孤立电网方式下火电机组稳定运行导则DB52／T 927-2014.pdf

ICS 27.100 P61 DB52 贵州省地方标准 DB 52/T 9272014 孤立电网方式下火电机组稳定运行导则 Guide for fossil-fuel power plant steady operation in isolated grid 2014-09-13发布 2014-11-13实施贵州省质量技术监督局 发布 DB52/T 9272014 I 目 次 前言.II 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.1 4 缩略语.2 5 孤立电网方式下的协调机制.3 6 发电机组一次调频设置.3 7 发电机组二次调频设置.4 8 发电机组AGC 设置.4 9 火电机组DEH 的运行控制模式设置.4 10 发电机组励磁系统设置.4 11 高频切机及OPC 设置.5 12 低频解列设置.5 13 过激磁保护设置.5 14 汽轮机运行.5 15 锅炉运行.6 16 电气运行.6 17 辅助系统设置.7 18 解列后的处理.7 19 机组停运后的恢复.7 20 其他注意事项.7 DB52/T 9272014 II 前 言 本标准按照GB/T 1.1-2009标准化指导原则 第1部分：标准的结果和编写给出的规则起草。请注意：本文件的某些内容可能涉及专利，本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。本标准由贵州省经济和信息化委员会归口。本标准起草单位：贵州电力试验研究院、贵州电网有限责任公司电力调度控制中心。本标准主要起草人：李小军、邓彤天、钟晶亮、康鹏、孙斌、林成、王锁斌、虞育杰、彭石永。本标准为首次发布。DB52/T 9272014 1 孤立电网方式下火电机组稳定运行导则 1 范围 本标准制订了孤立电网方式下火力发电机组实现稳定运行的一般准则和控制方法，规定了火力发电机组的设备要求和运行方式。本标准适用于贵州统调电网内容量为100 MW及以上、采用DEH控制系统、进入孤立电网运行的燃煤汽轮发电机组。2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。DL/T 338 并网运行汽轮机调节系统技术监督导则 DL/T 656 火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程 DL/T 711 汽轮机调节控制系统试验导则 DL/T 893 电站汽轮机名词术语 DL/T 996 火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件 DL/T 1012 火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程 DL/T 1083 火力发电厂分散控制系统技术条件 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件.3.1 孤立电网 isolated grid 孤立运行的，最大单机容量大于电网总容量的8%的电网。3.2 主网 primary grid 最大单机容量小于电网总容量的8%的主力电网。3.3 电力系统频率稳定 frequency stability of power system 电力系统受到干扰，系统的频率发生变化后能否恢复到额定频率或接近额定频率，其取决于系统在尽可能少切除负荷的条件下，保持发电量与用电量之间平衡的能力。DB52/T 9272014 2 3.4 黑启动 black start 整个电网因故障停运全部停电后，通过电网中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电网的恢复。3.5 转速不等率 speed governing droop 当机组调速系统的整定值不变，在额定参数下，负荷从零至额定值对应的转速变化，以额定转速的百分率表示为：%100nn-n02 1.(1)式中：n1空负荷时对应的转速 n2额定负荷时对应的转速 3.6 一次调频 primary frequency compensation 汽轮机调速系统根据电网频率的变化自动控制调节汽门的开度，改变汽轮机功率以适应负荷变化。3.7 迟缓率 dead band of the speed governing system 不会引起调节汽门位置改变的稳态转速变化总值，以额定转速的百分率表示。3.8 一次调频死区 dead band of primary frequency compensation 不会引起一次调频回路动作的转速偏差，以额定转速与实际转速之间的差值表示。3.9 快速响应机组 quick response unit 指在孤立电网内，能够率先对频率变化做出响应的机组。3.10 深幅调整机组 deep adjustment unit 指在孤立电网内，快速响应机组调整后，仍无法有效将频率调整到额定值附近时，对大幅度的频率变化做出响应的机组。4 缩略语 下列缩略语适用于本文件。DB52/T 9272014 3 DEH数字式电液调节系统 Digital Electric Hydraulic Control System；AGC自动发电控制 Automatic Generation Control；CCS协调控制系统 Coordination Control System；AVR自动电压调节 Automatic Voltage Regulator；PSS电力系统稳定器 Power System Stabilization；OPC超速保护控制 Over speed Protect Controller；TSI汽轮机安全监视系统 Turbine Supervisory Instrumentation；FCB快速甩负荷 Fast Cut Back；MFT主燃料丧失 Main Fuel Trip。5 孤立电网方式下的协调机制 5.1 发电企业应预先编制好孤立电网方式下机组稳定运行的专项技术方案，做好保证厂用电和保安电源的措施，严格执行调度命令，确保电网安全。5.2 当电网按照计划准备进入孤立电网方式运行，或由于各方面原因已经进入孤立电网方式运行后，调度机构应当通知该孤立电网内的发电企业，通知内容包括确认进入孤立电网方式、孤立电网的范围、启动的工作预案和执行的措施等，确保各方了解目前的状态和各自的工作职责。5.3 进入孤立电网方式运行后，调度机构应与发电企业协商，明确快速响应机组和深幅调整机组。5.4 孤立电网方式下应将电网频率（机组转速）作为主要调整指标，适时调整机组负荷，稳定电网频率。所有发电机组的一次调频功能必须投入，不得随意切除。5.5 进入孤立电网方式运行后，调度机构应与发电企业保持密切联系。调度机构投停负荷应及时通知发电企业，发电企业应及时汇报机组运行状况，提高调度机构控制负荷与发电企业调整机组出力之间的协调一致性，确保孤立电网稳定。5.6 进入孤立电网方式运行后，应退出厂站两侧安稳系统的远方切机功能。5.7 孤立电网的黑启动方案由调度机构制定，并由调度机构指定黑启动电源。被指定为黑启动电源的发电企业应按调度机构的方案做好准备。6 发电机组一次调频设置 6.1 转速不等率设置 6.1.1 孤立电网中各火电机组调速系统的转速不等率应满足 DL/T 711 的要求，通常取为 4.5%5%，范围应相同，以适应负荷分配的需要。6.1.2 对于承担基本负荷的机组，转速不等率宜取5%；对于承担调频功能的机组，转速不等率宜取 4%。6.2 一次调频负荷变化幅度的设置 6.2.1 孤立电网中各火电机组投入一次调频后负荷变化的限制，应不低于 DL/T 338 的要求。6.2.2 孤立电网中各火电机组一次调频的实施范围应涵盖油动机全行程。DB52/T 9272014 4 6.2.3 孤立电网中各火电机组一次调频负荷变化的上限幅值宜取消；一次调频负荷变化的下限幅值宜较 DL/T 338的要求适当放宽，可设为机组额定负荷的 10%至 40%。6.3 一次调频死区设置 对于孤立电网内的快速响应机组，一次调频死区设置为1 r/min（0.02 Hz）；对于孤立电网内的深幅调整机组，一次调频死区根据需要设为5 r/min（0.083 Hz）或10 r/min（0.167 Hz）。6.4 迟缓率设置 孤立电网内发电机组调速系统的迟缓率应符合DL/T 711之规定。200 MW及以下机组，应小于0.10%，200 MW以上的机组，应小于 0.06%。6.5 控制回路设置 6.5.1 DEH 系统应满足 DL/T 656的要求，DCS系统应满足 DL/T 1083 的要求。6.5.2 DEH 一次调频回路应满足快速响应要求，且其静态特性、稳定性和动态响应特性应符合一次调频的要求。6.5.3 DEH 转速控制回路的工作周期不宜大于 50 ms。7 发电机组二次调频设置 对于单一机组的孤立电网，机组可增加无差二次调频，实现自动二次调频。其他情况下，二次调频应按调度要求，手动或自动实现。8 发电机组 AGC 设置 8.1 调度下令人工退出发电机组的 AGC功能，依靠一次调频进行频率调节。8.2 对于单一机组的孤立电网，由发电企业运行人员手动改变总阀位；对于多台机组的孤立电网，根据调度下发的指令手动修正总阀位，调整机组功率。电网频率应维持在 500.2 Hz。9 火电机组 DEH 的运行控制模式设置 9.1 孤立电网内火电机组的汽机控制应设置在DEH阀门控制方式，不应设置在DEH功率控制方式或CCS协调控制方式。DEH 的阀门控制模式设置为单阀控制方式，不应设置为顺序阀控制方式。9.2 孤立电网内火电机组应投入 DEH 一次调频回路。9.3 应对热工组态逻辑进行检查，确认在阀控方式下一次调频动作期间，仍然能够手动调节阀位。10 发电机组励磁系统设置 10.1 进入孤立电网方式运行后，应投入励磁系统 AVR 自动电压控制功能以及低励、过励限制。10.2 进入孤立电网方式运行后，机组低励限制在保证机组安全情况下可适当放宽，以提高机组进相深度。DB52/T 9272014 5 10.3 当孤立电网与主网保持弱联系时，孤立电网内机组的电力系统稳定器（PSS）应保持投入。当孤立电网与主网失去联系时，若经调度机构分析表明，孤立电网内机组不存在动态稳定问题，可由调度机构下令将 PSS 退出，特别是当单机带孤立电网运行时，应由调度机构下令将机组励磁系统的 PSS功能切除。11 高频切机及 OPC 设置 11.1 当处于孤立电网方式运行时，孤立电网内火电机组的“并网状态下汽轮机超速 103%OPC 保护”应取消 3 秒延时。但“机组解列关闭汽机调门”和“非并网状态下的汽机超速 103%保护”不得解除。11.2 在机组正常运行期间，汽轮机危急遮断系统应满足 DL/T 1012 的要求，应检查确认 DEH 电超速保护、TSI 超速保护功能完好，定值为 3300 r/min。11.3 在机组正常运行期间，应检查机械超速试验记录，机械超速保护整定值不宜过低，应调整到额定转速的 109%111%范围内，应确认机械超速保护功能完好，检查手动停机回路正常。11.4 当处于孤立电网方式运行时，发电企业应时刻注意汽轮机转速的变化，如果在甩负荷时转速飞升到 3300 r/min 时超速保护仍不动作，发电企业应及时手动打闸停机。11.5 当处于孤立电网方式运行时，应退出发电机侧的高频切机保护。11.6 对于有条件的机组，可以采用转速的加速度信号作为 OPC的起动判据。11.7 对于在运行历史上存在电功率信号不稳定的机组，建议取消负荷功率不平衡判据。11.8 对于孤立电网内的火电机组，宜将 OPC 的动作值放大。11.9 对于孤立电网内的火电机组，由调度机构根据电网需要对不同机组的 OPC 定值进行分级管理，不同机组设置不同的 OPC定值。12 低频解列设置 12.1 对于孤立电网内的火电机组，调度机构应与发电企业协商，退出发变组低频解列保护，或根据机组能力降低动作定值和增加动作延时。12.2 发电企业应联系调度机构，检查并投入电网侧的低频低压自动减负荷装置，掌握电网低周减载设置，对切负荷情况作好预测。13 过激磁保护设置 孤立电网内发电机组在设备可承受范围内宜适当提高过激磁保护定值。14 汽轮机运行 14.1 汽轮机在孤立电网内运行时，应注意机组负荷和电网周波的变化，当汽轮机转速偏离 3000 r/min太大时，应通过调整调门阀位并联系锅炉运行人员进行二次调频，将电网周波维持在一定范围内。DB52/T 9272014 6 14.2 机组处于孤立电网内运行期间，应注意汽动给水泵运行状态，若负荷太低导致汽动给水泵组不能正常向锅炉上水，应立即启动电动给水泵进行锅炉上水，但应注意避免多台大型辅机同时启动。14.3 应注意凝汽器真空及低压缸排汽温度。14.4 应加强监视和调整，保证凝汽器、除氧器、加热器水位正常。14.5 应保证汽机润滑油系统可靠运行，交流、直流油泵应缩短检查周期，保证汽机在事故情况下可靠停运。14.6 应密切联系锅炉运行人员，调整主再热蒸汽参数，使调门开度避开对蒸汽流量影响敏感的区域。14.7 在转速、负荷波动较大时，应密切监视机组振动、轴承温度等参数的变化，采取有效措施，确保机组安全。14.8 对于中压调门不具备转速控制功能的机组，如果因保护联锁开启汽机高压旁路，应注意避免再热蒸汽压力过高，导致中压调门动作不正常，出现高压缸单缸带负荷情况。14.9 当机组功率大幅波动时，应注意监视汽机调速汽门动作情况。对于设计有“中压缸排汽压力高”保护的汽轮机，当高旁参与调压时，应避免出现中压调门开启后，中压缸带负荷过高，该保护反复动作的情况。此时应视锅炉侧汽压情况，迅速关闭高旁。14.10 注意抗燃油系统运行情况，对储能器充氮压力进行检查，满足要求值；在调门油动机大幅启闭时，启动备用油泵运行，保证抗燃油压稳定。14.11 高压油泵、交流润滑油泵的联锁保护必须完善和投入，防止系统低频时调速系统动作不正常、低压安全油压过低关闭主汽门或汽轮机润滑油压力低造成机组跳闸。14.12 润滑油系统应具备动态试验能力，应能检查压力变送器实际动作压力，润滑油系统联锁试验应定期进行，并详细记录动作值。15 锅炉运行 15.1 机组处于孤立电网内运行期间，锅炉运行人员要加强主要参数的监控及调整，同时保持与汽机运行人员协调，了解机组负荷的变化情况，及时进行跟踪调整，避免因参数超限导致停机。15.2 锅炉运行人员应及时控制锅炉给煤量，保证主汽压力、汽轮机组的调门开度在正常范围内，且保留有一定的调节裕度，提高机组调频能力。15.3 为保证锅炉安全稳定运行，机组最低负荷宜控制在正常稳燃范围内；如果系统负荷不满足机组最低稳燃要求，则应投油枪保证锅炉稳燃。15.4 应注意制粉系统的运行，制粉系统启停时应提前做好稳燃措施。15.5 锅炉压力不宜过高，避免蒸汽压力大幅波动。对于汽包炉，应避免汽包水位大幅波动；对于直流锅炉，应避免在干态和湿态之间频繁转换。16 电气运行 DB52/T 9272014 7 16.1 机组处于孤立电网内运行期间，发电企业应做好孤立电网运行机组厂用电系统、保安系统、直流系统与公用系统的检查和隔离；应制定相关预案和措施，确保机组跳闸后厂用电源能够及时切换到启动电源。16.2 发电企业应加强监视和调整，维持母线电压平稳。16.3 对于有条件的机组，应投入自动电压控制 AVR功能。16.4 应对公用系统的供电回路进行检查，保证在部分机组跳闸时公用系统能够维持运行。16.5 退出厂用 6 kV 辅机电源开关的低电压保护，防止发电机出口低电压时发生辅机跳闸。17 辅助系统设置 17.1 机组处于孤立电网内运行期间，要充分考虑辅机启动电流的影响，在启动前应将电压、频率调整至高限位置，避免辅机启动时造成系统频率及电压瓦解。17.2 汽轮机辅助蒸汽、轴封汽系统备用汽源处于可靠备用状态，在机组跳闸、自密封失去后应能快速投入轴封汽，维持辅汽母管压力正常。17.3 加强对汽轮发电机组辅助设备的巡视，若发现出力不足、压力下降、电动机发热、过电流等不正常现象，应迅速启动备用设备，维持各参数正常。17.4 对重要辅机和设备进行清理，应将高低压旁路、主再热蒸汽减温水、锅炉事故放水、主再热蒸汽疏水等阀门的电源接入保安段，保证柴油发电机启动后，能正常操作。17.5 确保锅炉安全门、压力泄放阀、对空排汽门、高低旁路门等应完好并投用。17.6 在锅炉负荷较低时，可在不影响机组安全性的前提下，采用高、低压旁路参与压力调节的方式，适当提高锅炉热负荷，提高机组对负荷、频率波动的响应速度。18 解列后的处理 18.1 事故时注意维持锅炉水位和压力，及时关闭可能造成锅炉泄压的所有阀门，为恢复运行做好准备。18.2 全厂厂用电消失的情况下，应保证汽机安全停运，汽机停运后注意关闭汽机本体疏水，避免汽缸出现较大的温差，为恢复运行做好准备。19 机组停运后的恢复 19.1 厂用电恢复后，启动大型辅机时，应注意厂用电容量的限制，保证厂用电源能够避开启动电流的冲击，不会再次发生失电。19.2 严格按照辅机启动步序逐台恢复，由专人协调指挥，必要时应联系调度协调厂用电源，配合辅机启动。19.3 如厂用电由本厂其他机组提供，启动大型辅机时，应注意对运行机组所有变频调节器的影响，不应因电压下降，造成对运行机组的影响。DB52/T 9272014 8 19.4 恢复外送负荷时，应与调度联系，预知投入负荷的容量，锅炉、汽机预先调整，保证机组平稳。20 其他注意事项 20.1 加强对机组主要参数的监控和设备巡视，及时发现和处理异常。20.2 对于有条件的机组，应当由电网企业和发电企业协调，在正常运行期间做好机组甩负荷带厂用电运行的试验及改造工作，使机组具备 FCB 功能。20.3 对于具备 FCB 功能的机组，甩负荷后应当带本机厂用电运行，并迅速与各级调度机构联系，逐步恢复对外送电。20.4 对于不具备 FCB 功能的机组，甩负荷后如果厂用电能够保证，应当将汽轮机转速维持 3000 r/min，待线路恢复后尽早并网；甩负荷后如果厂用电不能保证，应当按照厂用电失去紧急停机处理。20.5 应提高保安电源和厂用电系统的可靠性，确保发电企业设备安全。20.6 当机组跳闸后，应确保主机交流润滑油泵自动启动；就地检查各参数正常，主机润滑油压力正常。20.7 当厂用电失去且柴油发电机不能正常运行时，应确保主机直流油泵自动启动，并确认润滑油压正常。20.8 当厂用电失去后，应确保高低压旁路、过热蒸汽及再热蒸汽减温水门等重要阀门能够操作，协助保持汽包水位、压力及主再热蒸汽温度。20.9 若同一厂内的不同机组分别在两个孤立电网内分列运行，应做好一次系统、二次系统的隔离，特别是保护、计量和测量的二次电压切换回路的隔离，避免发生非同期合闸事故。20.10 启动锅炉应随时处于备用状态，根据需要适时启动。对无启动热源机组的恢复，应特别注意蒸汽参数，严格杜绝水冲击的发生。20.11 MFT 动作后必须满足全部吹扫条件后方可进行吹扫，禁止通过强制的方式来满足吹扫条件。_ DB52/T 927-2014