一体化产业园孤网稳定运行控制策略

何国锋 范文胜

（新疆大学）

1 孤网运行的定义及运行特征

当前为节约电力成本，很多大型高耗能企业采用一体化产业园孤网运行模式。

电网按其装机容量的大小分为大网和小网，最大机组单元容量大于机网容量8%的统称为小网，反之可称为大网。孤网即孤立的小网，指与大网完全脱离并独立运行的小型电网［1］。孤网又可以分为长期孤网、短期孤网。或者按孤网之前是否预先规划好，又分为计划孤网和非计划孤网［2］。

孤网运行机组最突出的特点是DEH由负荷控制转变为频率控制，它要求调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性，以保证在用户负荷经常变化的情况下自动保持电网频率的稳定。同时由于孤网的容量较小，且汽轮机旋转惯量储能和锅炉所具备的能力势能均较小，所以要求孤网运行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的响应特性［3］。总之，孤网相对于大网运行具有电网容量小，备用容量少，负荷波动大，机组调节频繁，负荷波动对电网冲击大、对保护及自动装置要求灵敏等特点。现阶段可从两点来评价配电网系统可靠性：首先，统计研究及评价现有的配电系统、配电设施、零部件的运行数据。其次，把眼光放长远，合理规划配电系统，同时对已经完善的系统加以评价［4］。

2 HS一体化产业园孤网运行概况

该企业园区内的动力机组（包括燃煤热电机组、余热机组、背压机组）与园区内的用电负荷（工业硅、有机硅、碳素厂、铜箔厂）通过220kV及35kV供电系统联通，形成一个环状网络，从而衍生为一个电网、动力站、负载一体化的相对独立的局域电网。所配套动力系统为：超临界机组350MW×2，余热机组50MW×6，背压机组2.5MW×1，蒸发量为250T/h×2的背压锅炉，动力站侧的额定总装机容量为1025MW；负荷侧主要供工业硅、有机硅、铜箔厂、碳素厂、园区办公公用负荷及动力企业自用的厂用电负荷。其主电网一次系统如图1所示。

图1 HS一体化产业园电网接线示意图

3 控制策略原理

本文的核心是设置一套机网协调控制系统，主要作用是调频。其主要控制原理如下：当频率与额定值偏差在±0.5Hz以内，由AGC负责以秒级的指令周期对发电机的功率进行控制，实现电网频率稳定到50Hz，按各机组的煤耗特点实现负荷的经济分配。

当机组频率与额定值偏差大于±0.5Hz或者发生负荷突然大幅度波动或者机组跳机突发事件时（功率突变量大于在运行机组额定功率的8%与水电阻功率之和），就由该系统取代AGC对发电机的功率设定值进行控制。机网协调控制会考虑热工状态和约束（主蒸汽压力、主蒸汽温度、主蒸汽流量、转速、调门开度等），将总功率突变量以及频率校正需要的功率变化量按照机组当前快速有功调节能力的大小，分配至可调节机组，以40ms的控制周期下发功率目标值给控制子站。控制子站接到主站的功率指令，会根据各机组的机炉工况，给出汽机调门、OPC电磁阀动作、PCV阀动作、旁路的控制决策及输出，执行指令由硬接线以20ms为周期直接发给DCS、DEH，从而实现紧急状况下的快速功率频率控制。其控制系统原理如图2所示。

4 控制策略

4.1 控制流程

当企业电网受到不同比例的负荷冲击时，会依次综合采用汽轮机调速控制、励磁控制、平衡电阻控制、锅炉PCV阀控、旁路控制、稳控快速切机切负荷、柴发备用电源控制等多种手段协调作用实现企业电网安全稳定运行。根据全网PMU和SCADA量测数据，实时监视全网发电和负荷的功率突变量以及频率波动量，根据各机组的热工信息（压力、温度、转速、流量、调门开度等），给出各机组的功率突变量分配策略。控制系统原理如图2所示，主要控制流程如下。

图2 控制系统原理图

（1）步骤一：功能启动闭锁

1）联络线开关闭合时（并网运行），功能自动退出；联络线开关断开，功能自动投入。

2）也可人为投入和退出。

（2）步骤二：功能启动逻辑

当满足频率异常启动或功率突变启动的任何一个判断条件，即启动控制逻辑。

1）频率异常启动逻辑：当频率相对50Hz偏移正负0.5Hz（参数可配置），即启动控制逻辑。

2）功率启动逻辑：功率突变量大于启动控制线阈值时，即启动逻辑。

（3）步骤三：功率调节总量计算

所有运行机组的功率调节总量，等于频率波动量乘以速度变动率，计算公式为：

△p=k△f

1）△f频率计算：△f计算采取三取二原则，三个频率值两两做差，取差值最小的两个频率的平均值作为频率平均值，再与50Hz做差，求取△f。

2）K速度变动率：K取一个固定值，参考AGC取0.04（标幺值，△fpu/△Ppu），需转换为有名值。

功率调节总量计算公式，转换为有名值：

式中，∑pN为所有运行机组的额定功率总和。

（4）步骤四：分配调节负荷

启动功率突变量分配流程，选择参与快速调节的机组，按照各运行机组的调节裕量比例分配功率调节总量至可调机组。需要注意：功率控制总量△P＞0时，计算的是机组上调量，△P＜0时，计算的是下调量。另外，只有参与调节的机组需要计算调节量。

1）选择参与快速调节机组的原则，针对HS一体化产业园孤网运行项目现场实际运行情况：两台350MW机组只要投运都参与调节；6台余热机组中，被设定为参与AGC调节的机组参与功率调节；其余机组不参与调节。

2）按各机组调节裕量比例分配：各机组的调节裕量pe，由当前功率、调门开度、主蒸汽压力、主蒸汽温度、主蒸汽流量、转速等共同决定。

计算总调节裕量公式为：

式中，Δpe表示所有机组总调节裕量；pe表示每个可调节机组的调节裕量。

各参与调节机组的功率调节量：

式中，ΔpI表示当前机组的调节量；pei表示当前机组的可调节裕量；Δpe表示第二步计算所得的总调节裕量；ΔP表示功率突变量，带方向。

（5）步骤五：指令下发

下发功率调节指令给机网协调控制子站，指令下发周期40ms。主站和子站采用定制规约进行指令交互通信。控制指令分为紧急控制模式、AGC模式两种。

4.2 控制策略

（1）PCV阀控制策略

350MW机组：△P（本机）连续三个值大于设定值时，执行相应策略。根据△P判断：当△P连续＞12%开2个PCV（左右侧各一），主汽压力＜“额定压力-1MPa”时复位，复位优先。

余热50MW机组：△P连续三个值大于设定值时，执行相应策略。根据△P判断：△P＞8%开PCV阀，母管主汽压力＜0.5MPa时复位。

（2）OPC电磁阀控制策略

1）转速与自身微分求和大于105%，则动作OPC。

2）功率突变量△P大于40%，则动作OPC。

3）原OPC逻辑在转速大于106%转速起作用。

4）由DEH负责复位。

（2）旁路控制策略

1）旁路在热备状态，10%＜△P＜25%（负荷下降）延时3s，且主汽压力高于额定压力减去0.5MPa时按F（x）速开旁路，之后旁路进行正常压力控制。

2）旁路在热备状态，△P＞25%（负荷下降）按F（x）速开旁路，之后旁路进行正常压力控制。

（3）甩负荷控制策略

当孤立电网系统中甩负荷在（典型运行工况调节能力：水电阻40MW+大机组140MW+余热机组40MW）220MW之内时采用机组自身调节能力、机网协调系统以及水电阻实现快速的发电和负荷功率的平衡，具体来说：当负荷突变量小于10MW时，机组自身一次调频实现功频平衡；当负荷突降量大于10MW小于40MW时，优先采用水电阻进行功频平衡；当负荷突降量大于40MW小于（40+70+20）130MW时，采用水电阻和机组自身一次调频实现功频平衡；当负荷突降量大于130MW小于220MW时，继续引入机网协调实现功频平衡；当负荷突降量大于220MW时，采用稳控的联切功能即时切除50MW余热机组等措施，实现功频平衡。

5 结束语

本文以HS一体化产业园孤网运行项目的实际情况为例，提出了保证其稳定运行的具体控制策略，但实际中一体化产业园孤网运行的实际情况均有所区别，不管是供电电源、负荷侧用电性质、还是电网结构和运行方式均存在区别，也远比所研究和分析得更复杂，值得继续深入探索和研究。