自备热电厂孤网运行的保护研究

自备热电厂孤网运行的保护研究

发表时间：2019-06-26T11:32:46.807Z 来源：《电力设备》2019年第1期作者：江炼强[导读] 摘要：发电厂的保护整定配置是电力系统中一项重要的基础性工作，其涉及的设备种类繁多，保护内容配置复杂、自动化程度高，且对不同工况机组配置要求不一。（铜陵有色金属集团股份有限公司动力厂）摘要：发电厂的保护整定配置是电力系统中一项重要的基础性工作，其涉及的设备种类繁多，保护内容配置复杂、自动化程度高，且对不同工况机组配置要求不一。随着国家对于节能降耗工作的不断推进，自备热电厂由于其在降低企业集团生产运行成本方面的巨大优势，正逐步占领市场。但是由于小机组孤网运行能力不足，抗干扰能力较差，一旦发生事故跳电，对机组的安全运行往往影响巨大，所以

相关保护的配置就显得格外重要。本文结合铜陵有色自备热电厂应对生产运行过程出现的孤网状态，对其相关保护配置进行完善的改造实践，分析和探索小型自备热电厂应对孤网运行的保护配置问题。关键字：孤网运行；频率电压控制；发电机保护；DEH 自备热电厂机组通常带一定热负荷且并入系统大电网稳定运行，满足工业用热需求的同时并网发电降低企业用电量。事故状态下表现为瞬间脱离大电网保护动作停运停电，有孤网运行能力的可短时间带负荷孤网运行，相关保护配置能否合理动作回应对于保护机组设备或者维持机组对外供热意义重大。小电厂孤网运行，机组抗扰动能力较差。所以，保护配置、后备保护的配合、自动装置（励磁、调速、低周低压减载、备用电源自投、自动重合闸等）配合，就显得格外重要。然而，小电厂孤网运行系统很难做到系统互联电厂那样的完善的保护配置，除常规电气保护外，对于频率电压保护设置和机组DEH系统的逻辑完善应引起足够重视，这在机组实际运行过程中将有效保护机组设备的安全。现通过我公司热电机组应对几次事故孤网进行的保护完善实践，阐述一下类似机组的配置建议。

一、机组背景（运行工况）铜陵有色自备热电厂于2014年建成投入运行，装机规模为2台220t/h高温高压煤粉锅炉和2台25MW背压式汽轮发电机组，目前供热量为120t/h，发电负荷为18MW/h，单台机组运行。机组2台25MW发电机通过扩大单元接线方式接至一台63MVA主变低压侧，升压后以一回110KV线路输出至公司内部企业变电站110KV母线（一下简称上级变电站），从而接入区域电网。正常运行情况下，机组所发电力通过变电站消纳。一旦出现110KV系统故障，机组可能成为孤网运行模式，这种情况下对机组的控制和运行都是严峻的考验。机组相关继电保护配置主要有发电机保护（PA300-G）、频率电压保护（UVF202A）、线路保护（CSC-163A）等，另外机组控制系统DCS为MACSV6系统，调速系统DEH采用T800系列，故障录波为中元华电系统，保护设备及控制系统均运行稳定。

二、孤网事故经过

本机组在正常运行过程中，由于110KV系统外部故障引起上级变电站相关保护动作从而造成机组孤网运行，分别列举2016年10月、2018年9月、2018年10月三次事故跳电过程，分析孤网运行状态下出现的相关的电气参数和机组运行波动情况。2016年10月13日，由于110KV外部线路单相接地导致上级变电站线路保护动作，由于该变电站系统配置原因，事故跳电后备自投动作失败，导致本机组无法与系统脱离，从而造成机组短时间过负荷运行，15S后上级变电站人工分断机组110KV专线断路器，导致机组短时间带厂用电运行。在此期间，出现相关低频、低压或超频、超压的罕见劣质孤网运行状态，对发电机及相关设备均造成了一定影响，因后续的全厂停电也无法保障正常供热，上级变电站由于备自投投切失败也引起大面积停电，影响巨大。通过故障录波分析，此次过程中系统频率出现了38.7HZ至55HZ的大范围波动，电压也出现了103KV至118KV的大范围波动，虽然持续时间不长，但对部分设备造成了永久伤害，且由于瞬间波动太快，导致线路保护、频率电压保护等装置没有能够动作，造成了事故延续和扩大。后面针对该起跳电事故进行了专题分析，并对上级变电站相关备自投保护装置增加了事故联切机组110KV专线断路器功能，对本机组频率电压保护参数整定更改了滑差系统，在上级变电站在外部故障后能够实现备自投正常动作（检母线无压），保障其能够快速恢复供电，也避免了本机组过负荷孤网运行，但是仍然存在孤网甩负荷运行的风险。2018年9月和10月，又出现外部线路故障引起的事故跳电，相关过程参数如下图：从参数分析可以看出，由于机组孤网运行能力的不足，出现事故后依然导致了较为恶劣的电气参数，电压、频率均出现了不同程度的畸变，且相关继电保护装置仍然出现了拒动，最终仅依靠机组本身超速保护实现解列。

三、保护改造的问题和方案

针对多次出现的孤网事故，我厂组织技术人员与相关厂家和电科院对于如何孤网控制进行了深入分析和交流，由于每个热电厂具体情况不一样，对于过程中反映出来的问题主要有以下几点：

1、孤网控制方式的确定

2、继电保护装置如何满足大滑差下的动作灵敏度

3、机组DEH系统如何更好地参与保护

4、相关DCS程序的完善和修改

5、后续的技术攻关问题

最终，我们从电气继电保护装置以及机组调速系统两方面实施了改造完善。

四、改造内容和完成情况

1、对原有频率电压控制装置进行升级更新：将UVF202A系统更换为UVF202E系统，修改软件程序，增加滑差闭锁投切功能。

2、对发电机保护增加频率后备保护。

3、增加DEH转速保护功能，满足在一定小范围内出现的超速、失速进行提前解列跳机。

4、修改DCS部分控制逻辑。

具体如下：1、电气频率电压保护装置做如下改动：（1）通过软硬件更新，增加频率电压滑差闭锁投退功能，机组正常运行时取消滑差闭锁。（2）过电压保护定值为启动值117KV（110KV线路电压），延时0.1S；动作值118KV（110KV线路电压），延时0.2S；欠电压护定值为启动值102KV（110KV线路电压），延时0.1S；动作值96KV（110KV线路电压），延时0.2S。（3）过频保护定值为启动值50.5HZ （110KV线路频率），延时0.1S；动作值51HZ（110KV线路频率），延时0.2S；低频保护定值为启动值49.5HZ（110KV线路频率），延时0.1S；动作值49HZ（110KV线路频率），延时0.2S；（4）频率电压保护装置动作出口解列发电机（分断发电机出口断路器）。2、电气发电机保护装置做如下改动：（1）通过软件设置，启用发电机频率保护功能，机组正常运行时投入频率保护；（2）频率保护定值与频率电压保护装置定值一致；（3）发电机保护装置动作出口解列发电机（分断发电机出口断路器），并发信号（发电机主保护动作）至汽机ETS 系统。3、修改DCS程序，通过汽轮机转速“三选二”逻辑判断发电机并网后出现超频或低频故障。当转速≥3050转/分或转速≤2950转/分，均触发发电机出口断路器分闸，高、低频保护逻辑设置“高低频保护联锁投切”按钮。4、在DEH中增加高低频保护动作请求停机逻辑，以便于DEH在检索到发电机出口断路器超频或低频保护动作时，立刻发出停机请求，关闭汽轮机主汽门。通过模拟实验，满足预期动作目标的所有功能。

五、后续攻关建议

通过对相关保护配置的完善，满足了机组在事故状态下的安全停机要求，减少了经济损失。然而由于自备热电厂大都承担着外部企业供热的任务，稳定性至关重要，在突发事故下能够快速恢复供热是一个重要的问题。后续，我们将进行机组孤网运行能力的研究和实践，通过对现有DEH系统、油系统及DCS控制策略进行必要的升级改造，从根本上改善机组的孤网运行能力。依据行业现有技术状态，主要从

以下几方面考虑：