不同电网

2024-07-07

不同电网（共4篇）

不同电网篇1

0 引言

能源是人类赖以生存及社会发展的基础。如今, 传统供配电系统的稳定性不足, 损耗高, 投资大等问题导致现代电力工业发展面临着严峻的挑战。最初的电力供应是一种以热能发电为主、远距离输电并与大电网互联的方式。它成本高、运行方式复杂, 维护难度大, 难以满足目前电力行业对不断提升的电力安全性及可靠性的需求。随着常规能源的日渐枯竭, 环境污染问题的持续加重, 大电网脆弱性的充分暴露以及全球电力市场化改革的进行, 以可再生能源发电为主的分布式发电技术成为电力系统领域的一个研究热点。分布式发电也称分散式供能, 它一般是指将相对小型的发电装置分散布置在用户周围的供能方式。然而相对于大电网来说, 分布式发电机接入成本高、控制困难。为协调二者间的矛盾, 尽量减少分布式电源的大规模接入对大电网的冲击, 充分发挥其优势和效益, 微电网的概念被提出。目前, 微电网被视为解决分布式电源问题的有效手段, 其具有投资小、环保高效、发电方式灵活等优点。国内外有好多学者对微电网的网架结构进行了研究, 并取得了一定的成果。

针对不同特性和需求的用户, 微电网的网架结构应不尽相同。文章在基于三种不同网架结构的基础上, 提出了一种适合国内电力市场的商业化微电网网架结构, 并对该网架结构的特点进行了研究。

1 微电网概念和基本结构

从系统观点来看, 微电网将发电机、负荷、储能装置及控制装置等结合, 形成一个单一可控的单元, 同时向用户供给电能和热能;微电网中的电源多为微电源, 即含有电力电子装置界面的小型机组 (小于100 k W) , 其中包括超级电容、光伏电池、微型燃气轮机、燃料电池以及飞轮、蓄电池等储能装置。

微网结构中的新能源发电系统必须能够提供可靠持续的电能, 对其进行的控制应是以电力电子设备为基础的控制方式。这种弹性的控制方式能够使得微电网在与大电网连接时作为一个可控的整体单元, 针对每一个新能源发电子系统都具有热插拔的特性。该类新能源发电系统能够满足用户不断增长的对电能可靠性和安全性的需求。

2 针对不同应用的微电网

2.1 实用型微电网

所谓实用型微电网本质上是一条配电系统的馈线, 在该条馈线上连接着微源发电系统和本地负荷。这种结构的微电网可有效的适应分布式能源的大规模接入, 这样可以实现在本地接收用户输出的能源, 能在很大程度上减缓能源输送的拥堵问题。实用型微电网还可以向公共电网提供配套的相关服务, 例如为本地用户提供或者吸收无功功率, 进行有效的无功功率补偿, 提高电网供电质量。该结构的主要功能是减小本地用户在公共电网发生故障时的影响及分布式电源的接入难度。实用型微电网可应用在城市以及农村地区。

2.2 工业/商业微电网

工业/商业微电网是第二种微电网网架结构。在某些特殊的场合中, 长期存在着重要负荷或敏感负荷乃至二者皆有, 该类负荷对电源的质量和可靠性的要求非常高。典型的例子就是大型的数据中心或者大学校园的重点实验室, 即使是一个购物中心或者工厂甚至一个居民区也可能会出现上述负荷状况。与普通配电网网架结构相比, 此种微电网网架结构的主要优点是提高了供电的电能质量, 具有更高的供电可靠性和能源利用率。该结构的未来发展方向是针对不同的负载对供电质量和可靠性要求的不同进行分类, 同时对网架结构内的微源发电的可靠性和电能质量也进行分类, 然后以此为根据进行电源和负载的二次匹配。此种结构的微电网在常规配电网因故障或检修导致停运以及电网电能质量较差时要具有孤网运行的能力。

2.3 偏远地区应用微电网

第三种微电网网架结构即偏远地区应用微电网。在一些山区或岛屿上, 为了给当地的居民提供能源, 可再生能源往往是最好的选择, 然而目前大多使用的是热电联产技术, 电网建设的施工难度大且日后不便于扩展及维护。对于该类地区而言, 独立的微电网是十分合理的网架结构。在进行网架设计时给该微电网与常规电网预留接口, 随着常规电网的发展, 二者可进行有效的连接。这种结构就要求本地电源能够有效的支撑区域内的负荷需求, 并且能够确保供电质量和供电可靠性。如果无法实现这一点, 同样需要微电网能量管理系统进行负荷管理, 必要时切出某些非重要负荷。随着储能技术的发展, 该类型的微电网将得到更为广泛的应用。

3 多级微电网

3.1 多级微电网网架结构设计

3.1.1 主微网

如图2所示, 在变电站设置智能微电网调度中心, 配置一套微电网控制与配电自动化系统一体化的中心电力监控系统。

该变电站的母线结构为单母线分段, 两路10k V进线分别接两段母线, 母联开关平时处于分位, 受控于微电网的控制系统, 母线分段运行。

智能微电网系统的设计容量按全容量备用配置, 保证系统的可靠性。设置两组液流电池储能系统分别接入两段母线。两段母线分别配置10KV高压无功补偿电容系统。

3.1.2 一级子微网

400V母线结构为单母线分段, 母联开关平时处于分闸位置, 受控于微电网控制系统, 正常运行方式为单母线分段运行。

以每一段母线为一个一级子微电网的核心网架, 构成分布式的微电网系统。

每段母线接入一台水平轴风力发电机, 配置微电网储能稳定控制器, 采用锂电池介质。

3.1.3 二级子微网

每栋楼由光伏发电系统、分布式储能系统实现光储分散配置, 无功补偿依据就地平衡的原则进行控制。

在对电能质量要求较高的地方, 设置有源滤波器, STS静态切换开关。每栋楼的储能、配电网及微电网网关接口柜, 构成二级子微电网系统。

3.2 多级微电网可靠性分析

该设计中的多级微电网共有三层结构, 按照需求每一层都可配有新能源发电和储能装置。主微电网配置的新能源发电装机总量与储能装置的设计容量可支撑整个微电网做孤网运行。一级子微网在上一层微网发生故障时可以独立支撑本级微网和下一级微电网的安全可靠运行。二级子微网在上层微网都发生故障时仍可独立运行。在经济费用许可的情况下, 可采用反送电技术, 由下一级微网为上一级微网母线反送电, 确保对上一级微网的敏感负荷和重要负荷实施不间断供电。

4 结论

微电网的广泛应用可以改变传统的能源供需结构, 其在提高供电可靠性和降低能源消耗方面显示出了巨大的优越性。多级微电网网架结构可以充分发挥微电网的上述优势。Q/GDW-2010《分布式电源接入电网技术规定》当中描述到:当分布式电源的功率为200KW及以下时可接入380V低压系统, 超过200KW应接入10KV系统或高电压等级电网。随着国家对分布式电源及微电网接入电网的大力支持, 微电网的应用必将迎来美好的明天。

参考文献

[1]丁明, 张颖媛, 茆美琴.微网研究中的关键技术[J].电网技术, 2009, 33 (11) :6-11.

[2]李继方, 高明远, 陈杰, 等.光伏-储能联合微网系统工程方案设计[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (20) :141-144.

[3]鲁宗相, 王彩霞, 闵勇, 等.微电网研究综述[J].电力系统自动化, 2007, 31 (19) :100-107.

不同电网篇2

独立型微电网能够有效解决偏远地区,如海岛、偏远山区等地区的供电问题,其在改善此类地区生活品质方面发挥着重要作用[1,2,3]。近年来,国内外学者围绕独立型微电网开展了一系列的研究,其中独立型微电网优化配置是独立型微电网设计中需要解决的首要问题,是实现整个微电网系统效益最大化尤为重要的因素之一[4]。

随着独立型微电网的逐步推广,国内外学者针对独立型微电网优化配置问题进行了广泛的研究。文献[5]针对独立型风光储微电网,以总投资最少为目标进行容量配置;文献[6]针对风光柴储互补独立微电网,在既定策略下求取系统容量优化配置方案;文献[7]以综合成本为目标,对独立型风光互补系统容量配置问题进行了分析;文献[8-9]对含有柴油发电机(DE)的微电网多目标优化配置问题进行了讨论。综上研究,均是在特定控制策略下对微电网电源类型和容量参数进行优化,没有充分考虑不同控制策略的影响,其结果具有一定的片面性和局限性。由于独立型微电网优化配置不仅仅是电源类型和容量参数的优化,还涉及控制策略类型及其参数的优化。因此,采用不同的控制策略,会对独立型微电网的运行工况产生较大的影响,需要充分考虑不同控制策略对优化配置结果的影响。

本文充分考虑独立型风光柴储微电网的不同控制策略,计及设备投资成本、运行和维护成本、燃料成本及置换成本,建立了基于不同控制策略的独立型风光柴储微电网优化配置模型,以供电经济性和环保性为优化目标,采用改进型非劣排序遗传算法(NSGA-Ⅱ)寻求优化控制策略下电源类型及其容量的最优配置方案,分析不同控制策略对独立型风光柴储微电网优化配置的作用与影响,以得到优化控制策略下的容量优化配置方案,为独立型风光柴储微电网优化设计提供必要的依据。

1 控制策略

在独立型风光柴储微电网中,由于风光资源的随机性和波动性,风力发电机组(WT)和光伏(PV)是相对不可控的电源,虽然通过限功率的方法可在一定程度上减少其功率输出,但是受外界自然资源条件的限制,不能使其完全按照预期进行发电。但DE和蓄电池储能系统(BESS)是可控电源,可以对其运行工况进行控制,从而按照预期进行发电。因此,独立型风光柴储微电网的控制策略主要取决于对DE和BESS的控制,DE和BESS不同控制方法的组合便构成了独立型风光柴储微电网的控制策略[10,11]。

DE控制方法主要由启动准则、关停准则和运行功率准则3个要素构成[11];BESS控制方法主要由放电准则、充电准则、放电功率准则和充电功率准则4个要素构成。

1.1 DE控制方法

1)启动准则:当风光储无法满足负荷需求或BESS荷电状态(SOC)达到设定的放电下限值Smin时。

2)关停准则:(1)当风光可以满足负荷需求时;(2)当风光储可以满足负荷需求时;(3)当风光可以满足负荷需求或BESS的SOC达到设定的充电限值Sstp时;(4)当BESS的SOC达到设定的充电限值Sstp时。其中,BESS的SOC上限为Smax,达到上限后不允许再充电。当存在多台DE时,以DE发电成本最小为原则,对不同DE的发电功率情况进行分配。当风光资源较好时,可以关闭一台或多台DE。

3)运行功率准则:(1)负荷跟随模式,DE只需保证负荷需求得到满足,仅当DE的功率需求低于最低功率限值Pde-min,有多余的电能时,才给BESS充电;若DE发电不能满足负荷需求,则BESS放电进行补充(这里所指的负荷是指考虑风光发电之后的净负荷)。(2)最大输出模式,DE除了保证负荷需求得到满足外,同时还需保证BESS能够以较大的充电功率水平进行充电,如充电功率不低于Pcharge。其中,Pcharge不得大于BESS的最大允许充电功率。(3)稳定输出模式,DE运行在相对稳定的功率水平Pfixed,负荷需求无法满足时由BESS放电进行补充,当有多余的电能时,则充入BESS。其中,Pfixed介于DE最低功率限值Pde-min和额定功率Pde-rate之间。

1.2 BESS控制方法

1)放电准则:当风光或风光柴无法满足负荷需求时。

2)充电准则:(1)当风光或风光柴发电大于负荷需求时,只要有多余的电能,便充入BESS;(2)当风光或风光柴发电减去负荷后,超出的功率Pexcess大于一定限值时,才会充入BESS,此种情况主要是考虑合理的弃风弃光会在某种程度上减少BESS频繁充放电,这将有利于电池的使用,尤其是对于铅酸蓄电池而言。

3)放电功率准则:BESS的放电准则决定了其放电功率情况,即DE处于关停状态时,BESS放电以供应全部或部分负荷;当DE运行时,在需要的时候,BESS放电以供应风光柴仍无法满足的负荷需求。

4)充电功率准则:DE运行功率准则和BESS充电准则决定了BESS的充电功率情况。

综上,由于DE关停准则、运行功率准则,以及BESS充电准则有多种不同选择,因此,控制策略类型主要由此3个准则所决定。通过对上述不同控制准则的组合,可以构成24种不同的控制策略,详细列表见附录A表A1。此外,上述Smin,Sstp,Pde-min,Pfixed,Pcharge,Pexcess为相应准则中存在的变量参数,这些参数取值的不同也会造成控制策略运行效果的不同。

2 优化配置模型

2.1 经济模型

独立型微电网的经济性采用初始投资成本、运行和维护成本、燃料成本及置换成本来分析,全寿命周期内总投资成本可表示为:

式中:Ctotal为系统全寿命周期内总投资成本;Cwt,Cpv,Cde,Cbess分别为WT,PV,DE,BESS的总投资成本;Cwt-init,Cpv-init,Cde-init,Cbess-init分别为WT,PV,DE,BESS的初始投资成本;Cwt-om,Cpv-om,Cde-om,Cbess-om分别为WT,PV,DE,BESS的运行和维护成本;Cde-rep和Cbess-rep分别为DE和BESS的置换成本;Cfuel为燃料成本。

通常WT和PV的寿命预计可达20年,工程全寿命周期可考虑为20年。因此,在全寿命周期内WT和PV无置换成本,DE和BESS的寿命相对较短,在全寿命周期内存在置换成本。

将全寿命周期内总投资成本转换为等年值投资成本,可表示为:

式中:Ceav为等年值投资成本;i(1+i)l/[(1+i)l-1]为资金收回系数[12],其中i为贴现率,l为工程寿命期望值。

微电网中微源发电模型此处不再赘述,详细可参见文献[13-14]。

2.2 优化目标与约束条件

取WT类型和台数、PV容量、DE类型和台数以及BESS类型和个数为容量决策变量,并取控制策略类型及相应准则中变量参数为控制策略决策变量,最终得到的优化配置方案是容量配置与控制策略优化结果的集合。其目标函数如下:

式中:以Ceav为目标1寻求独立型微电网供电经济性的最优化;Egas为污染气体年总排放量,DE会排放NOx,SO2,CO2等污染气体,其排放量与DE发电量直接相关[15],以Egas为目标2寻求独立型微电网环境效益的最优化。

由于确定环境治理成本存在一定难度,且以经济性为单目标模型具有一定局限性,优化结果无法直观地表达不同配置方案下成本费用与污染气体排放量的具体情况[16]。采用多目标优化可避免此类问题,其能提供多种优化配置方案,用户可根据对优化目标的重视程度,从中选择合理的折中方案。

在优化计算过程中通常需根据实际设计需求设定决策变量的上下限,以在合理范围内有效寻求优化解[17]。此外,独立型风光柴储微电网运行中还需满足以下约束条件。

1)功率平衡

式中:Pwt-out,Ppv-out,Pde-out,Pbess-out分别为WT,PV,DE,BESS的实际功率,其中Pbess-out为正表示放电,为负表示充电;Pload为负荷功率;Pload-unmet为无法满足的功率。

当微源功率不足时,会产生Pload-unmet;当微源功率大于需求时,会产生Pexcess,此时可限制可再生能源发电功率或通过卸荷负载加以消耗,从而达到独立运行的功率匹配与稳定。

2)未满足负荷约束

式中:kl为未满足负荷所占总负荷的比例。

独立型微电网未与大电网相连,其内部负荷全部由自身电源独立供应。因此,在进行优化配置时,其供电可靠性需满足一定的约束条件。

3)电源功率约束

式中:Pwt为相应风速下WT的理论功率;Ppv为相应光照下PV的理论功率;Pcharge-max和Pdischarge-max分别为BESS的最大充电功率和最大放电功率。

4)BESS的SOC约束

式中:S为BESS的SOC值。

在独立型微电网中,DE启动和关停时间为秒级至分钟级,在通常小时级计算步长下,认为其可快速响应需求变化,不影响优化配置结果。因此,本文忽略了DE的爬坡约束[18]。另外,可以根据实际设计要求,增加诸如投资成本约束、安装面积约束等其他条件,以使配置结果符合实际情况。

3 算例分析

根据上述优化配置模型,现采用NSGA-Ⅱ[13,19]对某独立型微电网进行优化配置分析,备选电源有WT,PV,DE,BESS,各电源备选型号如表1所示。

将该地点全年8 760h的风速、辐照度及负荷数据作为输入(忽略温度影响),曲线见附录A图A1、图A2。以1h为仿真步长,仿真时长为8 760h,以经济性和环保性为目标求解该多目标优化问题。

现考虑全部备选电源及控制策略,设该独立型微电网最大允许缺电概率为0.1%。为分析不同控制策略类型下的优化配置情况,首先分别计算不同控制策略类型下的容量配置情况(即控制策略类型不作为决策变量,电源类型、容量和相应准则中变量参数作为决策变量),其结果如图1所示。

图1中以不同线型表示不同的控制策略类型,其中,“(1)(1)(1)”表示DE关停准则为(1)、运行功率准则为(1)、BESS充电准则为(1)时的控制策略类型,其他序号组合以此类推。由图1可知,在不同控制策略类型下,所得到的目标最优结果是有差别的,针对特定的算例情况存在较优的控制策略类型,其所得到的目标结果较优。将图1中所有不同控制策略类型下的计算结果进行统一排序,其Pareto最优解集见附录A图A3,选取部分结果见表2,其中控制策略参数为相应序号配置方案所对应的控制策略明细。

表2中方案结果均满足设定的未满足负荷约束(最大允许缺电概率为0.1%)。由表2可知,虽然得到的配置结果有所差异,但在某些方面存在共同点。在以上结果中,WT类型选择均为500kW型号。与小型WT比较,中大型WT性价比更高。因此,在满足其他条件的情况下,选择中大型WT更具有优势。而在BESS类型中,选择类型均为铅酸蓄电池。虽然与铅酸蓄电池比较,锂电池具有更长的使用寿命和更优的性能,但由于现阶段锂电池价格昂贵,从全寿命周期的角度来看,铅酸蓄电池比锂电池在经济性方面更具有优势。

注:Pde-min_1和Pfixed_1为DE1相应控制准则中的参数;Pde-min_2和Pfixed_2为DE2相应控制准则中的参数。

当可再生能源发电系统和储能系统容量较小,DE运行在负荷跟踪模式时,系统负荷主要由DE供应,此时,污染气体排放量最大,但等年值投资成本最小。当可再生能源发电系统和储能系统容量较大,DE运行在稳定输出模式时,系统负荷主要由可再生能源供应,此时,污染气体排放量最小,但等年值投资成本最大。整体上,较大容量的可再生能源发电系统和储能系统可有效减少污染气体的排放量,但是其对应的等年值投资成本较高。当等年值投资成本由801万元增至1 474万元时,污染气体排放量减小幅度高达96.8%,此结论具有较大的决策意义。

现将控制策略类型也作为决策变量,并对此算例进行求解,结果见附录A图A4,其目标结果与附录A图A3所得到的Pareto最优解集基本一致,采用NSGA-Ⅱ可以寻求到较优控制策略下的优化配置方案,部分结果见附录A表A2。

在进行最终决策时,可根据对优化目标的重视程度,采用权重法将2个目标转换为单目标进行决策选择。首先将污染气体年总排放量转换为环境治理成本,可表示为:

式中:Cenv为环境治理成本;n为污染气体种类,如NOx,SO2,CO2等;αn为污染气体n的单位治理成本;En为污染气体n的总排放量。

此处单位治理成本以文献[15]中数值为例进行分析,见附录A表A3。将目标2转换为环境治理成本后,采用权重法与目标1进行整合。

式中:C为综合等效成本;w1和w2为权重系数,且两者之和为1。

对于环境保护要求较高的地区,如自然保护区等,可适当提高环境治理成本的权重系数;对于注重经济效益,允许一定排放的地区,可适当加大等年值投资成本的权重系数。具体选择时可根据实际情况调整权重系数,以获得符合实际需求的优化配置方案。

现以w1和w2均为0.5为例对2个目标进行讨论,对表2中配置方案结果进行排序,结果见附录A表A4。在2个目标权重系数相同的情况下,虽然DE发电会产生一定的环境治理成本,但由于可再生能源发电系统以及储能系统价格较高,从全寿命周期角度来看,在配置方案中,可再生能源发电系统及储能系统容量配置较小的方案仍具有一定的优势。若可再生能源发电系统存在相应的政策补贴,则优化配置方案会产生一定的变化,可根据实际情况进行调整分析。

4 结语

本文充分考虑独立型风光柴储微电网的不同控制策略,建立了基于不同控制策略的优化配置模型,采用NSGA-Ⅱ寻求经济性与环保性多目标下的优化配置方案,最后通过算例分析讨论了不同控制策略对优化配置结果的作用与影响,结果证明了本文所提模型和方法的合理性和有效性。

在实际优化设计时,可根据实际情况对优化配置模型进行一定的调整,以得到符合设计需求的方案。今后可在此基础上,进一步研究包含更多能源种类的独立型微电网,以及并网型微电网的不同控制策略及优化配置模型,为今后不同类型微电网优化设计工作打下基础。

摘要：独立型微电网往往包含多种分布式电源和储能装置,协调运行与控制十分复杂,采用不同的控制策略会对其运行工况产生较大的影响。文中充分考虑独立型风光柴储微电网的不同控制策略,计及设备投资成本、运行和维护成本、燃料成本及置换成本,建立了基于不同控制策略的独立型风光柴储微电网优化配置模型,以供电经济性和环保性为优化目标,采用改进型非劣排序遗传算法(NSGA-Ⅱ)寻求优化控制策略下电源类型及其容量的最优配置方案。结果表明该方法可以全面评估不同控制策略对优化配置的作用与影响,以及不同配置方案下的经济性与环保性,从而为用户优化设计提供必要的依据。

不同电网篇3

同期操作是一项非常重要的操作, 若误操作会造成非同步并列, 给电力系统带来及其严重的后果:可能产生巨大的冲击电流;引起电力系统电压严重下降;可能使电力系统发生振荡以至于瓦解。而巨大的冲击电流将产生强大的电动力, 可能对电气设备造成严重的损坏。

而当一个发电厂启动备用电源与送出线路分属不同电网时, 同期并列运行方式尤其重要。厂用电工作电源、备用电源的同期切换必须在解列的条件下进行, 防止不同电网间的并列运行。

1 厂内同期运行方式

某大型坑口发电厂一期工程安装6*350MW汽轮发电机组, 每台机组配备一台550±2×2.5%/21KV升压变压器经500KV升压站输出线路给华东电网供电;同时配备一台21±2×2.5%/6.3/6.3KV与一台21±2×2.5%/38.5/6.3KV高压厂用变压器给厂用系统及公用系统供电。而启动备用电源引至华北电网经220±2×2.5%/38.5/6.3KV高压启动备用变压器给发电机启动时提供启用备用电源。具体电气接线图如图一所示:

⑴当#1发电机组经500KV升压站5011开关并网运行于华东网时, 厂内35KVⅠ段经工作电源开关00BDA03、6KV厂用Ⅰ段经工作电源开关10BBA01、6KV厂用Ⅱ段经工作电源开关10BBB01、6KV公用Ⅰ段经工作电源开关01BCA01随机组运行于华东网;接于华北网的#1启备变通过厂内35KVⅠ段备用电源开关00BDA01、6KV厂用Ⅰ段备用电源开关10BBA03、6KV厂用Ⅱ段备用电源开关10BBB03、6KV公用Ⅰ段备用电源开关01BCA20作为其备用电源。

⑵当#1发电机组停机时, 必须先通过500KV升压站断开5011开关将发电机组与华东网解列, 即发动机组自带厂用电后再进行厂内35KVⅠ段备用电源开关00BDA01与工作电源开关00BDA03、6KV厂用Ⅰ段备用电源开关10BBA03与工作电源开关10BBA01、6KV厂用Ⅱ段备用电源开关10BBB03与工作电源开关10BBB01、6KV公用Ⅰ段备用电源开关01BCA20与工作电源开关01BCA01同期切换;切换后汽轮机打闸, 发电机停运;此时厂内35KVⅠ段、6KV厂用Ⅰ段、6KV厂用Ⅱ段、6KV公用Ⅰ段经备用电源开关运行于华北网。

⑶当#1发电机组启机并网时, 当发电机达到额定转速起励正常后必须先将厂内35KVⅠ段、6KV厂用Ⅰ段、6KV厂用Ⅱ段、6KV公用Ⅰ段由华北网备用电源到#1、#2高厂变工作电源的同期切换后, 即厂用电与华北网解列后再进行机组与华东网的同期并网操作。

2 存在危险

由运行方式分析可知在厂内公用系统存在多点非同期点, 在这些非同期点严禁并列运行。当如图二运行方式时:

备注:图中实心开关表示合闸状态, 空心开关表示分闸状态。

当#1机组运行、#2机组停运时, 此时厂内35KVⅠ段由#1机组#2高厂变带, 属于华东网, 厂内35KVⅡ段由#2启备变带, 属于华北网;6KV公用Ⅰ段由#1机组#2高厂变带, 属于华东网, 6KV公用Ⅱ段由#2启备变带, 属于华北网。

在此种运行方式下, 图二中云线框住的开关严禁合闸, 即厂内35KVⅠ、Ⅱ段, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段, 380V公用化学水处理Ⅰ、Ⅱ段严禁并列运行。如果云线框住的开关误合闸将造成华北网与华东网的并列运行, 由于不同电网间运行参数存在差异, 不同电网的并列运行会造成电力系统振荡, 造成电力系统重特大事故。

3 预防措施

3.1 开关逻辑闭锁

3.1.1 380V公用系统

在厂内380V公用系统输煤、煤场、空压机、除灰、化学、污水、网控、综合泵房PCⅠ、Ⅱ段母联开关合、跳闸回路设置闭锁。具体电气接线图如图三所示:

从图三中看出在Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸回路并联接入Ⅰ、Ⅱ段进线开关在分闸位辅助闭接点, 即只有在Ⅰ、Ⅱ段进线开关至少有一个在分闸位才允许Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸;在跳闸回路串联接入Ⅰ、Ⅱ段进线开关在分闸位辅助开接点, 当Ⅰ、Ⅱ段进线开关全部在合闸位时, Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸回路不通, 跳闸回路接通。确保Ⅰ、Ⅱ段进线开关和母联开关不同时在合闸位, 防止图二中华东网与华北网非同期并列运行情况的发生。

3.1.2 35KV/6KV系统

厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统因为需要在单元集控室进行同期操作, 所以不能在电气控制回路设置进行相关电气闭锁。在厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统工作电源开关和备用电源开关同期操作加入了主变高压侧500KV开关位置条件, 只有在主变高压侧500KV开关在分闸位置, 即发电机组与华东网解列情况下才允许进行厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统工作电源开关和备用电源开关的同期操作。

3.2 制定相关运行操作规程

为防止厂内35KVⅠ、Ⅱ段, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段及380V公用Ⅰ、Ⅱ段母联开关的非同期合闸造成不同电网的非同期并网制定了相关的运行操作规程。

3.2.1 厂内35KV系统

由于厂内35KV系统是给水源地供电, 可短时停电。所以在机组事故停机厂用电切换时将35KV工作电源开关 (00BDA03) 到备用电源开关 (00BDA01) 的快切退出运行, 当事故停机时, 35KV段工作电源开关 (00BDA03) 跳闸母线失电后, 由运行操作人员现场将工作电源开关 (00BDA03) 拉至隔离位后再远方操作合上备用电源开关 (00BDA01) , 恢复35KV段供电。

当#1、#2机组并网运行时, 厂内35KVⅠ、Ⅱ段运行于华东网, 35KVⅠ、Ⅱ段母联开关00BDA05处于冷备用状态, 即断路器在隔离位, 断开其控制电源。当#1、#2机组停运时, 厂内35KVⅠ、Ⅱ段运行于华北网, 此时#1启备变需停电检修时, 35KVⅠ、Ⅱ段母联开关可合闸由#2启备变串带厂内35KVⅠ、Ⅱ段。

3.2.2 6KV公用系统

当#1、#2机组至少有一台机组运行时, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段母联开关01BCA03为非同期点, 严禁并列运行。为防止在01BCA03开关处发生非同期并列, 对01BCA03开关的操作作如下规定:

⑴正常运行中, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段分别由#1机#2高厂变、#2机#2高厂变带, 两段母线分段运行, 母联开关01BCA03拉出开关柜, 开关柜门上挂“非同期点, 严禁并列”标示牌;正常运行中, 严禁使用01BCA03开关将6KV公用Ⅰ、Ⅱ段进行并列。

⑵当#1、#2机组一台运行, 一台停运时, 6KV公用段一段由#1 (#2) 启备变带, 一段由#2 (#1) 机组#2高厂变带, 严禁使用01BCA03开关将一单元6KV公用Ⅰ、Ⅱ段进行并列。

⑶#1、#2机组均停运, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段分别由#1、#2启备变通过6KV启动备用Ⅰ、Ⅱ段带, 若#1 (#2) 启备变需检修时, 可通过6KV启动备用Ⅱ (Ⅰ) 段串带Ⅰ、Ⅱ段, 进行运行方式倒换, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段可短时并列运行。

01BCA03开关的使用, 需由当值值长下令, 电气运行专工同意后方可操作。

3.2.3 公用380V系统

公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母联开关平常处于冷备用状态, 即开关在隔离位, 控制保险在断开位。

当#1变压器需要检修时, 先将公用380V系统Ⅰ段母线所带的负荷依次停运后断开公用380V系统Ⅰ段进线电源开关拉至试验位, 再将#1变压器高压侧开关断开, 最后合上公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母联开关用#2变压器串带公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母线。当#1变压器恢复送电时, 先断开Ⅰ、Ⅱ段母联开关, 再合上Ⅰ段进线电源开关恢复公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段分段运行。

4 结束语

当一个发电厂启动备用电源和送出系统不属于同一电网时, 在电厂电气运行方式中存在多点非同期点, 这些非同期点的运行方式非常重要, 必须制定非常全面安全的操作规程, 防止不同电网间的非同期运行的发生, 造成电力系统振荡瓦解。

参考文献

[1]何永华.发电厂及变电站的二次回路.中国电力出版社.

[2]山西省电力工业局编.电气设备运行.中国电力出版社.

不同电网篇4

在电力系统中, 110kV网络中一般做到闭环设计, 开环运行。为了提高供电可靠性, 在开环运行的变电站进线装设备用电源自动投切 (简称备自投或者BZT) 装置。当主供电源发生故障后, 备用电源自动投入运行, 从而恢复对用户的供电。不同的备自投动作策略对电网有不同的冲击, 其中尤以对电网暂态稳定性的影响最大, 本文主要针对肇庆地区电网的实际特点, 具体分析两种不同的备自投策略对肇庆电网暂态稳定性的影响。

1、暂态稳定性的概念及研究方法

暂态稳定性是电力系统遭受严重暂态扰动时维持同步的能力。暂态稳定性取决于初始运行工况、扰动严重程度和系统对扰动的响应方式。系统遭受大扰动后同步发电机转子角δ的三种变化趋势, 分别对应暂态稳定的三种情况。情况一:转子角度增加到最大值后开始减小并减幅振荡直至稳定状态;情况二:转子角持续增加并最后失去同步, 称第一摆不稳定, 通常由于同步转矩不足造成的;情况三:第一摆是稳定的, 但由于振荡幅度逐渐增大而最终失去稳定, 这种形式的不稳定一般产生在扰动后稳定条件本身小信号不稳定情况。

暂态稳定问题主要分为功角型暂态稳定和电压型暂态稳定, 其中:功角型失稳指系统受到大扰动时机组间发生相对摇摆, 最终使一些发电机之间的相对角度不断增大而失去同步;电压型失稳指电力系统发生故障或其他类型的大扰动后, 伴随系统处理事故的过程中发电机之间的相对摇摆, 某些重负荷母线电压发生不可逆转的突然下降的失稳过程, 而此时系统发电机间的相对摇摆可能并未超出使电力系统角度失稳的程度。

电力系统暂态稳定问题通常有两种主要的研究方法, 一种是采用数值积分求解非线性系统状态方程的近似解得到系统中同步发电机转子间相角的时间解, 根据相对角的摆动轨迹判断其稳定性。第二种方法是采用稳定性判据的方法, 即李雅普诺夫直接法。李雅普诺夫直接法在电力系统中应用的研究过程是:首先把大型电力系统稳定性的定义与现代控制理论相结合, 其次是对大型电力系统的数学模型进行研究, 尤其是对系统阻尼、原动机特性、电力网电导、荷效应等的影响作了分析。

本文采用的BPA程序是基于数值积分算法的一种电力系统分析程序, 用于分析电力系统在稳态下受到各种扰动时的系统动态行为。BPA程序采用的基本解法是:

(1) 网络方程解法

主要采用三角分解法和牛顿法对系统网络以及稳态的发电机、负荷构成的稳态代数方程进行求解。一般程序缺省采用三角分解迭代法解代数方程。

(2) 常微分方程的解法

程序应用隐式梯形积分法对所有描述发电机及其控制系统、异步马达、直流调节控制系统等构成的微分方程进行差分化, 再用差分方程与网络方程交替求解。

(3) 故障模拟

程序中对于对称或不对称、单重或多重故障采用补偿算法, 发生故障后在稳定计算过程中, 不修改导纳阵, 这样可以提高计算速度, 按照叠加原理将网络分为有源网络和无源网络, 根据故障口的注入流和故障口的综合阻抗, 修正故障情况下的节点电压向量, 可以作为下一时间步的初值, 继续计算。因此暂态稳定计算的数学模型可归为以下三个部分:

(1) 电网的数学模型, 即网络方程:

其中:, 为网络方程求解的变量。

(2) 发电机、负荷等一次设备和二次自动装置的数学模型, 即微分方程:

其中:,

为微分方程求解的变量。

(3) 扰动方式和稳定措施的模拟, 如电网的简单故障或复杂故障及冲负荷、快关汽门、切机、切负荷、切线路等。这些因素的作用结果是改变X, Y。

2、备自投控制策略对肇庆电网暂态稳定性影响的具体分析

本文详细分析肇庆电网在夏大运行方式下, 备自投动作过程对暂态稳定的影响, 具体分析功角稳定和电压稳定。

备自投动作本身就是一个暂态过程, 具体的过程可以描述为, 电网中某条线路或者母线发生故障, 经一段时间后, 线路重合闸, 重合闸失败, 经过一段时间的延时, 备自投动作, 重新恢复负荷。这里所指的故障是单相故障。

一般验证电网的稳定性相关的仿真实验都是以最严重的故障为研究对象, 而电网中最严重的故障是三相短路, 故本章中分析发生三相短路后, 备自投动作, 这一系列过程对电网暂态稳定的影响。具体的过程如下:电网中某条线路或者母线发生三相短路故障, 经一段时间后 (12个周波) , 故障切除, 第50个周波, 备自投动作, 投入备用线路, 重新恢复负荷, 仿真时间为1500个周波。

常规的备自投都是带负荷投切, 当发生严重的短路故障时, 如果切除故障时间较长, 电压必然有较大幅度的降落, 此时带满负荷投切可能对电网产生较大的影响, 因此有必要比较分析, 常规的带负荷投切和先切部分负荷再由备自投投入备用线路运行这两种方式的优劣。

肇庆电网按220kV变电站分区有6个片区, 每个片区内讨论两种方式 (在备自投动作后潮流收敛性良好的基础上) , 一种是备自投动作后, 负荷转移最大的情况;另一种是备自投动作后, 负荷转移最小的情况。本文以220k V端州片区为例具体分析。

端州片区内有备自投的110k V变电站中, 莲塘站的有功负荷为47.50MW, 所涉及的负荷转移最重, 景园站备自投动作所带来的有功负荷转移4.00MW, 最小。故先分析莲塘站的备自投动作前后的暂态稳定情况再分析景园站的备自投动作前后的暂态稳定情况。

(1) 常规备自投带负荷投切策略结果分析

(1) 莲塘站的备自投动作前后, 功角和电压结果分别如下图1和图2。

从图1和图2可以分析出:当鼎莲线发生三相短路, 经过12个周波故障被切除, 再延时18个周波投入贞莲线, 恢复供电。在该暂态过程中, 从图1可以看出, 功角是稳定的, 最大幅度达到83°, 过600周波后稳定在58°附近小幅波动。而图2中, 有两条曲线, 一条是整个电网在暂态过程中所对应的最低电压曲线, 而当故障切除后电压恢复到正常水平上下波动;另一条就是莲塘站110kV母线所对应的电压随时间变化曲线, 三相短路故障时, 电压急剧下降, 接近于零。在故障切除后线路投入前, 电压为线路残压, 投入线路后, 电压从0.97 (标幺值) 起开始恢复, 并在正常值附近小幅波动后达到稳定, 过150周波达到稳定。

(2) 景园站的备自投动作前后, 功角和电压结果分别如图3和图4。

从图3和图4可以分析出:当端景线发生三相短路, 经过12个周波故障被切除, 再延时18个周波投入睦景线, 恢复供电。在该暂态过程中, 从图3可以看出, 功角是稳定的, 最大幅度达到89°, 过600周波后稳定在53°附近小幅波动。而图4中, 有两条曲线, 一条是整个电网在暂态过程中所对应的最低电压曲线, 另一条就是景园站110kV母线所对应的电压随时间变化曲线, 三相短路故障时, 电压急剧下降。接近于零。在故障切除后线路投入前, 电压为线路残压, 投入线路后, 电压从0.85 (标幺值) 开始恢复, 在正常值附近小幅波动后达到稳定。

(2) 先切除部分负荷再投备自投策略结果

(1) 莲塘站的BZT动作前后, 功角和电压结果分别如下图5和图6。

从图5和图6可以分析出:当鼎莲线发生三相短路, 经过12个周波故障被切除, 同时切除30%的负荷 (同比例的恒阻抗和恒功率) , 延时18个周波投入贞莲线, 恢复供电。在该暂态过程中, 从图5可以看出, 功角是稳定的, 最大幅度达到82°, 过800周波后稳定在51°附近小幅波动。而图6中, 有两条曲线, 一条是整个电网在暂态过程中所对应的最低电压曲线, 另一条就是莲塘站110kV母线所对应的电压随时间变化曲线, 三相短路故障时, 电压急剧下降, 接近于零, 短路故障切除, 电压不会立马恢复正常, 而投入备用线路后, 电压从0.98 (标幺值) 开始恢复, 在140个周波恢复满负荷时, 电压会有短时小幅下降, 400个周波后电压恢复正常。

(2) 景园站的BZT动作前后, 功角和电压结果分别如下图7和图8。

从图7和图8可以分析出:当端景线发生三相短路, 经过12个周波故障被切除, 同时切除30%的负荷 (同比例的恒阻抗和恒功率) , 再延时18个周波投入睦景线, 恢复供电。该暂态过程中, 从图7可以看出, 功角是稳定的, 最大幅度达到88°, 过900周波后稳定在53°附近小幅波动。而图8中有两条曲线, 一条是整个电网在暂态过程中所对应的最低电压曲线, 另一条就是景园站110kV母线所对应的电压随时间变化曲线, 三相短路故障时, 电压急剧下降, 接近于零, 短路故障切除, 电压不会立马恢复到正常, 而投入备用线路后, 电压从0.86 (标幺值) 开始恢复, 在140个周波恢复满负荷时, 电压会有短时小幅下降, 600个周波后电压恢复正常。

3、结论

根据同样的策略分析肇庆地区6个220kV片区内其他110kV变电站内备自投两种不同策略对肇庆电网暂态稳定性的影响, 两种策略对暂态稳定的影响对比分析如下表1。

从上表1中能得出以下几个结论:

(1) 暂态稳定过程中的功角在最长9 0 0个周波后, 两种策略都会稳定。

(2) 从表中可以看出, 对同一个备自投, 先切部分负荷这种策略的功角稳定时间比带负荷投切的策略的功角稳定的要长。

(3) 带有较大负荷的变电站所对应的备自投的两种策略的差异较大, 总的来说, 由于暂态起始电压切负荷的策略比不切负荷的策略要大, 因此在这种情况下, 先切除部分负荷具有一定的优势。

(4) 而对于较小负荷的变电站备自投的两种策略的差异很小, 可以忽略。

(5) 对有双回路这种情况, 这两种策略的差异很小, 基本没有。

(6) 对有小水电的这种情况, 两种策略没有太大的差距, 在故障切除时电压升高, 投入备用线路后, 电压立即下降, 很快到达稳定状态。

综合上述备自投动作前后的暂态稳定分析的结果, 由于先切除部分负荷再投入备用线路, 这种策略会损失部分负荷, 即使是短期, 对用户来说, 仍然影响很大。因而可以得出如下结论:在静态潮流收敛性良好的情况下, 建议采用常规的带负荷投切备自投投切策略。

参考文献

[1]宋从矩, 贺家李, 梁统珍.电力系统继电保护原[M].北京:电力下业出版社.1980.