运行不稳定（共9篇）
运行不稳定 篇1
摘要：能源机构资料表明, 工业类电机产品每年耗费数万亿度的电能, 超过全球用电量的50%。变频调速设备将有助于降低能量消耗, 可实现对电机类设备更为精确、有效的控制, 从而降低运行成本。通过介绍高压变频器的实际应用经验, 并对应用时应注意的技术问题进行阐述, 同时对存在的问题进行了分析与改造, 从而提高变频器的安全稳定运行。
关键词：高压变频器,循环流化床,风机节能
一、系统概述
某热电厂采用四台410t/h东方锅炉有限责任公司生产的DG410/9.81-9CFB型循环流化床锅炉, 锅炉系高温高压、单汽包、自然循环锅炉, 采用循环流化床燃烧方式、高温分离物料、固态排渣、干式输送、平衡通风、半露天布置。炉膛位于锅炉前部, 四周与顶棚布置有膜式水冷壁, 底部为水冷布风板和定向风帽, 上部与前墙垂直布置三片水冷屏和六片汽冷屏 (二级过热器) , 中部是点火油枪、二次风口、回料口、飞灰再循环口和给煤口, 炉膛、旋风分离器和自平衡“J”型密封回料阀构成了粒子热循环回路。锅炉配风复杂, 每台锅炉配有十四台风机, 包括:一次风机、二次风机、引风机、点火风机、播煤风机、J阀风机、石灰输送风机、飞灰再循环风机。
随着电力行业改革的不断深化, 厂网分开、竞价上网等政策的不断颁布, 节约能源降低厂用电率, 降低发电成本提高上网电价竞争力, 成为各发电厂追求的目标。火力发电厂中各种动力设备, 风机水泵类负载占绝大部分, 由于各电厂调峰力度的加大, 设备的负荷变化率快, 必须实时调节风机的流量。发电厂中调节流量的方法多为节流阀调节, 这种方式仅通过改变风道中挡板门的开度来实现调节通流阻抗, 而驱动端的输出功率并没有改变, 致使浪费了大量的能源。2007~2008年按照能源管理模式 (简称“EMC”) 逐步对四台锅炉的一次风机及引风机共计十六台风机安装高压变频器, 节电效果显著。
二、高压变频器在运行中存在的问题
(一) 高压变频器核心部件造成的运行稳定性差。
伴随使用年限增加, 高压变频器故障率一直较高。根据变频器内部结构的特点, 变频器内部的核心元器件主要有电阻、电容、电感、整流桥、IGBT等半导体电子元器件, 而驱动板正是电子元件的集中载体。变频器功率单元内部有六路脉冲信号, 有序的供给功率元器件———IGBT。使得IGBT内部的六只管子轮流导通, 把整流逆变后的能量供给电机。当变频器驱动电路中PWM控制算法以及内部逻辑出现异常时, 会改变六路信号的工作状态, 使得六路信号由有序到发生混乱, 使该导通的管子导通了, 不该导通的管子也跟着积极地导通了, 产生高于设备定值的动作电流, 从而误报“IGBT故障”。
(二) 环境对变频器电子元器件的影响。
变频器开放式功率单元的设计理念造成对灰尘的防护性差, 随着运行时间的增长, 显出先天的弊病。若不计半导体器件的主动失效问题, 工作环境温度、潮湿与灰尘对IGBT、电阻及PCB板的使用寿命影响最大。采用开放式功率单元设计, 对粉尘及湿度反应敏感, 受外界环境影响大。特别是夏季潮湿季节, 变频器的故障率明显增高。特别是主要器件———驱动板功以及IGBT故障频频, 造成变频器整流桥损坏、均压电阻损坏以及单元通讯故障都造成变频器跳闸。
通过变频器七年的运行情况进行综合分析, 变频器室的环境是影响变频器稳定运行的一个比较重要的因素。变频器室建设时, 将地址选在锅炉冷渣器与电除尘器之间, 变频器室设计的空间狭小 (长23.5m、宽6m、高5.5m) , 八台变频器全部运行过程中产生的热量不能与安装在屋顶的八台空调的制冷量进行等量的热交换, 被迫采取外循环。而外循环方式将导致室内负压增大, 致使锅炉冷渣器排出来的粉尘颗粒与电除尘放灰时悬浮的带有电荷的粉尘颗粒吸入变频器室, 这些颗粒进入功率单元内部。特别是在夏季潮湿季节, 这些工业粉尘颗粒加上较高的湿度致使变频器功率单元的控制板和驱动板上的精密电子元器件运行不稳定, 故障频发。变频器室内起初配置的八台电空调安装在屋顶, 空调维护保养不便, 经常带病运行。而装设在屋顶的空调室外机在夏季, 阳光暴晒常导致室外机温度过高而造成保护停机, 起不到制冷效果。随着电空调使用年限的增加, 其制冷效果逐年递减, 室内温度过高。夏季长时间在33度左右运行, 高温造成功率单元的电子元器件的使用寿命快速衰减, 也是造成功率单元故障的原因之一。由此可以看出因为制冷量不足, 被迫采用外循环运行, 采用外循环带有极性的粉尘颗粒进入变频器功率单元内部, 以上一连串的恶性循环造成变频器故障频繁发生, 严重影响变频器的安全稳定运行。
三、高压变频器故障造成的影响
循环流化床锅炉配套的分布式控制系统 (DCS) 于2003年投产, 其数学模型建立不完善, 当机组主要辅机故障跳闸造成机组实发功率受到限制时, 没有协调控制系统强制将机组负荷减到尚在运行的辅机所能承受的负荷目标值功能, 即自动协调控制辅机故障减负荷 (RUNBACK) , 简称RB开关。当变频器的一次风机、引风机故障跳机后, 运行值班员如果不能及时处理异常调整, 就会因为炉膛负压保护动作引发锅炉MFT, 通过这几年的故障跟踪, 特别是一次风机的变频器故障后基本上都会引发锅炉MFT。因此, 变频器的运行稳定性直接关系到锅炉甚至机组的安全稳定运行。
四、针对变频器故障采取的应对措施
(一) 变频器设备本身提高防护等级。
通过对以往故障的分析, 对变频器运行不稳定这一特点进行了七项技术改造:一是每片驱动板上配置环纹电阻并通过调整驱动板参数, 由3.1Ω增至2.6Ω增加过流保护动作值, 从而有效避免误报IGBT过流保护。二是每台功率单元增加限流电阻, 使电容负极通单元壳体接地, 有效避免功率单元误报电压异常。三是每台功率单元增加了缺相保护, 有效避免了功率单元中快速熔断器断相造成的移相变压器二次绕组过热的发生。四是鉴于发电厂属于电源点, 母线电压较高 (6, 300k V) 。调整变压器抽头由X2、Y2、Z2调整到X1、Y1、Z1 (X1、Y1、Z1抽头为变压器一次额定电压为6, 300V) 处, 从而避免单元误报电压异常。五是在每个功率单元的快熔连接处增加压敏电阻, 从而配合缺相保护的可靠动作。六是重新下装新版程序, 减少保护死区, 使定值有效保护变频器的离散性值域。更换DSP芯片, 使得采样电流电压稳定准确。七是对功率单元的电子元器件管脚进行了浸绝缘漆处理, 提高了功率单元的绝缘水平以应对夏季潮湿季节粉尘及湿度的影响。
(二) 通过改善环境提高变频器的安全稳定运行。
对变频器室部分散热窗进行了封堵, 有效改善了变频器的工作环境, 减少了灰尘对变频器精密元器件的影响。针对运行环境影响变频器运行不稳定这一特点, 进行了多项技术改造:2011年, 针对两个变频器室, 加装了集中制冷设备。提高了变频器室制冷量, 减小了室内的负压, 降低了变频器室的温度, 从而实现平衡变频器的热量交换, 变频器室处于正压力运行。2012年, 加强变频器的日常巡回检查。及时提醒运行人员对屋顶空调进行保养, 保证变频器室的温度在正常范围内。2012年, 对变频器室部分窗户进行了封堵, 并将变频器室大门的缝隙使用泡沫及密封胶进行封堵, 改善了变频器的工作环境, 减少了粉尘颗粒通过狭小的缝隙侵入变频器室内部的可能。2012年, 将变频器本体的功率单元柜及变压器柜散热风道改进为带有活动挡板设计的活动风门。加强巡视后, 根据室内温度及压力情况进行灵活调整内外循环散热方式。2013年利用夏季变频器停运的机会, 将变频器所有换气窗进行封堵后, 变频器室内的墙体及变频器本体上堆积的灰尘进行清理, 待变频器开机前对内部进行彻底清理, 将所有变频器的变压器单元采取外循环, 功率单元柜采用内循环。2013年夏季变频器停运时, 将变频器本体内放置一定数量的干燥包, 保持停运设备内部干燥, 减少潮湿空气对金属部件锈蚀。2012年开始, 利用每次检修机会, 将每台将近70公斤的功率单元逐个取下 (每台变频器共有18个单元, 一台炉108个单元) 并拆除单元壳体, 用压缩空气进行彻底清扫。彻底清理堆积在功率单元内部的粉尘颗粒, 回装后逐个进行实验检查。
十六台风机配置的高压变频器, 若均投入变频运行则应年应节电5, 920万k W·h, 但由于变频器运行不稳定, 使得一半设备不能投入变频运行, 每年损失电量2, 960万k W·h, 折合人民币1, 149万元。通过此次改造, 弥补变频器的缺陷, 保证了安全经济运行, 降低了厂用电率, 创造了巨大的经济效益。
参考文献
[1] .张振阳, 刘军祥, 李遵基.高压变频技术在火电厂吸风机中的应用与研究[J].热能动力工程, 2002, 17(2 ) :191 ~194
[2] .王树.变频调速系统设计与应用[M].北京:机械工业出版社, 2005
[3] .SIEMENS-ROBICON高压变频系统技术、应用手册 (end)
运行不稳定 篇2
535、一次中间再热、凝汽式单轴三缸三排汽口汽轮机，1985年投产使用。全机共有8段非调整抽汽。其中1、2、3段分别为3台高加抽汽用汽。回热加热系统的配置方式为“3大2小”，即3台高加、1台前置式蒸汽冷却器和1台外接式疏水冷却器。3台高加均为“U”型管表面式加热器，疏水采用逐级自流的方式，＃1高加疏水最终至除氧器。疏水装置为电动式调节装置。高加水位运行不稳定，据运行日记统计，最多时一个月高加动作8次，高加投入率不高。原因分析
1．1 疏水装置调整性能差
高加疏水系统中的疏水装置仍采用KDJ式电动调节装置，这种装置属于80年代的产品，由于其执行机构机械元件多，迟缓率大，很容易出现刹车失灵，产生过调现象。当高加水位偏高需增大调整门开度时，由于执行机构的过调现象，会使水位降低过 多；而当高加水位偏低需减小调整门开度时，往往会使水位又上升过多。由于水位不稳定，调整门频繁动作，对高加内部及其疏水系统的管道冲蚀增大，甚至会产生振动，调节阀也易冲蚀磨损，经常出现故障，以至造成高加水位调整失灵，引起高加保护动作，或高加无水位运行，特别是汽轮机变工况运行时，高加水位就更加难以控制。
1．2 高加疏水至除氧器管道布置不合理
投入＃
2、＃3高加疏水，调整至正常后投＃1高加时，随即出现水位不断升高甚至满水现象。而疏水管道为∮219 mm×7 mm，疏水调节阀窗口通流面积79．4 cm2，通流面积足够，造成＃1高加疏水不畅的原因是疏水管路压力损失太大，使疏水调节阀压差减小，影响了通流能力。图1为改造前的高加疏水至除氧器管道布置。
1．3 高加疏水至除氧器管道管壁偏薄
由于长期被冲蚀，高加疏水至除氧器管道管壁已由原来的8 mm减至4～5 mm，特别是疏水管道弯头处，由于高加水位的波动，磨损特别严重，以致管道及弯头处泄漏而造成高加停运。改进措施
据上述分析，在2002年＃8机组大修时，采取了以下改进措施。
2．1 更换KDJ自动疏水装置
切除KDJ的电动疏水装置，更换为自调节液位控制装置。自调节液位控制装置克服了传统的浮球式、气动式、电动式液位调节产品的缺点，基于“汽液两相流”的原理，自动调节容器出口流量，从而达到相对稳定的液位。其结构见图2。
疏水由阀口进入，调节汽由进汽口进入阀体内部，当调节汽进入阀腔与疏水混合后，调节汽随疏水一起向阀腔喉部流动，由于喉部截面积不变，疏水的有效通流面积相应减少，使疏水流量降低，从而达到阻碍疏水的作用。由于汽体比容为液体的1 000多倍，只需极少汽量就可控制大量的疏水变化。该装置自调节能力强，无活动部件，无任何机械、气动、电动传动和控制系统，无需热工信号的支持，内芯采用全不锈钢材料，高温下耐蚀、耐磨、耐冲刷性好，且适应负荷变化范围大。2．2 改变布置方式
原系统在除氧层有7个弯头，管路较长，经改进后，减少了4个弯头和7 m的管路，较大幅度地减少了压力损失。图3为改造后的管路布置方式图。
2．3 更换高加疏水至除氧器管道
为提高管道的强度、耐蚀、耐温性能，将高加疏水至除氧器管道由原来的＃20钢更换为不锈钢管，弯头采用∮219 mm×8 mm不锈钢材料，并对相应支吊架进行了改造，减小管道摆动。改造效果
通过对高加疏水系统的改进，2002年8月至2003年2月期间，＃8机3台高加在机组运行中都能全部投入。且由于高加疏水系统中采用了汽液两相流疏水器，自调节能力强，适应负荷变化范围广，在机组负荷40％～100％范围内都能实现稳定控制，保持高加水位在规定范围内运行，增强了机组变工况运行时回热系统的适应性。高加疏水系统故障率由改造前的55％降为0，高加稳定性及投入率大大提高，机组热效率也相应增加，提高了机组的安全性；同时，由于新加装的汽液两相流调节装置无机械电气元件，无需热工信号的支持，减少了热工人员及运行人员的工作量。4 巩固措施
运行不稳定 篇3
1 无线网络运行不稳原因
在使用无线设备进行共享上网的局域网工作环境中, 网络运行不稳定的主要原因可能包含射频干扰、参数设置、负荷过载、覆盖盲点、地址冲突、病毒等多个方面。由于无线局域网中的普通无线设备使用的是免费的wifi频段, 而日常的电子产品, 例如空调、微波炉、蓝牙、电子遥控器等设备, 同样也使用的是这个频段资源, 无线设备在工作过程中很容易受到这些设备的干扰;在动态地址和静态地址混存的无线局域网工作环境中, 地址池参数设置不当, 很容易造成地址冲突现象, 并引发网络运行不稳定的故障现象, 此外信道参数的选用设置也很重要;普通无线设备如果频繁遭遇大容量数据流量的袭击, 或者运行时间过长, 也容易影响无线局域网的运行稳定性;由于建筑物的阻挡, 会导致某些区域拥有有限的甚至没有射频信号的存在, 这会极大地降低性能并中断无线应用的运行。
2 无线网络运行不稳定的解决方法
2.1 排除信号干扰因素
通常无线局域网工作环境的随意性比较大, 无线设备的放置地点可能会被经常移动变化, 不过考虑到无线设备在工作的时候, 是通过电磁波信号来传输数据包的, 而电磁波信号是很容易受到常见电子产品干扰的, 因此在遇到无线局域网运行不稳定故障现象时, 需要检查无线设备的放置位置是否合适;例如, 看看无线设备附近是否存在类似冰箱、洗衣机、空调、微波炉这样的大功率电器设备, 或者是否存在无绳电话之类的通信设备, 这些设备在工作的时候, 会对无线设备产生电磁信号干扰, 影响无线局域网的运行稳定性。
另外, 还要注意看附近有没有其它的无线网络。如果你发现别人使用了和你相同的信道, 可以将自己的网络改为不同的信道。为了避免自己的无线设备受到信道冲突, 我们可以尝试进入该设备的后台管理系统, 将信道参数调整为不常用的无线信道, 例如可以将无线设备的信道设置为1信道或6信道, 也可以设置为11信道或13信道, 这些信道往往不容易产生信道冲突现象。
如果还是无法将射频干扰减少到一个可以令人接受的水平, 就可以试着在受影响的区域增加射频信号的强度。例如, 你可以增加发射功率, 可以用更强的单元代替原有的天线, 或者是将接入点靠得更接近一些。这些方法会增加信噪比 (平均到一个数据单元的信号与随机噪声的比值) , 从而改善性能。
2.2 排除设备驱动因素
在无线局域网中, 客户端系统自身的稳定性问题也是影响无线网络稳定性的最重要因素之一, 特别是客户机无线网卡的驱动问题, 不少笔记本客户端系统由于无线网卡驱动安装不正确或者驱动程序兼容性存在问题, 从而引起无线上网连接频繁掉线。当我们发现自己在无线局域网中不能稳定上网时, 首先需要检查自己的无线网卡设备的工作状态是否正常, 在确认无线网卡设备工作状态正常的情况下, 进入该设备的属性设置界面, 看看其中的驱动程序版本是否过时, 一旦发现驱动版本比较陈旧时, 应该及时将它更新、升级到最新版本;如果无线网卡设备是直接与局域网中的无线设备进行连接时, 我们需要考虑无线网卡与设备之间的兼容性, 因为除了无线套装设备外, 有不少品牌的无线设备与无线网卡设备之间相互兼容性不是很好。
2.3 解决覆盖盲点
在安装了无线网之后, 射频信号传播地设施内有可能发生一些变化。例如, 可能要建一面墙或摆放一些家具, 这会极大地减弱信号。更糟糕地是, 在安装网络之前, 可能并没有对射频位置进行调查。这些情况都会导致设施地某些区域只拥有有限的甚至没有射频信号地存在, 这会极大地降低性能并中断无线应用地运行。因此应该将无线设备尽可能摆放在建筑物的中间空旷位置, 之所以这样放置, 是因为无线设备的信号传输范围是一个球体, 在建筑物的中间空旷区域, 可以保证让无线上网信号传输范围的直径覆盖整个建筑物, 以达到稳定、高效的信号传输效果, 从而实现稳定上网的目的。此外, 许多无线设备的天线都是全向的, 它的摆放角度也会影响无线信号传输效率的高低, 至于如何调整天线角度才能获取最好的上网效果, 我们可以根据实际环境来反复调整天线角度。
2.4 排除地址冲突因素
在实际的网络使用中, 随着网络规模的增大, 经常会采用静态IP地址分配和动态IP地址分配相结合的地址分配方式, 如果将无线网络中的一些重要客户端系统, 设置成使用静态IP地址, 而其他客户端系统全部使用动态IP地址的话, 那么当拥有静态地址的客户端系统关闭运行一段时间后再重新接入无线局域网时, 就容易发生地址冲突的现象, 这种现象也会影响无线局域网的工作稳定性。造成这种不稳定现象的主要原因, 就是我们没有正确设置无线设备的DHCP服务参数, 从而引发DHCP服务器自动把静态IP地址也分配出去了。一旦遇到地址冲突现象时, 我们可以进入无线设备的管理界面, 在DHCP服务设置区域中将地址池参数设置成除静态地址之外的一段IP地址, 这样一来无线局域网中的普通客户端系统就无法获得指定的静态IP地址范围中的地址了, 也就避免了冲突的发生。
2.5 排除负载过大因素
在活跃的无线网络用户太多时, 或者在用户们正在操作一些占用带宽过多的应用时 (如下载大型的文件) , 对网络的应用有可能会达到接入点的最大容量。在这种条件下, 重试率有可能会相对提高 (超过10%) , 即使信号强度很高而噪音强度很低也会影响到网络性能 (即信噪比很高) 。其结果是由于需要重传数据帧而花费额外的时间从而导致吞吐量的降低。
为了解决这一问题, 我们首先要限制无线局域网中的BT下载、联机游戏等影响流量和带宽的不正常操作, 同时限制无线设备的连接数量, 还可以通过较低的功率将接入点AP放在更靠近的位置, 从而创建更小的射频蜂窝。这种“微型蜂窝”方法可以减少每个接入点中的用户数量, 从而使每个用户获得更多的容量。
2.6 排除网络病毒因素
如何提高电网运行的稳定性 篇4
在电力系统中，保证系统的稳定性非常重要，如果系统的稳定性被破坏，可能会导致系统的瓦解和大范围停电等事故，给社会带来巨大的损失。随着计算机技术、通讯技术、控制技术以及电力电子技术的发展，和在电力系统中的应用，有关电网运行的安全也需要解决很多问题。
1.1 数据提供的信息量不足 电网运行的数据包括数字仿真数据及系统中各种装置所采集的实测数据，如管理信息系统、地理信息系统以及各种仿真软件仿真生成的数据。然而工程技术人员通过这些数据所获取的信息量仅仅是全体数据包含信息量的部分，隐藏在这些数据后的还有极有价值的信息是电力系统各种失稳模式、发展规律及内在的联系，对电网调度人员来说，这些信息具有极其重要的参考价值。
1.2 安全稳定性的定量显示
电力市场的形成发展，使系统运行在临界状态附近，安全裕度变小，调度人员面临越来越严峻的挑战。因此，应深入了解新的市场环境下电力系统全局安全稳定性的本质，找出电力系统各种失稳模式、内在本质及对其发展趋势的预测，同时，使用浅显易懂的信息来定量估计系统动态安全水平，估计各种参变量的稳定极限，为调度人员创造一个简易实用的条件来处理、分析电力系统的安全稳定问题。
1.3 安全稳定性的评价及控制
由于电力系统的不稳定类型极其复杂，无法完全预测，调度人员需要更多的专家、更有价值的信息来预测及采取必要的控制措施来保证电力系统的安全稳定运行，这就对安全稳定评估算法的实时性、准确性及智能性提出了挑战。提高电网运行的安全稳定性及管理措施
2.1 研究新的智能数据分析方法
为解决上面提到的数据提供的信息量不足，安全稳定性的定量显示，安全稳定性的评价及控制等问题，工程技术人员需要掌握系统可能运行空间所蕴含的规律，并使用不断积累的实测数据直接对系统的安全稳定性进行分析。
在这种情况下，单凭人力己无法完成这种数据分析任务，为此，研究新的智能数据分析方法，更多地用计算机代替人去完成繁琐的计算及推导工作，对提高系统运行的安全稳定性具有重要的意义。如，运用数据仓库技术有效利用电力系统中的大量数据，运用数据挖掘技术挖掘电力系统中潜在的有用信息，运用基于风险的暂态稳定评估方法增强对电力系统安全稳定性的评价及控制等。
2.2 规范电网调度运行工作
近年，随着电网迅速发展，计算机保护和高新科技的不断应用，以及调度自动化系统的日益完善，电网调度的现代化程度越来越高，这对电网安全性和经济性的提高发挥着积极的促进作用。但是因为调度员操作不规范、误调度等原因，使得电网的安全稳定问题依然十分严重。因此，为保证电网安全运行，应认真考虑人的因素，杜绝误调度、误操作的人为事故发生。在电网调度上，应从规范交接班、规范调度操作、提高事故处理能力等方面着手，进一步提升调度员驾驭电网的能力和执行力，促进电网的安全稳定运行和调度运行的规范化管理。
2.2.1 规范交接班制度
交接班是保证电网调度连续性的重要环节，规范的交接班制度，是确保交接内容完整、调度思想统一的保证。只有交接清楚，后续工作才能顺利开展。如果交接不清楚，就有可能造成误送电、漏送电的情况，严重时甚至造成电网瓦解、人身伤亡等事故。
2.2.2 规范调度操作命令
值班调度员是电网安全、稳定和经济运行的直接指挥者，通过调度操作命令的形式，改变电网运行方式、设备状态和调整经济运行。无论是日常工作，还是异常事故处理，调度员发布的每道调度操作命令都必须是正确的，这就要求调度员始终贯彻“安全第一”的方针，严格执行各种规程和规章制度，避免误操作和误
调度，确保人身、电网和设备安全。
2.2.3 提高调度员的事故处理能力电网事故有突发性、意外性和不可预见性的特点，这给调度员带来了相当大的考验。所以说调度员素质的高低，直接影响电网的安全稳定运行。电网调度员处理事故不当，造成的后果是极为严重的。作为电网调度员，应该不断提高心理素质和专业素质，做到精心调度，恪尽职守，不断增强责任心和使命感，从根本上杜绝误调度的事故发生，此外，还应建立规范的电网事故预想制度，保证电网的安全稳定。
2.3 减小系统故障对电网运行的干扰电网在设计和运行时，尽管采取了一系列提高稳定性的措施，但是不可预测的各种的故障冲击，还是会对电网产生不同程度的干扰，大的扰动使电网暂态稳定破坏，因此，采取措施减小电网故障对电网运行的干扰，保持电网运行稳定十分重要。
2.4 加强电力设施的保护
运行不稳定 篇5
河南煤化矿井涌水深度脱盐处理工程于2004年开始实施, 2007年9月建成投产, 设计规模800 m3/h, 由给水净化和脱盐处理两部分组成。给水净化主要是通过絮凝沉淀, 处理后出水浊度小于3 NTU, 然后通过超滤、反渗透膜及混床技术进行脱盐处理。脱盐处理工艺见图1。
二、存在的问题
反渗透系统自2007年9月投运以来, 随着运行时间的增加, 系统出现下列问题。
1.保安过滤器滤芯更换频繁 (最短1 d, 最长4 d) 。换下的滤芯表面有时是黑色, 有时是黄色或白色凝胶状黏稠物。
2.反渗透机组离线清洗频繁。短期内 (6 d左右) 压降由0.22MPa升至0.36 MPa, 产水量由76 m3/h降至45 m3/h, 脱盐率由97.6%降至95%。
3.RO反渗透系统运行压力和压差迅速增长, 反渗透膜污堵情况严重。膜元件在线反冲洗和离线冲洗过于频繁, 导致膜元件处理水样的效果降低, 且使用寿命大大缩短。
由于系统的不稳定运行, 给生产带来不利, 技术改造势在必行。
三、原因分析
1.进水电导。进水电导在4 000μs/cm左右, 明显高于反渗透进水常规要求值, 说明水中离子含量过高, 易引起系统结垢、腐蚀。
2.垢样分析。取污堵垢样少量做扫描电镜和能谱分析, 垢样扫描电镜均放大1万倍、2万倍, 从电镜照片可看出, 垢样较为密实, 无孔隙。具体成分见图2。
3.等离子体发射光谱仪分析。把垢样溶于50 mL的盐酸中, 测其溶液中各个金属离子的含量, 测定结果见表1。
从上面能谱分析图及等离子体发射光谱仪测定结果可知, 垢样中元素含量较高的有Al, Ca, Fe, Mg, Na, P, S, C, O, S等元素。
4.预处理系统未起到有效作用。
(1) 絮凝剂没有在最佳的条件下达到最好的处理效果。絮凝剂投加的最佳p H为8左右, 在此p H范围絮体最大, 沉降效果也最好。同时, 絮凝剂的投加方式是直接加入管道中, 没有设置专门的反应器和搅拌器等混凝设备, 导致混凝效果较差。
(2) 过滤器未能起到截留悬浮物等的作用。过滤器可以在截留之前投加絮凝剂和助凝剂产生的絮体, 但由于多介质过滤器的流速大于8 m3/h, 所要求的石英砂粒径为0.45～0.55 mm (实际用的石英砂粒径为0.5～0.8 mm) , 故未能达到多介质过滤器工艺设计要求的截留悬浮物的作用和效果。
5.各种药的投加量过大。根据元素含量分析的结果, 可知各种药剂投加量较大。
(1) 絮凝剂和助凝剂投加量过大。投加量过大时, 保安滤芯表面呈现黄色黏稠物, 加大了膜设备的处理负担, 使得后续的膜元件污堵情况更为严重。投加量不足时, 保安滤芯表面呈现黑色。
(2) 次氯酸钠。还原剂—亚硫酸氢钠投加量过大。为防止反渗透膜发生微生物污染。需要对原水进行杀菌处理。在此工艺中, 杀菌剂采用的是次氯酸钠, 杀菌后应除去残余氯, 否则会对膜造成不可逆转的损坏, 因此适量投加还原剂可以消除余氯。但大量投加会导致膜表面滋生厌氧菌, 形成新的污染物, 给膜造成污染, 降低产水量。
(3) 阻垢剂的投加量过大。阻垢剂是大分子有机磷酸盐类, 它主要是通过减缓晶体生长和晶格畸变这两种作用进行阻垢的, 这两种作用的同时存在, 使得这类药剂也具有阈值效应, 大量投加会增加膜装置的系统压降。有研究者指出, 当水中含有铝或铁等离子时, 此药剂的阻垢效果就会变差或本身变性。
四、技改措施
1.降低絮凝剂、助凝剂投加量。通过实验分析可知, 凝胶状污堵物中铝、铁含量较高, 而实验所采用的絮凝剂为聚合氯化铝铁, 有部分药剂残留进入保安过滤器、反渗透, 在此进行再絮凝并同阻垢剂有所反应。将聚合氯化铝铁同阻垢剂进行混合, 在10 s内产生明显成层沉淀现象。结合数据、现象分析, 通过烧杯实验将絮凝剂投加量由25 mg·L-1降至6 mg·L-1, 助凝剂投加量由1.2 mg·L-1降至0.1 mg·L-1。同时将投加点改为絮凝剂在前、助凝剂在后, 要求助凝剂熟化时间不低于5 h。
2.降低膜用阻垢剂投加量。根据膜污染物的化验分析及膜装置的运行参数, 将膜用阻垢剂投加量由14 mg·L-1降至5.6 mg·L-1。
3.减少次氯酸钠、还原剂的投加量。源水矿化度高, 投加多种类药剂会造成复杂反应机理, 同时过量的还原剂亚硫酸氢钠易引起厌氧微生物滋生, 因此采取冲击式投加次氯酸钠、还原剂方式运行。
4.改进膜清洗方案。在用氢氧化钠清洗膜时, 缩短浸泡时间 (由原8 h改为2 h) , 防止强碱对膜的损坏;在用食用级柠檬酸清洗膜时, 延长浸泡时间 (由原2 h改为8 h) , 恢复膜表面的电中性, 提高脱盐率。
5.优化运行工艺。
(1) 将原运行的2组反渗透机组 (4台多介质过滤器和2套超滤设备) 改为5台多介质和2台超滤设备, 目的是降低多介质水流速, 保证多介质与水流有充足的接触时间来提高出水水质。
(2) 适当延长多介质过滤器使用时间。由原来运行12 h反洗一次改为当出水水质、进出口压降及产水量三者之一出现异常时再反洗。实际运行表明, 多介质过滤器经过一段时间使用后, 滤料表层形成一层薄膜, 能更有效去除水中悬浮物、胶体、有机物等杂质, 即薄膜过滤。
(3) 反渗透机组8 h冲洗一次。
五、技改后的运行情况
技改前后反渗透系统各项运行指标见表2。实践证明, 系统经过技改后取得了以下效果。
1.反渗透机组段间压差上升缓慢、平稳, 进水膜端污堵现象消失, 系统稳定运行达50 d以上。
2.清洗后的反渗透机组脱盐率、产水量和系统压降基本恢复如初。
3.保安过滤器滤芯使用时间由技改前最长运行4 d, 延长至目前的30 d。
六、结论
运行不稳定 篇6
近年来,由于全球能源危机以及化石能源消耗带来的环境问题日益严重,风力发电、光伏发电等新能源在电力结构中比重逐步增大[1,2,3]。作为新能源发电设备与电网之间的接口,并网逆变器由于具有高品质输出电流、有功和无功功率独立可控等优异性能,正被越来越多地接入电网[4,5]。
由于中国新能源基地与能源主要消耗地之间呈远距离逆向分布的特点,能量的远距离传输是新能源利用的主要途径[6],远距离传输线的阻抗已不能忽视。当出现单相、多相短路故障以及不平衡负载接入时,逆变器并网点电压和电流以及电网等效阻抗都会出现不平衡特性[7]。由于并网逆变器的滤波电感为非线性,实际运行时电流不平衡会导致滤波电感也会出现不平衡。因此,并网逆变器往往工作在电网电压、电网阻抗和逆变器滤波电感均不平衡的复杂工况下。而较高的电网阻抗易导致并网逆变器产生谐振甚至不稳定[8],并网点电压不平衡也会引起锁相环(PLL)锁相不准、逆变器输出电流不平衡等问题[9]。因此,研究并网逆变器在不平衡运行工况下的稳定运行能力十分重要。
目前,并网逆变器系统稳定性分析方法主要有两类:基于状态空间模型的时域方法和基于阻抗模型的频域方法[10]。在时域方法中,首先建立电源和负载系统的统一模型,再通过根轨迹分析并网系统的动态响应和稳定性[11,12],主要适用于并网逆变器及所连电网系统组成较为固定的情况。对于电网组成变化频繁的新能源并网系统,阻抗稳定性分析方法将互联子系统等效为理想电源与阻抗的串联或并联,对于分析并网逆变器的运行稳定性更有优势。
阻抗稳定性分析最先由Middlebrook在研究直流系统输入滤波器设计时提出[13],目前基于阻抗分析的直流互联系统稳定性研究已较为成熟[14,15]。对于交流系统,文献[16]提出基于广义奈奎斯特稳定性的阻抗分析法,通过研究在dq坐标下阻抗比矩阵的特征根来判定逆变器系统稳定性。文献[17]通过考虑PLL参数、控制环参数等因素,推导了三相并网逆变器在dq坐标下的阻抗模型,进而优化系统稳定。由于dq轴下的阻抗模型不便于不平衡电网下的稳定性分析[10],基于谐波线性化方法,文献[18]给出了在静止坐标下并网逆变器的正、负序阻抗表达式,并给出了在正、负序情况下的阻抗稳定性分析方法。文献[19]研究了电网不平衡情况下并网逆变器阻抗稳定性分析方法,但忽略了电网电压不平衡时逆变器阻抗正、负序耦合项,同时未考虑可能出现的逆变器滤波电感不平衡对逆变器稳定运行的影响。
本文研究了并网逆变器在不平衡运行工况下的阻抗建模和阻抗稳定性分析方法。本文首先建立在并网逆变器并网公共耦合点(point of common coupling,PCC)电压不平衡和滤波电感不平衡情况下的并网逆变器解析输出导纳模型,并仿真验证了模型的准确性。然后给出不平衡工况下并网逆变器阻抗稳定性分析方法,并通过实验验证了使用此不平衡导纳解析表达式来判定逆变器和电网互联系统稳定性方法的有效性,以及通过应用现有阻抗分析方法说明此不平衡工况下阻抗分析方法的必要性。
1 不平衡工况下并网逆变器阻抗模型
本文重点讨论不平衡工况对于阻抗模型以及阻抗稳定性分析的影响,因而选择基于L滤波器的并网逆变器作为研究对象[17,18,19]。并网逆变器系统基本框图如图1所示,其中SVM表示空间矢量调制。
在运行过程中,图1(a)中逆变器滤波电感La,Lb,Lc,电网阻抗Zga,Zgb,Zgc,以及电网三相电压vga,vgb,vgc都可能出现不同程度的不平衡,从而改变系统的运行工作点并引起逆变器输出阻抗的变化,给系统稳定性带来影响。对于并网逆变器阻抗模型而言,不平衡对其带来的影响是由PCC电压和滤波电感的不平衡产生。因此,在并网逆变器阻抗建模中不考虑电网阻抗,根据谐波线性化方法,假设电网和逆变器的PCC存在特定频率的正、负序电压和电流谐波分量,通过建立正、负序电压和电流谐波分量之间的关系,从而得到并网逆变器的正、负序及耦合阻抗解析表达式。为简化分析过程,本文在建立阻抗模型时,忽略了高频开关过程。由于直流侧电容一般较大,且控制带宽很窄,直流电压Vdc在本文模型中简化为定值。
1.1 并网逆变器基本电路模型
在图1(a)中,va,vb,vc和ia,ib,ic分别为并网点三相电压、电流;via,vib,vic为逆变器输出电压。由此可列出逆变器系统在abc坐标下的电路方程为:
为方便应用谐波线性化方法,根据对称分量法将上式转化成正、负、零序表达式,可得:
式中:运算子a=ej2/3π;i1,i2,i0分别为并网点电流正、负、零序分量;v1,v2,v0分别为并网点电压的正、负、零序分量;vi1,vi2,vi0分别为逆变器侧电压的正、负、零序分量。
由于并网逆变器中没有零序电流通路,因而在谐波线性化推导阻抗的过程中只考虑各变量的正、负序分量。
在不平衡运行工况下,电网和逆变器PCC电压包含额定基频正序电压和基频负序电压,为推导逆变器输出阻抗,假设PCC电压还含有正序谐波电压和负序谐波电压,此时a相电压在时域的表达式可以写为:
式中:V1和V2分别为电网正、负序基波电压幅值;Vp和Vn分别为正、负序谐波电压幅值;ω1=100πrad/s,为基频角频率;ωp和ωn分别为正、负序谐波的角频率;φv2,φvp,φvn分别为V2,Vp,Vn的初始相角。
一个时域正序谐波电压分量Vcos(2πf0t+φ)转到频域可表示为2πV/2[δ(ω-2πf0)ejφ+δ(ω+2πf0)e-jφ],现将其简写为。通过此方式,将式(3)写成频域的表达式,如式(4)所示。
同理,假设与电压相序和频率对应的电流在时域和频域的表达式如式(5)和式(6)所示。
式中:I1和I2分别为电网正、负序基波电流幅值;Ip和In分别为正、负序谐波电流幅值;φi1,φi2,φip,φin分别为I1,I2,Ip,In的初始相角;,为基频正序电流,其中Idref和Iqref分别为dq轴电流指令值。
逆变器通过对PCC电压锁相和电流调节的过程来得到逆变器电压输出指令。因此在阻抗建模过程中,必须考虑PCC电压、电流在PLL和电流控制环节的传递过程,进而建立耦合点各谐波分量同逆变器输出电压谐波分量之间的关系,并得出对应频率的逆变器阻抗。
1.2 PLL
三相电压经过PLL得出dq轴坐标系的坐标变换角度θPLL,PLL基本框图如图1(b)所示。为了滤除基频负序电压引起输出相角产生的二倍频波动,在PLL环路滤波部分增加了二倍频陷波器[20]。因而在PLL输出的旋转参考角θPLL中,只包含由基频正序电压产生的正转相角θ1,以及谐波电压分量对应的扰动 Δθ,可表示为θPLL=θ1+Δθ。
谐波电压分量产生的 Δθ 在频域中的分量与基频正序电压和基频负序电压有关。在基频正序电压的影响下,频率为fp的正序谐波电压对应 Δθ 中的扰动频率为fp-f1,频率为fn的负序谐波电压对应 Δθ 中的扰动频率为fn+f1;在基频负序电压影响下,频率为fp的正序谐波电压对应 Δθ 中的扰动频率为fp+f1,频率为fn的负序谐波电压对应 Δθ中的扰动频率为fn-f1。受基频正序电压V1的影响,正、负序谐波电压对应 Δθ 中的扰动分量在频域中可表示为[18]:
式中:HPLL(s)为PLL中包括陷波器、比例—积分(PI)调节器、积分器在内的传递函数;kpp,kpi,kpt分别为PI调节器的比例系数、积分系数和陷波器带宽系数。
同样,受基频负序电压V2的影响,正、负序谐波电压对应 Δθ 中的扰动分量在频域中可表示为:
式中:的共轭。
由此推导出的坐标变换矩阵T(θPLL)在频域中的表达式,见附录A式(A1)—式(A3)。
1.3 电流调节器
当d轴与电网电压基频正序分量重合时,并网逆变器d轴电流为有功电流,指令值为Idref,q轴电流为无功电流,指令值为Iqref。根据PLL得到θPLL并运用附录A式(A1)将PCC三相电流变换到dq坐标下得到dq轴电流id和iq,其在频域中的分量可表示为:
可以看出,dq轴电流谐波分量的主要组成部分除了包含谐波电流p和n外,还含有由PLL带来的电压谐波分量及基频负序电压分量
电流调节器基本框图如图1(c)所示。图中,Hi(s)为电流调节器传递函数,Kdq为交叉解耦系数,Vi d和Vi q分别为逆变器dq轴电压输出给定值。在不平衡电网条件下为控制基频负序电流,采用比例—积分—谐振(PIR)控制时Hi(s)可表达为[20]:
式中:kip,kii,kir分别为电流调节器的比例系数、积分系数和谐振系数。
在电流调节器中,对于交流谐波分量,需在频域下用对应频率的电流给定值与实际电流值做差,再与电流传递函数或交叉解耦系数相乘即可得到Vid和Viq的对应频率输出。对于直流分量和基频负序分量在dq轴中形成的二倍频分量,由于电流调节器中积分环节和谐振环节的作用,直流分量和二倍频分量在开环传递函数中的增益可认为是无穷大。因此,实际正序电流分量完全跟随正序电流给定量,逆变器输出基频负序电压完全跟随PCC基频负序电压,因而基频负序电流V2可认为被抑制为零。设d轴电流调节器输出直流量为D0,q轴电流调节器输出直流量为Q0。由此可以求得电流调节器输出的并网逆变器dq轴电压指令值如附录A式(A4)和式(A5)所示,其中,直流量由直流交叉解耦项和电流调节器输出的直流量组成,二倍频分量等于基频负序电压转为dq轴的分量。
将dq轴下的电压指令再进行以θPLL为旋转相角的Park反变换得abc轴下的逆变器电压输出值,其中a相电压Via如附录A式(A6)所示。在Via中,正序谐波频率fp处同时有正序谐波分量和因基频负序电压引起的负序谐波分量,负序谐波频率fn处也同时有负序谐波分量和因基频负序电压引起的正序谐波分量。同时,谐波成分与电流调节器的直流输出量D0和Q0有关,而直流输出量D0和Q0与并网逆变器在基频正序下的运行工作点有关,因而可以通过计算基频运行工作点来求出D0和Q0,求取过程见附录A式(A7)和式(A8)。
1.4 谐波线性化阻抗表达式
为推导并网逆变器阻抗解析表达式,在同一扰动频率,同时考虑正、负序谐波分量,将附录A式(A6)中的正序、负序谐波分量分别代入式(2)中的正序、负序位置,可得附录A式(A9)。将其列成如下形式:
式中:Cpp,Cnp,Cpn,Cnn,Dpp,Dnp,Dpn,Dnn的表达式见附录A式(A10)。
式(14)可简写为矩阵形式:CpnVpn=-DpnIpn。因此,根据矩阵Cpn和Dpn可得出:
式中:Zpn为逆变器在不平衡工况下的正、负序输出阻抗矩阵,表征在不同频率下逆变器的阻抗特性,Ypn为对应导纳矩阵。
为方便分析并网逆变器阻抗特性及对应系统稳定性,在后文讨论中使用导纳矩阵Ypn,解析表达式如式(16)所示。
式中:Ypp和Ynn分别为正、负序导纳;Ypn和Ynp为耦合导纳。
为验证逆变器阻抗模型的正确性,通过谐波电压注入的方法在MATLAB中仿真验证逆变器导纳分量。仿真使用的主电路、PLL、控制器参数如下:V1=100V,V2=10V,φv2=3.14rad,逆变器a相电感La=4mH,逆变器b相电感Lb=4mH,逆变器c相电感Lc=4mH,电网侧a相阻抗Lga=2 mH,电网侧b相阻抗Lgb=2mH,电网侧c相阻抗Lgc=2mH,交叉解耦系数Kdq=1.256;PLL参数kpp=0.2,kpi=50,kpt=888;控制器参数kip=1,kii=10,kir=30;额定电流幅值I1=5A,额定电流相位φi1=0rad,开关频率为5kHz,采样频率为10kHz。
为分析不平衡电压和不平衡滤波电感对并网逆变器导纳矩阵的影响,分别给出了两种情况下逆变器导纳的解析和仿真结果。在PCC电压存在不平衡负序电压V2而三相滤波电感平衡为4mH时,逆变器导纳波特图如图2所示。在PCC电压平衡而滤波电感a相为2mH、另外两相为4mH时,逆变器导纳波特图及分析见附录A图A1。
由图2可知,在PCC电压不平衡时,并网逆变器导纳解析结果和仿真结果基本一致。正序导纳Ypp在150Hz频率处和负序导纳Ynn在50 Hz处的幅值都呈现极小值,并在附近频率出现幅值和相位的剧烈变化,这是由于dq坐标系下的电流调节器中存在谐振频率为100Hz的谐振器,其转换到abc坐标系下呈现对50Hz负序和150 Hz正序电流较大的抑制能力。正、负序导纳之间以及耦合导纳之间在20~200Hz低频段存在明显差异,主要是由于在dq轴下电流调节器传递函数转到abc坐标系下后对相同频率的正、负序分量的调节能力不同,因而呈现不同的幅值、相位特性。在频率较高时,受带宽限制,电流调节器的调节能力更弱,因而在正、负序分量之间产生的差别就更小,因此高频导纳正、负序之间以及耦合项之间幅值、相位特性基本一致。高频时,逆变器的正、负序导纳特性主要由其滤波电感特性决定,因而其正、负序导纳Ynp和Ypn主要呈现感性,相位趋近于-90°。对于PCC电压不平衡时的Ynp和Ypn,其特性主要由基频负序电压的幅值和相位决定,因而在高频处不一定呈现感性。在20~70Hz频段,由PCC电压不平衡所引起的导纳耦合项Ynp幅值相对正、负序导纳Ypp和Ynn较大,在某些频率处甚至与Ypp的幅值有交叉。当频率在200Hz以上时,耦合导纳幅值与正、负序导纳幅值差距大于40dB,此频段的耦合导纳可以忽略不计。
2 不平衡工况下系统稳定性分析
2.1 不平衡工况下的系统稳定性分析理论
本文所研究的滤波电感不平衡逆变器和不平衡电网在对称分量正、负序下的系统简化框图如图3所示。
图3中,并网逆变器简化为一个电流源Iipn并联其对应的输出导纳矩阵Ypn,电网简化为一个电压源Vgpn串联其对应的输出阻抗矩阵Zgpn[21]。输出电流矩阵Ipn可表示为:
式中:,为包含电网正、负序电压分量的2×1阶矩阵;I为二阶单位矩阵;Zgpn为电网阻抗矩阵。
Zgpn与Ypn类似,为包含正、负序及其耦合项的2×2阶矩阵,根据对称分量法可得矩阵表达式为:
式中:Zga,Zgb,Zgc为电网三相阻抗;Zgpp,Zgpn和Zgnp,Zgnn分别为正、负序下电网阻抗矩阵元素。
对系统进行阻抗稳定性分析,是在假设电流源和电压源作为独立子系统是稳定的前提下进行的[21],即逆变器的Iipn和电网的Vgpn是独立稳定的。在此前提下由式(18)可知,系统稳定性取决于输出电流表达式的分母I+YpnZgpn。根据广义奈奎斯特稳定性判据[16],当逆变器Iipn和电网Vgpn分别稳定时,逆变器和电网互联系统的稳定性取决于阻抗比矩阵YpnZgpn的两个特征根的奈奎斯特曲线是否绕点(-1,0)。设l1(s)和l2(s)为阻抗比矩阵的特征根,其计算过程见附录A式(A11)—式(A13)。在稳定性分析过程中,只需将系统中存在的不平衡分量以及系统参数代入表达式即可求出l1(s)和l2(s),并画出其对应的奈奎斯特图,就可以分析出此工况下系统的稳定性。
2.2 不平衡工况下实验系统稳定性分析及验证
为了验证在不平衡工况下并网逆变器稳定性分析的正确性,搭建了一套基于TMS320F2812DSP的逆变器并网实验平台。实验采样频率为10kHz,开关频率为5 kHz,实验波形由YOKOGAWA DL750 示波器采集。 电网不平衡电压由Chroma61704交流可编程电源提供。实验系统基本参数与1.4节参数相同。
电网阻抗采用纯电感,即Zgpn相位为90°,而从图2所示并网逆变器导纳波特图可知,逆变器导纳Ypn的主要分量在较高频率处趋近-90°,因而可知YpnZgpn的特征根高频处相位约为0°,其奈奎斯特曲线不会绕点(-1,0)。因此,在进行逆变器稳定性分析时,忽略系统采样、计算、开关等延时环节,取l1(s)和l2(s)的奈奎斯特曲线范围为10 ~2 000Hz。此外,2.1 节中并网逆变器导纳是根据PCC的基频电压、电流推导而来,在稳定性分析过程中,为简化分析,把电网正、负序电压当成PCC电压来计算并网逆变器导纳。
根据上文中阻抗比矩阵的特征根解析表达式和实验系统参数,在三相电网电压平衡只含基频正序100V、电网阻抗平衡三相都为2mH电感、滤波电感平衡三相大小都为4mH的工况下,画出l1(s)和l2(s)的奈奎斯特曲线,如图4(a)所示,绿实线表示l1(s),蓝虚线表示l2(s)。由图可知,l1(s)和l2(s)的奈奎斯特曲线均不绕点(-1,0),系统稳定,且相位裕度为8°,增益裕度为2.2dB。两条曲线在奈奎斯特图中的突出部分主要是由并网逆变器控制过程中,谐振器和陷波器在abc三相坐标下50 Hz和150Hz附近相位和幅值变化较快造成的。 图中l1(s)和l2(s)曲线出现的在连续性上的突变是由在特征根的解析表达式(见附录A式(A13))中根号内的虚数过零而引起的,在计算过程中l1(s)和l2(s)数值上的交换,不影响稳定性判据。对应的PCC实验波形见附录A图A2,逆变器系统稳定运行。
改变逆变器运行工况,使电网电压包含10V的基频负序分量,电网阻抗a相电感变为6mH,bc相不变,滤波电感a相变为2 mH,bc相不变。此时l1(s)和l2(s)的奈奎斯特曲线如图4(b)所示,图中l2(s)的曲线绕点(-1,0),根据阻抗稳定性判据可知,系统此时不稳定。图5为此时的实验结果,即系统在此工况及参数下由稳定到产生谐振并逐渐失稳过程中PCC电压、电流的波形图。图中,电压、电流波形均有不同程度的谐振,对应的快速傅里叶变换(FFT)分析见附录A图A3。电压主要谐振分量为60Hz处8%的谐波,电流主要谐振分量为60Hz处10%的谐波。从图4(b)可看出,l1(s)和l2(s)的奈奎斯特曲线中接近点(-1,0)的频率为61Hz,因而此频率附近易产生对应的谐振。
在此种不平衡工况下若采用文献[18-19]的方法,判断逆变器系统稳定性时结果会不准确,具体说明见附录A图A4。将PLL比例调节系数kpp增大为0.5,此时l1(s)和l2(s)的奈奎斯特曲线如图4(c)所示。此时特征根的奈奎斯特曲线重新远离点(-1,0),根据稳定性判据可知系统稳定,相位裕度为19°。调整参数后的实验波形如图6 所示。不平衡工况下系统稳定运行,PCC电压因电网电压不平衡也呈现不平衡状态,PCC电流三相基本平衡,经FFT分析可知基频负序电流占1.4%、谐波含量为1.7%。
至此可知,系统阻抗稳定性分析方法在不平衡工况下的判定结论与实验结果相吻合,证明了在不平衡工况下阻抗稳定性分析方法的有效性。
3 结语
本文将并网逆变器PCC电压不平衡以及滤波电感不平衡运行对逆变器输出导纳的影响通过解析式表达。根据广义奈奎斯特稳定性判据,本文给出了在不平衡工况下的阻抗稳定性判定方法,验证了通过本文推导的不平衡导纳解析表达式来判定系统稳定性方法的有效性,并对比了在不平衡工况下用现有阻抗稳定性分析方法和本文中提出的方法的分析结果,证明了本文所提方法的必要性。本文拓宽了逆变器和电网互联系统阻抗稳定性分析方法在各类不平衡工况下的应用范围,使逆变器和电网互联系统的阻抗稳定性分析的方法更广泛全面。
浅析电网安全稳定运行 篇7
关键词：电网运行,安全,稳定
1 县级电网现状
因历史的原因, 县级电网大多是地方电力通过自我兴建、自我发展形成的。这种发展模式存在着先天性的缺陷。一是砌块积木式的建设, 缺乏统一的规划, 导致县级电力网络布局不合理二是由于受投资的限制, 电力设备配置相对落后;三是电力施工建设极为不规范, 装置性事故隐患很多;四是自然资源分布不均衡性, 地方经济的发展电源短缺;五是大电网的引入, 地方电网设备、设施不能满足大电网安全稳定运行的要求。特别是电力系统继电保护及自动化装置不能满足与大电网联网运行的要求, 从而威胁大电网的安全稳定运行。
我们面临的当务之急是加强县级电网的继电保护及自动化装置的改造, 充分发挥县级电网的继电保护及自动化装置的作用, 将一些局部事故限制在一定的范围内, 不至于将局部事故扩大到大面积停电事故。随着电力事业的发展, 大区域电网的互联和电力市场机制的引进, 在给人们带来巨大利益的同时, 也带来了潜在的威胁。电网运行稳定的不可预知性、电网运行在稳定极限边缘的可能性也大为增加。
影响电网稳定性的事故可分为两大类:一是可逆性事故, 即电力系统受干扰后, 能从一种正常工作状态过渡到另一种稳定或回到原来的工作状态。二是不可逆事故。即电力系统受干扰后电力系统功角稳定性被破坏, 或电压稳定性破坏即电压崩溃, 或频率稳定性破坏即频率崩溃, 或三者中的任意二者或全部破坏, 导致电网瓦解事故。
1.1 导致事故扩大的原因
A输电线路过负荷或故障跳闸, 引起大量负荷转移, 最终造成一系列线路和电源的连锁反应跳闸。B负荷增长过快, 系统无功不足而导致电压崩溃。C系统元件的保护或自动装置拒动或误动。D大机组跳闸, 引起连锁反应, 最终发展成稳定破坏事故。E不可抗拒的自然灾害或人为因素。
1.2 电力系统稳定性破坏分析
A电力系统功角稳定。所谓电力系统功角稳定就是要求保持电力系统中所有同步发电机并列同步运行。电力系统的正常运行条件是各发电机按同一供电频率同步运行以保证为用户提供统一频率的电能。电力系统失去功角稳定的原因, 是在运行中不断受到内部和外界的干扰, 使电气连接在一起的各同步发电机的机械输入转矩于电磁转矩失去平衡, 出现各发电机转子不同程度的加速和减速, 以及各发电机转子相对功率角的变化, 如果这种变化随时间增大, 则最后将使发电机失去同步运行。由于各发电机的频率不相同, 电力系统中的电流和电压将发生很大幅度的振荡, 用户得不到正常供电, 保护装置动作, 一般要断开受影响的发电机、线路等元件有可能使系统解列为几个子系统并不得不切除负荷及发电机, 从而导致全系统的崩溃。失去稳定的现象可能是发生在一台发电机与其余发电机间, 或者发生在几群发电机间, 每群发电机内还是同步运行的。
B电力系统电压稳定。电力系统的电压稳定性是电力系统维持负荷电压于某一规定的运行极限之内的能力, 它与电力系统中的电源配置、网络结构及运行方式、负荷特性等因素有关。在电力需求不断增加, 受端系统不断扩大, 负荷容量不断集中, 而电源又是远离负荷中心的情况下, 以及输电系统带重负荷时, 会出现电压不可控制连续下降的电压不稳定现象, 即电压崩溃。它往往由于电力系统电压的扰动、线路阻抗突然增大、无功功率减小或节点负荷的增大而诱发, 使大量用户断开和大面积停电。
C电力系统频率稳定。在电力系统稳态运行情况下, 全系统的发电机出力和负荷是平衡的, 电力系统频率是一个全系统一致的运行参数。在实际运行时, 当电力系统出现干扰使发电机的总出力和负荷的总功率出现不平衡时, 相应地将导致各发电机转速和频率的变化。在频率变化的初始阶段调速器和调频系统还没有动作, 系统的平均频率将下降或增大, 各发电机问将产生振荡;第二阶段发电机的调频系统以及负荷的频率调节效应, 导致发电机有功出力以及负荷的变化, 随着电力系统容量的增大, 频率的微小偏移均将发生很大的有功潮流波动和调整, 如果电力系统频率进行的监视和调节不够, 就会导致系统频率的进一步恶化, 这又将导致系统电厂出力的变化以及电动机负荷的变化, 使得电力系统的出力和频率进一步变化, 最终使系统走向频率崩溃, 导致全系统大面积停电。由于电网的系统性特点以及电网不稳定条件存在的客观性, 要真正确保整个电网稳定性, 首先要确保构成这个电网的各部分的稳定性。
2 加强安全生产, 确保电网稳定
安全生产工作总体思路:认真贯彻落实省委、省政府和国家电网公司安全生产各项规定和要求, 以建设"一强三优"公司为目标, 树立科学全面的电网安全观, 做好规划、设计、建设、运行等全过程的安全工作。坚持保人身、保电网、保设备的原则。强化管理, 进一步完善安全生产保证体系和监督体系, 落实各级安全生产责任制, 加强员工安全教育培训, 严格考核, 确保规章制度的有效执行。坚决克服安全生产在组织领导、安全管理、人员素质、预防和控制等四个方面的薄弱环节, 超前防范, 实现安全生产可控、在控。吸取先进的管理理念和思想, 坚定现代电网企业管理的发展方向, 完善科学、有序、规范的安全生产常态管理机制, 建立预警机制, 健全应急机制。在安全生产管理中作到贯彻以人为本的思想, 引入风险管理的理念, 实现持续改进的要求。坚持动态发展的观点, 建立统筹协调的方法, 落实全方位的措施, 实施全过程的控制, 追求综合管理效率的优化。通过深入持久的实施安全性评价动态管理、开展现场标准化作业、贯彻生产设备管理规范、推行安全生产健康环境质量管理体系四个方面来推动安全生产管理创新和机制创新, 全面提升电网安全生产管理水平。
安全生产奋斗目标:确保实现无人身死亡事故;无特大电网、设备事故;无有人员责任的重大电网、设备事故;无重大火灾、交通事故;无重大机械设备损坏事故;减少一般电网、设备事故, 杜绝误操作等人员责任事故。
重点工作:一是正确认识和把握安全生产面临的严峻形势和艰巨任务, 在电力体制改革、电力供应紧张、电网结构薄弱、安全生产基础不牢、职工队伍素质有待提高的形势下, 要清醒认识搞好安全生产的重要性、艰巨性、长期性。二是将防止人身事故作全为安生产工作的重中之重, 坚持做好加强工作计划管理, 建立有序的生产工作秩序, 做到工作任务、工作计划、工作内容、安全措施、轻重缓急做到胸中有数、秩序井然, 确保安全生产"可控"、"在控"。三是认真贯彻生产设备管理规范, 提高电网运行管理和设备管理。四是贯彻以人为本的思想, 引入风险管理的理念, 完善科学、有序、规范的安全生产常态管理机制, 建立预警机制, 健全应急机制, 通过深入持久的实施安全性评价动态管理、开展现场标准化作业、贯彻生产设备管理规范、推行安全生产健康环境质量管理体系四个方面来推动安全生产管理创新和机制创新, 全面提升电网安全生产管理水平。五是强化职工的技能培训工作, 按照"干什么、学什么、缺什么、补什么"的原则, 全面提高生产岗位一线工人的基础素质。六是切实做好加快电网发展形势下的基建安全工作。七是加强零散小型工作特别配网和客户工程的安全管理。八是高度重视事故抢修工作和设备紧急缺陷消除工作, 保证重要用户和城乡居民生活用电。九是加强治安保卫、消防和交通安全工作, 确保不发生火灾和重大交通事故。
参考文献
孤立电网稳定运行研究 篇8
关键词：孤网稳定运行,特殊性,实践管理操作
孤立电网, 简称孤网, 通常指的是与大型电网整体相分离的容量较小的电网。当孤立电网内部只有一个单独的供电机组时, 这个系统可以被称为单机带孤网的工作方式。单机带孤网方式的显著特征是把传统电网对于电荷的控制转化为对于运行频率的控制。这就要求电网系统具有调节运行速度的功能、合乎要求的静态特点、运行的稳定状态以及敏捷的响应性, 只有这样, 才能保证电网运转频率不受到用户用电量变化的干扰。在孤网系统中, 机组工作的核心问题由调整负荷量, 转变为调整频率, 将运行频率保持在特定的频率数值附近。本文着重探讨建立在孤网运行特殊性基础上的实践管理方式。
一、保证孤网运行稳定的技术
(一) 控制电压
稳定孤网电压的技术, 首先包括稳定自动控制电压的技术。AVR在系统中自动控制着电压, 在单机带孤网工作时, 为了满足电能在负荷端的质量需求以及整个用电体系的稳定需求, 应当维持发电机端口的电压基本稳定。孤网在具体运行时, 需要机组使用AVR作为自动调节电压的手段, AVR可以根据无功电流的数值变化, 来调整发电机内部通过的励磁电流, 从而维持端电压数值的基本稳定。
对于电压的控制还包括去除励磁系统部分功能, 主要是PSS作用。单机带孤网工作过程中, 由于我们无法掌控负荷端的有功电流改变, 如果采用了PSS设备, 无功的变化就会与有功相关, 这可能会造成端口电压的波动。因此, 最好去掉电网系统中的这种功能, 以免它干扰系统正常工作。
(二) 控制频率
稳定运行频率, 是控制孤网运行的重要环节。在发电机组带动的孤网系统内, 孤网自身缺乏调节平衡的能力, 因此, 发电机的运转必须依据负载功率的改变而发生改变, 这样才能输出恒定的频率数值。当系统的功率变化或者负荷受到干扰时, 整个电网的频率也会相应改变。要保证孤网频率特定, 就要将汽轮的旋转速度保持在每分钟3000转的范围内, 这样才能实现火电机组带动孤网的成功运转。从这样的控制目标出发, 我们应当将控制的重点放在汽轮的旋转速度上, 设置相应的回路。
在火电机组带动的孤立电网工作时, 如果负荷端口甩掉十分之一以上的负荷, 那么整个系统的运行周波就会急速增加, 汽轮机的旋转速度可能高达每分钟3100转左右, 这种情况很严重时, 机组就会甩掉全部负荷而停止运转。为了避免这一现象的出现, 我们去除了OPC动作, 保留机组在每分钟3000转的正常速度下所具有的电超速、设备超速维护功能, 并维持人工停机回路的畅通。
许多孤网的机组内部都有一个负荷波动的限制, 通常为10%左右, 但是这样的限制已经不能满足孤网幅度调整的需要。我们依据5%的子速不等率来设计修正频率的函数, 取消了一次调节频率函数的上限。为了确保锅炉的安全工作, 将这种频率调节函数的下线设置在35%的范围内。在孤网发生切换时, 事先将一次调整频率的死区设置在每分钟2转范围内, 能够最大限度减少干扰量。在切换完毕之后, 可以依据机组工作的稳定程度, 对于频率调节死区再一次进行调整。
在切换孤网之前, 要取消协调机组的控制功能, 人工控制功率的回路。要将DEH调整到遥控或者阀控的状态, 将系统投入到一次调频状态的回路中。孤网工作时, 机组旋转速度受到叠加信号与人工调节命令的限制, 这种调整方式为比例调整, 其结果存在一定偏差, 对于机组旋转速度的调整是存在静态差值的。因此, 工作人员需要及时观察机器转动时稳定点数值的差值变化, 如果这一稳定点的变化幅度超过了每分钟3000转, 且超出程度过大, 那么就要手工对汽轮机的调节阀门进行调整。
(三) 控制负荷
分析孤网的频率特征和负荷特征可以知道:为了将电网负荷改变引起的频率改变数值控制在标准范围内, 就需要管理和组织用电端负荷量, 以保证系统运行频率恒定。首先, 负荷量的增加和减少数值都不应当超过5MW。在做出增加或减少负荷量的决定之前, 应当将这一决定通知调度人员, 由中调人员事先对频率加以调整, 然后再增加或减少系统负荷量。其次, 孤网所承受的负荷量上限为120MW, 下限为90MW。要准确掌控负荷端在不同状态下的负荷数值, 使这一数值与单机发电峰值的调整相协调。这是确保系统运行正常的重要技术手段之一。
(四) 控制机组
首先是对于电气系统的控制。电厂要做好对于单元机组的各项管理工作, 包括用电体系管理、保安管理、直流系统管理和公用体系管理, 要安排这些系统的检测和隔离工作, 保证在临近机组或者电网出现运行故障时, 孤网机组仍然可以维持正常状态。孤网无法承受临近机组切换用电量带来的冲击, 因此, 应当事先准备切换方案, 以便在孤网出现跳闸时, 保安电源可以切换至临近的电网系统中。
其次是对于锅炉系统的控制。电厂使用的燃煤种类不同于设计燃煤, 这会降低锅炉工作的稳定程度。要实现燃油的正常燃烧, 通常应当投入两支油枪, 维持燃烧过程的稳定。在发现炉膛不能稳定燃烧时, 要及时调整燃烧状况, 可以采用再投入几支油枪的方式, 不能让锅炉熄火。要做好燃烧原料的成分搭配工作, 确保投入燃煤质量的稳定。严格控制制粉系统的工作状态, 在启动和停止系统之前, 稳定好燃烧进程, 将煤粉仓库的料位保持在特定范围内。
为了实现机组运转时的负荷要求, 一次频率调整的回路会频繁调节汽轮机的阀门, 这将会造成锅炉内部的压力数值浮动, 且幅度超过正常范围。主汽压力的变化会波及到汽包的水位和系统温度。为了使主汽压力保持恒定, 降低操作负担, 可以将自动式的协调回路投入系统使用, 降低压力的预设数值, 使系统可以自主调整主汽压力。此外, 还可以适当放松对于汽包水位和相关动作数值的限制。
二、实践管理操作建议
(一) 改造发电机组
在设置大中型城市的发电机组时, 要充分考虑自动启动和独立电网的工作性能。单元机组带动的孤网, 是一种特殊的工作方式。多数电厂的技术人员在控制机组工作状态时, 都没有顾及到机组的特殊功能, 这增大了孤网的设置和运行难度。在研究单机带动孤网的实施方案时, 应当综合考虑如何保持系统之间的隔离、如何控制汽轮机的旋转、如何维持锅炉和相关设备的稳定运转, 这就需要对系统采取大量的试验措施和应急措施。
机组功能不完整, 将会增添对重要城市供电的风险, 不利于维持供电可靠性。只有严格执行用电体系设置标准、自动启动电源的安装标准、热量控制标准以及监视单独电网电压频率的标准, 才能在技术层面上确保单机带动孤网运行可靠, 为城市供电提供保障。
(二) 编制供电方案
在管理孤网运行的实践中, 有必要为重要城市编制电量供应的预案。在城市遭遇自然灾害等不可抗力作用时, 由外部进入城市的电源被全部中断, 这时应急方案能够确保城市的供电正常。这种方案包括孤网运行方案, 负责调整参与运行的电厂设备, 隔离并切换电厂用电量, 组织管理保安电源, 合理控制输电线路内部产生的电荷量等。在孤网形成之后, 供电方案还可以调节系统电压值和频率值。
(三) 规划保安电源
我国部分供电重点城市主要依靠外地提供的电源来供电, 有些城市没有自己的保安电源。如果外部送进来的全部输电网络中断, 那么只能依靠孤网来提供电量。因此, 可以考虑在重点供电城市建设特定规模的保安电源电厂, 确保城市供电不受外界因素制约。
(四) 制定融冰措施
对于容易发生冰冻灾害的城市来说, 要加大融冰领域的技术研究力度, 制定有针对性的融冰措施体系, 应对突发冰灾事件。在强化投入使用输电系统抵抗冰灾的能力方面, 需要设立三个关键步骤:避免接地线路受到冰冻之后和导线接触产生跳闸、避免导线被冰层覆盖之后造成线路中断、保持杆塔的直立状态。
我们要在研究国内融冰实用技术手段的基础上, 引进国外在融冰方面的先进科技, 提升调研水平。要准确把握这一领域技术的发展阶段和应用现状, 提出符合当地实际情况的融冰技术方案。要针对电压级别不同的供电线路系统, 设置不同的融冰计划。在冰冻灾害范围较小、还没有威胁到城市电网运行的安全时, 就采取及时措施消除覆盖的冰层, 可以有效防止冰冻影响范围的进一步扩展, 维持城市供电的及时性和连续性。
结语
孤网运行的稳定性分析, 包括电网系统运行流程的设计、电压稳定性和频率稳定性数值的计算等等。孤网运行方面的技术, 包括稳定电压的技术、稳定频率的技术、组织管理机组的技术, 以及控制端口电荷量的技术。为了确保单机带孤网运行流程的稳定, 提升城市供电系统工作的可靠程度, 大中型城市的发电机组设计应当考虑到可以自主启动和独立运行的电网。设计人员要规划城市供电的基本方案, 以及城市重要电源的建设方案。此外, 为了防止城市供电系统在遇到冰冻等自然灾害时产生孤网现象, 应当对融冰等技术手段展开探讨, 设立有针对性的应对措施技术体系, 提升关键供电线路的防护标准。
参考文献
[1]叶健忠.火电机组孤网运行控制策略与试验研究[N].广州:华南理工大学, 2012 (05) .
[2]李俊, 罗鹏.300MW火电机组孤网稳定运行控制技术[J].广西电力, 2009 (01) .
电网安全稳定运行提升建议 篇9
1 影响电网安全稳定运行的不良因素
1.1 电网网架结构不完整
我国区域之间的电网联系不紧密, 很大程度上存在安全稳定隐患;各地方的电网主网结构不完整, 电力传输能力低;尤其是华东、华北这些经济发达地区, 它们电网中的变压器和网线长期处于重载甚至过载状态, 一旦当中的某个设备出现故障, 那么很可能会造成整个电网的瘫痪;配网体系出现重载、过载现象, 缺乏足够资金运转于配网建设中, 特别是在国家取消供电贴费政策的实施后, 配网建设的经费长期得不到保障, 严重阻碍建设工作进程。
1.2 电网数据供给量较小
工作人员和各级部门在电网稳定运行中发挥重大作用, 他们需要做到定期对电网进行安全维护, 但是要想更好的维护电网就必须要全面掌握电网各个方面的数据信息。现今, 国内电网公司获得电网数据的主要途径是数字仿真数据和电力系统装置采集到的各种实测数据。然而在实际工作过程中, 维护电网安全的工作人员远不止需要这些数据, 那些通过电网系统采集到的数据信息仅仅只能满足工作人员在安全维护电网工作所需要一小部分的数据信息, 往往那些难以发现和挖掘到的数据信息才是工作人员更加需要的, 特别是有关影响电力安全稳定性的各种数据信息以及系统管理之间的内在联系的数据。
1.3 电网运行环境恶劣
国内的电力设施运转环境恶化也是阻碍电网安全稳定运行的因素之一。近年来, 国内经常会有不法分子偷盗电力设备的案件发生, 并且还存在有人无故肆意破坏电力设备、线下违章建筑的不良现象, 目前, 外力破坏已经成为影响电网安全稳定运行的重大不良因素之一, 据调查统计, 城市建设中有超过一半的电力设备损坏是由外力因素引起的, 电网运行存在严重的安全隐患。
2 提高电网安全性与稳定性的措施
上文所述的因素, 使得我国电网运行管理的工作长期得不到进步与发展。尽管许多电力公司经过多年发展已经累积到相应的运转经验, 制定了基础性的电力安全生产管理的运行体制。但在实际工作中, 依旧存在缺陷性, 以此, 为确保电网安全稳定运行, 必须要进一步建设与改革电网, 提升电网的安全和稳定性能。
2.1 优化电网结构, 注重电网建设
保障电力系统安全稳定运行的重要条件是具备合理完善的电网结构, 优化电网结构和强化跨区电网联系是实现电网安全稳定运行的根本措施。确保电网的稳定运行, 必须要优化电网结构, 加强电网建设, 与此同时, 还需要加大对电网建设的资金投入。依据电网的实际规划, 提升电网传输质量, 提高电网安全和供电质量的项目, 加大推广和使用数字化变电站技术, 促进智能化电网的建设, 尽量缩小故障范围, 提高电网的供应能力。
2.2 加大电网数据信息量的获取
从事电网安全稳定的工作人员应该全面掌握电力系统的运行规律, 通过以往实测的历史数据研究分析电力系统的安全稳定性, 一般在这种情况下, 只是采取人工分析的方法是很难对是实质性地了解电力系统的运转状况, 所以, 电力工程技术人员必须要进一步发掘新型的智能数据分析法, 以计算机运算代替人工的复杂计算工作, 这样而来, 不仅能够得到科学准确的数据信息, 还有助于推动电网安全稳定运行, 一举两得。
2.3 加强并落实好电力设备的保护工作
电力设备是国有资产的重要构成部分之一, 是促进电力工业稳定发展的物质保障, 更是传输电能的载体。在整个电网运作过程中, 电力设备主要负责电力生产、输送、分配等工作。由其工作性质的特殊性, 设立点多、涉及面广、线路长以及裸露野外等成为其主要特点, 并因此, 电力设备长期处于遭受盗窃、线下违章建筑、人为损害等外力破坏的困境当中。所以, 各级部门要重视电力设备的保护, 必须要加强落实好电力设备的保护工作, 为电力设备创造安全稳定的运转环境, 促进电网的稳定运行。
2.4 建立健全的电网事故应急处理体制
针对电网的运行现状, 中央和地方各级政府应积极建立并完善电网事故应急处理体制, 确保在发生重大电网事故时, 能够及时有处理, 避免大面积的停电现象发生, 保障社会秩序的稳定性, 以此造成不必要的损失。除此之外, 还需要加强宣传相关应急知识, 引导社会公众加大对电网应急知识的学习力度, 当重大性电网事故发生时, 公民能够沉着冷静, 实现自我救助。并且, 各级政府部门应该重视到在政治、军事、金融医院以及机场等与电力机构紧密相连区域内设置使用性能较高的电力设备, 备份好应急电源, 从而保障这些单位在发生电网事故后仍然可以正常工作, 使得各单位以及社会的经济损失尽量降到最低。
3 结语
改革开放后, 我国的经济增长速度大幅提高, 人们生活质量也随之得以提高, 再加上国家推行的西部大开发战略实施, 使得社会对电力的需求越来越高。近年来, 国内有不少地区出现了大面积停电的现象, 尤其是在夏季, 这一季度属于用电高峰期, 许多地区的电网负荷持续高升, 供电严重不足, 从而造成电荒。这无疑是给我国电网运行工作带来提醒。各级部门必须确保国内国内电网安全稳定运行, 将电网安全稳定建设工作落实到位, 不断加强电网的安全管理、加大对电力设施的保护力度, 进而推动国民经济增长, 促进社会经济稳定可持续发展。
摘要：电网安全稳定运行是确保国家安全、国民经济稳定增长的重要前提和基础。随着国家电网的不断发展, 人们对电网运行的要求也就随之提高, 更加重视提升电网安全稳定性能。本文着重对影响电网稳定运行的不良因素展开分析, 并对探讨了提高电网的安全稳定性的措施。