浅谈局域电网中发电与负荷的匹配以及如何提升发电机组在区域电网的稳定性

广西华磊新材料有限公司 赵 平 戴 懿

某市局域电网是依托电解铝企业的自备电厂和市内可调配的火电、水电资源，将境内铝工业企业联成一体、互为保安的区域电网。同时还接入部分氧化铝企业热用户为其提供高低压蒸汽，实现铝电联营、热电联产模式，该市以区域电网为基础，破除公网电解用电价格偏高的“瓶颈”限制，促进该市生态型铝产业良性发展。该市局域网具有电网装机容量小（2320MW）、单台机组容量大（350MW）、单系列电解负荷大（400～600MW）等特点，原采用基于开关量控制的切发电机、切整流机组平衡控制模式，因需切量和可切量无法精准匹配经常造成过切或少切、进而引起连锁反应连续切整流机组或发电机组，造成区域电网剧烈波动甚至黑网事故的发生。

通过网内技术统一论证升级稳控系统，转变电解整流系统和发电机组间的控制模式，把原基于开关量控制的切机模式转变为依靠可控硅连续可调控制的以调为主、调切结合的控制模式，以及优化网内发电机组OPC 动作策略：动作值梯度设置，确保逐台启动；主汽门复位设限（80%），避免过切发生。

1 网内稳控切机模式加速频率震荡分析

局域电网与公网的区别：局域电网特点。某市局域网属典型的网小，网内仅9台火力发电机组，单机占比大（最大机组350MW、占比15%），电解铝负荷占比大（最大电解负荷600MW、占比25.8%）等特点，其火电机组单机占比远超8%的安全标准。由于电解正常生产存在阳极效应，同时也是属于网小的缘故，系统频率一般在50±0.3Hz 之间波动，加上新组建局域网，整个电网调度、运行管理水平一般；公网的特点。公网一般在地域上跨度几个省份，电源种类多，包括火电、水电、核电、风电，具备很强的一次调频能力，负荷丢失也不会引起较大频率波动，同时电源侧具备N-2(即在网机组同时少2台机组)能力，网频基本在50～49.96Hz 之间，加之调度管理和运行管理规范。

整流机组负荷特性及网内机组负荷情况分析：电解生产配置的整流机组一般为N+1，正常允许短时间退出1台检修，但运行中跳闸1台也会存在负荷失去，呈现不规则性且变化范围较大，例如其中一家企业600MW电解负荷/配置7台整流机组，跳闸台数与用电负变化、误差分别如下：1/20～25%（120～150MW）/30MW，2/40～45%(240～270MW)/30MW，3/63～65%(378～390MW)/12MW，4及以上/100%/0；网内九台机组机组号、额定容量（MW）、在网运行负荷（MW）、厂用（MW）、实际出力（MW）分别如下：1/350/290/20/270、2/350/290/20/270、3/3 5 0/2 9 0/2 0/2 7 0、4/3 5 0/3 2 0/2 0/3 0 0、5/3 5 0/3 2 0/2 0/3 0 0、6/1 5 0/1 4 0/1 3/1 2 7、7/1 5 0/1 4 0/1 3/1 2 7、8/1 3 5/1 1 0/1 0/1 0 0、9/135/110/10/100。

稳控切机策略导致频率震荡分析：电网初期稳控策略是电解整流跳闸选切发电机组，发电机组跳闸就选切整流机组，本网基本无100%匹配的整流负荷和发电出力，例如1台整流变跳闸失去负荷120～150MW,只能选切6号或7号机组，但是依然存在7～23MW 误差，2台整流机组跳闸只能选切1～3号机组，存在30～60MW 误差。反之如果发电机组跳闸选切整流机组负荷误差一致。最终由于因需切量和可切量无法精准匹配经常造成过切或少切、导致系统频率震荡。

主要改善措施：针对双切稳控策略实际问题分两步解决，第一步解决机组跳闸选切整流问题，改为连续调节为主，调切结合策略。第二步是解决整流跳闸，提升发电机组一次调频和快速降负荷能力问题。第一步在确定电解系列连续可调节的最大功率额约30～60%之间、按总额定负荷40%实施，确定最佳调节级数可取8～15级，兼顾精度和速度；切机策略。超出可调节最大功率后的策略是依次切1、2台，最后全部切除整流机组；可控硅整流机组应对区域电网频率大范围波动策略：扩大可控硅整流机组因电网频率过高或过低引起截止的范围（0.5Hz以内设计），提高整流机组运行稳定性；基于电网频率监控的负荷侧调升和调降策略：频率低时快速调降或切除负荷策略，频率高时暂短提升电解系列负荷策略（20kA 以内设置）。

2 发电机组涉网保护动作原理以及加速频率震荡分析

2.1 涉网保护动作原理

2.1.1 OPC 超速保护动作原理[1]

OPC 信号是由测速板经过硬件逻辑判断发出，OPC 信号在硬件逻辑中是延时2s 断开。在硬件中OPC 信号发出条件有：当汽轮机转速大于103%、DEH 不在110%或机械超速实验位且机组未并网；主油开关合闸且汽轮机中亚排气阀大于30%且汽轮机转速大于2000r/min 的工况下，主油开关断开的瞬间，不等汽机超速，直接发出OPC 信号延时2s再判断当转速低于3090r/min 后释放；当延时2s 后判断转速还高于3090r/min 则通过超速保护OPC 继续动作，直到转速低于3090r/min 后释放。OPC 动作逻辑：OPC 动作信号一旦发出，DEH 软件逻辑和SDP 卡的硬件逻辑都会发出关闭高、中压调门的指令。

硬件逻辑的动作过程：当OPC 动作时，除有两路OPC 信号直接送给OPC 电磁阀使其动作，泄掉高、中压调门的保安油压从而关闭高、中压调门。还有一路OPC 信号给高、中压调门的伺服阀（VPC卡），将高、中压调门手动指令清零，配合关闭高、中压调门伺服阀。

软件逻辑的动作过程：中压调门动作过程。当测速板发OPC 信号或实际转速大于3090转、且DEH 不在110%或机械超速试验位时全关中压调门，OPC 复位且实际转速小于3090转延时3s 全开中压调门（无速率限制）；高压调门动作过程。当测速板发OPC 信号或实际转速大于3090转，且机组未并网及DEH 不在110%或机械超速试验位时全关高压调门。当并网信号发出或实际转速小于3000转且再热器出口压力小于0.6MPa 时，则根据转速回路发出的开度指令（根据当前转速与目标转速的偏差值计算得出）开高压调门，即低于3000转由PID 调节开启。即在OPC 发生时则切为转速回路控制，在OPC 复位后根据转速来调节恢复高调门的开度。

2.1.2 一次调频动作原理

一次调频的功能是当机组转速超出死区后，通过调整阀门指令来稳定电网频率。局域电网初期规定DEH 一次调频的速度不等率5%，死区为7转，幅度正负5%。实际转速值与初始值转数（正常下是3000转）相比较，转速超过9转就增加或减少开度，确保转速控制在初始值（正常下是3000转），其差值经函数运算得出需调节的功率值（幅值限制为±17MW），一次调频投入时功率给定值叠加此功率值后输出[2]。

2.2 涉网保护动作加速频率震荡分析

图1 DEH 软件OPC 逻辑图

图2 一次调频逻辑图

OPC 超速保护动作分析。当局域电网甩部分用电负荷，局域电网的频率会有较大幅度的波动（上升），波动幅度与甩负荷的电量占局域电网容量比例的大小成正比。因为此时汽轮机组并未与局域电网断开，汽轮机的转速可能跟随局域电网产生大幅度波动（升高），如一旦达到103%即3090r/min,由于网内机组同OPC 动作值相同，多台机组同时启动OPC，导致全网瞬间损失多台机组发电出力，电网由发电机出力偏高变瞬间转为出力不足，OPC 多次动作整个电网极易震荡溃网。

一次调频定值动作分析。一次调频的功能是当机组转速超出死区后，通过调整阀门指令来稳定电网频率。对于局域电网运行的发电机组，为克服电解铝阳极效应或部分用电或发电负荷跳闸引起的局域电网频率波动，全网的机组保持同样的死区出现同时参与调整，网频波动频繁，机组主汽门频繁动作，威胁设备的寿命。因此汽轮机的一次调频功能应根据机组大小，调门性能在转速不等率、调频死区、调频幅度等方面的参数应当重新进行考虑。

3 分梯度对发电机组涉网定值优化的应用

优化涉网定值的应用难点。涉网定值都是依照设备性能参数、电网规定以及电力系统二十五项反措设置，由于局域电网与大网不同，如何实现既能保证局域电网极端情况下的稳定，同时也不伤电厂的主设备，是优化定值的考虑重点。OPC 动作转速提升将会导致机组偏周波运行的频率范围增大，影响动叶片和转子的寿命，同时也降低了甩负荷等工况下转子最大飞升转速和转速跳机之间的安全裕度。对此，通过与局域网技术人员对以往的溃网数据分析研究，确定OPC、一次调频调整建议发送至汽轮机厂家，通过三方共同努力破解难点。

分梯度参与调频并放大一次调频动作幅度定值。全网机组调频一并考虑，根据容量大小不同、即大机组(350MW)承担主要调频，减少小机组150MW、135MW 的扰动，大机组里面根据机组主汽阀门能力确定优先等级，如1号机组±5转、2号机组±7转、3号机组±9转。同时为提升依次调频深度的能力，在参考公用电网不设下限的规定下，根据局域网特点在保持上浮10%不变的情况下降下浮增加至80%。

分梯度的OPC 保护定值优化。为避免OPC 保护的频繁动作，以及全网机组同时动作造成震荡溃网，适当放大OPC 超速保护定值的范围并实施梯度应用。如1～3机组OPC 动作值3090转提升至3120转以上，且每台机组错开10～20转，同时取消延时2s 再次开启主汽门，直接设置动作后回做80%，确保OPC动作后能快速恢复频率稳定。1～3机组原逻辑动作值3090r/min，2s 后全开主汽门。现逻辑分别为：1号3125r/min，0秒开主汽门80%；2号3135r/min，0秒开主汽门80%；3号3155r/min，0秒开主汽门80%。

4 结语

通过实施后，该市区域电网内发电、整流两侧功率匹配调节实现了从“手动挡”到“自动挡”无级调节的转变，网内负荷平衡控制更为精准；某年5月26日网内某厂2号机组、3号机组在16s 内先后跳闸，分别损失发电出力189.3MW、208.3MW，整流机组先调降175MW，后全切260.6MW，电网运行稳定，控制系统动作敏捷、逻辑正确。通过涉网定值分梯度的进行优化设置，具备了负荷侧异常情况的机组调节能力，由100MW 负荷波动提升至200MW 以内可自行调节平衡，在更大负荷失去时加上人工干预开启高低旁，电网完全具备600MW快速降负荷调节能力。在原本局域电网稳控装置电源侧异常瞬时调整电解电流形成了双侧异常的保障方案。

本方案实施至今，已成功避免了80多次因发电机组出力急剧降低或切机、整流机组故障跳闸甩负荷引起电解生产线停产事故的发生，机组调节能力提升有效促进了局域电网更加稳定。