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
Ｖ ｏ Ｉ Ｎ ３ ｌ ３５ ｏ
Ｊ ｎ ２ １ ｕ．Ｏ１
湖 北 电 力
箜０１筮月 ２ 鲞 塑 年６ １
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
新 蔡 攸 敏 杨 ， ，
杰
４０ ７ ） ３ ０ ７
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。
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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：
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