本发明属于电力系统发电控制领域，特别涉及一种用于电厂孤网运行的电负荷平衡系统。
背景技术：
由于东南亚地区普遍电力短缺，电网容量普遍较小，运行极其不稳定。以缅甸第二大城市曼德勒某地区为例，当地建了一套5000吨的水泥生产线，配有30wm的燃煤电厂，该地区电网主要是一些小水电组成，系统容量只有100mw,枯水季节系统电压波动达到20％，频率变化51.5hz～47.4hz，每天停电4到5次，燃煤电厂无法并网运行，水泥厂因为经常断电不能正常生产，所以燃煤电厂采用孤网运行。
当孤网运行时，由于水泥厂的生产工艺要求需要经常启动大型负荷如循环风机5000kw,立磨机5000kw,虽然经过水电阻进行降压启动，但启动电流最高达到额定电流的2.5倍，而汽轮机组最大的瞬时调节能力只有5%即1500kw,汽轮机组需要瞬间带10mw的负荷，机组转子的瞬时扭矩，锅炉瞬时提供的最大供汽量都无法满足要求，远超过机组的调节能力，造成在启动大负荷时机组瞬间被拉垮现象，当停运大负荷时，如停止循环风机5000kw随即停止立磨机5000kw,机组被突然甩掉10mw负荷，汽轮机组转速立即飞升，机组发生超速，超速保护就会动作，当超速达到一定值就会关闭调节门和主汽门，机组停机，同时锅炉压力升高，造成超压安全阀动作，这导致机组运行存在安全隐患。
技术实现要素：
针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种可以启动较大负荷的孤网运行方法，确保锅炉不超压，汽轮机不超速，发电机励磁系统不失压，有效的解决了机组不安全运行。
为实现上述目的，本发明所采用的技术方案如下：
一种用于电厂孤网运行的电负荷平衡系统，所述电负荷平衡系统为频率控制，包括蓄能器控制系统、平衡控制柜和监控软件，所述蓄能器控制系统连接蓄能器，所述蓄能器控制系统包括若干台变压器，每一台变压器带有若干台dpu控制柜，dpu控制柜内安装有功能模块和若干中间继电器；所述平衡控制柜包含智能断路器、真空接触器、可控硅设备，所述平衡控制柜连接平衡负载池。
进一步地，所述监控系统包括机网协调系统画面及电负荷平衡系统画面。
进一步地，所述电负荷平衡系统画面实时显示各负荷采集点的有功功率、无功功率、各相电压、各项电流参数，并可显示以上各项参数的历史曲线。
进一步地，所述平衡控制柜设有合闸按钮、合闸指示灯、分闸按钮、分闸指示灯、就地/远控旋钮、启动、停止按钮。
一种用于电厂孤网运行的电负荷平衡系统控制方法，包括以下步骤：
（1）确定所有电气回路是否正常；
（2）按下平衡控制柜面板的合闸按钮，接通智能断路器，合闸指示灯点亮；
（3）按下平衡控制柜的分闸按钮，断开智能断路器，分闸指示灯点亮；
（4）就地控制，将平衡控制柜面板上的就地/远控旋钮旋至就地，实现手动操控，此时按下启动按钮，则相应的设备启动，蓄能器投入，按下停止按钮，则相应的设备停止工作，蓄能器切出；
（5）远程手动控制，确保设备接通电源和接通智能断路器的情况下，把平衡控制柜面板上就地/远控旋钮打在远控位置，把监控软件上的操作模式改为手动后，可以通过后台来实现远程手动控制；
（6）远程自动控制，确保设备接通电源和接通智能断路器的情况下，把平衡控制柜面板上就地/远控旋钮打在远控位置，把监控软件上的操作模式改为自动后，可以通过后台来实现远程自动控制，即系统根据发电量和用电量的差来投入和退出相应设备。
通过加装电负荷平衡系统自动进行负荷平衡调节，确保锅炉不超压，汽轮机不超速，发电机励磁系统不失压，有效的解决了机组不安全运行。
蓄能器作为平衡设备，蓄能器控制系统主要作用是实现各平衡控制柜的控制功能，及对各蓄能器的投、切控制功能；平衡控制柜主要控制平衡负载池中的负荷。
附图说明
图1是本发明电负荷平衡系统示意图。
图2是本发明电负荷平衡系统操作流程图。
图3是发电工程示意图。
图4原料磨循环风机启动试验曲线。
图5原料磨启动试验曲线。
具体实施方式
为便于本领域技术人员理解本发明技术方案，现结合说明书附图对本发明方案作进一步详细描述。
如图1所示，一种用于电厂孤网运行的电负荷平衡系统，所述电负荷平衡系统为频率控制，包括蓄能器控制系统、平衡控制柜和监控软件，所述蓄能器控制系统连接蓄能器，所述蓄能器控制系统包括若干台变压器，每一台变压器带有若干台dpu控制柜，dpu控制柜内安装有功能模块和若干中间继电器；所述平衡控制柜包含智能断路器、真空接触器、可控硅设备，所述平衡控制柜连接平衡负载池。
进一步地，所述监控系统包括机网协调系统画面及电负荷平衡系统画面。
进一步地，所述电负荷平衡系统画面实时显示各负荷采集点的有功功率、无功功率、各相电压、各项电流参数，并可显示以上各项参数的历史曲线。
进一步地，所述平衡控制柜设有合闸按钮、合闸指示灯、分闸按钮、分闸指示灯、就地/远控旋钮、启动、停止按钮。
如图2所示，一种用于电厂孤网运行的电负荷平衡系统控制方法，包括以下步骤：
（1）首先接通监控系统的计算机电源，启动计算机，开机后进入画面系统，根据需求点击进入电负荷平衡系统界面；
（2）确定所有电气回路是否正常；
（3）按下平衡控制柜面板的合闸按钮，接通智能断路器，合闸指示灯点亮；
（4）按下平衡控制柜的分闸按钮，断开智能断路器，分闸指示灯点亮；
（5）选择操作方式：
就地控制，将就地/远控旋钮旋至就地，实现手动操控，此时按下启动按钮，则相应的设备启动，蓄能器投入，按下停止按钮，则相应的设备停止工作，蓄能器切出；
远程手动控制，确保设备接通电源和接通智能断路器的情况下，把平衡柜面板上就地/远控旋钮打在远控位置，把监控软件上的操作模式改为手动后，可以通过后台来实现远程手动控制；
远程自动控制，确保设备接通电源和接通智能断路器的情况下，把平衡柜面板上就地/远控旋钮打在远控位置，把监控软件上的操作模式改为自动后，可以通过后台来实现远程自动控制，即系统根据发电量和用电量的差来投入和退出相应设备。
具体实施例
本发电工程描述：如图3所示，33kv联络线开关aal2到33kv母线，33kv母线连接#1主变高压侧开关aal3，#1主变低压侧开关ah103连接至水泥厂10kv母线，水泥厂10kv母线带多个分支，其中一路是通过联络线开关ah113、ah105至余热发电机组10kv母线，余热发电机通过出口开关ah101并网；另外一路是通过联络线开关ah115、ah117至燃煤发电机组10kv母线，燃煤发电机通过ah101开关并网。
说明：目前建设方案同期点是余热发电机出口开关ah101、燃煤发电机出口开关ah101、联络线开关ah117、#1主变低压侧开关ah103为并网点，燃煤发电机组在小孤网运行转并网运行是可通过联络线开关ah117实现重新并网；当大孤网运行是即#1主变低压侧开关ah103断开，恢复并网运行重新合上#1主变低压侧开关ah103。
该平衡系统配置最大平衡功率为7500kw，系统接入点为负荷平衡系统出线10.5kv侧，再经变压器将电压降至660v送到低压配电室，平衡设备为蓄能器，单台功率为500kw（即本系统分辨率）,共15台，本系统采用dpu控制方案。
如图1所示，一种用于电厂孤网运行的电负荷平衡系统，所述电负荷平衡系统为频率控制，包括蓄能器控制系统、平衡控制柜和监控软件，所述蓄能器控制系统连接蓄能器，所述蓄能器控制系统包括若干台变压器，每一台变压器带有若干台dpu控制柜，dpu控制柜内安装有功能模块和若干中间继电器；所述平衡控制柜包含智能断路器、真空接触器、可控硅设备，所述平衡控制柜连接平衡负载池。
所述监控系统包括机网协调系统画面及电负荷平衡系统画面。
所述电负荷平衡系统画面实时显示各负荷采集点的有功功率、无功功率、各相电压、各项电流参数，并可显示以上各项参数的历史曲线。
所述平衡系统控制柜设有合闸按钮、合闸指示灯、分闸按钮、分闸指示灯、就地/远控旋钮、启动、停止按钮。
如图2所示，一种用于电厂孤网运行的电负荷平衡系统控制方法，包括以下步骤：
（1）首先接通监控系统的计算机电源，启动计算机，开机后进入画面系统，根据需求点击进入电负荷平衡系统界面；
（2）确定所有电气回路是否正常；
（3）按下平衡控制柜面板的合闸按钮，接通智能断路器，合闸指示灯点亮；
（4）按下平衡控制柜的分闸按钮，断开智能断路器，分闸指示灯点亮；
（5）根据需要选择操作方式：当为就地控制时，将就地/远控旋钮旋至就地，实现手动操控，此时按下启动按钮，则相应的设备启动，蓄能器投入，按下停止按钮，则相应的设备停止工作，蓄能器切出；当为远程手动控制时，确保设备接通电源和接通智能断路器的情况下，把平衡柜面板上就地/远控旋钮打在远控位置，把监控软件上的操作模式改为手动后，可以通过后台来实现远程手动控制；当为远程自动控制时，确保设备接通电源和接通智能断路器的情况下，把平衡柜面板上就地/远控旋钮打在远控位置，把监控软件上的操作模式改为自动后，可以通过后台来实现远程自动控制，即系统根据发电量和用电量的差来投入和退出相应设备。
（1）通过动态试验验证应用的效果
孤网工况下电负荷平衡系统手/自动切换，增、减负荷试验及锅炉响应。
在自动模式下，逐渐增加给定值增加蓄能器负荷，第一次启动500kw，机组有功由2743kw升至3266kw，上升约523kw,转速最低降至2996转；第二次启动1000kw，机组有功由3304kw升至4420kw，上升约1116kw,转速最低降至2994转；第三次启动1500kw，机组有功由4275kw升至5961kw，上升约1686kw,转速最低降至2993转；第四次启动1500kw，机组有功由5950kw升至7639kw，上升约1689kw,转速最低降至2990转；第五次启动3000kw，机组有功由7648kw升至10914kw，上升约3226kw,转速最低降至2990转；第六次退500kw，机组有功由11142kw降至10607kw，下降约535kw,转速最高升至3003转；第七次退1000kw，机组有功由10614kw降至9562kw，下降约1052kw,转速最高升至3004转；第八次退1500kw，机组有功由9495kw降至7984kw，下降约1511kw,转速最高升至3006转第九次退2000kw，机组有功由7794kw降至5906kw，下降约1888kw,转速最高升至3010转；第十次退2500kw。机组有功由5544kw降至3511kw，下降约2033kw,转速最高升至3012转。由试验结果可知，蓄能器投切均正常，负荷扰动正常，蓄能器投切后，系统能快速恢复并稳定运行。
（2）fcb甩负荷试验
试验条件：10%、25%fcb甩负荷试验时，机组带厂用电及电负荷平衡孤岛稳定运行，带21%额定负荷（6.41mw，其中电负荷平衡3.3mw）、38.5%额定负荷（11.55mw，其中电负荷平衡8.5mw）运行。50%fcb甩负荷试验时，机组并网运行，带约60%额定负荷（17.9mw，其中电负荷平衡8.5mw，向水泥线输送一定负荷）运行。
10%fcb甩负荷试验：运行稳定后，电负荷平衡负荷系统设定负荷由3.3mw突降至0，甩11%额定负荷（3.3mw），机组最高转速到3011.5rpm，加速度最大到28。期间opc未动作，负荷由6.41mw甩至3.1mw，机组甩负荷3.3mw，稳定时间25s至3002.7rpm，主汽压力由9.03mpa升至9.15mpa，上升0.12mpa。
25%fcb甩负荷试验：电负荷平衡负荷由8.5mw突降至0，甩28%额定负荷（8.5mw），机组最高转速到3026.5rpm，加速度最大到69。期间opc未动作，负荷由11.55mw甩至3mw，机组甩负荷8.5mw，稳定时间30s至3002rpm，主汽压力由9mpa升至9.336mpa，上升0.336mpa。
50%fcb甩负荷试验：同时解开电厂与总降间联络线断路器ah117及电厂与电负荷平衡间断路器ah108，电负荷平衡负荷由8.5mw突降至0，机组外网潮流由4.7mw升值11.36mw。机组甩49%额定负荷（14.65mw），机组最高转速到3051.2rpm，加速度最大到57.6，分两段。期间opc未动作，负荷由17.9mw甩至3.25mw，机组甩负荷14.65mw，稳定时间37s至3002.5rpm，主汽压力由8.59mpa升至9.11mpa，上升0.5mpa。
由上述试验结果可知，当发生fcb甩负荷时，系统能够快速稳定在额定转速稳定运行。
（3）总降同期
试验条件：机组带水泥线负荷孤网稳定运行，103ah断路器断开位置。
首先，总降同期屏发同期请求信号至机网协调；
第二，机网协调接到同期请求后，操作员通过界面操作允许同期；
第三，同期允许后，机网协调系统可接受总降同期装置发出的增减转速信号。调节系统的转速和电压，满足同期要求时，103ah断路器合闸，实现机组并网运行。
由上述试验结果显示，系统孤网运行时，总降同期装置可控制系统转速，实现合闸。
（4）电负荷平衡自动投切试验
试验条件：机组带水泥线孤网运行，电负荷平衡打到自动模式,根据试验内容需求投入蓄能器,水泥线启动大电机。
首先，准备启动煤磨，逐渐投入3000kw蓄能器。蓄能器投入完成，待锅炉、汽机运行正常稳定后，水泥厂配合启动煤磨；
其次，准备启动原料磨循环风机，逐渐投入7500kw蓄能器。蓄能器投入完成，待锅炉、汽机运行正常稳定后，水泥厂配合启动循环风机，试验曲线如图4所示；
第三，准备启动原料磨，逐渐投入7500kw蓄能器。蓄能器投入完成，待锅炉、汽机运行正常稳定后，水泥厂配合启动原料磨，试验曲线如图4所示。
由上述试验结果可知，孤网运行时，电负荷平衡预先投入一定的负荷量，当水泥线启动负荷时，电负荷平衡能够快速切除相应量的负荷，减少对机组的负荷冲击，系统能够快速继续维持稳定，通过实际测试和现场运行工况该电负荷平衡完全能满足现场的负荷变化调节的需要。
以上所述，仅是对本发明的较佳实施例而已，并非是对本发明做其他形式的限制，任何熟悉本专业的技术人员可能利用上述揭示的技术内容加以变更或改型为等同变化的等效实施例。但是，凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。