垃圾焚燒發電機組帶廠用電孤島運行研究

蘇猛業, 杜仁偉, 汪杰斌, 孫治新

(1.中電國際新能源控股有限公司, 上海 200025;2.德陽和新環保發電有限公司, 四川 德陽 618000;3.蕪湖中電環保發電有限公司, 安徽 蕪湖 241202)

1 研究背景

近年來我國生活垃圾迅速增加，垃圾圍城現象突出，土地資源緊缺，國家規劃提出生活垃圾焚燒發電技術是當前最適宜我國城市生活垃圾處理的主要方式。這幾年垃圾焚燒發電廠呈爆發式增長，垃圾焚燒發電廠安全、穩定運行顯得尤為重要。

垃圾焚燒發電廠多為小型發電項目，由于其裝機規模小，電壓等級低，一般不超過110 kV，以35 kV居多，電力送出多為單回輸電線路，輸電線路周邊一般沒有高大建筑，受雷擊、污閃等原因極易造成輸電線路跳閘。為了控制成本，保安應急電源薄弱，全廠跳機、廠用電失去時有發生，在雷暴頻發地區發生概率更高，嚴重影響垃圾焚燒發電設備安全穩定運行。

為了避免廠用電失去，在不增加較大投資的前提下，研究垃圾焚燒發電廠帶廠用電孤島運行變得尤為重要和迫切。

2 垃圾焚燒發電廠線路跳閘存在的問題

2.1 垃圾焚燒發電廠出線

垃圾焚燒發電廠只有一回輸電線路與電網相連接，當雷擊、污閃、樹枝接地等原因造成線路跳閘時，全廠機組相當于一次80%甩負荷過程，此時可能會出現以下兩種情況。第一種情況，汽輪發電機組轉速飛升到一定轉速后，機組DEH一、二次調頻動作重新定速至3 000 rpm左右，形成汽輪發電機組帶廠用電孤島運行，該過程通常不會對機組造成直接威脅，這種狀態下也可以較長時間維持汽輪發電機組運行。當輸電線路故障消除恢復送電后，必須將發電機組與10 kV母線解列，由送出系統重新倒送電至10 kV母線，恢復廠用電正常后，再次啟動機組重新并網，此過程會造成短時廠用電中斷。另一種情況，因汽輪發電機組轉速飛升超過超速保護(危急保安器)動作轉速(3 240 rpm)而停機，此時全廠廠用電會立即中斷，但正常情況下不會出現這種情況。

2.2 機組跳閘停運存在的風險

2.2.1 事故時機組停機過程存在風險

當輸電線路故障跳閘后，機組停機過程中會造成全廠廠用電中斷，汽機潤滑油系統只能靠直流事故油泵運行維持，汽機盤車裝置也只能手動、直流系統容量有限，一般規定不超過2小時，所以一旦全廠停電就增加了汽輪發電機組發生斷油燒瓦和大軸彎曲的可能性。

2.2.2 全廠廠用電中斷影響

廠用電中斷，垃圾焚燒爐風機停運處于壓火狀態，爐內垃圾未燃盡而繼續處于缺氧燃燒狀態，爐水繼續吸熱蒸發，鍋爐汽壓不斷上升，為了保證鍋爐不超壓必需打開向空排汽，造成汽水損失，又由于給水泵失電停止運行，補水不及時會造成汽包斷水干鍋、受熱面爆管等重大安全隱患。

2.3 機組啟停存在的風險

機組跳閘后，停爐壓火，減少垃圾焚燒量，增加二次機組啟動成本。機組啟停過程，會直接增大輔助燃料和用電成本。廠用電中斷過程中造成鍋爐干鍋，機組停運時間較長，發電量減少，間接造成經濟損失。

3 垃圾焚燒發電廠當前應對輸電線路跳閘的措施

3.1 垃圾發電廠典型電氣主接線方式(2×12 MW機組)

垃圾發電廠2條600 t/d垃圾焚燒線，配套余熱鍋爐為2×59 t/h；配套2×12 MW汽輪發電機組。設計院一般根據小型發電廠廠用電設計規范，大部分垃圾發電廠廠用段未設計柴油發電機帶的保安段。垃圾發電廠廠用負荷除了機電爐化水除灰負荷外，還要配置滲濾液處理系統和垃圾吊、渣吊負荷。一般垃圾發電廠廠用負荷占比在15%～20%之間，運行維護精細化管理水平高的可控制在15%以下，若垃圾發電廠所配單臺套發電機組容量小，其廠用負荷占比可達20%以上。

垃圾焚燒發電廠(2×12 MW機組)典型主接線圖如圖1所示，發電機出口直接接至廠用10 kV母線，經主變升壓后由僅有的一回高壓輸電線路與電網連接。發電機出口設置一個同期并列點，汽輪發電機組達到并網條件時，經發電機出口開關檢同期并入電網運行；當發電機組正常停運解列后，由電網倒送電至10 kV母線供廠用負荷。

圖1 垃圾發電廠典型電氣主接線圖

3.2 常規應對輸電線路跳閘的措施

3.2.1 增設高壓備用電源

多數垃圾焚燒發電廠在建設階段通常會將10 kV施工電源按永臨結合設計，項目投產后將該電源接至廠用10 kV母線作為系統備用電源。該電源可以作為高壓輸電線路跳閘時的應急備用電源，同時，當高壓輸電線路計劃停電檢修時，電廠須陪停，通常會同步安排檢修，此時該電源作為檢修電源。

3.2.2 增設柴油發電機保安電源

部分垃圾焚燒發電廠在建設階段或后期技改時，設計柴油發電機作為保安電源。該電源通常只考慮向機組潤滑油系統、盤車裝置、直流系統、UPS系統等保證機組安全運行的設備供電。

3.2.3 增設柴油機給水泵

個別垃圾焚燒發電廠會在給水系統增加柴油給水泵，廠用電中斷時可以向鍋爐繼續補水，保證不會造成鍋爐干鍋。

3.2.4 三種措施安全經濟比較

從表1可知，以上三種措施中，由于第一項基本不會額外增加經濟成本，且可以作為輸電線路檢修期間全廠檢修電源，這是非常必要的。其余兩項措施均會增加較大成本，且還會使系統變得復雜，增加維護成本。

表1 常規應對輸電線路跳閘的措施安全經濟比較

4 垃圾焚燒發電廠輸電線路跳閘帶廠用電孤島運行可行性分析

4.1 輸電線路故障類型

輸電線路常見故障依照性質劃分，可分為瞬時類故障和永久類故障。其中瞬時類故障主要有雷電過電壓引發的閃絡與鳥類所導致的短路等；永久性故障多是由于氣候或設備本身等原因引起的，如冰雪類天氣或線路老化等所引發的瞬時過電壓擊穿輸電線路絕緣裝置，設備故障、風暴、地震等引發的輸電線路永久性短路等問題。輸電線路發生瞬時類故障約占全部故障的80%。

4.2 輸電線路跳閘機組帶廠用電孤島運行的意義

由于輸電線路瞬時類故障占絕大多數，大部分情況下只需用較短時間就可以重新恢復線路送電，如果汽輪發電機組能帶廠用電孤島運行，待線路恢復送電后直接重新并網運行，不但可以減少廠用電中斷存在的設備安全風險和經濟損失，同時如果電網發生大范圍停電時，機組還可以作為電網黑啟動電源，意義重大。

4.3 輸電線路跳閘時汽輪發電機帶廠用電孤島運行的可行性

4.3.1 100%甩負荷時汽輪發電機組調速系統動態特性

孤網運行與并網運行相比最突出的特點是由負荷控制轉變為頻率控制，要求汽機調速系統具有符合要求的靜態特性、良好的穩定性和動態響應特性，以保證在負荷變化的情況下自動保持電網頻率的穩定，即一次調頻功能。

按照《汽輪機調節控制系統試驗導則》要求：汽輪發電機組甩負荷后，汽輪機在調節系統控制下，其瞬時最高轉速不應使危急保安器動作[1]。

某垃焚燒圾發電廠汽輪發電機組100%甩負荷試驗情況如下：#1機組滿負荷運行時，直接斷開發電機出口斷路器，汽輪發電機組甩100%負荷，機組轉速在約3 s內飛升至最高3 138 rpm,再經約20 s后，汽輪機轉速重新定速3 000 rpm，其他運行參數正常；#2機組100%甩負荷試驗情況幾乎相同。試驗過程中，其最高飛升轉速未超過機組超速保護(危急保安器)動作轉速(3 240 rpm)，調速系統能自動將轉速重新穩定在3 000 rpm，試驗證明汽輪發電機組調速系統動態特性滿足機組100%甩負荷要求。

如果輸電線路跳閘時，汽輪發電機組帶20%左右廠用電運行，相當于機組甩80%負荷，此時機組調速系統完全滿足機組穩定運行要求。

4.3.2 100%甩負荷時發電機勵磁調節特性

按照《汽輪發電機運行導則》要求：發電機允許連續運行電壓最高不得高于額定值的110%[2]。

某垃圾焚燒發電廠#1汽輪發電機組100%甩負荷時，發電機出口三相電壓3 s內從10.4 kV上升至最高10.6 kV，約35 s后開始下降，50 s后下降至10.25 kV并維持穩定，可見其勵磁系統調節特性能滿足機組100%甩負荷工況要求，如圖2所示。

圖2 某垃圾發電廠#1汽輪發電機組100%甩負荷工況曲線

4.3.3 機組帶廠用電孤島運行期間鍋爐穩定運行措施

輸電線路跳閘時，機組突然甩80%負荷，此時鍋爐汽壓上升，安全閥有可能會動作泄壓(如果運行人員反應及時，開啟向空排汽，安全閥有可能不會動作)，此時，在檢查汽輪發電機組運行正常后，重點進行鍋爐燃燒調整，維持主蒸汽和環保參數在合格范圍內。此時可以采取如下措施：

1)鍋爐減負荷至50%左右運行(兩臺鍋爐可一臺壓火)，逐漸投入汽機側30%旁路運行，關小鍋爐向空排汽直至完全關閉，減小汽水損失。(旁路不能設置為自動投入，因機組為母管制，如發生一臺機組跳閘，系統也會超壓，此時如自動投入旁路，在運行機組凝汽器會超負荷。)

2)爐膛溫度低于850 ℃時，及時投入輔助燃燒器助燃，維持環保參數?？蛇M行20%負荷試驗，記錄對應參數，觀察是否具備連續穩定運行。

3)根據主蒸汽溫度下降情況，及時開啟主蒸汽和汽輪機本體疏水。

4.3.4 機組帶廠用電孤島運行期間汽輪發電機組穩定運行措施 (1)合理的OPC優化

機組進入孤網運行瞬間，若檢測到轉速飛升速率較大，則會提前動作OPC，關閉調門，抑制轉速飛升；機組孤網正常運行時，廠用電負荷較小，容易產生振蕩，為了防止振蕩的發生，需要放寬OPC保護定值(由103%改為106%)。電網頻率在一定范圍內發生振蕩時，應保證機組不至于OPC動作。

(2)汽輪發電機組配套的DEH系統增加“孤島”邏輯

汽輪發電機組并網運行時，DEH接收到發電機出口斷路器“并網”指令后，其控制邏輯由“轉速控制”自動切換為“閥位控制”模式，然后運行人員根據需要可以將“閥位控制”模式切換成“功率控制”或“壓力控制”模式[3]。

輸電線路跳閘時，發電機出口斷路器未跳閘，DEH系統始終監視到機組處于“并網”狀態。此時，因機組甩負荷，DEH“功率控制”或“壓力控制”模式實際值與目標值偏差而切換至“閥位控制”模式，“孤島”頻率會因廠用電用波動而波動。因此必須增加DEH“孤島”判據邏輯，維持“孤島”頻率[3]。

具體思路：優化軟件控制邏輯，快速判斷孤網狀態，快速平衡孤網負荷，穩定“孤島”頻率。在DEH系統中增加“孤島”判據，系統進入孤島模式時，DEH系統自動切換為“轉速控制”模式，維持孤島額定轉速(頻率)運行，如圖3所示。該判據可以是線路側斷路器跳閘等硬邏輯信號，也可以是機組甩負荷速率等軟邏輯判據[3]。

圖3 孤網初期快速識別孤網邏輯圖

在孤網功能投入的情況下，機組正常并網運行時，當檢測到下列任意信號，自動將傳統的DEH控制切換為孤網控制。

因線路故障或其他因素造成出線開關斷開，快速孤網系統檢測到轉速與加速度大于預設值之后即判定孤網運行?？焖俟戮W系統檢測到此信號之后就會立即切換運行模式。

轉速與額定轉速偏差大且加速度大，即機組脫網瞬間，用電與發電負荷不平衡造成機組轉速與加速度的變化，快速孤網系統檢測到轉速與加速度大于預設值之后即判定孤網運行[3]。

轉速與額定轉速偏差大，即在并網情況下，若檢測到轉速偏差大，判斷機組已進入孤網。

綜上所述，垃圾發電廠輸電線路跳閘時，汽輪發電機組轉速、電壓完全可以自動穩定運行，主蒸汽和環保參數采取一定措施可以穩定運行，DEH系統經過增加“孤島”邏輯也可以穩定孤島頻率。因此輸電線路跳閘時汽輪發電機帶廠用電孤島運行是完全可行的。

4.4 汽輪發電機組帶廠用電與電網并列

汽輪發電機組帶廠用電孤島運行，線路故障消除后由電網側重新恢復送電，具備并網條件時，可以直接從輸電線路電廠側斷路器處將“孤島”與電網并列運行，因此需在電廠側線路斷路器處新增同期并列點。該并列點可以選擇主變高壓或低壓側斷路器。優缺點如下。

當并列點選擇線路斷路器時：優點是全廠只需增加1個同期點，改造簡單，且孤島并網時操作簡單，缺點是系統改造后試驗時必須兩臺機組同時參與，試驗期間風險較大。

當并列點選擇主變高壓側斷路器時：優點是可以單臺機組分別試驗，缺點是需增加2個同期點，線路跳閘時需將主變高壓側斷路器斷開，35 kV母線送電后再進行并網，且兩臺機組只能逐一并網，此過程需進行一系列倒閘操作。

主變低壓側斷路器：優缺點同主變高壓側并網。

新增同期并列點改造基本思路如下(以某垃圾焚燒發電廠為例)。

某垃圾焚燒發電廠目前配置兩臺套自動準同期裝置，每一臺自動準同期裝置配置一套自動同期選線器，每一套自動同期選線器配置8個同期點。新增35 kV線路斷路器同期點可以“借用”該兩套自動準同期裝置任一套，不需新增自動準同期裝置。新增電纜接線及DCS系統配置如下：

1)新增35 kV線路側電壓互感器電壓量至自動準同期裝置自動選線器。

2)新增35 kV母線電壓互感器電壓量至自動準同期裝置自動選線器。

3)新增自動準同期裝置自動選線器至35 kV線路斷路器合閘回路。

4)在DCS系統中，新增線路斷路器檢同期并網選擇點控制邏輯功能，還要增加“檢同期”和“檢無壓”選擇，正常倒送電時選擇“檢無壓”，孤島并網時選擇“檢同期”。

5)自動準同期裝置新增同期點并網時的頻率和電壓調節：發電機組帶廠用電進入孤島運行期間，機組DEH系統進入“轉速控制”模式，其轉速目標值始終保持3 000 rpm，因此待并孤島系統的頻率不可調，但自動準同期裝置允許頻差為±1.5 Hz，非特殊情況可以滿足要求，如遇系統頻率過高或過低超過允許值，可以調整DEH目標值滿足要求；自動準同期裝置允許壓差為±0.5%，電壓調節可以隨時調整發電機無功滿足要求。

綜上所述，垃圾焚燒發電廠輸電線路跳閘帶廠用電孤島運行方式下，通過新增輸電線路同期并網點，做到不停機直接與電網并列運行是完全可行的。

5 討論

當外線路跳閘導致發電機甩負荷時，當前汽機調速系統和勵磁調節系統特性可滿足汽輪發電機不跳閘的條件。通過DEH系統邏輯優化升級，系統參數調整，投入輔助燃燒器，在保證環保排放的情況下，機組可連續帶廠用電運行。利用現有兩套準同期裝置，增加線路同期檢測信號，可以實現機組帶廠用電運行時不停機直接與電網并列運行。這種方法投資很小，適宜推廣實施。線路跳閘，機組進入孤網運行，鍋爐必須具備以下條件：1)鍋爐要迅速壓火，爐膛溫度低于850 ℃時，輔助燃燒器聯鎖投入助燃，維持環保參數；2)鍋爐主蒸汽向空排氣門可以迅速打開，開度可控，以便控制鍋爐不超壓。

在孤網條件下，改善調速系統的性能是實現孤網運行的基礎。傳統的DEH并沒有專門的孤網控制邏輯，只有一次調頻功能，一次調頻功能調整模糊達不到精確控制，必須在傳統的DEH基礎上開發專用于孤網運行的控制模式；當發生孤網瞬間，通過邏輯迅速識別孤網狀態，切換DEH運行模式，由傳統的閥位、功率或者壓力控制切換到孤網控制模式，快速判斷孤網狀態，快速平衡孤網負荷，穩定孤網頻率,使孤網運行更加穩定。

單臺機組運行，帶廠用電時突然發生孤網運行，處理相對比較簡單，孤網運行也比較容易實現。兩臺機組正常運行為并網運行，帶廠用電時，由于單臺機組容量12 MW，兩臺機組突然發生孤網運行時，每臺機組需要甩80%左右的負荷，并且存在機組之間的協調擾動，孤網運行帶廠用電帶來困難，因此建議雙臺機組運行時由單臺機組孤網運行帶廠用電，優選哪臺機組作為孤網運行機組，采取邏輯判斷還是運行人員決策值得商榷。另外一臺機組直接跳停，來消除機組之間的協調擾動。

孤網運行熱機系統的運行調整顯得尤為重要，汽機旁路與鍋爐向空排汽門的配合調整，確保鍋爐不超壓，還要確保汽包不發生虛假水位以致MFT動作，建議汽機旁路為氣動調節閥以便快速調整。運行人員技術水平也是決定孤網運行是否成功的關鍵，所以當前運行人員技術培訓工作迫在眉睫。

制定孤網運行事故處置預案和確保孤網安全運行的技術措施，定期組織孤網運行事故應急演練，更是確保小型垃圾發電項目孤網安全運行的基礎。

本研究有一定的局限性，只是通過機組的100%甩負荷試驗檢驗了機組動態甩負荷特性滿足孤網運行條件，主要思路是增加輸出線路和發變組同期并列點和DEH孤網判讀邏輯，屬于可行性研究。目前還未實施具體項目，應該制定孤網技術方案現場做機組甩負荷廠用電中斷試驗，以驗證孤網運行特性。

6 結束語

本文從垃圾發電工藝特點和小型發電項目電氣主接線方式及廠用電薄弱環節進行了系統分析，提出新增輸出線路和發變組同期并列點和優化升級DEH控制邏輯(增設DEH孤網判斷邏輯)等技術改造新思路，為小型發電項目預防全廠停電造成事故擴大指出了新方向，值得業界借鑒參考。