电网仿真（精选7篇）
电网仿真 篇1
0 引言
利用电力系统动态仿真程序模拟和分析电力系统的全过程稳定特性, 对避免发生大面积停电事故及研究防止事故扩大的有效措施具有重要意义。
稳控装置是电力系统的重要组成部分, 它对保证系统发生较严重的故障时仍维持安全稳定运行有着很重要的作用。但是, 目前电网稳定分析软件中安全稳定控制的功能仿真与国内电网中实际广泛应用的稳控装置有着较大区别, 缺少区域型稳控装置的模型, 无法真实、完全地反映稳控装置在电网故障期间对电网稳定性的影响。因此, 研究稳控装置模型及其建模方法, 在稳定分析工具中引入稳控装置接口仿真平台, 真实模拟电网全过程动态特性, 对提高电网动态仿真的精确性、验证稳控装置工作准确性十分重要[1,2,3]。
本文围绕电网动态仿真中的稳控装置接口仿真平台进行研究, 介绍了实际稳控装置的动作特性, 提出了用于电网动态仿真的稳控装置模型, 建立了相应的接口仿真平台 (ISP) ;在此基础上, 结合电力系统仿真计算软件 (PSASP) 的用户程序接口 (UPI) 功能, 进行了仿真算例验证。
1 电网动态仿真中的稳控装置模型现状
稳控装置是指当电网出现紧急状态后, 通过执行各种紧急控制措施, 使电网恢复到正常运行状态的控制系统。稳控装置分为区域型和就地型2种。就地型稳控装置通常只应用于可等值为单机无穷大的电网中。现代电网中已难以找到单机无穷大的典型模式, 在一个厂站用就地稳定控制系统就能解决电网稳定性的情况已经很少。通常提到的稳控装置指的是区域型稳控装置, 目前国内广泛应用的稳控装置主要有国电自动化研究院和南京南瑞集团公司联合开发的FWK-300分布式稳定控制装置、南京南瑞继保公司开发的RCS-992A系列分布式区域安全稳定控制装置、RCS-9012稳控集中管理系统和北京四方公司开发的CSS-100BE数字式安全稳定控制装置、CSSM-2000电网稳定控制集中管理系统等[4,5,6,7]。另外, 国电自动化研究院研制的大电网广域监测分析保护控制系统 (WARMAP) [8,9]也可进行在线安全稳定及经济运行分析, 实现控制策略的离线校核、在线计算和整定, 但该系统的稳控装置模型与电网中实际应用的安全稳定系统的工作过程并不完全一致, 并且未提供与常用电网动态仿真程序的接口。
而目前国内外常用的电网动态仿真程序中几乎没有提供稳控装置模型, 提供的安全稳定控制措施仅有自动切负荷和解列两大功能。表1为目前国内外一些有代表性的电网动态仿真程序中稳控装置模型的研究现状[10,11,12,13,14]。
表1所述控制措施大多基于就地控制, 缺少区域型稳控装置的模型;另外, 仿真程序仅能通过时间延时预设某些安全稳定控制措施, 这与实际稳控装置的工作过程有较大区别, 无法真实模拟实际稳控装置的动作情况。因此, 必须在电网动态仿真程序中引入与实际应用的稳控装置动作特性相一致的稳控装置模型。
2 稳控装置建模
实际稳控装置包括主站、子站和执行站。工作时先离线生成控制决策表, 存储于主站或子站中;在线运行时由主站/子站检测故障信息、查找匹配决策表、转发控制信息等, 由执行站执行控制策略。
2.1 稳控装置模型总体结构和功能概述
在稳控装置建模时, 可忽略实际系统的通信要求, 将主站、子站、执行站的相似功能整理合并, 采取2层结构:主站为第1层, 子站和执行站合并为第2层。
主站独立设置, 主要功能为运行方式预设识别、存储决策表、故障判断、故障匹配、查找决策表、转发控制策略等。
子站设置于需要执行控制策略的网络节点处, 具体位置由电网结构及运行方式决定, 主要功能为执行控制策略。
2.2 稳控装置模型的工作过程
稳控装置模型先通过离线仿真计算生成预想故障集、控制决策表, 存储于主站中。在线运行时, 首先对系统的运行方式进行在线识别, 当检测到故障发生时, 进行故障匹配计算, 看该故障是否在预想故障集中, 进而查找决策表, 执行相应的稳控策略。模型的工作流程如图1所示。
2.2.1 运行方式预设与识别
稳控装置模型工作时需要对电网运行方式进行离线预设和在线识别。
离线预设时, 利用发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平描述电网所有主要的运行方式, 并生成运行方式列表。
在线运行时, 通过发电机出力、线路断路器位置等信息确定发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平, 从运行方式列表中识别出电网当前的运行方式。
2.2.2 预想故障集形成逻辑
预想故障集是决策表的一部分, 如图1中间部分所示。首先在每种运行方式下, 对电网进行N-K (K一般取1和2) 扫描, 将引起电网失稳的故障定为预想故障。每一个预想故障由故障位置和故障类型描述。故障位置为故障元件编号;故障类型为各元件所对应的故障逻辑语句, 如三相永久性接地短路语句等。故障逻辑语句由判断故障的电气量信息组合表示, 如三相永久性接地短路语句由三相电流升高、三相电压降低等组成。
所有运行方式及对应方式下的预想故障共同构成预想故障集, 并生成预想故障集列表。
2.2.3 离线生成决策表工作逻辑
预想故障集和与各个故障相对应的控制策略构成决策表, 决策表采用树形结构。对于同一故障可能存在多个控制策略, 此时需要进行控制策略的优先级排序, 排序原则根据系统实际情况确定。
控制策略包括控制对象和控制量。控制对象一般不超过3个, 主要为发电机、负荷或线路。控制量对发电机、负荷而言指的是切机、切负荷的量或百分比, 对线路而言指的是切或不切。
2.2.4 离线预设值说明
稳控装置模型中, 需要预设的定值为预想故障集定值和控制策略定值。预想故障集定值在主站中设定;控制策略定值在子站中设定, 主站仅存储相应标识信息并在需要时转发控制信号。离线设定采用对话框形式, 运行方式、预想故障、判断条件及各条控制策略均在独立的选项卡设定, 设定结束后可在主站决策表窗口中查看或输出决策表。
预想故障定值由运行人员选定故障判断语句完成设定。在判断故障时, 可能同时需要几个元件进行故障定位, 因此, 故障定值为突变量启动语句、元件编号和判断语句的组合。每个故障判断条件默认提供5组元件编号及识别语句, 数量可添加。
控制策略定值由运行人员直接填写。对于每个故障, 默认提供2条控制策略:1条主策略和1条备用策略。每条控制策略一般提供3个控制对象。控制对象及控制策略的数量可添加。
2.2.5 在线运行逻辑
稳控装置模型在线仿真时, 首先通过发电机出力、线路断路器位置等信息确定发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平, 在运行方式列表中识别出电网当前的运行方式。
系统发生某一事故时, 首先判断模型是否需要启动。模型启动后利用故障判断条件, 通过电网发生预想故障时的电气量变化, 如电流、电压、功率、断路器位置等, 对故障进行判断, 得到故障位置和故障类型, 进而在故障集列表中识别出当前运行方式下系统发生的故障。最后, 遍历搜索决策表, 查找到对应该预想故障的控制策略, 并由主站将控制信号转发给相应子站, 由子站执行控制策略。
3 用于电网动态仿真的稳控装置接口仿真平台
针对当前仿真软件的不足, 结合一体化仿真计算的需要, 依据稳控装置模型, 构建了一个用于电网长过程动态特性分析的稳控装置接口仿真平台软件。该软件由图形化操作平台、SQL Server数据库、外部接口程序和稳控装置模块组成, 能够与任一电网稳定计算软件接口, 导入在稳定计算软件中定义的仿真电网的拓扑结构及其参数, 基于离线仿真确定的控制决策表在图形化操作平台上对电网进行子站的配置和决策表整定, 进而在每一个仿真步长中通过外部接口程序在线访问稳定计算软件, 将稳定计算软件产生的电网各节点电压、电流等数据实时送入到接口仿真平台软件的稳控装置模块中, 按照预先配置好的预想故障判断条件进行在线故障判断, 查找转发控制策略, 然后由子站将动作情况回送到稳定计算软件中去控制相应电气元件的状态和电网模型的拓扑结构, 从而实现了闭环、交互式的实时仿真, 克服了以往稳定计算软件不能真实反映稳控装置动态行为的缺点, 能够对电网全动态过程进行有效仿真。该仿真平台的总体结构如图2所示。
程序每个部分的功能和作用如下。
a.图形化平台。图形化平台是整个软件的支撑和人机接口, 界面与PSASP类似。用户可以将电网拓扑结构、电网参数等相关信息从电力系统稳定计算软件的数据库中通过专门的数据接口读出, 并将读出的电网信息 (包括网络拓扑结构、电网参数等) 显示在图形化平台中。同时, 用户可以通过图形化平台对稳控装置配置, 包括决策表整定和子站配置。得到的电网拓扑结构、电气元件参数、子站布点以及决策表全部存入SQL Server数据库。
b.SQL Server数据库。SQL Server数据库作为整个程序的后台数据支撑, 保存电网结构、元件参数、子站布点、决策表以及相应整定值。
c.外部接口程序。外部接口程序与稳定计算软件进行接口, 执行具体的故障判断和控制策略, 并将动作结果返送到稳定计算软件。
d.稳控装置模块。稳控装置模块主要由主站和子站构成;初始化时从SQL Server数据库中获取电网拓扑结构、电气元件参数、子站布点、决策表以及相应整定值;开始计算时, 在稳定计算软件的每一次计算步长后, 从稳定计算软件获取该时刻所有节点的电压、电流等信息 (保存一定时段数据到缓冲区) , 按照既定的故障判断条件进行计算、判断, 如果满足某一预想故障的判断条件, 则转发相应控制策略, 并把动作信息返回给稳定计算软件和图形化平台, 然后此次计算结束, 等待下一步稳定计算软件计算步长;如果所有的电气量信息都不满足判断条件, 则稳控装置不动作, 不作任何处理, 此次计算结束, 等待下一步稳定计算软件计算步长。
4 含稳控装置模型的稳定计算仿真
将稳控装置接口仿真平台与PSASP通过UPI联接, 结合Visual C++程序编程, 进行含稳控装置模型的暂态稳定计算[15,16]。事实上, 无论何种电力系统动态仿真程序, 只要得到其计算接口, 都可以利用上述稳控装置模型接口仿真平台, 实现含稳控装置的稳定计算仿真。
以EPRI-36系统作为算例系统, 其网络结构如图3所示, 元件参数采用基础数据库参数。设定0.2 s时, 线路24 (BUS19-BUS16) 上距离BUS19侧20%处发生三相永久性接地短路故障, 0.3 s该线路主保护动作切除线路24。仿真计算的积分步长为0.01 s, 计算总时间20 s。此时假设系统中没有稳控装置模型。
4.1 故障线路断开后对其他线路潮流的影响
当线路24上发生故障并被主保护切除后, 该线路上的潮流将转移, 使得其他线路上的潮流发生变化, 可能导致其他线路过载。如图4所示, 线路28 (BUS19-BUS21) 的电流增加较大, 其电流峰值出现在0.46 s, 大小为1.91 p.u.。此时, 线路28在BUS19侧的视在阻抗为0.164 p.u., 已进入距离Ⅲ段保护动作范围。
4.2 离线仿真确定控制策略
显然, 因短路而切除故障线路引起的其他线路过载可能引起保护误动作, 易造成故障范围扩大即故障连锁跳闸, 从而引起更严重的系统失稳。在实际电网中可通过稳控装置来采取一定的控制策略保持系统安全稳定运行。
运用UPI和VC, 在该电网中加入稳控装置接口仿真平台, 其运行方式如图5所示。其中X为输入的电压、电流等数据, Y为输出的电网控制数据。
按照前文描述的稳控装置工作过程, 上述故障是预想故障集中的一个典型故障。针对此预想故障, 离线仿真确定控制策略为发电机4切机50%, 延时0.12 s。在发电机4处设置子站用以执行控制策略。生成的控制决策表如表2所示。
4.3 考虑稳控装置模型的仿真分析
加入稳控装置接口仿真平台后, 系统检测到线路24发生三相永久性接地短路的预想故障, 主站查找决策表、匹配故障后将相应控制策略转发给发电机4处的子站, 从而执行预设的控制策略。仿真结果如图6所示。
采取该控制策略之后, 线路28的最大电流出现在切机时刻0.32 s, 大小为1.72 p.u., 此时线路28在BUS19侧的视在阻抗为最小值, 大小为0.207 p.u., 不会造成距离Ⅲ段保护误动。
仿真结果表明, 通过稳控装置接口仿真平台与PSASP联合仿真, 能够准确模拟实际稳控装置的动作特性, 真实反映实际电力系统发生故障时的动态过程。
5 结语
本文分析了稳控装置接口仿真平台对电网动态仿真的重要意义, 介绍了实际稳控装置的动作过程, 提出了用于电网动态仿真的稳控装置模型及其建模方法, 进而建立了相应的接口仿真平台;利用PSASP自带的UPI功能, 在PSASP中引入该接口仿真平台, 实现了含稳控装置接口仿真平台的暂态稳定计算仿真。仿真结果表明, 含稳控装置接口仿真平台的电网暂态稳定仿真能够更加真实地反映实际电力系统发生故障时的动态过程, 有助于运行人员分析和理解实际电力系统受扰动后的动态行为。
摘要：针对常用仿真程序中稳控装置模型的不足, 提出了用于电网动态仿真的稳控装置模型及其建模方法, 进而建立了用于电网动态仿真计算的稳控装置接口仿真平台;在PSASP中通过UPI实现了该仿真平台与PSASP的联合运算功能, 并进行了暂态稳定仿真计算。仿真结果表明, 稳控装置接口仿真平台与PSASP联合仿真能够更加准确地模拟实际装置的工作过程, 真实反映实际电网发生故障时的动态特性。
关键词：稳控装置,模型,接口仿真平台,暂态稳定,PSASP,仿真
电网综合反事故演练仿真系统 篇2
为了让变电运行人员、调度员、继电保护人员在岗进行仿真培训,提高变电运行人员、调度员事故处理能力,提高继电保护人员设备应用能力,确保电网安全稳定运行,商丘供电公司开发研制了商丘电网综合反事故演练仿真系统。该仿真系统实现了电网及变电站联合反事故演练、调度员、变电站运行人员及保护人员联合业务培训、技术比武等多种功能,可为调度员、运行人员和保护人员提供逼真的训练环境,使调度员、运行人员和保护人员了解和掌握各项设备的运行特性及各项设备故障时对供电系统的影响,熟悉各类设备实际的状态信号及继电保护和自动装置的功能,制定合适的运行方式,正确及时指挥、调度及操作;通过反复故障演练,使调度员准确掌握电网的实际运行情况,实现事故预想、潮流分析等,并迅速提高调度员和变电运行人员在各种事故下的准确判断和快速应变处理能力,以便在短期内提高运行人员的独立工作能力,保障电网的安全稳定运行。
1仿真系统技术原则
仿真系统本着真实性、一致性、开放性、灵活性、实用性和先进性的原则进行建设,具体包括以下几方面。
a. 在 Windows 操作系统上,或在 Unix 和 Windows 操作系统上 (混合平台),跨平台的 SimpleV1.0 仿真支撑软件的系统,既可以在 Unix 上运行,又可以在 Windows 上运行,具有灵活性、方便性、可靠性。
b. 利用平台提供的 Web 服务技术为商丘电网的联合反事故演练、技术比武提供高效的 Web 服务平台。
c. 通过接口模块从 SCADA 系统的实时数据库获取实时数据作为调度员培训模拟系统(DTS)的工况,包括电网拓扑信息和电压潮流信息,作为初始值,通过仿真系统可以预知单位的变化趋势,实现系统与运行电网的真实性,可以培训人员在电网不同运行方式下的事故处理能力。
d. 仿真系统保护装置与实际电网一样,采样本装置的电流互感器(TA)、电压互感器(TV)电流电压,按照保护原理计算,与自己的物理量定值和时间定值比较,实现保护装置功能,能自动适应保护装置间相配合的特性,包括定值配合和时序配合,能够真实地再现二次系统的行为特性。
e. 仿真平台的组态工具支持维护人员系统组态、维护和升级,可以在此平台上按照自身需求开发仿真系统。并且可以方便地实现一次接线、一次设备、二次设备修改和更换,仿真系统可以同步于现场变化,能够适应现代电网的迅速发展。
2系统硬件构成
仿真系统采用联网模式和单机模式。硬件配置具体为:教练员台为 DELL 工作站(处理器为酷睿TM 2 双核处理器 E6850,芯片组为英特尔® X38 Express, 内存类型为2GB DDR2 800,硬盘驱动器为160G SATA 3.0Gb/s 10 000 rpm,显卡为ATI FireGL V5600(512 MB),显示器为21英寸,光驱为SATA 16 倍速 DVD+/-RW),2台;学员台为 DELL 工作站(处理器为酷睿TM 2 双核处理器 E45000rpm,芯片组为英特尔® X35 Express,内存类型为1 GB DDR2 800,硬盘驱动器为160 G SATA 3.0Gb/s 7 200 rpm,显卡为Radeon HD 3850 PCI - eX16 256MB DVI - I,显示器为21英寸),5台;Unix or Windows服务器为HP(处理器为英特尔® 至强® E5450 四核处理器,芯片组为英特尔®5100芯片组,内存类型为4GB DDR2 800 ecc,硬盘驱动器为146.8 G/15 000转/SAS/热插拔*2,显卡集成,显示器为17英寸,光驱为16 倍速 DVD - ROM 光驱)。
系统硬件结构图如图1所示。
3系统软件构成
仿真系统主要由操作系统、仿真支撑软件、EMS 系统仿真软件、教练员台软件、电网模型软件、自动界面组态软件(保护屏、测控屏、综合自动化、就地、三维场景)、图形建模工具软件、绘图工具软件、SCADA 仿真软件构成,如图2所示。
4突出的技术特点
对商丘电网内变电站和电厂仿真到与调度相关操作和主要自动装置及保护装置动作一致的程度。在仿真范围内对潮流和调度工作有影响的系统进行全范围仿真, 对上级电网的进出线作为与外部系统相联的边界条件考虑, 以外网形式进行仿真; 对下级电网的出线以等效负荷形式考虑。实现电网及变电站联合反事故演练,调度员、变电站运行人员及保护人员联合业务培训、技术比武等多种功能。仿真范围包括一次系统、二次系统、站用直流系统和站用交流系统。
仿真系统可以实现商丘电网1个500 kV 变电站的含三维场景的详细仿真、2个220 kV变电站的含三维场景的详细仿真、4个220 kV 变电站的详细仿真(不含三维场景)、2个110 kV 变电站的含三维场景的详细仿真,其余为 DTS 型仿真站。
本系统已实现模块化,可以根据不同应用组建不同的系统。
DTS 系统:支撑系统、电网一、二次模型、负荷与发电机模型、就地、EMS 系统、RT 接口系统、建模工具等。
变电运行系统:支撑系统、电网一、二次模型、保护屏、测控屏、交直流、3D、综合自动化、集控中心系统、五防与开票等。
保护培训:支撑系统、电网一、二次模型、保护屏、定值计算、虚拟测试仪等。
4.1 仿真支撑软件
4.1.1 支撑系统
仿真支撑软件是一个完整的、支撑实时仿真软件开发、调试和执行的软件工具。它由数据库管理系统、源程序生成系统、仿真程序编译系统、连接装入系统、实时调试系统、实时执行系统、实时控制系统和I/O执行程序等部分组成。 支撑系统完全与模型无关,能够支持各种大型仿真系统的开发[1]。
4.1.2 教练员台
仿真机的培训功能是通过教练员台实现的。人机界面要求形象和具有更多层次多重并发功能, 扩大教练员操作和思考的视野,提高仿真机功能水平,充分利用和发挥培训能力。教练员台把对学员的培训建立在最新计算机技术的应用之上,是拥有功能丰富、控制灵活、操作方便、评价科学、图文并茂等一系列特点的理想仿真培训控制界面工具。功能包括[2]:运行/冻结;仿真机状态抽点快存;初始状态点的选择;故障控制;就地操作功能;外部参数;操作记录,包括教员操作、学员操作、巡视、安全工器具使用、汇报等;监视变量;教案管理,自动评分。
4.1.3 系统组态工具
a. 一次系统建模工具。建模工具是电网模型的可视化建立工具,用户可以绘出仿真范围内各个变电站的母线及其连接方式,选择设备类型,并输入相应的系统参数。工具软件以母线为节点,母联与旁路、变压器、联络线等为支路,生成静态网络拓扑结构,自动定义变量,并存入数据库中。作为动态拓扑分析、潮流计算、故障分析的基础[3]。并形成远动图、就地画面等。
b. 二次系统组态。在系统图上拖动代表各种保护的图元,放置于保护安装点;或在保护配置表中直接添加保护,设置好被保护的设备,则系统自动生成保护程序,并设置好出入口参数[4]。
c. 自动组屏工具。根据一次系统和二次系统配置,系统自动生成保护屏、所用电屏、测控屏、开关柜等。
d. 综合自动化、监控中心画面自动生成工具。根据一次系统和二次配置自动生成综自系统画面。
4.2 模型软件及应用软件
4.2.1 电网模型软件
电网模型用数学物理方程建立电网变电站的所有一次设备和二次系统模型,全部采用动态数字模拟,其原理和物理参数按实际资料仿真,静态动态特性与实际系统相同,其故障和现象与实际一致,其逻辑关系与实际相同。能对各种不同的故障进行动态模拟,给出动态过程中的电压、各子网频率、线路潮流、短路电流等模拟结果。同时还能计算各保护的启动值,如各相/序电流、电压、阻抗等,实现继电保护的定值比较[5]。
a. 动态频率模型。根据各孤立系统有功出力和负荷的大小,计算各孤立系统各时刻的加速功率的大小,并根据调速特性、负荷特性的数学模型来确定各孤立系统的频率,模拟故障或操作后各解列岛的频率变化过程[6]。
b. 外网模拟。由于地调和省调不同,对网络频率和联络线功率没有调节手段,所以外网仿真主要有3个目的:模拟外网容量特性,提供控制联络线功率手段,模拟外网的频率特性并提供调节方法,能够实现外网正序和零序网络等值。采用辐射独立电源法(REI)[7]和多端口网络诺顿等值[8]。考虑到外网结构和系统参数资料不足等因素,一般取部分潮流断面,反求等效参数。通过调节内、外部电网的发电和负荷来调节联络线上的潮流,实现上级电网管理部门对联络线计划的控制模拟。下级电网做负荷等效。
c. 负荷模型。考虑负荷的频率和电压复合特性[9]。
4.2.2 电网二次系统模型
保护装置与实际电网一样,采样本装置的TV、TA电流电压,按照保护原理计算,与自己的物理量定值和时间定值比较,实现保护装置功能,能自动适应保护装置间相配合的特性,包括定值配合和时序配合[10,16]。
真实再现了保护的原理和内部逻辑以及外部操作特性,可以作为保护人员的培训工具,包括现场操作培训,电量和时间定值的整定及验证,控制字整定等。
4.2.3 保护定值计算软件
系统内嵌一个完整的保护定值计算程序[11],可以根据不同的运行方式和配置计算保护的电量定值、时间定值、保护控制值、压板的投退等,作为系统工况的初始值,运行人员可以根据保护定值通知单,在保护屏中修改。
4.2.4 保护屏
在计算机中再现保护屏形态,按保护原理开发的保护模块,与真实的保护一致,不仅增强了现场感,而且可以与现场一样全面实现保护液晶屏及其操作小键盘的全部功能,可以进行保护定值的整定、时间整定、控制字整定、定值换区,含故障量的真实故障报告的显示打印,压板、开关操作,信号复归等。
4.2.5 三维场景
采用三维动画技术,真实再现变电站工作场景,让培训人员有身临其境之感。能够实现:全部就地操作功能;故障、设备异常与缺陷设置;挂牌及围栏,安全工器具使用;气候条件设置;巡视操作、记录与汇报。
有如下应用:
a. 熟悉现场设备环境;
b. 增强仿真系统的真实感;
c. 进行设备巡视的训练,如各类设备的巡视点、正确的巡视路线等;
d. 通过机构箱等设备中的可操作按钮实现仿真操作票与现场操作票的统一,现场操作票中的各项均能在仿真系统实现;
e. 体现现场操作中的三核对原则。
4.2.6 就地
仿真那些系统必要的、在远动系统中未能包括的变电站就地操作,主要为潮流计算和故障分析设置变量。
4.2.7 远动终端单元(RTU)仿真软件
仿真 RTU 通信功能(采用TCP/IP协议)、遥控返校功能、保护定值管理功能,其管理的对象为变电站一、二次模型。模拟仿真遥视:如变压器着火、互感器冒烟、开关爆炸等。
4.2.8 综自站
仿真综自主站的全部功能、操作特性。
4.2.9 变电站集控中心
可以实现变电站集控中心监控功能、操作特性。
4.2.10 SCADA 仿真
SCADA 仿真可以模拟四遥功能,可采集由数据采集仿真子系统发送过来的遥测、遥信等数据,完成各项常规的 SCADA 实时应用功能。
仿真的 SCADA 功能主要包括:事件和告警服务;拓扑着色;遥调、遥控操作;数据采集、处理、更新;人机界面;派生数据计算、数据统计;趋势曲线[6]。
4.2.11 与 SCADA 系统接口
通过接口模块从 SCADA 系统的实时数据库获取实时数据作为 DTS 的工况,包括电网拓扑信息和电压潮流信息,以此作为初始值,通过仿真系统,可以预知电网的变化趋势[7]。
5主要功能
5.1 正常操作运行仿真
5.1.1 正常操作仿真
按照调度下达的操作任务,填写操作票,完成变压器操作、断路器操作、隔离开关操作、压板操作、保护投停、电压互感器的切换,电容器的投停等各种操作实现系统运行、热备用、冷备用、检修方式间的相互切换。
5.1.2 运行方式仿真
当运行方式发生变化时,如环网运行方式变为单网运行方式时系统潮流变化是否满足设备运行要求,可以分析各种运行方式下的负荷分配,制定出合理安全的系统运行方式,研究电网特殊运行方式下的动态和静态稳定。
5.2 故障演习仿真
5.2.1 故障设置
教练员可以根据故障类型进行题目选择,设置故障。
断路器故障:拒动、误动、偷跳、爆炸、压力低闭锁。
隔离开关故障:带负荷拉合隔离开关、带电合接地隔离开关。
变压器故障:包括相间短路、接地短路、匝间短路、变压器过负荷、变压器油温过高。
母线故障:母线短路、母线接地、瓷瓶断裂。
线路故障:近区短路、接地、断线等。
继电保护故障:装置失去电源、压板漏投、误投、定值错误、接线错误、极性错误等。
此外,还有电容器故障以及直流故障等。
5.2.2 事故处理
通过各种故障现象,迅速分析判断事故,通过3D动画巡视设备,作出正确的操作处理。
5.2.3 事故评估
教练员可根据设定的操作任务或故障,对学员在系统上进行的操作或处理,给予提示和讲评。
5.3 操作票生成与培训系统
可对线路、主变压器、母线、电容器等设备开票培训;可对学员的操作以操作票的形式进行记录,并与典型操作票进行核对。
5.4 保护定值验证、保护设备操作
继电保护人员利用DTS进行继电保护和安全自动装置配置及整定值的校核和研究[8]。
5.5 系统维护功能
系统可根据变电站的主接线方式(如:双母接线方式、双母接线带旁母接线方式)和正常运行方式的差异及实际变电站的工作情况进行选择和修改,可对故障类型进行增加或修改,还可更改线路名称和隔离开关、断路器号,使其更加接近变电站的实际运行情况。
6结论
商丘电网综合反事故演练仿真系统投运后,作为调度员、变电站运行人员、继电保护人员培训、考试、升岗、竞赛的平台,提高了培训效率,缩短了培训周期,降低了培训成本,提供了逼真的环境,使调度员、变电站运行人员、继电保护人员全面、系统地了解商丘电网以及电网内一、二次设备,在事故处理过程中全面协作,迅速正确判断、处理故障,提高演练人员事故应变能力、综合素质,保证了商丘电网的安全经济运行。
摘要：介绍了商丘电网综合反事故演练仿真系统。该系统采用跨平台仿真支撑系统,由实时数据库管理系统、实时执行与进程调度系统、进程通信与I/O执行系统等部分组成。与传统的实时数据库相比,增加了抽象数据结构的管理能力。电网一次模型采用不对称网络实时故障潮流分析技术,动态计算全网各节点故障电压、各支路故障电流,并用以直接启动保护和自动装置;电网二次模型采用的保护装置与实际电网一样,采样该装置电压互感器、电流互感器的电流、电压,按照保护原理计算,与自己的物理量定值和时间定值比较,实现保护装置功能;采用图形矢量化保护屏,在计算机中再现保护屏形态,而且可与现场一样实现保护装置各种操作的全部功能。变电站内设备的仿真模块,采用三维动画技术真实再现变电站工作场景,现场操作票中的各项内容均能在仿真系统实现,并具有在线调度自动化系统的各种功能。实现了电网及变电站联合反事故演练,调度员、变电站运行人员及保护人员联合业务培训、技术比武等多种功能。
论电网仿真系统的模块化设计 篇3
随着中国经济的飞速发展,电网发展也日进千里,电力系统网已经变得日益复杂,越来越多的操作和监控任务已经超过了人类能够负担的范围。计算机和仿真技术的发展,使得电网仿真系统越来越多的承担起模拟操作和技能培训任务,电网调度、变电运行、电网及变电站联合反事故演练、技术比武、电网规划等多种功能纷纷加入仿真系统,并连接调度DTS等系统实现实时数据更新,电网仿真系统应用广度和深度得到极大拓展,在供电生产各方面越来越发挥着重要的作用。
然而电网仿真是一个具有较强时效性、复杂性的大型计算机系统,不仅电网仿真系统本身造价不菲,需要细致分析电网系统参数变化,利用模型复现实际系统中发生的本质过程,而且系统更新必须符合飞速发展的电网变化,所以,仿真系统架构设计和电网动态特性模拟设计,直接关系到电网系统仿真应用的成败。
二、架构设计
要建立一套实时的电网仿真软件,需要最大化简化模块之间的接口,提高模块的独立性,可使软件设计、调试、维护等过程变得容易和简单。而无论电网如何发展和变化,动态潮流是电网系统正常运行基础,可以进行电压监视、负荷调节、电压调节等正常运行监视、操作和调节。电网仿真系统可以以动态潮流为基础,利用建立模型,构架良好的模块化系统。
模块独立性是用“内聚度”和“耦合度”这两个定性指标来度量的,内聚度是度量一个模块功能的相对强度,耦合度是度量模块之间的相互联系的程度,内聚与耦合互相关联。在电网仿真系统结构设计中的目标,力求增加模块的内聚,尽量减少模块间的耦合,内聚比耦合更为重要。由于电网系统潮流给出了电网仿真系统各模块的电压电流,它的输入、输出是已知的,利用“黑箱”设计理念,分解系统结构设计和系统模块,是整个电网仿真系统架构设计的基础。
按照以上设计理念,整套电网仿真系统应由仿真支撑系统、模型应用软件和建模组态工具库组成。系统结构图如下图所示:
1. 仿真支撑系统
仿真支撑系统由仿真支撑软件和电网模型软件组成。仿真支撑软件是一个完整的、支撑实时仿真软件开发、调试和执行的软件工具它能实时调试、执行和控制仿真系统,并具有数据管理、I/O管理以及源程序生成等功能。仿真支撑软件完全与模型无关,能够支持各种大型仿真系统的开发,包括电力、通讯、视景仿真等。
电网模型指应用数学物理方程建立电网变电站的所有一次设备和二次系统模型,采用动态数字模拟,其原理和物理参数按实际仿真,电网模型的静态特性、动态特性与实际相同,能对各种不同的简单故障、复合故障进行动态模拟,故障和现象不仅与实际一致,而且其相互影响和逻辑关系要与实际相同,给出动态过程中的电压、各子网频率、线路潮流、短路电流等模拟结果。同时模型还应能计算各种保护的启动值,如各相/序电流、电压、阻抗等,实现继电保护的定值比较。
2. 模型应用软件
模型应用软件由教练员台、保护屏、测控屏、控制盘台、就地和三维场景组成。
(1)教练员台
仿真机的培训功能是通过教练员台实现的。人机界面要求形象和具有更多层次多重并发功能,扩大教练员的操作和思考的视野,提高仿真机功能水平,充分利用和发挥培训能力。教练员台把对学员的培训建立在最新计算机技术的应用之上,是拥有功能丰富、控制灵活、操作方便、评价科学、图文并茂等一系列特点的理想仿真培训控制界面工具。
教练员台可以选择初始工况,检查开关初始状态位置,回退、重演某一科目演练,设置故障及远方操作,随时记录教练员和操作员的活动,对学员操作过程仿真机自动给出成绩评价等功能。
(2)保护定值计算软件
系统内嵌一个完整的保护定值计算程序,可以根据不同的运行方式和配置计算保护的电量定值、时间定值、保护控制值、压板的投退等,作为系统工况的初始值,运行人员可以根据保护定值通知单,在保护屏中修改。
(3)保护屏
图形矢量化保护盘,在计算机中再现保护柜形态,按保护原理开发的保护模块,与真实的保护一致,不仅增强了现场感,而且可以与现场一样全面实现了保护液晶屏及其操作小键盘的全部功能,可以进行保护定值的整定,时间整定,控制字整定,定值换区。含故障量的真实故障报告的显示打印,压板、开关操作,信号复归等。
(4)三维场景
采用三维动画技术,真实再现变电站工作场景,让人有身临其境之感。能够熟悉现场设备环境,实现全部就地操作功能;实现设备巡视训练,各种巡视操作、记录与汇报;可以设置故障、设备异常与缺陷,实现操作票操作培训,挂牌及围栏设置,安全工器具使用;并能够设置不同气候条件。
(5)就地操作
仿真那些系统必要的、在远动系统中未能包括的、变电站的就地操作,主要为潮流计算和故障分析设置变量,实现变电站仿真控制盘台所缺少的其它主要控制、检查操作。如:户外巡视、就地操作等。
(6)综自系统、集控中心
仿真综自系统、集控中心的全部功能和操作特性、监控功能、操作风格等,
(7)EMS系统仿真软件
控制中心仿真环境与实际控制中心环境基本一致,具有在线调度自动化系统的各种功能。为达到逼真的效果,控制中心仿真子系统需要模拟在线调度自动化系统所有的监控功能,包括监控系统和在线应用软件。
3. 建模组态工具
建模工具用于建立电网模型,必须用户可以自定义建模,自行更新电网仿真系统,以符合电网的实际发展变化。
优秀的建模工具,应采用程序开发出用户级组态建模平台,将不同设备的相同功能写成标准的动作模块单元,形成算法库和资源库,以此建立不同对象的模型,实现用户自定义拆装建模。例如,用户可以通过可视化工具绘出仿真范围内各个变电站的母线及其连接方式,选择设备类型,并输入相应的系统参数,设备建模以母线为节点,母联与旁路,变压器、联络线为支路及其参数,生成静态网络拓扑结构,自动定义变量,并存入数据库中,作为动态拓扑分析、潮流计算、故障分析的基础,并形成远动图,就地画面等。这样即增强了设备模型的通用性,又降低用户对研发厂商的依赖性。
三、结束语
随着电力系统的发展和日益复杂,对系统供电可靠性要求也愈来愈高,在电力生产中,电网仿真作为一种特别有效的研究、培训手段,可以为变电站的运行人员提供良好逼真的培训环境,达到提高运行人员的运行操作素质,增强其安全运行能力的目的。同时经过反事故演练后,提高其对变电站非正常和事故状态的判断、处理能力,为电网安全、稳定和经济运行作出贡献。本文从计算机模块技术角度出发,结合电网运行特性和控制系统的实际进行分析研究,合理设计电网仿真系统模块,大大提高了电网仿真系统寿命周期。
参考文献
[1]郑新才,刘成伟,秦三营等,电网综合反事故演练仿真系统[J].电力自动化设备,2009.5.
电网仿真 篇4
关键词：怒江电网,独立网,跳闸,高频切机,低频减载,仿真
0前言
怒江电网位于云南电网的末端,主要经两个通道与云南电网主网相连,怒江电网网架结构不强,与主网联系较弱,一旦发生“N-2”或检修方式“N-1”故障与主网解列,地区电网孤网运行后的高频问题和低频问题十分突出,为了保证电网的安全稳定运行,提高独立网稳定运行的可能性,合理的高频切机和低频减载方案将会起到较大的作用。
以下是对220 k V剑兰Ⅰ回线停电检修的情况下,220 k V福剑线因故障跳闸,怒江福贡、贡山和兰坪电网与主网解列后,独立电网的运行情况进行分析,并利用PSD-BPA稳定分析程序进行仿真,模拟出独立网运行期间的频率变化情况,提出怒江电网高、低周措施的优化方案,并制定相应的风险管控措施。
1 事件概况
220 k V剑兰Ⅰ回线配合停电,220 k V剑兰Ⅰ回线停电期间,怒江福贡、贡山和兰坪电网经220 k V福剑线单线与主网相连。220 k V福剑线故障跳闸,地区独立电网经过机组高频切机、一次调频动作和部分机组甩负荷,另部分低频减载动作后,独立网维持稳定运行。独立电网经110 k V剑黄线并网运行。
2 跳闸前地区电网电源和负荷
怒江北部用电负荷主要分布在兰坪地区,福贡和贡山地区负荷较小,怒江福贡、贡山的负荷送至兰坪地区后仍有大量的外送需求。
怒江福贡、贡山和兰坪电网经220 k V福剑线单线与主网相连,事故前地区电网总发电出力为217.4 MW,兰坪地区的用电负荷约65.1 MW,福贡和贡山地区总用电负荷约3.5MW,除去部分网损后220 k V福剑线外送负荷约141.89 MW。
3 跳闸后地区电网频率变化
怒江福贡、贡山和兰坪电网与主网解列后,地区电网的高频问题比较突出,解网后经机组高频切机动作后,地区电网的频率得到一定程度的抑制。
220 k V福剑线故障跳闸,怒江福贡、贡山和兰坪电网与主网解列独立网运行,经过2 s后独立网频率达到第一个峰值53.362 Hz,解网7 s后独立网频率低至48.711 Hz,解网14 s后频率达到第二个峰值51.28 Hz,而后频率逐步稳定在50.4 Hz左右,独立网维持稳定运行。怒江福贡、贡山和兰坪地区孤网频率变化曲线详见图1。根据实时频率变化曲线分析,怒江电网福贡、贡山和兰坪片区高频切机方案中应只有第一、第二和第三轮机组动作,第四、第五和第六轮机组均未动作。
4 跳闸后地区电网高低周动作
4.1 高频切机装置动作情况
故障后,地区孤网功率过剩,孤网内纳入高周方案中的机组共计54台(不包含未投产机组),分为6个轮级总切机容量618.7 MW,其中运行的机组有28台,220 k V福剑线故障跳闸后独立网经高频切机、机组甩负荷和一次调频动作后孤网频率得到一定的控制最高值为53.362 Hz,故只有高周第一、二、三轮机组动作,前三轮中纳入方案中的机组共30台,其中运行且应切除的机组共13台(实际切除13台),另有17台机组处于停机状态。
4.2 低周减载装置动作情况
3月30日06时12分19秒220 k V福剑线故障跳闸后,怒江福贡、贡山和兰坪电网与主网解列,独立网运行7 s后频率达到最小值48.711 Hz,符合低频低压减载动作条件,35k V整流Ⅰ回线动作跳闸。
4.3 孤网后仿真分析
根据收集事故前各厂站的实时数据、负荷情况及机组动作情况,采用PSD-BPA电力系统分析软件对事故情况下孤网的频率变化情况进行仿真,对比结果如表1所示,具体仿真曲线如图2所示:
依据仿真与实时数据对比结果,可以看出仿真结果与实时变化曲线接近,基本上能够真实的反映出电网的实时变化情况。
5 结束语
怒江电网内所有电站均为径流式水电站,丰枯期发电出力变化较大,丰水期怒江电网主要以电力外送为主,枯水期又主要以受入为主。丰水期高频问题和枯水期低频问题依然十分突出,合理的制定高频切机和低频减载方案对抑制电网的频率问题也十分重要。通过这次仿真分析更加体现出了高、低周方案的重要性。为了进一步提高怒江电网孤网后稳定运行的能力提出以下建议:
1)做好怒江电网的规划,电源和负荷合理布局,尽可能的实现电源就地消纳;
2)持续做好怒江电网的机网协调工作,加强对怒江电网BPA数据的参数管理,进一步提升稳定分析水平;
3)滚动修编怒江电网的高、低周方案,优化高频和低频定值,并对方案的实施效果进行仿真校核,提高方案的适应性;
4)加强怒江电网中小水电站的涉网安全管理,进一步规范小水电站的定值管理,督促各电站按照调度下发定值单正确置入定值,确保装置可靠正确动作。
参考文献
[1]黄宗君,李兴源,晁剑,等.贵阳南部电网“7.7”事故的仿真反演和分析[J].电力系统自动化,2007,09.
[2]程旻,吴琛,李玲芳.云南电网主网高周切机方案研究.云南电力技术[J].2008,36(1)1-4.
[3]王兴刚,孙鹏,钱迎春.西双版纳电网高频问题研究.云南电力技术[J].2010,38(2):5-8.
黑龙江省电网全数字仿真系统应用 篇5
1 全数字仿真系统介绍
1.1 系统介绍
电力系统全数字仿真装置 (ADPSS) 是由中国电科院研发的基于高性能PC机群的全数字仿真系统[2]。该仿真装置利用机群的多节点结构和本地高速通讯网络, 采用网络并行计算技术对计算任务进行分解, 并对进程实施实时和同步控制, 实现了大规模复杂交直流电力系统机电暂态和电磁暂态的实时和超实时仿真以及外接物理装置试验[3]。
电力系统全数字仿真装置采用通用的软硬件技术平台, 因而具有开放性和可扩展性, 便于软硬件随着技术的发展更新换代, 并获得高性价比。
硬件:主要使用高性能PC机群 (PC-cluster) , 造价低, 扩展性好, 用户如果需要扩展节点, 只需增加节点和变更配置文件即可。
通信网络系统:采用通用局域网连接分离的管理网络和计算网络, 管理网络采用千兆以太网, 计算网络采用高速Myrinet网络或Infiniband网络, 管理网和数据网的分离大大提高了网络可用性, 保障了数据的传输带宽。
系统软件:采用Linux操作系统, 该系统附加费低、稳定可靠、兼容性好、性能优异。
应用软件:核心仿真软件基于电力系统分析综合程序 (PSASP 7.0) , 可信度高。
1.2 平台建设和维护
截止到2012年底, 黑龙江省调直调电厂70座, 总装机容量为18 699.95 MW。其中火电厂24座, 装机容量为14 877 MW;水电厂4座, 装机容量为721.6 MW;风电场42座, 装机容量为3101.35 MW。黑龙江省电网共有500 k V厂站16座, 主变16组, 运行容量为12 166 MVA;220 k V变电所111座, 主变共187台, 运行容量为23 379 MVA。共有500 k V线路34条, 线路总长度为5 032.926 km;220 k V线路298条, 线路总长度为12 296.3 km。2013年省网预计新建投产火电机组7台, 合计容量1800 MW。预计新建、扩建投产风电场14座, 合计容量825.3 MW。输电设备预计新建、改建投产220 k V线路46条, 总长度1711.05 km;变电设备预计新建、更换、扩建220 k V变压器12台, 总变电容量3756 MVA。对此, 根据上述介绍的全数字仿真系统特点及功能, 可在ADPSS中建立黑龙江省电网电厂、变电站、线路数学模型, 然后对其进行数据平台建设和维护。
2 全数字仿真系统的应用
2.1 500 k V兴黑线机电-电磁暂态混合仿真分析
黑河换流站通过500 k V兴黑线与黑龙江电网相连, 是通过阿州-黑河向南输电的唯一一条500 k V输电线路。
采用电力系统全数字仿真装置对兴黑线进行单相重合闸过电压仿真分析。根据计算的需要, 应用机电暂态-电磁暂态混合仿真功能对500 k V兴黑线路进行过电压计算, 电磁暂态网络应包含该线路, 故电磁暂态网络的边界设置为黑群兴群侧DK、黑兴黑线黑侧DK、黑松北500、黑永源500、黑兴福220[4]。这些母线形成的局部电网如图1所示。
在进行电磁暂态计算之前, 采用梯形隐积分迭代法对全网进行机电暂态稳定计算, 将整个黑龙江省电网和目标电网进行分网并行计算。机电暂态计算完成之后, 在机电暂态中划分机电暂态子网和电磁暂态子网进行任务分配, 将黑龙江省电网除电磁暂态外的其他部分划为机电暂态子网, 具体方案如图2所示。之后将机电暂态的计算结果通过机电暂态接口提交到电磁子网中进行电磁暂态计算, 实现机电-电磁暂态混合仿真, 如图3所示[5]。
兴黑线单相重合闸操作过电压仿真结果如表1—表3所示。
从表1—表3可知:
1) 500 k V兴黑线线路故障跳闸时, 兴福侧线路一侧过电压最大值为2.74 p.u., 过电压较严重, 母线侧过电压最大值为1.25 p.u.;黑河侧母线一侧过电压最大值为2.34 p.u., 线路一侧过电压最大值为1.42 p.u.。所以, 线路故障跳闸存在过电压问题。
2) 采用单相重合闸, 若故障为永久性故障, 过电压最大值均小于1.0 p.u.;若故障为瞬时故障, 过电压最大值为1.33 p.u.。故单相重合闸不存在过电压问题。
2.2 风电场35 k V小电流接地系统保护装置选型研究
以马鞍山风电场为研究对象, 分析风电场35 k V小电流接地系统的单相故障特性。风电场装机197.2 MW, 安装39台单机容量为850 k W的维斯塔斯风力发电机组, 193台单机容量为850 k W的歌美飒风力发电机组。场内集电线路共分为16回, 马鞍山以8条架空线路接入场内220 k V升压变电站的35 k VⅠ段母线, 云岭云雾以8条架空与电缆相结合的配网线路接入场内220 k V升压变电站的35 k VⅡ段母线。风电电力经220 k V升压站统一送出, 以一回220 k V出线接入220 k V达连河一次变。
以风电场及电网的基本信息, 建立研究系统的模型, 如图4所示。图4模型中, 35 k V母线零序电压3U0采用ADPSS中自定义模块进行搭建, 3U0取三相电压瞬时值之和, 如图5所示。
本次动模试验是在不投入风机的情况下进行的, 试验假设零序保护安装在9号机群线, 接地选线只针对9号机群线, 35 k V为不接地系统, 9号机群线区内出现故障。所以, 分别在9号机群线被保护线路0%、50%和100%处模拟保护区内U相永久性金属性接地故障, 测试各保护装置性能。
UU、UV、UW为35 k V三相母线电压, UL为母线零序电压, IU、IV、IW分别为9号、10号、14号机群线零序电流。研究对象在三种情况下故障前后的电压、电流如表4所示。各装置的动作情况如表5所示。
试验表明, 当风电场35 k V小电流接地系统发生单相永久故障后, 根据故障位置的不同, 故障相电压会有所不同, 距离被保护线路越近, 故障相电压降越低, 故障相电流波动越剧烈。
通过物理接口箱外接装置进行动模实验, 能够检测出各种继电保护装置动作情况及算法的优缺点:在中性点不接地的小电流接地系统中, CSC-211装置、RCS—9611C装置选线成功率较低, TY-06装置、WXH-822C装置选线成功率较高。该结果可以直接指导实际电网的继电保护配置方案, 以降低风电脱网事故的发生。
注:电压为二次有效值, PT变比为35 k V/100 V, UL为UU、UV、UW相量和的有效值;电流为二次有效值, 三相电流相量和, CT变比为300 A/5 A。
3 结语
通过两个不同类型的试验对黑龙江省电网全数字仿真系统的应用进行了验证, 试验表明采用ADPSS能够对输电线路进行机电-电磁暂态混合仿真和对风电场35 k V小电流接地系统进行准确建模和仿真, 可以外接物理接口箱进行闭环动模试验, 完成继电保护装置的校验。该仿真系统的建设对提升黑龙江省电网仿真试验和分析研究能力, 拓展黑龙江电网业务具有重要的意义。
参考文献
[1]张侃君, 周友斌.湖北电网数字仿真系统选型研究[J].华中电力, 2011, 24 (4) :18-21.ZHANG Kanjun, ZHOU Youbin.Hubei grid digital simulation system type selection[J].Central China Electric Power, 2011, 24 (4) :18-21.
[2]田芳, 李亚楼, 周孝信, 等.电力系统全数字实时仿真装置[J].电网技术, 2008, 32 (22) :17-22.TIAN Fang, LI Yalou, ZHOU Xiaoxin, et al.Power system full digital real time simulation device[J].Power System Technology, 2008, 32 (22) :17-22.
[3]张星, 王峰, 郑伟杰.基于ADPSS的电力系统数模混合仿真[C]//中国高等学校电力系统及其自动化专业第二十五届学术年会论文集, 2009.ZHANG Xing, WANG Feng, ZHENG Weijie.Power system digital-analog hybrid simulation based on ADPSS[C]//Twenty-fifth annual meeting paper set of power system China higher school and its automation professional, 2009.
[4]张侃君, 董永顺, 陈磊.500 kV输电线路并联高抗若干问题的仿真研究[J].湖北电力, 2011, 35 (3) :42-44.ZHANG Kanjun, DONG Yongshun, CHEN Lei.Simulation study on issues concerning 500kV transmission line with HV reactor[J].Hubei Electric Power, 2011, 35 (3) :42-44.
煤矿电网无源滤波器分析与仿真 篇6
谐波产生的根本原因是由于煤矿电网中某些设备和负荷的非线性特性, 即所加的电压与产生的电流不成线性关系而造成的波形畸变。电力电子变换装置目前是主要的谐波源。此外, 变压器、电动机等设备也不同程度地产生了一定的谐波。
谐波对旋转电机和变压器的影响主要是引起附加损耗和过热, 其次是产生机械振动、噪声和谐波过电压。这些将缩短电机的寿命, 情况严重时甚至会损坏电机。谐波还会引起变压器的噪声增大, 改变保护继电器的性能, 引起误动作或拒绝动作。
二无源滤波器
无源滤波器也称LC滤波器, 由滤波电容器、电抗器和电阻器适当组合而成的滤波装置, 与谐波源并联为特定频率的谐波电流提供低阻通道。除了滤波作用外, 无源滤波器还起到无功补偿的作用。按照与负荷的联结方式, 无源滤波器分为串联滤波器 (图1-a) 和并联滤波器 (图1-b) 。根据无源滤波器滤除的谐波频率特点, 可分为单、双调谐滤波器 (图3-c、d) 和高通调谐滤波器 (图1-e、f、g、h) 以及失谐滤波器。调谐滤波器用于吸收单一次数谐波或相邻的两次谐波, 可分为单调谐滤波器、双调谐滤波器、三调谐滤波器。
三无源滤波器的参数计算
这里从单调谐滤波器为例对无源滤波器的参数计算进行说明。
调谐在n次谐波频率的单调谐电力滤波器, 由于系统的谐波电压最终要被限制在很小的数值内, 可以忽略, 认为系统交流母线上只含基波分量U1。因此滤波支路除流过n次谐波电流外, 还流过由U1引起的基波电流, 即:
滤波器支路的安装容量应为基波无功容量Q1n与谐波无功容量Qn之和, 即:
滤波支路输出的基波无功容量为:
由式 (1) 和式 (3) , 可得:
取基准容量为, 则上式可写成标幺值的形式:
由式 (5) 可求得当时, 最小, 且为:
相应地输出基波无功容量为:
由此可得出最小电容器安装容量所对应的电容量为:
求到电容的电容量后, 就可以求出滤波支路的电感和电阻参数:
滤波器支路的电感Ln为:
无源电力滤波器的品质因素Q也是一个非常重要的参数, 它决定着无源滤波器的性能。当Q值较大时, 理想情况下, 无源电力滤波器对主要谐波频率 (5次、7次) 的阻抗接近于零, 绝大部分负载谐波电流分流至电网支路, 使电网中的谐波电流得到了有效抑制。此外, 为了保证无源滤波器支路对所有谐波电流提供低阻抗通道的能力, 要求滤波器支路的电阻不能太大。因此, 在实际应用中, 常利用滤波器元件本身的内阻来保证滤波器具有一定的频带宽度。
四无源滤波器的仿真
无源滤波器的Simulink仿真模型如图2所示。
其中二极管整流桥为负载 (谐波源) , 当电网不加入无源滤波环节时, 电网电流的波形及其谐波情况如图3 (a) 所示。
由图3 (a) 可见波形的谐波含量很严重, 电流波形不稳定, 无法满足电网用户的使用要求。需要对其进行滤波处理。
当电网引入用于滤除5次谐波的无源滤波环节后, 电流波形如图3 (b) 所示。当电网引入滤除7次谐波的无源滤波环节后, 电流波形如图3 (c) 所示。当电网同时引入滤除5次和7次无源滤波环节后, 电流波形如图3 (d) 所示。可见引入无源滤波器后, 电网的电流稳定性得到很大程度的改善, 谐波成分明显减少。
摘要：本文分析了煤矿电网谐波的产生及危害。在此基础上, 对无源滤波器进行了分析和仿真。
关键词：煤矿电网,无源滤波器,仿真
参考文献
[1]王兆安, 黄俊主编.电力电子技术.北京:机械工业出版.2002
[2]王兆安, 杨君, 刘进军谐波抑制和无功功率补偿.北京:机械工业出版.1998
电网仿真 篇7
针对上述问题, 本文采用实际的变电站参数, 对20 k V中性点经消弧线圈接地、经小电阻接地以及两者灵活切换方式进行仿真研究。以便于在根据电网的实际发展速度来合理确定20 k V配电网的中性点接地方式, 为升压改造过程中电缆、接地变、消弧线圈等相关设备的选型与投资预算提供参考依据。
1 软件仿真模型建立
根据临海东部区块20 k V配电网的实际参数, 选择变电站A进行仿真研究其20 k V出线含有YJLV22-18/20-3电缆线路长12.61 km, 另有JKLYJ-20/240架空绝缘导线长35.926 km。对应于额定电压下的接地电容电流约为58.86 A。接地变压器参数容量选择为1200 k VA;接地变压器的等值零序阻抗为25.43Ω。采用小电阻接地, 阻值为20Ω;20 k V等值系统的正序阻抗与负序阻抗皆为1.19Ω。利用PSCAD软件进行该配电网仿真模型的搭建, 利用“Three-Phase Voltage Source Model”模型模拟等值系统, 模型选择为中性点不接地, 电源阻抗形式选择为电感。电压幅值选择为21 k V, 频率选择为50 Hz。利用“3-Phase 2-Winding Transformer”模拟接地变压器。模型选择为Y, d11型理想变压器, 短路电压百分数选择为6.9%。线路选择为型等值模型。
2 不同接地方式的对比仿真
接地变压器中性点接入20Ω电阻, 模拟线路出口处发生单相接地故障时, 软件仿真结果故障电流零序分量值为177.87 A。仿真结果说明:在发生单相接地故障时, 流过接地装置的电流值在500~600 A之间, 可保证单相接地保护装置能够迅速动作跳闸。但临海市东部区块以医药、化工、钢铁等企业居多, 对供电可靠性要求比较高, 较长的停电时间将会对经济造成较大的损失。因此, 临海东部区块20 k V配电网目前不宜采用中性点经小电阻接地方式。
根据目前的零序电容电流值最大值, 同时考虑5~10年的发展。选择消弧线圈容量为1000 k VA, 其电流调节范围为25~75 A。根据目前零序电流的情况, 在仿真模型中消弧线圈的电感值为0.63 H, 阻尼电阻值取1.97Ω。该谐振接地系统中发生单相接地故障时, 接地点故障电流零序分量仿真值约为2.1 A, 由仿真结果可知, 该系统发生单相接地故障时, 消弧线圈所产生的感性电流将补偿系统中的容性接地电流, 使接地故障电流被控制在10 A以下, 且为感性电流, 可有效抑制接地电弧。同时, 在该接地方式下系统发生单相故障时, 仍可允许工作2 h, 从而保证了供电的高可靠性和连续性。临海市东部区块20 k V配电网部分线路由10 k V升压改造而来, 根据该变电站零序电流的特点, 宜采用中性点消弧线圈接地方式。但是经消弧线圈接地, 在单相接地故障时易引起工频过电压, 应重视设备绝缘的问题。
3 中性点灵活接地系统
在采用中性点经消弧线圈接地方式的条件下, 为达到准确选出发生接地线路的目的, 可采用消弧线圈并联电阻的灵活接地方式, 即在发生接地故障后的一段时间内, 短时投入并联电阻, 短时增大故障电流以达到选线目的。
软件仿真系统在0.2 s时发生永久性故障, 0.3投入并联的电阻20Ω, 0.4 s断开该电阻。故障电流零序分量分量仿真结果如图3所示, 该值为接地故障电流的1/3。
由图1可以看出, 电网正常运行时, 消弧线圈经中性点与电网相连, 此时小电阻不并入中性点接地回路。当线路发生永久性单相接地故障, 且故障时在一定时间内未被查找出来时, 则可经一定的延时后, 由控制器发出指令, 闭合小电阻并联回路开关, 此时将接地点的故障电流被控制在600 A以下, 这样既可保证故障点电弧能稳定燃烧, 不至于产生谐振过电压, 又可以使馈线继电保护装置或选线装置感受到较大电流, 以保证选线的正确性。
4 结语
经过仿真研究可知, 采用消弧线圈并联电阻的灵活接地方式, 既可满足设备的耐压水平要求, 也能在瞬时性故障下保证临海东部区块工业用电的安全性和连续性。
摘要：根据本地区20 kV配电网网络结构多为架空线和电缆的混合线路的特点, 采用PSCAD软件对于本地区配电网的中性点接地方式进行研究。重点研究中性点经消弧线圈接地、经小电阻接地以及两者灵活切换方式。
关键词：配电网,中性点,接地,灵活,方式
参考文献
[1]要焕年, 曹梅月.电力系统谐振接地[M].北京, 中国电力出版社, 2000.