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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，系統设计，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
5.1.1汽轮机的调速系统应具有的特性
调速系统应采用有差调节，以实现一次调频；在孤网中各机组调速系统应有相同的不等率，通常取为4.5％～5％，以适应负荷分配的需要。
对于单机带负荷机组，可增加无差二次调频，以实现自动二次调频，其他情况下，二次调频应按照调度要求，手动或自动实现。
一次调频的实施范围应涵盖油动机全行程。
调速系统的迟缓率应符合IEC 规定，一般不另设调频死区。
5.1.2调速系统应具有良好的稳定性和动态响应特性
总体技术要求：
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#10与#13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。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。
根据用户要求：孤网运行方式三台发电机并列运行，带二降压、一降压35KV I段，35KV、6KV侧运行。此种运行方式机组的数量较多，在用电负荷变化较大的情况下，需要各台机组相互配合，共同增减负荷，满足孤立电网的负荷需要，稳定频率。
对于用户的母管制电厂，控制系统除保证各子系统的安全稳定运行以外，主要协调控制要求是维持母管压力的稳定，也就是维持锅炉蒸发量和汽轮机用汽量的平衡。
当出现单机负担孤网负荷的系统，由于没有负荷分配问题，采用基于PID调节器的无差调速系统，自动完成一次调频和二次调频。控制系统需要维持母线频率的稳定，也就是维持机组发电量和厂内设备用电量的平衡。
当多台机组孤网控制，机组的数量较多，在用电负荷变化较大的情况下，仅仅是单台机组来承担稳定频率的任务是不够的，需要各台机组相互协调配合，共同承担孤网负荷变化，稳定频率的任务。在设计上我们适当设置两台机组的不等率，当负荷发生变化时，两台机组共同承担负荷变化，通过负荷分配（两台机组容量一样，组态内部差数设定一样时，负荷是平均分配，使两台机组的发电量基本平衡。
为了解决控制器周期的快速性，增加快速孤网系统，设计了一种孤网控制的优化控制策略，提高调速控制回路速度，优化DEH硬件。
我们经过慎重的考虑将原有的DEH系统平台DEH-NT更换为原厂家的升级产品DEH-NTK。其选用NT6000 DEH（V3A）分散控制系统。
在NT6000系统中，设计直接接在IO总线上的伺服卡，省去了输出卡的环节 。
DEH核心部件—伺服卡与DEH控制器不在同一个控制网络中，在进行阀门标定时需要使用专用电缆进行标定。而且伺服卡与DEH的I/O卡件仍然需要采用硬接线方案。原有伺服卡是采用SPC卡，是通过AO卡件与之连接的，增加故障环节，同时也延长了整个逻辑控制时间，对整个孤网控制很不利。
采用原厂一体化卡件KM522S
设计考虑到减少故障环节，同时减少整个逻辑控制时间。我们采用原厂的一体化卡件来替代原有的伺服卡。
设计直接接在IO总线上的伺服卡，省去了输出卡的环节，控制器的控制周期减小到50ms，转速卡的测量时延减小到1ms，整个系统的时延在51ms内，由此产生的转速飞升减少80%以上。
采用原厂一体化卡件KM523S
现在系统中OPC卡件没有孤网功能。而采用原厂升级的一体化卡件后在进入孤网控制时，采用转速加速度计算预估的转速最高值，当预估的转速最高值高于OPC设定值时，提前動作OPC。
由于OPC动作回路比调节阀动作回路要快200ms左右，这种设计将大大减小转速飞升
在进入孤网控制后，取消了103％动作的固定性[5]。
孤网运行中当出现甩负荷时，可能使机组转速迅速上升，OPC保护动作，迅速关闭调门，这时如果调速汽门关的太慢，容易让汽轮机转速继续飞升，超过3300rpm，而引起停机。或者因为孤网运行负荷较小，起停大型设备都可能造成转速大幅度波动。从而引起OPC反复动作，将大型设备烧坏[2] 。所以在工况进入孤网运行状态时，通过抬高OPC保护定值，尽量避免OPC的发生，以防止电网频率变化时出现OPC保护动作将103％动作固定值抬高[6]。
图2、机组调频示意图
5.1.3 通过“汽轮发电机组控制系统改造”，实现了以下功能：
DEH控制功能：DEH并网前启动控制、并网后的阀位控制、功率闭环控制、主汽压控制、孤网控制、主汽压保护、补汽控制、遥控及快速减负荷控制等控制功能。
单机二次调频功能: 具备单机二次调频功能，能够满足单机带厂用电及单机孤立运行功能。
5.2 励磁系统的改造
为了能够最大限度的适应孤网运行，我们采用了原厂的升级设备DVR2000B来替换原有的设备。
使励磁系统能够满足发电机励磁电流和电压为额定负载下的1.1倍时仍然能长时间运行；
同时，2000B具有在大扰动的情况下强励0.08s稳定电压的响应速度；
而且其具有在频率每变化1%，发电机端电压变化不大于额定值的±0.25% 的良好频率特性；
由现2000A系列升级为2000B系统，强励倍数由2.5升到3.0，强励最大时限由15秒升级到50秒，以保证系统电压的稳定性。
配置快速准确的负荷控制系统
为了充分考虑到孤网运行中不可预知的事故发生，汽轮发电机组的调节能力有限的情况下，我们将重心放在了电网的“稳定性”上，除了对发电端调节能力的改造，同时在用户端增加负荷管理和控制，用电端同样也要有主动防范故障的能力：
应具备完善、快速的负荷管理系统 。当系统发生故障，系统用电负荷发生不平衡时，会导致系统电压、频率波动，甚至会拖垮电网；此时，负荷管理系统应快速启动，按照预先设定计划快速切除次要负荷或调节甚至切除发电机，保持电网运行稳定。
应具备专业数据采集及分布式控制系统。由于电网暂态过程非常短暂，要求从信息获取、状态诊断、指令发布的周期需小于200ms。
系统方案是以上位管理服务器为核心，并采用可靠的工业网络构成的集散式数据采集监控分析管理系统。系统与蒸汽轮机通过通讯和/或硬接线方式实现通讯，实现发电机组负荷控制、机组间负荷自动分配及切负荷的实施，能保证机组实现长时间孤网运行的目的，并必须满足“系统稳定控制与保安措施”的要求，以杜绝全厂停电事故的发生。
图3、快速负荷管理系统拓扑结构图
5.4系统稳定控制与保安措施
我们也考虑到孤网运行工况中如遇发电机故障保护解列等突发事件，由于负荷的突变，依赖负荷控制、低周减载和DEH“频率控制”来控制平衡虽然已能快速解决电网震荡，但要做到万无一失不给生产平稳带来风险，并上外部大网将是最可靠的方案。依照此次用户对于孤网改造的要求，同时根据用户提供给我们的现场条件和我公司现有技术实力。我们经过认真严谨的现场考察和可行性研究后认为：
图4、原一降压主接线示意图
在一降压35kV母联I、II段两侧随时保持同期状态（一降压35kVII段与大网相联），随时同期可并网。
为此，本次解决方案设计的保安措施我们补充2种主运行模式：
（1）随时同期可并网；
（2）可长期并网运行。主并网点为一降压35kV联络开关。最后组成的稳定控制系统须满足包括独立孤网运行在内的三种主运行模式，并能自动识别和无扰自动切换。
图5、增加同期变后一降压主接线示意图
同期隔离变压器：
为确保发电机故障解列时迅速并网接入系统，在发电机所带孤网的35KV段和电网之间增设一台同期跟踪隔离变压器，使发电机孤网运行时与系统实时同期。与联络开关共用一套同期装置。由于同期隔离变压器的作用，三台发电机孤网运行就能实现“大网”运行的功率控制，即DEH以“外部设定功率”方式运行。因此同期变压器的穿越功率，是发电功率协调控制及接入系统负荷控制及快切的重要判据。根据DEH自调能力，瞬间最大穿越功率可限制在500KW以内。我们将“同期隔离变压器”的穿越功率作为发电功率协调控制及接入系统负荷快切的重要判据。根据DEH自调能力，瞬间最大穿越功率可限制在500KW以内。从而可实现此区域电网的最优发电控制。
由于同期隔离变压器的作用，三台发电机孤网运行就能实现“大网”运行功率控制，即DEH以“外部设定功率”方式运行。从而取代原三台发电机各自“小网“运行靠外网调节的控制。
正常工作状态下：
同期隔离变压器起“在线同期”及“监控”I、II段负荷变化的作用；
发电机组经过改造后的调速系统配合“孤网”及“在线同期”运行投入二次调频，调整发电机输出功率，以快速稳定系统。
异常情况下：
任一发电机甩负荷、解列、低压，低周信号来，同期装置投入，一降压母联合闸，并网。稳定电网运行；
当出现上述故障而一降压母联合闸不成功，无法并网时直接切入“负荷控制系统”以及“低周减载”进行负荷稳定控制；
当出现同期隔离变压器故障，而一降压母联无法合闸时，进入“完全孤网”状态。发电机组经改造后的调速系统“快速一次调频回路和二次調频”进入孤网控制，随时进行电网频率调节。同时“负荷控制系统”，“低周减载”等安保措施投入，随时在其他故障出现时能够使电网的发电和用电在短时间内达到一个合理的平衡。
通过执行我们的解决方案，我们组成了一个稳定控制系统，这个稳定的控制系统满足了包括独立孤网运行在内的三种主运行模式，即：
孤网安全稳定运行；
与大网保持同期运行；
随时可并网运行；
并能自动识别和无扰自动切换。
六、经济效益分析：
经过本公司孤网稳控系统改造前，该公司每年须支付：
并网各项管理费用每年约3，360万元；
该公司此区域网上购入的生产用电线路租用费每度为0.015元/kWh，每度电需缴纳备用容量费为0.03元/kWh ，合为0.045元/kWh；
该公司此区域每日生产用电量平均为120万kWh，每年须向电网多支付约1，500万元；
经过本公司孤网稳控系统改造后，系统运行稳定。每年线路租用费及备用容量费节省约1500万元；每年变压器容量费节省约3360万元；该公司每年节约成本共计4860万元，不到半年即收回了所有成本，经济效益显著。
参考文献
【1】张静. DEH系统孤网运行控制系技术解决方案[J].热力透平, 2009
【2】于达仁, 毛志伟, 徐基豫.汽轮发电机组的一次调频动态特性[J]. 中国电机工程学报, 1996
【3】刘梦欣, 王杰，陈陈. 电力系统频率控制理论与发展[J].电工技术学报, 2007
【4】GB/T 15945—1995电能质量电力系统频率允许偏差
【5】王爽心, 葛晓霞. 汽轮机数字电液控制系统[M]. 北京:中国电力出版社, 2004
【6】周至平, 孙新良, 付晨鹏, 等.电力系统孤网运行动态特性试验[J]. 电网技术, 2008
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，系統设计，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
5.1.1汽轮机的调速系统应具有的特性
调速系统应采用有差调节，以实现一次调频；在孤网中各机组调速系统应有相同的不等率，通常取为4.5％～5％，以适应负荷分配的需要。
对于单机带负荷机组，可增加无差二次调频，以实现自动二次调频，其他情况下，二次调频应按照调度要求，手动或自动实现。
一次调频的实施范围应涵盖油动机全行程。
调速系统的迟缓率应符合IEC 规定，一般不另设调频死区。
5.1.2调速系统应具有良好的稳定性和动态响应特性
总体技术要求：
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#10与#13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。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。
根据用户要求：孤网运行方式三台发电机并列运行，带二降压、一降压35KV I段，35KV、6KV侧运行。此种运行方式机组的数量较多，在用电负荷变化较大的情况下，需要各台机组相互配合，共同增减负荷，满足孤立电网的负荷需要，稳定频率。
对于用户的母管制电厂，控制系统除保证各子系统的安全稳定运行以外，主要协调控制要求是维持母管压力的稳定，也就是维持锅炉蒸发量和汽轮机用汽量的平衡。
当出现单机负担孤网负荷的系统，由于没有负荷分配问题，采用基于PID调节器的无差调速系统，自动完成一次调频和二次调频。控制系统需要维持母线频率的稳定，也就是维持机组发电量和厂内设备用电量的平衡。
当多台机组孤网控制，机组的数量较多，在用电负荷变化较大的情况下，仅仅是单台机组来承担稳定频率的任务是不够的，需要各台机组相互协调配合，共同承担孤网负荷变化，稳定频率的任务。在设计上我们适当设置两台机组的不等率，当负荷发生变化时，两台机组共同承担负荷变化，通过负荷分配（两台机组容量一样，组态内部差数设定一样时，负荷是平均分配，使两台机组的发电量基本平衡。
为了解决控制器周期的快速性，增加快速孤网系统，设计了一种孤网控制的优化控制策略，提高调速控制回路速度，优化DEH硬件。
我们经过慎重的考虑将原有的DEH系统平台DEH-NT更换为原厂家的升级产品DEH-NTK。其选用NT6000 DEH（V3A）分散控制系统。
在NT6000系统中，设计直接接在IO总线上的伺服卡，省去了输出卡的环节 。
DEH核心部件—伺服卡与DEH控制器不在同一个控制网络中，在进行阀门标定时需要使用专用电缆进行标定。而且伺服卡与DEH的I/O卡件仍然需要采用硬接线方案。原有伺服卡是采用SPC卡，是通过AO卡件与之连接的，增加故障环节，同时也延长了整个逻辑控制时间，对整个孤网控制很不利。
采用原厂一体化卡件KM522S
设计考虑到减少故障环节，同时减少整个逻辑控制时间。我们采用原厂的一体化卡件来替代原有的伺服卡。
设计直接接在IO总线上的伺服卡，省去了输出卡的环节，控制器的控制周期减小到50ms，转速卡的测量时延减小到1ms，整个系统的时延在51ms内，由此产生的转速飞升减少80%以上。
采用原厂一体化卡件KM523S
现在系统中OPC卡件没有孤网功能。而采用原厂升级的一体化卡件后在进入孤网控制时，采用转速加速度计算预估的转速最高值，当预估的转速最高值高于OPC设定值时，提前動作OPC。
由于OPC动作回路比调节阀动作回路要快200ms左右，这种设计将大大减小转速飞升
在进入孤网控制后，取消了103％动作的固定性[5]。
孤网运行中当出现甩负荷时，可能使机组转速迅速上升，OPC保护动作，迅速关闭调门，这时如果调速汽门关的太慢，容易让汽轮机转速继续飞升，超过3300rpm，而引起停机。或者因为孤网运行负荷较小，起停大型设备都可能造成转速大幅度波动。从而引起OPC反复动作，将大型设备烧坏[2] 。所以在工况进入孤网运行状态时，通过抬高OPC保护定值，尽量避免OPC的发生，以防止电网频率变化时出现OPC保护动作将103％动作固定值抬高[6]。
图2、机组调频示意图
5.1.3 通过“汽轮发电机组控制系统改造”，实现了以下功能：
DEH控制功能：DEH并网前启动控制、并网后的阀位控制、功率闭环控制、主汽压控制、孤网控制、主汽压保护、补汽控制、遥控及快速减负荷控制等控制功能。
单机二次调频功能: 具备单机二次调频功能，能够满足单机带厂用电及单机孤立运行功能。
5.2 励磁系统的改造
为了能够最大限度的适应孤网运行，我们采用了原厂的升级设备DVR2000B来替换原有的设备。
使励磁系统能够满足发电机励磁电流和电压为额定负载下的1.1倍时仍然能长时间运行；
同时，2000B具有在大扰动的情况下强励0.08s稳定电压的响应速度；
而且其具有在频率每变化1%，发电机端电压变化不大于额定值的±0.25% 的良好频率特性；
由现2000A系列升级为2000B系统，强励倍数由2.5升到3.0，强励最大时限由15秒升级到50秒，以保证系统电压的稳定性。
配置快速准确的负荷控制系统
为了充分考虑到孤网运行中不可预知的事故发生，汽轮发电机组的调节能力有限的情况下，我们将重心放在了电网的“稳定性”上，除了对发电端调节能力的改造，同时在用户端增加负荷管理和控制，用电端同样也要有主动防范故障的能力：
应具备完善、快速的负荷管理系统 。当系统发生故障，系统用电负荷发生不平衡时，会导致系统电压、频率波动，甚至会拖垮电网；此时，负荷管理系统应快速启动，按照预先设定计划快速切除次要负荷或调节甚至切除发电机，保持电网运行稳定。
应具备专业数据采集及分布式控制系统。由于电网暂态过程非常短暂，要求从信息获取、状态诊断、指令发布的周期需小于200ms。
系统方案是以上位管理服务器为核心，并采用可靠的工业网络构成的集散式数据采集监控分析管理系统。系统与蒸汽轮机通过通讯和/或硬接线方式实现通讯，实现发电机组负荷控制、机组间负荷自动分配及切负荷的实施，能保证机组实现长时间孤网运行的目的，并必须满足“系统稳定控制与保安措施”的要求，以杜绝全厂停电事故的发生。
图3、快速负荷管理系统拓扑结构图
5.4系统稳定控制与保安措施
我们也考虑到孤网运行工况中如遇发电机故障保护解列等突发事件，由于负荷的突变，依赖负荷控制、低周减载和DEH“频率控制”来控制平衡虽然已能快速解决电网震荡，但要做到万无一失不给生产平稳带来风险，并上外部大网将是最可靠的方案。依照此次用户对于孤网改造的要求，同时根据用户提供给我们的现场条件和我公司现有技术实力。我们经过认真严谨的现场考察和可行性研究后认为：
图4、原一降压主接线示意图
在一降压35kV母联I、II段两侧随时保持同期状态（一降压35kVII段与大网相联），随时同期可并网。
为此，本次解决方案设计的保安措施我们补充2种主运行模式：
（1）随时同期可并网；
（2）可长期并网运行。主并网点为一降压35kV联络开关。最后组成的稳定控制系统须满足包括独立孤网运行在内的三种主运行模式，并能自动识别和无扰自动切换。
图5、增加同期变后一降压主接线示意图
同期隔离变压器：
为确保发电机故障解列时迅速并网接入系统，在发电机所带孤网的35KV段和电网之间增设一台同期跟踪隔离变压器，使发电机孤网运行时与系统实时同期。与联络开关共用一套同期装置。由于同期隔离变压器的作用，三台发电机孤网运行就能实现“大网”运行的功率控制，即DEH以“外部设定功率”方式运行。因此同期变压器的穿越功率，是发电功率协调控制及接入系统负荷控制及快切的重要判据。根据DEH自调能力，瞬间最大穿越功率可限制在500KW以内。我们将“同期隔离变压器”的穿越功率作为发电功率协调控制及接入系统负荷快切的重要判据。根据DEH自调能力，瞬间最大穿越功率可限制在500KW以内。从而可实现此区域电网的最优发电控制。
由于同期隔离变压器的作用，三台发电机孤网运行就能实现“大网”运行功率控制，即DEH以“外部设定功率”方式运行。从而取代原三台发电机各自“小网“运行靠外网调节的控制。
正常工作状态下：
同期隔离变压器起“在线同期”及“监控”I、II段负荷变化的作用；
发电机组经过改造后的调速系统配合“孤网”及“在线同期”运行投入二次调频，调整发电机输出功率，以快速稳定系统。
异常情况下：
任一发电机甩负荷、解列、低压，低周信号来，同期装置投入，一降压母联合闸，并网。稳定电网运行；
当出现上述故障而一降压母联合闸不成功，无法并网时直接切入“负荷控制系统”以及“低周减载”进行负荷稳定控制；
当出现同期隔离变压器故障，而一降压母联无法合闸时，进入“完全孤网”状态。发电机组经改造后的调速系统“快速一次调频回路和二次調频”进入孤网控制，随时进行电网频率调节。同时“负荷控制系统”，“低周减载”等安保措施投入，随时在其他故障出现时能够使电网的发电和用电在短时间内达到一个合理的平衡。
通过执行我们的解决方案，我们组成了一个稳定控制系统，这个稳定的控制系统满足了包括独立孤网运行在内的三种主运行模式，即：
孤网安全稳定运行；
与大网保持同期运行；
随时可并网运行；
并能自动识别和无扰自动切换。
六、经济效益分析：
经过本公司孤网稳控系统改造前，该公司每年须支付：
并网各项管理费用每年约3，360万元；
该公司此区域网上购入的生产用电线路租用费每度为0.015元/kWh，每度电需缴纳备用容量费为0.03元/kWh ，合为0.045元/kWh；
该公司此区域每日生产用电量平均为120万kWh，每年须向电网多支付约1，500万元；
经过本公司孤网稳控系统改造后，系统运行稳定。每年线路租用费及备用容量费节省约1500万元；每年变压器容量费节省约3360万元；该公司每年节约成本共计4860万元，不到半年即收回了所有成本，经济效益显著。
参考文献
【1】张静. DEH系统孤网运行控制系技术解决方案[J].热力透平, 2009
【2】于达仁, 毛志伟, 徐基豫.汽轮发电机组的一次调频动态特性[J]. 中国电机工程学报, 1996
【3】刘梦欣, 王杰，陈陈. 电力系统频率控制理论与发展[J].电工技术学报, 2007
【4】GB/T 15945—1995电能质量电力系统频率允许偏差
【5】王爽心, 葛晓霞. 汽轮机数字电液控制系统[M]. 北京:中国电力出版社, 2004
【6】周至平, 孙新良, 付晨鹏, 等.电力系统孤网运行动态特性试验[J]. 电网技术, 2008