煤电化基地安全稳定控制策略.doc

绥阳煤电化工业基地安全稳定控制策略（初稿）1、概述：为提高经济性、提高用电负荷调度的灵活性、增加供电的可靠性，企业往往建有自备电厂。为提高自备电厂的安全性、可靠性，采用的方法一般是选用多台小容量发电机组，以避免因机组故障造成的断电事故；另外，采用地区电网联网的方式作为后备电源。由于绥阳化工公司发供电系统是并网运行，在网电提供可靠的后备电源的条件下，存在的问题主要表现为大电源故障跳闸引起的电压稳定问题，损失大量负荷引起的频率稳定问题并不十分突出。但如果3台机组独立组网，则形成了典型的小电网、大机组、大负荷的发供电系统，一旦出现大电源故障跳闸事故，整个系统的频率稳定问题、电压稳定问题都将十分突出，因此，为提高化工负荷供电的可靠性，有必要对绥阳化工孤网运行安全稳定问题进行分析。2 绥阳化工基地供电系统简介2.1 电源情况自备电厂建设3150MW机组，总有功能力为450MW，总无功能力为276Mavr。发电机单台机组分别通过1190MVA变压器组以发电机变压器单元接线方式与220kV总降变电站110kV配电装置相连。共三回出线。从电网500kV诗乡变电站新建一回220kV输电线路，经180MVA降压变与总降变电站110kV母线相连。从电网220kV礼仪变电站新建一回220kV输电线路，经180MVA降压变与总降变电站110kV母线相连。2.2负荷情况及特性2.2.1负荷情况：化工负荷由烧碱、PVC负荷和电石负荷组成。其中烧碱项目：设计产能30万吨/年，烧碱生产线计算负荷为：107MW。2聚氯乙烯项目：设计产能30万吨/年，聚氯乙烯项目计算负荷为：26 MW。电石项目：电石装置设计按6台40.5MVA密闭电石炉设计，产能42万吨/年，计算负荷为：233MW根据绥阳化工煤电化一体化动力车间的电力需求情况，进行电力平衡计算，由平衡表2.3-3可以看出，采用3150MW机组，在考虑发电机组满出力正常运行时，在抽气工况或纯凝式工况两种运行方式下，电力盈余量分别为-12MW和39MW的，基本能满足绥阳化工煤电化一体化项目负荷的需求；在机组出现“N-1”运行时，抽气工况或纯凝式工况两种运行方式下，电力均出现缺额，缺额量分别为130MW或96MW，必须切部分负荷以满足正常供电要求。煤电化一体化项目电力平衡表 单位：MW项目机组运行情况抽气工况纯凝式工况抽气工况纯凝式工况机组正常运行 （3150MW）机组“N-1”运行 （2150MW）一、绥阳电厂出力（MW）3544052362701、电厂总机组4504503003002、电厂及机组相关负荷96456430厂用电负荷4530供热负荷510340二、动力车间项目总用电负荷(MW)366366烧碱装置107107PVC装置2626电石装置233233三、电力盈缺-1239-130-962.2.2用电负荷基本构成2.2.2.1烧碱项目烧碱项目最大用电装置为离子膜电解槽，需812台并联运行。其余生产单元由一次盐水精制、淡盐水膜法除硝、氯氢处理、液氯冷冻及次钠、溴化锂冷冻机组、液氯包装、烧碱蒸发浓缩、氯化氢合成等单元组成。2.2.2.2聚氯乙烯项目聚氯乙烯项目主要有乙炔单元、合成单元、聚合单元及辅助工序、VCM回收、浆料汽提、干燥、产品输送、包装）、冷冻单元，各单元串联构成聚氯乙烯生产线。2.2.2.3电石项目电石装置有35kV电石炉6台40500kVA电石炉，10kV高压电机11台，其余均为380V低压用电设备。2.2.3负荷分类根据中华人民共和国住房和城乡建设部供配电系统设计规范（GB50052-2009）第二章、第三章的规定，结合孤网运行条件下烧碱、聚氯乙烯、电石的生产特点，本项目的负荷分类分为保安电源负荷（一级负荷中特别重要的负荷）、一级负荷、二级负荷、三级负荷等类别，具体分类情况如下：（设计院未在氯碱初步设计中提供一级负荷设备名称及容量，无法统计）。2.2.3.1保安电源负荷经初步测算：氯碱项目保安电源负荷容量为5378kW2.2.3.2一级用电负荷A经初步测算：氯碱项目一级负荷容量12813kW。B电石项目：石灰生产工段的液压站液压油泵、液压站液压油加热器、液压站液压油循环泵、电石生产、电石冷却工段的升降油泵、电石装置循环水站工段循环水泵。负荷容量800kW2.2.3.3二级用电负荷A烧碱项目烧碱项目除一级负荷外，离子膜电解单元、氯氢处理单元、氯化氢合成炉、液氯冷冻单元等单元，二级用电负荷容量暂不能测算。B聚氯乙烯项目聚氯乙烯项目除一级用电负荷外，乙炔单元、合成单元、冷冻单元、聚合单元等的装置或设备为二级用电负荷。二级用电负荷容量暂不能测算。C电石项目变电所内的重要用电设备、石灰生产工段、电石装置循环水站其余生产设备和电石炉气干法除尘、电石炉气洗涤、电石炉气洗涤水处理、炉气加压站、污水提升站等工段的生产设备为二级负荷。2.2.3.4三级负荷A烧碱项目烧碱项目的一次盐水精制、烧碱蒸发浓缩单元为烧碱生产线相对独立的单元，工艺介质为氯化钠溶液和烧碱，危害系数小，为三级负荷B聚氯乙烯项目除一级、二级负荷外，其他单元为三级负荷。主要有废水（次钠废水、含汞废水、母液水）预处理、电石渣输送系统、聚合化学品配制单元、PVC离心干燥单元、产品包装等。三级用电负荷容量暂不能测算。C电石项目除一级、二级负荷外的其余生产设备及用电设备为三级负荷2.2.4负荷特性：2.2.4.1电石炉负荷特性（1）电石炉新开炉送电后，负荷提升应采取逐级缓慢提升的方式，送电72小时内负荷及电流自然升高，直到电极电流达到16KA；（2）负荷升到3000KW后，每天增升负荷1000KW左右，电极电流逐渐增加。待电极电流升到45KA、负荷升到8000KW时完成电极焙烧，这个时期大约需要7天时间，此阶段为电极焙烧操作（炉门全部打开）；（3）当电极焙烧好后，再逐级提升负荷，并开始分批投入混合料，当负荷增至10000KW时，若炉内生成的电石影响炉况，导致电流波动严重，则可以出炉，当负荷达到15000KW时，每八小时出炉4-5次，当负荷达到18000KW时，每八小时出炉6-8次。但在开炉的第13天之内，其总负荷不得超过18000KW，并在此负荷上稳定运行8天左右的时间，以便保护炉衬；（4）在炉况正常的情况下，再用5-6天时间将负荷升满（约30000KW左右）。在负荷提升的过程中，因需停车处理料面及其它相关事项，故电石炉从开炉到满负荷生产，约需27天时间。2.2.4.2烧碱、PVC装置负荷特性没有特别启停要求。2.2.5非正常停电对产品的影响2.2.5.1烧碱项目A对电解槽的影响：（1）离子膜电解槽停电后，由于温差变化大，离子膜频繁膨胀收缩，导致缩短使用寿命，还可能使膜穿孔或破裂，氯中含氢高，发生爆炸事故。（2）对电槽电极网和离子膜损伤大，电耗增加，运行不经济。2.2.5.2聚氯乙烯项目A对聚合釜的影响：聚氯乙烯项目的动力用电负荷相对较少，但是动力设备众多，对供电稳定性要求更高，特别是聚合单元。聚合过程是氯乙烯高分子聚合反应过程，聚合反应放出的大量热量需要依靠聚合釜搅拌传递、夹套冷却、循环水移走三个步骤，完成对反应热的及时热量传递，从而维持聚合釜的温度和压力。聚合一旦停电后必须立即采取紧急处理措施，甚至启动ESD应急系统，轻则导致成批的聚氯乙烯成品或半成品报废，重则发生聚合釜超温超压事故，不及时处理将会导致设备爆炸的重特大事故。B对乙炔、合成、冷冻等单元的影响 由于系统内的介质为易燃易爆、有毒有害物料，在紧急停电后，一是装置内的化学反应和物理传热过程还在继续，温度、压力等指标还要变化，二是尚未对装置内的物料进行安全处置，三是没有N2进行安全保护等因素。停电时间越长，越可能导致物料外泄、系统负压吸入空气、设备超温超压的可能，从而引起人员中毒、空间爆炸或设备内爆炸的安全事故。2.2.5.3电石项目非正常停电会导致炉内电石较多，在送电后，有可能发生喷料、翻电石等现象，若正在出炉，突然停电，堵不住眼，电石会流地，存在安全隐患。2.2.6频率、电压波动对产品的影响2.2.6.1烧碱项目供电系统的电压、频率波动，可能会引起装置内全部或部分动力设备跳停，引起局部停车或全线停产，需要恢复生产的时间长。2.2.6.2聚氯乙烯项目供电系统的电压、频率波动，一方面会导致系统生产不稳定，指标异常。另一方面可能会引起全部或部分动力设备跳停，引起局部停车或全线紧急停产，危急生产安全，恢复生产的时间也较长。2.2.6.3电石项目（1）影响电弧长度（2）影响电炉电抗：交流电弧电抗与电路操作电压有关，电压越高，电弧电抗越大。（3）影响炉膛输入功率：不稳定的电弧电压波形畸变很大，产生高次谐波，降低了输入炉膛的功率，从而导致坩埚形状、位置发生改变，温度分布不合理。2.3基地一次系统2.3.1.基地设一座220kV总降变电站，动力车间电源接到220kV总降变电站110kV母线上，变电站汇总后送至各负荷，变电站主接线方式采用双母线。2.3.2.动力车间3150MW机组分别通过三条5.5km架空线到220kV总降变电站，动力车间侧不设母线，保留发变组出口开关。2.3.3.烧碱、PVC供电在220kV总降变电站110kV母线上共有四回电解槽出线和二回化工总变出线。化工总变低压侧的电压等级是10kV，母线采用单母线分段接线。该母线上分别接有下列负荷:PVC10kV动力负荷；烧碱10kV动力负荷；循环水10kV动力负荷；VCM10kV动力负荷。2.3.4.电石供电在220kV总降变电站110 KV母线上有两回出线接至电石110 KV降压站。该降压站的110 KV母线采用的是单母线分段接线，经4台降压变后电压降为35 KV。35 KV母线采用的是单母线接线，共有4段，其中、互为备用，、互为备用并向电石炉提供电力。2.3.5.铁合金在220kV总降变电站110kV母线上有一回出线。接至铁合金变电站，该站110kV母线是单母线，110kV母线上接一台电弧炉变和一台铁合金动力变，动力变低压侧母线是单母线分段接线，电压是10kV。2.3.6.电网电源从电网500kV诗乡变电站新建一回220kV输电线路，经180MVA降压变与总降变电站110kV母线相连。作为煤电一体项目的启动/备用电源，主要用于基地启动、调试、电源备用。从电网220kV礼仪变电站新建一回220kV输电线路，经180MVA降压变与总降变电站110kV母线相连。 2.3.7.110kV母线上装设一套谐波补偿装置，同时具有无功补偿和滤波功能，负荷侧各10kV母线均考虑无功补偿。一次系统示意图如图2-1所示。 图 2-1 基地一次系统接线示意图3运行潜在风险分析3.1 220kV双回线并网运行基地发供电系统经2台180MVA变压器与电网并网，相当于两台机组的备用容量，从煤电化一体化项目电力平衡表可知：在纯凝式工况下，基地电力盈余量39MW，正常运行情况下，按照自发自用原则运行，不会发生下网电量，但要控制好不发生上网电量。在该运行方式下，发生辅机跳闸，单机（或两台机）机组解列或大负荷跳闸，都不会造成系统大冲击，能保证系统安全稳定运行。3.2 220kV单回线并网运行基地发供电系统经1台180MVA变压器与电网并网，相当于一台机组的备用容量，在该运行方式下，发生辅机跳闸，单机组解列或负荷跳闸，都不会造成系统大冲击，能保证系统安全稳定运行。但有下列风险存在：1） 当发生并网线路检修或故障时，基地电力系统处于孤网运行状态。2） 发生大规模甩负荷时（比如电石、铁合金变电站故障），电网安稳控制装置要控制并网线路的受电负荷，造成切机事故。但，发生这种故障几率是非常低的。3） 发生两台机解列时，电网安稳控制装置要控制并网线路的送电负荷，会切除部分负荷。同样发生这种故障几率是非常低的。但，理论上是存在的。3.3 孤网运行在并网线路故障或检修时，基地面临孤网运行情况，孤网运行有风险，具体情况如下所述：（1） 220kV总降变电站110kV母线上汇集元件较多多，供电可靠性差，存在母线故障引起大量电源和负荷损失从而导致系统全黑的可能，而且母线故障可能会给基地电气系统黑启动带来一定困难。（2） 孤网最大运行方式下，单台机组的容量占基地电力系统总容量的33.33%，当发生机组甩负荷或较大的用电负荷跳闸时，基地电力系统非常容易出现频率稳定问题，严重会造成基地电网崩溃。频率不稳定出现下列2种情况： 低周：在基地电网最大运行方式下发生一台机组跳闸，会造成基地电网频率急剧下降，严重时，必然会造成另外两台机组跳闸，基地电网系统瓦解。高周：大规模甩负荷时，会造成基地电网频率上升。单一负荷跳闸时，由于占系统比重不大，汽轮机电调调速系统动作比较灵敏，反应速度还是非常快的，机组能自平衡。（3） 新投产的机组、辅机及锅炉部分故障率较高，孤网运行时，出现机组故障跳闸的几率较高，动力车间同时发生三台机组解列时，动力车间厂用电源是没有备用电源的。（4） 基地用电负荷比较分散，最大的单一负荷是电石炉，容量为40.5MVA，由于单一负荷占整个系统比重不大，故不利于控制策略的制定。综上所述，绥阳煤电化一体化工业基地孤网运行面临较大风险，而且受负荷特性的影响，稳控策略的制定存在一定的难度。4、应对措施。绥阳系统网络结构简单，导线截面大，负载率低，正常运行可满足负荷的需求。4.1 基地电网系统经220kV单回线并网运行时4.1.1并网线路安全稳定控制方式由电网公司分析、计算、整定。4.1.2自动识别孤网运行的判据 当发生孤网运行时，机组根据并网升压变压器低压侧电流、并网断路器的状态自动判断是否孤网运行。在并网开关闭合时，当汽轮机转速小于 2940 r/min 或大于 3060 r/min，自动启动孤网运行控制策略。4.1.3制定相应的方案及事故预案，应对大规模甩负荷以及两台发电机同时解列的情况。4.2 孤网运行时4.2.1在220kV总降变电站安装低周减载保护装置，最大运行方式下发生一台机组跳闸，基地系统频率会急剧下降，通过低周减载保护装置根据周波（频率）定值动作来实现相应负荷切除。4.2.2在基地安全稳定装置中设置机组跳闸联切负荷功能，根据机组负荷情况，安稳装置自动组合负荷切除表，当发生机组跳闸时，联切相应负荷。4.2.3完善机组保厂用电措施，当发生非发变组内部故障主保护动作跳闸时，单机要能维持自带厂用电运行。4.2.4汽轮机调试系统选择动作灵敏，反应速度的快电调调速系统。同时与DEH配合来维持机组转速的稳定运行。4.2.5发电机励磁调节AVR采用恒电压方式运行，维持机组电压稳定运行。4.2.6适当提高OPC 转速值，避免 OPC 频繁动作导致转速振荡发生从而造成机组跳闸。5 安全稳定控制策略5.1安全稳定控制策略原则绥阳化工基地电网系统孤网运行安全稳定控制策略的主要原则：(1) 当基地电网系统发生单一元件故障，仅依靠切除系统少量负荷或机组，能够保证系统稳定运行，不影响正常生产。(2) 当基地电网系统发生发电侧故障时，尽量减少产生下网电量。(3) 当基地电网系统发生严重故障情况下，采取稳控措施不能保证系统稳定，通过快速黑启动系统保证在允许停电时间内系统逐步恢复供电。5.2安全稳定控制策略方案5.2.1运行方式安排5.2.1.1正常方式220 kV单母线运行,诗乡变220kV输电线路运作在该母线上。220kV 总降变电站110kV段母线和110KV段母线并列运行。110kV段母线上运行下列设备：#1发变组、#3发变组、电石I回、#1整流变、#3整流变、化工总变I回、铁合金线、#2降压变（若有）110KV段母线上运行下列设备：#2发变组、#1降压变、电石II回、#2整流变、#4整流变、化工总变II回、启备变5.2.2安全稳定控制策略5.2.2.1一回220kV输电线路并网运行方式1、正常运行方式下稳定控制策略1）若发生电源损失故障，控制策略如下：（1）基地内电力系统损失发电电源不大于150MW，通过电网系统提供电源够使基地电力系统保持稳定。（2）基地内电力系统损失发电电源大于150MW，小于300MW，通过切除部分负荷能够使整个系统保持稳定。（3）基地内电力系统损失发电电源大于300MW，通过切除150 MW负荷能够使整个系统保持稳定。2）若发生丢失负荷故障，控制策略如下：（1）单一负荷故障跳闸，通过系统自身的动态特性能够使系统保持稳定。（2）电石负荷全部损失（233MW），通