1供配电系统区域供配电系统是一个包括3台发电机、2回联络线、2回厂用电、5回区域线路和3台厂用干式变压器线路的复杂供配电网系统。联络线是发电机通过同期装置并入区域供配电系统与上一级供配电系统联络的线路。厂用电线路和厂用干式变压器线路是发电机组厂用电设备配电线路，如锅炉、化学、脱硫、脱硝等设备配电线路。区域线路是钢铁上、下游系统设备配电线路，如转炉、连铸、高炉等设备配电线路。区域供配电系统中，发电机通过同期装置并入区域电网系统，包含3种运行方式：（1）发电机组所发的电能够保证厂用电负荷、区域线路负荷使用，多余的电能通过联络线外送至上级电网；（2）发电机组所发的电能不能够满足厂用电负荷使用，短缺的电能通过联络线补充；（3）联络线断开的前提下，发电机组形成孤网运行，所发的电能能够自发自用。2典型事故类型2.1联络线故障事故案例某钢铁厂的联络线故障：钢铁厂上级供配电网失电，2回联络线相继掉闸，5回区域线路保护装置低频减载保护相继动作。通过两轮保护动作，甩掉部分不重要的负荷，形成孤网运行方式。电气系统做出连锁动作后，发电机组的电调系统超速103保护动作，目标阀位由原52变为15.7，且阀位实际位置发生快速改变。阀控给定初值为52，按照目标阀位值进行调整阀门开度，阀控给定形成斜向下曲线，有效防止汽轮机二次超速103动作（前提：上述发电机组的电调系统指令曲线、汽轮机进气阀门的反馈曲线和实际动作均为正确）。随着孤网运行方式的持续，发电机组的汽轮机进气阀门继续按照阀控给定斜向下趋势进行调整阀门开度，直至汽轮机转速达到2 990 r/min（低于额定3 000 r/min），一次调频功能投入，参与调整阀门开度逻辑运算。依据原有阀位控制逻辑，汽轮机持续运行30 s，转速由2 990 r/min变为2 920 r/min，继续下降70 r/min，一次调频功能的作用较小，目标阀位指令始终保持15.7，有功负荷继续由9 MW变为6 MW。一次调频能力已达上限，汽轮机在目标阀位15.7作用下，调节门给定出现快速斜向下趋势，随之转速与负荷迅速下降。因事故发生时并入区域供配电网的发电机组安全油压是通过轴头泵提供，随着发电机组转速逐步降低，安全油压触发油泵连锁切换逻辑，电油泵成功启动。发电机组孤网运行已持续一段时间，电油泵启动后由于电压偏低未能快速缓解安全油压低问题，使得安全油压建立信号消失，汽轮机掉闸；同一个时刻润滑油压力过低，非电量保护动作，并网开关掉闸，结果孤网运行失败。通过事故数据分析，当发电机组转速下降达到2 990 r/min时，一次调频指令输出已经由0变为20，但无继续增大，原因是控制系统机组调试时，一次调频功能设定上限极值为20。综上所述，一次调频功能设置上限数据，使得孤网运行方式下调门阀控指令实时跟踪负荷需求变化无法达到快速调整汽轮机阀门要求。2.2同一并网点多台发电机组无功供给不足事故案例某年8月到10月，3个月内10 kV系统发生发电机组无功补偿欠缺事故3次。事故经过为：发电机组并入区域供配电网A相接地持续20 ms后接地消除，随后发生A、B、C相交替振荡波动，区域供配电网频率降低，使得联络线和区域负荷联络线低频保护动作。该现象可能是由于发电机组励磁系统未能提供足够无功功率，快速调整区域供配电网电压。当发生系统单相接地后，区域供配电网电压发生振荡，同一并网点多台发电机励磁调节系统必须通过强行励磁或自动快速调节功能向电网输送无功功率，促使电网电压恢复平稳运行方式。如果同一并网点的多台发电机在振荡后未能提供足够无功功率，将会造成电网频率降低，造成对外联络回线低频保护动作。3钢厂区域性电网运行不稳定性因素分析3.1孤网运行某些故障原因，发电机组切换至孤网运行模式是一个比较突然的环节。这种运行模式快速切换时，发电机组的有功、无功功能全部由区域厂用电自行消耗，运行人员需要根据机组转速进行不断阀控阀位调节操作，对运行人员主观快速判断和经验能力有着较高要求。孤网运行模式下，运行人员手动快速调整阀门开度指令，使得发电机组稳定运行的可能性不大。随着电液调速系统控制逻辑模型在汽轮发电机组广泛应用，完善一次调频功能投入节点和投入指令赋值才是解决上述问题根本办法。上述孤网运行失败案例中，暴露出两个问题：（1）一次调频参数与孤网运行方式不适用；（2）运行人员在参数不匹配前提下，需要果断进行人员干预。原因在于：在机组调速过程中往往无法对一次调频参数进行准确设定，或者未能意识到一次调频参数的重要性；运行人员对孤网运行方式应急处置措施进行完善，并定期进行模拟演练。演练方向为：要准确判断发电机组切换至孤网运行方式；根据转速变化情况在一次调频功能辅助情况下快速及时调节发电机组阀控指令。3.2无功供给不足对同一并网点多台发电机组而言，发电机组励磁系统方式均存在不同，有的为自并励静态励磁，有的为他励动态励磁。在区域供配电10 kV系统中，无功供给不足可能由以下原因造成：（1）自并励强力倍数设定不满足系统要求，开放角度不足够大；（2）自并励变压器副边电压选型余量不足；（3）自并励变压器阻抗选择偏小；（4）多台发电机组励磁调节器厂家不一致，调节器内耦合系数设定不科学，调节器调整存在互相干扰，扰动因素多造成各个发电机组向区域供配电网输送无功出现波动，调整使得电网电压波动加剧。3.3线路微机保护低频保护定值配合缺陷厂用电负荷线路和联络线线路微机保护低频保护定值设定存在配合缺陷，优先确保一类厂用电负荷和部分区域线路负荷要求无法快速实现，未能给孤网运行发电机组减轻负荷需求压力。在各个发电机组快速切换至孤网运行方式后，这些负荷越多给发电机组阀位控制调节带来扰动因素越多，导致发电机组孤网运行失败可能性越大。4应对措施4.1一次调频对机组一次调频功能参数可进行修订：PID分量上限从20%调整为50%；一次调频系数从0更改为0.6（按机组类型给定的一个经验值）；死区从2 r/min改为3 r/min（避免一次调频频繁动作）。以上修改的参数为某控制系统厂家对本次故障数据分析的第一次修改记录。一次调频功能按照上述参数修改，大约9个月，区域供配电系统再次发生孤网运行，除阀控目标由第一次发生15.7变化至32.4以外，其余结果均与第一次一致。通过第二次事后数据分析，PID分量上限从50%调整为70%；一次调频系数不变，死区不变。PID分量上限调整二次修改未能得到实际孤网运行验证。4.2无功供给（1）耦合系数问题。同一区域电网各个发电机组励磁调节器、励磁方式要尽可能保证统一厂家，同时按照机组容量进行耦合系数设定；若不能保证统一厂家，需要把同一厂家励磁调节器在考虑机组容量前提下设定耦合系数。设定原则：同一厂家、等同容量发电机组励磁调节器设定耦合系数需要相同。不同厂家、不等同容量发电机组励磁调节器设定耦合系数依托设备生产厂家进行修订。区域供配电系统3台发电机组励磁调节器，经检查确认，2台同厂家同型号励磁调节器内部设定耦合系数一致，1台未能修改耦合系数，保持出厂设定值。（2）自并励励磁问题。对自并励的强行励磁倍数重新设置，设定数值由1.5变更为2，开放角度放大；变压器副边电压选型余量增大，阻抗选择由原来6%调整为8%，更换变压器。自并励励磁参数修改和变压器更换工作，需要通过励磁系统厂家对本次故障数据分析后进行。截至目前，区域供配电网并没有发生过上述类似事故。4.3线路微机保护低频保护根据电厂的厂用电负荷、区域厂用电负荷分类等级，优先确保重要一类负荷供电，不必要的负荷通过微机保护装置跳开供电开关。经统计分析，电厂锅炉负荷、电厂循环水负荷、电厂化学水负荷需要保留；钢厂区域负荷根据连铸、转炉顺序快速甩掉负荷，优先确保炼铁负荷。通过微机保护低频保护快速动作，减轻电网系统故障孤网情况下负荷需求，减少扰动因素，从根本上提高孤网运行成功率。4.4人员干预如果在孤网运行模式下，运行人员能够在发电机组阀控模式下适当调节，很大程度缓解一次调频功能衰减问题。厂家认为一次调频功能仅是缓解孤网运行方式下转速控制功能，不能够精准控制转速。若达到精准控制转速，需要具备以下条件：（1）根据发电机组汽轮机阀门特性、区域厂用负荷等重要参数，进行一次调频功能逻辑完善优化；（2）转速测量装置精度和可靠性需要提高；（3）优化完毕一次调频功能逻辑，必须进行实际孤网运行方式下调试工作。随着自动控制技术水平不断提高，故障运行模式下不倡导人员干预，但现实问题无法创造上述第3个条件测试、调试一次调频功能。在这个大前提下，一次调频功能辅助运行人员参与快速准确汽轮机阀位调整，能够实现区域供配电网孤网运行。在孤网运行方式下，励磁调节器通过强行励磁功能快速缓解极端电网电压。若运行人员能够对发电机组励磁系统适当进行调节增磁频率，则能够缓解机端电压降低问题。5结语通过钢厂区域性电网运行不稳定性因素分析，微机保护低频保护配合问题、励磁系统和调节器问题、人员干预问题已得到彻底解决。现阶段仅有一次调频功能优化完善、实际测试工作未能得到彻底解决落实。发电机组控制系统中一次调频调节逻辑、励磁调节器的精准控制和机组操作人员快速响应干预均无法确保能够完美应对各类型故障运行模式。一次调频、励磁调节器精准控制问题和人员干预问题仅能够通过建立更为完善、准确专家数据库解决。专家数据库是未来人工智能的代名词，代替运行人员在最短时间进行数据收集、整理、分析、判断，发出极为准确的指令输出，精准控制发电机组各个控制系统，提高应对各种突发故障类型运行模式，尤其提升孤网运行的成功率。