自备电网机组功率骤降时安全稳定控制问题分析

方健，陈海荣，夏玉裕

(南京国电南自电网自动化有限公司，南京 211153)

0 引言

随着国民经济的发展及电力体制的改革，现阶段我国部分企业在发展过程中出现了集“发、输、配、售”于一体的企业自备电网，这种电网结构通常与主网(即国家电网、南方电网)存在弱联系或无联系[1-2]。弱联系时，主网对企业自备电网频率、电压起支撑作用，当自备电网与主网联络点频率、电压明显异常时，会紧急断开联络点，使自备电网孤网运行，以免对大电网产生影响。独立运行的自备电网呈现“大机组、大负荷、小电网”的特征，其机组的功率波动对系统的频率稳定、电压稳定影响很大，自备电网的自愈能力弱，存在很多安全稳定问题[3-6]。在大多数情况下，企业自备电网为了追求经济效益，机组和负荷都是满载运行。机组满载运行时，系统对于低频的抗干扰能力弱，进一步加强了企业自备电网对于安全稳定控制的需求[7-9]，下面以XF集团自备电网为例进行研究。

1 自备电网运行规模

XF集团自备电网拥有7台660 MW机组，4台330 MW机组，拥有600 MW电解铝负荷3组，220 MW电解铝负荷8组，集团周边工业园若干。XF集团总装机容量6 795 MW，最大单机容量660 MW，最大单系列电解铝负荷容量570 MW，属典型的“大机大负荷小网”。此区域电网稳定控制系统包含1个稳控主站、3个稳控子站、22个切机切负荷执行站，双套配置，站控层配置稳定控制集中管理系统，远方调度配置稳定控制集中管理主站，为国内规模最大的企业电网稳定控制系统。

2 功率骤降问题分析

2016年XF集团自备电网1台660 MW大机组主蒸汽阀关闭，导致机组减出力，有功功率(以下简称功率)缓慢降低，此时机组功率和电流不满足机组跳闸判据，无法执行机组跳闸切负荷的稳定控制策略。由于正常运行时机组出力大，系统占比大，当机组减出力时对系统频率影响较大[10]，第3道防线低频减载动作切负荷，正确动作。此时机组出力继续减少直到减为零，逆功率运行，吸收系统功率。当机组功率过零点时，锅炉主燃料跳闸(MFT)动作，联跳汽机，机组电气系统跳闸，满足安全稳定控制装置机组跳闸判据，执行切负荷命令，需切负荷功率为机组启动前功率660 MW；切除660 MW大电解铝负荷，第2道和第3道防线重复动作，过切负荷过大，系统频率上升，导致系统高频切机；切机后再切负荷，整个过程系统先低频、后高频、再低频，最终导致全厂形成“跷跷板”，全系统切机切负荷，最终全厂停电。

上述事故形成的主要原因有以下几点。

(1)自备电网中机组容量多为660 MW和330 MW，负荷为600 MW和220 MW，是典型“大机大负荷小网”系统。机组、负荷颗粒度大，切除相应的机组和负荷后使得系统频率调节阶梯式变化，事故中系统频率偏移曲线如图1所示。

图1 系统频率偏移曲线

(2)自备电网第2、第3道防线存在配合问题：

第3道防线低频减载动作后，第2道防线安全稳定控制系统重复动作，多次重复动作后形成“跷跷板”。

(3)安全稳定控制策略不完善，缺少识别自备电网中机组功率骤降的策略。事故中机组功率变化曲线如图2所示，现有的机组策略无法识别图2中功率变化。

图2 机组功率变化曲线

3 安全稳定控制策略方案

事故分析得知，机组功率骤降对自备电网的频率稳定影响很大，自备电网的安全稳定控制策略需对机组功率骤降采取必要措施。为此，增加安全稳定控制系统功率骤降判据来识别机组功率骤降。

根据图2中机组功率变化曲线可以看出，判别功率骤降的主要依据还是功率变化，辅助条件为系统频率变化量。图1系统频率偏移曲线表明，解决机组骤降稳定问题，根本上是解决系统频率稳定问题，若机组骤降以后系统热备用出力足够，能够瞬时弥补系统功率缺额，不影响系统频率，则安全稳定控制系统就不需要执行相应的策略。

所以，制定机组骤降判别依据如图3所示，其中：ΔP为功率下降量，是装置启动前200 ms的有功功率与当前有功功率的差(正值)；Pset为有功功率骤降量定值，根据自备电网实际机组容量设定，XF集团设为200 MW；ts为骤降判别延时；ΔI为相电流下降量，是装置启动前200 ms的相电流与当前相电流的差(正值)；Δf为频率下降量，是装置启动前200 ms的频率与当前频率的差(正值)；fset为功率骤降频率变化量定值，默认为0.05 Hz，用于反映系统实际存在功率缺额，导致系统频率下降；Imax为当前最大相电流；Umax为当前最大相电压；3U0≥0.1UN或Umax<0.2UN且I≥IR为PT断线判别逻辑；3I≥0.06IN或3I0≥0.125Imax为CT断线判别逻辑；当机组元件发生电压互感器(PT)或者电流互感器(CT)断线时，闭锁功率骤降判别，用于防止误动。

图3 机组功率骤降判据

由于XF集团自备电网机组出力大，同类型机组多，存在以下3种骤降故障情况。

(1)A，B两台机组同时功率骤降。XF集团同类型机组多，存在同一个启动周期内2台机组同时功率骤降的情况，分别按照各自功率骤降策略执行，由于负荷颗粒度过大，后一次机组功率骤降切负荷的需切量要考虑前一次切负荷误差量，以减少切负荷不平衡量。A机组功率骤降切负荷不平衡量

Pres=ΔPA-Popt，

(1)

式中：ΔPA为A机组启动前功率与当前功率差值(正值)；Ppot为实际切负荷量。

由于选切结构执行最优切，当机组功率骤降过切负荷时，Pres为负值；当机组功率骤降欠切负荷时，Pres为正值；同一个启动周期内，B机组功率骤降切负荷需切量

Pshd=ΔPB+Pres。

(2)

模拟XF集团2台机组功率骤降，启动前功率都为630 MW，#1机组功率骤降317.54 MW，#2机组功率骤降113.45 MW。#1机组功率骤降后切除217.79 MW的负荷，欠切量99.75 MW累计到#2机组功率骤降中统一加切213.20 MW的负荷。判据正确动作，在同一启动周期内2台机组功率骤降各自切负荷并考虑了累计误差。

(2)同一台机组功率骤降后再骤降。XF集团机组出力大，在一个启动周期内当机组功率骤降满足门槛值以后再次骤降，图3中机组功率骤降判据无法响应二轮骤降，安全稳定控制策略不动作。故修正机组功率骤降判据如图4所示，其中：Pset1，Pset2，Pset3分别为有功功率骤降量一轮、二轮、三轮定值；轮级数根据自备电网实际机组出力设定。当机组功率骤降执行一轮功率骤降策略后，此时机组故障未排除继续骤降，达到二轮功率骤降门槛后继续执行策略切负荷(此处切负荷同样考虑切负荷不平衡量，这里不再赘述)，进而稳定自备电网频率。

XF集团自备电网设置三轮骤降定值，Pset1=100 MW，Pset2=300 MW，Pset3=450 MW。模拟XF集团大机组骤降以后再骤降，机组启动前功率630 MW，第1次骤降129.48 MW≥Pset1，一轮骤降动作；当机组第2次骤降到290.5 MW，ΔP=339.5 MW≥Pset2时，执行二轮骤降策略。加切负荷，稳定控制方

案能够正确识别多次骤降，并能在切负荷过程中减去已切负荷量，维持系统稳定。

图4 机组多轮级功率骤降判据

(3)同一台机组功率骤降后再跳闸。当机组功率骤降执行策略后，机组故障无法恢复导致机组跳闸，并且跳闸过程中伴随频率下降，此时机组跳闸同时满足功率骤降判据。跳闸策略和骤降策略会重复动作，重复切负荷，导致自备电网频率失衡。由于跳闸是瞬时动作的故障类型，而功率骤降是缓慢动作的故障类型，当机组跳闸与功率骤降策略同时满足时，可利用跳闸闭锁功率骤降，此时把跳闸确认时间整定值小于功率骤降判别延时ts即可；当机组跳闸伴随系统频率下降，满足功率骤降判别时只按照机组跳闸策略动作，闭锁功率骤降策略。

模拟XF集团机组，在23 ms时机组功率骤降启动，30 ms时机组跳闸，此时机组跳闸结束后启动返回，机组功率骤降只启动不动作，机组跳闸成功闭锁机组功率骤降动作，稳定控制方案正确动作。

4 结论

本文针对企业自备电网大机组、大负荷运行模式下的机组功率骤降问题，从多个方面、多个故障类型进行分析，并给出了安全稳定控制策略，为解决同类型企业自备电网的安全稳定控制问题提供了参考意见。