孤网运行策略（共6篇）
孤网运行策略 篇1
福清#1汽机孤网运行方案
福清#1汽机为南京汽轮股份有限公司生产，型号N12-3.82。自运行以来未做孤网运行的调试，因11月3日外网停电，故11月1日先做孤网运行试验，以确保运行的可靠。
孤网是孤立电网的简称，孤网运行最突出的特点是由负荷控制转变为频率控制，要求调速系统具有符合要求的 特性、良好的稳定性和动态响应特性，以保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。运行人员关注的问题不再是负荷调整，而是调整孤网的频率，使之维持在额定频率附近。由于孤网容量较小，其中旋转惯量储存的动能和锅炉具备的热力势能均较小，要求机组的调速系统具有更高的灵敏性，更小的迟缓率和更快的动态响应。
汽机进入孤网条件：
孤网投切开关投入即为孤网功能已投入，孤网条件满足，自动进入孤网，进入孤网的条件为：（1）汽机已并网。（2）转速偏差大于30转。（3）转速加速度大于每秒100转。
（4）OPC动作；同时可以认为在预知情况下，手动进入孤网，孤网运行时DEH画面上进入孤网指示灯变为红色。（5）硬件孤网信号过来。进入孤网状态的控制：
孤网运行时，汽轮机通过频率控制自动增减负荷，需要增负荷时，转速会降低，等待实际负荷增加后，转速稳定在3000r/min；减负荷与之相反。电网恢复正常后，再按“解除孤网”。进行孤网运行前应做好：
1.在汽机现场有专人观察转速表，超速不动作时，立即手动打闸
停机。
2.相关的连锁保护应正常，并确保投入。
3.调门性能相关实验（静态特性、稳定性、调节响应性）由科远出具数据及指导书，指导操作。
4.投运前，相关联系协调体系、制度及应急响应机制需完善。5.必须保证所有锅炉、压力容器安全阀在校验器内，确保设备实现本质安全。孤网操作应急预案
1.孤网运行汽机系统运行状态：汽机DEH系统接到增负荷命令后，进行频率调节，转速下降，汽机调门开大，进汽压力下降，锅炉水位先增后减，如增负荷量较大，汽机热井水位急剧波动，锅炉水位下降至报警值，根据锅炉负荷波动情况，给水泵压力、流量变化，各系统运行出现紊乱。应对措施：
由于机组并入孤网运行后，DEH系统应能实现自动控制，根据用电情况，自动调整负荷，运行操作人员根据负荷变化进行汽水平衡调节，负荷控制变为频率控制后，运行人员由主动控制变为被动跟踪调整，当出现以下情况时，应急处理措施如下：（1）汽机增负荷较大，转速下降至2850r/min时，仍有下降趋势，或汽机进汽压力低于2.0MPa，应打闸停机。
（2）汽机增负荷量较大，进汽温度下降至330℃以下时，立即打闸停机。
（3）增负荷量较大而导致锅炉水位将出现大幅度波动，锅炉上水阀打到手动状态进行调整，保持水位在正常范围。（4）如锅炉汽包水位继续上升，开启事故放水门或排污门，经上述处理水位仍上升，且超过水位计上部可见水位时，立即紧急停炉停机。
2.孤网运行汽机系统运行状态：汽机DEH系统接到甩负荷命令后，进行频率调节，转速突然上升，汽机调门关小，进汽压力升高，锅炉水位先减后增，如甩负荷较大，汽机热井水位急剧波动，锅炉水位上升至高报警值，蒸汽系统出力不足，其它在运汽机负荷波动，供水系统出现不稳定，根据锅炉负荷波动情况，给水泵压力、流量变化，各系统不稳定。应对措施：
（1）汽机甩负荷量较大，转速飞升，转速飞升至3150r/min，仍有上升趋势时，立即打闸停机。
（2）按照汽机超速停机预案操作，如主汽门、调门发生异常，立即关闭电动主汽门，确保隔断汽源。3.汽机其它异常情况下的应急预案：
汽机超速：立即手动打闸，开启真空破坏门；检查主汽门、调节汽阀关闭严密，否则立即关闭电动主汽门；按规程进行其它紧急停机操作；如需重新启动，汇报专工，得到批准，校验转速表，做超速试验及自动主汽门、调节汽阀严密性试验合格后，方可启动。
2014.10.31
孤网运行策略 篇2
近年来,因能源危机及环境恶化的加剧,风电、光伏发电等分布式电源(DG)的发展越来越受到人们的重视,然而这些DG因自身的随机性、波动性等特点,严重影响了其大规模开发和接入大电网。将这些DG就地构成微电网进行孤网供电是解决上述问题的有效方式之一,特别是对偏远地区或海岛[1,2,3,4]。
对含有随机、波动性DG及动态负荷的孤网而言,其首要问题是保证系统的稳定运行,本质是维持孤网系统的能量供求平衡。对此,国内外学者作了不少研究[3,4,5,6,7]。文献[3]针对微电网孤网运行,提出一种协调控制蓄电池储能系统(BESS)与DG的功率控制策略:一次调频和二次调频。文献[5]为实现海岛再生独立能源电站的高效、稳定运行,分析并设计了基于上、下位机的能量管理系统,但还尚未建立各DG、负载等模型。文献[6]针对超级电容器与蓄电池混合储能系统,采用多滞环调节控制策略进行微电网运行的能量管理。上述研究主要是从宏观(系统)的角度分析孤网稳定运行时DG与BESS之间的有功功率平衡问题,关于DG与BESS之间的无功功率平衡问题研究甚少。
同时,在孤网运行时,因无大电网支撑且含波动性DG及负载扰动,维持系统电压和频率的稳定至关重要,即维持公共母线电压(up)和频率(fp)的稳定。BESS的接入为保证孤网中up及fp的稳定提供了一种有效方法[8]。在实际研究及应用中,为满足孤网中风能穿透比高或大容量负荷的要求,需要多个BESS并联构成并联型储能系统(P-BESS),但存在DG与P-BESS如何协调控制、P-BESS内部如何协调控制及分配负荷以维持up及fp稳定等问题[9,10,11,12]。文献[9]提出了一种根据谐波电流的大小来控制输出电压脉宽,从而控制并联DG间分配非线性负荷的控制策略。文献[11]考虑到低压微电网的阻抗主要表现为阻性,提出了一种虚拟电抗与虚拟发电相结合的下垂控制策略以实现负荷分配,但处于仿真阶段。文献[12]提出了一种自适应分布式下垂控制策略以实现微电网中并联变换器的功率平衡。上述研究主要针对诸如风电、光伏发电等多个DG并联运行控制,关于在保证系统能量供求平衡时又如何实现P-BESS内部有功和无功功率协调控制及分配负荷,进而稳定up及fp的研究并不多。
本文在分析孤网稳定运行与能量供求平衡关系机理的基础上,根据双馈感应发电机(DFIG)及P-BESS各自的工作特性提出一种适用于含DFIG及P-BESS的孤网能量平衡关系及分层协调控制策略。同时,分析了孤网运行状态及P-BESS的工作原理,提出适用于孤网运行的系统协调控制及P-BESS控制策略,建立了系统仿真模型,开发了实验平台。
1 孤网系统构成及分层控制
1.1 孤网系统构成及稳定运行机理
本文孤网系统结构如图1所示。
系统主要由P-BESS(2个或多个BESS并联)、风电、备用电源及负载(电动机、阻感负载及卸荷负载)等组成。其中,每个BESS又由一个电池模块(BM)接功率变换器(PCS)经DC/AC变换,再由变压器接公共母线;风电由DFIG接PCS经AC/DC/AC变换,再由变压器接公共母线。
系统稳定运行机理:通过调节P-BESS输出端能量来补偿DFIG与负载间的能量差,以保证系统能量供求平衡;同时,调节P-BESS输出端的有功和无功功率来平滑DFIG与负载间的功率差,以保证up及fp稳定在一定范围内以满足供电要求。
1.2 能量管理及分层控制
孤网系统的稳定运行关键在于保证系统能量供求及功率平衡。与并网运行不同,孤网运行时因无大电网支撑,当维持系统能量供求平衡时,不仅要考虑有功功率平衡,更需考虑无功功率平衡,特别是对含DFIG的孤网:一是发电机启动时需要吸收大量无功功率;二是当发电机处于不同运行状态时,不仅会发出有功功率,也需要一定无功功率支撑。因系统中无其他设备可提供无功功率支撑,则只能由P-BESS来提供,且不管电池是否处于放电状态(是否能提供有功功率),其系统功率平衡关系为:
Pb=Pw+Pr+Pl+Pdl (1)
Qb=Qw+Ql (2)
式中:P和Q分别为有功和无功功率,下标b,w,r,l,dl分别表示储能系统、风电、备用电源、负载及卸荷负载。
将式(1)等号两边分别乘以时间t,即可得到能量关系:
Eb=Ew+Er+El+Edl (3)
由式(1)—式(3)可得孤网系统中完整的能量及功率平衡关系。
为实现系统能量供求平衡及功率平衡,本文采用分层协调控制策略:系统主控制(MC)和本地控制(LC)。孤网系统分层控制结构如图2所示。
2 孤网运行控制策略
本节主要讨论如何通过MC与LC协调控制来实现孤网有功和无功功率平衡,维持up及fp稳定在一定范围内,以保证系统稳定运行。
2.1 孤网运行状态
孤网运行状态的控制主要由MC来实现。如第1节所述,孤网运行时因无大电网支撑,系统须由P-BESS在DFIG启动前建立起up及fp,为DFIG启动时提供无功功率及电压支撑。考虑到实际应用中P-BESS容量有限,且应充分利用风电而尽量少使用备用电源,系统运行状态如下(孤网功率平衡示意图见附录A图A1)。
1)启动:
首先由P-BESS建立up及fp,并向DFIG提供无功功率以便其启动并发电。
2)充电:
当DFIG发出的Pw>Pl时,若P-BESS未充满,则开始充电,若P-BESS充满,则投入卸荷负载。
3)放电:
当DFIG发出的Pw<Pl时,若P-BESS未放完,则开始放电,若P-BESS已放完,则投入备用电源。
特别地,当Pw=Pl时,P-BESS中的电池处于待机状态(未充放电),但仍向系统提供无功功率支撑,以维持公共母线电压稳定。当风速长时间低于DFIG切入风速时(未发电),而电池尚有电量,则P-BESS将独自为负载供电,并维持up及fp的稳定。
2.2 系统协调控制策略
孤网运行时,BESS因具有快速响应DG及负载动态变化的特性,故可作为类似大电网中的“平衡节点”来维持系统稳定。对于含DFIG和P-BESS的孤网系统,P-BESS不仅建立up及fp,且用于平滑DFIG与负载间的系统功率差,以实现系统功率平衡,进而维持up及fp的稳定。孤网系统协调控制策略如图3所示。
P-BESS通过检测本地的电压和电流值,并结合up和fp的参考值,利用幅相控制来实现up及fp的稳定(具体见2.3节);MC分别为DFIG和备用电源提供有功功率参考值,且根据P-BESS和DFIG等各单元的状态信息来控制各单元间的运行状态。在保证孤网稳定运行前提下,考虑到P-BESS容量有限及确保其安全、高效运行,且充分利用风电、降低备用电源的使用频率,假设卸荷负载足够大以消耗多余的风电。各单元的运行状态控制流程如图4所示。
2.3 P-BESS工作原理及其控制策略
如图1所示,P-BESS主要由几个BESS并联组成,PCS作为BESS的核心部分,它连接BM和公共母线,控制BM的充放电率和潮流等。因此,研究P-BESS的运行控制,其实质是研究并联PCS的运行控制。图5为基于电压—频率双闭环的单个BESS控制策略。图中,U0和ω0分别为公共母线电压和角频率的给定值,Us和ωs分别为补偿环输出的电压值和角频率值,Ul和ωl分别为经下垂控制得到的电压值和角频率值,Ue和ωe分别为叠加补偿后的电压值和角频率值,Ib为蓄电池电流,Um为电压幅值,PI为比例—积分,PWM为脉宽调制。
在每个BESS中,PCS主电路是以绝缘栅双极型晶体管(IGBT)为主要开关元件的传统三相桥式电压源变换器(VSC)。PWM的VSC直流侧连接BM,交流侧连接电抗器(电抗值为Xs)。PCS通过控制VSC的调制比m和VSC交流侧基波电压uPWM和up的相角差δ,即可控制PCS输出有功、无功功率的幅值和流向,进而维持up及fp的稳定。
2.3.1 负荷分配控制
在孤网中,系统有功和无功功率平衡由P-BESS来调节实现。当DFIG及负载发生变化时,P-BESS将迅速补偿系统功率差。根据能量守恒定律得到系统有功功率差ΔP和无功功率差ΔQ分别为:
式中:Pi和Qi分别为第i个BESS的有功和无功功率。
根据电力系统中有功功率—频率、无功功率—电压静态特性,可得:
式中:Uli和ωli分别为第i个BESS的电压值和角频率值;kω i和ku i分别为第i个BESS的ωli和Uli的下垂斜率,大小与其对应的BESS容量相关[12]。
2.3.2 电压及频率控制
考虑到电网线路及PCS输出阻抗并不完全呈感性,本文引入电压、频率补偿闭环以补偿传统下垂控制所产生的误差,如图6所示。
由图6可得电压补偿控制:
式中:ksp和ksi分别为电压比例、积分补偿系数;k为频率补偿系数。
经补偿闭环后得到的Us和ωs分别与Ul和ωl进行叠加,再经PI调节器分别得到m与δ送PWM脉冲发生器,得到IGBT的驱动信号,从而实现对up及fp的控制。
2.4 DFIG控制策略
与并网运行不同,孤网运行时无大电网电压作为参考电压,本文由P-BESS建立的up及fp作为参考电压及频率,通过公共母线电压定向矢量控制实现DFIG的有功和无功功率解耦控制[13]。
3 系统仿真及结果
为验证本文所提出控制策略的正确性,根据图1,在PSCAD/EMTDC环境下搭建一个含DFIG和P-BESS (2个等容量BESS并联)及不同负载的孤网仿真平台,系统仿真参数见附录A表A1。在MC下,系统运行状态如下:初始时刻,由P-BESS建立起up和fp;同时,P-BESS快速提供无功功率供DFIG启动并发电;之后,依次投入阻感负载(1 s时)、大电机(2 s时),风速由6 m/s升至8 m/s(4 s时);再依次切除大电机(5 s时)及阻感负载(6 s时)、BESS1(7 s时),风速由8 m/s降至6 m/s (8 s时),最后投入卸荷负载(9 s时)。图7为风速和负载变化时系统的响应情况。
由图7(a)和(b)可知,系统由初始时刻迅速建立up及fp(约0.3 s时)后,当风速或负载变化时,系统都能维持up及fp稳定在给定值(6.3 kV,50 Hz),且其变化范围较小(分别为±5 V,±0.25 Hz),保证了电能质量。
由图7(c)可知,当负载投入和切除时,负载均向系统吸收相应的有功和无功功率。特别是突加大电机负载时(2 s时),因惯性作用电机启动需要吸收大量有功和无功功率,此时DFIG输出功率恒定而难以跟随并补偿这部分功率,P-BESS因具有快速调节等优点而快速响应并补偿功率差,以保证系统功率平衡。
由图7(d)可知,2个等容量的BESS能快速跟随并平均分配系统功率差,验证了所提出控制策略的正确性。初始时刻,DFIG分别向2个BESS进行等功率充电;2 s时,随阻感负载的投入,二者均进入放电状态,并在突加大电机时快速补偿并均分系统功率差,直到大电机切除后再次进入放电状态;7 s时,因BESS1的切除,BESS2单独平滑系统功率差而进入深度充电状态至风速降低;9 s时,因投入卸荷负载时所消耗的功率(170 kW)约等于DFIG输出功率(175 kW),考虑到线路损耗,故BESS2输出有功功率约为0,P-BESS处于类似电池待机状态。
图7(e)和(f)为风速变化时DFIG输出相应功率的情况。图7(f)中,无功功率输出一直为0,证明DFIG输出功率因数为1。
4 系统实验和结果
为进一步验证所提出控制策略的正确性,本文设计、开发了实验平台,其配置见附录A图A2,具体参数见附录A表A1。本系统包括1台DFIG和2个等容量并联的BESS及负载,其中,负载主要包括1台感应电机、1台鼠笼电机、阻抗负载及卸荷负载。控制器采用TI公司TMS320F2812处理器。
实验过程中,系统运行状态如下:初始时刻,2个BESS共同建立up及fp(380 V/50 Hz),同时,DFIG启动并以单位功率因数向纯电阻负载供电;3 min时,风速由初始风速上升到8 m/s;8 min时,投入大电机;12 min时,再切除大电机;15 min时,投入卸荷电阻。图8为风速及负载变化时系统的响应情况,图中波形为100 ms内的变化情况。
图8(a)为风速变化时系统响应情况。在初始风速下,DFIG以恒功率Pw(3 kW)向电阻负载Pl(1 kW)供电。此时,Pw>Pl,多余的风电由2个BESS共同吸收且均进入充电状态(流入BESS1的电流ip1与DFIG输出的电流iw相位相反表示充电,反之为放电)。3 min时,风速增大至8 m/s,对应Pw约为4.5 kW,iw由4.5 A增大至6.9 A;为维持系统功率平衡,2个BESS迅速吸收增加的风电,并平均分配系统功率差;ip1经半个周波后达到稳定,增大至14.3 A(70 V交流侧),且相位仍与iw相反,表明P-BESS仍处于充电状态;同时,up及fp均一直稳定在给定值附近(±6 V,±0.3 Hz),验证了P-BESS能保证系统稳定运行。
由图8(b)和(c)分别为大电机投入与切除时系统响应情况。8 min时,投入大电机。此时,Pw<Pl,而DFIG输出功率恒定(iw大小不变),为快速跟随并补偿系统功率差,2个BESS快速调节其输出功率,并均分系统功率缺额。ip1迅速增大,且ip1相位与iw相同,表明P-BESS由充电状态进入放电状态。12 min时,切除大电机。此时,Pw>Pl,ip1迅速减小,ip1相位再次反向且与iw相反,表明P-BESS再次进入充电状态。从大电机投入及切除过程可知,up及fp均稳定在其额定值附近(±6 V,±0.4 Hz),进一步验证了所提出控制策略的正确性。
图8(d)为投入卸荷电阻时系统响应情况。投入卸荷电阻后,ip1在半个周波内达到稳定,其相位从原先的与iw相位相反变为相同,说明P-BESS再次进入放电状态,不再对充满的电池充电,以延长电池使用寿命。同时,卸荷电阻的投入将使多余的风能及时输出,起到保护DFIG的作用。
5 结语
本文分析了孤网系统能量供求平衡时的有功和无功功率平衡关系,并结合DFIG及P-BESS的工作特性,提出了系统控制和本地控制相结合的分层协调控制及P-BESS的相应控制策略,搭建了含风电和P-BESS的孤网系统仿真模型及实验平台。仿真及实验结果表明,在风速变化及不同带载情况下,系统都能有效维持有功、无功功率平衡,进而实现up和fp的稳定,适于为含DG、负载变化大的孤岛供电,为下一步进行孤岛供电及微电网示范工程提供了理论与技术支撑。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：储能系统的接入是实现含分布式电源(如风电、光伏发电)孤网稳定运行的有效方式之一。文中分析了孤网系统稳定运行与能量供求平衡的机理,提出了适用于含双馈感应发电机(DFIG)及并联型储能系统(P-BESS)的孤网的能量平衡关系及分层协调控制策略:系统主控制和本地控制。同时,分析了孤网运行状态及P-BESS的工作原理,提出了适用于孤网运行的系统协调控制策略及P-BESS控制策略,建立了系统仿真模型,开发了含DFIG及P-BESS的孤网供电实验平台。仿真和实验结果表明,在风速变化及不同带载情况下,该系统都能维持公共母线电压和频率在一定范围内,且能高效、稳定运行。
孤网运行策略 篇3
【关键词】燃气蒸汽联合循环电厂；孤网运行；电网系统；系统故障；局部供电
0.前言
近些年来，随着电力应用的范围不断扩大，电网运行的安全性受到人们的重视，继前些年美加出现的严重停电事故，各个国家都加大了对本国电力系统的安全运行技术研究，电力系统的研究人员也不断进行技术创新和深入研究，加强对突发状况的应对能力。从电力系统安全运行的实际情况出发，本文总结分析了燃气蒸汽联合循环电厂在电力系统突发障碍时所采取的的局部供电措施，如何对电力系统进行调节。通过对孤网运行时发生的电网事故的分析，加强电力系统处理突发障碍的应对能力和调节能力。深入研究和探讨电力系统的安全运行技术创新，不断采用新技术、新措施、新手段保证电网安全。
1.联合循环电厂的基本情况
1.1电厂的基本情况
我公司的两套燃气蒸汽联合循环发电机组都是由一台燃气轮发电机组、一台余热锅炉、一台汽轮发电机组构成。1#机组由GE公司生产的PG5361P型的燃气轮机组、杭州锅炉厂生产制造的双压余热锅炉和南汽厂生产制造的汽轮发电机组；2#机组由阿尔斯通公司生产的PG6551B型的燃气轮机组、杭州锅炉厂生产制造的单压自身除氧余热锅炉和南汽厂及哈汽厂生产制造的汽轮发电机组。电厂内一共有四台主变，经升压为35kV的双母线，总共有两回出线。其正常运行时的安全模式为当两段母线在联络柜断开时，1#联合循环发电机组由I段母线供电输出；2#联合循环发电机组由II母线供电输出；两段母线输出的电量送到某钢厂220KV变电站，供钢厂炼铁、转炉及其他使用。并且在每台汽轮发电机组的主变侧边都有一个厂用变，在两个6kV厂用变和两条6kV母线之间设置快切设备。电厂发电的燃料为钢厂的富余煤气，而当煤气不足时可用轻油代替。
1.2变电站的基本情况
钢厂220KV变电站有两条220kV的母线分别接到四台变压器，经降压后分别接入110KV系统和35KV系统，并设有稳定安全保护系统。我公司的两回路提供的两段35kV作为整体电力系统的电源，母联的开关则设置在合位，经过35kV的母线供电至各个35kV的用电户，其中钢厂较重要的炼铁和转炉接在该母线上。
2.对联合循环电厂孤网运行的分析
2.1电网负荷分析
通过记录分析35KV母线的负荷，可知变电站的35KV母线负荷为240MW、115Mvar，我公司的两套燃气蒸汽联合循环发电机组的供电负荷为90MW、50Mvar；而220kV供电系统的供电负荷为150MW、65Mvar。联合循环电厂在220kV供电系统发生故障时，变电站的电源会瞬间降低150MW，加上四台发电机组的出力供电已经成饱和状态，供電负荷不允许增加，导致周波不能维持稳定。直至周波逐渐降到48.8Hz时，变电站的安稳保护系统就会作出低频的保护动作，将会自动除去170MW的供电负荷，使站内的供电负荷降为70MW。此时由联合循环电厂进行局部供电，供电负荷会立即增加20MW，使得周波稳定回升，以保证炼铁和转炉的炉温不至于下降而报废，但需要通过燃气轮机及汽轮机的控制系统的控制才能达到稳定状态。
2.2转速的调节
所有的发电机组都是通过对转速负荷的控制、负荷的限制、压力的控制及温度的限制等控制操作方式来实现对整个发电机组的控制。发电机组的调节具有静态和动态两个固有特性，通过对控制过程的影响，调节发电机组。静态特性主要特征指的是转速系统中不均匀度和调节系统中的迟缓率。但在实际调节系统中由于敏感元件和放大机构等组成部件都存在不灵敏的区域，在调节系统中则用迟缓率来表示。发电机组的静态特性用图像曲线来描述的话，则其静态特性是一条具有固定斜率的直线，可以通过同步器的调节使多台发电机组并入一个电网中进行安全运行，保持共同的周波。
发电机组的动态特性主要指的是机组由稳定状态瞬间过渡到另一个稳定状态的动态过程，因为过渡过程中会受到机组本身转动惯量、不稳定的传热系统及回热器的热惯性等多个方面因素的直接影响。发电机组进行正常负荷状态运行时，如果因故障甩掉其满负荷，机组的转速将上升并会超过106%n，机组的动态特性将会决定其超出量。每个发电机组都有设置保护限制值，转速的上升不会超过保护限制值。
如果电网系统负荷发生不稳定的波动，并网机组的出力则会依靠同步器进行适时的调整，而每台机组经调整后所分摊的负荷量会有所不同。
2.3燃气轮机的控制分析
燃气轮机的控制系统由美国GE公司生产的Mark Ⅴ来完成，最高频率保护限定值为52Hz、3s，最低频率保护限制值则为48Hz、4s；在发电机组进行安全运行时，一旦机组的周波超过最低和最高的频率限定值，燃气轮机会采用跳机的方式对自身进行保护。而当供电负荷增加时，燃气轮机本身就已经处在基本温度的控制范围之内，不能再增加出力，甚至可能导致转速急剧下降，燃机出力也会出现小幅度下降。而当供电负荷突然减少时，转速急剧上升，燃气轮机则会自行退出温度控制。
2.4汽轮机的控制分析
汽轮机的控制系统采用的是由美国woodward公司生产的505E控制系统，该系统控制精度高，自动化水平高，热电负荷自整性高。它能实现升速（手动或自动），配合电网并网，负荷控制（阀位控制或功频控制），并与DCS通讯，控制参数在线调整和超速保护功能等。发电机组在并网后，505E通过实测机组功率后进行参数修正，通过电液转换器调节气门开度，实现自动无差调节。
3.总结
通过以上分析，在当前变电站的负荷状况下，在220kV的电力系统发生突发故障时，燃气蒸汽联合循环发电机组电厂是可以承担起孤网的安全运行。但在实际操作过程中，一定要注意周波的变动情况。若因为燃气轮机负荷的突然下降造成主汽温度的突然下降，也可以对排烟温度进行手动控制。另一方面，对汽轮机调节阀关闭开启过程中出现的主蒸汽旁路动作进行密切的观察和控制调整。故障发生时，注意时刻观察电网系统的电压变化，从实际故障情况出发，孤网运行时考虑选择较好的控制方式。经过周密的安排计划，细心地调整和工作人员的共同努力，可以避免重大电网安全事故的发生。特别是在恶劣的天气条件下，更要做好预先的科学调度计划，降低事故发生的概率，把事故损失降至到最低。通过采取适当的管理调整，如设置燃机电厂等可以增加电网的安全系数，对联合循环电厂的发电技术进行深层次的探索和创新，从而保证电网的安全运行。 [科]
【参考文献】
[1]章正传.伊朗某孤网运行的大型燃气蒸汽联合循环电厂装机方案原则.《中外企业家》，2013，（12）.
浅谈四川藏区县级电网孤网运行 篇4
由于各发电厂均存在装机容量小, 调频、调压稳定性能差等实际问题, 如果县域电网孤网运行, 在供区系统负荷急剧变化的情况下, 各发电机调速系统的稳定性、静态特性和动态响应特性是难以满足要求的, 将导致不能自动维持稳定的电网频率, 而且, 通过操作调速系统的二次调频也不能满足要求。现针对四川藏区电网实际情况进行分析, 并提出应对措施, 以便于降低电网垮网的风险。
1 孤网运行的缺点分析
(1) 各地方电网发电机与主网同步运行, 当其电压频率有波动时, 电网会自发地通过自己的能力将频率、电压拉回合适的范围, 如果在孤网运行状态下, 就只能靠电厂自己的调节使频率、电压满足要求。
(2) 孤网运行中, 若一台发电机故障停运, 那么其余发电机的负荷将急剧增加, 对发电机的冲击非常大。
(3) 当有发电机组检修时, 涉及到的负荷有可能全部停掉。
(4) 在孤网运行状态下系统稳定性较差, 受负荷影响, 系统电压、频率难以维持在电能质量要求范围内。
2 孤网运行的注意事项
(1) 在孤网运行期间, 调峰任务最好由性能稳定、单机容量大的发电机组担任。
(2) 担任调峰任务的发电机组最好选择具有自动调节装置的大容量机组, 由其自动对有功、无功进行调节, 这样才能较好地稳定电压和频率, 若是手动调节装置, 要随时注意其变化并跟进调节。
(3) 大功率用电设备启用和停用前要提前与厂站当值人员联系, 便于对其供区负荷的突然变化做好充分的调节准备工作。
(4) 在组建孤网运行时, 如果无外接电源, 则必须采用具有黑启动功能的机组使网络带电, 这样其余发电机组才能并网发电。
(5) 孤网运行时系统稳定性差, 需随时注意断路器跳闸导致垮网风险。
3 孤网运行的技术措施
(1) 制定拉闸限电序位表。拉闸限电序位表是有序拉闸限电、减少外界干扰的重要依据。拉闸限电序位表应由政府职能部门审核、签字, 地调备份。拉限顺序可按如下考虑:①事故频发线路;②工业、商业用电;③居民用电;④公共事业单位;⑤高危用户在有足够保安用电情况下。
(2) 合理限电。电网正常运行期间, 做好负荷统计及预测工作, 尤其必须掌握用电高峰时段和负荷量。孤网运行期间, 加强与气象等政府部门沟通, 在用电高峰时段来临前, 预判网内有功负荷缺额, 并依据拉闸限电序位表进行拉限负荷, 做到供需平衡。
(3) 孤网运行期间事故处理原则。孤网运行期间, 如电网运行设备发生异常停运或跳闸, 未查明事故原因前, 不得试送、强送;查明原因, 隔离故障后, 根据线路所带负荷性质, 决定是否送出, 何时送出, 以及采取何种方式送出。
(4) 合理保留备用容量。孤网运行期间, 至少保留10%—20%的机组旋转备用容量, 负荷高峰期间适当减少备用。保留机组应为运行工况较好, 能实现调频调压功能的机组。
(5) 孤网运行电压管理。孤网运行期间, 普遍存在电压较低问题, 可以通过机组调节无功出力进行电压调整。装有无功补偿装置的, 可以投入无功补偿装置, 如无无功补偿装置, 可以适当在正常电压偏差±10%范围内运行, 以保证多数居民用电。
(6) 优化机组跳闸参数设置。在孤网运行期间, 可要求水电站适当放宽机组跳闸参数, 防止水电机组因不能躲过短时冲击负荷解列而垮网。同时, 要求水电站加强河道清理工作, 减少堵塞造成的机组停运。
(7) 暂停电网其他无关操作。孤网运行期间, 原则上不进行拉闸限电外的其他操作, 以降低负荷突然变化带来的垮网风险。
(8) 各地方电网孤网运行时, 由于各区域电网无电, 并网前发电机电压应尽可能降低到30%以下, 然后非同期并入空网, 再逐渐升压, 此过程发电机进相运行, 随着系统负荷逐渐增加, 才会正常运行。另外, 孤网中有一台发电机应无差调节转速以保证系统频率, 相当于频率的二次调节, 一般建议第一台并网机组采用无差调节。
4 孤网运行的管理措施
(1) 编制孤网运行预案。分析电网孤网运行的实际情况, 建立孤网资料台账, 包括网内设备工况、容量、负荷性质、高峰低谷负荷大小等, 并针对孤网运行可能发生的电网异常及经常垮网区域进行重点分析。
(2) 加强人员培训。由地调组织各水电站运行人员培训, 经考试合格后持证上岗。加强各供电公司运行人员的孤网运行经验交流, 使各级专业技术人员做到反应快速、联系顺畅、操作规范。
(3) 建立厂网业务联系机制。强化调度员与调度对象之间的联系, 网内发电厂站必须保持通信畅通, 便于调度人员及时掌握其实时运行情况, 为保障电网运行稳定和事故应急处理提供有利条件。
(4) 加强网内大宗用户管理。为保证孤网运行期间用户有序用电, 要求高耗能用户在用电负荷有较大变化前及时主动与当值调度联系, 并服从调度指令。
(5) 负荷特性分析。分析网内用户负荷特性对电网运行的影响, 掌握全网日用电高峰负荷时段分布特性, 特别是高耗能用户需安排避峰运行, 并制定各类预案。
(6) 加装同期装置。对各县并网线路断路器加装同期并网装置, 减少孤网运行网络与主网并网的操作步骤和操作时间及大面积停电。
孤网运行策略 篇5
随着交流同步电网联网规模的不断增大,人为或自然灾害的发生,可能使局部电网与主网分裂而形成孤网,对孤网进行暂态和稳态分析[1,2,3,4,5,6],并制定相应的应对策略具有重要的现实意义。
甘南电网由合作区域网和洛大区域网构成,处于甘肃主网的最南端,其网内有大量的小水电,正常运行方式下,通过330 kV枢纽变电站与甘肃主网有功率交换。由于枢纽变电站位于高海拔区域,雷击或电气故障,使甘南电网成为孤网的情形时有发生。应甘肃省电力公司要求,对甘南孤网运行进行分析及控制措施制定。
针对甘南孤网形成后内部小水电机组出力与孤网负荷需求功率的严重不平衡,将使孤网失去暂态稳定性,因此需要对甘南孤网进行切机或切负荷操作。在对甘南孤网进行切机操作时,因甘南电网内部水电厂均为径流式水电厂,主要考虑切除距离负荷中心较远和向甘肃主网送电的水电厂;在对甘南孤网进行切负荷操作时,由于甘南是少数民族聚集的敏感地区,切负荷时主要考虑切除不影响人民日常生活的负荷,保证重要负荷用电。
1 甘南孤网暂态稳定性计算分析及控制方案
1.1 正常运行方式分析
甘南电网由合作区域网和洛大区域网组成,分析孤网的运行条件是多雨季节的夏大方式。
合作区域网内有水电厂20座,负荷母线25条,变压器83台。洛大区域网内有水电厂20座,负荷母线13条,变压器49台。
夏大方式下,合作区域网内水电机组总有功出力228.9 MW,无功出力36.57 Mvar,除供给网内70.342 3 MW负荷外,通过多合330 kV变电站向甘肃主网送出有功134.74 MW,无功8.03 Mvar。
夏大方式下,洛大区域网内水电机组总有功出力368 MW,无功出力19.11 Mvar,除供给网内18.48MW的负荷外,通过洛大330 kV变电站向甘肃主网送出有功330.3 MW,同时由于洛大330 kV母线上挂有电抗器,使甘肃主网向洛大区域网送入无功功率124.1 Mvar。
1.2 合作孤网的暂态稳定性分析及控制措施
从合作区域网和洛大区域网正常运行方式分析,在夏大方式下,通过多合330 kV变电站和洛大330 kV变电站与主网之间都有功率交换。当多合变电站因雷击导致三相断线,使合作区域网与甘肃主网断开连接,相当于合作区域网突然失去134.74 MW的负荷,经仿真计算,摇摆功角幅度最大的2台机组是鹿儿台机组和晓河机组,由这2台机组之间的功角摇摆曲线看出,在多合变电站发生三相断线故障时,合作孤网将失去暂态稳定性。
合作区域网在夏大正常方式下,由于外送有功功率134.74 MW,显然形成孤网后需要切除合作孤网内的部分机组,以保持孤网的功率平衡,经多种切机方案仿真计算与比较,确定夏大方式下既能保持孤网的暂态稳定性,又使切机容量最小,同时又能保证系统电压质量的切机方案如表1所示。
在以上切机方案下,合作孤网部分水电机组在夏大方式下总有功出力为72.35 MW,系统有功负荷为70.3423 MW。经过暂态稳定计算,孤网内最大2台机组之间的功角摇摆曲线是鹿儿台机组和甫黄机组,这2台机组之间的相对功角摇摆曲线如图1所示。
由图可知,未切除发电机时功角持续增大,当0.5 s按上述方案切除部分发电机后,功角波动减小,最终发电机功角稳定在-12°左右,显然在该切机方案下合作孤网可以保持暂态稳定;
在该切机方案下,合作孤网系统最大电压变化为贡坝电站母线,系统变化最大电压标幺值在(0.98～1.01)之间波动。切机后,贡坝电站母线电压最终稳定在1.004左右,其他母线电压变化相对更小。因此在该切机方案下,夏大方式的合作孤网内各母线电压满足安全导则要求。
1.3 洛大孤网的暂态稳定性分析及控制措施
夏大运行方式下,当洛大变电站因发生雷击,使洛大区域网与甘肃主网断开后,相当于洛大区域网突然失去330.3 MW的负荷,经仿真计算,摇摆功角幅度最大的两台机组是腊子二级和石门坪,由这2台机组之间的功角摇摆曲线可见洛大孤网是暂态不稳定的。
洛大区域网在夏大正常方式下,由于外送有功功率330.3 MW,显然形成孤网后需要切除洛大孤网内的部分机组,以保持孤网的功率平衡,使孤网能保持暂态稳定。经多种切机方案仿真计算与比较,确定夏大方式下既能保持孤网的暂态稳定性,又使切机容量最小,同时又能保证系统电压质量的切机方案如表2所示。
在该切机方案下,洛大孤网部分水电机组在夏大方式下总有功出力为20 MW,系统有功负荷为18.48 MW。经过暂态稳定计算,孤网内最大两台机组之间的功角摇摆曲线是尼什峡机组和石门坪机组,其曲线如图2所示。
由图可知,当0.6 s按上述方案切除部分发电机后,尼什峡与石门坪机组之间发电机功角波动逐渐减小,并最终稳定在3.2°左右,显然这种切机方案下洛大孤网可保持暂态稳定。
在该切机方案下,洛大孤网系统最大电压变化为迭部县城母线电压,当0.6 s按上述方案切机后,迭部县城母线电压标幺值最终稳定在0.988左右,其他母线电压变化相对更小。因此在该切机方案下,夏大方式的洛大孤网母线电压均满足安全导则要求。
2 甘南孤网的稳态分析及控制措施
甘南孤网在上述切机方案并达到暂态稳定后,形成新的运行方式。需要对新的运行方式进行潮流分析和部分线路的N-1静态安全分析,对电压越限和支路功率过载情况进行分析,并制定相应的控制措施。
2.1 合作孤网的静态安全分析及控制方案
在表1所示切机方案下,合作孤网形成新的夏大运行方式,通过潮流计算:临潭变母线、卓尼变母线、桑科母线、甘加母线和洮北母线电压越上限,需要进一步进行潮流调节。经仿真计算,对合作孤网夏大运行方式,做以下调整:1)合作110/35 kV变电站中,高压侧由第9档调至第13档运行;2)新城110/35 kV变电站中,高压侧由第9档调至第13档运行;
调整后负荷母线电压均合格。同时各支路功率分布均在安全范围内(110 kV线路的热稳定极限最低是150 A,35 kV线路的热稳定极限最低是75 A)。
2.2 洛大孤网的稳态分析及控制方案
在表2所示切机方案下,洛大孤网形成新的夏大运行方式,经潮流计算:新大川母线、石门坪母线、池干变母线电压越上限,迭部县城变母线电压越下限,需要进一步进行静态潮流的调节。经仿真计算,对洛大孤网夏大运行方式,做以下调整:
(1)迭部110/35 kV变电站的可带载调压变压器的高压侧由第9档调至第7档运行。
(2)舟曲110/35 kV变电站的可带载调压变压器的高压侧由第9档调至第12档运行。
调整后负荷母线电压均合格。同时,各支路功率分布均在安全范围内。
2.3 甘南孤网的N-1静态安全分析
为保证甘南孤网能够安全可靠运行,防止某些线路开断后出现过负荷或母线电压不合格,需对新的运行方式进行关键线路的N-1静态安全校验。由于洛大孤网在新的运行方式下,孤网内110 kV线路上没有功率流动,进而只对合作孤网关键线路进行N-1静态安全校验。
合作孤网在可保持暂态稳定和潮流合理的新的夏大运行方式,对多合—合作双回110 kV线路和多合-扎古录变双回110 kV线路断开1条后进行N-1静态安全校验。
(1)当断开多合—合作双回110 kV线路时,临潭变母线、洮北变母线、甘加变母线和桑科母线电压越上限,按以下方案进行调节时,各负荷母线电压都在合格范围内:1)中心110/35 kV变电站的可带载调压变压器的高压侧由第9档调至第13档运行;2)合作110/35 kV变电站的可带载调压变压器的高压侧由第9档调至第10档运行;3)夏河110/35 kV变电站的可带载调压变压器的高压侧由第9档调至第10档运行。
(2)当断开多合—扎古录变双回110 kV线路一回时,临潭变母线、甘加变母线和桑科母线电压越上限,通过再次对可带载调压变压器分接头进行调节,以使负荷母线电压均合格。调节方案为:1)中心110/35 kV变电站的可带载调压变压器的高压侧由第9档调至第13档运行;2)合作110/35 kV变电站的可带载调压变压器的高压侧由第9档调至第10档运行。
3 结论
(1)洛大区域网在夏大方式下,由于丰水季节,水电机组出力通过洛大330 kV枢纽变电站向甘肃主网送电。形成孤网后,孤网内的机组出力大于负荷需求,以致系统失去暂态稳定性。需按表1切除部分机组,同时为保证母线电压质量和满足N-1静态安全,需调整部分变压器分接头。
(2)合作区域网在夏大方式下,由于丰水季节,水电机组出力通过多合330 kV枢纽变电站向甘肃主网送电。形成孤网后,孤网内的机组出力将大于负荷需求,以致系统失去暂态稳定性。需按表2切除部分机组,同时为保证母线电压质量和满足N-1静态安全,需调整部分变压器分接头。
摘要：甘南电网位于甘肃主网南端,其电网内部有大量的水电厂,正常方式下,通过330 kV枢纽变电站与主网之间有大量功率交换。当处于高海拔地区的枢纽变电站遭受雷击或其他故障情况下,枢纽变电站开关跳闸将使甘南电网形成合作和洛大孤网。针对甘南孤网进行了丰水季节的夏大方式的暂态稳定分析,进而针对暂态不稳定的情况,制定了合理的切机、切负荷控制方案。在孤网可保持暂态稳定运行情况下进一步对甘南孤网进行了静态安全分析,针对不满足电压质量或支路功率过载情况,制定了相应的控制方案。最后形成具有暂态稳定,且满足静态安全的孤网运行方式。
关键词：孤网,暂态稳定,静态安全
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孤网频率稳定与控制策略研究 篇6
近年来,随着我国经济的迅猛发展,互联电网送电规模增大,电网建设步伐加快,各子系统之间的相互联系越来越强[1]。然而局部电网故障、自然灾害或人为操作失误等偶然事故导致电网联络线解列成孤网运行,电网频率产生大幅度波动。如果控制策略不当,将引发系统频率的不稳定,严重时甚至发生频率崩溃,导致区域网络发生大面积停电事故[2,3,4]。我国电网安稳系统主要是以电网功角稳定和电压稳定为目标进行控制的,并未充分考虑事故状态下孤立电网的异常动态频率行为。当大电网解列成孤网时,原以保护电器设备为主的保护方式和以直接控制发电机功率的控制方式已不再适合孤网运行,需要切换为发电机组同步运行和系统中能量平衡的速度控制方式[5]。孤网运行特点与大型互联电网有较大不同,而且孤网自身的复杂性,孤岛下的频率控制技术问题远大于经验丰富的大型互联电网[6]。因此,如何改进和完善孤网频率控制手段以适应现代电网的发展是一个值得深究的重要课题。
本文根据影响频率稳定的因素,首先分析了孤网运行频率动态特性,分别对水轮机、汽轮机、锅炉的控制方式做了相应的论述,总结了孤网一次调频、OPC、高频切机、低频减载、二次调频方案在国内外的研究现状以及在系统解列或孤立运行时存在的问题与不足,并在此基础上对该领域今后的研究方向作了展望。
1 孤网频率特性
电力系统频率波动的直接原因是发电机输入功率和输出功率之间的不平衡。为了研究系统频率变化的规律,需要研究同步发电机的运动规律。其转子运动方程为
式中:MT为输入机械转矩;Me为输出电磁转矩(即负荷);J为发电机的转动惯量;为发电机的角加速度。
由于功率和转矩之间存在转换关系,式(1)经规格化处理和拉氏变化后,可得传递函数为
式中:PT为原动机功率;Pe为发电机的电磁功率;HS为发电机的惯性常数。
由此可知,当原动机功率和发电机电磁功率之间产生不平衡时,必然引起发电机转速的变化,亦即引起系统频率的变化。原动机功率PT主要取决于本台发电机的原动机和调速器的特性,而发电机电磁功率Pe的变化不仅与本台发电机的电磁特性有关,更取决于电力系统的负荷特性以及其他发电机的运行工况,是引起电力系统频率波动的主要原因。
孤网运行时,发电机组较少,且有些小机组在大电网运行时不参与频率的调节,充当一个恒功率电源,即使参与一次调频,其调节幅度也有限。当形成孤网时,由于孤网内通常存在不平衡功率,机组旋转储能和锅炉蓄热储能都比较少,孤网自平衡能力差,负荷的扰动对孤网的影响较大,频率会发生变化,有时会导致发电机组保护动作而使系统崩溃。孤网运行最主要的特点,就是由大电网运行时的负荷控制转变为孤网运行时的频率控制,这就要求发电机组调速系统具有快速、充足的调节能力,以保证在负荷不断变化的情况下,机组出力能够自动跟随负荷的变化,保持电网频率的稳定[7,8,9,10]。
孤网运行可分为两个阶段:第一个阶段是形成孤网运行初期,孤网内功率往往不平衡,要求孤网内每台机组都具备调节功能,根据频率或者机组转速等参数的变化及时进行调节。第二个阶段是孤网运行已经平稳,此时应根据孤网内机组的特性,结合调度措施对相应的自动装置进行合理的设置,保证孤网稳定运行。
2 水轮机控制
水轮机调速器最基本的转速负荷控制功能是反馈转速误差信号来改变导叶开度,控制水量的变化从而实现有功调节,其响应特性主要取决于水轮机的响应特性。为了保证多台机组稳定地并联运行,调速器应具有下降特性,从而保证各发电机之间合理地分担负荷。在系统解列或孤立运行方式下,速度控制应具有良好的稳定性,这一要求与正常同步运行条件下需要快速带负荷和卸负荷的调速器整定值矛盾。为了快速改变负荷,要求有较快的调速器响应速度。但是造成快速响应的调速器整定值,在电网解列时会造成频率不稳定。文献[11-12]给出了选择调速器整定值的一般指导原则。针对水轮机常规PID调速器不能根据系统的动态过程自动调整控制参数的缺点,文献[13]提出一种新的现代智能控制技术,运行中根据工况自适应改变水轮机PID调节参数。经过仿真表明,该控制方法具有良好的静态和动态性能,并具有很强的鲁棒性。
孤网运行时,暂降率RT和复位时间TR参数可优化为[14]
式中:TW为水起动时间;TR为复位时间;RT为暂降率;TM为性时间常数。
此外,伺服器增益KS应尽实际可能地高。当机组满载运行和供给一个孤立负荷时,此整定保证了电网良好的稳定性能。
3 汽轮机控制
汽轮机调速系统有三个基本功能:正常速度/负荷控制、过速控制和过速跳闸。在汽轮机中,速度控制功能通过控制CV来达到的,它使调速器有4%~5%的速度下降率;负荷控制功能是通过调节速度/负荷参考点来实现。过速控制包括CV和IV的快速控制,是为了防止甩去部分或全部负荷时引起过速跳闸,使汽轮机容易回到重新带负荷的稳态情况。过速跳闸整定在额定转速的110%~115%;过速控制则限制在过速跳闸水平下的0.5%~1%。过速跳闸是后备保护,以防止正常和过速控制失败导致转速飞升。过速跳闸除了快关主截止阀和再热截止阀,还将锅炉解列[15,16]。在孤网运行时,需根据频率动态响应选择相应的控制措施,并根据实际情况对调速器参数进行优化,确保电力系统频率稳定。
3.1 一次调频措施
孤网运行初期,需要及时退出功率控制,转为投入DEH的一次调频功能。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。由于孤网的容量较小,且汽轮机旋转储能和锅炉所具备的蓄热储能均较小,则要求孤网运行时机组的调速系统具有更大的调节幅度,更高的灵敏度,更小的迟缓率和更快的动态的响应特性[17,18]。
一次调频是孤网运行机组面临的主要问题。一次调频是有差调节,为了使孤网频率维持在额定频率附近,需要通过操作调速系统的给定机构增加机组出力来完成。文献[19]通过对贵阳南部电网“7.7”事故仿真得出大部分机组一次调频速率受限是孤网高频的主要原因,提出重新整定一次调频设定值的措施。文献[20]通过对湖南铜仁地区故障分析,指出一次调频调节幅度过小和调节频率限制也是导致频率波动的原因。提出一次调频自动转换为全程调节,缩小一次调频死区,增大一次调频上下限值的建议。并证明了这种配置的有效性。文献[21]建议在孤网形成初期取消一次调频死区,可以提高一次调频灵敏度;频率稳定后可以根据机组运行稳定状况进一步将调频死区进行调整。有些研究建议直接取消一次调频向下调节限幅,但一次调频大幅减载可能导致锅炉燃烧不稳,或会导致锅炉汽压升高太快,从而引起跳机。多台机组的一次调频限幅全部打开后,是否会导致相互功率扰动或部分工况下出现反调现象,有待进一步研究。
3.2 超速保护控制
数字电液控制(Digital Electric Hydraulic,DEH)具有电超速保护控制系统(Overspeed Protection Controller,OPC)。当OPC转速达到额定转速的103%时,快速关闭所有调节汽门;当OPC转速恢复至额定转速时,重新开启调节汽门,尽量使汽轮机转速维持在额定转速附近较小范围内[22]。
尽管OPC对抑制汽轮机超速起到了预防作用,但是其控制特性,不能适应电网不同故障形态对机组的影响[23]。孤网运行时,过剩功率过大和一次调频速率受限都可能引起机组转速过快,触发OPC动作。OPC动作可以迅速减少机组出力,有利于抑制频率飞升。然而,OPC又是一个干扰源,振荡过于频繁,将会进一步恶化频率稳定[24]。如何防止OPC频繁动作是一个是值得研究的重要课题。文献[25]针对孤网运行时,为防止甩负荷汽轮机转速极易达到OPC动作值而致机组甩负荷停运,采取了取消机组并网后OPC动作措施;文献[26]针对云南电网火电机组频率异常情况下的运行要求,制定了第3级控制措施,即机网协调配合(并网闭锁OPC,机组解列后开放OPC)功能;文献[27]通过提高OPC的动作条件,取消发电机主油开关跳相与OPC103%的保护条件,保证机组带孤网运行的稳定性,同时确保了机组电超速保护能够正确动作。当多台机组OPC同时动作时,更加剧了系统振荡而导致失稳,文献[28]从保证汽轮机设备安全和电力系统稳定运行的角度,提出了OPC错开定值的调整建议。然而,此措施延长了调节汽门关闭时间,引起主汽压力升高,严重时可能触发锅炉保护动作,导致发电机跳闸。考虑到OPC动作的延时点和退出点设置对OPC反复动作产生影响,文献[29]通过对OPC振荡机理的分析,得出系统振荡的根本原因是OPC的控制参数不合理与其他保护措施不协调,并修改了OPC的动作特性,得到动作时限及阀门开度的表达式。此OPC动作逻辑对贵州电网频率振荡起到良好效果,但对其鲁棒性需做进一步的研究。
3.3 高频切机与低频减载
高频切机的作用是为了防止汽轮机过度超速而损坏。它是防止汽轮机超速的第二道防线。当汽轮机转速超过额定转速110%时,会危急保安系统。将迅速关闭主汽门、高压调节汽门和中压调节汽门,切除汽轮机,防止引起重大事故。
针对贵州主网及其地区电网孤网运行可能出现的高频问题,文献[28]制定了三种协调控制措施,即在系统频率上升过程中发电机高频切机保护在汽轮机OPC动作之前切除1台或2台发电机使系统的频率不致上升过快、过高;重新设定高频切机保护的定值,增加OPC动作的时延;闭锁汽轮机103%超速保护功能,仅通过设置合理的连锁切机和高频切机保护保持电网的安全稳定。文献[30]分析了连锁切机与高频切机协调保护方案,指出首先采取连锁切机措施,快速切除机组,达到系统有功功率平衡;在连锁切机部分动作或全部拒动情况下,考虑由系统措施转化为发电机高频切机措施,经过一定延时切除发电机,最终到达有功功率平衡,系统频率恢复到可接受范围之内。切机应优先考虑切除水轮机,当水电机组容量不足时切除部分火电机组;还应选择距主节点电气距离较近的电厂以提高切机动作后频率响应的快速性。切机时保证不会过切导致地区电网低频减载动作切负荷[31]。
当电网旋转备用不足时,频率低到某一值时将导致低频保护继电器动作切除机组,使情况更严重。因此通常采用低频减负荷方案,将相连之负荷减至某一水平,以使现有发电量满足负荷需求。现在基本上都是采用分级减负荷方案[32]。单独依赖于频率下降的方案通常对于发电缺额达到25%以内是可以接受的。对于更大的发电出力缺额,应考虑频率下降和频率变化率的方案,它可增加防止负荷不必要的跳开的选择性[33]。简单的频率响应模型由于未考虑系统电压对频率过程的影响,导致在不少情况下无法适用,文献[34]针对孤立小受端系统,通过仿真表明在大有功缺额扰动下此类系统极易出现低电压问题,从而很大程度上影响了频率行为,并影响了低频减载装置的动作。通过比较不同的并联电容投切模式对频率过程的影响,提出了合理抑制电压升高基础上的更为合理的减载方案。文献[35]对某一系统形成孤网后的频率、电压动态和低频减载方案进行了时域仿真研究。文献[36]从实时控制及负荷控制对策表的角度验证了低频减载的快速性对故障后系统稳定的影响。由于大多数低频减载方法均存在计算复杂、响应周期过长、控制时效性无法保证的问题,文献[37]提出了在区域电网中合理选取可控负荷/机组节点,并在此节点对负荷进行分层控制,同时在大电网解列成孤网出现功率突变时采用紧急负荷控制手段对系统负荷及机组进行分层快速控制,防止电网连锁恶性事故的发生。文献[38]分析计及调速器的发电机经典模型,推导出频率差变化率与系统有功功率缺额之间的定量关系,设计了基于实时频率差变化率的切负荷自适应方案,并通过仿真验证了该方案的优越性。
3.4 二次调频措施
孤岛运行时,仅靠一次调频是无法维持频率稳定的,要达到频率的无差调节必须对频率进行二次调整。二次调频就是手动或自动地操作调频器使发电机组的频率特性平行地上下移动,使负荷变动引起的频率偏移保持在允许范围内,从而达到频率的无差调节。目前二次调频主要是AGC调节。电网AGC的控制目标是通过自动调节系统有功出力,把由负荷变化或机组出力波动而产生的区域控制偏差ACE(Area Control Error)限定在一定范围内[39]。文献[40]在研究汽轮机和孤网动态模型的基础上,在DEH控制系统中增加二次调频功能,采用一次调频和二次调频相结合的方式实现孤岛运行的控制。文献[41]指出南方电网特殊时段负荷异常变化及电网二次调频控制策略设置不合理是导致频率频繁波动的原因,提出有针对性设置二次调频控制参数、扩大二次调频死区等控制措施。文献[42]研究了调频死区的存在对二次调频回路中PI控制器的受控对象特性的影响,讨论了PI参数的变化对系统频率的影响。提出通过考虑死区的大小来设置二次调频控制器参数将会使电网频率稳定在更小的变化范围内,对孤网运行有一定的现实意义。
4 机炉协调控制
锅炉的响应相对较慢,但对故障30 s后系统功率的平衡具却有明显的调节作用。对锅炉动态过程作用很小的扰动,可以忽略对其动态过程的控制。而在孤岛运行下较为严重的扰动会引起一些变量相关的保护动作,这些缓慢的动态过程将对系统频率产生巨大影响[43]。文献[44]考虑锅炉动态特性对发电机组输出功率的影响,将模型中锅炉主蒸汽压力侧的影响等效为一阶惯性环节,应用调整后的模型进行仿真计算,并对模型参数进行优化,使仿真轨迹更接近实测轨迹。
为了实现电站远方负荷调度的要求,应将锅炉和汽轮发电机组看作是一个整体,作为协调控制系统的调节对象。在部分或全部甩负荷时,文献[45]验证了机炉协调控制将频率偏置信号直接送到燃烧控制系统中,可达到更好的效果。目前应用于实际工程的机组运行模式有:锅炉跟随、汽机跟随、机炉协调控制[46]。锅炉跟随为基础的协调控制中,从中调来的负荷的指令作用在汽轮机调节系统,改变功率定值,进而改变调门开度以改变负荷,然后由锅炉调压系统改变燃料量以维持能量平衡。汽机虽然能利用锅炉蓄能很快改变发电机负荷,但不能持久。由于调压系统响应慢,在达到最终稳态前,机前压力的动态偏差较大;汽机跟随为基础的协调控制中,汽机调门开度位置固定不变,从中调来的负荷的指令作用在锅炉调压系统上,改变机前压力设定值,通过调压系统改变燃料量以改变机前压力,汽机压力跟随机前压力变化而变化。由于调压系统响应较慢,汽机功率只能跟随其缓慢变化;机炉协调控制中,在炉跟机运行方式的基础上,采用前馈方式直接将能量需求信号作用于燃烧控制系统,提前改变燃料量。同时利用调门开度信号前馈和汽包压力变化率信号反馈修正能量需求平衡过程的动态偏差,使控制过程既能快速响应,又能尽量减小调压过程的动态偏差。不管是炉跟随还是机跟随控制方式,都是采取机炉分工、先后动作的配合方式,而对于变动负荷的机组负荷控制,必须遵循负荷协调控制原则的协调控制方式。文献[47]建立了机炉负荷协调控制系统的仿真模型,通过设计的投运调试步骤,运用参数轮换法与等分割法对反馈控制系统和前馈控制系统的参数进行整定,并进行仿真研究,取得了预期的效果。孤网运行时,保证发电单元自身安全和电网频率安全条件下,文献[48]基于发电单元(包含锅炉、汽轮机、发电机)完整模型,设计了具有增益调度特性的协调控制策略,能够根据运行工况的变化灵活使用发电单元自身储能,满足实际电力系统安全运行的需要,增强了电网频率的控制性能。
由于常规控制策略的实际应用效果并不理想,出现了一些新的控制理论应用于协调控制系统的研究。文献[49]基于T-S模糊模型的动态解耦设计了PID控制器,该控制器能够克服协调控制系统的非线性及耦合问题,并证明了其全局渐进稳定性,通过仿真验证了该控制方法的有效性。文献[50]通过遗传算法对经典受限控制器进行优化,并在变工况时能自动调整控制器参数,具有较好的适应能力。文献[51]提出了一种新型的模糊增益调度控制策略来控制多变量锅炉——汽轮机协调控制系统的非线性过程,基于模糊集合理论建立了机炉协调控制系统的非线性离散全局模糊模型,并设计了一种基于全局模糊型的新型扩展状态空间预测控制器,能方便地处理控制作用的受限优化问题,同时其卓越的滚动优化能力又确保了机炉协调系统在全工况范围内的最优控制品质,经过仿真表明,所提出的全局非线性预测控制器在控制作用幅值、速率均受限的情况下仍具有满意的全工况负荷跟踪能力。
目前,这些新的控制理论在CCS中的应用基本上都停留在仿真研究阶段,在实际中的应用还有待进一步研究。
5 结论
本文分析了孤网运行时电力系统频率特性,指出国内外电网解列孤网运行时发电机机组动态特性、控制策略及研究现状。然而,孤网运行方式与大型互联电网有很大不同,而且孤网有自身复杂性,所以孤网频率控制有一定的难度,导致孤岛下的频率控制技术还存在许多问题。目前国内外对系统解列或孤立运行时的频率稳定研究较少,尤其是各控制方式之间的协调。随着对孤网频率稳定的进一步研究,相信这些问题会得到更好的解决。
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