苏猛业, 杜仁伟, 汪杰斌, 孙治新

(1.中电国际新能源控股有限公司, 上海 200025;2.德阳和新环保发电有限公司, 四川 德阳 618000;3.芜湖中电环保发电有限公司, 安徽 芜湖 241202)

1 研究背景

近年来我国生活垃圾迅速增加，垃圾围城现象突出，土地资源紧缺，国家规划提出生活垃圾焚烧发电技术是当前最适宜我国城市生活垃圾处理的主要方式。这几年垃圾焚烧发电厂呈爆发式增长，垃圾焚烧发电厂安全、稳定运行显得尤为重要。

垃圾焚烧发电厂多为小型发电项目，由于其装机规模小，电压等级低，一般不超过110 kV，以35 kV居多，电力送出多为单回输电线路，输电线路周边一般没有高大建筑，受雷击、污闪等原因极易造成输电线路跳闸。为了控制成本，保安应急电源薄弱，全厂跳机、厂用电失去时有发生，在雷暴频发地区发生概率更高，严重影响垃圾焚烧发电设备安全稳定运行。

为了避免厂用电失去，在不增加较大投资的前提下，研究垃圾焚烧发电厂带厂用电孤岛运行变得尤为重要和迫切。

2 垃圾焚烧发电厂线路跳闸存在的问题

2.1 垃圾焚烧发电厂出线

垃圾焚烧发电厂只有一回输电线路与电网相连接，当雷击、污闪、树枝接地等原因造成线路跳闸时，全厂机组相当于一次80%甩负荷过程，此时可能会出现以下两种情况。第一种情况，汽轮发电机组转速飞升到一定转速后，机组DEH一、二次调频动作重新定速至3 000 rpm左右，形成汽轮发电机组带厂用电孤岛运行，该过程通常不会对机组造成直接威胁，这种状态下也可以较长时间维持汽轮发电机组运行。当输电线路故障消除恢复送电后，必须将发电机组与10 kV母线解列，由送出系统重新倒送电至10 kV母线，恢复厂用电正常后，再次启动机组重新并网，此过程会造成短时厂用电中断。另一种情况，因汽轮发电机组转速飞升超过超速保护(危急保安器)动作转速(3 240 rpm)而停机，此时全厂厂用电会立即中断，但正常情况下不会出现这种情况。

2.2 机组跳闸停运存在的风险

2.2.1 事故时机组停机过程存在风险

当输电线路故障跳闸后，机组停机过程中会造成全厂厂用电中断，汽机润滑油系统只能靠直流事故油泵运行维持，汽机盘车装置也只能手动、直流系统容量有限，一般规定不超过2小时，所以一旦全厂停电就增加了汽轮发电机组发生断油烧瓦和大轴弯曲的可能性。

2.2.2 全厂厂用电中断影响

厂用电中断，垃圾焚烧炉风机停运处于压火状态，炉内垃圾未燃尽而继续处于缺氧燃烧状态，炉水继续吸热蒸发，锅炉汽压不断上升，为了保证锅炉不超压必需打开向空排汽，造成汽水损失，又由于给水泵失电停止运行，补水不及时会造成汽包断水干锅、受热面爆管等重大安全隐患。

2.3 机组启停存在的风险

机组跳闸后，停炉压火，减少垃圾焚烧量，增加二次机组启动成本。机组启停过程，会直接增大辅助燃料和用电成本。厂用电中断过程中造成锅炉干锅，机组停运时间较长，发电量减少，间接造成经济损失。

3 垃圾焚烧发电厂当前应对输电线路跳闸的措施

3.1 垃圾发电厂典型电气主接线方式(2×12 MW机组)

垃圾发电厂2条600 t/d垃圾焚烧线，配套余热锅炉为2×59 t/h；配套2×12 MW汽轮发电机组。设计院一般根据小型发电厂厂用电设计规范，大部分垃圾发电厂厂用段未设计柴油发电机带的保安段。垃圾发电厂厂用负荷除了机电炉化水除灰负荷外，还要配置渗滤液处理系统和垃圾吊、渣吊负荷。一般垃圾发电厂厂用负荷占比在15%～20%之间，运行维护精细化管理水平高的可控制在15%以下，若垃圾发电厂所配单台套发电机组容量小，其厂用负荷占比可达20%以上。

垃圾焚烧发电厂(2×12 MW机组)典型主接线图如图1所示，发电机出口直接接至厂用10 kV母线，经主变升压后由仅有的一回高压输电线路与电网连接。发电机出口设置一个同期并列点，汽轮发电机组达到并网条件时，经发电机出口开关检同期并入电网运行；当发电机组正常停运解列后，由电网倒送电至10 kV母线供厂用负荷。

图1 垃圾发电厂典型电气主接线图

3.2 常规应对输电线路跳闸的措施

3.2.1 增设高压备用电源

多数垃圾焚烧发电厂在建设阶段通常会将10 kV施工电源按永临结合设计，项目投产后将该电源接至厂用10 kV母线作为系统备用电源。该电源可以作为高压输电线路跳闸时的应急备用电源，同时，当高压输电线路计划停电检修时，电厂须陪停，通常会同步安排检修，此时该电源作为检修电源。

3.2.2 增设柴油发电机保安电源

部分垃圾焚烧发电厂在建设阶段或后期技改时，设计柴油发电机作为保安电源。该电源通常只考虑向机组润滑油系统、盘车装置、直流系统、UPS系统等保证机组安全运行的设备供电。

3.2.3 增设柴油机给水泵

个别垃圾焚烧发电厂会在给水系统增加柴油给水泵，厂用电中断时可以向锅炉继续补水，保证不会造成锅炉干锅。

3.2.4 三种措施安全经济比较

从表1可知，以上三种措施中，由于第一项基本不会额外增加经济成本，且可以作为输电线路检修期间全厂检修电源，这是非常必要的。其余两项措施均会增加较大成本，且还会使系统变得复杂，增加维护成本。

表1 常规应对输电线路跳闸的措施安全经济比较

4 垃圾焚烧发电厂输电线路跳闸带厂用电孤岛运行可行性分析

4.1 输电线路故障类型

输电线路常见故障依照性质划分，可分为瞬时类故障和永久类故障。其中瞬时类故障主要有雷电过电压引发的闪络与鸟类所导致的短路等；永久性故障多是由于气候或设备本身等原因引起的，如冰雪类天气或线路老化等所引发的瞬时过电压击穿输电线路绝缘装置，设备故障、风暴、地震等引发的输电线路永久性短路等问题。输电线路发生瞬时类故障约占全部故障的80%。

4.2 输电线路跳闸机组带厂用电孤岛运行的意义

由于输电线路瞬时类故障占绝大多数，大部分情况下只需用较短时间就可以重新恢复线路送电，如果汽轮发电机组能带厂用电孤岛运行，待线路恢复送电后直接重新并网运行，不但可以减少厂用电中断存在的设备安全风险和经济损失，同时如果电网发生大范围停电时，机组还可以作为电网黑启动电源，意义重大。

4.3 输电线路跳闸时汽轮发电机带厂用电孤岛运行的可行性

4.3.1 100%甩负荷时汽轮发电机组调速系统动态特性

孤网运行与并网运行相比最突出的特点是由负荷控制转变为频率控制，要求汽机调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性，以保证在负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定，即一次调频功能。

按照《汽轮机调节控制系统试验导则》要求：汽轮发电机组甩负荷后，汽轮机在调节系统控制下，其瞬时最高转速不应使危急保安器动作[1]。

某垃焚烧圾发电厂汽轮发电机组100%甩负荷试验情况如下：#1机组满负荷运行时，直接断开发电机出口断路器，汽轮发电机组甩100%负荷，机组转速在约3 s内飞升至最高3 138 rpm,再经约20 s后，汽轮机转速重新定速3 000 rpm，其他运行参数正常；#2机组100%甩负荷试验情况几乎相同。试验过程中，其最高飞升转速未超过机组超速保护(危急保安器)动作转速(3 240 rpm)，调速系统能自动将转速重新稳定在3 000 rpm，试验证明汽轮发电机组调速系统动态特性满足机组100%甩负荷要求。

如果输电线路跳闸时，汽轮发电机组带20%左右厂用电运行，相当于机组甩80%负荷，此时机组调速系统完全满足机组稳定运行要求。

4.3.2 100%甩负荷时发电机励磁调节特性

按照《汽轮发电机运行导则》要求：发电机允许连续运行电压最高不得高于额定值的110%[2]。

某垃圾焚烧发电厂#1汽轮发电机组100%甩负荷时，发电机出口三相电压3 s内从10.4 kV上升至最高10.6 kV，约35 s后开始下降，50 s后下降至10.25 kV并维持稳定，可见其励磁系统调节特性能满足机组100%甩负荷工况要求，如图2所示。

图2 某垃圾发电厂#1汽轮发电机组100%甩负荷工况曲线

4.3.3 机组带厂用电孤岛运行期间锅炉稳定运行措施

输电线路跳闸时，机组突然甩80%负荷，此时锅炉汽压上升，安全阀有可能会动作泄压(如果运行人员反应及时，开启向空排汽，安全阀有可能不会动作)，此时，在检查汽轮发电机组运行正常后，重点进行锅炉燃烧调整，维持主蒸汽和环保参数在合格范围内。此时可以采取如下措施：

1)锅炉减负荷至50%左右运行(两台锅炉可一台压火)，逐渐投入汽机侧30%旁路运行，关小锅炉向空排汽直至完全关闭，减小汽水损失。(旁路不能设置为自动投入，因机组为母管制，如发生一台机组跳闸，系统也会超压，此时如自动投入旁路，在运行机组凝汽器会超负荷。)

2)炉膛温度低于850 ℃时，及时投入辅助燃烧器助燃，维持环保参数。可进行20%负荷试验，记录对应参数，观察是否具备连续稳定运行。

3)根据主蒸汽温度下降情况，及时开启主蒸汽和汽轮机本体疏水。

4.3.4 机组带厂用电孤岛运行期间汽轮发电机组稳定运行措施 (1)合理的OPC优化

机组进入孤网运行瞬间，若检测到转速飞升速率较大，则会提前动作OPC，关闭调门，抑制转速飞升；机组孤网正常运行时，厂用电负荷较小，容易产生振荡，为了防止振荡的发生，需要放宽OPC保护定值(由103%改为106%)。电网频率在一定范围内发生振荡时，应保证机组不至于OPC动作。

(2)汽轮发电机组配套的DEH系统增加“孤岛”逻辑

汽轮发电机组并网运行时，DEH接收到发电机出口断路器“并网”指令后，其控制逻辑由“转速控制”自动切换为“阀位控制”模式，然后运行人员根据需要可以将“阀位控制”模式切换成“功率控制”或“压力控制”模式[3]。

输电线路跳闸时，发电机出口断路器未跳闸，DEH系统始终监视到机组处于“并网”状态。此时，因机组甩负荷，DEH“功率控制”或“压力控制”模式实际值与目标值偏差而切换至“阀位控制”模式，“孤岛”频率会因厂用电用波动而波动。因此必须增加DEH“孤岛”判据逻辑，维持“孤岛”频率[3]。

具体思路：优化软件控制逻辑，快速判断孤网状态，快速平衡孤网负荷，稳定“孤岛”频率。在DEH系统中增加“孤岛”判据，系统进入孤岛模式时，DEH系统自动切换为“转速控制”模式，维持孤岛额定转速(频率)运行，如图3所示。该判据可以是线路侧断路器跳闸等硬逻辑信号，也可以是机组甩负荷速率等软逻辑判据[3]。

图3 孤网初期快速识别孤网逻辑图

在孤网功能投入的情况下，机组正常并网运行时，当检测到下列任意信号，自动将传统的DEH控制切换为孤网控制。

因线路故障或其他因素造成出线开关断开，快速孤网系统检测到转速与加速度大于预设值之后即判定孤网运行。快速孤网系统检测到此信号之后就会立即切换运行模式。

转速与额定转速偏差大且加速度大，即机组脱网瞬间，用电与发电负荷不平衡造成机组转速与加速度的变化，快速孤网系统检测到转速与加速度大于预设值之后即判定孤网运行[3]。

转速与额定转速偏差大，即在并网情况下，若检测到转速偏差大，判断机组已进入孤网。

综上所述，垃圾发电厂输电线路跳闸时，汽轮发电机组转速、电压完全可以自动稳定运行，主蒸汽和环保参数采取一定措施可以稳定运行，DEH系统经过增加“孤岛”逻辑也可以稳定孤岛频率。因此输电线路跳闸时汽轮发电机带厂用电孤岛运行是完全可行的。

4.4 汽轮发电机组带厂用电与电网并列

汽轮发电机组带厂用电孤岛运行，线路故障消除后由电网侧重新恢复送电，具备并网条件时，可以直接从输电线路电厂侧断路器处将“孤岛”与电网并列运行，因此需在电厂侧线路断路器处新增同期并列点。该并列点可以选择主变高压或低压侧断路器。优缺点如下。

当并列点选择线路断路器时：优点是全厂只需增加1个同期点，改造简单，且孤岛并网时操作简单，缺点是系统改造后试验时必须两台机组同时参与，试验期间风险较大。

当并列点选择主变高压侧断路器时：优点是可以单台机组分别试验，缺点是需增加2个同期点，线路跳闸时需将主变高压侧断路器断开，35 kV母线送电后再进行并网，且两台机组只能逐一并网，此过程需进行一系列倒闸操作。

主变低压侧断路器：优缺点同主变高压侧并网。

新增同期并列点改造基本思路如下(以某垃圾焚烧发电厂为例)。

某垃圾焚烧发电厂目前配置两台套自动准同期装置，每一台自动准同期装置配置一套自动同期选线器，每一套自动同期选线器配置8个同期点。新增35 kV线路断路器同期点可以“借用”该两套自动准同期装置任一套，不需新增自动准同期装置。新增电缆接线及DCS系统配置如下：

1)新增35 kV线路侧电压互感器电压量至自动准同期装置自动选线器。

2)新增35 kV母线电压互感器电压量至自动准同期装置自动选线器。

3)新增自动准同期装置自动选线器至35 kV线路断路器合闸回路。

4)在DCS系统中，新增线路断路器检同期并网选择点控制逻辑功能，还要增加“检同期”和“检无压”选择，正常倒送电时选择“检无压”，孤岛并网时选择“检同期”。

5)自动准同期装置新增同期点并网时的频率和电压调节：发电机组带厂用电进入孤岛运行期间，机组DEH系统进入“转速控制”模式，其转速目标值始终保持3 000 rpm，因此待并孤岛系统的频率不可调，但自动准同期装置允许频差为±1.5 Hz，非特殊情况可以满足要求，如遇系统频率过高或过低超过允许值，可以调整DEH目标值满足要求；自动准同期装置允许压差为±0.5%，电压调节可以随时调整发电机无功满足要求。

综上所述，垃圾焚烧发电厂输电线路跳闸带厂用电孤岛运行方式下，通过新增输电线路同期并网点，做到不停机直接与电网并列运行是完全可行的。

5 讨论

当外线路跳闸导致发电机甩负荷时，当前汽机调速系统和励磁调节系统特性可满足汽轮发电机不跳闸的条件。通过DEH系统逻辑优化升级，系统参数调整，投入辅助燃烧器，在保证环保排放的情况下，机组可连续带厂用电运行。利用现有两套准同期装置，增加线路同期检测信号，可以实现机组带厂用电运行时不停机直接与电网并列运行。这种方法投资很小，适宜推广实施。线路跳闸，机组进入孤网运行，锅炉必须具备以下条件：1)锅炉要迅速压火，炉膛温度低于850 ℃时，辅助燃烧器联锁投入助燃，维持环保参数；2)锅炉主蒸汽向空排气门可以迅速打开，开度可控，以便控制锅炉不超压。

在孤网条件下，改善调速系统的性能是实现孤网运行的基础。传统的DEH并没有专门的孤网控制逻辑，只有一次调频功能，一次调频功能调整模糊达不到精确控制，必须在传统的DEH基础上开发专用于孤网运行的控制模式；当发生孤网瞬间，通过逻辑迅速识别孤网状态，切换DEH运行模式，由传统的阀位、功率或者压力控制切换到孤网控制模式，快速判断孤网状态，快速平衡孤网负荷，稳定孤网频率,使孤网运行更加稳定。

单台机组运行，带厂用电时突然发生孤网运行，处理相对比较简单，孤网运行也比较容易实现。两台机组正常运行为并网运行，带厂用电时，由于单台机组容量12 MW，两台机组突然发生孤网运行时，每台机组需要甩80%左右的负荷，并且存在机组之间的协调扰动，孤网运行带厂用电带来困难，因此建议双台机组运行时由单台机组孤网运行带厂用电，优选哪台机组作为孤网运行机组，采取逻辑判断还是运行人员决策值得商榷。另外一台机组直接跳停，来消除机组之间的协调扰动。

孤网运行热机系统的运行调整显得尤为重要，汽机旁路与锅炉向空排汽门的配合调整，确保锅炉不超压，还要确保汽包不发生虚假水位以致MFT动作，建议汽机旁路为气动调节阀以便快速调整。运行人员技术水平也是决定孤网运行是否成功的关键，所以当前运行人员技术培训工作迫在眉睫。

制定孤网运行事故处置预案和确保孤网安全运行的技术措施，定期组织孤网运行事故应急演练，更是确保小型垃圾发电项目孤网安全运行的基础。

本研究有一定的局限性，只是通过机组的100%甩负荷试验检验了机组动态甩负荷特性满足孤网运行条件，主要思路是增加输出线路和发变组同期并列点和DEH孤网判读逻辑，属于可行性研究。目前还未实施具体项目，应该制定孤网技术方案现场做机组甩负荷厂用电中断试验，以验证孤网运行特性。

6 结束语

本文从垃圾发电工艺特点和小型发电项目电气主接线方式及厂用电薄弱环节进行了系统分析，提出新增输出线路和发变组同期并列点和优化升级DEH控制逻辑(增设DEH孤网判断逻辑)等技术改造新思路，为小型发电项目预防全厂停电造成事故扩大指出了新方向，值得业界借鉴参考。