电能质量需要得到有效保障。
为此，电厂需要采取措施控制电能的波动、谐波，并对电能进行实时检测和监测，确保电能符合国家和行业标准，保障用户的用电安全和用电设备的正常运行。
第五，加强安全管理。
电厂孤网运行期间，需要加强对安全管理的重视。
电厂应建立健全的安全管理制度，加强对运行人员的安全培训和教育，提高运行人员的安全意识和操作技能。
同时，电厂应加强对安全隐患的排查和整改，确保电厂运行期间不发生重大事故。
第六，加强与供电公司的沟通与协调。
电厂孤网运行期间，与供电公司的沟通和协调尤其重要。
电厂应与供电公司保持良好的沟通渠道，及时了解电网故障的处理情况，及时通报电厂运行情况和需求，并与供电公司共同制定应对措施，确保电厂孤网运行的顺利进行。
孤网运行应急预案范本
孤网运行应急预案范本应急预案范本第一部分：紧急通知1. 工作人员被要求停止一切正常活动，立即执行紧急预案。
2. 所有员工应迅速集合到预定地点，并待进一步指示。
3. 在外出的员工应尽快返回办公室，并与其他员工联系。
4. 部门主管应确保所有员工的安全，并向总部报告情况。
第二部分：应急指令1. 保持冷静，不要恐慌。
紧跟指示。
2. 关闭所有设备和电源，确保安全。
3. 关闭所有门窗，确保安全。
4. 确认没有员工被困在建筑物或特殊区域。
5. 制定人员名单，确认每个人都安全。
6. 集中供应品和药品，以备不时之需。
7. 定期与总部保持联系，及时报告情况。
8. 组织员工进行必要的培训和演习，以提高应急响应能力。
9. 预留足够的资源来支持应急情况下的运营。
10. 向员工提供必要的心理支持和援助。
11. 进行应急演习，以检测和改进预案。
第三部分：应急通信1. 使用备用通信手段与总部保持联系。
2. 使用应急广播系统向所有员工传达信息。
3. 通过手机短信或电子邮件，向员工发送紧急通知。
4. 通过公司网站或社交媒体向公众发布紧急通知。
5. 与相关部门和机构协调，确保及时传递信息。
第四部分：业务运营计划1. 根据紧急情况，及时调整业务运营计划。
2. 对关键业务进行优先处理，确保正常运营。
3. 制定临时措施来处理延误或中断的任务。
4. 与供应商和客户进行沟通，协商解决方案。
5. 确保员工在应急情况下能够继续履行职责。
第五部分：持续改进1. 每次应急事件后，总结经验教训，不断完善预案。
2. 在公司内部进行培训和演习，提高员工的应急响应能力。
3. 定期评估应急预案的有效性和适应性。
4. 持续研究和利用最新的应急管理技术和工具。
5. 与行业协会和相关机构合作，学习和分享最佳实践。
第六部分：应急资源1. 确保备有应急药品和急救设备，以处理紧急情况。
2. 准备应急大门钥匙和设备维修工具，以便快速修理。
3. 确定应急出口和逃生通道，提供安全的撤离路线。
孤网运行
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。
运行人员关注的问题不再是负荷调整，而是调整孤网频率，使之维持在额定频率的附近。
这种调整通过操作调速系统的给定机构来完成，成为二次调频。
由于孤网容量较小，其中旋转惯量储存的动能和锅炉群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我认为，电站在孤网状态下运行，需要注意以下一些事项：1、要尽量让孤网中单机容量最大的机组担任调峰任务；2、启动、停止大容量用电设备需要提前联系、准备；3、在孤网中担任调峰任务的手动机组要注意随时调整有功、无功，尽量稳定电压和频率（一般最好是用自动调节装置4、如是孤网系统无电的情况，经联系后，首先需要让孤网系统中的某一台有电机组先向网上送电，其它机组才能并网；5、还有就是在孤网状态下运行的稳定性差，随时都需要注意开关跳闸和整个系统的崩溃。
原文如下：昆明发电厂现装有2×100 MW燃煤机组，无中间再热，两台机汽轮机调节系统现已改造为电液数字调节系统(DEH)。
该电厂位于云南省电网负荷中心，升压站为110 kV双母线带旁路母线。
由于昆明发电厂并网点(变电站)发生故障与系统断开，造成昆明发电厂两台机OPC动作。
当日双母线并列运行，通过联络线普普I、II回(昆明发电厂-普吉变)与系统连接。
两机共带有功负荷190 MW，联络线输送功率为140 MW，供近区负荷为40 MW，厂用负荷10 MW。
2 故障现象由于昆明发电厂并网对侧的220 kV普吉变电站变压器故障，造成昆明发电厂2台机组、普吉变110 kV系统及所供近郊负荷与系统解列成一孤立系统，发电机组频率迅速上升至52.7 Hz,汽轮机转速最高升至3 160 r/min，昆明发电厂两台机OPC同时动作，调速汽门关闭，当两机转速降至3 000 r/min以下时，调速汽门又同时开启，反复数次，两台机进入不稳定反复“功率振荡”状态。
19.6.5 机组孤网运行操作及注意事项
机组孤网运行操作及注意事项一、机组转孤网运行操作1、锅炉减热负荷（若是35KV线路故障要尽快减热负荷、减电负荷后断开011开关），保持总热负荷稍大于电负荷20～30%左右，减负荷过程中，根据主汽温下降情况及时通知汽机开疏水。
2、将除氧器及一次风一级蒸预器汽源由抽汽转为辅减供汽。
3、尽量投用一次风蒸预汽和再循环风蒸预器用汽量，以便提高风温和消耗蒸汽，便于锅炉低负荷稳定燃烧和主汽压力控制。
4、开大或全开1、2#炉给水三通阀提高排烟温度，以保证雾化器和布袋除尘器正常运行。
5、投入汽机旁路系统运行，将锅炉多余热负荷走旁路进行循环。
6、汽机切为阀控运行，将机组电负荷降到1.5～2MW时，降负荷过程中汽机及时开主汽管道及汽机本体疏水，锅炉根据主汽压力情况适当开锅炉向控排汽门控制，但不宜开大(只要能控制不上升即可，以便于保持较高的主蒸汽温度)，当减负荷至35KV线路负荷接近零时，申请调度，拉开主变低压侧011开关。
7、011开关拉开后，严密监视汽机转速(若异常则果断打闸，迅速切断汽轮机进源和关闭旁路汽源)，根据电负荷情况和汽机转速情况及时调整汽机调门阀位增加汽机进汽量，根据10KV母线电压情况，通过增、减励磁来维持电压正常。
8、调整稳定后，稳定汽机比较合理阀位（调整汽机转速目标阀位与给定阀位偏差不大0.2）运行，尽量维持机组长期的运行方式，用旁路和锅炉燃稳定机前压力来跟进电负荷的波动。
9、10KV电压稳定后，电气置“恒电压”控制方式，若出现波动再解手动调整。
10、若是甩负荷后自行孤且辅机有大量跳停情况，在恢复辅机时一定注意汽机转速、频率、发电机出口电压、10KV母线电压、400V 母线电压的变化，启设备时逐个恢复并调整以上参数正常，注意调整无功，以保证400V电压正常，以防止低周、低压减载跳411、412开关。
11、孤网运行期间运行安全按《孤网运行期间运行安全注意事项》执行。
二、机组孤网转正常运行操作1、检修工作结束，工作票终结，电气设备摇测绝缘合格，检查具备条件。
350MW火电机组孤网运行采取的措施（汽机专业）探讨
350MW火电机组孤网运行采取的措施（汽机专业）探讨一、功率控制模式切换到阀门控制模式功频电液调节系统的功率反馈环节，本应源自汽轮机实发功率，由于技术上的困难往往采用了发电机功率。
在孤网运行情况下，外界负荷变化时，功-频电液调节系统的调节方向与外界负荷的需要相反，即会发生反频。
在机组一次调频动作后，汽机阀门开度为功频电液调节系统功率反馈控制与一次调频控制的作用之和，由于一般机组一次调频调节幅度较小，孤网有时不能重新达到功率、频率的平衡。
将机组的功率控制模式切换到阀门控制模式，孤网能较长时间的稳定运行。
二、一次调频1、什么是一次调频一次调频是指由发电机组调速系统的频率特性所固有的能力,随频率变化而自动进行频率调整。
其特点是频率调整速度快,但调整量随发电机组不同而不同,且调整量有限,值班调度员难以控制。
2、什么是二次调频二次调频是指当电力系统负荷或发电出力发生较大变化时,一次调频不能恢复频率至规定范围时采用的调频方式。
二次调频分为手动调频及自动调频；手动调频:在发电厂,由调度下指令给运行人员，根据系统频率的变动来调节发电机的出力,使频率保持在规定范围内,手动调频的特点是反映速度慢,在调整幅度较大时,往往不能满足频率质量的要求,同时值班人员操作频繁,劳动强度大；自动调频:这是现代电力系统采用的调频方式,自动调频是通过装在发电厂和调度中心的自动装置随系统频率的变化自动增减发电机的发电出力,保持系统频率在较小的范围内波动,自动调频是电力系统调度自动化的组成部分,它具有完成调频、系统间联络线交换功率控制、和经济调度等综合功能。
350MW机组在微网运行时，二次调频就显得尤为重要，值长要时时与调度联系，外界负荷变化时要求调度要及时通知值长进行负荷增减，保证频率与负荷平衡。
3.增大一次调频限制幅度电厂按指导意见规定的下限设置了一次调频限制幅度（±6%—±10%，300MW机组为±6%，即±18MW），正常运行时，电网遇到的扰动不会导致全网机组都产生较大幅度的调节，因此一次调频的设置能够满足正常运行的需要。
电网分列独立电网运行应急预案(3篇)
电网分列独立电网运行应急预案1总则1.1为及时、有效地应对、处置电网分列运行后发电厂机组的运行，确保机组设备、电网的安全、稳定性，消除或减少电网解列可能造成的危害及损失，特制订本应急预案。
1.2电网解列独立电网运行是指发电厂所在电网与大电网解列，发电厂全部或部分机组单独带部分地区电网运行，是一种电网事故或电网非正常方式。
1.3本应急预案适应于公司所辖的火力发电厂。
2危害程度分析2.1电网解列独立电网运行一般是伴随电网故障而发生的电网非正常方式。
机组由正常运行方式改变为电网解列独立电网运行后，通常会由于系统负荷波动、电压波动导致系统振荡、负荷失衡、电压失衡，影响对用户供电的可靠性、稳定性和电能质量，同时会因发电厂厂用系统的电压、频率稳定性和机组调频、调压系统的稳定性对发电机组的安全、稳定、可靠运行构成危险。
2.2危险等级2.2.1Ⅲ级状态：发电厂所在电网与大电网解列，电网稳定切机保护或低周减载保护正确动作，系统经过扰动后保持稳定运行。
2.2.2Ⅱ级状态：发电厂所在电网与大电网解列，电网稳定切机保护或低周减载保护没有正确动作，系统周期性振荡，部分机组跳停。
2.2.3Ⅰ级状态：发电厂所在电网与大电网解列，电网稳定切机保护或低周减载保护没有正确动作，系统振荡后失去稳定，本单位机组相继跳停。
3．应急处置基本原则发电厂所在电网与大电网解列，系统振荡时，运行人员应遵循保电网、保设备的原则，按照发电厂事故处理规程正确处理、正确操作，尽可能使系统回到稳定状态，尽可能地确保厂用系统可靠运行，避免本单位停电事故发生，避免重大设备损坏事故。
4．___机构及职责4.1发电企业电网分列独立电网运行应急领导小组及职责4.1.1发电企业电网分列独立电网运行应急领导小组组长：厂长副组长：生产副厂长成员：运行、策划、安监、行政、检修、物资部门负责人4.1.2发电企业电网分列独立电网运行应急领导小组职责4.1.2.1负责本应急预案的制定、修订，并定期___演练，监督检查各部门在本预案中履行职责情况。
孤网运行火电机组调试关键技术
负荷 波动 、 全厂 失 电等 特殊 工况 下机 组设 备 的安全 。
３ １ 采取 合 理的 电气 保护 定值 策 略 ．
针对 孤 网运 行 的特 殊 状 况 ， 区 内的 电气 保 护 厂
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湖 北 电 力
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孤 网 运 行 火 电 机 组 调 试 关 键 技 术
周 忠 涛 ， 江
（． １ 三峡 大学 ， 湖 北 宜昌
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电 网 中最 大单 机 容量 小 于 电 网总 容 量 ８ 的 电 网 ， 以称 为 大 电 网 ， 可 而单 机 容 量 大 于 电 网 总 容 量
［ 收稿 日期 ］ ２ １ —４１ ０ １０ —５
［ 者 简 介 ］ 周 忠 涛 （９ Ｏ ） 男 ， 北 省 随 州 市 人 ， 级 工 作 １７一 ， 湖 高
２ ２ 孤 网 运 行 难 点 ．
型锅炉 、 由南 京 汽轮 电机 （ 团） 限责 任公 司 生 ２台 集 有
产 的 Ｎ３ —． ３型汽轮机 和 Ｑ Ｊ３ —－１型发 电机 、 ０８ ８ Ｆ 一０２１ 南
京科 远公 司的 Ｎ ＴＫ分散控 制系统 。 针对 孤 网运 行 火 电 机组 的特 点 ， 定 了专 门 的 制
常动 作 ， 要 对发 电 需 机保 护 进行严 格 功能检 查 和试验 。 在 并 网初 期 ， 由于 孤 网机 组 汽 轮发 电机 与黑 启 动装 置 之 间的负 荷分 配 不 稳 定 ， 容 易 造 成 汽 轮发 较 电机短 时 间的逆 功 率 ， 此 对 于发 电机 逆 功 率保 护 因
热电厂孤网运行技术措施
热电厂孤网运行技术措施第一篇：热电厂孤网运行技术措施1#机组孤网运行技术措施一、1#机组孤网运行目的⌝配合供电部门进行35kV石热II线改至303开关间隔的工作。
二、35KV石热II线停电时间⌝ 5月19日 06:00---5月19日18:00三、孤网运行期间电厂主要工作⌝检查3031刀闸。
四、孤网运行前的运行方式⌝ 35KV 石热II线304开关运行于35KV II母；35KV 热张线305开关运行于35KV I段母线；母联300开关运行；303开关检修状态。
⌝ 1#主变运行，2#主变冷备用（孤网运行前一天操作）⌝ 1#机运行（负荷13MW左右），3、4、5、6#炉运行，供汽由双减和抽汽共同接带（抽汽60吨/h;双减220吨/h）。
五、孤网运行期间运行方式：⌝ 3、4、5、6#炉运行。
⌝1#机自带厂用电运行（电负荷在6MW左右），抽汽退出；供热由双减带，总量在280吨/h(1#双减60吨/h;2#双减110吨/h；3#双减110吨/h)。
⌝垃圾电厂运行两台锅炉（供汽30T/h）。
⌝35KV II段母线检修；35KV I段母线检修；35KV 石热II线检修；35KV 热张线检修；1#主变高压侧开关301开关检修状态；1#主变低压侧开关101合闸；1#主变运行；2#主变冷备用；10KV I、II、III、IV、V、VI段运行。
六、1#机组由并网于35KV 石热II线改为孤网运行的操作步骤（当班值长指挥，各专业专工配合）⌝值长通知调度、电厂，我厂将实行孤网运行的运行方式。
⌝1#机逐渐减少抽汽量，减少电负荷至8MW左右，切除抽汽，解列1#高加，供热全部由双减带。
⌝联系调度将热张线负荷降为0，检查热张线305开关电流到0，汇报调度。
⌝待调度令拉开热张线305开关。
⌝调整1#机有功、无功,检查石热II线304开关、1#主变301开关电流、功率基本到0（功率控制在0.2MW-0.5MW）,汽机退出1#机功率闭环自动功能，投入二次调频功能。
孤网运行应急预案(一)
孤网运行应急预案（一）扶沟项目孤网运行工作总结扶沟项目目前无厂区备用电源，一旦系统联络线故障跳闸，或线路及对侧变电站需要项目公司机组配合检修的情况，就必须机组孤网运行，结合扶沟项目几次孤网运行的工作情况，向各位领导汇报如下：孤网运行，顾名思义就是机组脱离电力网，成为独立的电网，在大网中，由于网频基本不变，所以汽轮机调门的增减直接控制机组的负荷，而在孤网运行中，机组负荷取决于公司用户，调门变化如果不能平衡负荷，将直接反应到网频上，因此汽轮机调门的调节任务由负荷控制转变为以稳定转速为主。
同样，机组励磁系统调节也由并网时的调整无功负荷转变为孤网运行的电压调节。
一、孤网运行的危险点分析1、首先，必须明确一点，机组孤网运行本身就是一种非常危险的运行方式，尤其是我们项目公司只有一台机组在没有备用电源的时候。
所以，在可能的情况下，要和当地电业部门沟通协调，千方百计尽量避免这种运行方式或尽量减少和缩短这种运行方式的时间，尽量保证机组并网运行或尽快恢复机组并网运行方式。
2、孤网运行期间，一旦机组出现问题，就有可能造成全厂停电，届时机组油泵（直流油泵启动时间也很有限）、盘车、给水泵无法启动，可能导致润滑油中断汽轮机烧轴瓦、转子弯曲、锅炉缺水干锅等一系列电厂恶性事故，还有消防水中断、厂区照明消失等都会给生产现场和全公司的事故处理带来很大的事故隐患，如果时间再长，直流系统放电过度，还会造成全厂直流系统崩溃，后果不堪设想。
二、孤网运行事故防范措施根据孤网运行存在的上述危险性，制定如下防范措施：1、经常与当地电业部门、尤其是扶沟变电站沟通，遇到停电机会，积极创造条件督促供电部门对项目公司所在线路机所属设备进行检修、维护，保证设备运行的可靠性和稳定性。
2、在孤网运行之前，各专业必须做好有关事故预想，针对上述孤网运行存在的危险点分析，采取具体防范措施：a、电气专业电气专业在孤网运行前后主要工作就是保电，一个是低压交流电，另一个就是直流电。
电网故障及火电机组控制应对措施
电网故障及火电机组控制应对措施随着电力市场的不断发展和电网规模的不断扩大，电网故障已经成为了一个必须重视的问题。
电网故障不仅会严重影响电网的稳定运行，还会对电力市场造成不良影响，甚至给人的生命和财产安全带来威胁。
为了保障电网的稳定运行，火电机组在电网故障发生时起到至关重要的作用。
本文将针对电网故障及火电机组控制应对措施进行详细的介绍。
电网故障的概述电网故障是指电压、电流、频率等参数与规定值发生偏差、突变或出现异常现象的故障。
电网故障的主要原因有外部故障、内部故障和设备故障等。
外部故障包括天气因素、自然灾害、恶劣工作环境等；内部故障主要包括电网保护系统故障、控制系统故障等；设备故障主要包括变压器故障、开关故障、线路故障等。
电网故障的发生会造成电网的稳定运行受到威胁，电力市场的正常运行受到影响，并且会对用户的供电质量带来影响。
因此，如何解决电网故障成为了电力领域需要解决的重要问题。
火电机组控制应对措施火电机组是保障电网稳定运行的重要设备之一。
当电网故障发生时，火电机组控制系统的应对措施非常重要。
以下是针对电网故障时的火电机组控制应对措施。
1. 火电机组启停控制在电网故障发生后，为了保证电网运行的稳定性，需要实施火电机组的启停控制。
应对不同类型的电网故障，火电机组控制系统的启停策略也会有所差异。
对于电网电压下降，甚至出现电压闪变时，火电机组的启动策略为快速启动。
在控制供电范围内，应尽快将火电机组投入运行，同时实施适当的控制策略，以使电压能够及时地恢复正常。
对于电网电压突然上升的情况，火电机组控制系统应针对不同情况进行响应。
对于电压上升较为缓慢的情况，可以对火电机组实行减负或是适当调整火电机组的出力参数。
对于电压上升较快或突变的情况，需要对火电机组进行紧急停机，以确保电网运行的稳定性。
2. 火电机组频率调节控制在电网故障发生时，电网频率的稳定性也是非常重要的。
为了保证电网频率的稳定，火电机组控制系统需要实施频率调节控制。
火电厂孤网运行机组动态特性及控制措施分析
火电厂孤网运行机组动态特性及控制措施分析摘要：为有效保障火电厂机组在孤网运行状态下的稳定运转,必须确保各台机组均具备良好的调节性能。
在孤网运行状态下,各台机组不仅要对频率进行调节,还需对功率进行调节。
因此,对控制系统具有较高要求,要求在较短时间内,实现对控制目标的有效转变,以有效保障孤网呈现较为稳定的运行。
因此,有必要对火电厂孤网运行机组动态特性及控制措施进行深入分析。
关键词：火电厂；孤网运行；机组动态特性；控制措施1孤网运行工况检测在联网处于正常状态的情况下,机组运行的频率大致50±0.2Hz的范围之内出现波动及变化。
在处于孤网运行的状态下,特别是在前期孤网运行的时期,机组频率通常会呈现出幅度较大的变化,此时,可对系统频率及火电机组的转速进行监测,以对孤网运行的实际状态进行判断。
当电网频率波动变化超出50±0.2Hz的范围之内时,可判定形成孤网运行的状态。
然而,在前期孤网运行时,功率呈现出较大的不平衡时,机组具有较快的转速变化,此时仅凭对机组转速进行检测来判断孤网运行状态,难免出现滞后现象,特别是对于联网运行状态中没有对一次调频进行投入的机组会造成机组转速呈现出过大的超调量变化动态。
因此,在功率呈现出较大的不平衡时,为实现对机组转速在最短时间内的有效控制,要求机组具备相应功能,能实现对加速度的有效检测,以及实现对不平衡功率的有效检测。
确保能在最短时间内实现对机组转速的有效调节。
通过尽快实现调节,并结合相应已经完成启动的控制策略,切实保障对频率变化进行抑制的有效性。
2电网孤网运行风险的影响因素2.1减载和联切装置的影响目前使用的低频减载、低压减载即联切装置大都是根据大电网的运行系统而设计的，因此在电网孤网运行过程中，运用这些装置稳定孤网运行时必须对运行功率进行计算[2]。
如果孤网运行功率出现缺额，那么必须在频率下降到一定数值后才能开始运作。
同时，为了确保不出现误操作现象的发生，必须要在孤网运行过程中根据当前电网的实际情况进行延迟设置。
火电厂单机带孤网运行控制策略
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/ASeries 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卷中国电力电力自动化够保持相对稳定，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。
孤网运行火电机组调试关键技术2
孤网运行火电机组调试关键技术一、孤网运行特点电网中最大单机容量小于电网总容量8%的电网, 可以称为大电网, 而单机容量大于电网总容量8% 的电网, 统称为小网, 孤立运行的小网, 称为孤网。
大电网中, 某机组出现甩负荷或负荷波动, 由于变化部分的负荷所占的比例较小, 变化的负荷可以由网中其他机组进行补偿, 电网频率能控制在规定范围内波动。
而对于孤网, 一旦发生机组甩负荷或负荷波动, 会造成整个电网供需关系严重不平衡, 电网频率大幅度波动和振荡, 甚至崩溃。
孤网运行最突出的特点是: 机组主动调频, 被动负载, 通过汽轮机调节系统维持电网频率稳定。
二、孤网运行难点火电调试是全面检验发电机组及其配套辅助设备的设计、制造、施工、调试和运行的重要环节。
孤网运行的火电机组和普通机组相比, 在调试期间, 存在着更大的风险和困难。
一是安全隐患大, 孤网运行机组由于没有外部电源供电, 事故停机时, 汽轮机、锅炉等热机设备处于十分危险的境地, 处置不当, 很可能造成汽机断油烧瓦、汽缸进水、锅炉汽包变形等严重事故。
二是系统稳定性差, 当用电负荷发生改变时, 频率随之发生变化。
当变化幅度较大时, 会影响到机组辅机的出力, 导致机组运行困难。
三、孤网运行调试关键技术孤网运行的机组调试同样可分为: 整套启动前调试、空负荷阶段调试、锅炉点火与汽机冲转、机组并网与空负荷试验、带负荷调试、机组168h 可靠性试验等几个阶段。
针对孤网运行火电机组的难点和特点, 需要采取一些特殊的调试技术措施, 以确保在负荷波动、全厂失电等特殊工况下机组设备的安全。
1、采取合理的电气保护定值策略针对孤网运行的特殊状况, 厂区内的电气保护定值采用随用电负荷的变化而改变的策略。
在“黑启动装置”——柴油发电机组启动前, 母线、母联、开关的保护定值设为“0”区；在“黑启动装置”——柴油发电机组启动后, 对厂用变、综合变、备用变进行冲压时, 母线、母联、母线开关的保护定值设为“1”区；在大功率的电机启动时, 将电气设备的保护定值设为“2”区；在机组并网带负荷时, 将母线、母联、母线开关的保护定值设为“3”区。
独立网运行应急预案
热电厂（汽机部分）独立网运行应急预案一、机组运行方式：由母管制改为单元制将主蒸汽母管分段门关闭其中一个，旁路一次、二次门微开。
1#炉带1#机组、2#、3#炉带2#机组，机组运行时可根据真空、负荷情况解除高、低加运行，减少保护投入、防止抽气系统水侧进入汽侧。
二、解除机组对外供抽汽，厂外工业用气采用3#减温减压供给。
三、单台机组最低负荷15MW以上，减少启停设备对电网的冲击。
四、解除OPC保护、1#—4#轴瓦振动保护、低真空保护、五、为防止厂用电中断须租用50KW三项交流发电机3台，分别作为供1#、2#机组盘车电机和交流润滑油泵及疏水泵的临时电源或接永久性低压电源。
高压启动油泵、润滑油泵、直流油泵应每周进行一次启动联锁试验，检测设备可靠性。
照明设施、手电、手动盘车工具齐全，六、人员安排：孤网运行期间前夜下班必须在倒班宿舍休息至明天早8点离开，零点上班人员必须提前8小时到倒班宿舍休息待命。
检修人员白班、夜班设2名值班人员。
七、听从值长的统一指挥，协调好机、炉负荷，保证通讯设备的完好。
启动或停止315KW以上电机和调整三抽工业用气必须经值长同意后方可启动或停止。
八、汽机运行人员必须做好转数的调整，使转数控制在3000r/min，控制好阀位与转数的调整关系。
启停大功率设备或特大功率设备必须说明准确功率数值，以便汽机运行人员提前调整好转数，避免因各分公司通报不准、擅自启停、误操作、保护解除不到位、联锁切除不到位等原因造成超速或频率超出最低允许范围导致停机事故。
九、所有班长、司机都应熟练掌握负荷与转数的比例关系，启动大型设备对孤网的冲击要做到心中有数，包括要了解电机的启动方式、电流多少等参数。
十、防止汽轮机超速事故预案1、象征：1.1 机组负荷突然甩到零,机组发出不正常声音；1.2 机组转速或频率指示超过规定值并继续上升；1.3 主油泵出口压力、透平油安全油压及润滑油压升高；1.4 机组振动增大；1.5 OPC保护动作，电超保护、机械超速保护可能动作。
发电机孤网运行方案
发电机孤网运行方案一、孤网运行的四个平衡条件：1、用电与供电的平衡，考量的技术参数：电网频率稳定；2、用汽与供汽的平衡，考量的技术参数：主蒸汽母管压力的稳定；3、用热（汽）与抽汽的平衡，考量的技术参数：抽汽母管压力的稳定；4、锅炉用水与供水的平衡，考量的技术参数：供水母管压力的稳定。
通过各种技术手段保证平衡条件对应的考量参数相对稳定，即可保证孤网系统相对稳定。
二、用电负荷的选择：1、目前氯碱动力负荷约4000kW，精细化工共有用电负荷约5000kW。
装置的负荷等级为二级，还有部分一级负荷。
2、氯碱整流负荷为三级负荷，满负荷生产负荷约45000kW，由四台整流变按一拖二方式供电。
单台整流变实际最大用电负荷约10000kW。
整流是非线性负载，是谐波源。
孤网运行发电机组仅向某一个特定的装置供电，锅炉、汽机等设备的用电仍然是网电。
由于孤网机组供电可靠性不是很高，目前找不到适合孤网运行的用电装置和用电量。
如果将电解整流的一部分用电负荷由孤网发电机组供电，即能满足供电可靠性要求，又能保证足够大用电负荷，毕竟孤网系统是按“以汽定电”的原则确定发电机组的发电量。
三、保障孤网稳定运行的技术措施：1、治理谐波。
整流负载会产生6k±1次（k=1,2,3…）特征谐波，如5、7、11、13次谐波。
谐波含量过大时，发电机定转子之间的电磁耦合产生脉动电磁转矩，影响发电机安全稳定运行；电压波形畸变后对整流以外的线性负载产生影响。
通过对单台整流变压器进行谐波测试，掌握各次谐波的含量，如有超标，需要加装并联滤波装置进行治理，消除含量高的谐波。
2、发电机组采用调节性能优良的同步器。
整流器对供电电源质量的要求：频率范围：50±0.5Hz；相对稳定。
发电机组同步器起调节控制汽轮机主汽门的作用，要具有迟缓率小、执行机构的控制灵敏度与动作灵敏度高、稳定性好、运作快速等特点。
在系统受到扰动时，能够通过同步器的优良调节性能将频率恢复到正常值。
孤网运行解决方案
孤网运行解决方案拟采取的解决方案：①、系统的组成，与系统弱联系的小电网稳定运行控制系统是由汽轮发电机组、蒸汽产生装置及与其相连的送水管道、计算机处理单元、信号检测单元、电加热单元、水介质储能单元、变压单元、电力控制单元等组成。
②、工作原理，用负载调节系统替代和补充电网功能：当用电系统负荷波动时,在汽轮机调速系统还未作出自动调整的情况下，由负载调节系统及时投入或释放与电网波动量一致的负荷，并联在小电网运行的电网中,适时调整整个电网的用电负荷,使得汽轮发电机组按原先设置的等功率发电量运行,电源网频就不存在变化。
这样就从根本上解决了网频随负荷变化而变化的问题。
③、负荷调节系统长时间运行的可靠性。
由于负荷的波动是一个电能的波动问题,或者说是一个拥有很大能量且长期源源不断进行输送的一种能量,固定的负荷装置是不能长期容纳这么大能量的,即使可承载额定容量,长期运行也会发生“爆炸”。
山西博赛克电力技术有限公司采用了“随进随出”的设计思想,将流入的能量随时转化为其它形式的能量,同时接纳新的电能。
这样就产生了可长期稳定运行的负荷调节装置。
④、瞬时调峰和长期稳频，能量储存技术的应用。
众所周知,大功率交流电能是不能储存的,国外一些技术能将小功率电能转化为磁能进行储存,但对大容量电能是无能为力的。
我公司发明的专利技术，有效实用结合火力发电厂状况，将热能转变为电能原理,采用循环综合利用办法进行调节负荷, 即热电厂电负荷波动热贮能电厂电。
既不浪费能源,又能解决负荷波动,更重要的是可解决长时间负荷波动问题和大负荷频繁投切问题。
在恶劣的用电环境也能保证小电网输配电系统稳定运行，向用户提供与大电网等质的电能，完全满足生产、生活需求。
其基本原理就是模拟电网功能，用负载调节系统替代汽轮机组的汽门排放蒸气调节负荷系统（DEH）和自动二次调频方法，彻底解决瞬间调峰和长期稳频和大负荷频繁投切问题。
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收稿日期：2009－05－04
作者简介：何杰（1970－），男，工程师，现为华能安源发电有限责任公司安全生产部主管。
0引言
华能安源发电有限责任公司（简称为安电公司）
704号机为哈尔滨汽轮机厂生产N135—13.24/535/535型超高压、中间再热、双缸双排汽凝汽式汽轮
机。
该机的调速保安系统采用北京和利时公司的低压纯电调型式，汽机控制DEH 系统原设计不包括孤网运行的特殊控制方式。
由于冰冻雪灾天气影响,
2008年2月29日11:36该机单机小网运行，电网侧
万西线线路跳闸故障，引起发电机负荷由88MW 降至
75MW ，汽机转速由3000r/min 升至3346r/min ，OPC 103%保护未动作,最后汽机超速保护动作，主
汽门关闭，发电机跳闸解列，厂用电消失。
由于220kV 线路因故障无法恢复，无法从220kV 系统获得厂用电，导致厂用电中断近13h 。
1过程及原因分析
1月29日11:36704号机跳机部分参数统计如
表1所示。
通过分析表中数据发现，这次跳机前的短暂时间内704号机存在孤网运行，孤网周波较高，机组转速大大超过3090r/min 。
但因机组未解列，达不到电
超速103%保护动作条件，机组转速（孤网周波）仅靠一次调频系统进行调节。
而一次调频范围已设定
孤网方式下火电机组的应对措施
何
杰
项耀华
(华能安源发电有限责任公司,江西萍乡337016)
摘要：在某些特定情况下，火电机组存在孤网运行的可能，而DEH 系统一般不带孤网运行控制策略。
本文介绍了
华能安源发电有限责任公司因恶劣天气引起的孤网运行造成的跳机事故的经过及所造成的后果,对事故的原因进行了详细的分析，提出了针对这种电网事故所应采取的防范措施。
关健词：电厂；孤网运行；跳机;防范措施;验证中图分类号：TM621
文献标识码：B
Abstract :In some cases,power unit operates in isolated ually,DEH system has no control strategy of isolated operation.The paper illustrates aftermath of #704units tripping caused by isolated operation which is the result of weather.Finally,the accident reason is analyzed and countermeasures are put forward.Key words:power plant;isolated operation;trip;analysis;measures;test
时间
负荷（MW ）
转速
r/min 主汽压（MPa ）
二次油压（MPa ）
安全油压（MPa ）
11:36:068830008.970.23 1.0411:36:088830038.970.2310.411:36:108830008.960.23 1.0411:36:128830658.960.23 1.0411:36:137530658.970.23 1.0411:36:147531279.030.22 1.0811:36:167631809.090.22 1.1311:36:1876.832269.120.22 1.1511:36:2077.532679.130.22 1.1811:36:227832889.150.22 1.1911:36:24033469.680.160.1211:36:260335610.310.050.0411:36:280336510.510.020.0311:36:300337010.680.020.0211:36:320337510.830.010.0211:36:340337610.920.010.0111:36:380337511.010.010.0111:36:410337511.020.010.0111:36:45
3368
11.03
0.01
0.01
表1
跳机时机组参数
文章编号：1006-348X （2009）03－0026－02
为：2990～2998r/min和3002r/min～3009r/min，孤网运行的机组转速已超出其调节范围，一次调频作用有限，最终孤网周波继续上升，机组转速上升，704号机转速一直升至汽机超速保护动作,安全油压泄去，关主门、调门，跳发电机油开关。
从以上分析可看出，发生孤网运行时，电网侧万西线线路跳闸故障引起汽机的功率和电网功率有一个差值，必然造成汽轮机转速飞升。
由于汽机控制DEH系统未设计DEH带小网控制功能，从而导致孤网周波难以控制，机组转速无法保持稳定。
2防范措施
2月29日事故发生后，安电公司领导高度重视，决定针对704号机组DEH系统在孤网运行时所产生的事故制定防范措施。
经过安全和技术人员充分论证，拟通过新增下述功能实现发电机组带小网控制功能：
2.1汽机电超速OPC103%保护方案的修改
关于现有汽机OPC103%保护方案:OPC103%动作的条件是发电机主油开关跳和OPC103%相与。
而小网运行情况下，发电机主油开关跳与OPC 103%相与保护条件应取消,否则孤网运行情况下, OPC103%保护不会动作;并且OPC设定点仍然为103%，限制了一次调频功能的发挥，对机组的频率控制是不利的。
OPC103%可改为105％(即3150r/min)动作。
这样，既可以使汽机DEH系统在±5%的全范围内进行频率调节，保证机组带孤网运行的稳定性，同时又保证了机组电超速保护能够正确动作。
2.2孤立运行时开放一次调频限制
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。
孤网是孤立电网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量电网。
孤网运行最突出的特点是运行人员关注的问题不再是负荷调整，而是调整孤网频率，使之维持在额定频率的附近，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。
一次调频功能是通过调节汽轮机调门的开度，利用机组的蓄热来快速响应电网频率的变化。
当频率偏差在死区内，变负荷指令输出为0，机组不参加调频，死区的设置是为避免机组频繁进行一次调频动作。
当转速偏差超出死区范围后，机组才根据超出量大小和机组速度变动率进行计算，从而得出机组负荷的调整量，以控制机组出力，调整单机或电网调频。
但704号机组一次调频范围原先设定为:2990 ~2998r/min和3002~3009.5r/min，现需要扩大成2848~2998r/min和3002~3017r/min，减少机组超速风险。
一次调频函数修改如图1所示。
图中：△n=3000-n，n为实际转速。
转速的死区不变。
另外，为加强调节作用，阀门系数根据具体情况可以逐步放大。
2.3增加DEH孤网控制投入连锁开关
由于安电公司电气并网回路复杂，运行方式多样，难以同时提供机组带大网、小网运行方式的状态。
为此，汽机采用增加孤网控制投入连锁开关的方法，由运行人员确认转速在＋102％(即3060r/min)以上时，认为是带孤网运行，投入DEH小网控制投入连锁开关，切换一次调频参数及OPC动作值。
最后应对以上安全技术防范措施进行静态及动态模拟试验，试验合格后确定最终的参数。
3结束语
综上所述，对机组孤网运行时所产生事故所采取的安全防范措施，理论上是有效的,可以满足孤网运行时维持机组转速的稳定以及发电机功率和厂用电负荷的平衡。
同时，从目前电厂实际情况看，机组尚不具备进行孤网运行甩负荷试验的条件。
因为此次冰冻雪灾天气50年一遇，并且在试验前都要做许多“预备工作”（例如锅炉提前投入部分油枪，一些自动装置如CCS切换为手动控制，放宽保护定值范围、甚至解除个别保护等），所以机组孤网运行时所采取的安全防范措施是否能够经受真实工况的验证，在这里也只是理论上的分析，还需日后实践检验。
参考文献：
［1］王宏伟.姚玉雁.火电厂小网运行功能的应用［J］.华中电力，2007，01.
［2］李俊.火电厂单机带孤网运行控制策略［J］.中国电力，2008，11.
［3］黄河，徐光虎，余畅.2008年南方电网冰灾期间孤网运行经验［J］.南方电网技术，2008，05.。