发电单元（精选4篇）
发电单元 篇1
0 引言
建设“资源节约型、环境友好型”[1]社会的总体战略,迫切要求对现行发电调度方式进行改革。为此,国务院颁布了《节能发电调度办法(试行)》[2],要求降低能源消耗,减少污染物排放。
目前,作为电能计划重要组成部分的月度电能计划,传统方法基本上采取平均分配发电量及利用小时数的模式[3,4],相对简单和粗略,与节能减排发电调度不相适应。因此,应合理改进发电调度模式,积极促进节能、环保、经济调度的实施[5]。
根据《节能发电调度办法(试行)》规定:“同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序,节能优先;能耗水平相同时,按照污染物排放水平由低到高排序”。根据此办法,省级电网的主要机组发电序位大致为:(I)风电单元;(II)水电单元;(III)按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组;(IV)非供热火电机组。
结合我国目前许多省份的实际电源结构分布情况,对月度电能计划制定问题,可依据上述发电序位,首先将第(I)、(II)、(III)类发电单元列入组合方案,而第(IV)类非供热火力发电单元具体组合方案则需要结合机组能耗和污染物排放水平以及该类单元计划电能总空间等信息确定。由此可见,第(IV)类非供热火电机组实际上充当了边际类机组集合的角色,它们成为制定月度电能计划的主要对象[6,7,8,9]。其中,文献[7-9]的三种方法能够适应不同应用侧重的需求:综合耗量优化法[7]可考虑月度电量波动特性及其对综合耗量非线性的影响;综合成本加权法[8]可在负荷率偏差调整约束范围内、根据多指标综合加权的结果对相关发电单元/机组的月度电能交易计划进行适当调整;负荷率偏差法[9]可在负荷率偏差调整约束范围内、根据多指标综合排序结果对部分发电单元/机组的月度电能交易计划进行适当调整。文献[7-9]的方法是介于传统方法与节能调度方法之间的一种折中和过渡,凡是未关停的直调机组均能获得相当比重的电能计划指标,其执行节能减排调度的力度不够彻底,有待改进。
基于上述分析,本文研究了节能发电调度模式下如何模拟制定非供热火力发电单元月度电能计划的方法,在综合考虑煤耗和污染物排放水平的条件下,给出了非供热火电单元月度电能计划组合方案和具体形成月度电能计划的计算方法,并将该方法计算结果与传统方法计算结果进行了对比分析,以侧重考察对系统相关因素的影响。
1 非供热火电单元组合方案与月度电能总空间分解方法
1.1 有关电能空间之间的相互关系
设非供热火电单元集合待制定计划月份的发电口径电能总空间为W,它需要依据机组能耗和污染物排放水平等信息,分解到各个非供热火电单元。其中,哪些非供热火力发电单元参与W的分解决定了最终的组合与计划方案。组合方案与计划值可以在一个过程中同时完成。
设可能参与W分解的非供热火力发电单元总数为N,第i单元最终分解的电能子空间为Wi,它们满足如式(1)关系:
对Wi等于0的单元,表示其未能进入月度电能计划组合方案。
当求得Wi后,随后的工作就是将其分解到计划月份的某一天中。设分解到第d天(设计划月份共有D天)的电能值为,则其满足关系:
式(3)表示所有非供热火电单元某日的电能分解值之和应等于该日的此类发电单元集合的总发电空间W(d),它由该日的负荷系数乘以W得到。
上面阐述了非供热火电单元集合发电口径月度电能总空间、各单元电能子空间及其每日的分解值之间的关系。接下来重点分析如何进行分解以及如何确定组合方案的问题。
1.2 组合方案与月度电能总空间的分解
将月度电能总空间W分解到各单元的具体步骤如下:
a)非供热火电单元能耗与排放指标的分档与单元组合优先级的确定
设第i个单元单位电能煤耗平均水平为αi1,g/k Wh,单位电能污染物排放综合治理成本为αi2,元/k Wh,单位电能上网电价为Pri,元/kWh。
依据《节能发电调度办法(试行)》:“同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序,节能优先;能耗水平相同时,按照污染物排放水平由低到高排序”。对月度电能计划,可以参照上述精神执行。
对所有非供热火电单元,依据αi1的最大和最小值,进行单位电能煤耗平均水平分档处理;类似地,依据αi2的最大和最小值,进行单位电能污染物排放综合治理成本分档处理。具体分档数量如下:
式中:α1step为单位电能煤耗平均水平分档间距,g/k Wh;α2step为单位电能污染物排放综合治理成本分档间距,元/k Wh;α1max、α1min分别为单位电能煤耗平均水平的最大和最小值,g/k Wh;α2max、α2min分别为单位电能污染物排放综合治理成本的最大和最小值,元/k Wh。
由式(4)和式(5)可知,当
时(k1=1~Mα1),该单元单位电能煤耗平均水平被归到第k1档;当
时(k2=1~Mαα),该单元单位电能污染物排放综合治理成本被归到第k2档。
于是,非供热火电单元被组合的优先级次序按如下方式确定:
按照单位电能煤耗平均水平档次数值由小到大排序,小者优先;单位电能煤耗平均水平档次相同时,按照单位电能污染物排放综合治理成本档次数值由小到大排序,也是小者优先。于是N个非供热火电单元就被赋予了不同的组合优先等级,记为Kpri∈[1,N]。
b)组合优先级高的单元(Kpri数值低者)的月度电能子空间的确定
设优先级处于第1~Kpr的单元已经正式进入组合方案,且其月度电能子空间也已经求得,接下来就要决定优先级等于Kpr+1的单元是否进入组合方案?如果正式进入组合方案,其月度电能子空间又应该是多少?
设优先级等于Kpr+1的单元原先的单元序号为i,则其是否被组合以及月度电能子空间结果由下述关系确定:
其中,
式中:ΔW为优先级处于第1~Kpr单元承担电能计划后剩余的发电空间,万k Wh;Ci为第i个非供热火电单元装机容量,万kW;为第i个非供热火电单元计划月份第d天的检修容量,万kW;为第i个非供热火电单元计划月份第d天检修容量对应的检修小时数,h;ρi为第i个非供热火电单元相对于额定容量的负载率。
可以通过整定不同的ρi,对节能减排发电调度的力度进行动态调整。在过渡期,为防止高性能机组占有了过多的电能计划空间、导致给其他相对低性能机组所剩余的电能计划空间较小的问题,可以根据具体情况将ρi整定得略低些;经过一段时间后,ρi可以随着节能减排发电调度力度的不断提高而逐步增加,例如600 MW大机组的ρi最终可以提高到0.9或0.95左右,以便充分发挥高性能大机组的节能减排优势。
至此,就求得了依照《节能发电调度办法(试行)》而获得的各非供热火电单元月度电能子空间(等于0值为没能进入组合方案)。因此,上述过程同时完成了组合方案和月度电能子空间形成两件事情。
2 非供热火电单元月度电能计划编制方法
在第1节求得各单元月度电能子空间Wi后,接下来就要具体计算计划月份各单元的月度电能计划值。
设最终纳入月度电能计划组合方案的非供热火力发电单元集合为Ω,它包含的单元数≤N。
各单元月度电能计划值的计算过程如下:
首先根据各单元某日实际可用满容量发电量占Ω集合中总的可用满容量发电量的比重折算出第i个单元第d天的计划初值:
该式结果满足第d天Ω集合中所有单元计划值之和等于W(d)约束。
然后利用上述结果及Wi约束再按如下方式修正计划值:
只要各单元满足Wi约束,Ω集合自然就满足W约束。
由于由式(12)计算的结果,可能又不满足W(d)约束,故需要再次修正:
因此,利用式(12)和式(13)交替迭代若干次,就可以得到同时满足W(d)和W约束的解。
需注意,在上述交替迭代求解过程中,还需满足最大可发电量约束,即其值必须满足如式(14)关系:
至此,就求得了Ω集合中所有单元计划月份的具体计划值(分解到所在月份的每一天)。
3 算例
3.1 计算条件
设某系统内参与月度电能计划制定的直调非供热火力发电机组及其基础数据列于表1,其中,最后一列为由1.2节方法形成的机组组合优先等级(由于实际系统中暂缺乏具体排放数据,故表1优先等级主要依据能耗指标形成,当能耗指标相同时,具有脱硫装置的机组优先等级靠前);非供热火电机组集合某计划月份(以4月为例)的电能总空间为362 629万k Wh。4月份的负荷系数如表2所列。在计算过程中取发电企业平均购煤价格为480元/t,电网公司平均购电价格为0.60元/k Wh,另外,考虑到厂用、旋转备用率等因素,在计划模拟计算过程中,式(10)中的ρi取0.88。
3.2 发电计划及对电网相关因素的影响
为对照,表3给出了4月份按照节能发电调度模式和传统方式(有效单位容量等利用小时数)所获得的电能计划值。限于篇幅,表3只列出了各单元月度电能子空间计算结果。
由表3可见,对节能发电调度模式,部分性能低劣的机组,无法进入月度电能计划组合方案,处于无计划电能可分的境地。
与表3结果对应的电网公司购电成本、发电机组煤耗列于表4。
由表4可知:
(1)对传统方式,电网公司从非供热火电单元购电的总费用为127 265.51万元,而对节能发电调度模式,电网公司购电总费用增加到127 880.01万元,增量为614.5万元,增加率为0.4%。
(2)对传统方式,非供热火电单元的总煤耗为121.33万t,而对节能发电调度模式,煤耗降到119.17万t,降低量为2.16万t,降低率为1.7%。
(3)若以电网发电用煤平均价格480元/t估算,因节约2.16万t煤而折合节约的购煤成本为1 036.8万元。
(4)因节约2.16万t煤而减排的CO2量为:2.16万t×2 620 kg/t=0.565 92亿kg。若按火力发电厂CO2治理成本0.03元/kg(较低碳税率)估算,则可节约CO2治理成本169.776万元。随着碳税率的逐步上调,如增加到0.3元/kg比较正常的价位,则可节约CO2治理成本1 697.76万元。
此处只分析了在CO2减排方面的效益,如果再包括硫化物、氮化物、灰渣、废水等排放治理成本的节约效应,则效益会更加显著。
(5)由上述结果可得,节能发电调度模式相对于传统方式,正效益之和=燃煤成本节约量+CO2治理成本节约量(暂不计其他污染物治理成本节约效益)=1 036.8+1 697.76=2 734.56万元。该值减去电网公司购电成本上升量614.5万元,可得全系统(包括发电企业、电网企业、环境与社会)的净效益=2 734.56-614.5=2 120.06万元。可观的净效益为今后从市场机制角度设计能够使有关各方共赢的节能发电调度利益分配机制奠定了经济基础。
4 结论
本文方法基于节能发电调度序位表和组合方案,除考虑机组装机、检修、负荷系数等基本信息外,还侧重计及了火电机组的能耗、排放指标信息,有效地在月度电能计划制定过程中贯彻了节能发电调度精神。
计算结果说明,节能减排发电调度,在取得明显的节能减排效果的同时,电网公司的购电成本可能会随之上升。但全系统净效益可观的事实也为今后从市场机制角度设计能够使有关各方共赢的节能发电调度利益分配机制奠定了经济基础。
摘要：编制月度电能计划的传统方法主要基于平均分配发电量及利用小时数的方式,相对简单和粗略,与新形势下实施节能减排发电调度不相适应。提出了一种节能发电调度模式下制定火力发电单元月度电能计划的方法。该方法在给出节能发电调度序位表和组合优先级方案的同时,即可直接获得发电单元月度电能子空间。计划制定过程除考虑机组装机容量、检修、负荷系数等基本信息外,还侧重计及了火电机组的能耗、排放指标信息。算例表明,由新方法制定的月度电能计划,具有节约燃煤、减少污染物和CO2排放的效益,但也可能会引起电网公司购电成本的上升。
关键词：电力网络,火力发电单元,节能,减排,月度电能计划,发电调度模式
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发电单元 篇2
随着不可再生能源减少,太阳能以永不枯竭、无污染、不受地域限制等优点开始由补充能源向替代能源过渡,并已从中小功率独立发电系统向并网发电系统方向过渡[1]。《国家能源发展规划》规定:大规模的太阳能光伏电站作为2010～2020年重点发展的领域之一[2]。本电站建成投运后,可与地方已建电站联网运行,有效缓解地方电网的供需矛盾,优化系统电源结构,减轻环保压力,促进地区经济可持续发展。
1 工程概述
光伏电站总装机容量峰值为30 MW,采用多边形布置,南北长约800 m,东西宽约1 100 m,总占地面积约70万m2,土地性质为国有未利用荒山。周边有国道高速公路为邻,交通方便。
1.1 电气一次设计
电站共30个峰值为1 MW光伏发电单元,每个发电单元采用1台1 000 kV·A,10 kV箱式升压变电站的方式,5台10 kV箱式变电站在高压侧并联为1个联合箱式变单元;6个箱式变联合单元分别接入10 kV母线侧,汇流为1回10 kV出线,再经过35 kV主变升压后以1回35 kV出线接入周边电网。
1.2 电气二次设计
电站按无人值班的原则进行设计,采用以计算机监控系统为基础的监控方式。在办公楼设中控室,通过后台机实现对电池阵列、并网系统及电力系统的集中监控和管理。电站设置工业电视系统作为视频监视手段,与计算机监控系统共同完成对电站的监控。
2 发电单元设计
2.1 太阳能光伏发电系统的构成
峰值为30 MW并网光伏电站属于集中式大型工程,主要由太阳能电池阵列、逆变器及升压系统三大部分组成,其中太阳能电池阵列及逆变器组合为发电单元部分。图1为光伏并网发电系统设计框图。
太阳能通过光伏阵列转换成直流电,为了其始终运行于最大功率点,在直流侧采用最大功率点跟踪(MPPT)算法。通过脉冲宽度调制(PWM)技术控制三相逆变器转换成高频的三相斩波电压,利用LCL滤波器滤波,经升压后直接接入公共电网。
2.2 太阳能电池阵列的系统构成及组件选择
光伏电站中峰值为1 MW电池方阵采用固定倾角运行方式,包括太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备及升压设备等,由214路太阳能电池组串单元并联而成,每个组串单元又由21个多晶硅太阳能电池组件串联而成。多晶硅电池组件的功率规格较多,从峰值为5 W到300 W国内均有生产,且产品应用也较为广泛。由于工程设计装机容量峰值为30 MW,组件用量大,占地面积广,安装量大,所以优先选用单位面积功率大的电池组件,以减少占地面积,降低组件安装量。
经分析比较,选择YL230P-29b型峰值为230 W多晶硅电池组件。详细参数为:标准测试条件下峰值功率=230 W,最佳工作电流=7.8 A,最佳工作电压=29.5 V,短路电流=8.4 A,开路电压=37 V,工作温度为-40～+85 ℃,最大系统电压=1 000 V,组件效率=14.1%,组件尺寸为1 650 mm×990 mm×50 mm,质量=19.8 kg,并通过Matlab/Simulink对多晶硅电池进行MPPT仿真分析[3],在0.02 s附近达到最大功率点。特性曲线见图2。
2.3 电池阵列的最佳倾角计算
电池阵列的安装倾角对光伏发电系统效率影响较大,对于固定式电池列阵来说,最佳倾角即为光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。
计算倾斜面上月平均太阳辐射量,通常采用Klein所提出的计算方法[4]
式中:R0为倾斜面上的月平均太阳辐射量与水平面上的月平均太阳辐射量的比值;Hd0为水平面上的月平均散射辐射量;H0为水平面上的月平均总辐射量;β为方阵倾角;ρ为地面反射率;D为由当地纬度、太阳赤纬以及方位角确定的角度。
根据工程所在地纬度及其太阳辐射资料,利用RETScreen软件进行分析可得:当光伏电站电池组件倾角为36°时,全年日平均太阳总辐射量最大。图3为工程区不同倾斜面上日平均太阳辐射量变化曲线。
2.4 逆变器的选型
由于光伏电站容量较大,从运行维护的角度考虑,应尽量选用容量大的逆变设备,可在一定程度上降低投资,减少后期维护的工作量,并提高系统可靠性;但若逆变器容量过大,则在一台逆变器发生故障时,发电系统损失发电量也较大。因此,选用容量单台为500 kW的逆变器。通过对各种型号的逆变器比较分析,SMA500和SG500KTL两者容量符合要求,电气参数基本接近,而且初选的峰值为230 W多晶硅电池组件也能与这两种逆变器良好匹配。由于SMA的500 kW逆变器价格相对较高,因此工程选用国产SG500KTL 500 kW三相桥式逆变器。
3 LCL滤波器设计及其仿真
由于三相并网逆变器中含有非线性元件并采用高频开关,因此会造成并网电流、电压波形畸变,增加高次谐波量。因为LCL型滤波器对高频分量以60 dB进行衰减,而传统L型滤波器则以20 dB进行衰减[4],所以LCL型滤波器比传统L型滤波器具有更好的高频衰减特性。在滤波效果相同的情况下,LCL滤波器成本更低、体积更小。因此,采用LCL滤波器对逆变器输出电流谐波进行抑制。LCL滤波器结构如图4所示。其中L1和L2是滤波电感;C是滤波电容。
3.1 LCL滤波器的参数设计
在三相逆变器中,取电感纹波电流Ia为额定电流的20%。LCL总电感值L=L1+L2
式中:Ud为直流侧电压;fs为开关频率。
一般说来,L1/L2可以取4到6之间的数值,而电容的无功功率被限制在系统的10%以内,同时滤波电容C的取值可以考虑大些以节约电感磁芯材料[5]。因此得到:
式中:f为基波频率;P为输出功率。
综上所述可得到LCL型滤波器的滤波参数:L1=0.18 mH,L2=0.04 mH,C=550 μF。
3.2 系统仿真结果
为了验证LCL滤波器滤波效果,利用Matlab/Simulink分别对经过和不经过LCL滤波器的三相电流进行仿真,仿真波形如图5、图6所示,图7为对滤波后电流的谐波分析。由比较可得,经过LCL滤波之后,电流波形改良明显。谐波含量为1.03%,低于5%的并网发电系统入网电流的谐波技术指标。滤波器对高次谐波抑制效果良好,适用于大功率系统。
4 结论
本文对峰值30 MW大型光伏电站进行多晶硅电池组件以及逆变器进行了分析、研究和设计。利用RETScreen软件设计光伏阵列的最佳倾角,计算得出逆变器LCL滤波器技术参数。通过Matlab/Simulink建立光伏电站发电单元模型并仿真,得到的三相电流波形良好,谐波含量低。结果表明:该设计方案实用、可行,具有一定的工程实用性。
摘要：针对峰值30MW并网光伏电站的技术参数要求,提出发电单元设计方案,包括太阳能电池组件与逆变器选型等,并利用RETScreen软件对所选工程代表年的太阳辐射资料进行数据分析,做出曲线图,得到结论:当太阳能电池组件的倾角为36°时,全年日平均太阳总辐射量最大。设计了LCL滤波器的参数,通过Matlab/Simulink对滤波器输出电流进行仿真并检测谐波含量,电流波形改善明显,输出电流谐波含量符合并网发电系统入网电流的谐波技术指标要求。
关键词：光伏发电,逆变器,LCL滤波器,谐波分析
参考文献
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发电单元 篇3
低压过流保护作为发电机保护和相邻设备的后备保护, 是电力设备继电保护的最后一道防线, 其地位非常重要。但对于单机端电压源的自并激静态励磁方式, 发电机故障电流会在故障开始后迅速衰减, 以致通常惯用的定时限过电流继电器会在延时未到时由于电流的衰减而返回, 造成保护拒动。以某发电厂其中一发电机为例, 改发电机增容改造后, 励磁方式采用静态自并激励磁方式, 而与其组成同一单元的另两台发电机采用的是直流励磁机的自励式励磁方式。为了解决低压过流保护在故障电流减小后过电流继电器返回保护不出口的问题, 提出了保护方案。
2 自并激励磁发电机故障电流的特点
自并励励磁方式是指机组的励磁电流由机组的出口母线经励磁功率变降压由可控硅整流后提供, 采用这种励磁方式具有响应速度快、调节迅速等特点。但这种励磁方式在系统和机组本身发生故障而使机端出口母线电压下降时, 提供给发电机的励磁电流同时也迅速减少, 从而使故障电流迅速衰减, 如图1所示。
3 静态励磁机组中低压过流保护的实现方案
由于这种励磁方式下, 定子电流衰减很快, 而低压过流保护的延时时间常需取数秒以上, 所以在采用图2所示的传统的低压过流保护逻辑方式时, 过电流元件I>将在故障电流衰减至继电器的动作电流整定值乘返回系数时返回, 由于此时还未到时间元件T的延时定值, 故低压过流保护不会正确出口。
为了克服这种弊病, 可采用如图3所示的方案。在这个方案中, 电流元件I>动作后, 只要电压元件U>已判定低压, 与门and1闭锁信号解除, 动作后一方面启动时间元件T1, 另一方面至或门OR1使其自保持, 在这种逻辑的方案中, 即使电流元件I>由于故障电流的衰减而返回, 但由于或门OR1的自保持作用, 低压过流保护也会保持至保护出口为止。这样的方案解决了在静态励磁机组中由于故障电流的迅速衰减而导致的低压过流保护不出口问题。
在多机一变的单元接线中, 由于机组低压过流保护动作后往往是启动单元主变保护的总出口回路, 去跳主变各侧开关, 利用图3所示的逻辑图构成的低压过流保护在多机一变单元中应用时会导致本机故障由本机组的其他速动保护动作切除本机故障即跳开本机开关后, 由低压过流保护经延时启动单元主变保护总引出而跳开主变各侧开关的后果。因为在发电机开关跳开后, 低压元件U>由于机端无压而继续开放与门and1, 经T1的延时后去启动主变保护的总引出而扩大停电范围, 为此, 提出了如图4所示的动作逻辑, 将低压过流的返回条件由原来的机端电压恢复和本低压过流保护逻辑出口改为机端电压恢复和本机组开关跳闸, 这样修改后既满足了由于故障电流衰减低压过流自保持的需要, 也满足了本机组故障时不扩大事故范围的需要。
4 对数字式发电机保护REG316×4装置中低压过流保护的改进
ABB公司生产的数字发电机保护REG316×4中, 有一名为Voltoge-controlled over-current的功能块, 通过对其动作逻辑进行分析后, 发现其动作逻辑与图3的动作逻辑相同。为避免图3逻辑应用可能造成的事故扩大 (切除无故障机组和主变) , 在此功能块的Block Inp参数项接入开关跳闸信号以实现图4所需的逻辑功能, 如图5所示。
通过比较, 优选了图5所示的方法, 其优点体现在两方面:一方面, 保护功能占CPU的运算量比较小, 另一方面, 低压过流的所有整定值都可以在一个整定菜单中实现。
摘要：在分析自并激励磁发电机故障电流特点的基础上, 就多机一变单元中自并励发电机低压过流保护的实现方案进行了探讨。以某发电厂其中一发电机为例, 改发电机增容改造后, 励磁方式采用静态自并激励磁方式, 而与其组成同一单元的另两台发电机采用的是直流励磁机的自励式励磁方式。为了解决低压过流保护在故障电流减小后过电流继电器返回保护不出口的问题, 提出了保护方案。
关键词：多机一变单元,励磁发电机,低压过流保护
参考文献
[1]施秀萍, 王壹, 濮钧.自励静止励磁发电机转子回路短路故障的保护[J].电力建设, 2002 (4) .
发电单元 篇4
发电机定子单相接地是发电机的一种主要故障类型,如不及时处理将严重危及定子线棒和铁芯的安全,并且定子单相接地故障往往是相间或匝间短路的先兆。因此,定子接地保护是发电机保护中十分重要的保护,它对于预防定子绕组严重短路故障具有重要意义[1]。目前,国内外应用较多的发电机定子单相接地保护方案主要有基波零序电压型保护[2],3次谐波电压型保护[3,4],外加电源型保护[5-8等。其中,外加电源注入式发电机定子接地保护具有不受机组运行状况影响、灵敏度高、无死区等特点,既能在100%范围内测量定子接地故障电阻,同时也能反映定子绕组绝缘下降,起到对绝缘老化监视的作用,因此注入式定子接地保护有着更好的应用前景。
但中小型水电站的发电机一般采用扩大单元接线方式,此时注入式定子接地保护不具备选择性,无法判断故障发电机,不能区分接地故障位于机内还是机外,严重限制了注入式保护在这些中小型机组上的应用。
针对上述问题,本文提出了一种新的注入式发电机定子接地保护方案,该方案首先通过计算发电机组接地电阻的值来判断是否存在接地故障。当发生接地故障后,以注入的20 Hz电压相位为基准,将测量到的发电机中性点与机端处的20 Hz电流作差,其相位与基准比较,通过这个相位关系来判断故障发电机,实现选择性停机。
1 扩大单元接线发电机组接地电阻的计算
1.1 系统接线图
以两台发电机并列运行的双机一变发电机组系统为例,其注入式定子接地保护接线如图1所示。图1中,两台并列运行的发电机G1、G2分别经配电变压器Tn1、Tn2接地。在接地变压器Tn1的二次侧注入20 Hz方波电源,通过检测Tn1二次侧的电流和测量电阻两端的电压来计算系统的接地电阻值。
1.2 接地电阻的计算
在接地电阻计算过程中,考虑了配电变压器Tn1、Tn2的参数[9,10],其等值电路见图2。图2中R12、X12为Tn1二次绕组的漏电阻、漏电抗。R1′1、X 1′1为Tn1一次绕组的漏电阻、漏电抗归算到二次侧的值。R′m1、X′m1为Tn1的激磁电阻、激磁电抗归算到二次侧的值。R22、X22为Tn2二次绕组的漏电阻、漏电抗。R2′1、X 2′1为Tn2一次绕组的漏电阻、漏电抗归算到二次侧的值。R′m2、X′m2为Tn2的激磁电阻、激磁电抗归算到二次侧的值。gR′为发电机绕组单相接地的过渡电阻归算到二次侧的值。X C′为归算到nT二次侧的两台发电机三相绕组对地容抗值,分析中假设两台接地变压器的变比相同,均为k。
由⎧图.2可.以得到,对于发电机1,有以下方程:
因此可以得到:
对于发电机2,有:
因此可以得到:
其中:
由式(2)、(4)可得发电机绕组对地的导纳归算到配电变压器的二次值为,保护计算的发电机绕组对地电阻(即接地故障的过渡电阻)Rg为:
2 注入20 Hz电压电流的相位分析
2.1 当发电机定子绕组发生单相接地故障时的20 Hz电压电流等值电路分析
当发电机1定子绕组距中性点α处(α为故障点到中性点的匝数占全部绕组匝数的百分比)发生单相接地故障时,其20 Hz电压电流等值电路如图3所示,图中Cg为发电机定子绕组每相对地电容,Ct为发电机外部系统单相对地电容之和。为分别流过各发电机中性点侧的注入20 Hz电源电流。为分别流过各发电机机端处的注入20 Hz电源电流,为注入的20 Hz电源电压。此处各值均为变压器一次侧的值。....
令由图3可得,此时对于发电机1有:
其中,ω=2πf,为角频率。
由式(5)可以得到,此时对于故障发电机,的相位超前的相位在0°~90°之间,即此时1φ的范围为0°~90°。
对于发电机2,有:
由式.(7)可见,对于非故障发电机ΔI202的相位超前的相位90o,即此时φ2的值为90o。
2.2 发电机区外发生单相接地故障时的20 Hz电压电流等效电路
当发电机区外发生单相接地故障时,其20 Hz等效电路如图4所示。
由图4可以得到,此时对于发电机1有:
同理可得,对于发电机2有:
由式(9)、(11)可以得到,当发电机区外发生单相接地故障时,对于发电机1和发电机2均有的相角超前于的相角90o,即此时φ的值为90o。
在上面接地电阻Rg以及相角φ的计算中均采用傅氏分解的方法,以10 Hz为基频,提取电压、电流的二次谐波分量来计算得到Rg和φ的值。采用此种方法不仅可以有效地提取20 Hz分量,而且可滤除其他所有10 Hz的倍频信号(主要是50 Hz工频)干扰信号。
3 扩大单元接线发电机组注入式定子接地保护原理
3.1 保护原理
由上面的分析可以推出以下结论:
当发电机内.部发生定子单相.接地故障时,对于故障发电机,的相.角超前的相.角0 o~90o;而非故障发电机的的相角超前的相角90o。当.发电机区外发生单相.接地故障时,所有发电机的的相角均超前于的相角90o。
保护装置首先计算系统的接地电阻值,当检测到接地故障时,将测量得到的发电机中性点与机端处的20 Hz电流做差,再与注入的20 Hz电压进行相位比较,计算各台发电机的φ,利用φ来判断故障发电机,实现有选择性的停机处理。
3.2 定值整定
3.2.1 接地电阻的整定
1)低值整定(动作值)
我国对于各容量机组的安全接地电流有明确规定,接地电阻的低定值一般按在距发电机中性点20%以内发生单相接地时,接地故障电流I0不大于国家规定的安全接地电流Ig为原则整定。即:
其中,Uφ为发电机相电压。
2)高值整定(报警值)
接地电阻的高值整定要综合考虑发电机的绝缘水平、定子冷却水的电导率、中性点接地变压器、机端电压互感器、升压变低压侧等因素,在保证正常运行时不误发信号的前提下取值越大越好。
3.2.2 φ值的整定
1) 动作值
φ的动作值可整定为:φ<φL
其中:φL为接地电阻的低值整定值所对应的φ值。
2) 报警值
φ的告警值可整定为:φL<φ<φH
其中:φH为接地电阻的高值整定值所对应的φ值。
3.3 保护流程
1)按照图1所示的保护装置结构,对并列运行发电机的进行离散采样,并计算接地电阻RG的值;
2)当gR的值小于高值整定值时,发出接地故障报警信号,并启动选择性保护程序,计算并列运行的各台发电机的φ,当发电机的φ值也达到报警值时,发出报警信号,指出发生故障的发电机;
3)当计算得到的Rg达到低值整定值时,若此时φ也达到动作值,说明该发电机内部发生定子单相接地故障,则保护立即动作,切除故障发电机;若此时φ值没有达到动作值,说明发电机内部无故障,则保护不动作。
4 保护原理仿真结果分析
根据图1的保护原理结构,建立了保护装置的仿真模型。仿真实验中,发电机每相绕组对地电容取0.66μF,机端外部系统每相对地总电容取0.1μF。以发电机1内部定子接地故障、发电机系统外部发生接地故障两种情况,分别进行了仿真。
(1) G1内部发生定子接地故障时
仿真中,发电机1定子C相绕组经4 000Ω接地,此时测得的发电机1与发电机2的以及过渡接地电阻Rg的波形分别如图5、图6所示。发电机G1定子绕组经不同阻值电阻发生接地故障时,测得的接地电阻Rg的值以及的相角差如表1所示。
由表1可以看到,保护装置能够准确测得接地电阻的值。并列运行的两台发电机,当某一发电机内部发生定子单相接地故障时,故障发电机的相角超前的相角0°~90°;而非故障发电机的的相角超前的相角90o。
在表1中可以看到,由于接地变压器漏阻抗和激磁阻抗等的影响,表中测得φ值与理论计算的值略有误差,但这个误差很小,可以忽略其影响。
(2)发电机外部发生接地故障时
仿真中,发电机外部母线经1 000Ω接地,此时测得的发电机G1与发电机G2的以及过渡接地电阻Rg的波形分别如图7、图8所示。
发电机外部母线经不同阻值电.阻发生.单相接地故障时,测得接地电阻Rg以及的相角差如表2所示。
由表2可以看到,并列运行的两台发电机,当发电机区外发生单相接地故障时,所有发电机的相角均超前于的相角90o。
从上面的仿真结果可以看出,新的注入式保护方案能够准确测得接地故障电阻的值,并且通过计算φ的值可以实现选择性保护。当发生单相接地故障时,对于故障发电机保护将动作,及时予以切除;对于非故障发电机保护则不动作,避免误跳闸,造成不必要的损失。
5 结论
以注入的20 Hz电压的相位为基准,将发电机中性点与机端处的20 Hz电流做差后的相位与之比较,通过这个相位关系来判断故障发电机,实现选择性停机,改进了目前注入式保护原理无选择性的缺陷,实现了注入式接地保护在扩大单元接线机组上的应用。
参考文献
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