海岛微电网（精选6篇）
海岛微电网 篇1
0 引言
微电网是一种将分布式电源、负荷、储能装置、变流器以及监控保护装置有机整合在一起的小型发配电系统[1,2,3,4]。微电网既能作为可控发电单元或可控负荷柔性并入配电网,又能依靠自身的协调控制能力独立运行,从而降低间歇性分布式电源给配电网带来的不利影响,最大限度地利用分布式电源出力,提高供电可靠性和电能质量[5,6,7,8]。
由于微电网含有多种类型的微电源,孤岛运行时,微电网与传统的分布式电源独立供电的重要区别在于需要对分布式电源、储能单元、负荷进行协调控制[9,10],维持微电网有功和无功功率平衡,实现微电网安全可靠运行。文献 [11] 针对光储微电网系统中的电压会受到负载变化和光伏出力波动的影响,提出一种基于储能的电压管理控制策略。文献 [12] 针对微电网内部各同等容量得分布式电源(DG)的无功合理分配问题,提出一种改进的无功 / 电压下垂控制方法。文献 [13] 针对微电网变流器的输出功率存在的耦合现象,提出了一种改进的复合式虚拟阻抗控制策略。以上文献提出的控制策略并没有针对频率、电压的不同变化区域制定相应的控制策略,均是针对特定情形所设计,对微电网频率、电压变化的不同范围的控制效果未必都能实现最优。
珠海东澳岛微电网是万山海岛新能源智能微电网示范项目的一部分,是国内首个孤立型中压海岛兆瓦级风光柴储微电网示范项目,旨在通过新能源和智能电网新技术实现海岛能源资源综合利用,降低海岛供电成本,改善军民生活质量,促进海岛地区的开发与经济发展。东澳岛微电网最大的特点之一就是风力发电机容量较大,孤网运行稳定问题较为突出,本文提出一种分区式的微电网稳定控制策略,根据频率和电压的变化范围,设立频率预警区、频率紧急区、电压预警区和电压紧急区,对不同区域采用不同的控制算法,实现微电网运行的稳定控制。
1 东澳岛微电网拓扑介绍
东澳岛位于万山列岛的西北部,在珠江入海口以南的伶仃洋上,拥有丰富的风光资源。在建设该示范项目之前,东澳岛已有柴油发电装机容量1220k W、光伏容量578k W、小型风 机容量50k W、铅酸储能 电池3000k Wh。2013年东澳岛 最高用电 负荷约为7055k W,2015年东澳岛 最高用电 负荷预计 可达7524k W,远期最高用电负荷将达到16.34MW。为充分利用岛上风能资源,满足远期负荷需求,东澳岛微电网新建4×750k W笼型异步风力发电机组、500k W×6h铅酸蓄电池储能系统、2×1000k W柴油发电机组、35k V降压站(未来用以联网)、10k V开关站、10k V母线等电源和输变电设施。
本文结合东澳岛微电网实际的电源情况及负荷需求,在详细分析了不同的频率和电压变化范围对微电网稳定性影响的基础上,针对东澳岛微电网拓扑结构,对提出的微电网稳定控制策略进行了验证。东澳岛微电网是一个孤立型微电网,其拓扑结构如图1所示。
2 孤立型海岛微电网稳定控制策略
针对不同的频率和电压变化范围对微电网稳定性影响程度的不同,提出一种对频率和电压的变化范围进行分区控制的微电网稳定控制策略,将频率和电压分别按相同的形式划分为4个区域,如图2所示。
图中:fH.max和UH.max分别为D区频率和电压上限值;fH.m和UH.m分别为C区频率和电压上限值;fH.min和UH.min分别为B区频率和电压上限值;fL.max和UL.max分别为B区频率和电压下限值;fL.m和UL.m为C区频率和电压下限值;fL.min和UL.min分别为D区频率和电压下限值;fN为额定电网频率50Hz;UN为额定电网电压标幺值1.00p.u.,基准值为220V。
A区为合格区,该区内的频率和电压波动极小且在电能质量要求范围内,系统不需要对该区域的频率和电压进行任何额外控制。
B区为预警区,该区域的频率和电压超出允许的波动范围,可通过储能系统的缓冲调节作用,使频率和电压返回A区。
C区为紧急区,该区域的频率和电压波动较大,需采取过频或过压切机、低频或低压减载等紧急控制措施,使微电网恢复稳定。
D区为崩溃区,当电网突然遭受重大扰动时,频率或电压突然增大并超出可控范围,即使采取控制措施也无法稳定微电网。
2.1 频率和电压的预警区控制
当微电网母线频率处于预警区时,微电网中央控制器(micro-grid control center,MGCC)利用能量转换系统(power convert system,PCS,本文指储能系统的功率变换器)对蓄电池进行充放电控制,实现微电网有功功率平衡。微电网有功功率差额△P由式(1)确定。
式中:Kf为频率调差系数;f为实际电网频率。
频率预警区的稳定控制流程如图3所示。
当微电网母线电压处于预警区时,MGCC将调节储能系统的无功功率输出,实现微电网无功功率平衡。无功功率差额△Q由式(2)确定。
式中:Ku为电压调差系数;U为系统实际电压。
电压预警区的稳定控制流程如图4所示。
2.2 频率和电压的紧急区控制
处于紧急区的微电网母线频率波动较大,需要采取过频切机或低频减载的控制方式,使系统频率快速恢复,防止系统出现频率崩溃。频率紧急区的稳定控制流程如图5所示。
当无功补偿不足或失效使电压处于紧急区时,由于储能系统调节能力有限时,需通过低压减载或高压切机的控制方式,使系统电压快速恢复,防止系统出现电压崩溃。电压紧急区的稳定控制流程如图6所示。
微电网低频或低压减载控制流程如图7所示。
图中:Ki为对应低频减载第i轮定值;Ui为对应低压减载第i轮定值,i=1,2,3,4,5;△T为对应轮次减载的动作时间。
微电网高频或高压切机控制流程如图8所示。
图中:fh1和Uh1分别为过频和过压解列第1轮定值;fh2和Uh2分别为过频和过压解列第2轮定值。东澳岛过频解列第一轮执行序列切机方式,过压切机第一轮执行轮次切机流程(切除柴油发电机)。
3 试验验证
本文以东澳岛微电网为试验基础,采用故障录波装置在 储能装置 出线端记 录储能单 元的A相有功和无功功率波形以及10k V母线的频率和电压波形。设定:PCS的频率调 差系数Kf为250k W/Hz,fH.max=55Hz,fH.m=51Hz,fH.min=50.5Hz,fL.max=49.5Hz,fL.m=49Hz,fL.min=45Hz;电压调差系数Ku为100kvar/k V,UH.max=1.2p.u.,UH.m=1.15p.u.,UH.min=1.08p.u.,UL.max=0.95p.u.,UL.m=0.85p.u.,UL.min =0.8p.u.。
各区范围如下:
频率合格区(A区)范围:49.5Hz≤f≤50.5Hz;
电压合格区(A区)范围:0.95p.u. ≤U≤1.08p.u.;
频率预警区(B区)范围:49Hz≤f < 49.5Hz&50.5Hz < f≤51Hz;
电压预警区(B区)范围:0.85p.u. ≤U < 0.95 p.u.&1.08p.u. < U≤1.15p.u.;
频率紧急区(C区)范围:45Hz≤f < 49Hz&51Hz < f≤55Hz;
电压紧急区(C区)范围:0.8p.u. ≤U < 0.85 p.u.&1.15p.u. < U≤1.2p.u.;
频率崩溃区(D区)范围:f < 45Hz&f > 55Hz;
电压崩溃区(D区)范围:U < 0.8 p.u.&U > 1.2p.u.。
3.1 微电网负荷突变试验
初始时刻,负荷有功功率为400k W,当将负荷有功功率设置为0k W,微电网10k V母线频率进入频率预警区(B区域)上半区并上升至51.0Hz,10k V母线电压进入电压预警区(B区域)上半区并上升至1.0829p.u.。此时MGCC控制储能系统PCS输出有功功率为负值,储能系统处于充电状态,系统频率和电压迅速恢复到合格区(A区)内。“负荷突减400k W”试验过程中,储能单元A相有功功率和10k V母线频率的波形如图9所示,储能单元A相无功功率和10k V母线电压的波形如图10所示。
待系统稳定后,将负荷有功功率设置为100k W,此时MGCC调节PCS输出有功功率为正值,储能系统处于放电状态,使系统频率迅速恢复稳定,10k V母线频率和电压在允许范围内波动。“负荷突增100k W”过程中,储能单元A相有功功率和10k V母线频率的波形如图11所示,储能单元A相无功功率和10k V母线电压的波形如图12所示。
3.2 风力发电机突然退出试验
初始时刻,负载有功功率设置为800k W;风速为6.8m/s;PCS输出有功功率P=100k W,无功功率Q=1.3kvar。当系统中一台风力发电机突然退出运行,10k V母线频率和电压在A区内变动,系统在该扰动下较为稳定。由于未检测到频率和电压越限,MGCC未见异常动作。“风力发电机突然退出”试验过程中,储能单元A相有功功率和10k V母线频率的波形如图13所示,储能单元A相无功功率和10k V母线电压的波形如图14所示。
4 结束语
本文提出一种对频率和电压的变化范围进行分区控制的微电网稳定控制策略,根据不同区域内频率或电压的变化,采用相应的微源、储能单元、负荷协调控制方式。当频率和电压在预警区时,MGCC通过调节储能系统PCS的输出功率,使频率和电压迅速恢复稳定。当频率和电压进入紧急区时,MGCC通过高频或高压切机与低频或低压减载的方式,使系统恢复稳定。基于东澳岛微电网进行试验验证,结果表明,该控制策略能使突变的频率和电压快速恢复稳定。
海岛微电网 篇2
0 引言
电能，是电力供应方和用电客户共同保证质量的一种特殊商品。不合格的电能质量问题会对用户产生巨大危害。随着近年来电网中金融行业、医院、精密仪器生产线等敏感性负荷的比例增大，对电能质量提出了高的要求。因此，改善电能质量对于维护电网安全经济运行、保障工业产品质量、保证科学实验等具有十分重要的意义。一般来说，电力系统中各种扰动引起的电能质量问题可分稳态问题和暂态问题两大类。稳态电能质量问题通常是以波形畸变为主要特征，包括了电压偏差、频率波动、谐波、间谐波、噪声、三相不平衡、闪变、波形下陷等；暂态电能质量问题主要是以频谱和暂态持续时间为特征，包括电压跌落、电压骤升、供电短时中断、暂态过电压、电容器充电暂态等。
微电网是近年来逐渐兴起的一种电力组网概念，它是由一系列分布式发电系统、储能系统和负荷组成的微型电力网，根据需要可选择与配电网并网运行也可选择独立运行，能够实现自我控制、保护和管理。微网一般联接于低压配电网中，电压等级为380/220V。正常情况下，微网均处于并网状态，当检测到大电网故障、异常或电能质量难以满足指标时，则打开静态开关转为孤岛运行直至故障消除。实现两种模式间的平滑无缝转换是影响微网供电可靠性和电能质量的一个重要因素，关键在于静态开关的性能和采用的控制技术。并网模式下，频率、电压的稳定交由配电网来支撑调节，微网仅辅助调节局部电压和减少无功流动，此时微电源可采用PQ控制。而孤岛模式下，需要微网自身维持频率和电压的恒定，主要有单主或多主控制、对等控制和基于多代理技术三种控制思路，但都是由一个或多个微电源采用下垂控制和V/f控制来维持电压稳定。
由于微电网课题愈加受到学者们的密集关注以及高要求下电能质量问题的凸显，本文即对微电网接入所带来的影响及相关解决方法进行简要的总结。1 微电网电能质量特性总结
微网接入会对配电主网产生电能质量问题，配电主网的电能质量问题也会影响微网的供电质量，因为微网与主网联接不仅仅是物理上的相连，而是存在功率、电压和频率的交互影响。例如由于连接配电网和微网的静态开关仅在主网电压失衡严重时才会断开，若主网电压失衡程度没有严重到引发静态开关动作，微网就必须承受主网的影响，在公共连接点(PCC)处维持不平衡电压。如果微网内部没有足够的功率补偿装置，无法维持电压和频率的恒定，其中的敏感负荷就可能不正常运行或断开，从而使电网的电能质量问题扩散到微网中。
就微网自身来说，微电源的运行特性和控制方法、微电源的接入点和容量、微网运行方式和控制方法、采用的电力电子装置、储能设备及负荷特性都会影响电能质量，从而导致微网电能质量的检测、分析、评估和改善较之大电网更为复杂和困难。而其中微电源所引发的电能质量问题尤为凸显，且风电、光伏发电等新型间歇式微电源大都采用全控型换流装置接入，又带来了更多电能质量问题。微网的电能质量特殊性是由微电源、负荷及微网运行和控制方法共同决定的，其中主要的电能质量问题及特点有以下几个方面： 1.1 稳态电压分布变化
微电源的接入会影响微网各点的电压分布，抬高或降低原有电压，造成新的问题。传统电网通常呈辐射状，稳态运行情况下电压沿馈线潮流方向逐渐降低，而微电源的接入使得电网潮流复杂化，馈线上传输的功率减小及微电源输出的无功支撑，减缓馈线各点电压幅值的减低甚至抬高电压，负荷减小时微电源接入处电压可能出现波峰，严重时更可能导致电压超标，电压升高多少与微电源的位置及容量有关。微电源也可能带来低电压问题，例如馈线中采用了一些补偿设备来调节电压，当微电源处于此类电压调节器的下游，其输出电压又是调节器负载的重要部分，就可能引起电压调节器的输出电压减小，当微电源无法注入足够的无功功率，调节器下游区域电压水平就会降低。此外低电压水平也可能是由于基于异步发电机并网的微电源从系统中吸收滞后的无功功率而产生的。1.2 电压波动和闪变
可再生能源的起动和停运受自然环境、本地用户需求等因素的干扰，输出功率不规律且变化频繁，功率的突然变化导致电源和反馈环节的电压控制设备互相影响，给电压调整增加难度。微电源接入位置、数量、容量和控制方式的不合理 均会直接或间接造成微网内明显的电压波动和闪变，与负荷的不协调运行也会加剧电能质量问题。当微电源与本地负荷协调运行时会抑制电压波动，但若微电源与本地负荷功率失衡反而会加剧电压波动。当微网转为孤岛运行模式时，需要协调控制维持自身的频率和电压，如果没有足够的无功补偿装置或储能元件，就容易导致电压波动、闪变等问题。1.3 频率调节难度增加
在传统电力系统中由于存在惯量，通过频率的轻微调节就能满足负荷变动时的初始功率平衡，再利用功率调节器使系统的频率恢复额定值[27]。而基于电力电子型接口微电源由于原动机响应速度较慢且没有储备功率，使得惯性较小，无法对负荷的阶越变化做出快速响应。当微电网与主网联接时可由主网来平衡负荷变化，但转入孤岛运行时，为了提高响应的快速性、减小电压和频率波动，就需更多的功率快速补偿措施。1.4 谐波和直流注入
谐波是除了电压波动、频率波动之外的电网第三大公害。微电源大多采用电力电子转换器接入微网，其电压调整和控制方式与常规方法有很大不同，对其进行操作不可避免地会引起微网电流、电压波形畸变，引入谐波污染，开关器件的频繁通断会产生开关频率附近的谐波分量，谐波的幅度和阶次受转换器工作模式的影响。此外，如微网不采用隔离变压器而直接接入电网，就有可能向电网注入直流，变压器和电磁元件可能出现磁饱和现象，造成附近机械负荷发生转矩脉动。1.5 继电保护整定困难
新的微电源接入必须配合微网中原有的继电保护装置，微电源必须在故障时早于重合闸动作被切除，否则可能引起电弧重燃，导致重合闸失败。微电源在不同点的功率注入会减小继电保护的范围，如果继电器不具备方向敏感性，则并联分支故障时微电源的电流注入会引起本线路继电器误动。此外微电源并网减小了感应电机和同步电机的临界切除时间。这些都会影响电网运行的安全性和可靠性。
1.6 短路电流增大
微电源会增大电网的短路电流水平，影响其大小、方向和持续时间，严重程度取决于很多因素，诸如微电源的技术类型、接入地点、容量、运行模式、渗透率与并网方式及采用的控制技术等。许多情况下并网侧装有逆功率继电器，正常运行时不会向电网注入功率，但配电网故障瞬间微电源可能向电网注入较大电 流，使得短路电流超标，导致断路器开断能力不足不能切除故障，扩大了故障范围危及系统安全。若发生接地故障时，注入大地的电流过大还会使地电位升高造成反击，严重威胁接地点附近的变电站和人身安全，还会影响通信设备的正常运行。微电网电能质量处理对策
微网中微电源对电能质量的最大影响是由于微电源输出功率的不确定性和所采用的大量电力电子转换装置带来的谐波污染和无功损耗，会形成微网“公害”，引发更为严重的电能质量问题，因此消除微网谐波污染、进行无功补偿提高功率因数具有十分重要的研究意义。抑制谐波污染问题基本有两条思路：一种是装设附加的谐波补偿装置来抑制谐波，适用于各种谐波源；另一种则是从谐波产生的源头入手，对谐波源本身进行改造，减少谐波的注入，适用于谐波源是电力电子装置的系统。而无功补偿看似和谐波抑制是两个相对独立的电能质量问题，但二者之间却有着紧密的联系：产生谐波的装置大多也是消耗无功功率的装置，如各种电力电子装置、变压器等，而抑制谐波的措施又可用于补偿无功功率，如LC滤波器、有源滤波器等。目前微网对于谐波污染及无功不足已经有一些可行有效的改善措施，但主要还是加装补偿装置，包括固态切换开关、无/有源电力滤波器、动态电压恢复器、静止无功补偿装置(SVC)等。随着更易于实现灵活控制的电力电子元件(例如GTO、IGBT等)的发展，柔性交流输电(FACTS)技术也成为改善电能质量的有力工具。储能设备的发展也在抑制电压、频率波动上发挥了重要作用。因此，若想进一步提高微网电能质量，还需从第二种思路入手，从源头处减少谐波的注入，即对微电源进行改进，提高其并网电能质量。
虽然微电源给微网带来了更多电能质量问题，但也存在改善电能质量的独特优势。首先微电源能及时快速地提供电能，在短时间内投入使用满足系统负荷变化，减少故障，提高系统稳定性。其次微电源与电能质量调节器的优化配置能实现统一控制，统一电能质量调节器、有源电力滤波器等电能质量调节器都是基于电力电子技术，而微电源中采用的电力电子转换器使实现转换器复用功能成为可能，可以改进现有的电力电子设备吸收、释放有功和无功，在改善微网电能质量的同时还减少了系统的建设投资，这将是改善微网电能质量的一个可行的经济方案。未来的微网逆变技术的发展趋势将会是集合不同的控制方法加以协调整合，形成复合控制，在向本地负荷及电网同步传输有功功率的同时，也能实现谐波抑制、无功调节和故障检测等多重功能，这将是未来微网电能质量治理的一个新的方向。小结
本文总结了微电网接入所带来的电能质量各方面的问题。由于微网在不同地点引入了不同容量、不同种类的微电源，具有各自的发电特性及并网方式，且采用了大量电力电子装置，带来特殊电能质量问题有别于传统电网。因此文中重点分析了微网电压、频率、电流质量、继电保护及短路容量等方面的特殊性和存在的电能质量问题。为了改善微网接入后的电能质量，对消除微网谐波污染、无功补偿提高功率因数进行研究具有十分重要的研究意义，文中整理了微网电能质量治理的主要思路，为学者进一步研究提供参考。
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海岛微电网 篇3
传统的海岛微电网网架结构简单,多采用交流母线、直流母线和交直流混合微电网结构[4],供电供能多样性不足,弃风弃光问题严重。随着能源互联网的发展、新能源产业相关技术的不断成熟以及智慧岛屿服务多样性的提升,未来海岛将不仅局限于电网,而是以电力网为核心,天然气网、热力网、交通网协调应用的综合能源互补生态系统[5,6]。能源路由器、虚拟同步发电机(VSG)等技术的深入研究和逐步试点应用将改变传统微电网功能架构[7,8],将对未来海岛微电网规划设计、新能源发电、运行控制及能量管理、储能配置与储能优化等产生影响。文中设计了未来智慧岛屿建设基本功能架构,研究能源路由器、VSG、源荷互动及信息物理融合系统(CPS)的实现方式,并应用到车牛山岛示范工程,为分布式电源、柔性负荷在海岛上大规模高效率应用提供思路,实现能源的综合高效利用。
1 国内海岛微电网技术现状
国内海岛微电网工程建设起步较晚,近年来,海岛微电网试点工程发展迅速,已建的海岛微电网主要集中在珠三角、浙江沿海以及山东半岛海域[9]。各试点工程分布式电源渗透率高,实现风-光-柴-储多能互补,波浪能、海流能逐渐得到开发利用,海水淡化负荷参与到系统功率调节。电力物联网技术、先进电力电子技术、电动汽车充换电技术、蓄电池多体混合调配技术等得到试点应用。一些岛屿微电网装机容量突破兆瓦级,实现了多种能源的协调控制和并离网灵活切换。然而,微电网规划设计主要集中在分布式电源、储能配置研究[10],微电源容量设计多以经济成本、回收成本配置,优化目标不尽相同[11]。分布式发电除风能、太阳能以外,抽水蓄能、海洋能、生物质能等受环境影响较大,波浪发电、海流发电装置多由高校和科研机构研发,尚无成熟的商业化产品。运行控制主要采用主从控制和下垂控制策略,恶劣天气弃风弃光严重,“即插即用”功能难以实现。储能大都采用铅酸蓄电池储能、磷酸铁锂电池储能以及混合储能3种方式[12],以成本、效率、使用寿命等作为多目标进行优化设计,但是大规模储能成本高昂,环境负担重。
2 基本功能架构设计
传统的海岛微电网网架结构简单,如图1所示。交流母线和直流母线结构设计简单,交直流转换设备较多,投资较大。交直流混合母线结构能够合理分配交直流电源和负荷,减少单一母线交直流转换设备成本,然而并不适用于分区自治的微电网群,恶劣天气下能源利用率低。
文中设计一种以能源路由器为核心的控制设备,考虑综合能源高效互补利用的新型海岛微电网基本功能架构如图2所示。
能源路由器作为核心设备连接分布式电源、储能及柔性可调负荷,具有变压调节、交直流转换、无功补偿、限制故障电流、改善电能质量等功能,为多能互补微电网和微电网群提供标准化接口,与能量管理系统(EMS)灵活双向互动,实时响应系统运行情况,制定分布式电源、柔性负荷投切计划,实现微电网安全稳定。储能系统通过含VSG特性的储能逆变器连接到能源路由器。海岛微电网由于DG具有随机性、间歇性及不可控性等特点,频率稳定性差,电压支撑能力弱,并网逆变器转动惯性及阻尼几乎可以忽略,通过VSG控制策略增强系统机械惯性和阻尼,模拟同步发电机频率控制和电压控制特性,抑制频率和电压快速波动,从而提高电网稳定性和功率分配能力。
DG包括风力发电、光伏发电、海洋能发电等,多种能源形式互补发电,提高供电可靠性。海岛微电网提供多个即插即用接口,便于开展海岛岸电建设,降低能源损耗,实现生态旅游和智慧渔业。对于大型离网海岛微电网,适宜建设电动汽车充换电设施,实现电动汽车在海岛上的推广应用。
负荷包括常规负荷及柔性可调负荷,常规负荷包括照明、空调、居民生活用电等,海岛微电网须保障常规负荷稳定供电。柔性负荷包括电动汽车、海水淡化、电转气(P2G)及储能等,此类负荷可在适当范围灵活调整,与分布式电源互动响应,制定灵活投切计划参与功率调节,平抑间歇性能源波动,通过源荷互动,实现功率实时动态平衡。
CPS实现通信系统、计算系统与控制系统3C有效协同。通信系统通过传感器、探测器等感知海岛微电网实时运行信息,海量监测数据依托计算系统的嵌入式、大数据和云平台先进技术支撑,实现物理域与信息域的融合。控制系统根据计算系统传输的数据,制定智能控制策略,实现离网型海岛微电网的VSG控制、自适应控制和源荷互动。
拓展应用包括营销服务、运维管理、冷热电联供、个性化服务等。未来智慧岛屿将逐渐丰富能源形式,开展智能家居、智能用电等个性化服务,实现海岛综合能源微电网成熟运作模式并推广应用。
3智能新技术的实现
基本功能架构设计中增加多种智能新技术。重点介绍4种新技术在未来海岛微网架构中的实现方式。
3.1 能源路由器
能源路由器为多端口拓扑结构,实现方式可分为2种,如图3所示。
方式一:连接多个DG、储能系统和负荷,设置交直流多端口,实现含波浪能的风-光-柴-储多能互补,此方式适用于离网型独立海岛微电网建设。
方式二:作为核心控制单元,连接多个不同架构微电网,实现区域各个微电网的整体能量流协调控制,此方式适用于距离较近的海岛微电网群。
离网型海岛微电网群可以综合考虑方式一与方式二,各微电网之间通过总能源路由器连接,单个微电网通过子能源路由器连接,实现能量流的单个微电网局部自愈及整个微电网群的系统平衡。
能源路由器在海岛微电网中的应用还需要考虑多微电网联合运行的电压稳定控制问题以及“即插即用”的成组化设计问题。
3.2 VSG
VSG技术以下垂控制特性为基础,实现方式如图4所示,储能系统经过含VSG功能的储能逆变器连接到交流母线,能源路由器提供多端口连接交直流两个微电网。储能电源假设为理想的直流电压源,VSG从外特性上等效于受控电压源,稳定微电网主要负荷的母线电压。
系统发生有功波动时,VSG由于惯性和阻尼,抑制频率变化,无功发生波动时,通过调节励磁,实现电压的缓慢变化,从而改善微电网的运行特性,提高新能源消纳能力。此种方式下,如何在电压和频率出现较大波动情况下为电网提供惯性支撑,减小冲击性负荷及短路冲击负荷对电网的影响,是实现VSG功能的难点。另外,多机情况下的并联均流、并联带载运行以及并离网切换过程中的协调控制等问题是VSG实现过程中研究的热点。
3.3 源荷互动
传统海岛微电网负荷侧缺乏弹性,电网调度需考虑实时平衡负荷用电需求。基于需求侧响应技术对负荷进行调节能够提升新能源消纳能力。
离网型海岛微电网源荷互动控制可通过灵活调节DG出力,制定柔性负荷投切计划实现。图5为源荷互动的一种实现方式。“源”是指分布式电源,包括风电、光伏、柴油发电机,“荷”是指能够参与功率平衡调度的柔性负荷,包括储能、海水淡化装置、电动汽车以及P2G装置。能源路由器采用智能协调控制算法,实现分布式能源梯级利用和负荷精细化管控。
研究分析DG、储能、负荷在不同时间、空间尺度下的机理模型和功率输出特性,考虑多类型能源源荷特性匹配,实现多重约束条件、多种运行目标的非线性复杂系统能量优化是实现源荷互动控制的基础。
3.4 CPS
CPS系统在离网型综合能源海岛微电网中的技术实现如图6所示。海岛微电网采用智能传感技术采集大量现场数据信息,通过先进的通信系统传输到计算中心,计算中心依托大数据、云平台对采集的海量数据进行处理分析,能量管理系统根据接收到的分析结果,结合智能优化算法和协调控制策略,实时响应海岛微电网运行情况。
实施过程中,可采用先进无线通信技术实现偏远海岛视频、语音信号传输,通过设置中继等手段保障远距离信息传输,通过数据分析与挖掘实现海岛微电网故障诊断分析并进行全景化展示。
海岛微电网引入CPS系统,能够提高偏远海岛的信息处理、远程通信、故障诊断和精细化协调控制能力,使整个海岛微电网具有更高的灵活性、可靠性和安全性。
4 示范工程应用
连云港供电公司拟将此海岛微电网架构设计方法应用于车牛山岛微电网建设。车牛山岛地理位置如图7所示,该岛位于黄海海州湾内,距离陆地50 km,总面积0.06 km2。
岛上目前有武警边防支队、海事局航标处及中国移动基站三方面负荷,各自拥有独立的发电设备。具体情况如表1所示。
由于资源匮乏,每半个月须由连云港港口配送物资,岛上驻军饮水、洗澡问题突出。随着海岛旅游业的发展,岛上宾馆用电紧张,牵制海岛开发进程。为了解决岛上能源问题,现拟在车牛山岛上建设一个能源综合利用的海岛微电网。
考虑到高昂的海底电缆建设和维护成本,车牛山岛微电网工程规划建设为离网型海岛微电网。岛上用电量小,可再生能源丰富,适合能源路由器试点应用。武警边防支队、海事局航标处、中国移动视为3个独立微电网,能源路由器作为核心设备,提供交直流多端口,将3个独立微电网组成海岛微电网群,试点应用VSG实现高渗透率情况下海岛微电网的稳定运行。
项目计划试点应用1套3 k W点吸式波浪发电装置,建设含波浪能的风、光、柴、储多能互补系统;1套30 k W海水淡化装置,作为柔性负荷参与功率调节;1套2 k W电转气装置,试点解决能量过剩时的弃风、弃光现象;1套100 k W能源路由器,实现源荷协调互动;1套50 k W含VSG功能的储能逆变器,稳定系统电压和功率;1套能量管理系统,实现能源梯级利用及负荷精细化管控;1套在线监测和远程诊断系统,试点建设CPS系统,实现远程运行维护,另外考虑海岛旅游业发展,增加30 k W光伏薄膜发电设备。拟建成的离网型能源互联海岛微电网如图8所示。
车牛山岛微电网工程通过能源路由器实现边防微电网、海事微电网和移动微电网的协调控制,能源路由器与能量管理系统、在线监测与远程诊断系统双向互动,VSG为整个微电网提供电压支撑,风电、光伏、波浪发电等多种DG与海水淡化负荷、P2G负荷等多种柔性负荷实现源荷互动,整个系统融入到CPS系统,依托大数据、云平台及智能控制策略,实现整个车牛山岛能源的综合利用。
5 结束语
在传统海岛微电网建设基础上,提出了一种以能源路由器为核心控制装置,考虑波浪能、风能、太阳能等多种可再生能源综合利用的离网型海岛微电网基本功能架构。该结构基于先进通信技术,实现多微电网互联、能量合理调配及负荷侧互动响应,提高新能源消纳能力及系统运行稳定性。文中研究了能源路由器、虚拟同步发电机、源荷互动、信息物理融合系统等智能新技术在海岛综合能源微电网架构下的实现方式,并应用到车牛山岛微电网示范工程。在后续工作中,还须对系统综合建模仿真、能量最优调度、协调运行控制以及电网稳定性能等方面进行研究。
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海岛微电网 篇4
随着经济社会的发展，各行业对电力的依赖越来越强。建设“坚强智能电网”是国家电网公司近年来的战略目标。坚强智能电网是指“以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，以通信信息平台为支撑，具有信息化、自动化、互动化特征，包含发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合的现代电网”[1]。由此可见，通信技术是智能电网研究与建设中的关健技术。目前智能变电站、智能配电网、并网型微电网的通信技术都已得到了深入地研究及广泛地应用。
智能变电站的通信网络主要承载保护、测量、控制、状态监测、告警、计量等信息流的传输，根据信息类型的不同可以分为SV报文、GOOSE报文、MMS报文及对时报文[2]。SV报文具有传输数据量大，报文长度固定，对实时性和同步性要求高的特点。GOOSE报文具有报文数据量小，报文长度短，有一定的突发性等特点[3]，同样对实时性和同步性也有很高的要求。由于智能变电站对通讯网络在扩展性、可靠性、实时性方面提出了更高的要求，所以目前智能变电站的通信组网方案一般采用三层设备两层网络(三层设备：站控层、间隔层、过程层，两层网络：过程层网络、站控层网络)的结构。而针对保护装置多采用直采直跳方式，合并单元与装置直接通过光纤相连，不经过过程层交换机，以最大限度地避免信息丢失及保证采样间隔和传输延时的稳定性。
智能配电网的通信网络为完成生产控制与信息管理而建设，承载配电网SCADA、负荷控制管理、远程抄表等业务[4]。根据状态信息、测量信息、控制信息等不同类型数据信息对网络传输的实时性、可靠性、带宽的要求，以及由于配电网具有配电设备数量多、分布广；通信网络数据量相对少；结构复杂多变等特点，配电通信网采用骨干层、接入层的分层组网模式。骨干层网络采用光纤自愈环网结构，接入层采用以太网无源光网络(EPON)、工业以太网等高速网络。其中EPON通过分光器形成点到多点传输网络，本身适应配电网复杂多变的拓扑结构，并且可以节省大量光纤资源，为配电通信网接入层的首选方案。
并网型微电网的通信网络连接元件级、微网级、调度级三级设备，实现微电网相对于大电网为单一受控单元、微电网内部自主控制管理功能。微电网通过工业级以太网络联连，采集各元件运行参数，下发控制命令。文献[5,6]主要分析了微电网系统中可使用的各种通讯技术，文献[7]主要研究依据IEC 61850标准，构建微电网信息模型。以上文献的研究为微电网通信网络的建设提供了技术支撑。
兆瓦(MW)级海岛微电网真实包含发、输、变、配、用、调度六大环节，文献[8]给出了海岛智能微电网的定义，文献[9]给出了一个海岛微电网工程实例。本文借鉴智能变电站、智能配电网、并网型微电网所采用的通信技术，提出适用于兆瓦(MW)级海岛微电网的对“上”至上级电网、主站内两层信息网络、对“下”至配用电环节的三级通信网络架构体系。并在文中以我国首个兆瓦级的南麂岛工程为例，简述该海岛微电网的系统结构，阐述了南麂岛微电网保护控制及管理系统的架构、网络通信系统的架构组成及关键技术、配置原则及设备选型等。
1 兆瓦级海岛微电网系统架构
海岛微电网因其地理环境优势，太阳能、风能资源丰富，同时随着旅游、养殖产业的发展，用电负荷逐年增加，这些都为搭建兆瓦级海岛微电网系统提供了必要的条件。目前分布式发电与微电网技术日趋成熟，海岛微电网一般采用光伏发电、风力发电、海洋能等为分布式电源，采用柴油发电机为主供电源，采用储能系统调解能量平衡，同时建有输配电设备。由于海岛本身的地理环境所决定，发电、变电、输电、配电、用电必然依势而建，具有海岛地理位置特征，分布于海岛各处。
本文以浙江南麂岛工程为例说明海岛微电网设备配置和接线方式等系统结构，南麂岛离网型微网示范工程充分利用阳光和风，在岛上建设风力发电系统、光伏发电系统以及储能系统，同时还结合电动汽车充换电站、智能电表、用户交互(可中断负荷交互)等先进的智能电网技术。系统采用单母分段主接线方式，由6组500 kW储能变流器PCS、4组500 kWh锂电池、2组500 kWx10 s超级电容构成储能系统，545 kWp光伏电池组、10台100 kW风力发电机组及2台300 kW柴油发电机、2台500 kW柴油发电机构成发电系统，平均负荷在1MW左右。系统结构如图1所示，其中柴发距离主站0.5 km,10台风机分成两组，每5台共用一台变压器升压，两条风力发电输电线路长4 km，光伏发电后隆站输电线路长2.5 km，两条配电线路分别长8.5 km和4 km，共有23台配电变压器，用电负载为1 MW。
2 兆瓦级海岛微电网系统通讯网络分析
2.1 海岛微电网管控系统结构
海岛微电网管控系统保证微电网系统安全稳定优化运行，负责站内各类数据的采集、处理，实现微电网实时运行监视、操作控制和应用分析，实现站内设备运行监控、维护和管理，实现系统稳定运行及经济优化运行，海岛微电网电站内管控系统分为三层架构及两层网络，包括就地控制层、集中控制层和主站调控层(或系统)[10]。
就地控制层包括就地保护测控多功能装置及分布式电源智能控制设备，负责集成就地保护、测量、就地控制与操作、数据采集、信息采集等功能，作为集中控制层及主站调度层的数据采集和控制命令的执行单元。
集中控制层包括集中式母线及线路保护、动态稳定控制装置及电能质量监测设备、故障录波装置等，实现站内汇集母线差动保护、功率扰动控制及电能质量监测分析、故障数据信息记录等功能，同时完成信息上传至主站调控层。
主站调控层由监控主机、数据服务器、外部系统接口服务器及相关工作站等组成，负责完成微电网站内常规的监控及经济优化调度。系统结构如图2所示。
2.2 海岛微电网通信网络需求分析
海岛微电网的通信网络为实现2.1节所述微电网管控系统的功能而搭建，不同于一般变电站或电厂等对通信的要求，微电网内的一、二次设备种类众多，存在光伏、风电、储能、柴发等多种电源形式，实时的保护与控制类信号相对较多，能量平衡系统需要实时采集和快速控制以达到微电网的安全稳定运行，因此对通信网络的带宽、实时性、可靠性和安全性的要求浮动范围广，当前常见的网络通信方案在微电网应用的很多方面不能满足要求。具体海岛微电网对通信网络的需求主要体现在以下几个方面。
(1)微电网的保护信息、测量控制信息、状态监测信息、告警计量信息(MMS服务)的传输需求。基于此类信息，微网主站调控层完成常规的监控及经济优化调度。相对于智能变电站，微电网的信息采集地理范围更广，设备分类众多。
(2)跳闸报文和快速报文(GOOSE服务)、原始数据报文(SV)的传输需求。基于此类信息，实现微网内集中式保护、功率扰动控制及故障数据信息记录功能。此类信息具有实时性及高可靠性的要求，需要有高实时和高可靠的通信网络系统作支撑。
(3)经济性和高效管理的需求。对于微电网通信网络进行结构简化和性能提升，可以有效降低组网的复杂度，适应海岛微电网经济高效的运行要求。
2.3 通信网络技术分析
(1)分层分网的网络通信架构
现行智能变电站自动化系统基于IEC61850标准定义的数据接口模型，采用“三层设备，两层网络”结构，二次设备装置分为站控层、间隔层和过程层，层与层设备间通过站控层网络、过程层网络实现。
站内通信网络用来传输保护、测控、计量、向量测量、故障录波等业务数据，主要数据报文有制造报文(MMS)、面向通用对象的变电站事件(GOOSE)、采样值(SV)和同步信息PTP共4类。站控层采用双星形或星形以太网络，MMS、SNTP共网传输，过程层网络一般采用保护直采直跳方案，GOOSE、SV独立组网模式。SV和GOOSE独立组网一方面不利于整站信息共享互动，另一方面造成过程层交换机数量过多，导致网络结构和接线复杂，网络设备可靠性降低。
(2)SV和GOOSE共网传输技术
SV报文用于过程层和间隔层间设备的单向采样值传输。SV报文传输数据量大，报文长度固定，由于采样频率固定，占用通信网络资源也固定，对实时性和同步性有很高的要求。GOOSE报文用于间隔层之间的联闭锁信号和间隔层与过程层间的位置信号、状态信号和控制信号等。GOOSE报文数据量小，报文长度短，网络负担轻，同样对实时性和同步性有很高的要求。系统发生故障时，报文有一定的突发性。在智能变电站的通信组网方案中，一般采用GOOSE和SV独立组网的方式。对于GOOSE、SV共网传输的组网方式进行信息的采集和数据的传输，这种组网方式下，间隔层的设备信息直接通过一根光纤就可以实现与过程层的数据交换，无论是从安装还是运维方面都是比较简单方便的。过程层传输的信息除了SV采样值和GOOSE信息外，还可以有少量辅助信息，如对信息、网络设备管理信息等。参考文献[11,12]中分析了SV、GOOSE及对时网络共网传输的带宽流量和实时性，理论分析证明了该技术的可行性。
(3)配电接入网通信技术
微电网的主站“向下”直接面向配用电的环节，需要汇聚分布式电源、输电线路在线监测、配电自动化、用电信息采集、用电信息服务等系统业务，并通过微电网的主站转发至相应的调度主站端。以上信息源具有点多、位置分散等特点，需要灵活、快速、可靠的通信接入方式。
以太网与PON的结合，产生了以太网无源光网络(EPON)。它同时具备了以太网和PON的优点。EPON媒质的性质是共享媒质和点到点网络的结合，在下行方向，拥有共享媒质的连接性，传输数据采用广播的方式，而在上行方向其行为特性就如同点到点网络，数据传输采用时分多址技术，由于其光分配网络采用无源光器件，无需租用机房和配电电源，维护简单。EPON技术在电力系统配电自动化、电力光纤到户等领域已逐步开展应用。
3 兆瓦级海岛微电网通信网络架构
通过深入分析智能变电站及智能配电网、并网型微电网的通信架构方案特点及相关技术，结合海岛微电网的保护控制及管理系统的业务需求，提出了海岛微电网对“上”至上级远方调度主站、微网主站内两层信息网络、对“下”至配用电环节的三级通信网络架构体系，如图3。
从图3可以看出，海岛微电网管控系统与负荷预测及其他辅助系统之间通过防火墙进行网络访问防护。配置硬件防火墙。构成了两个安全分区，分别是安全Ⅰ区和安全Ⅱ区，Ⅰ区远动服务器通过直采、直送的方式实现与调度(调控)中心的实时数据传输，并提供运行数据浏览服务。微电网主站与远方调度直接的通信方式可以采用光纤专网、无线公网或230 MHz无线专网的方式。南麂岛微电网选用海底专用光纤的方式与远方调度端进行通信。
微电网主站内设置两层信息网络，分别为站内调控层网络和过程层网络，站内具有通信接口的设备按照DL/T 860标准统一建模，统一组网，信息共享，通信标准符合DL/T860标准。站控层网络采用100 Mbit/s速度的工业以太网，采用星形网络结构。集中控制层设备和就地控制设备的保护与控制信息、四遥信息及所有需要监控的信息通过站控层网络与主站内调控层通信。过程层网络采用GOOSE、SV共网的方式，集中控制层设备通过过程层网络获取间隔的采样信息及间隔开关的相关状态量信息。南麂岛微电网系统中的集中控制层的集中式保护与控制设备采用“网采网跳”的方式。
微电网配用电部分的配电室、开关柜、柱上开关等的智能终端设备通过EPON光纤网络连接，主站内配置网络侧的光线路终端OLT,OLT将配用电系统的三遥(遥信、遥测、遥控)信息汇集后上送主站内调控层网络。南麂岛微电网系统根据终端设备ONU安放的地理位置及数量，规划出两条光纤通道，采用1:2(10%:90%)非均分分光器多级分光的方式形成跨OLT保护，分光器与ONU一起放置在保护节点箱体内，每个ONU对应两个分光器，形成跨OLT保护。
4 南麂岛微电网通信系统案例
南麂岛微电网示范工程的通信系统采用文中论述的分级结构通信网络架构的方案。
(1)站内调控层通信网络：选用4台多电口光口工业级交换机构成，连接集中控制层设备12台、就地控制层设备27台、其它智能设备5台。
(2)站内过程层通信网络。选用3台16光口工业级交换机构成，连接集中控制层设备8台、就地综合智能终端19台，PCS 6台，SV采样频率24点周。
(3)配用电通信网络：采用两台OLT,10台ONU及20台分光器，每个ONU对应两个分光器，形成跨OLT保护。分光器10%的分支与ONU的PON相连接，90%的分支通过ODF架继续延伸至下级业务节点位置，以此类推。ONU连接配网的智能终端采集信息。
(4)对时网络：采用一台主时钟设备、二台对时扩展装置。主站调度层设备采用SNTP网络报文授时，就地安装的智能终端及集中控制层设备采用光B码信号授时。
5 结论
海岛微电网涵盖电力系统的发、输、变、配、用、调度的六大环节，其运行控制与管理模式完全依赖于可靠的信息采集与传输，可靠、安全、经济、高效的通信系统是微电网运行控制与管理的基础环节。本文在系统分析了微电网通信系统的特殊问题及主要需求后，综合智能变电站、智能配电网中的通信架构及相关通信技术的基础上，提出了分级结构的海岛微电网通信网络架构，并结合南麂岛微电网示范工程，介绍了该网络架构在工程应用的实际应用方案。基于此通信网络架构的南麂岛微电网已于2014年9月26日正式投入运行，已为岛上居民提供光伏发电、风力发电等清洁能源。本文提出的分级结构的海岛微电网通信网络架构，为海岛微电网的通信系统的研究与建设提供了重要的理论支撑和实践依据，将为微电网和海岛微电网的工程设计及建设提供很好的借鉴作用。
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海岛微电网 篇5
台山市上、下川岛位于广东省南部、珠江口西侧, 北靠台山大陆, 总面积255.3平方公里, 岛上分别有两座自筹自建的火力发电厂, 厂内设10kV母线, 共架设11条 (上川7条, 下川4条) 10kV主线路, 均为放射型网络。由于岛上供电设施建设属于自供自管体制, 电网长期没有列入全省农网改造计划, 加上川岛处于海孤, 受海洋气候影响, 线路设备锈蚀严重, 又经常受到台风侵袭, 客观条件限制使得电网防风防汛水平不高。经多年运行, 岛上电网设施残旧不堪, 损耗较大, 存在较大安全隐患。2007年11月, 广东电网公司正式接管川岛电网, 如何提高海岛电网的可靠性成为一项重要紧迫的任务。
2 台山供电局为提高川岛配网可靠性所采取的措施
广东电网公司接管上、下川岛后, 台山供电局成为川岛电网的管理单位。为迅速改变川岛配网现状, 切实改善川岛居民的用电水平和满足当地旅游业的需要, 台山供电局将川岛电网的改造作为一项重要课题, 并分别从技术和管理层面采取了一系列的措施。
2008年6月, 台山供电局正式开展川岛配电网改造规划第一批工程, 该工程是整个川岛电网改造中的第一批项目, 总投资2 763万元, 共16个项目。其中, 上川岛总投资1 546万元, 共6个项目;下川岛总投资1 217万元, 共10个项目。建设项目主要包括:10 kV线路5 008 m, 其中, 电缆线路1 520 m, 架空线路3 560 m;更换配变62台合共10 790 kVA, 新建配电房10间, 改造台区62个, 改造低压线169 100 m。下面结合改造过程谈谈提高海岛电网可靠性的一些常规做法。
2.1 技术措施
2.1.1 电网规划
经实地调研, 川岛镇配电网原有负荷1.4万kW, 2008-2015年规划新增负荷6.7万kW, 新旧负荷合计8.1万kW, 因此要对配电网进行改造, 一是扩容, 二是进行技术改造, 即将原有树干式布线改造为 (2-1) 环网供电方式, 提高电压质量和供电可靠性。
根据负荷预测和计算, 台山供电局规划在上、下川岛各建一个110 kV变电站。上川变电站容量为2×31.5 MVA, 下川变电站容量为2×20MVA, 每个变电站土建和电气按3台主变电器计算。10 kV配电网采用 (2-1) 环网供电方式, 开环运行每个环网可供电20 000 kVA负荷, 按地形、地貌、村界分区、分线、分片供电, 上川岛设4个环网, 下川岛设2个环网。由于岛内道路规划未有安排, 现时环网主干线路走向尽量利用或傍着原有10 kV线路走向, 线路长度控制在12 km以内, 超出12 km时则保持合理负荷矩而减少负荷。每个环网设4~6个开关站, 每个开关站进出线采用电缆, 以保持旅游区景观, 开关站为二进线四出线一联络开关, 出线分别向东、南、西、北方向带负荷, 包括大用户和大分支线, 分支线以下为原有树干式, 不环网, 不联络, 所有进出线安装馈线自动化装置、集控式三遥和光纤纵差保护。
台山供电局根据川岛的特殊地型, 采取分区、分线、分片的供电方案 (即上川岛设4个环网, 下川岛设2个环网) , 解决原来供电分散性、电网薄弱等问题, 从而提高川岛电网的供电可靠性。
2.1.2 设计安装
考虑海岛多台风、雷雨、盐污等特点, 台山供电局主要针对配网线路的防风、防雷、防污闪等方面采取了以下措施:
2.1.2. 1 提高防风防汛设计标准
(1) 对川岛配电线路适当提高设计的最大风速, 并进行设计校核。配网典型设计中沿海地区气象条件组合最大设计风速35m/s (30年一遇) , 针对川岛特殊地理位置, 设计风速应提高一个抗风等级, 即提高至40m/s。
(2) 适当缩小川岛配电线路的档距及耐张段长度, 10 kV配电线路档距宜取50~80 m, 低压线路档距宜取25~35 m。耐张段长度不宜大于0.5km, 避免大范围串倒事故发生。
(3) 完善配网线路典型设计中架线弧垂。重新对典设平均应力进行校正, 计算安全系数k=4~6时, 各类控制气象条件下导线的弧垂。
(4) 适当提高电杆强度, 使用加强型电杆, 路边等不具备打拉线的电杆适当提高抗弯等级或采用窄基铁塔替代, 满足安全距离时尽量降低杆塔高度, 有条件的电杆宜加装防风拉线。直线杆采用“人”字拉线, 每隔5基采用“四”方拉线, 转角或耐张杆除按照受力方向安装拉线外, 宜在内角及外角方向同时加装固定拉线, 提高抗倾覆能力。风口、山顶线路以铁塔为主, 沙质土地宜采用钢筋混凝土基础, 减少台风造成的倒杆断杆次数。
(5) 设置绝缘材料薄弱环节, 对于风口线路, 或档距大的线路, 直线杆宜选用高一等级的SQ-210或S-280瓷横担, 减少倒杆、断线数量。
(6) 导线和杆塔都要加强机械强度, 加长底宽和卡盘, 施工安装要加强监理。
2.1.2. 2 提高防雷水平
对于10 k V线路, 为防止雷击造成线路绝缘子闪络或爆裂, 根据线路运行情况抓紧安装线路型避雷器, 特别是完成对雷击黑点的优先安装;做好接地装置的检测工作, 整改接地电阻不合格的接地装置, 改造不及格的接地网, 使其达到规程要求;关于10 KV避雷器选型, 由于未能确定带电可卸式是否能可靠工作, 目前暂不推荐大量使用;为了及时发现损坏的避雷器, 建议可使用脱扣式避雷器, 先在部分线路试用, 再根据数据分析推广使用。
针对低压线路, 加强了低压架空线路防雷。将避雷器安装在220/380 V三相四线系统的相对地之间, 并采用额定电压280 V、1.5 kA标称电流雷电残压不大于1.3 kV的无间隙氧化锌避雷器;配电变压器高、低压侧均安装避雷器保护, 避雷器接地端、低压绕组中性点应接至变压器外壳, 采取三点联合接地方式, 防止避雷器地电位及配变外壳电位升高产生反击, 造成变压器高、低压绕组绝缘损坏。
按照低压系统设计和防雷保护规程要求, 以及川岛处于强雷区的特点, 在易遭雷击的架空低压进户线用户侧安装避雷器和绝缘子铁脚接地, 以保护与架空低压线直连的计量电表及其他低压用户电器, 并防止雷电波沿线侵入户内造成人身伤亡。220 V/380 V三相四线系统的零线除在电源点接地外, 在低压线路每个分支终端及用户侧重复多点接地, 特别是用户端距接地点较远时必须重复接地。确保容量100 kVA以上配变的接地电阻不应大于4Ω, 每个重复接地装置电阻不应大于10Ω;容量100 kVA及以下配变接地电阻不应大于10Ω, 每个重复接地装置电阻不应大于30Ω。用户侧重复接地电阻、低压避雷器接地电阻、绝缘子铁脚接地电阻不应大于10Ω。
2.1.2. 3 防污闪
所有绝缘子要使用防污绝缘子, 防止闪络放电, 一般使用XWD型双层伞形防污悬式绝缘子, 利用其泄漏距离大、伞面平滑, 伞形开放裙内光滑无棱, 积灰速率低, 风雨自洁性能好的优势, 瓷横担采用S1-35/5型。
2.1.2. 4 绝缘配合
为防止线路提高绝缘水平后雷电过电压引入变电站和配电变压器造成设备损坏事故, 在变电站出线段和配电变压器处加装Zn O氧化锌避雷器, 以使绝缘配合, 防止另一弊端。
2.2 管理措施
从管理上提高配网的可靠性主要从日常运行维护方面着手, 对日常维护工作做细、做实。
2.2.1 加强日常线路维护管理。
加强对线路的巡视力度。对穿过山坡, 种植竹树多, 线行边种植速生桉的线路加强巡视和维护, 特别是对线路线行内以及线行外威胁线路设备安全运行的竹树及时砍伐, 做好线路走廊的清障工作, 以减少台风及雷雨期间竹树造成的瞬间故障;做好拉线整治工作, 加强紧固拉线的维护, 及时发现拉线、拉棒被盗情况并抢修好, 调节拉线上的UT, 防止因拉线松开或被盗造成倒杆、侧杆或断线情况;定期检查避雷器引下接地线, 防止避雷器因引下线被盗而丧失避雷功能。
2.2.2 加强对网改工程的管理。
在网改工程实施过程中, 严抓质量关, 从规划、设计、施工, 到最后的验收等环节, 认真落实, 验收人员要把好最后一道关, 确保工程施工质量。
2.2.3 接受统一调度, 保障电网的安全、经济、稳定运行。
3 台山供电局对川岛电网改造的实际成效
2008年9月24日, 强台风“黑格比”在沿海登陆, 靠近川岛时的最高风力达到了51.6 m/s (相当于16级) , 强台风“黑格比”对台山市电网特别是沿海地区和川岛的中低压配网造成了不同程度的破坏。但是与2003年台风“依布都 (最大风力38 m/s) ”期间相比, 川岛电网的抗风能力大为提高, 受灾程度下降, 仅有1条线路由于倒杆跳闸、1条线路由于倒杆接地, 6条线路由于竹树原因跳闸。台风过后, 台山供电局迅速组织抢修, 复电时间大大缩短。总结抗台风的经验, 主要包括:
(1) 认真落实“两个靠拢”和专业化管理, 实现工程建设和维护管理分离。台山供电局是最早实行农电分专业管理的单位之一。生技部门对农电的直接管理大大提高了农电专业技术水平, 使工作更专业化。落实“两个靠拢”提高了农配网人员的业务水平和运行管理能力, 实行工程和管理分离使运行人员从繁重的工程施工中解脱出来, 专心做好设备运行维护管理, 设备运行健康水平有了较大的提高。
(2) 川岛电网建设改造、拉线整改和线路走廊的障碍物清理, 对做好防风工作意义重大。经过一系列配网建设改造, 川岛的输配网得到了很大的加强, 防风能力也有了很大提高。同时, 台山供电局还结合川岛电网运行特点, 积极开展拉线专项整治活动, 前后整治线路拉线1 350条, 大大提高了线路的抗风能力。
(3) 在10 kV线路安装分段开关 (或负荷开关) 、分支开关 (或负荷开关) 有利于尽快恢复供电。目前川岛在10 kV线路上共有分段开关 (或负荷开关) 、分支开关 (或负荷开关) 超过80台, 能有效隔离故障段线路, 加快抢修进度和提高供电可靠性。
4 结束语
台山供电局对川岛电网的改造工作远远没有结束。随着川岛联网工程的进一步推进和川岛配网改造的进一步深入开展, 川岛的用电状况必将得到进一步完善, 我们也将继续在实践中认真钻研、总结和完善海岛电网的管理经验, 以进一步丰富理论, 完善实践。
摘要：电力系统的可靠性是衡量电网有效运行的重要指标, 反映了供电企业对电网的管理水平。海岛电网由于特殊的地理位置使得其对电网在规划、设计、运行、维护等方面与大陆电网存在很多差异。以台山市上、下川岛电网为例, 对如何提高海岛电网的可靠性进行分析研究, 力图全面反映川岛电网现状和发展状况, 为今后海岛电网可靠性的进一步提高提供参考。
海岛微电网 篇6
地区3 k V~110 k V电网宜采用环网布置、开环运行的方式[1]。但由于电网建设过渡期间造成的网架结构不够坚强或由于恶劣的自然环境影响, 电网的供电可靠性低, 在保证电网安全稳定运行的前提下, 常将地区电网环网或电磁环网运行。电网环网或电磁环网运行能提高电网供电可靠性及经济性, 但同时带来继电保护整定计算复杂化、功率转移造成线路过载、短路电流变化、无功环流等问题[2,3,4,5,6,7,8]。
多重环网运行的电网, 常因设备检修或故障影响, 运行方式灵活多变。变电站往往地处偏远, 且多为无人值班或少人值班, 现场修改定值或现场切区的工作量大。为了让线路保护定值能适用于电网多变的运行方式, 本文结合福建平潭海岛电网多重环网运行的实际情况, 分析了该电网继电保护整定计算遇到的运行方式选择, 整定原则, 整定顺序, 保护配合死循环, 保护或开关拒动, 重合闸等问题与解决措施。海岛电网的安全稳定运行表明本文所提保护整定方案的合理性与可行性。
1 电网概况
福建平潭海岛电网多重环网运行示意图, 如图1所示。该电网结构较薄弱, 仅由一座新建的220 k V智能变电站B站, 三座110 k V变电站D站、E站和F站, 以及两座110 k V风电场组成, 通过三条跨海线路 (220 k V AB线及110 k V AD线、CE线) 与主网相连。电网自然环境恶劣, 输电线路受雷暴、台风影响大[9,10,11]。目前, 该电网潮流负荷较小。为满足海岛政治经济的发展需要, 提高该电网运行可靠性, 减少N-1故障情况下负荷损失, 在保证电网安全稳定运行的前提条件下, 将正常开环运行的D站110 k V AD线132开关及D站桥开关13 M开关转合环运行, 形成了多重环网的运行方式。
2 保护配置情况
海岛电网110 k V线路保护配置情况:单重微机保护, 且110 k V线路保护中除110 k V DE线、110 k V BD线及110 k V BF线配置了光差保护, 其余110 k V线路保护均只配置常规的零序电流、相间及接地距离后备保护。
220 k V系统设备 (主变、母线及线路) 保护均为双重化配置。
3 整定计算问题与措施
3.1 运行方式选择
合理地选择运行方式是改善保护效果, 充分发挥保护效能的关键之一。对于平潭海岛电网, 220 k V网架结构薄弱, 且自然环境恶劣, 110 k V线路保护应考虑220 k V AB线退出运行, 全岛负荷仅由110 k V AD线或110 k V CE线供电的方式。还应考虑220 k V AB线路运行, 平潭岛上110 k V线路各种环网与解环的运行方式。
整定计算的分支系数、助增系数、最大及最小电流均应考虑以上运行方式。
3.2 主要整定原则
110 k V线路相间距离, 接地距离, 零序电流保护的整定原则主要根据3 k V~110 k V电网继电保护装置运行整定规程进行整定[1]。以下主要结合多重环网的特点对以下几点进行说明。
3.2.1 与220 k V系统设备保护的配合
220 k V系统设备 (主变、母线及线路) 保护均为双重化配置, 且主要考虑近后备保护。因此, 220 k V变电站的110 k V线路后备保护只需满足上级电网的边界限额值要求, 不考虑与其他220 k V系统设备保护进行配合。
3.2.2 相间及接地距离Ⅲ段保护
在多重环网运行方式, 为防功率转移, 线路过载, 110 k V环网线路距离Ⅲ段定值应按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定。110 k V环网线路距离保护受对侧大电源助增作用, 测量阻抗增大, 环网线路相间距离Ⅲ段定值很难对线末主变低压侧故障有足够灵敏度, 但须满足对相邻线路故障有足够的灵敏度要求。在配合难困时可考虑不完全配合, 即动作时间配合, 在保护范围的部分区域灵敏系数不配合。
3.2.3 零序电流Ⅰ段保护
零序电Ⅰ段保护受运行方式的影响大, 因此在接地距离Ⅰ段保护投入的情况下, 为简化保护配置, 退出零序电流Ⅰ段保护, 同时将电流定值置最大, 时间整定同Ⅱ段值, 详见定值配合图 (图2) 所示。只在环网线路配合需要下将部分线路间隔 (A站的110 k V AD线169、110 k V AC线167、E站的110 k V DE线132) 投入零序电流Ⅰ段保护。
3.2.4 零序电流末段保护
零序电流末段保护主要是保高阻接地故障, 电流值按150 A≥I0≥120 A范围整定[12], 时间按0.3 s级差配合整定。
在多重环网运行方式, 220 k V主变110 k V出线零序电流末段整定为不经方向闭锁, 以防方向闭锁保护。其余110 k V线路间隔零序电流末段是否带方向, 应根据所整定的零序电流对应的零序电压是否满足线路保护装置零序方向元件最小动作电压的要求。
3.3 整定顺序
3.3.1 间隔整定顺序
对于多重环网运行的网络, 应从全网进行综合考虑其整定顺序。为了减少运行切区及现场改定值工作量, 线路保护应争取适应电网各种环解与解环的运行方式。因此, 间隔整定顺序可考虑电网解环运行后串供的末端线路大系统侧间隔开始整定, 逐级向上, 直至与220 k V主变的110 k V侧保护边界配合, 再考虑环网内线路保护配合 (详见3.4内容) , 逐级向下, 直至线路末端间隔小系统侧保护。
对于此海岛电网, 110 k V线路保护应考虑220 k V AB线退出运行, 全岛负荷应考虑仅由110 k V AD线或110 k V CE线供电的方式。整定顺序从110 k V F站的风电场2线182间隔开始, 逐级向上, 直至与A站220 k V主变110 k V侧保护配合, 再考虑110 k V环网内线路保护配合, 逐级向下, 直至110 k V风电场2出线侧保护。
3.3.2 相间及接地距离保护的整定顺序
相间及接地距离保护先按躲线末故障整定Ⅰ段值。在重合闸投入时, 单回线终端变压器方式可考虑把保护范围伸入主变内部, 这样有利于相邻线路的配合。
再按间隔整定顺序整定Ⅱ段值。在保证对本线有灵敏度要求前提下, 尽量与相邻线路Ⅰ段值配合 (如短线路与长线路的配合) , 无法配合时再考虑与Ⅱ段值配合, 保护范围应躲开变压器其他侧母线。
最后按间隔整定顺序整定Ⅲ段值。
3.3.3 零序电流保护整定顺序
多重环网运行的复杂网络, 考虑零序电流Ⅰ段退出时, 可按间隔整定顺序从零序电流Ⅱ段整定, 并与相邻线路Ⅱ段配合。本海岛电网由于受主变110k V零序电流跳母联的时间限制, B站的110k V BF线175间隔零序电流Ⅱ段考虑与F站的110k V风电场2线182间隔光差保护配合。
最后按间隔整定顺序进行零序电流末段保护整定。
3.4 防110 k V环网线路保护配合死循环方法
3.4.1 错级配合方法
为了防止环网线路保护配合死循环, 选取环网内线路小系统侧的零序或距离Ⅱ段或Ⅲ段与相邻线路零序或距离的Ⅰ段或Ⅱ段进行错级配合。因此, 环网内线路的零序或距离Ⅱ段或Ⅲ段可从小系统侧开始整定。
3.4.2 利用光差保护
110 k V环网线路配合困难时, 应充分利用线路光差保护灵敏度高, 动作速度快的特点, 选取适当的线路后备保护与带光差保护的线路配合, 防止保护配合进入死循环。因此, 建议110 k V环网线路应尽量配置纵联差动保护。
3.4.3 设置解列点
在环网线路配合困难, 出现了配合死循环, 配合时间级差过小, 大系统侧开关或保护拒动等问题时, 可根据具体电网的结构特点, 在保证安全稳定运行的前提下, 合理地设置解列点, 通过设置解列点的重合闸时间躲过故障线路开关切除故障的时间, 来恢复失压变电站的供电。
3.5 大系统侧开关或保护距动
多重环网运行方式下, 若A站110 k V侧出线间隔 (如169线路间隔) 开关或保护拒动, 跳开保护配合开关 (包括:A站110 k V母联开关, C站110 k V AC线174开关) 及线路对侧开关 (E站110 k V AE线132开关) 进行故障隔离。此时两条进岛的110 k V线路均跳开, 但由于220 k V AB线可带全岛负荷正常运行, 并不影响海岛电网的供电。
但当220 k V线路因故退出运行, 仅由两条110 k V环网运行线路带全岛负荷时, 若A站110 k V侧出线间隔 (如169线路间隔) 开关或保护拒动, 造成两条进岛的110 k V线路均跳开, 若不采取措施将造成全岛停电的事故。本案例采用合理设置解列点 (如C站110 k V AC线174开关、D站的110k V AD线132开关) , 通过重合闸来恢复相关失压变电站的供电, 重合闸时间的设置见3.6.2第3点。
3.6 重合闸
为了避免同一间隔存在多套保护定值及减少保护切区工作, 重合闸的整定, 应能适应电网线路各种环网和解环的运行方式。
3.6.1 重合闸方式的整定
(1) 风电场线路重合闸方式整定。大系统侧投入“检母线有压线路无压”方式, 风电场侧投入“检线路有压母线无压”方式[13]。例如110 k V风电场1线、风电场2线及BF线。
(2) 环网线路只有一侧为大系统时重合闸方式整定。大系统侧同时投入“检同期”、“检母线有压线路无压”方式, 小系统侧投入“检同期”、“检线路有压母线无压”方式。例如110 k V AD线及AC线。
(3) 环网线路两侧均可能为大系统时重合闸方式整定。建议线路两侧均投入“检同期重合”、“检线路有压母线无压”、“检母线有压线路无压”方式, 通过设置线路两侧重合闸时间级差, 来防止两侧线路的非同期重合。例如本海岛电网的110 k V CD线、DE线及BD线。
3.6.2 重合闸时间的整定
(1) 单侧电源线路及虽为双侧电源线路但线路两侧检无压方式不同 (即一侧投入“检母线有压线路无压”方式, 另一侧投入“检线路有压母线无压”方式) , 重合闸时间除应大于故障点断电去游离时间外, 还应大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。根据运行经验可整定为1.5 s。
(2) 环网线路两侧均可能为大系统侧, 且两侧同时投入“检母线有压线路无压”、“检线路有压母线无压”方式 (或线路两侧同时投入“检无压”方式) 时, 为防止非同期重合, 线路两侧重合闸应有足够的时间级差。先合侧重合闸整定时间应等于线路对侧有足够灵敏系数的延时段保护的动作时间, 加上故障点足够断电去游离时间和裕度时间, 再减去断路器合闸固有时间[1], 见公式 (1) 。后合侧重合闸整定时间除应满足公式 (1) 要求外, 主要考虑与对侧开关有灵敏度段时间及重合闸时间配合, 见公式 (2) 。
式中:
tXHC.min为线路先合侧最小重合闸整定时间;
tXHC.为线路先合侧重合闸整定时间;
tXHC.min为线路后合侧最小重合闸整定时间;
tII为故障线路对侧保护延时段动作时间;
tD为断电时间, 对三相重合闸不小于;
tK为断路器合闸固有时间;
Δt为裕度时间, 考虑不小于0.3 s;
例如:对于110 k V CE线, 线路两侧开关均配置南京南瑞的RCS-941A线路保护, 重合闸方式均投入“投检同期方式”、“投线无压母有压”、“投母无压线有压”三种方式, 且在110 k V E站123开关重合闸时间设为2.0 s, 110 k V C站175开关重合闸时间为5 s。计算过程如下:
根据公式 (1) 整定先合侧重合闸时间。
先合侧重合闸时间取2.0 s (2 s>1.76 s) ;
根据公式 (2) 整定后合侧重合闸时间。
后合侧重合闸时间取5 s (5 s>3.16 s) ;
(3) 解列点重合闸时间的整定。解列开关最小重合闸时间在考虑公式 (1) 的因素外还考虑躲过永久隔离线路故障的时间, 见公式 (3) 。
式 (3) 中:tJL.min为解列开关最小重合闸时间, tGZGL为永久隔离线路故障的时间。
例如, 对于解列点C站110 k V AC线174开关的重合闸时间, 应考虑110 k V AD线故障A站169开关拒动, 由主变跳母联隔离故障的时间 (3.4 s) 。还应考虑因C站110 k V AC线174开关零序Ⅲ段时间1.7 s与A站169开关的零序Ⅱ段时间1.5 s配合级差仅为0.2 s, 存在当110 k V AD线故障169开关与174开关同时跳闸的风险, 此时由169开关隔离110 k V AD线故障的时间考虑为169开关有灵敏度段动作时间加上重合闸时间及重合后加速时间, 取为 (1.5+1.5+0.1=3.1 s) 。综合考虑, tGZGL取为3.4 s (3.4 s>3.1 s) 。
根据公式 (3) ,
因此, 解列开关的重合闸时间整定为5 s (5 s>3.96 s) 。
为提高重合闸成功率, 适当延长重合闸时间。这样线路保护的重合闸即可以解决非同期重合的问题, 又可以适用各种环网和解环的不同运行方式。
4 定值配合图
为了便于分析片区定值的配合关系, 绘制定值配合图如图2所示。
5 结语
福建平潭海岛电网的运行实例表明在电网接线方式薄弱、输送潮流较小、保护配置合理、保护定值配合正确的情况下, 采用多重环网运行方式来提高电网供电可靠性是可性的。
为了减少线路保护定值切区或现场修改定值工作量, 在保证电网安全稳定的前提下, 应提高线路保护适应复杂电网多变运行方式的能力。本文结合平潭海岛电网, 所提的继电保护整定计算方案可适应该电网各种环网与解环的运行方式。电网的安全稳定运行证明了此方案的合理性与可行性。
摘要：电网环网或电磁环网运行能提高电网供电可靠性及经济性, 但同时使得继电保护整定计算复杂化。结合平潭海岛多重环网运行特性, 提出了一套继电保护整定计算方案。分析了该电网继电保护整定计算遇到的运行方式选择、整定原则、整定顺序、保护配合死循环、保护或开关拒动和重合闸等问题与解决措施。该方案的实施提高了线路保护适应电网多变运行方式的能力, 减小了现场修改定值或保护切区的工作量。海岛电网的安全稳定运行表明该整定方案的合理性与可行性。
关键词：电磁环网,环网运行,继电保护,整定计算,重合闸
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