项目地点：加里曼丹岛
项目类型：长期孤网
投运时间：2019
恒逸文莱项目规划建设5台380t/h CFB锅炉，4台抽凝式汽轮发电机组(汽轮机55MW发电机60MW)，发电机组并入内部66kV双母线，为炼油装置供电。另外有两台6MW海水淡化机组，也将并入电站10kV保安段。
炼油装置用电量约120MW(按最大值估算，实际负荷约90~100MW)，电站自用电约40MW，总用电量约160MW。内部最大用电设备为7MW的电动机，采用变频启动，有2倍冲击负荷 。
文莱当地电网有3座发电厂，总容量约为400MW。当地电网运行不稳定，每年有6至7次停电事故。内部66kV双母线通过两条66kV总容量20MVA的备用联络线连接到当地电网。
为了避免文莱当地电网对于内部炼油装置运行的影响，仅将文莱当地电网作为黑启动电源和机组调试负荷，在发电机组正常运行时，断开66kV联络线开关，内部发电机组带炼油装置孤网运行。
本项目在建设和调试阶段，由文莱当地电网给厂内负荷供电；在4台机组调试结束后，进入正常运行阶段，厂区内机组带厂内负荷长期孤网运行。因此，本项目设计目标如下：
（1）在调试阶段，文莱当地电网给厂内电网供电时，系统能够控制联络线潮流大小；
（2）系统与外网并列运行时，如果外网出现故障，系统可快速与外网解列断开，内部机组带内部负荷连续孤网运行；故障恢复后，厂内电网可带负荷与外部电网同期并列运行；
（3）孤网正常运行时，负荷波动较小，系统通过AGC&AVC功能，维持电网频率和电压的稳定；
（4）孤网中，出现锅炉MFT或机组故障跳闸时，通过SPS功能快速切除下游用电或供热负荷，维持厂内电源和负荷的平衡；
（5）系统出现大负荷冲击时，如果SPS系统失灵，或者出现SPS系统策略没有考虑到的事故工况，在频率和电压出现大幅度降低的情况下，可启动低频低压后备保护系统，执行切负荷动作，以重建发电和用电的平衡，使得频率和电压恢复平稳；
（6）如果变电站出现母线故障，母差保护动作，将会导致同一段母线上所有负荷失电，所有机组脱网。系统可控制各台机组甩负荷带厂用电运行，即FCB功能，将转速维持在+200rpm，-50rpm以内，维持系统频率和电压的稳定，避免全厂停电。
1）机网协调系统主要功能包括：
Ø 有功负荷分配（AGC）；
Ø 无功负荷分配（AVC）；
Ø 机组抽汽控制；
Ø 并网运行状态下联络线有功潮流及功率因数控制；
Ø 孤网运行状态下母线频率及电压控制；
Ø 无功调平；
Ø SPS功能；
Ø 低频低压减载；
Ø 大电机管理；
Ø 柴发控制；
Ø 热电解耦；
4.1 #4主变（75MVA， 66/10.5kV）冲击试验
试验时#1机组和#3机组均为多机调频模式，在电站66kV II段母线上孤网运行，两机组均投入AGC自动，AVC自动模式。其中，#1机组投入机组抽汽自动控制。
主变冲击前，#1机组有功功率35.43MW，无功率20.70MVar，#1机转速优选值3001.2。#3机组有功功率23.73MW，无功功率16.32MVar，#3机转速优选值3001.2。电厂66KV母线电压66.53kV，母线频率50.024Hz。
15:28:55:300时，#4主变高压侧断路器合闸，进行#4主变（75MVA变压器 66/10.5kV）冲击试验。
15:28:54:400时，#1发电机出口电压由10.668kV下降至10.212kV，压降0.456kV。#3发电机出口电压由10.662kV下降至10.141kV，压降0.521kV。
15:28:54:500时，母线电压由66.53kV下降至59.316kV，下降7.219kV。#1机组无功由20.70MVar上升至23.80Mvar，#3机组无功由16.32MVar上升至19.57Mvar。
15:28:56:700时，#1机组无功由20.70MVar上升至最高点42.43Mvar，#3机组无功由16.32MVar上升至最高点36.34Mvar。
15:28:57:100时，#1机转速到达最低点2996.3，#3机转速到达最低点2996.3。
15:28:57:400时，母线电压恢复平稳。 15:29:06:100时，电厂66kV母线电压恢复66.01kV稳定运行。
整个过程机组调整曲线如下：
在进行#4主变（75MVA， 66/10.5kV）冲击试验过程中，发电机出口电压由10.6kV最低下降至10.2kV，系统母线电压最低降至59.3kV；期间系统频率、机组有功稳定未见波动。整个过程机组调节稳定时间2.6s左右，调节性能良好。
4.2 #3机组跳闸甩负荷
2019年12月23日， #1、#2、#3、#4机组处于多机调频孤网运行，机组均投入AGC自动，AVC自动。事故前，#3机组发电负荷27.49MW。
1）22:28:51:000时，#3机组有功负荷27.4MW，突发跳闸事故，系统频率下降，在机网协调AGC自动调节下，#1，#2，#4机组AGC直接指令增加，调门开启，机组出力增加；#1、#2、#4机组有功共计上升了27.04MW；
2）22:29:01:500时，系统转速2998.3恢复稳定，调节时间10.5s；
3）#1、#2、#4机组快速开启调门增加负荷过程中，机组抽汽压力有上升趋势，#4机组抽汽压力达到最高点3.962MPa，#1机组抽汽压力最大值4.015MPa，#2机组抽汽压力最大值4.001MPa后开始下降；
4）22:28:57:200恢复稳定，调节时间6.2s。
机网协调整个调节过程符合预期，#3机组突发跳闸甩负荷27.49MW，机组转速最高升至3046rpm；从发生跳闸至系统恢复稳定运行，调节恢复时间为10.5s，期间系统转速最低降至2977.3rpm（49.62Hz）。
同时#3机组跳闸动作后，稳控启动信号正常触发，#3机组跳闸断面负荷27.4MW，稳控动作时系统蓄热13*3=36MW，逻辑运算以及动作执行正确符合预期，未切除下游负荷。
4.3 #3炉发生MFT动作事故
2020年05月23日，恒逸项目电站1、2、3、5#锅炉运行，4#锅炉备用。凌晨05时46分左右，#3炉水冷壁泄漏严重，MFT保护动作紧急停炉。锅炉蒸汽流量在2min内由126t/h降至0t/h。
05时47分，启动三台柴发并迅速增加至满负荷6MW，增加#6余热机组负荷至6.8MW，同时停运下游部分用电负荷4MW。
05:46:55，#3炉流量126t/h，#3炉MFT信号触发，锅炉蒸发量开始下降。
05:48:43时，#3锅炉流量在1min50s内由126t/h下降至0t/h，影响#1机组主汽压力由9.0MPa下降至7.5MPa左右。
05:46:55时，#3炉MFT动作触发稳控系统启动信号，系统频率稳定，蓄热量充足，稳控动作信号未触发，无稳控联切负荷量。
对于机网协调系统，#1，#2，#3，#4机处于多机调频模式运行，#1、#2、#3、#4机组均投入AGC自动、AVC自动以及抽汽自动控制。锅炉主蒸汽流量及主汽压力下降过程中，机网协调系统自动控制各台机组调门指令，维持系统频率及有功的稳定，同时机组抽汽自动回路控制机组抽汽指令，维持抽汽压力的稳定。
此次事故过程，由于#3锅炉MFT动作后，系统损失126t/h左右蒸发量，进而影响到蒸汽母管压力由9.1MPa下降至7.5MPa左右，通过机网协调自动控制增加AGC指令，开启高调门，维持机组转速、有功负荷稳定，系统频率稳定在49.95Hz～50.05Hz之间，网内电压稳定在66.7kV左右，小网总有功负荷139.9MW～142MW之间，均未发生较大波动，事故过程中系统频率稳定，蓄热量充足，稳控动作信号未触发，无稳控联切负荷量。
