联合循环电厂“孤岛运行”的分析

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摘 要：结合燃机联合循环电厂孤岛运行的应用，从电厂的基本配置出发，分析孤岛运行时各工艺系统、电气系统、控制系统、以及设备的安全运行模式。同时，孤岛运行除了对电厂各工艺系统及电气系统有特殊要求，对电厂控制系统的控制逻辑以及自动化响应水平也有很高的要求。

关键词：自动化;孤岛运行;机组快速甩负荷;分散控制系统（DCS）

中图分类号：TK08 文献标识码：A 文章編号：1671-2064（2019）18-0163-02

0 引言

对于一些电网不稳定的国家和区域，尤其是一些海外电厂项目和一些自备电厂项目，会根据需求考虑孤岛运行模式，而孤岛运行模式从电厂前期规划、设计、设备采购、调试、运行等环节都要做出充分的考虑，因此孤岛运行模式的安全性受到越来越多的关注和重视。但目前国内采用孤岛运行的电厂并不多，也没有相关规程规范对孤岛运行做出具体规定。近期在工作中，接触到一个东南亚地区的联合循环电厂项目，设置了孤岛运行模式，本文以此燃机联合循环电厂为例对孤岛运行方式进行简单分析及探讨。

1 “孤岛运行”的定义

孤岛运行，即机组快速甩负荷至带厂用电运行，也就是我们常说的FCB（Fast Cut Back）。FCB的基本功能是：机组在正常运行（无MFT、汽机跳闸、发电机跳闸）工况下，由于系统外部原因造成电网瓦解时，机组FCB功能将自动投入，快速甩负荷带厂用电运行，并在电网许可的情况下，重新并网向系统供电。机组孤岛运行期间，要求保证运行参数在安全范围内，不引起保护动作，不危及设备安全。

对于不同类型的电厂，孤岛运行模式的复杂程度不同，燃机的机组相对于燃煤机组简单一些，当与电网断开时，有燃机的电厂，不论是单循环还是联合循环机组，都可以切换到只有燃机进行。同时，孤岛运行需要电厂控制系统快速自动化响应，在设计阶段，根据工艺系统和电气系统配置，周全考虑控制逻辑。

2 某燃机联合循环电厂基本配置

2.1 机组配置

采用1套“三拖一”多轴布置燃气—蒸汽联合循环发电机组，3台燃气轮机;3台燃机发电机;3台无补燃、双压、卧式余热锅炉;1台蒸汽轮机、1台汽机发电机及其相关的辅助设备。电厂燃料为天然气;全厂联合循环机组净出力约为260MW。电厂3D模型如图1所示。

2.2 主要热力系统

2.2.1 高压蒸汽、低压蒸汽及旁路系统

余热锅炉向汽轮机提供高压蒸汽和低压蒸汽，高压及低压蒸汽系统均为单元制系统。设置了一套高压旁路系统，高压旁路系统为100%余热锅炉高压蒸汽容量，旁路出口接至凝汽器;设置了一套低压旁路系统，低压旁路系统为100%余热锅炉低压蒸汽容量，旁路出口接至凝汽器。

2.2.2 高、低压蒸汽及旁路管道的疏水系统

高、低压蒸汽管道上设计足够的疏水点，防止汽轮机进水。从锅炉出口到汽轮机的管路低点设置疏水点，并将疏水分别就近接到本体疏水扩容器或大气式疏水扩容器。高、低压蒸汽管的疏水管配置全行程气动操作的疏水阀。

2.2.3 凝结水系统

系统设2×100%容量的立式凝结水泵和1台轴封蒸汽冷却器。每台凝结水泵的容量按照旁路投运时的最大凝结水量设计，正常运行时1台运行1台备用。系统还设置1台的凝结水补水箱和2×100%容量的凝结水输送泵。

2.2.4 给水系统

给水泵把低压汽包里的给水经高压给水操作台输送至高压省煤器。每台余热锅炉系统设置2×100%的电动调速给水泵。采用液力耦合器进行调速，以满足机组启动和各种工况下的需要。给水泵一台运行，一台备用。

2.2.5 供水系统

采用带机力通风冷却塔的二次循环冷却方式，补给水源为河水。循环水系统水源为经过净水站处理后的河水，循环水系统向凝汽器、水环式真空泵和闭式水热交换器提供冷却水，使机组在设计考核工况下正常运行。循环水采用带机力通风冷却塔的二次循环供水系统方式，配置两台一用一备的主循环水泵、两台一用一备的汽机辅机冷却水泵、两台一用一备的燃机辅机冷却水泵和3座机力通风冷却塔。

2.3 燃料供应及燃烧系统

主燃料和备用燃料都是天然气，厂内设置天然气调压处理站，用以清除天然气中的固体颗粒杂质及液滴，并配置流量计对天然气进行精确计量，并将天然气加热至合适温度，以满足燃气轮机的要求。

2.4 电气系统

本期3台燃机和1台汽机均采用发电机-变压器组单元接线，接入本期厂内66kV配电装置。66kV配电装置采用双母线接线型式，出线3回。含1个燃机主变进线间隔、1个汽机主变进线间隔、3个出线间隔、2个母线设备间隔和1个母联间隔。66kV配电装置采用户外全封闭式组合电器（GIS）。燃机和汽机发电机出口均装设发电机出口断路器（GCB）。

2.5 控制系统

采用一套分散控制系统（DCS）作为全厂主要的监视及控制手段。余热锅炉、汽机、发电机及相关辅机等由分散控制系统（DCS）集中控制。燃机通过自身专用控制装置对其启动、停止和运行进行监视和控制。对于辅助厂房，大部分系统由分散控制系统（DCS）直接进行操作和监视。

3 孤岛运行方式说明

3.1 进入孤岛运行条件及运行要求

当外网故障，燃机主变高压侧断路器跳闸时，进入孤岛运行工况。

设计考虑孤岛运行工况如下：在孤岛运行时，只有燃机进入孤岛运行状态，此时6.6kV工作A、B两段均由燃机高厂变带，6.6kV工作段之间的联络开关闭合;电负荷的性质为“连续、长期”，具体负荷运行时间参见“孤岛运行电负荷清单”;需考虑汽轮机及余热锅炉，使用厂用交流电源安全停机;进入孤岛运行方式的燃机需快速匹配厂用负荷的大小;需密切注意控制燃机转速在规定的范围内，严防机组超速，维持安全稳定运行。

3.2 燃料、热力系统运行

3.2.1 燃料系统运行

天然气系统是按照燃机的满负荷用气量设计的，当发生孤岛运行时，燃机将会降负荷运行，天然气系统的负荷发生变化，根据燃机降负荷后需要的天然气量自动调整，调压站系统的安全阀不开启，调压站系统维持燃机入口压力要求。

3.2.2 燃机冷却水系统运行

由于本工程闭式水系统设置有两台互为备用的燃机单循环闭式泵和两台互为备用的联合循环闭式泵，发生孤岛运行时，仅一台燃机单循环闭式泵运行，满足燃机冷却水系统需求。

辅机冷却水部分也单独设置有两台互为备用的单循环辅机冷却水泵和两台互为备用的联合循环辅机冷却水泵，发生孤岛运行时，仅一台单循环辅机冷却水泵运行。

3.2.3 润滑油系统运行 及汽轮机循环水及冷却水系统运行

当发生孤岛运行汽轮机安全停运时，汽轮机的润滑油系统汽轮机完全停运后停运润滑油系统。汽轮机的循环水及冷却水系统继续但要减负荷运行，各个设备的用水量满足设备机械冷却要求，待汽轮机完全停运后，根據排汽缸温度停运汽轮机循环水及冷却水系统的辅助设备。

3.3 供水系统和化学水处理系统的运行

当发生孤岛运行汽轮机安全停运时，机力塔、主循环水泵、汽机辅机循环水泵和燃机辅机冷却水要正常运行，待汽轮机完全停运后再停运机力塔、主循环水泵和燃机辅机冷却水泵。

孤岛运行时，除盐水用量减少，补给水处理系统可以保持除盐水箱液位在一定范围，低液位时除盐水设备投运，高液位时除盐水设备停运。（高液位可设为4米，低液位设为2米）。循环水加药系统和化学加药系统都根据实际需求间断运行。

3.4 电气系统

3.4.1 发变组保护孤岛运行内容

主变高压侧外部发生故障时，保护动作于解列，跳主变高压侧断路器，此时发电机带厂用电运行。 发电机在低频、失步等情况下，发电机保护动作解列，跳主变高压侧断路器，此时发电机带厂用电运行。发变组保护动作后，需要进行手动复归。

3.4.2 电气系统的孤岛运行控制

当电网发生故障后，并网开关动作，跳高压侧断路器，发汽机甩负荷命令，汽机不带负荷。由电气SCADA系统将主变高压侧断路器跳闸信号经远动主机发至调度，通知电网机组已经解列。机组成功进入孤岛运行方式后，DCS根据负荷及转速偏差以及转速稳定持续时间判断机组是否已经进入孤岛稳定运行状态，经运行人员确认后，通过DCS给升压站发孤岛方式稳定运行状态并传至电网。升压站收到电网并网指令后，进行同期并网操作，并网后机组根据电网指定的发电量稳定运行。

孤岛运行工况发生时，发电机出口断路器不动作，灭磁开关不跳闸，发电机励磁调节系统（AVR）快速减磁，维持机端电压稳定，不切换厂用电，由发电机通过高厂变自带厂用负荷。

3.5 控制逻辑

当所有52L开关全部断开，也即是全部从电网分离，此时电厂进入孤岛模式。当发电机组与电网断开时，燃机应该确保负荷的供给;厂用电负荷可能在0MW至4.2MW，燃机控制系统要确保转速的稳定性;再次并网将使用52L开关，通过SPEEDTRONIC而不是GCP来实现;DCS提供一个目标负载模拟信号给燃机。

3.6 孤岛运行转为正常运行方式

当电厂接到外网恢复信号后，可从孤岛运行方式开始向正常运行方式转换，转换过程跟机组单循环向联合循环过程转换方式一致。

4 结语

具有FCB功能的机组在厂侧或外网事故发生时相比于MFT能够大大的减少电厂的损失，节约电厂的运行成本，同时也有助于整个电网在可能的最短时间内恢复正常，降低电网事故损失，对于提高机组的可利用率和经济性、降低电网事故损失和社会影响、以及降低电厂运行成本、保护电厂主设备和降低设备损耗、提高自身竞争力等方面，都有重要影响。

参考文献

[1] 李鹏，赵启成.火电机组FCB设计及试验分析[J].华电技术，2018，40（12）：1-3.

[2] 袁明.具有FCB功能的600MW电站分析与应用[J].科技资讯，2015，13（30）：43-44.

[3] 王孟，赖艳云，王戟.FCB工况下旁路控制系统的改进与优化[J].华电技术，2017，39（01）：27-30.

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