孤网运行
关于孤网运行的风险及解决办法：
风险:
孤网运行是有风险的，长期以来,由于习惯思维方式和苦于没有孤网运行的安全保障技术,全国的自备电厂大都必须并网才能运行。在并网发电的状况下，也因费用高亏损而被迫停产,直至倒闭；所剩的电厂也是咬紧牙关，苦苦维持。对于全国乃至全世界发电事业来说,有个别发电企业实行孤网运行,但很不稳定，频繁的排气，紧张的调节使得发电厂的工作人员身心疲惫,安全没有保障。究其原因,主要是孤网运行的发电厂,无法解决大负荷冲击和小负荷频繁波动引起发电机周波波动带来的影响,机组经常被冲跨，或者就根本无法运行。而对于自备电厂供给高耗能电弧炉这样的负荷来说，孤网运行就更难。因为电弧炉是最不稳定的负荷，电极的升降，机械电气故障，都会直接影响自备电厂发电机组的稳定运行。对于生活用电负荷，一般比较稳定。
解决办法:
采用了我公司负载调节技术,能有效地解了上述技术难题,尤其是彻底解决了大负荷频繁投切使发电机周波、电网网频的波动问题，发电机组稳定运行,企业效益稳定增加。客观地讲,孤网运行是一个系统工程,机组人为调整是难免的,由于发负荷调节系统的技术应用,使得人为调整频率减缓,大幅度降低了发电厂人员的劳动强度、保障了设备的安全运行,不存在人为解决瞬时波动的问题，仅需要根据汽压、负荷波动、锅炉燃烧等情况做出有计划的适时调整。从运行情况看,发电企业的利润是由负荷使用单位和发电企业共同创造的，机组安全运行的风险也是由负荷单位和发电企业共同承担的。计算机监控、电话等适时调度手段、有效的电力调控措施是稳定运行的重要保证
孤网运行两个难点：
①厂用备用电源（网电或柴油发电机组）
②运行中负荷波动给机组的冲击、即发电机组的稳定性。
1、采用“负荷调节”原理：由于汽机调速器最大调节量应小于机组额定容量的8%，即对于3万机组，靠调速器调整最多可调节2400KW，一般达不到8%，当负荷波动超过2400KW时，将可能出现超速或低频保护现象,致使系统停机。“负荷调节”原理:根据发电量容量和负荷波动量，选定“负荷调节”最大容量，例20MW。在发电机供电母线上并联“负荷调节设备”，当负荷侧减负荷时，“负荷设备”增等容量的电负荷，当负荷侧增负荷时“负荷设备”减等容量的电负荷，整厂发供电过程，相当于发电设备并联一个“虚拟电网”，即相当于并网功能的电网在起作用，保持机组的安全运行。
2、在负荷波动时，为了稳定独立电网的稳定性，可能通过能量转
换需损失微小的一部分电量，
系统将波动的能量转换为热能进行储存，并回收于锅炉增加发电量，达到能量转换的目的。这样即达到稳定发电的作用，又没有浪费能源。
什么是孤网？
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。
电力建设规程曾有规定，电网中单机容量为电网总容量的8%，以保证当该机发生甩负荷时，不影响电网的正常运行。例如60年代初期我国开发20万千瓦机组时，只有东北电网具有容纳该机组的能力。当时东北电网容量约为300万千瓦。
电网中的各机组，一般都有10%——15%的过载余量，如果电网中的机组调速系统都正常投入，一旦某机组发生甩负荷，并且该机组容量为电网总容量的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，相当于机组转速下降12r/min，对供电质量的影响仍在运行规程规定的范围内。
最大单机容量小于电网总容量的8%的电网，可以称为大电网。目前，我国各大地区电网的机网容量比已经远小于8%，可以看作是无限大电网。
相比之下，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，孤网可分为以下几种情况。
网中有几台机组并列运行，单机与电网容量之比超过8%，称为小网。
网中只有一台机组供电，成为单机带负荷。
甩负荷带厂用电，称为孤岛运行工况，是单机带负荷的一种特例。
孤网运行的特点？
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。
风险:
孤网运行是有风险的，长期以来,由于习惯思维方式和苦于没有孤网运行的安全保障技术,全国的自备电厂大都必须并网才能运行。在并网发电的状况下，也因费用高亏损而被迫停产,直至倒闭；所剩的电厂也是咬紧牙关，苦苦维持。对于全国乃至全世界发电事业来说,有个别发电企业实行孤网运行,但很不稳定，频繁的排气，紧张的调节使得发电厂的工作人员身心疲惫,安全没有保障。究其原因,主要是孤网运行的发电厂,无法解决大负荷冲击和小负荷频
繁波动引起发电机周波波动带来的影响,机组
经常被冲跨，或者就根本无法运行。而对于自备电厂供给高耗能电弧炉这样的负荷来说，孤网运行就更难。因为电弧炉是最不稳定的负荷，电极的升降，机械电气故障，都会直接影响自备电厂发电机组的稳定运行。对于生活用电负荷，一般比较稳定。
解决办法:
采用负载调节技术,能有效地解了上述技术难题,尤其是彻底解决了大负荷频繁投切使发电机周波、电网网频的波动问题，发电机组稳定运行,企业效益稳定增加。客观地讲,孤网运行是一个系统工程,机组人为调整是难免的,由于发负荷调节系统的技术应用,使得人为调整频率减缓,大幅度降低了发电厂人员的劳动强度、保障了设备的安全运行,不存在人为解决瞬时波动的问题，仅需要根据汽压、负荷波动、锅炉燃烧等情况做出有计划的适时调整。从运行情况看,发电企业的利润是由负荷使用单位和发电企业共同创造的，机组安全运行的风险也是由负荷单位和发电企业共同承担的。计算机监控、电话等适时调度手段、有效的电力调控措施是稳定运行的重要保证
单机孤网运行时，频率调整是由调速器自动进行的，此时的调速方式采用频率给定模式，并切除反馈元件，这样调速器会跟踪给定频率自动调节原动机出力，从而达到调频的作用。为了防止负荷变化频繁而造成调速器的动作频繁，可以适当给定频率死区，在一定的频率变化时而不参与调节，这个死区要看你这个小网的频率要求，当然比起大系统来说，小网的频率出现一定的偏差是允许的。
电压调节原理和上述基本相同
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
FCB ( FAST CUT BACK )是机组快速甩负荷至带厂用电运行，也就是我们常说的小岛运行。FCB控制的基本功能是：当机组在正常工况下运行时，若由于发电机与电网解列，机组的FCB功能将自动投运，快速甩负荷并带厂用电稳定运行。在机组甩负荷过程中，能保证机组运行参数的变化在安全范围内，而且不引起停机停炉保护动作，不危及设备安全，以便有可能较快的重新并网发电。
针对机组自带厂
用电“小岛”运行的可行性和可靠性进行了专项调研。
一、DEH的控制能力
由于国
内电网的容量都很大，而且水电和火电相互并存，因此长期以来对火电机组具备FCB功能并没有特别强调，目前国内也还没有一个普遍适用的理想的控制策略。针对小网系统容量小、系统稳定性差等特点，各家的DEH在实现FCB的方案上不尽相同，除了个别电厂在实际运行中碰到过电网故障自带厂用电运行的情况，大多数电厂是通过DEH系统仿真试验或者机组甩50％负荷、甩100％负荷试验，来验证其是否具备FCB功能的。
在使用上海新华DEH的厂家中，广东云浮电厂#4机（135MW）在甩14MW负荷试验，硬件OPC未动作，仅靠一次调频、二次调频及OPC快减就实现了功率和转速的调节；2004年6月河南周口隆达电厂2台125MW机组发生带小网运行，后因为转速、负荷大幅波动，油开关解列自带厂用电运行约25分钟，转速维持在2973～3026rpm之间等幅振荡。事故发生后新华公司对周口#2机组DEH进行了改进：完善一次调频功能、提高OPC动作定值、增加二次调频、功率-负荷不平衡等功能，于2004年10月进行了甩大网负荷FCB试验，在甩40MW负荷后，OPC动作2次、频率波动8次，转速峰值3248rpm，过渡过程时间4分钟（详细的试验报告见附件一）。此外，新华公司还提供了山东恒通化工集团热电厂两台60MW机组孤网运行的DEH控制方案，经电话联系，该厂正常运行时负荷平稳，至今还没有碰到过甩大负荷的情况，也没有做过甩负荷试验。
调研中，山东魏桥纺织集团热电厂的2台机组分别通过全甩负荷试验，验证了其DEH控制系统能够满足孤网运行、甩负荷带厂用电的要求。该电厂的多台机组均为南京汽轮机厂生产的60MW抽凝机配和利时的DEH。2005年5月，和利时公司对魏桥的DEH控制方案做了改进：取消了103％超速限制功能，以避免OPC电磁阀反复动作；利用转速加速度大信号动作OPC电磁阀，并利用这一信号直接修正调门的阀位给定值等，成功在魏桥2期和邹县3期的2台机组中验证了具备FCB功能。（详细试验报告见附件二）
此外，类似的还有山东淄博恒台县天源热电有限公司，该厂3台50MW机组为南汽机组配南京科远的DEH，与DCS一体化。经电话联系，该厂2004年先后2次发生全甩负荷而成功自带厂用电运行的情况，汽轮机转速最高飞升到3100多转，FCB半个小时后恢复并网。虽然无法得到具体的过程曲线和数据，但是厂方对DEH的调节能力还是予以了肯定。
除了抽凝机组，一些背压机组同样可以实现FCB。例如华电（北京）热电有限公司，原北京第二热电厂早在2002年就成功实现了#1机组（50MW）
甩50％负荷带小岛试验，机组转速最高飞升到3084rpm，最低降至2960rpm，最终稳定在3028～3006rpm之间，过渡过程良好，10分钟后
手动并网。
同时，国内外一些大型机组也都有成功实现了甩50％负荷和甩100％负荷FCB试验的记录。例如内蒙古国华准格尔发电有限责任公司在2003年6月26日和7月26日准永线两次跳闸，两台机组在总负荷660MW和500MW情况下甩负荷自带厂用成功，维持20MW“小岛”运行方式2.5小时，并在电网恢复正常后按电网要求快速带负荷。另外，伊朗的阿拉克电厂，4台325MW机组的三大主机都是由中国东方电气集团公司生产，DEH是东方汽轮机厂生产的DEH-Ⅲ系统。在甩50％负荷FCB试验中，通过断开发变组出口230kV电气开关，DEH系统立即从负荷控制切换到转速控制，首先汽轮机所有调门快关，机组转速瞬间冲到3090rpm，OPC保护动作，转速开始下降，然后在2940～3080rpm之间波动，两分钟后稳定下来。机组带厂用电(大约15．6MW负荷左右)稳定运行了5分钟后，机组重新并网，试验成功。在甩100％负荷FCB试验中，转速升到3100rpm，OPC保护动作，转速开始下降，然后在2890～3220rpm之间波动。自带厂用电稳定运行3分钟后，重新并网。
二、自带厂用电运行的其他难点
FCB发生后，除了汽轮机转速控制以外，对锅炉炉膛燃烧控制、汽包水位控制的影响也很大。在机组甩负荷过程中，很容易出现燃烧不稳定炉膛灭火、汽包水位越限等现象，从而引起机组保护动作，使自带厂用电失败。
2.1 锅炉燃烧控制
甩大负荷后，主蒸汽压力将迅速上升，一旦压力达到联锁定值时，过热器向空排气联锁打开泄压；同时可以利用减温减压装置直接向热网母管供汽，维持FCB后热网的供汽压力。由于锅炉的部分燃烧器相继快速被切除，同时锅炉送风量跟随锅炉负荷指令突降，炉瞠压力波动比较大，锅炉燃烧极不稳定，很可能会出现炉膛压力超过允许值，从而导致锅炉灭火保护MFT动作。锅炉灭火后如迅速采取措施，利用锅炉余热蒸汽维持机组厂用电保持较低负荷运行，在短时间内也是可行的。锅炉运行人员快速做好锅炉恢复，尽快点火，数十分钟后可以恢复。当然，在DCS控制方案里，MFT动作不能联锁跳机。
2.2汽包水位控制
汽包水位是锅炉汽水物质是否平衡的标志，即给水量和蒸发量之间的平衡。当FCB发生后，主蒸汽流量由于汽轮机的调门快速关闭而大幅度突降，而给水流量的下降速度相对要慢一点，从而造成汽包汽水的严重不平衡，引起汽包水位的大幅度波动，因此 FCB后，汽包水位控制的难度比较大，此时水位调节切为手动，运行人员要提
高警惕，避免汽包水位超过保护极限值。
2.3 电气系统
当机组自带厂用电运行时，由于出力和负荷的不平衡，即使一个小小的偏差，都会对小网产生一个很大的扰动
，引起厂用电自身的小网周波波动。发电机变压器组所有元件能否在这种波动的周波下正常工作？所有辅机能否在很低的电能质量下正常运行？一旦电气保护动作，也会导致自带厂用电失败。
针对这些问题，有些电厂在FCB后，对控制逻辑做出修改：FCB发生时，电抗器带厂用负荷，灭磁开关不跳闸；发电机励磁调节系统(AVR)将快速减磁，维持机端电压稳定，等待机组重新并网。同时，电气过频保护、低频保护以及发电机失步保护只跳发变组出口开关不跳发电机。
2.4对机组寿命的影响
甩负荷自带厂用电运行时，由于此时缸温较高，而厂用电电量一般仅占机组负荷的5％～10％，机组进汽量小，对转子、汽缸会产生急骤冷却，引起很大的热应力和寿命损耗。因此，甩负荷自带厂用电的允许时间也只能是很短的（汽轮机技术规范里2.1.19条汽轮机甩负荷后允许空转时间不小于15分钟）。当然，电网故障需要自带厂用电运行的工况毕是数年、数十年一遇的。
综上所述，我们认为目前国内DEH的控制水平应该说是可以满足小岛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，从目前国内实际情况看，大部分机组（尤其是火电机组）尚不具备FCB运行工况。调研中那些做过甩负荷自带厂用电试验的，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，一些自动装置切换为手动控制，放宽保护定值范围、甚至解除个别保护等），与实际甩负荷工况还是有一定的差异，所以FCB是否能够经受真实工况的严峻考验，我们在这里也只是理论上的分析。