孤网稳定控制系统的控制策略研究
作者：丁建义
来源：《城市建设理论研究》2013年第04期
摘要：本文针对某钢铁集团公司的内部区域电网提出了一种孤网稳定控制系统的控制策略和实施方案，保证孤网系统在各种工况下的安全稳定运行，并取得了可观的经济效益。

;
关键词：孤网孤网稳控DEH调速控制负荷快切二次调频
中图分类号：U665.12 文献标识码：A 文章编号：
一、孤网及其运行特点
1.1 孤网的定义
孤网是孤立电网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量的电网。

电力建设规程规定，最大单机容量小于电网总容量的8％的电网，可以称为大电网。

目前我国各大地区电网的机网容量比已经小于8％，可以看作无限大电网。

相比之下，机网容量比大于8％的电网，统称为小网；孤立运行的小网，称为孤网[1]。

1.2孤网运行的特点
孤网运行最突出的特点，是由负荷控制转变为频率控制，要求调速系统具有负荷要求的静态特性﹑良好的稳定性和动态响应特性，能够保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。

这就是通常所说的一次调频功能[2]。

运行人员关注的问题不再是负荷调整，而是调整孤网频率，使之维持在额定频率的附近。

这种调整通过操作调速系统的给定机构来完成，称为二次调频。

由于孤网容量较小，其中旋转惯量储能和锅炉群所具备的能力势能均较小，要求机组的调速系统具有更高的灵敏度，更小的迟缓率和更快的动态响应特性。

[3]
对于小网工况，网中各机组存在负荷分配问题，要求各机组调速系统具有相同的转速不等率，要求网中调度机构进行二次调频，维持额定功率。

二、项目概述：
本文以某钢铁集团的电网重构工程中孤网运行的实例展开，着重研究独立电网中发电、变电、用电之间的安全稳定和协调控制的问题，以实现企业电网的稳定运行和综合节能效益。

项目实例：某大型钢铁集团，具有自备联合循环燃气机组6台带3台汽轮发电机组，总发电量400MW。

6台燃机并入外部电网正常运行；其3台汽轮发电机组(约126MW)受外部电网容量制约，只能处于停机状态，使得发电潜能尚未完全有效利用，经济效益未能充分发挥。

同处此区域的二降压变电站承担向焦化、球团、小烧结、小高炉、一降压等区域供电任务，共配备50MVA主变压器2台，目前最大负荷共约60MW（扣除1#主变接纳的160T干熄焦发电约20MW电量）。

今后随着本区域落后产能的逐步淘汰，二降压承担的总负荷减至约40MW，原有主变负荷率过小，而需向供电公司缴纳的基本容量费维持不变，运行经济性较差。

现二降压电源取自外网，发电与用电经外部电网转供，未能实现发电、用电负荷直接冲抵。

发电上网需缴纳上网费，自电网受电除缴纳电量电费外，还需根据主变装机容量缴纳基本容量电费，发电用电成本较高。

为实现降本增效，决定调整原运行方式，调整二降压区域电网结构，由联合循环的3台汽轮发电机组及160T干熄焦发电机直供二降压主变，即实现孤网运行。

通过此项目，可释放发电机产能，实现二降压变电站用电自给，利用现有余热蒸汽资源，节省上网费用与用电费用，提高区域电网运行的经济性。

三、项目分析
3.1 项目概要
二降压变电站有两台50000KVA三卷变，高压侧是由供电局的母线引入本站，项目实现后将停用，还有42MW两台汽轮发电机－变压器单元分别至二降压母线；中压侧一段连接到一降压变电站一台主变，另一端连接焦化160吨干熄焦发电25MVA；低压侧出线带着焦化、炼铁、炼钢厂等大部分重要负荷。

3.2 能源平衡方案
为了能成功实现孤网运行改造，客户提供了受外部电网容量制约，只能处于停机状态的两台汽轮发电机，其最大发电能力为2×42MW，再加上一台160吨干熄焦发电机25MW。

而二降压变电站所需净负荷约为60MW。

因此，此三台的发电能力足以负担二降压负荷，可以参与电网优化方案，满足发电机正常运行要求，且运行方式较为灵活。

本项目涉及3个电厂，6台联合循环燃气机组所带母管制供汽的2台汽轮机；1台160吨干熄焦发电。

机组工况不一、供汽稳定性差、单台机组带负荷能力有限，所以对三台发电机必须实行联合稳定控制，才能保证系统稳定。

3.3 发电机组DEH控制的问题
两台汽轮发电机组（2x42MW）的DEH系统硬件选用NETWORK6000分散控制系统。

孤网控制一次调频要求机组调速响应非常迅速，汽轮机在甩负荷过程中，每秒钟的转速飞升量能够达到200r以上，对于常规的DEH控制回路，转速卡一般会有20ms的延时，DCS控制周期一般在200ms左右，输出卡和伺服卡的信号传递也会产生约50ms的延时，那么整个系统的控制时延在270ms左右，也就是说，会产生54r的转速飞升，过大的时延会严重降低小网调频控制品质。

两台蒸汽轮发电机组的DEH调节系统采用DEH-NK系统硬件平台系统NETWORK6000。

原NETWORK6000不具备孤网控制功能，应改造为支持孤网控制功能的控制系统。

160T干熄焦发电的DEH使用的是GE505系统，支持孤网运行。

图1、某钢铁集团公司二降压区域电网系统示意图
3.4、项目涉及的配电子站情况
本项目涉及到钢厂12个子站（分别是2#球团竖炉、3#球团竖炉、焦化一配电、焦化二配电、70T干熄焦、120烧结主控楼、60烧结风机、原料厂、一炼钢新风机房、一炼钢新连铸高压室、一降压站、二降压站等）将近160多个回路。

用电负载众多且地理位置分散；各个子站与能源中心的通信网络落后，部分子站未接入能源管控中心。

四、孤网系统的安全稳定控制策略
静态稳定、暂态稳定、电压稳定、频率稳定是系统稳定运行的重要保证和前提。

4.1频率是电力系统运行的一个重要质量指标，反映了电力系统有功功率的供需平衡状态，频率稳定是电力系统稳定的一个重要方面，电力系统正常频率偏差允许±0.2Hz[4]，因此在发电容量不足出现孤网的瞬间，根据孤网频率下降幅值及时切除部分负荷，是解决频率稳定问题的有效措施。

4.2 对汽机控制系统及负荷监控分级系统进行整体考虑，系统设计，使两台汽轮发电机组保持协调控制，保证二降压电网重构后，供配电系统能安全稳定运行。

4.3根据实际使用的负荷，通过与DEH接口实施汽轮机调门工作，实现发电和用电的平衡。

对发电机调速系统进行改造，确保发电机一、二次调频动作的快速性，保证系统频率稳定。

4.4、保证系统运行的稳定性满足一类负荷的要求，在各种运行方式、各种事故故障状态下均应保证系统的稳定运行，确保不能发生崩网。

在孤网运行方式中确保以下工况的系统稳定性：
突然甩负荷80%，发电机不跳机（不切发电机）。

发生35kV或6kV系统短路故障（注：6kV短路时保护切除时间为0.5秒），发电机不跳机，也不切负荷。

发电系统因自身原因（如：蒸汽不足、调节系统部分功能故障等）导致发电机出力不足时，负荷控制系统也应动作确保发电机不跳机。

综合以上分析，我们的设计方案将偏重于以下改造：
汽轮发电机组控制系统改造
机组励磁系统改造；
负荷管理和控制系统及通信网络改造，包括：负荷分级快切；低周减载；
系统稳定控制与保安措施；
五、孤网安全稳定控制系统实施方案
5.1汽轮发电机组控制系统改造。