技术｜台风来了变孤网 看看这台700MW的汽轮机组是如何成功操作的

2017年台风“天鸽”登陆对珠海电厂造成了影响———迫使2号机组单机孤网运行。现介绍了当时运行人员对2号机组操作的过程，并对该事件进行了分析，对于机组孤网运行操作具有一定的参考价值。

（来源：《机电信息》  作者：广东省能源集团有限公司珠海发电厂 岑文兴）

1机组概况

珠海电厂有两台700 MW燃煤发电机组，珠海电厂1号主变、2号启备变接入220 kVⅠ段母线，珠海电厂2号主变、1号启备变接入220 kV Ⅱ段母线，两条220 kV母线经母联开关连接，有八回220 kV出线，如图1所示，除海黄乙线计划检修中外，海港甲乙线、海八甲乙线、海临甲乙线、海黄甲线七条处于正常运行方式。

2事件概况

2017年8月23日，台风“天鸽”（强台风级）在广东省珠海市南部登陆，登陆时其中心最大风力达14级，中心位置最低气压是95 kPa，是2017年登陆我国的最强台风，登陆时对珠海发电厂造成了极大的破坏，导致一台机组跳闸，另一台机组长时间孤网运行。

09：26，受强台风影响，珠海电厂220 kV海港甲线跳闸，重合闸不成功。然后，海港乙线、海八甲线、海八乙线相继保护动作跳闸，线路均无法恢复送电。全厂220kV八条出线仅剩三条———海黄甲线及海临甲乙线运行。

11：00，按照中调要求，1、2号机组负荷减至200MW并保持。

11：53，黄茅海变电站线路故障，突然跟电网主网解网运行，两台机组黄茅海变电站和珠海港临港变电站所有负荷孤网运行，1、2号机组负荷及系统频率大幅剧烈波动，1号机因系统解网运行负荷大幅度降低，引起汽机高压调门阀全关，锅炉再热器保护动作锅炉MFT，2 s后汽轮机主汽门关闭，汽机无流量跳闸，发电机逆功率保护动作跳主变出口开关2201，1号机组停运。1号机组跳闸后2号机组孤网运行，机组频率逐步升高，由于2号汽机在电网解网过程中FV频繁动作，中压调门频繁动作，中压调门ICV-3控制卡件出现异常，造成汽机主控无法操作控制，同时2号汽机调门固定在23%左右开度无法控制。此时，2号机组发电机频率逐步升高至最高53.1 Hz（跳闸值53.5Hz），在汽机调门无法控制的情况下，快速打闸磨煤机至剩下一台磨煤机运行，并投入所有油枪运行稳定锅炉燃烧，通过手动控制锅炉煤量、燃油量来调节机组出力，控制机组频率。最终在机组BT手动控制方式下，机组负荷稳定在160 MW，周波稳定在（50±0.2）Hz，机组孤网运行8 h后才与电网主网恢复联网供电。如图2所示，事故期间汽机最高转速达到3 209 r/min。

3事件分析

电厂正常运行时是接入主电网运行的，由于主电网容量很大，其自我平衡能力较强，而且功率、负荷扰动量的相对值比较小，电网频率能够保持稳定，所以机组或负载的功率变化对电网供电频率的影响很小，机组功率仅由机组本身蒸汽参数、阀门开度决定，而与负载无关。但在发电机组单机带孤网运行的系统中，发电机的出力必须随时跟随负载功率的变化而变化，才能维持供电频率稳定，当功率和负荷扰动时，会引起孤网频率变化，所以孤网状态下最重要的是控制机组出力与电网负荷匹配，稍微不匹配，反映到机组频率上就是快速上升或下降。当时是两台机组各带200 MW负荷，与电网主网解网后，孤网总负荷大概160 MW，1号机组因高压调门阀全关，高旁阀故障未开，再热器保护动作跳闸，甩开200 MW负荷，当时2号机组负荷200 MW，与孤网负荷150 MW偏差不算太大，2号机组频率没有突升至跳闸值，所以2号机组操作人员有时间及时处理，降低燃料量，使发电机频率平稳降下来，如果1号机组跳闸动作慢，2号机组的频率会波动更大，负荷控制会更难操作。另外，值得思考的是，如果孤网负荷大于200 MW，这时就需要快速增加燃料量，避免频率下降过快，否则低频同样会导致机组跳闸。

珠海电厂机组负荷控制有四种运行方式：锅炉跟随汽机控制方式、汽机跟随锅炉控制方式、机/炉协调控制方式、锅炉/汽机手动控制模式。正常运行都是保持在机/炉协调控制方式，2号机组原本是机/炉协调控制方式，在1号机组跳闸后，因负荷波动导致调门动作频繁，2号机中压3号调门故障，导致当时整个DEH控制站所有调门全跳手动无法操作，负荷控制方式汽机主控跳至手动，锅炉主控仍然在自动方式，负荷控制是在锅炉跟随汽机负荷控制方式，按照负荷—主汽压力曲线，350 MW负荷以下主汽压力都是维持在11.2 MPa运行，但2号机组频率快速上升，这说明锅炉出力过大，需要紧急减少锅炉燃料量，当时立即手跳两台磨煤机剩至一台磨煤机运行，此时机组负荷控制方式切至锅炉/汽机手动模式，在该模式下，负荷控制系统相当于被切除。汽机、锅炉的子控制系统各自维持本身运行参数的稳定而不再参与机组输出功率和主汽压力的自动控制任务。投入一层油枪稳定负荷，机组频率上升最高达到53.1Hz随后下降，机组转速最高去到3 209 r/min后下降（由于取样精度原因，最高频率与最高转速并不符合公式n=60f/p），继续投入剩余两层油枪并加大磨煤机出力，使机组频率跌至49.3 Hz后缓慢回升，主汽压力上升并稳定在8.4 MPa，负荷稳定在160 MW，机组频率也保持在（50±0.2）Hz。如果按照按照负荷—主汽压力曲线，主汽压力维持在11.2 MPa而不去手动干预，必定导致机组频率越限，当机组频率超过53.5 Hz，发电机会延时0.8 s解列，导致所在港区单位和企业供电中断，并且电厂要进行黑启动。

事后回想，当时频率上升快的时候，可以通过手动开大高旁阀门开度，启动大功率辅机这样的方式来降低机组出力，如果汽轮机调门不出故障，可以在机/炉协调控制方式下快速减少负荷，机/炉协调控制会更稳定，如果想调节速度达到最快，可以把锅炉主控切至手动模式，直接更改锅炉负荷，或者直接在DEH控制高压调门开度，只是运行人员没有这样操作高压调门的经验和习惯，怕控制不好造成更大的频率波动。这次汽轮机调门全部切手动而且不可操作的情况，在1 min多的时间内调整燃料量，使机组出力与负荷匹配，保证机组频率稳定，都是没有先例可以参考的，当时能调整好机组频率，既有操作迅速准确的原因，也有一定程度上运气的成分。

事故期间，1号机组跳闸前，两台机组的汽轮机FV保护都有动作，中压调门短时全关，对机组转速的控制是相当成功的。珠海电厂汽轮机FV保护是通过检测中压调门出口压力信号与发电机电流信号做对比得出汽轮机输入和发电机输出的不平衡功率，若该不平衡功率大于额定负荷40%，FV会动作，通过DEH的危急遮断油路的泄油电磁阀，中压调门快速关闭，在0.3 s后复位重新开启。

另外，珠海电厂DEH还有OPC功能，在汽轮机转速达到107%额定转速时，快关所有高中压调门，当转速恢复正常时再开启调门，防止汽轮机超速。事故期间2号机组汽轮机最高转速3 209 r/min，未达到107%额定转速，因此当时OPC保护未动作，可见尽管负荷波动很厉害，FV动作减小汽轮机出力成功达到了防止汽机超速的目标。珠海电厂之前也做过不同负荷情况下的甩负荷试验，OPC能成功控制汽轮机转速，其调节特性是相当好的，如果孤网情况下发生OPC动作，虽然是高中压调门都同时关闭，扰动较大，但应该也能控制好机组转速。作为机组操作员，机组孤网运行时还应该注意以下几点：

（1）最重要的监视参数是汽轮机转速和发电机频率，如果有变化要及时进行调整，改变锅炉负荷或调整汽轮机调门开度，负荷和调度沟通最好保持稳定，起码不要发生大的变化，或者是大的负荷变化同时进行锅炉负荷或汽轮机调门开度的调整，可以确保孤网运行时的频率稳定；（2）汽轮机转速波动大，直接导致汽轮机震动、轴承温度等参数异常，需要关注汽轮机TSI各项参数，同时相应锅炉汽压和汽包水位也会有所波动，必须密切关注。

4结语

沿海电厂在台风季节都会经常受到台风的威胁，珠海电厂抗台中孤网运行是成功的，保障了所在港区化工工业园、石化、能源装备制造工厂、铁路等重要负荷用电，最大限度避免了可能因供电中断所导致的重大安全生产事故，同时也为下次遇到同样情况时保证机组孤网安全运行积累了经验。

［参考文献］

[1] 李俊.电力自动化火电厂单机带孤网运行控制策略[J].中国电力，2008（11）：51-54.

[2] 黄河，徐光虎，余畅.2008年南方电网冰灾期间孤网运行经验[J].南方电网技术，2008（5）：6-9.__

注：原文发表于《机电信息》2019年第15期，标题为：700 MW火力发电厂孤网运行的事故处理及分析