自备电厂6×350MW机组孤网运行技术方案方案大全.doc

XXXXXXXX铝电6×350MW机组

孤网运行

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术
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XXXXXXXX铝电有限公司自备电厂孤网运行
目 录
1、工程概况 5
1.1、近期项目概述 5
1.2、电解铝情况 5
1.3、电厂基本情况 6
1.4、优化运行基本技术要求 6
2、本工程孤网运行研究 7
2.1 孤网运行的影响因素 7
2.2 孤网运行的可行性分析 8
2.2.1孤网运行研究方案 8
2.2.2孤网运行对电解铝的影响分析 10
2.2.3电解铝对孤网运行的要求 11
2.2.4本工程孤网运行技术要求 11
2.2.5孤网备用容量选择 13
3、改造方案设想 15
3.1 孤网稳定控制系统 15
3.1.1孤网稳定控制系统功能 15
3.1.2机组孤网运行的热工控制 16
3.2 黑启动系统 17
3.2.1黑启动设备选择 17
3.2.2黑启动电负荷统计及分析 18
3.2.3发电机容量选择 20
3.2.4黑启动柴油发电机组装机方案 21
3.2.5黑启动电气主接线 22
3.2.6发电机中性点接地方式 23
3.2.7电气总平面布置 23
3.2.8短路电流计算及设备选择 23
3.2.9防雷接地 23
3.2.10柴油发电机房 23
3.2.11黑启动电源运行模式分析 24
3.3 FCB系统 24
3.3.1实现FCB功能需具备的主要条件 24
3.3.2机组快速甩负荷过程 25
3.3.3本工程相关辅机及热力系统配置情况 26
3.3.4实现机组FCB功能相关热力系统配置分析 27
3.3.5 FCB工况下的热工控制要求 29
3.3.6 FCB工况下的电气控制要求 32
3.3.7 FCB工况下的锅炉控制要求 32
3.3.8 FCB工况下的汽机控制要求 33
3.3.9 FCB工况下的总体要求 33
3.3.10国内类似机组FCB运行情况 34
3.3.11本工程FCB实施方案 34
4、电网调控系统 35
4.1.电力系统 35
4.2.电力调度 35
4.3.调度建设总体思路 36
4.4.调度系统体系 39
4.5.稳控策略及装置 42
4.6.功率控制主站AVC、AGC 46
4.7.调度大屏幕系统 49
4.8.仿真系统 50
4.8.1调度员培训仿真功能 50
4.8.2继电保护仿真 50
4.8.3自动装置仿真 50
4.8.4故障模型与仿真 51
5、实施步骤 51
6、孤网运行经济性、可靠性分析 52
7、孤网注意的问题 53
7.6孤网需要实验汇总 55
8、结论及建议 57
9、220KV电气主接线 58

1、工程概况
1.1、近期项目概述
本电厂为新建工程，是XXXXXXXX160万t/a铝合金项目的配套动力站工程，厂址位于XXXXXXXXXXXXXXXX。
电厂近期规划容量为4×350MW＋4×350MW，一期工程为4×350 MW级国产亚临界燃煤间接空冷机组，预计2014年底一期工程4台机组全部投产，二期工程为4×350 MW级国产超临界燃煤间接空冷机组，预计2015年底5、6机组投产。
本工程在6台机建设完毕后6×350MW级机组主要承担电解铝所需负荷，并可调峰运行。
电厂年利用小时数暂定7500小时。
1.2、电解铝情况
XXXXXXXX公司年产80万吨铝合金总负荷为125万kWh，分两系列运行。一系列年产45万吨铝合金，二系列年产45万吨铝合金，配套4×350MW机组。
运行方式
1）一系列铝厂运行方式220KV双母线并列运行
交流侧：1#动力变和1#、3#、5#、7#整流变接于220kv Ⅰ母；
2#动力变和2#、4#、6#、8#整流变接于220kv Ⅱ母；
1#、2#动力变分别接带10kvⅠ段、10kv Ⅱ段，10kv母线分段运行。
直流侧：8台整流变并列运行；45万吨产能，电解负荷640MW，碳素负荷20MW，总负荷640MW，每台整流变带80MW负荷。
2）二系列铝厂运行方式220KV双母线并列运行
交流侧：3#动力变、9#、11#、13#、15#整流变接于220kv Ⅲ母；
4#动力变、10#、12#、14#整流变接于220kv Ⅳ母；
3#、4#动力变分别接带10kvⅠ段、10kv Ⅱ段，10kv母线分段运行。
直流侧：7台整流变并列运行； 40万吨产能，电解总负荷640MW，每台整流变带91.5MW负荷。
3）电厂运行方式
一系列和二系列铝厂变电站采用双母线双分段
220KV双母线并列运行
1#、2#发电机组和启备变接于一系列220kv母线上。
3#、4#发电机组和启备变接于二系列220kv母线上。
1.3、电厂基本情况
本工程建设6×350 MW机组采用国产表面式间冷汽轮发电机组。同步建设烟气脱硫、脱硝设施。
本工程4台亚临界机组锅炉全部采用XXXXXXXX能源公司的产品，2台超临界机组锅炉采用xxx锅炉厂有限责任公司的产品；6台机组汽轮机、发电机均采用XXX公司的产品
锅炉采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，汽水系统除辅助蒸汽系统外均按单元制系统设计。汽轮机旁路系统采用两级高低压串联旁路，其中高压70%，低压2X65%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）考虑。
1.4、优化运行基本技术要求
1）正常运行用电负荷最大波动范围：
一系列约45MW～50MW
二系列约45MW～50MW
独立电网运行时应保证机组的安全稳定运行（应考虑两个系列波动范围的叠加，周波、频率如何设置）。
2）铝厂甩负荷情况
通过铝厂运行方式可以得出，当铝厂出现故障的情况下，铝厂甩负荷将会出现整个系列全甩，在此情况下应能够保证电厂承担另外一个系列的安全运行（包括电厂如何切负荷）；或铝厂两个系列全部甩负荷如何保证电厂带厂用电运行。
3）电厂跳机切负荷情况
若电厂在正常运行时，设备发生故障跳一台机组或甩部分负荷时，铝厂如何切负荷（包括电气系统保护装置的完善）。
4）电厂的黑启动方案，包括黑启动电源设计。
5）当机组全停时，根据铝厂生产性质，要求在4个小时内恢复铝厂总负荷80%。
6）电厂机组利用小时按7500小时，厂用电率按8%考虑；要求论证电厂备用机组容量。
2、本工程孤网运行研究
2.1 孤网运行的影响因素
电力建设规程曾有规定，电网中单机容量应小于电网总容量的8％，以保证当该机发生甩负荷时，不影响电网的正常运行。电网中的各机组，一般都有10％—15％的过载余量，一旦某机组发生甩负荷，并且该机组容量小于电网总容量的8％，则电网所失去的功率可以暂时由网中其他机组过载余量负担，电网频率下降0.2Hz，对电网稳定不构成威胁。反之，孤网对系统负荷波动特别敏感，微小的负荷波动都会导致频率的急剧变化，尤其是大电源线路、联络线路的跳闸会导致系统频率的严重下降以及发电机组的跳闸，频率严重失控时则会导致所有机组跳闸、系统全黑。
机组的控制方式和系统参数的设置是影响机组孤网运行频率控制能力的最主要因素。如按照《电力系统安全稳定导则》，孤网运行应从5个方面考虑：
1）、孤网要有足够的解列点设计，发生事故时，减载和甩负荷解列点要保证自备电厂发电机装机容量和用户负载基本平衡；
2）、系统应有足够的静稳定储备，包括有功、无功备用容量和必要的调节手段，以适应正常负荷波动和调节有功和无功潮流时，均不应发生自发振荡。在正常方式(包括正常检修方式)下，系统任意一个元件(发电机、线路设备、变压器、母线)发生单一故障时，不应导致主系统发生非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃。在事故后经调整运行方式，电力系统仍应有符合规定的静稳定储备，其他元件有按规定的事故过负荷运行能力。
3）、系统参数的设计要考虑各种运行状态下电压调整的手段。
增减无功功率进行调压：如增减发电机无功、投退并联电容器；
改变有功功率和无功功率的分布进行调压：如调整整流变压器档位分接头进行调压；
改变网络参数进行调压：如采用调整用电负荷或限电的方法调整电压。
4）、要考虑孤网运行的频率调整措施。
如何控制频率的稳定，是孤网运行研究最主要的问题。孤网自平衡能力差，负荷扰动会使频率发生较大变化，扰动过大甚至会导致孤网频率崩溃。这要求发电机组调速系统需具有快速、充足的调节能力，以保持孤网频率的稳定。
对于孤网，由于各单台设备的功率比率很大，通常功率负荷的扰动能相对值也较大，因此在正常情况下，需要确定的一次调频能力、二次调频能力，才能维持电网频率稳定。还由于通常发电机功率比率较大，剩余机组功率的蓄能以及发电机出力限制，不足以弥补功率的不足，电网频率可能迅速降低。在某大型设备启动时，系统必须储备有足够的热备用能量，并且确保能够及时释放出来才能维持频率稳定。因此孤网运行还涉及采用提高锅炉蒸汽参数、提高电网频率及调节阀预留足够开度等措施。
孤网运行和并网运行有明显的差别：孤网的自平衡能力差，负荷的扰动对孤网的影响较并网运行明显，频率会发生较大变化，容易导致发电机组保护动作而使孤网崩溃。这就要求发电机组调速系统具有快速、充足的调节能力，以保证在负荷不断变化的情况下，机组出力能够自动跟随负荷的变化，保持电网频率的稳定。
5)、电力系统发生稳定破坏时，必须有预定措施，以缩小事故范围减少事故损失。
2.2 孤网运行的可行性分析
根据孤网运行影响因素分析，为了保障孤网安全、稳定运行，需从实际工程的孤网运行方式、负荷性质、发电机组及其辅助系统自身性能等方面综合论证。根据本工程机组和负荷情况，孤网在发电机组和电解铝负荷均正常情况下可以安全稳定运行，而在孤网负荷波动的情况下孤网将受到较大的冲击，对其是否能安全稳定运行需进行深入研究。
2.2.1孤网运行研究方案
孤网运行时，不论孤网容量大小，不管是一台机组跳闸还是多台机组跳闸，控制策略都是快速调节其他运行机组出力，使之与孤网负荷保持相对平衡，维持机组转速相对稳定，如确实调节不了时，安全稳定控制装置应根据频率、功率等的情况先行切断相应的负荷后，以先保证电网再保证生产为宗旨。
根据以上原则，提出几种可能出现的极端运行方案，本工程孤网运行需进行深入分析研究的方案如下：
1）孤网运行方案一（自备电厂某机组自身故障原因降低出力，其他机组不能平衡负荷时，需相应调整铝厂负荷）
此状态是当自备电厂由于电厂发电机失磁或其它原因导致发电机减出力运行，其他机组已不能平衡所降负荷时的情况，此时可根据电厂实际减少负荷及切除负荷的时间要求，再根据铝厂侧负荷调节速度及切除负荷要求按一定的程序相应实施。
a）当电厂降出力在20MW以内
铝电解正常生产靠整流机组调变有载开关及稳流控制装置升、降负荷。两个系列调压方式为107级连续有载调压。100MW以下负荷，通过调整大闭环给定电流，5~10秒即可调整到位，然后再利用有载开关调整控制和位移电流，大闭环解开时，调整一档，固有响应时间为5~7秒，两个系列可实现升、降负荷20MW。
b）如电厂发电机组突然降出力，电解铝二个系列同时调整
降负荷15MW，需要5~10秒，稳流总调控制方式或自动降档方式；
降负荷30MW，需要5~10秒，稳流总调控制方式或自动降档方式；
降负荷60MW，需要5~10秒，稳流总调控制方式或自动降档方式；
降负荷80MW，需要5~10秒，稳流总调控制方式或自动降档方式；
降负荷100MW，需切除一系列1台整流机组，需要＜20毫秒（稳控动作），同时降低一系列电流；
降负荷120MW，需切除一系列1台整流机组，，需要＜20毫秒（稳控动作）；同时降低一、二系列电流；
降负荷200MW，需切一、二系列各1台整流机组，需要＜20毫秒（稳控动作），同时降低一系列电流；
2）孤网运行方案二（极端运行方式下，自备电厂机组故障停机）
此状态是当自备电厂的机组故障跳机时，此时原有机组所带的负荷将冲击整个孤网，电网内部有功缺额严重，系统频率将快速下降，此时必须根据铝厂侧的负荷情况，铝厂尽快降低生产负荷，使系统频率快速恢复，保证整个孤网运行。具体按照铝厂工艺要求考虑按以下工况实施：
a）一台350MW机组跳闸，稳控装置动作，切除铝厂320MW左右负荷，即切除一系列3台整流机组（3×80=240MW）,切除二系列1台整流机组（91.5MW）；
b）一台350MW机组跳闸，另一台机350MW组再跳闸，稳控装置动作，再切除铝厂350MW左右负荷，即切除一系列1台整流机组（80MW）,切除二系列3台机组（3×91.5=274.5MW）；
c）两台350MW机组同时跳闸，稳控装置动作，切除铝厂640MW左右负荷，即切除第二系列7台整流机组（7×91.5=640MW）；
3）孤网运行方案三（铝厂故障或解列）
此工况是当自备电厂的机组正常运行，而铝厂故障或解列时，这种情况会导致系统有功严重过剩，频率快速升高，此时应该快速切除相应容量的自备电厂的机组，以使系统频率快速恢复。
此工况建议通过FCB功能来确保厂用电运行。本工程虽然只是要求孤网运行，但实际电厂也面临着类似FCB功能的要求，机组需在外部电网故障时快速甩负荷至需要的负荷。
2.2.2孤网运行对电解铝的影响分析
1）孤网正常运行
在此过程中，电厂发电负荷不稳，会频繁出现增、减负荷现象，电解系列频繁升、降电流运行，会造成阳极效应频繁发生，热平衡破坏，电解质对侧部炉帮产生冲刷，致使电解槽内原铝中的硅、铁含量有所增加，造成电解原铝品位一定程度下降，从而影响了铸造铝锭产品质量，但影响程度较小，一般5～7天即可恢复，整体上不影响产品质量。
在现行孤网稳定控制技术发展情况下，孤网负荷小幅度波动带来的影响已能从技术上解决，因此孤网正常运行对电解铝基本没有影响。
2）孤网电负荷下降
当出现发电机组运行异常，铝厂侧可根据负荷情况，采取适当降电流运行，待供电恢复正常后，按正常程序组织生产，此种情况所造成的经济损失较小。
降负荷10-15%，对工艺进行适当调整，可维持生产；
降负荷20%，可坚持24小时；
降负荷30%，可坚持20小时；
降负荷40%，可坚持10小时；
降负荷60%，可坚持7小时；
降负荷80%，可坚持5小时；
3）系列电流降至零的影响
若发生短时间内系列停电（30分钟以内），铝厂侧可进行应急处理，待供电恢复正常后，按正常程序组织生产。五彩湾冬季极端气温可达到零下40度左右，采用孤网运行时，停机时间越长则电解铝升负荷速度越慢。
综合考虑，若电厂完全停止供电，铝厂侧夏季最长时间最多坚持5小时，冬季最长时间可坚持不到4小时。若孤网恢复供电超过此时限，将会造成死槽，导致系列全停，此为最极端情况。
2.2.3电解铝对孤网运行的要求
为保障电解铝的安全，孤网运行发电厂停止对铝厂供电后，自备电厂应迅速组织先恢复厂用电，再迅速启动发电机组恢复铝厂供电，在冬季时至少应满足如下送电梯度，以保障铝厂侧尽快恢复生产，防止电解槽死槽：
1）3小时内，恢复供电20%负荷；
2）3小时内30分钟内，恢复供电40%负荷；
3）4个小时内，恢复供电50%负荷；
4）6小时内，恢复供电70%负荷；
5）8个小时内，恢复供电80%负荷；
6）24小时内，恢复供电90%负荷，并尽快组织恢复100%供电负荷。
若为夏季，可延后1小时。
综上所述，根据本工程孤网运行方案、电解铝负荷性质、电厂性质等分析研究，本工程如采用孤网运行，电网和发电机组还需具备其他功能。
2.2.4本工程孤网运行技术要求
1）孤网稳定控制功能
随着电网和发电技术的发展，国内很多厂家已开发出应用于孤网运行的稳定控制系统，配合汽轮发电机控制技术和热工控制技术的进步，使得孤网运行从技术上成为可能。本工程利用原有的安全稳定控制系统，重新制定稳控策略并提前调试完成，保障孤网在各种运行工况下安全、稳定运行。
2）黑启动功能
所谓黑启动，是指整个系统因故障崩溃后，系统全部停电，处于全“黑”状态，不依赖别的网络帮助，通过系统中具有自启动能力的发电机组启动，带动无自启动能力的发电机组恢复供电的过程，以达到逐渐扩大系统恢复供电，最终实现整个系统的供电恢复。
如本工程最终采用孤网运行，则孤网必需具备黑启动功能，在电厂首次启动或后期全“黑”状态下提供启动电源。若有条件，也可以采用燃气机组配小型柴油机作为黑启动电源，这种方式受当地燃气条件制约。
本工程拟采用快速柴油发电机组作为“黑启动”电源。
3）FCB功能
FCB (Fast Cut Back) 功能是指机组在高于某一负荷定值运行时，因内部或外部电网故障与电网解列，瞬间甩掉全部对外供电负荷，但未发生锅炉MFT（主燃料跳闸）的情况下，用以维持发电机解列带厂用电或停机不停炉的自动控制功能。通常，习惯于将甩负荷后带厂用电运行这种工况称为FCB运行工况。
由于本工程电解铝负荷为Ⅰ类负荷，对供电要求极高，要求在孤网崩溃或其它电解铝供电故障后需要在尽量短的时间内恢复供电，因此对发电机组的可靠性要求很高。
针对本工程供电负荷特性及孤网运行特点，完善FCB功能：本工程1-4#机组已陆续投产，主要主辅机均已确定，根据本报告第3章节的论述可知，经过适当改造，本工程1-4台机组可具备FCB功能。在事故情况下最大可能保障有机组不停机，为电网快速恢复创造有利条件。
本工程5-6#机组正建设，尚未投产，主要主辅机也已确定，也需要经过适当改造，在机组投运前完成FCB功能。
4）机组应具备较强的启动能力
目前国内机组的启动时间（从点火到机组带满负荷），与汽轮机相匹配，一般满足以下要求：
冷态起动： 5～6小时
温态起动： 2～3小时
热态起动： 1～1.5小时
极热态起动： ＜1小时
从目前XXXXXXXX铝电有限公司1#、2#机组几次热态启动时间来看，每次均在3小时左右，完全不能满足启动时间要求，因此，在孤网运行之前应尽快提高运行人员的操作水平，确保能在规定时间内启动成功。
2.2.5孤网备用容量选择
随着国内燃煤发电技术的发展，现在国内燃煤发电机组的可用率均在90％以上，但发电机组每年均需20～30天的正常检修时间，且电解铝对供电安全性要求极高，为保障孤网和电解铝安全稳定运行，孤网不论在任何时候都必须考虑备用容量。
本工程孤网初期基于发电机组容量按6台进行考虑，所投负荷也按一期电解和整个或部分二期电解进行计算，机组运行的可行方案如下：
方案一（机组6台，铝产能75万吨）
工况采取6台全部投运的运行模式，机组按每台平均可出力340MW计算，在厂用电率10％的情况下，能提供的总负荷6×340×90%=1836MW，每台机组实际带182MW负荷运行，机组出力在57％左右。正常运行时，一系列45万吨全投，用电660MW，二系列45万吨投入三分之二，用电432MW，总用电负荷1092MW，电解系列各考虑45MW～50MW的效应负荷，留有744MW的余量，足够保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。
在此工况下，如其中一台机组故障跳机，其他5台机组可迅速升至满负荷，能提供的总负荷5×340×90%=1530MW，该负荷也能保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。
在此工况下，如其中两台机组故障跳机，其他4台机组可迅速升至满负荷，能提供的总负荷4×340×90%=1224MW，该负荷也能保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。
在此工况下，如其中三台机组故障跳机，3台机组可按升至满负荷360MW甚至超发，(1#2#机组均有超发至368MW的业绩)，能提供的总负荷3×360×92%=993MW（在机组出力至360MW时，一般厂用电率为8%），将两个系列电解工艺生产电流降为450KA生产，所需负荷982MW，该负荷勉强也能保证机组的运行和电解的生产。
此方案实际为6台机组运行时，3台机组作为旋转备用，此方案应为最安全的运行模式。
方案二（机组6台，铝产能90万吨）
工况采取6台全部投运的运行模式，机组按每台平均可出力340MW计算，在厂用电率10％的情况下，能提供的总负荷6×340×90%=1836MW，每台机组实际带216MW负荷运行，机组出力在68％左右。正常运行时，一系列45万吨全投，用电660MW，二系列45万吨全投，用电640MW，总用电负荷1300MW，电解系列各考虑45MW～50MW的效应负荷，留有436MW的余量，足够保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。
在此工况下，如其中一台机组故障跳机，其他5台机组可迅速升至满负荷，能提供的总负荷5×340×90%=1530MW，该负荷也能保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。
在此工况下，如其中两台机组故障跳机，4台机组可按升至360MW负荷计算，能提供的总负荷4×360×92%=1324MW，将电解工艺降为480KA生产，该负荷也能保证机组的安全稳定运行和电解的正常生产。
在此工况下，如其中三台机组故障跳机，3台机组可按升至满负荷360MW计算，能提供的总负荷3×360×92%=993MW，将电解工艺降为450KA生产，同时2#电解铝厂需减产一个通道，才能保证机组的运行和电解的生产。
此方案实际为6台机组运行时，2台机组作为旋转备用，此方案也为较为安全的运行模式之一。
方案三
工况采取5台投运，一台冷备用的运行模式，其他条件同方案一，此时机组效率要高于方案一，经济指标略好于方案一，只是在机组跳闸时，电网稳定性不如方案一。
此方案也为安全的运行模式之一。
方案四
工况采取5台投运，一台冷备用的运行模式，其他条件同方案二，此时机组效率要高于方案二，经济指标略好于方案二，只是在机组跳闸时，电网稳定性非常差。
建议不采用此运行模式。
3、改造方案设想
3.1 孤网稳定控制系统
3.1.1孤网稳定控制系统功能
为保障孤网在各种运行工况下安全、稳定运行，本工程需新增一套孤网稳定控制系统，在现有电控系统基础上进行改造。
当电网进入孤网运行时，需通过控制系统保证孤网的稳定性。孤网稳定控制系统包括有以下几个子系统：快速并网控制系统、负荷快切控制系统、孤网DEH系统、励磁优化系统。
孤网稳定控制系统：主要实现汽机DEH数字电调、发电机励磁调节、负荷快切、低周减载、快速并网控制等功能，以保证孤网系统供需平衡、安全稳定运行，提供企业经济效益。
汽轮机转速控制：自动同期控制；负荷控制；参与一次调频；机、炉协调控制；主汽压控制；单阀控制、多阀解耦控制；阀门试验；轮机程控启动；OPC超速保护控制单元；甩负荷及失磁工况控制；双机容错；与上位机系统实现数据共享；手动控制。
微机励磁主要功能：维持发电机的机端电压恒定、通过合理的调差设置保证并列运行的机组间无功功率的合理分配，通过快速的励磁响应提高电力系统的暂态稳定和静态稳定。除了以上基本的控制调节功能外，还具有限制保护、故障录波、事件记录、系统自检等功能
a负荷快切主要功能:
1）负荷分类
2）负荷矩阵
3）故障跳机负荷快切
4）过载启动负荷快切
5）逆功率启动负荷快切
6）负荷快切失败低频快切
7）低周减载
b快速并网控制系统功能：
1）锁相---同步变压器
2）手动/自动检同期
3）发生故障跳机并网控制
4）系统过载并网控制
5）大电机启动并网控制
6）消谐功能
3.1.2机组孤网运行的热工控制
在孤网稳定控制系统的控制下，实现负荷快切控制、孤网DEH控制、励磁优化等功能，保证孤网系统供需平衡、安全稳定运行。
3.1.2.1孤网下的锅炉运行
自备电站满负荷运行时，热工控制与常规运行一致。自备电站负荷发生较大幅度波动时，要求机组降到相应的负荷运行。一般锅炉的负荷是缓慢下降的，最大可达到10％BMCR。由于配备了合适的汽机旁路系统，锅炉也设有合适的PCV阀，锅炉的多余蒸汽将通过旁路系统和PCV压力控制阀得以释放，使得锅炉在这个过程不至于超压、超温。
3.1.2.2孤网方式下的汽机运行
汽轮机数字控制系统DEH是汽轮发电机组实时控制系统，是汽轮机启动、停止、正常运行和事故工况下的调节控制器。通过数字控制技术，控制汽轮机主汽门和调门的开度，实现对汽轮机发电机组的转速、负荷、压力等的实时控制。
在DEH系统的控制下，汽机的快速减负荷是通过控制高压调门和中压调门来进行的。分为两种方式：
1）FCB方式:该方式由外部电网开关跳闸信号触发，这时，高压调门关断，2秒后重新开启，调节汽机的转速。若高压调门关断2秒后，汽机转速大于3090转/Min，中压调门关断，2秒后重新开启。
2）RB方式：该方式由机组内部的辅机（如送风机、引风机或给水泵等）故障或电解铝的大负载跳闸引起。这时，汽机在DEH的控制下，通过控制高压调门，快速减汽机的负荷，减负荷由快档、中档和低档，快档最大减负荷速率可达到150MW/Min。
在本工程中，汽机的负荷均可采用RB模式减负荷，如果需要机组也可以采用FCB的方式减负荷。在FCB功能信号触发后，高压调门立即关到一个适当的开度（如40～50%，该值将由汽机厂家提供，调试阶段整定），之后在该开度下根据转速进行调节，控制汽机的转速维持在3000转/min附近运行。
这样，既保证了汽机的转速，又保证了基地这时的重要负荷的供电。
3.2 黑启动系统
本项目机组设计为孤网运行，黑启动即机组在没有外电网电源来源的情况下靠电厂自身的发电机组提供启动电源，需要启动一台汽轮机及其辅助系统，一台燃煤锅炉及其辅助系统，此时考虑燃煤锅炉产生的蒸汽通过旁路进入凝汽器，汽轮机处于盘车状态，汽轮发电机组只需要启动到10%负荷后即可通过高厂变切换厂用电，则为完成黑启动过程。
本项目黑启动方案考虑黑启动准备条件已具备的情况。
3.2.1黑启动设备选择
黑启动的关键是电源点的启动，目前较多采用作为黑启动电源点的是水轮发电机组、燃机发电机组、燃煤发电机组，其中水轮发电机组和燃机发电机组具有辅助设备简单、厂用电少，启动速度快等优点，是黑启动电源的首选。
在一些特定条件下，部分燃煤电站也作为黑启动电源点，由于燃煤电站启动工艺流程复杂，辅助设备功率较大，需要的厂用电源较大，对具有自启动能力的发电机组要求非常高，因此，燃机电站和燃煤电站的黑启动电源常采用柴油发电机组作为自启动电源。
目前全球作为黑启动电源的设备，主要有以下几种：
1）轻柴油高速发电机组
轻柴油高速发电机组黑启动最为常见的一种电源设备。轻柴油高速发电机组具有如下优点：一次投资成本较少，启动时间短，运行稳定，不需要外部电源（蓄电池充电除外），是目前黑启动电源使用较多的设备。轻柴油高速发电机组保证在电厂的全厂停电事故中，快速自起动带载运行。在无人值守的情况下，接起动指令后在10~15秒内一次启动成功，在60秒内实现一个自起动循环（即三次起动）。若自起动连续三次失败, 则发出停机信号, 并闭锁自起动回路。
参考博茨瓦纳Morupule B燃煤电站4×150MW机组的黑启动项目，该项目为燃煤电站的黑启动，具有启动过程长，负担重的特点。根据现场调试人员反馈黑启动过程中，9台机组一起启动后并联在一起，（并联过程在30s～50s之间）先带6000KW左右负荷，然后启动最大电机负荷-4300KW给水泵。启动过程平稳，环流非常小。现场测试结果优于计算结果。
2）重油中、低速发电机组
重油中速、低速发电机组，优点是单机容量大，对于燃煤机组黑启动一次所需要的台数较少，电气系统较简单；缺点是初始投资大，工艺系统复杂，外部还需要配套水处理、油处理系统和冷却系统，在黑启动之前，另外还需要有小型的高速轻柴油机提供辅助设备的电源。作为黑启动电源，此种设备使用较少。
综上所述，本工程推荐采用轻柴油高速发电机组作为黑启动电源。
东方希望孤网运行时，考虑了3万kW的柴油发电机；XXXXXXXX信发集团准备孤网，也购买了9万kW的柴油发电机。
3.2.2黑启动电负荷统计及分析
黑启动电源容量的大小应满足机组在黑启动过程中不同阶段电负荷大小的要求。根据机组起动顺序中的电负荷投入顺序和运行时间的分析，可以较准确的计算出黑启动电源的大小。下面对本工程做一分析计算。
1）黑启动机组起动顺序和起动负荷实际容量如下：
第一阶段：亦称为启动前准备阶段，主要包括制水，运煤和锅炉上煤等准备阶段，此阶段工作可以逐项完成，逐项负荷都不是很大，按启动过程选择的柴油机发电机组的容量完全能满足以上各项工作的厂用电需求，故该部分在黑启动之前就完成的准备工作，其负荷可以不计入启动负荷。
第二阶段：针对本工程的特点，负荷启动顺序和启动时运行的实际容量如下：
a、冷却水系统；
机组启动前，一些辅助设备先将投入运行。这时冷却水系统需充水运行。
b、补水系统及锅炉上水系统：
由化学水处理室通过凝汽器的补充水调节阀向凝汽器补水至规定的水位，然后经凝结水泵向除氧器上水达到正常水位，开始给锅炉上水，使分离器达到启动要求水位。
c、辅助汽系统：
启动启动锅炉，由辅助蒸汽向除氧器，轴封系统供汽。
d、点火系统：
采用微油点火方式，启动供油泵，点火期间，一次风暖风器加热蒸汽引自辅汽系统。
e、润滑油系统：
启动交流润滑油泵进行油循环，启动密封油泵，顶轴油泵，盘车装置。
f、充氢系统
二氧化碳置换空气、氢气置换二氧化碳。
g、疏水系统
在机组启动运行前和供汽至轴封系统前，管道上的所有疏水阀都应打开。
h、抽真空系统
关闭真空破坏阀，启动真空泵。
i、压缩空气系统
启动厂用和仪表用空压机、空气干燥器、将备用空压机放“自动”位置、确认压缩空气系统正常。
j、旁路系统
当锅炉启动后，为提高机组的启动速度，打开汽轮机的高压旁路阀、低压旁路阀处于“自动”位置，使其进入准备运行状态。
k、锅炉炉膛安全监视系统（FSSS）及燃烧器管理系统（BCS）在点火前应调试好、并保持良好的工作状态。
初步估算黑启动容量计算表如下表：
黑启动负荷启动容量
序号
名称
电压kV
额定容量（kW）
启动台数
运行容量（kW）
换算系数
实际运行负荷（kW）
1
汽机房、锅炉房低压负荷
0.38
1400

1400
1
1400
2
凝结水泵
6
1400
1
1400
1
1400
3
间冷循环泵
6
900
1
900
1
900
4
电动给水泵
6
7100
1
7100
1
7100
5
磨煤机
6
400
2
800
0.85
680
6
送风机
6
1250
1
1250
0.85
1000
7
引风机
6
3900
1
3900
0.85
3315
8
一次风机
6
1800
1
1800
0.85
1530
9
辅助冷却水泵
6
380
1
380
0.85
323
10
脱硫吸收塔循环泵A
6
500
1
500
0.85
425
11
空压机
6
280
1
280
0.85
238
12
供油泵
0.38
110
1
110
0.7
77
13
辅机冷却塔风机
0.38
90
1
90
0.7
63
14
制氢系统累计低压负荷
0.38
120
1
120
1
120
15
启动锅炉房累计低压负荷
0.38
400
1
400
1
400
16
凝结水输送泵
0.38
90
1
90
0.7
63
17
电除尘系统累计低压负荷
0.38
1500
1
1500
1
1500
合计：系统累计负荷

20537
综上，黑启动负荷约为20.5MW。
机组辅机启动顺序可以按照先启动给水泵大负荷进行调整。
3.2.3发电机容量选择
按额定容量选取：
发电机母线上的额定负荷Pe.f=Kby*Kgl.fd*Pe/(Kxl*Kgl.fh*η) 
式中:Pe-最不利设备总装置功率等于20.5MW；
Kby-发电机备用系数,取为1.2；
Kgl.fd-发电机运行功率因数取为0.8；
Kxl-电动机效率，取为0.9；
Kgl.fh-电动机功率因数，取为0.84；
η-发电机并联运行不均匀系数，取0.9；
故：Pe.f=1.2*0.8*20.5/(0.9*0.84*0.9)≈29MW
工业按最大的单台电动机或成组电动机起动的需要，计算发电机容量:
P=(P∑-Pm)/η∑+ PmkCcosψm
Pm-起动容量最大的电动机或成组电动机的容量7100KW；
η∑-总负荷的计算效率，一般取0.85；
Ccosψm电动机的起动功率因数，一般取0.4；
K-电动机的起动倍数，取5倍；
C-全压起动,C=l.0；
Y—△起动C=0.67；
自耦变压器起动50％抽头C=0.25，65％抽头C==0.42，80％抽头C=0.64。 
故P=(P∑-Pm)/η∑+ PmkCcosψm=（20.5-7.1）/0.85+7.1×5×0.4
=29.96MW
故本工程柴油发电机容量取30MW。
3.2.4黑启动柴油发电机组装机方案
由于目前没有相关规程规范对黑启动做相应的说明，本文主要计算依据为《DLT5153-2002-火电厂厂用电技规》附录D“柴油发电机组的选择”。
根据上述初步统计的黑启动负荷及相关校验计算，本工程推荐以下柴油发电机的组合方案：
项 目
方案一
方案二
方案三
单台发电机组额定功率Pe’(kW)
2000
1600
1800
单台发电机组备用功率Pe”(kW)
2200
1800
2000
功率因数cosj
0.8
0.8
0.8
额定容量Se’(kVA)
2500
2000
2250
备用容量Se”(kVA)
2750
2250
2500
总台数n
15
19
17
黑启动柴油机组的总容量(常用) Pr(kW)
30000
30400
30600
黑启动柴油机组的总容量(常用)Sr(kVA)
37500
38000
38250
黑启动柴油机组的总容量(备用) Pr(kW)
32000
32000
32400
黑启动柴油机组的总容量(备用) Sr(kVA)
40000
40000
40500
环境修正系数（XXXXXXXX高海拔）
0.9
0.9
0.9
环境修正后黑启动柴油机组的总容量(常用) Px(kW)
27000
27360
27540
环境修正后黑启动柴油机组的总容量(常用) Sx(kVA)
33750
34200
34425
环境修正后黑启动柴油机组的总容量(备用) Px(kW)
28800
28800
29160
环境修正后黑启动柴油机组的总容量(备用) Sx(kVA)
36000
36000
36450
根据制造厂提供的数据，柴油机组可在备用功率下连续运行时间为200小时/年。
以上三种配置方案均能满足容量需求。为保证一台机检修时，机组能够满足正常负荷供电的要求，另外再设1台柴油发电机作为备用。即黑启动柴油发电机组按（n+1）台配置。考虑到装机台数越多，系统稳定性越差，本阶段推荐采用20×1600kW轻柴油高速发电机组作为黑启动电源。
设备厂校核启动时的电压降。
3.2.5黑启动电气主接线
柴油发电机厂选用1600 kW的多台柴油发电机并联运行，具体单机容量等柴油发电机招标后根据技术经济比较结果确定。由于出线负荷容量为20.5MW，考虑到多机并联短