地区电网孤网运行安稳策略分析

杨宝起

（新疆天富热电股份有限公司电力调度所，新疆 石河子 832000）

“电网薄弱、大机小网、电厂接入电网方案不尽合理、系统旋转备容少、电网、电厂自动控制装置不完善设置不合理”是多数地区电网和用户自备电网的现状。只有增强系统资源整体配置，依靠安全稳控控制装置完善，提高系统抵御事故的能力，即使这样也难以抵御系统在大的扰动下与主电网解网形成孤立电网后维持本电网频率稳定。局部片区线路故障、恶略极端天气的 发生以及因操作人员误操而引起的电网事故作均可能导致地区电网与主网解列。孤网运行的情况，系统频率、电压剧烈波动，如果控制措施不当，极可能出现大面积停电或“黑网”事故。因此，探讨孤网运行及安全稳定控制策略，具有显著的现实意义，也是薄弱地区电网和用户自备电网的迫切需要。本文从阐释孤网的结构与概念出发，结合孤网运行特性及安全稳定控制现状，并以本地区电网现状及本地电网“7·26”电网事故保护和安稳装置动作情况，对孤网安全稳定策略进行分析。

1 “7·26”电网事故处理经过

1）事故发生前石河子电网运行方式

（1）南热电2炉2机运行，天河电厂2炉2机运行。发电总出力：850MW。

（2） 110kV明珠变侧110kV明东线开关热备用。

说明：因110kV南东线过载，因此将110kV明珠变侧开关热备用。

（3）全网用电总负荷：885MW；110kV玛东双线负荷：下网30MW。

（4）事故发生时间：2012年07月26日14时天气：晴。

（5）石河子电网一次主接线简图及故障跳闸示意图。

图1 石河子电网一次接线简图

2）事故经过

13:54 城东变报告110kV东泉线高频零序、距离Ⅰ段保护动作开关跳闸，测距6.4km；故障相别：A相。

13:54 泉水地变报告110kV泉东线零序Ⅰ段保护动作开关跳闸，测距32km。

14:00 南热电报告110kV南西线光纤差动保护动作，开关跳闸，C相接地。

14:02 城西变报告110kV西南线光纤差动保护动作，开关跳闸。C相故障，无测距。

14:04 三级电站报告110kV三东线零序Ⅰ段保护动作开关跳闸。

14:04 城东变报告110kV三东线零序Ⅰ段保护动作开关跳闸。

同时报告玛东Ⅰ、Ⅱ线潮流显示为 0，判断为解网。

14:04 南热电报告区域稳控动作，2#机出口开关跳闸。14:27并网正常。

14:12 调度令城东变 110kV东泉线试送电，14:13报告“手合出口保护动作”开关跳闸。

14:31 城北变报告110kV北明线相间距离Ⅰ段保护动作开关跳闸。

14:34 调度令明珠变110kV明东线送电，14:35送电正常。

14:30 调度申请中调110kV玛东线并网。15:03 110kV玛东线并网成功。

14:50 令四级35kV母联并网，14:55并网正常。15:27令35kV母联停电转热备用。15:30操作完毕。

14:57 令三级110kV三东线送电，15:01送电正常。

15:02 令城东变110kV三东线送电，15:03操作完毕。

15:03 令城西变110kV西南线试送电，15:04送电正常。

15:10 令南热电110kV南西线送电，15:19送电正常。

15:24 城北变110kV北明线送电。

16:00 线路工区巡线人员报告 110kV三东线54#塔有绝缘子老化击穿，申请停电报抢修单处理。21:34 110kV三东线缺陷处理完毕。

17:10 线路工区巡线人员报告 110kV东泉线25#塔处有翻斗车碰到线路，车主已被扣留。18:02 110kV东泉线两侧恢复送电。

17:25 电网负荷恢复至事故发生前负荷。

此次事故造成市区及团场变电站甩负荷达210MW，110kV玛东线玛电侧负荷上网超过150MW。石河子电网和新疆电网解网运行约60min。

2 事故分析

按照电力规程有关规定，电网中单机容量应小于电网总容量的8%，以保证当该机发生甩负荷时，不影响电网的正常运行。最大单机容量大于电网总容量的8%电网，即为小网。孤立运行的小网，即为孤网。简单来讲，孤网是指脱离大电网运行的小容量电网，孤网可分为以下几种情况[1]：①网中有数台机组并列运行，单机与电网容量比超过8%；②网中仅有一台机组供电，称为单机带负荷；③甩负荷带厂用电，称为小岛运行工况，是单机带负荷的一种特例。孤网发生瞬间，孤网内所有发电机组所发的功率和孤网地区内所有负荷所消耗的受电功率之间存在功率差额，这个功率差额就是孤网不平衡功率ΔP。根据孤网瞬间运行状态判断包括两种情况：一种是孤网不平衡功率等于文献[2]零既发电与供电平衡或者发电与供电相差数值很小，孤网内机组通过自身调整可正常运行；另外一种孤网既发电与供电不平衡功率较大，表现在以下两个方面：①上网功率比例过大（ΔP＞0）引起孤网频率升高；②地区电网受电功率过大（ΔP＜0）引起孤网频率、电压降低。

根据以上分析分析结合“7·26”事故经过可得出结论：①石河子电网最大装机容量330MW而电网负荷却只有 885MW 属于大机小网电网；②330MW机组和 220kV线路组成的小电网与石河子地区110kV主电网通过两条110kV线路与新疆主电网连接，明显属于电网弱连接；③通过“7·26”事故现象分析石河子110kV主电网在大负荷情况下当系统内发生N-2事故情况下，电网无法满足运行条件，电力线路因无法承受事故潮流转移过负荷跳闸引起连锁跳闸事故导致电网事故；④由于负荷波动引起与新疆电网联络线穿越功率越线安全稳定控制装置动作解联络线，孤网内不同片区负荷不平衡造成同一孤网内再次分成若干孤网；⑤不同小孤网又因发电与供电负荷不平衡出现或高频，或低频的现象如果孤网内安全稳定控制自动装置又因无法识别电网故障性质，策略无法正确执行直接导致电网“全黑”故障。

3 结合电网事故孤网运行安稳控制策略研究

频率稳定是决定电力系统能否安全稳定运行的重要因素，它反映了电力系统中发电功率与负荷功率供需平衡的基本状态。孤网运行就是如何解决在较大不平衡功率变化时保证孤网频率稳定的问题。对应于孤网运行情况孤网频率控制目标包括两种情况：当孤网不平衡功率很小时，网内机组一次调频必须满足孤网中外界负荷的变化要求；当孤网不平衡功率较大时，需要更加快速及稳定的频率控制即通过高频切机或低频切负荷来加以控制。

3.1 孤网运行的一次调频控制

孤网运行的特殊性，要求此时机组的一次调频具有更小的迟缓率、更大的调节幅度、更高的灵敏度和更快的动态响应[3-5]。

当“7·26”事故发生石河子地区电网对小机组一次调频投入未作要求，作为发电厂更不愿意将一次调频装置投入不愿承担电网调频责任所以当事故发生后分片小孤网重新并网时由于调频原因用时很长。事故后电网对全网内所有发电机组按《新疆电网一次调频运行管定》的要求将一次调频投入。

也有研究表明，当孤网运行时火电机组如果取消一次调频死区设置、放开一次的调频下限，可以提高一次调频动作灵敏度，有利于孤网稳定运行。文献[6]通过对一次调频下限从放大到完全放开的各种场景进行仿真计算，证明了该措施对孤网安全稳定运行的作用。

3.2 孤网运行下OPC定值设置

机组 DEH系统中的超速保护功能 OPC（Overspeed Protection Controller），是指当汽轮发电机组转速升到103%额定转速时，通过快速关闭调节气阀，使机组维持在额定转速运行，避免转速升高过快而遮断停机[7]。OPC是防止汽轮机超速的第一道防线，是保证机组安全运行的重要保护措施。

石河子电网内机组OPC（超速保护控制）动作关调门定值采用不同机组差别化设定整定，避免了因达到动作定值后所有机组同时反复动作，直至电网崩溃。石河子电网机组OPC定值见表1。

表1 石河子电网机组OPC定值

差别化设置发电机组OPC定值，有效地减少了因孤网后造成频率过高，发电机同时动作，造成电网低频后相应低频减载装置动作切负荷后频率正常，各发电机OPC恢复正常，再次导致电网高频重复动作，频率反复拉锯直到电网瓦解。“7·26”事故发生时石河子电网与新疆主电网解网后石河子孤网后内部有形成两个小孤网即石河子电网一次主接线简图及故障跳闸示意图所表示#1部分和电网其余部分，其中#1部分为电网主力发电厂和大用户集中部分，发电负荷在650MW而用电负荷在550MW左右当电网发生故障时#1部分孤网高频导致南热电厂14:03 #2机稳控装置动作，#2机负荷从96MW降至到零，主蒸汽流量到零。#2机 DEH显示调速汽门关小，中、低压旋转隔板关闭。机各段抽汽电动门、逆止门关闭。高加汽侧解列语音报警出现。#2机转速瞬间上升后下降。14:05 #1机ETS画面，汽机“超速报警”出现，负荷由98MW降至5.9MW，#1机OPC动作，DEH调速汽门关闭，OPC动作灯亮，各段抽汽逆止门电动门关闭，DCS上高加解列语音报警出现。14:06和 14:07 OPC动作三次，分别转速3045r/min 3088r/min 3080r/min，转速最低到2915r/min。南热电机组OPC动作后配合低频减载动作直至#1孤网片区稳定运行。需要注意的是，这种方法也有一些缺点。因机组OPC定值设置较低的可能率先动作，因调门关闭的时间较长，引起主汽压力升高，严重时可能触发锅炉的相关保护动作，导致发电机跳闸文献[8]。

3.3 孤网运行时的高频切机与低频、低压减载

以火力发电机组为主的多机孤立运行电网中，当过剩的负荷功率大于机组额定发电输出功率时，电网的频率稳定问题就不在是快速调节机组出力的问题，而是还要考虑机组高频切机问题[9]。石河子电网用电负荷的特殊性既不可能长时间停电，高频切机保护的投入应与发电机OPC协调配置，过早的切机造成孤网片区所失用电负荷不能在短时间内恢复对用户造成的损失太大，由于有发电机OPC保护配合、稳控装置高频切机切负荷配合，在目前情况下高频切机未投入。

当然当系统内发电负荷旋转备用足够多，发电机一次调频足够满足电网安全运行时，作为发电机保护高频切机还是应该投入的。对于电网低频问题，低频减载是根本性解决措施。作为防止系统出现频率崩溃的最后一道防线，它通过预先定值设定逐级跳所带负荷，以恢复频率至正常值。石河子电网低频减载装置的配置如下。

根据电力部《电力系统自动低频减负荷技术规定》，按照自治区电力调度中心2012年低频低压减载总体方案的要求，结合石河子电网实际情况，制定2012年度石网低频减载配置方案：石网低频减载装置共设置六个基本轮，频率级差为 0.3Hz，动作时间为 0.3s，（49Hz/0.3s，48.7Hz/0.3s，48.4Hz/0.3s，48.1Hz/0.3s，47.8Hz/0.3s，47.5Hz/0.3s）和三个特殊轮（49Hz/15s，48.7Hz/15s，48.4Hz/15s）。

石网低频减载切负荷的原则是：先切农电，后切工业，最后切照明。石网主电网因季节变化要求，全网低频减载装置的配置分为冬、夏两方案，夏季第一轮切荷量为最高负荷 9.29%，第二轮切荷量为最高负荷6.83%，第三轮切荷量为最高负荷8.7%，第四轮切荷量为最高负荷7.2%，第五轮切荷量为最高负荷5.17%，第六轮切荷量为最高负荷3.1%，六轮总切荷量为电网最高负荷的40.23%，三个特殊轮切荷量为最高负荷 4.17%，石河子电网夏季总切荷量为电网最高负荷的 44.4%。冬季第一轮切荷量为电网最高负荷的 3.5%，第二轮切荷量为最高负荷3.87%，第三轮切荷量为最高负荷5.06%，第四轮切荷量为最高负荷 4.02%，第五轮切荷量为最高负荷4.77%，第六轮切荷量为最高负荷 3.1%，六轮总切荷量为电网最高负荷的24.02%，三个特殊轮切荷量为最高负荷 3.85%，石河子电网冬季总切荷量为电网最高负荷的 27.9%。结合低频减载设置还设置了低压减载设置作为低频减载的补充具体设置如下：石河子电网2012年低压减负荷方案，设置了一个轮次，80%Ue，动作时间为5s。只投入110kV沙门子变、小拐变、炮台变、西古城变、新安变五个变电站低压减负荷装置。夏季切荷量为总负荷的20.9%，冬季切荷量为总负荷的10.77%。结合“7.26”事故现象分析如石河子电网一次主接线简图及故障跳闸示意图所示#1部分以外电网其余部分由于电厂出力原小于供电负荷，孤网后电网频率下降导致第二轮低频动作，切农场变电所负荷 200MW 后达到发供平衡后电网基本平衡。而#1片区在南热电 OPC动作后低频动作切负荷60MW后孤网片区平衡。虽然电网配置低频底装置后可以有效减少频率过低的问题，但也应当在设置低频减载变电所处设置切负荷后切除电容器装置以减少切负荷后电压过高烧设备现象发生。

3.4 电力系统稳控装置设置

虽然电网可以通过保护装置进行切机切负荷保证电网安全，但是现在电网稳定控制装置的大量投入使用，也大大提高了电网安全稳定运行。从石河子电网安全稳定装置现状分析，将各变电所低频装置量接入温控装置进行计算可大大提高切负荷量的精细度，更合理安排电网切负荷量。但稳控装置在方式策略安排上如果没有完全考虑所有事故将造成切错机或切错负荷造成事故扩大。当然在稳控策略安排上有两种分歧一是“简单粗暴”针对现象进行简单的切机切负荷。二是复杂多样既根据电网稳定情况将电网稳定计算、保护动作、暂态分析都和稳控装置结合达到精细化但缺点就是考虑的太多往往顾此失彼未能达到预期效果。笔者认为：稳定控制装置只有在电网发展初期各项技术还不全面的情况下使用，当电网发展到一定程度就将其退出。“稳控装置”就好比“吃药”，电网身体不好的时候吃药是为了健康，但电网身体健康了还“吃药”就是在毒害身体。

4 结论

本文结合本地“7·26”事故，结合本地电网孤网运行情况对孤网运行稳定策略进行分析。将OPC差别化设置与低频减载联合设置结合应用避免了本地电网在孤网后分成两个孤网仍然达到稳定运行。希望能为小电网和自备电网提供另一条孤网稳定策略思路。

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