甩负荷带厂用电试验情况总结

1、印度二部甩负荷带厂用电试验情况总结一、前言印度二部大合同中要求，机组应该具有甩负荷带厂用电运行的功能（第二卷第八 章运行、控制和保护2.01f）。在国内机组上通常只有甩负荷功能，而没有甩负荷带厂用 电功能，因此没有成熟的操作规程和经验，要实现合同中的这个功能要求，必须在现场 摸索试验，该试验是指机组在电网或线路出现故障而机组本身运行正常的情况下，机组 主变出线开关跳闸，不联跳汽机和锅炉，发电机带机组的厂用电运行，汽机保持 3000r/min，锅炉快速减少燃料量，高低压旁路快速开启，实现机组仅带厂用电的“孤 岛运行”。为此，针对此试验，印度项目二部在大约半年多的时间里，根据机组的外网 故障情况，

2、进行了反复的摸索、探讨、研究、试验。二、设备简介印度二部锅炉型号：HG-2060/17.5-YM9中国哈尔滨锅炉厂有限公司生产。为亚 临界、单炉膛、中间一次再热、强制循环、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、 全悬n型燃煤汽包炉，锅炉直流式燃烧器四角切园燃烧方式，设计燃料为烟煤制粉系统 采用正压直吹式，设有两台50%容量的一次风机提供一次热、冷风输送煤。制粉系统共 配有6台双进双出钢球磨，最差煤种时，五台运行，一台备用。24只直流式燃烧器分6 层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆燃烧方式。每角燃烧 器风箱中设有一层轻油枪及三层重油枪。燃烧器可上下摆动，最大摆角为30。

3、汽机为东方汽轮机厂生产的亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设 计额定功率为600MW。汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。本体设有 内部法兰螺栓加热系统。从机头向发电机方向看为逆时针方向旋转。本机共设有八段抽 汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器。本机设有二个高压自动 主汽门和四个高压调节汽门，布置在机头前的运转层下方；二个左右对称布置的中压联 合汽门。锅炉技术主要规范序号名称单位MCRTRLBMCR1过热器蒸汽流量t/h20281906.120602过热蒸汽出口压力MPa17.517.3917.53过热蒸汽出口温度C5415415414过热蒸汽压降M

4、Pa.g1.51.431.55再热蒸汽压降MPa.g0.20.1890.26再热蒸汽流量t/h171616121741.67再热蒸汽进口压力MPa3.9553. 7064.0128再热蒸汽进口温度C332.7325.83349再热蒸汽出口压力MPa3.7553.5373.81210再热蒸汽出口温度C541541541汽轮机本体主要技术规范序号名称有关参数1机组型号N60016.7/538/53832机组型式亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机3机组铭牌功率/最大连续 出力600MW4阀门全开工况(VWO)644 MW5额定转速3000 r/min6转向逆时针(从汽轮机端向发电机

5、端看)7凝汽器设计冷却水温35.6C8额定主蒸汽压力16.67MPa9额定主蒸汽温度538 C10额定高压缸排汽压力3.82 MPa11额定再热蒸汽进口压力3.439 MPa12额定再热蒸汽进口温度538 C13主蒸汽额定进汽量1863.75t/h14主蒸汽最大进汽量2028.0 t/h15再热蒸汽额定进汽量1585.974t/h三、方案实施在#2机组调试阶段，项目部会同海外技术部、设计院、东汽、旁路厂家对甩负荷带 厂用电控制方案进行了多次讨论，并修改了发电机、汽机的相关联锁与保护，总部也多 次组织设计院、东汽厂进行了专题分析与论证，东汽对DEH控制系统做了修改，调试单 位编制了甩负荷带厂用电

6、试验措施。实际实施过程均为在外电网突发故障的情况下 进行的该试验，并没有人为的去做甩负荷工况。针对1号、2号机组在试运中，由于外 电网故障造成的甩负荷所暴露出的问题，对每一次甩负荷，项目部都组织进行了认真的 分析，并将情况反馈到总部。在各部门、设计院、厂家的共同协助下，成功解决了甩负 荷后的低频、锅炉上水等关键问题。（一）低频问题的解决机组要实现甩负荷带厂用电功能，其保护、联锁与国内机组的设计有所不同，主要 区别包括在以下方面：1、发电机保护：发电机出口开关跳闸（解列）发电机灭磁开关不跳开，发电机 可以继续带厂用电。2、汽轮机ETS保护：当发电机出口开关跳闸后，信号通常直接送至ETS系统，连

7、跳汽机。此信号在甩负荷带厂用电机组中不应保留，只保留发电机保护装置跳闸至ETS 的“电跳机”信号。3、旁路系统的联锁：DEH系统判断机组进入甩负荷带厂用电模式后将信号送至旁 路系统，旁路系统接到FCB信号时，快开并自动控制主汽、再热汽压力。4、重要设备的保护方案：引风机、电泵、炉水循环泵不投低电压保护，或低电压 保护延迟加长。5、DEH判断进入FCB状态的条件：（1）主变出口断路器跳闸；（2）发电机功率大于30%（180MW）；（3）发电机功率变化率大于120MW；（4）负荷快速下降幅度大于10MW。6、机组调门动作与转速控制：发生甩负荷后，发电机负荷瞬间由正常负荷降至3045MW左右，DEH

8、判断进入甩 负荷带厂用电工况，阀门阀位指令清零，高中压调门快关电磁阀带电，快速关闭，此信 号维持1S （原为2S）后，DEH控制切换到转速PID控制回路，目标转速3000r/min， 同时汽轮机在强大的惯性作用下转速飞升，当转速达到3060r/min触发加速度限制动作， 调门阀位输出再次清零，高中压调门快关电磁阀再次带电，快速关闭，当转速低于 3090r/min时延时2S后，快关电磁阀复位。如果转速飞升到3120r/min将造成OPC动作， 调门阀位输出再次清零，高中压调门快关电磁阀再次带电，快速关闭，当转速低于3090r/min时延时2S后，快关电磁阀复位，工作油压建立，转速PID控制回路开

9、始调节 （中调门参与调节）。上述的程序与定值的修改克服了低频的问题，最后两次的甩负荷没有在出现低频问 题。（二）锅炉上水问题的解决两台汽泵运行发生甩负荷以后，机组高、中压调阀关闭，四抽汽源压力迅速降低， 同时汽泵汽源无法得到保障。此时维持汽包水位的方案有三个：（1）将小机汽源切换全辅汽；（2）将小机汽源切换至冷段；（3）开启电泵保证供水。1、小机汽源切换至辅汽正常运行期间，辅汽联箱的汽源来至四抽，同时冷段全辅汽联箱调节门前后电动门 在开启状态（调节门关闭），使此路汽源一直在热备用状态。甩负荷时辅汽联箱容积较 大，辅汽压力降低速度比小机前四抽压力降低的慢，及时调整冷段全辅汽联箱调节门， 由辅汽向

10、小机供汽，压力、温度都比较平稳。单台小机在550MW负荷期间，辅汽流量为26t/h。在出口压力16MPa，转速 4066r/min，流量为430t/h时汽源流量为13t/h。因此在甩负荷后，辅汽可以保证一台小机 的用气量。总结以上因素现场认为采用辅汽存在以下优点：（1）辅汽联箱容积大，温度、压力合适，切换后温度、压力波动较小；（2）甩负荷后机组负荷骤减，小机汽源用量较少，根据估算219的管道可以满足 小机甩负荷后的用汽需求。备注：机组正常运行时也可采取辅汽联箱至小机阀门常开状态。2、小机汽源切换至冷段需要进行的改造项目：（1）小机油动机改造。（2）小机切换阀前需增加手动疏水门+节流孔板，运行期

11、间，保持切换阀前、电动 进汽门前疏水阀常开，使其处于热备用状态。需进行的试验项目：（1）试验条件：小机切换阀前电动门处于开启位置，电动门前疏水阀、切换阀后 疏水阀处于开启，确保热备用。（2）试验过程：关闭小机四抽进汽电动门，小机调阀逐渐开启，到开度达到95%, 小机切换阀逐渐开启，小机调门全开后，依靠切换阀控制小机转速。不确定因素：以往小机汽源切换时是缓慢进行的，其切换阀控制没有问题。但甩负 荷时，汽源消失的速度很快，无法确保PID调节品质是否满足要求，需要在甩负荷期间 进一步验证、调整。3、开启电泵保证供水甩负荷后应立即打掉一台小机，保证一台汽泵能够正常向锅炉上水。应尽快将电泵 投入运行，电

12、泵投入后先保持再循环，增加了孤岛运行时的负荷（视汽包水位情况对电 泵勺管及再循环进行调整），有利于机组稳定运行。调整电泵上水时，尽量保证稳定调 整，避免大幅度波动，进而导致孤岛负荷波动。四、试验结果#1机组移交后，发生过一次外部线路故障机组甩负荷的情况，因故障原因确定较为 及时，业主人员独立操作成功实现了甩负荷带厂用电功能，并迅速再次并网成功。下面 以2011年5月26日甩负荷为例，对机组甩负荷后的操作及注意事项进行描述和总结。1、事情经过及相关操作2011年5月26日15： 04： 42秒，#1机组由于突然暴风原因，机组发生甩负荷， 当时机组负荷468MW，光字牌报警显示DEH故障，同时高、

13、低压旁路联锁快开，监盘人 员发现发电机至二母出口开关4012动作。FCB动作后RB保护跳磨煤机EF，自动投AB 层轻油枪稳燃。运行人员按照制定的FCB处理预案，电气侧及时调整11KV电压，以防 止辅机设备因低电压保护动作，同时汽机侧打闸停止A汽泵运行，联启电动给水泵（汽 轮机转速由3111 r/min降至2932 r/min）给锅炉补水，锅炉侧手动减A、B、C磨煤机 出力。机组甩负荷后，OPC动作高、中压调门关闭，OPC消失后，中调门逐渐开启，汽机 转速由最高至3155 r/min最低至2932 r/min，机组甩负荷后带厂用电运行，负荷达38MW， 最大时44MW。甩负荷过程中频率在52.4

14、448.77HZ范围内。15:04:57秒，四抽压力急速降低至0.25 Mpa，此时辅汽联箱压力为0.8MPa，辅汽 联箱全小机电动门开启。15:05:15秒，汽泵进汽母管压力升至0.6 MPa以上。15:13:38秒，转速基本稳定在3000 r/min5 r/min，负荷稳定在38MW。15:19:19秒，机组并网。此次甩负荷带厂用电运行总计15分钟，成功验证了 DEH控制系统、汽机调门的阀 门特性以及机组转速和厂用电频率等的稳定性，满足大合同要求。基本实现了甩负荷带 厂用电功能。2、处理过程（1）炉侧处理情况：RB动作自动跳EF磨后，自动投入AB层油枪，并手动减少 ABC磨出力，此过程中汽

15、包压力最高升至16.63MPa，主汽压力升到16.24MPa。机侧在 电网甩负荷发生时，采取A小机远方打闸停止运行，联启电泵，确保B小机正常运行， 及时调整B小机和电泵出力，在调整过程中汽包水位下降最低降至-276MM。（2）机侧反应情况是：甩负荷过程中，机组负荷从468MW降至43MW，高、低旁路 快开。机侧主汽压力维持15.73MPA，再热蒸汽压力维持2.3MPA，高、中压调节阀全关， 之后，开启中压调门，维持转速2928-3140r/min。机组甩负荷时，联锁开启辅汽联箱全 A,B汽泵供汽门。15： 05A汽泵打闸退出运行。维持辅汽联箱压力正常，15时19分，并 网成功。3、总结机组甩负

16、荷过程中注意事项及处理措施（1）机组甩负荷之后，应立即调整11KV电压，并利用锅炉热量和接近高负荷情况 下，以最快速度开启电泵。由于在甩负荷过程，机组负荷从468MW降至43MW，而电泵功 率11600KW，电压为11KV，电泵启动电流为正常运行时的3-5倍，所以发生甩负荷后运 行人员应准确判定电泵具备启动条件，并尽可能在汽轮机转速在3000r/min以上时开启 电泵（当汽轮机转速降至3000r/min以下时开启电泵将可能造成汽轮机速度降低过大， 发电机的低频运行，启动电泵11KV电压大幅度摆动难以控制，甚至导致机组低周波保 护动作），同时电泵开启之后，增加机组所带的厂用电，有利于机组稳定。（

17、2）汽泵、电泵与水位调节及机组稳定的关系：甩负荷后应立即打掉一台小机， 保证一台汽泵向锅炉上水。电泵应尽快投入运行，在投入运行后，保持再循环，增加了 孤岛运行时的负荷（视汽包水位对再循环进行调整），有利于机组稳定。调整电泵上水 时，尽量保证稳定调整，避免大幅调整，进而导致孤岛负荷波动。（3）汽泵汽源：机组甩负荷后，四抽汽源压力将会迅速降低，小机汽源改用冷段 供汽，确保汽泵组运行汽源稳定（小机油动机与阀门行程不匹配，甩负荷发生后汽源切 换阀开启速度过慢，需东汽设备到厂改造后再次进行试验）。可以临时采用辅汽汽源给 小机供汽，但需要将辅汽联箱手动疏水门稍开一点，保持联箱内温度与小机正常用气偏 差不大

18、，切换过程中注意监视汽泵组运行工况，视情况做相应操作。（4）工作分工：机组甩负荷后，炉侧主要负责燃烧、汽包水位调整；机侧负责汽 泵与电泵调整、高低压旁路的调整；电气负责11KV电压调整及孤岛运行时电气品质的 监督，及时检查各备用开关状态正常，已储能。此次机组在468MW情况下实现了机组甩负荷带厂用电，为机组在满负荷情况 下甩负荷带厂电的操作积累了一定的经验。五、不适宜甩负荷带厂用电的情况说明二部升压站两条母线分别接入邦电网与国家电网，当发电机出口连接母线与启备变 不在一条母线上时不适合投甩负荷带常用电功能。原因如下：国家电网、邦电网母线同时失电的可能性极小，但外网故障，发电机出口解列后， 如果此时机组跳闸，厂用电快速切回到启备变，可以维持各辅机的正常运