協調大機大網運行 提升節能減排水平

張 怡，張 鋒

（1.浙江水利水電專科學校，杭州 310018；2.浙江電力調度控制中心，杭州 310007）

電力工業節能減排是電力企業加強社會責任的具體表現，也是實現電力工業可持續發展的戰略要求，對于繁榮國家經濟和社會發展具有極其重要的意義。我國一次能源消費以煤為主，電源結構以煤電為主，中國電力工業的節能減排重點是煤電。研究好大機組的特性，協調好大機組與大電網運行的關系，維護好電網的安全穩定運行，促進電力工業節能減排水平的不斷提升，是電網調度運行人員義不容辭的責任和義務。

1 網廠協調的重要性及兩者的關系

網廠分開后，電力系統安全管理體制面臨新變化，雖然有些行之有效的安全管理規章制度和管理辦法仍在沿用并繼續發揮作用，但已逐漸不能適應新形勢的需要，如果不根據新情況進行適當的改變，必將給電網安全留下隱患。加強網廠協調，堅持團結治網，修訂相應規則，已經成為國內電力工業者建立和諧電力的共識。

現代電力系統是由發電機、電網與負荷組成的大型復雜非線性系統，電能的生產與消費必須保持一致，電力系統的物理特性決定了電網與電廠是不可分割的整體。沒有電廠的安全，就沒有電網的安全；沒有電網的安全，電廠有電也無法供出。網廠協調是電力工業生產特性的必然選擇。

從電網網架結構來看，電廠是點、電網是面；對社會而言，電網承擔的安全責任更為重大。我國電力工業安全生產的基本經驗和發達國家多次大停電的教訓表明，統一調度是我國電網調度模式的理性選擇。電網與電廠既是建立在一定行為規范基礎上的相互平等關系，又是調度與被調度的關系。電力體制改革的要求是：一方面，電廠要無條件服從電力調度機構的統一調度，不得以任何理由拒絕執行調度指令。另一方面，電力調度機構要嚴格執行國家電監會頒布的《關于促進電力調度公開、公平、公正的暫行辦法》，實行“三公”調度，為電廠提供優質服務。

2 大機組的定義

發電機組是電力系統中主要的動態元件，既有機械運動，又有電磁感應。機組的動態性能十分復雜，對電網的安全穩定水平影響巨大?，F代大型發電機的并列、解列、負荷調整、運行方式調整等更是直接關系著電網運行的安全、經濟，關系著電能質量。機網協調尤其是大機組必然是網廠協調的重點所在，電廠要在保證電網穩定和可靠供電方面提供支持，電網也要在保證發電設備安全方面提供有利條件。

大機組是指容量更大的主力發電機組，也指因容量增大而結構發生變化（如火電機組的汽缸分缸、增設中間再熱器等）、性能得以改進（煤耗減少，熱效率提高）及參數變化（主蒸汽壓力和溫度提高）的機組。20世紀70年代末，原電力部設置了大機組辦公室，當時定義的火電大機組是指容量為100 MW及以上的機組。隨著電力工業的發展，我國火電大機組的容量范圍可調整為200 MW以上。目前玉環電廠超超臨界參數的機組容量已達到1000 MW。

火電機組主蒸汽壓力參數可分為：低壓機組，主蒸汽壓力1.176～1.47 MPa；中壓機組，主蒸汽壓力1.96～3.92 MPa；高壓機組，主蒸汽壓力5.88～9.8 MPa；超高壓機組，主蒸汽壓力11.76～13.72 MPa；亞臨界機組，主蒸汽壓力 15.68～17.64 MPa；超臨界機組，主蒸汽壓力高于22.15 MPa；超超臨界機組，主蒸汽壓力超過27 MPa。目前，我國主力火電機組一般為超高壓或亞臨界機組。從提高熱效率考慮，超臨界和超超臨界參數火電機組將是未來火力發電廠的發展方向。

3 大機組常見故障類型

大機組的運行可靠性直接影響電網的安全穩定運行，提高大機組的運行可靠性水平是網廠雙方的共同目標。運行中的機組隨時可能出現異?；蚴鹿?，應力求避免。

3.1 燃燒系統異常

燃燒異常是鍋爐較為常見的故障類型之一，包括爐膛熄火和煙道再燃燒。造成爐膛熄火的主要原因有鍋爐負荷過低引起燃燒不穩定、燃料性質發生較大變化或燃料中斷、風量調整不當、爐膛負壓過大、出灰時間過長、水冷壁及過熱器爆管、送風機或引風機故障跳閘等；煙道再燃燒的原因主要是煤粉過粗及調整不當引起大量可燃物沉積在煙道內發生二次燃燒。

3.2 汽水管損壞

汽水管損壞，大多數是指水冷壁、過熱器、再熱器及省煤器管爆管，即四管泄漏。爆管的常見原因有管內積垢腐蝕、管外磨損、安裝質量不良、參數超溫/超壓等。

3.3 凝汽器真空下降

凝汽器真空下降時，若機組負荷保持不變，則汽輪機的進汽量勢必增大，造成軸向推力增大及葉片過負荷，同時將會導致排汽室溫度升高，可能造成汽缸變形。引起凝汽器真空下降的原因主要有循環水中斷、軸封供汽中斷、真空不嚴、凝汽器水位過高、凝汽器銅管污臟影響熱交換等。

3.4 制煤系統異常

制煤系統常見的異常主要有自燃、自爆、斷煤、堵塞等。自燃、自爆主要發生在制煤系統帶有粉倉的機組，而斷煤、堵塞發生的原因常為重要制煤輔機故障、煤粉系統輸送瓶頸處堵塞等。

3.5 機組油系統異常

油系統在機組正常運行中承擔著潤滑、冷卻、液壓調節等任務，一旦油系統發生故障，有可能造成軸承磨損、超溫、調節系統失靈，嚴重影響機組的安全運行。

3.6 鍋爐水位異常

水位異常是汽包爐較為常見且后果比較嚴重的事故類型，水位異常包括滿水或缺水。造成水位異常的主要原因有運行人員調整不當、水位計指示不準造成誤判斷、給水自動調節失靈或調整機構故障、給水壓力過高或過低等。

3.7 熱工保護動作

現代大型火電機組都裝設有較為完善的自動控制系統，主要包括協調控制系統CCS、數字電液控制DEH、鍋爐燃燒器管理系統BMS等。其中值得注意的問題是，隨著機組自動化水平的提高，由于熱工保護動作導致的跳機次數有增大趨勢，雖然停運時間一般較短，但由于事先不可預測且一般會損失機組全部出力，對電網調度特別是高峰負荷期間的影響較大。

4 網廠協調的重點

要防止全網性大停電，大電網和大機組必須協調良好。2003年美加大停電的經驗教訓表明，如果兩者協調好，將會大大減少大停電的損失。1989年3月，我國首次召開大電網和大機組協調會議，提出并制定了防止汽輪發電機組軸系統因扭振頻率諧振損壞（包括次同步頻率諧振和兩倍工頻諧振）等14項研究重點。

結合當前電網實際，在同時考慮機組設備及電網安全的前提下，有以下6個方面要重點關注。

4.1 次同步諧振

發電機組的轉子大軸都有1個或幾個自然扭振頻率。當電系統由于某種原因造成電氣諧振從而引發轉子體振蕩，且振蕩的頻率接近于轉子機械自振頻率時，將引發機電諧振，嚴重時可能導致大軸損壞。當諧振的頻率低于同步頻率時，稱為次同步諧振。串聯補償的500kV線路（也包括其它一些類似工作原理的柔性交流輸電控制器）和直流輸電都會產生次同步諧振，解決方法為裝設能切除諧振設備的保護裝置，或裝設次同步阻尼控制裝置產生正阻尼，以達到抑制諧振的效果。

4.2 兩倍工頻諧振

當發電機組的自然扭振頻率接近兩倍工頻時，如電網存在不平衡負荷或發生不對稱事故，發電機定子中存在的零序電流就會在機組轉軸上產生兩倍工頻的扭矩，有可能激發軸系的兩倍工頻機電諧振。解決方法一般是在設計中使軸系的自然扭振頻率躲開兩倍工頻，且與規定允許的機組運行頻率范圍及時間相配合并留有適當裕度。

4.3 汽輪發電機組快關汽門及切機

汽輪發電機組快關汽門及切機都是使汽輪機產生的原動功率與因系統故障而減小后的電功率相適應，以維持電網穩定。快關汽門時，一般在發出快關控制信號后中壓調節閥門要在約0.15 s內關閉，關閉持續時間應根據電網穩定性的需要和消除故障所需的時間來確定。快關持續時間一般為0.3～1 s，典型值為0.5 s。而切機是三道防線中第二道防線的主要手段，使電網在發生概率較低的嚴重故障時能繼續保持穩定運行。

4.4 機組保護及安全自動裝置管理

2003年美加大停電中，發電機組保護整定與電網安全協調不夠，導致了事故擴大。發電機組的保護整定既要考慮防止發電機損壞，又要減小對系統和用戶造成的危害。200 MW及以上并網機組的高/低頻率保護，過電壓/低電壓保護，過激磁/失磁保護，失步保護，阻抗保護及振蕩解列裝置、發電機勵磁系統（包括PSS）等設備的保護定值必須經有關調度部門審定，特別是發電機失步保護的設計整定原則更需要進行深入研究。

4.5 發電機組具備吸收無功功率能力和AGC調節能力

電網在節假日等低負荷情況下的系統無功相對充裕，會導致電壓偏高甚至越限。最為經濟合理的辦法是依靠發電機進相運行吸收多余無功功率。自動發電控制AGC是現代電網控制中心的一項基本和重要的功能，僅僅依靠調度員指令和人工操作來進行電網出力調整已不能滿足現代化大電網運行及管理的需要。國家電監會頒布實施的《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》為輔助服務方面的網廠協調提供了依據。

4.6 發電機組承受合理的頻率和電壓變化能力

電力系統發生嚴重故障時，電網頻率和電壓都有可能越事故限值運行，發電機組作為系統中最重要的有功和無功的支撐點，在不影響機組安全的前提下，若因不具備承受合理頻率和電壓變化的能力而退出運行，將有可能惡化系統運行工況，嚴重時甚至導致系統頻率崩潰或電壓崩潰。利用機組一次調頻功能，可以在系統頻率越過正常限額時利用機組調速系統自動增大機組出力，而發電機勵磁和自動電壓調節器AVR的研究也具有較強的現實意義，可避免當系統電壓驟降急需發電機強行勵磁支持電壓時，因某些機組保護不匹配而跳閘的情況。

5 結語

隨著電力體制改革的穩步推進，電網調度機構成為發電集團與電網公司的聯系紐帶。電網調度機構只要立足于保證電力系統安全，積極探索新形勢下和諧調度的途徑及方法，嚴格執行“公開、公平、公正”調度，努力為調度對象提供優質規范的服務，一定能贏得發電企業的理解和支持，實現在市場化條件下發電集團與電網公司的和諧共贏，進而不斷推進電力工業節能減排工作向更深層次發展。

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