并网分析（共12篇）
并网分析 篇1
0 引言
进入21世纪以来,微电网(以下简称微网)以其具备灵活的运行方式、高可靠性的供电能力以及优质的电能质量等诸多优点成为电力工业发展的重要方向之一[1,2]。相比于传统配电网,微网具有正常情况下并网运行和外网供电出现扰动时孤岛运行2种状态[3]。系统保护是保证微网安全、稳定运行的基础,其一方面可切断微网内外的故障穿越,另一方面与控制、通信等单元共同作用减小故障对微网及配电网稳定运行的冲击。微网系统保护按其功能可分为并网保护(interconnection protection)和微网内部保护(inner microgrid protection)[4]。目前对微网系统保护的研究主要集中于微网内部保护,对并网保护的研究一直比较薄弱。IEEE P1547.4对公共连接点(point of common connection,PCC)处电能质量以及微网运行方式切换提出明确要求,文献[5-6]对PCC处保护动作于电能质量及开关动作特性进行了研究和分析,文献[7]提出了并网保护配置位置及应该动作的故障类型。上述文献虽然对并网保护提出了一定的技术要求,但缺少对并网保护系统性分析及配置策略的研究。
本文首先分析了系统级、区域级以及单元级交流微网的结构与特性,并参照微网类型对微网并网保护进行分类。基于并网保护的动作要求,通过分析微网内外扰动时PCC处相关电气量的故障特点,提出3种类型并网保护的配置策略。考虑到较大规模微网(系统微网、区域微网)结构层次的复杂性,不同级别微网之间可能存在相互包含,分析了3种类型并网保护之间的配合。最后通过PSCAD/EMTDC对并网保护的配置方案进行仿真,验证了方案的可行性。
1 基于微网结构特性的并网保护分类
1.1 微网结构及特性
交流微网是微网的主要形式,不同类型的交流微网基本结构相似,大多采用辐射状网架,分布式电源(distributed generator,DG)、储能系统以及负荷等直接或经换流装置接入系统。微网通过PCC与外网连接,使其具有并网和孤岛2种稳态运行方式,且可在稳态运行方式间进行双向切换。根据微网内部负荷类型、设备运行特点以及微网结构的不同,可将交流微网分为3种类型:系统级微网(system microgrid,SMG)、区域级微网(district microgrid,DMG)和单元级微网(unit microgrid,UMG)[8]。如图1所示为IEEE P1547.4定义的典型微网结构,图示结构属系统级微网,并网母线经分段开关Brk分段,两段母线分别通过PCC_S1和PCC_S2与配电变电站的降压变压器T1和T2相连。系统级微网结构复杂,包括区域级微网和单元级微网,运行方式灵活[9]。
系统级微网由母线和多条馈线呈辐射状构成,每条馈线可分层接入子微网、DG或就地负荷。系统级微网可根据微网并网需要经多个PCC接入外网,如图1中PCC_S1和PCC_S2。区域级微网按负荷对电能质量要求确定其结构,重要负荷及稳定性强的DG一般接入同一条馈线,通过单个PCC与外网连接,如图1中PCC_D。单元级微网由稳定性能较好的DG和敏感(重要)负荷构成,也可根据需要接入少量普通负荷。单元级微网结构较为简单,经单个PCC接入外网,如图1中PCC_U。3种类型微网的结构及特性如表1所示。
1.2 并网保护分类
PCC是微网与外网电气连接的节点,为防止其两侧故障穿越,一般在PCC处配置微网并网保护。当外网发生扰动时,并网保护根据微网内部负荷及电气设备运行要求与外网解列,微网进入孤岛运行状态;当微网内部出现故障或不正常运行状态时,并网保护与微网内部保护配合切除故障,在必要情况下可优先动作将微网切除以保证外网的稳定运行。
根据交流微网的分类,将并网保护分为系统并网保护(system interconnection protection,SIP)、区域并网保护(district interconnection protection,DIP)和单元并网保护(unit interconnection protection,UIP)。由于每种微网类型的结构与特性不同,对并网保护的动作要求也各有差异,表2所示为3种并网保护在图1中对应位置及其动作特性。考虑到微网中部分DG供电具有随机性和波动性,PCC处并网保护除表2中所列动作类型外应可靠不动作,确保微网与外网的电气连接。
2 并网保护配置策略
2.1 微网电源故障特性
微网电源按其并网形式可分为3类:同步型电源、异步型电源以及逆变型电源[1]。同步电机故障后输出的短路电流较大,在故障初期达5~10倍额定电流;异步电机在故障初始阶段短路电流值也可达5~10倍额定电流,但与同步电机不同的是,短路电流会很快衰减到很小值;而对于逆变型电源,其短路电流值除与故障类型及故障点相关外,还取决于过流能力和控制方式[10,11]。
逆变型电源由电力电子元件构成,热稳定性较差,因此过流及过压能力较弱。在外电路短路故障时,逆变器承受的故障电流不能超过2倍额定电流。当逆变型电源输出电流达到限值后,为保护逆变器安全,有2种处理方法:一种是电力电子元件自身的保护动作使故障电流消失;另一种方法是在控制模块中增设饱和环节将输出电流限制在1.2~2倍额定电流[10]。本文选择后一种方法。
逆变型电源的控制方式主要有3种:恒功率(PQ)控制、恒频恒压(v/f)控制以及下垂(droop)控制,3种控制方式各有应用场合,本文逆变器控制方式选择为PQ控制及v/f控制。PQ控制时,发生三相短路,在输出电流未达到限值前,逆变电源表现为恒功率源,达到限值后表现为恒电流源;不对称故障时,输出功率不变,输出正序电流增大,且出现负序电流。v/f控制时,发生三相短路,在输出电流未达到限值前,逆变电源表现为恒压源,达到限值后表现为恒电流源;不对称故障时,输出功率不变,输出正序电流增大,且出现明显负序电流[12]。
2.2 单元并网保护配置策略
单元级微网规模较小,由少量DG及负荷组成,当负荷主要由敏感(重要)类型组成时,由于敏感负荷对电能质量要求较高,当电网扰动造成供电质量下降至负荷正常运行限值时,并网保护动作将单元级微网与外网分离;当负荷为普通类型时,UIP与DIP类似,如2.2节分析。本文主要考虑UMG的负荷为敏感类型的情况,此时单元并网保护动作于以下2类事件[1]:
1)电能质量下降到负荷允许的最低水平。
2)与单元级微网相连的出线故障,单元级微网持续向故障点提供短路电流。
UIP与负荷对电能质量的要求紧密相关,根据敏感负荷性质,电能质量主要包括电压、频率和电流谐波含量。不论是微网内部故障还是微网与上级电网连接线故障,都会导致电能质量的下降。此外,当系统中其他点发生故障影响敏感负荷正常运行时,UIP也必须动作将单元级微网与上级电网分离。需要注意的是,UIP保护的配置需要根据具体负荷对电能质量的要求来确定,本文以电压、频率及电流谐波含量作为判据。
如图2所示为单元并网保护逻辑图。
UIP的电压、频率和谐波整定如下式所示:
式中:Um,fm,Im.h.i,Im.h.THD分别为电压、频率、i次谐波以及谐波总含量的测量值;Us.max.1,Us.max.2,…,Us.max.n,tu1,tu2,…,tun,fs.max.1,fs.max.2,…,fs.max.n,tf1,tf2,…,tfn,Is.h.i,th.i,Is.h.THD,th.THD分别为电压、频率和i次谐波、总谐波含量及相应动作时间的整定值,整定值可由负载对电能质量要求来确定。
半导体生产设备等重要负荷对电源切换时间有严格规定,则当故障时继电保护和断路器动作时间之和大于规定时间时,可配置静态切换开关,以确保切换速度[6]。
2.3 区域并网保护配置策略
区域级微网由多种类型的DG和负荷组成,一般为较复杂的网络拓扑。区域并网保护不但要满足内部敏感负荷的供电质量,还应具备不间断供电能力,保证普通负荷的持续供电。区域级微网容量较大,相对于单元级微网,PCC上功率的双向性更加明显,这也就要求区域并网保护在两个功率方向上均能与相应保护配合切除故障。
区域级微网内部故障、DIP的配置策略需要综合考虑区域级微网结构、负荷、电压等级以及馈线距离等因素。除此之外,DIP的选择还需要兼顾区域级微网在系统级微网中的作用,防止在系统级微网孤岛运行模式下微网内部故障时,保护动作不当导致孤岛系统失稳,表3为微网内部故障时DIP可选择的主保护方案及应用情况。
除上述主保护方案外,DIP还须配置后备保护,由于外网容量较大,提供的短路电流值要远大于正常负荷电流值。设PCC处电流从相邻母线流出为正向,则微网内部故障并网保护的判据为:
式中:和为测量电压和电流的相量;Um和Im分别为其有效值;krel为可靠系数;ILoad.max为最大负荷电流值;Iset为电流值整定值;为微网运行阻抗角。
当外网故障时,若故障点处于并网保护范围内,则必须由并网保护切断故障电流;若故障点处于并网保护范围外,则并网保护作为后备与相应保护配合动作。外网故障时,系统级微网内部的单元级微网可能迅速离网,其他DG的运行也处于动态变化中,因此只有部分DG提供短路电流;同时考虑到系统级微网含大量逆变器并网DG,外网故障时DG提供的短路电流较小[13,14],因此电流保护和电压保护的可靠性均非常有限。针对以上问题,可使用差动保护,并网保护判据为:
式中:n为区域级微网接入母线出线条数;为第i条出线电流相量;为进线电流相量;Iset为差动保护整定电流值。式(5)构成了区域级并网保护反向判据。
与区域级微网相连的母线通常有较多馈线,因此,在反方向上DIP构成了其他馈线的后备保护。DIP作为后备保护的配置策略需要结合其他馈线功率方向及相应保护状态确定,如图3所示。当第k条出线正方向故障时,故障相功率方向Strip.k为真,此时连接在该母线上的其他线路故障相功率方向全为负,经一定延时后跳闸,第i条线路的负向后备保护判据如下:
式中:,为DIPi处电压和电流相量。
式(4)—式(6)构成了区域并网保护的判据;由于区域并网保护处于系统并网保护及单元并网保护之间,三者之间的配合主要体现在保护的动作时限。
2.4 系统并网保护配置策略
系统级微网结构层次复杂,PCC通常连接上一级变电站变压器的低压侧和下一级微网系统母线。考虑到PCC处潮流的双向性,SIP必须按2个方向分别配置。
当系统级微网内部故障时,若故障点位于微网系统母线区域,与母线相连的所有进线及馈线均跳开,此类故障对系统的影响较大,通常由进线及出线共同构成的差动保护切除故障,差动保护判据如式(5)所示。若故障点位于微网系统母线下游,则由过电流保护作为故障元件的远后备,同时过电流保护也可作为系统母线故障的近后备,过电流保护判据如式(4)所示。因此,SIP配置电流差动保护及过电流保护实现对微网内部故障的可靠切除。
对于外网故障,由于系统级微网通常与保护配置完备的变电站连接,如图1所示,当变电站内部发生故障时,微网必须在短时间内由并网运行切换至孤岛运行,跳开并网断路器,切断系统级微网向短路点提供短路电流。SIP与变压器进线保护共同构成变压器差动保护。考虑到SIP作为变电站其他非直接连接元件的后备保护,而电流保护和电压保护的可靠性非常有限,可采用距离保护作为外网相邻设备的远后备保护。距离保护可使用四边形特性或准四边形特性来躲过过渡电阻的影响[15]。
系统级微网与公网的电气连接十分重要,除连接线和母线故障外,系统并网保护一般不宜作为远后备保护动作切除公网或微网内部故障[6]。但在连接线或母线故障时,系统并网保护必须以足够快的速度切断微网与外电网的联系,一方面降低外网振荡的风险,另一方面防止微网系统运行方式切换失败。因此,系统级微网对并网保护及其进出线的保护可靠性要求较高。
3 并网保护的配合
如图1所示,单元级微网是区域级微网的组成单元,区域级微网又是系统级微网的一部分。各级微网间连接开关的动作情况对微网安全、稳定运行影响较大。因此,并网保护除合理的配置策略外,相互配合也十分重要。有选择性地断开连接开关,不仅可以有效切除故障,保护故障元件不受损坏,而且有利于微网运行方式切换、缩短过渡过程[16]。
微网经PCC并入外网,网络潮流出现双向性,并网保护需要适应这种变化,在两个功率方向上都必须具有可靠性[17]。因此,并网保护不仅需要设置不同的保护策略,同时也需要在不同方向上进行保护的配合。与传统保护相同,并网保护的配合主要体现在其后备保护的动作整定值以及动作时间。
如图4所示,潮流流出母线方向为正向,流入母线方向为负向。单元并网保护动作于故障和电能质量下降,在正方向上为系统的最末级;反方向上,故障或扰动同样会导致电能质量不满足敏感(重要)负荷的要求,因此UIP只按单元级微网内部负荷性质及要求进行整定。DIP处于SIP及UIP之间,正方向上与单元并网保护配合,反方向上与系统并网保护以及其他馈线正方向保护进行配合。系统级微网与变电站相连,SIP正方向为微网与变电站保护配合,反方向上与微网内部元件保护配合。
表4为图4中3级并网保护的后备保护动作时间整定值,其中DG4,UIP,UIP2和UIP3的正方向和反方向动作时间相同,分别为tDG4,tUIP,tUIP2和tUIP3,负载L1的保护只有在正方向故障时才动作,其正方向动作时间为tL1。
DIP,DIP2及SIP在正反两个方向故障时的动作时间分别为td.pos,td.neg,td2.pos,td2.neg,ts.pos,ts.neg,其与DG、负载保护、UIP配合后的整定时间如下式所示:
式中:Δt为上、下级保护配合延时时限。
可以看出,td.pos,td2.neg及ts.neg值可能较大,这对于主保护拒动需要后备保护切除故障的情况十分不利,随着微网技术的发展,基于通信的保护方案可以解决这类问题[18]。
4 并网保护仿真
4.1 仿真系统及参数
在PSCAD/EMTDC中建立典型微网拓扑结构如图4所示,仿真系统由40 MVA的35kV/10kV变电站和系统级微网通过PCC_S连接组成。系统级微网电压等级为10kV,包含3条馈线和DG4(同步电机),馈线1和馈线2连接区域级微网,馈线3连接普通负载L1,L1有功功率为2 MW、无功功率为1 Mvar,DG4容量为1 MVA。系统级微网内部包含区域级微网和单元级微网,单元级微网由DG1(逆变电源)和0.5 MW的敏感负载组成,DG1额定容量为1MVA,仿真时调节输出为P=0.6MW,与区域级微网的公共连接点为PCC_U。区域级微网包含单元级微网、DG2(同步电机)、DG3(同步电机)及普通负载,DG2和DG3的容量分别为0.1 MW和0.5 MW,T1变压器变比为10kV/0.4kV,与外网的公共连接点为PCC_D。微网系统采用主从控制,系统级微网中DG4为主电源,区域级微网中DG3为主电源,单元级微网中DG1为主电源。
在PCC_S,PCC_D和PCC_U处分别配置保护SIP,DIP和UIP,按照第2、第3节对3种并网保护的配置整定如附录A表A1所示。在图4中设置5个故障点,分别为f1,f2,…,f5,每个故障点均设置多个类型的短路故障。对表2中3种保护,除DIP和SIP的过电流保护动作速度受微网并网状态影响外,其他保护判据受其影响较小,故本文以微网并网运行时发生故障进行验证。
4.2 仿真结果
对图4所示的仿真系统按故障点位置分别进行仿真,分析发生各种类型故障(AB相间故障f(2)、AB接地故障f(1,1)以及三相接地故障f(3),由于仿真系统不直接接地,单相接地短路不予以考虑)时并网保护动作情况。
1)f1点故障
f1处故障,PCC_U,PCC_D,PCC_S处相应测量值(故障后0.04s)如附录A表A2所示(表中每组电气量含ABC三相,用“/”隔开,下同)。三相短路时PCC_U处测量值及并网保护动作波形如附录A图A1所示,图中左侧虚线为故障开始时刻,右侧虚线为保护动作故障切除时刻(下同)。由附录A表A2和图A1可知,当单元级微网内部发生故障时,并网保护均起动,由于并网保护间通过时间进行配合,最终由单元并网保护切断微网与外网的电气联系,切除故障。
2)f2点故障
f2处故障时,PCC_U,PCC_D,PCC_S处测量值(故障后0.04s)如附录A表A3所示,并网保护动作情况如附录A图A2(a)所示。从附录A表A3、图A2(a)可以看出,当f2发生3种类型故障时,并网保护均起动,由DIP和UIP动作将故障切除。
微网和外电网正常工作时,电力电子装置为主要谐波源。由于滤波器的作用,谐波含量通常在标准之内。当系统出现故障或不正常运行状态时,谐波含量可能增加,影响敏感负载的运行。为检验UIP是否能正确动作于电流谐波含量超标,在f2处注入谐波电流,假设该敏感负荷允许的电流最大谐波含量为2%。PCC_U处检测到的电流谐波含量及UIP动作情况分别如附录A图A2(a)和(b)所示,谐波含量超过2%的限值,因此UIP正确动作。
3)f3点故障
f3处故障时,PCC_U,PCC_D,PCC_S处测量值(故障后0.04s)如附录A表A4所示,并网保护动作情况如附录A图A3(a)所示。从附录A表A4和图A3(a)可以看出,当f3发生3种类型故障时,并网保护均起动,且出口动作。
4)f4点故障
f4处故障时,PCC_U,PCC_D,PCC_S处测量值(故障后0.04s)如附录A表A5所示,并网保护动作情况如附录A图A3(b)所示。从附录A表A5、图A3(b)可以看出,当f4发生3种类型故障时,由于微网主连接线故障对微网系统影响较大,单元并网保护与系统、区域并网保护一起动作,最终系统并网保护将系统级微网与外网分离;单元并网保护动作,保证负载供电质量。
5)f5点故障
f5处故障时,PCC_U,PCC_D,PCC_S处测量值(故障后0.04s)如附录A表A6所示,并网保护动作情况如附录A图A4所示。当BRK3保护正常工作时,并网保护动作情况如附录A图A4(a)所示;当BRK3保护拒动或断路器拒动时,与馈线2相连的母线所有出线必须解列,并网保护的动作情况如附录A图A4(b)所示。
综上所述,在仿真系统的不同位置发生各种类型故障时所配置的并网保护均能正确动作,与相应保护配合在最短的时间内切除故障,满足负荷对电能质量的不同要求。
5 结语
目前,微网保护的研究主要集中于微网内部线路及元件,对微网与上一级电网接口保护(并网保护)的研究较少。本文以交流微网的结构及特点为基础,将微网并网保护分为系统并网保护、区域并网保护及单元并网保护。通过分析不同级别微网负荷、运行方式的特点,结合其功能、并网保护动作要求,提出并网保护的配置策略及相互间的配合方式。最后通过PSCAD/EMTDC建立微网仿真系统,对并网保护的配置方案进行验证,仿真结果表明,本文提出的并网保护方案可行、有效。
摘要：交流微电网系统保护按其功能可分为并网保护和微电网内部保护。文中以交流微电网的结构和特点为基础,重点分析不同规模微电网并网保护,参照微电网类型将其分为系统并网保护、区域并网保护及单元并网保护。通过对不同级别微电网负荷、运行方式进行分析,结合各级微电网的功能,提出3种类型并网保护的配置策略。考虑到大型微电网结构复杂,不同级别微电网之间可能存在包含关系,分析了发生区内、区外故障时3种类型并网保护之间动作时间的配合。最后在PSCAD/EMTDC中建立IEEE P1547.4典型微电网拓扑,仿真验证了并网保护配置方案的有效性与可行性。
关键词：并网保护,交流微电网,保护配置,保护配合,微电网结构
并网分析 篇2
工程名称：霍林郭勒振发光伏科技有限公司30MW光伏发电项目 建设单位：霍林郭勒振发光伏科技有限公司 施工单位：江苏华源新能源科技有限公司 监理单位：北京四达贝克斯工程监理有限公司 高压设备调试单位：四川华蓥输变电有限公司 工程地点：霍林郭勒工业园区南露天矿排土场
国网蒙东电力通辽供电公司：
我代表EPC总包单位（江苏华源新能源科技有限公司）对各位领导、专家表示欢迎，欢迎各位专家对我站的情况提出宝贵建议与指导。霍林郭勒振发光伏30MW项目自开工以来，在上级有关领导的支持下，在建设单位、监理、调试、设备厂家各单位的共同合作下，本项目的土建、电气安装已完成，经过我公司三级自检合格，经通辽电力局质监站土建与电气验收合格，启动并网前的技术资料与文件都已齐全，具备电站整套启动时运行条件。
为便于对我站并网验收工作的顺利开展，我把我站的工程概况与目前的工程进展情况、施工主要节点作一简要的汇报。
工程概况：内蒙古霍林郭勒30兆瓦光伏发电项目是由霍林郭勒振发光伏科技有限公司投资，由江苏华源新能源科技有限公司承建的大型地面光伏发电项目。项目建设30兆瓦光伏电站，利用内蒙古通辽市霍林郭勒露天矿南排土场顶部的废弃未利用土地，总占地面积为1256亩，30MW分30个发电单元，每个单位2台550KW阳光逆变器，一台1000KVA三变箱变。每5MW为一条汇集线路共6条汇集线路，经10KV母线汇集由一台31500KVA的主变升至66KV，输电电路5.8KM，接入南广场220KV升压站蒙东电网。
站内围网占地面积1256亩，其中综合楼一栋，砖混结构一层，建筑面积579.02平方米；中控楼一栋，框架结构一层，建筑面积215.86平方米，逆变基础及箱变基础30个，每个占地面积29.5平方米。
本项目光伏支架共2853组，采用成品螺旋桩基础，直径Φ80mm，桩长1860mm，埋深1500mm，共计39942根。每块电池组件规格为255Wp，采用固定倾角方式安装，倾角38°，实际总装机容量32.01MWp，共计组件125532块。
本项目主要工程节点：综合楼竣工日期：2015年10月22号；
2、中控楼：竣工日期：2015年10月22号；
3、升压站基础：竣工日期：2015年9月5号；
4、逆变基础及箱变基础：竣工日期：2015年8月21号；
5、光伏电池板阵列：竣工日期：2015年10月30号；
6、门卫室：竣工日期：2015年10月22号；
7、系统集成电气：竣工日期：2015年11月30号；
8、附属工程：场内道路、围栏竣工日期：2015年11月20号；
9、主变压器系统设备安装：竣工日期：2015年11月20号；
10、主控及直流设备安装：竣工日期：2015年11月26号； 11、66KV配电装置安装：竣工日期：2015年11月25号； 12、10KV配电装置安装：竣工日期：2015年11月25号；
13、无功补偿装置安装：竣工日期：2015年9月17号；
14、全站电缆施工：竣工日期：2015年11月30号；
15、全站防雷及接地装置安装：竣工日期：2015年9月16号。该项目建成后年均发电量为4500万千瓦时，本项目运营期内25年总发电量约为104443.92万千瓦时。
通辽电力质检站对本项目土建验收时间：2015.10.11 通辽电力质检站对本项目电气验收时间：2016.1.10 电气一次、二次设备调试完成时间：2015.1.6 主要设备品牌：
组件：亿晶20MW，福马10MW 逆变器：合肥阳光电源股份有限公司 箱变：浙江三变科技股份有限公司 开关柜：中国西电集团公司
并网分析 篇3
关键词:自备电厂;并网运行;小容量;影响;分析
中图分类号:TP393.092 文献标识码:A 文章编号:1674-7712 (2012) 12-0207-02
一、企业自备电厂并网运行对电网的影响
小容量自备电厂的特点是,其并网的方式、运行方式,其以35千伏或10千伏并入供电网,它与一些区域上的电厂或大型的骨干电厂不同,有着很大的区别,并且会给自备电厂并入到电网的运行,带来很大的影响。
(一)降低电网的供电可靠性。企业的供电系统中,若增加自备发电机,可使系统在发生故障时,自动跳开。提高了其供电的可靠性能。自备电厂中,解列保护动作,可以在其并网运行中稳固其电压,保障其系统的自动装置正常运行。当电厂出现高周切机时,解列保护动作,就会孤立于系统,恢复其供电,将系统稳定的运行,还能恢复倒闸的操作。
(二)增加供电网三相短路容量。单台发电机,注入到电网的三相适中容量,其数值并不是很大,可称为小容量自备电厂。但是与变电站的母线短路容量相比,还是占有一定的比例的。当小容量的自备电厂并入到电网运行时,对其发电机注入到三相的适中容量中,有着直接的影响。
(三)限制电网运行方式。当小容量的发电机在并网运行后,需要对其进行全面的考虑(发电机的开、停、出力的变化),使其能够正常的运行,当其在特殊情况下或是检修时,就不一定能做到而受到限制。将电网的运行方式限制在10千伏,就能保证其合适的补偿度。
(四)增加系统继电保护、自动装置的复杂性
1.首先需要考虑自备电厂发电机,所送出的短路电流,将其电流确定保护定值。当自备电厂停机时,其保护定值随发动机的开、停而变动,同时也降低了,电流对其保护的灵敏度。2.在供电网的各级电压中,设有线路重合闸,将其备用电源的互投与开关的自投相分开,降低了装置本身的可靠性,都要增加鉴别环节。3.对于正常方式,不接地运行的220千伏主变,运行110千伏主变,中性点需增加电压保护。4.考虑自备电厂,母差保护、主变差动保护是否改结线;需要对各级的联络线进行电流保护,对联络变压器进行验算并保护,看是否需要增加方向元件。
(五)增加电网调压的难度。当企业的自备电厂与电网并网运行后,其电网的电压会随自备电厂的发电机的变化而变化,其电网会因变化而进行调压。对电网进行调压可以在保证电压的合格范围内,利用载调压、投切电容器的手段进行调压。
二、企业自备电厂并网方式的基本要求
(一)非同期并列问题。在相应的自动装置中,对其装置增加鉴定的环节,这样可以防止自备电厂并网时,发生非同期的并列问题,也可避免对发电机的损坏。此项措施虽不能确保非同期并列问题不发生,但可以避免一些危险,可以减少自备电厂对供电网产生不利的影响。
(二)解列点的确定。
1.系统故障时,首先切断自备电厂的电源,依靠其电厂的自动装置,恢复其系统的电源,在发电机的出口处安装上解列点。2.在系统发生故障时,企业可以利用自备的电厂,做为一个用户的电源,对企业进行供电。
(三)限制自备电厂对供电网的不利影响。在自备电厂中,并网的线路只能与一个并电站并列,而连接并电站时应采用专线。
(四)通讯、运动。加强对自备电厂的统一调度,与小容量自备电厂的运行状态,与电网的安全运行有密切的关系。自备电厂可靠的通讯手段,包括直通电话、其它方式两种通道。
三、对并网运行企业自备电厂的用电管理
(一)加强项目建设可行性的审查。小容量自备电厂在其研究阶段,应征得相关部门同意,取得意向书后,才能立项。企业不能建设13.5千瓦及以下的火电机组,若项目需要的,需报国家批准,否则不得开工建设。
(二)认真做好小容量自备电厂的接入系统设计。小容量自备电厂的并网运行,需在相关部门中进行立项,利用设计单位与电力设计的资质,对电网进行系统设计的接入,自备电厂的设计、施工、配套的工程都应与电厂的工程同时进行。
(三)严格执行自备电厂并网工作程序。
1.小容量自备电厂联网前,需经相关部门对其系统的设计、供电方案等,进行审核、批准,通过批准后,才可施工。不可出现先施工、后报审的现象。2.要严格把好小容量自备电厂并网关。当确认好其具有投运条件时,与相关部门签订协议,方可并网。3.需要掌握、了解自备电厂的整个工作过程(含设计的检查、审查、验收、送电)。4.小容量自备电厂,在其并网运行之前,需要与相关部门签订《并网经济协议》,坚持每年检查一次执行情况,若发现问题,及时对协议进行修改。
(四)加强电能计量工作,合理正确地计量电费
1.若是结算、售电、购电的电能计量装置,需要在相关部门,对其安装分算点,装设结算、售电、购电的专用的电能计量装置。其互感器一般为0.2S级。2.小容量自备电厂的相关技术、指标(如供电量、发电量、厂用电率等),都需要符合电能计量装置的要求,以便于对其分析、考核。3.如果是自备电厂进行投资建设的,需要委托相关部门对其项目进行现场的检验、鉴定、监督,并负责其运行的维护管理工作。
(五)明确职责分工、各负其责
1.自备电厂被视为一个用户的变电站,它是自备电厂联网的变电站。(1)避免自备电厂,利用电网停电时,将反串电发向电网,从而严格按照安全技术措施进行执行。(2)为了防止自备电厂中出现的内部故障扩大,明确分工,避免企业造成停电的事故。(3)自动装置的管理、并解列的保护、自动装置的调试。2.在自备电厂中的内部管理工作,若出现问题,一切后果由自备电厂自行负责。
(六)摆正关系,服从电网的集中,统一调度。为了保证电网的经济、稳定、安全的运行,必须要服从电网的统一、集中的高度。
1.对于燃油、燃汽等开停方便的机组,应做为调峰机组运行。2.在一般情况下,应对发电进行严格的要求(有、无功负荷曲线,调试命令发电),低谷时段出力,不得高于高峰时段的70%。3.小容量自备电厂的发电,主要是自用,不能向电网及以外的电厂进行送出(含有、无功电力,电量等),即使上网也不予计量付费。
参考文献:
[1]李林峰.关于湖北电网调峰手段问题的思考[J],2011,18
风力发电并网技术的应用分析 篇4
风力发电机组是一种将风能转化为电能的能量转换装置, 包括风力机和风力发电机两大部分, 工作过程:空气流动的动能作用在风力机风轮上, 推动风轮旋转起来, 将空气动力能转变为风轮旋转机械能, 风轮的轮固定在风力机轴上, 通过传动系统驱动风力发电机轴及转子旋转, 风力发电机将机械能转变成电能输送给负荷或电力系统。
2 并网型风电系统的结构
目前风电系统的运行方式常采用独立型、并网型和联合型3种方式, 中、大型风力发电机主要采用并网运行方式。并网型风电系统由风能资源、风力发电机组、变频器、控制器及变压器等组成。风力发电机在并网时必须输出50Hz恒定频率的电能, 一般可以分为恒速恒频 (CSCF) 和变速恒频 (VSCF) 两种调节方式。
2.1 CSCF风电系统
该系统目前还在MW级以下的风电机组采用, 常用异步或同步两种发电机。优点是结构简单、成本低、过载能力强、运行可靠性高;并网控制系统比较简单;同步发电机既能输出有功功率, 还能提供无功功率和电压支撑能力, 输出的电能质量高, 因此, 同步发电机取代异步发电机是风电系统的技术趋势。缺点:当风速迅速增大时, 风能将通过桨叶传输给主轴、齿轮箱和发电机等部件, 产生机械应力, 引起这些部件的疲劳损坏;风电系统直接与电网相耦合, 风电特性会直接对电网产生影响, 若风速急剧变化, 可能会引发电能质量问题;若采用异步发电机, 需要无功电源的支持, 还需动态无功补偿, 并网时冲击电流较大;若采用同步发电机, 由于风速随机变化, 作用在转子上的转矩很不稳定, 使得并网时其调速性能很难达到期望的精度, 特别是当重载情况下并网, 若不进行有效控制, 会发生严重的无功振荡和失步问题。因此, CSCF系统很少采用同步发电机。
2.2 VSCF风电系统
优点:根据风速的变化, 风力机以不同的转速旋转, 减少了对风力机等机械装置的机械应力;通过对最佳转速的跟踪, 在可发电的较大风速范围内均可获得最佳功率输出;风力机能够对变化的风速起到一定的缓冲, 使输出功率的波动变化减小;通过对风电机组有功和无功输出功率进行解耦控制, 并采用一定的控制策略, 可以分别单独控制风电机组有功、无功的输出, 具备电压的控制能力;实现了发电机转速与电网频率的解耦, 降低了风电系统与电网之间的相互影响, 并网冲击电流小;若采用双馈异步发电机, 则变频器容量仅约为发电机容量的30%, 降低了变换器的损耗、造价和体积;若采用同步发电机, 可省去齿轮箱, 提高效率和可靠性。
缺点:整体结构复杂、成本高、技术难度大;需配备变频器, 控制回路多, 控制复杂, 维护难;若采用同步发电机, 则转速较低, 极对数较多, 且需配备全功率变频器, 成本较高, 损耗大;若采用双馈异步发电机, 要求变频器具有低电压穿越等并网运行能力, 控制复杂, 投入大。
3 几种常用的并网方式
3.1 异步发电机的并网技术
目前, 异步发电机并网主要有直接、准同期、降压、捕捉式准同步和晶闸管软并网共5种CSCF并网方式。
3.1.1 直接并网方式
此法要求在并网时发电机的相序与电网的相序相同, 当异步发电机转速接近同步转速的90%-100%时即可自动并入电网。自动并网的信号由测速装置给出, 空气开关自动合闸完成并网。
3.1.2 准同期并网方式
此法在转速接近同步速时, 先通过电容进行励磁建立额定电压, 然后对发电机的电压和频率进行调节和校正, 使其与系统同步。当发电机与电网两者电压的幅值、频率、相位一致时, 将发电机投入电网并网运行。
3.1.3 降压并网方式
此法在发电机与电网之间串联电阻、电抗器或者自耦变压器, 以降低并网时的冲击电流和电网电压下降的幅度。在发电机稳定运行时, 需将接入的电阻等元件迅速从电路中切除, 以免消耗功率。
3.1.4 捕捉式准同步快速并网方式
它是将常规的整步并网方式改为在频率变化中捕捉同步点的方法进行准同步快速并网。这种方法可不丢失同期机, 并网工作准确、快速可靠, 既能实现几乎无冲击准同步并网, 对机组的调速精度要求不高, 又能很好地解决并网冲击与造价的矛盾。非常适合于风力发电机组的准同步并网操作。但是, 这种方法控制复杂, 对转速有一定的要求。
3.1.5 晶闸管软并网方式
此法是近年来发展起来的先进并网方式, 它在异步发电机的定子和电网之间每相串入一个双向晶闸管, 通过调节晶闸管使导通角逐渐增大来控制并网时的冲击电流, 从而得到一个平滑的并网暂态过程。正常运行时, 双向晶闸管被短接, 异步发电机的输出电流不再经过双向晶闸管, 而是通过已闭合的自动开关直接流入电网。并网后应立即在发电机端并入无功补偿装置, 将发电机的功率因数提高到0.95以上。
3.2 双馈异步发电机组并网
双馈异步电机的转子通过变频器采用交流励磁, 电机和电网之间构成“柔性连接”, 可根据电网电压、电流与发电机转速, 通过控制机侧变换器来调节发电机转子励磁电流, 从而精确地控制发电机定子电压, 使其满足并网条件, 因而可在变速条件下实现并网。整个并网调节过程完全由转子变频器实现, 不需要外加任何硬件装置, 调节精度高, 并网冲击小。
3.3 同步发电机的并网技术
由于异步发电机会产生滞后的功率因数且需要进行补偿, 而同步发电机可以控制励磁来调节其功率因数为1;异步发电机要靠增加转差率才能提高转矩, 而同步发电机只要加大功角就能增大转矩, 调速范围更宽, 承受转矩扰动能力更强, 响应更快。因此, 同步发电机正逐步取代异步发电机。同步发电机的并网方式有准同步、自同步和变频器并网3种方式, 其中前2种、最后1种分别属于CSCF、VSCF风电并网方式。
结语
并网运行的风力发电技术是20世纪80年代兴起的一项新能源技术, 因而迅速实现商品化、产业化。本文介绍了并网型风电系统的结构, 详细介绍了几种风电并网方式, 其中同步发电并网技术近年来受到了众多青睐。
摘要：随着能源供应的渐趋紧张, 环保问题的日益突出, 可再生能源越来越被重视。风力发电作为一种清洁的可再生能源, 同时又是新能源发电技术中最成熟和最具规模开发条件的发电方式之一。因此, 在世界各地得到迅速发展。本文笔者介绍了CSCF和VSCF两种风电系统结构, 说明了同步、异步等发电机组并网运行时的原理和各自的优缺点, 阐述了并网运行时可能带来的电能质量问题, 提出了相关的解决对策, 对相关并网运行方式的研究提供借鉴, 仅供参考。
关键词：风力发电,并网,原理,结构,并网方式
参考文献
[1]宫靖远.风电场工程技术手册[M].机械工业出版社.2004.
[2]黄守道, 孙延昭, 黄科元.风电机组并网问题研究[J].电力科学与技术学报, 2008, 23 (2) .
电站并网调度协议 篇5
白溪水电站并网调度协议
第一条：总则
1.1 经宁波市计委甬计工(1992)733号文批准立项,并经省电力局同意建设的宁波市白溪水电站是宁波市重点工程项目之一,宁波市白溪水电站建成投产后,将加强电网峰谷差的调节能力,改善供电这量以及满足电力需求等,发挥积极的作用。1.2为保证电网安全、优质、经济运行并维护并网甲、乙双方的合法权益，根据《电网调度管理条例》的有关规定，本着统一高度，分级管理，平等互利和协商一致的原则，以《并网经济协议》为根据，特签订本协议，双方共同信守，严格执行。
第二条：用词定义
2.1 发电设备——指发电机、水轮机及其附属设备。
2.2 一次电气系统——指发电厂升压站、输电线路、变电所及其所属电气设备。
2.3二次电气系统——指继电保护及系统安全自动装置、计量装置、通信设施和电网自动化终端等。
2.4电网自动化系统终端——指调度自动化系统、负荷管理系统、电费计费系统按装在乙方的1种或2种终端设备。2.5地调——宁波电业局调度所。2.6县调——宁海县供电局调度所。
第三条：调度关系及管辖范围 3.1乙方发电设备铭牌参数： 3.1.1发电机
型式：立轴、悬式密闭自循环空气冷却 励磁方式：微机自并激励磁 制造厂家：东风电机厂 型号：SF9000-14/3250 额定容量：发电机
11250KVA 3.1.2水轮机技术规范
1#、2#水轮机 型式：立式混流式
额定转速：水轮机工况
428.57r/min 水轮机额定出力：9327KW 水轮机最大出力：12768KW
11600KW 旋转方向：水轮机工况为俯视顺时针旋转3.1.3水库特性：
水库水位：
校核洪水位：176.20m 设计洪水位：174.30m 正常运行设计最高蓄水位：170.0m 正常运行设计低水位：140.0m 工作水深：
白溪水电站并网调度协议
白溪水电站并网调度协议
水库面积：342万平方米。水库回水长度：12.3K m 水库容积：
总库容：16840万立方米。
滞洪库容：6300万立方米。
正常运行发电调节库容：8100万立方米。年调节库容：8100万立方米。下游调节池： 初期发电尾水位： 供水后最高尾水位：86.20 供水后最低尾水位：73.0 额定工作水头：57.5 最高水头：96.5 最低水头：54.5 3.1.4乙方并网线路名称及电压等级
乙方发电机经1#、2#主变分别由跃白3207线至跃龙变35KVI段母线上,白溪3274线经岔路3208线至跃龙变35KVII段母线上并网发电。
3.1.5乙方并网运行后的管辖范围：
电站1#、2#机有功、无功出力属宁波地调调度管辖。白溪水电站35KV母线及母线设备、跃白3207线、白溪3274
白溪水电站并网调度协议
线以及相关的继电保护、安全自动装置均属县调调度管辖。白溪水电站1#、2#主变属白溪水电站值长调度管辖。3.1.6属甲方调度许可设备
白溪水电站1#、2#机开停机属地调许可,影响乙方发电出力的有关辅机等设备停、复役以及水库水位高、低情况均需得到地调调度许可。
第四条：并网运行条件和程序
4.1 乙方电站建设应符合以下原则：
4.1.1一次结线方式和配套的输、变、配电工程，符合接入系统设计的审查原则，满足电网安全、经济运行的要求。4.1.2二次系统应符合二次接入系统设计的审查原则，其中：
(1)继电保护及系统安全自动装置应满足电网安全运行的要求。甲方调度机构负责对与电网配合的继电保护及系统安全自动装置的整定值进行计算或核算，并下达乙方和有关单位执行。
(2)电网自动化系统终端采集的信息应满足甲方调度运行及电力市场的信息采集要求。
(3)计量关口表计应按《并网经济协议》的有关条款安装。(4)调度通信设施必须满足调度、电网自动化专用通道的要求，保证其畅通可靠；调度总机的选型，配置必须征得甲方同意方能入网。
白溪水电站并网调度协议
(5)乙方有功、无功电力和电网电压的监测点和考核范围由甲方确定。乙方安装的电力和电压监测点的测量表计精度应符合国家规定或者电力行业标准。
4.1.3一次系统和二次系统应与电站同步建设、同步投产。经双方验收合格，消除缺陷，并按甲方对接入系统提出的要求做好并网前的准备，电厂才能并网运行。电厂并网调试期间，甲方可向乙方提供必要的技术指导和帮助。4.2 乙方应在首次并网前三个月，向甲方提供：
4.2.1电气一次接线图（包括发电机、主变压器、母线、出线接线图）；
4.2.2发电机、主变压器线路等主要设备规范、设计参数、制造参数和实测参数（需要在启动过程中测量的参数在设产后一个月内补报）；
4.2.3继电保护及安全自动装置图纸（包括发电机、变压器、并网线路和整套保护图纸）、相应的CT和PT变比及与系统运行有关的整定值；
4.2.4电网自动化系统终端设备的技术说明书、设计施工图（其中，电厂上送远动信息表及相应的CT和PT变比和遥测满度值，在机组投产前一个月提供）。
4.2.5调度通信全套设计文件、工程施工图、竣工文件； 4.2.6现场运行规程；
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4.2.7新设备命名的建议报告。
4.3 电厂符合并网条件和要求，乙方应在首次并网前3个月向甲方提出书面新设备投产运行申请和机组调试计划表。当电厂已满足规定的并网技术要求时，甲方应在收到书面申请30天内给予批准，并以所辖调度范围的设备正式命名，乙方应在双方商定的首次并网前七天填写新设备投产运行申请表。4.4 乙方值长和电气运行值班人员及班长应按电力工业部颁发的《电网设计系统值班人员的培训考核办法》（电教<1994>603号）的规定进行培训、考核，取得合格证书，才能持证上网。并将值长和电气运行值班人员的名单报给甲方。值长和电气运行值班人员的名单更换应及时报给甲方。
第五条：调度运行和检修管理
5.1 电厂并入电网运行后，必须服从甲方的统一调度。认真执行《浙江省电力系统调度规程》、《宁波电力系统调度规程》。甲方调度机构对其所发布的调度指令的正确性负责。乙方应根据甲方调度规程和本协议的条款制定现场运行规程、典型操作票等，但不得于上述规程和协议条款相抵触，并上报甲方备案。除调度规程明确规定外，乙方不得利用任何借口拒绝或拖延执行调度指令。
5.2属甲方调度范围内设备，乙方均应遵守和执行调度停复役申请制度和调度操作制度。乙方应如实汇报现场情况，正确回答
白溪水电站并网调度协议
甲方的询问，不得隐瞒真相。
5.3乙方应按电力部规程对电厂的继电保护，电网自动化系统终端设备、调度通信设施进行校验和维护。及时消除缺陷，严格执行甲方自动化设备管理规程，做好与地调远动值班人员的配合工作。如需对电网运行有关的装置更新改造等，应事先征得甲方同意后才能实施。一方更新改造或操作，可能影响双方保护、自动化、通信实施正常配合的，应预先通知另一方。在出现下列紧急情况时，甲方值班调按照“保人身、保电网、保设备”的原则，有权向乙方发布调整电站有功和无功功率，带最低技术出力或增加发电出力等指令：
1、电网发生事故或者发生重大设备事故；
2、电网频率或者电压超过规定范围；
3、输变电设备负载超过规定值；
4、主干线中功率值超过规定的稳定限额；
5、其他威胁电网安全运行的紧急情况；
6、汛期水电冲击；
7、社会经济原因，用电负荷发生大幅度上升或下降。
乙方接到修改后的计划发电有功曲线，应按机组允许的增减速率及时调整发电机组出力。
5.4 乙方如发生事故，应立即向甲方值班调度员报告事故情况及继电保护动作信号，并在两天内向甲方提供有关事故数据。
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5.5 甲方涉及电网安全稳定运行的规定，措施以及继电保护和安全自动装置的反事故技术措施及有关规定，乙方均应严格执行。电站并网运行后需新增加的涉及系统安全、经济运行的装置以及相应技术改进措施由甲方提出要求，经双方商定后由乙方安排工程费用，组织协调由甲方负责牵头。5.6 甲方依据《并网经济协议》，公平、公正、公开地统一安排乙方的发电方式。乙方应承担电网调峰和事故备用的责任。由甲方下达的电网调峰和事故备用的调度指令，乙方应负责执行。
5.7 甲方向乙方下达日计划发电有功曲线，乙方应严格按照下达的日计划发电有功曲线运行，偏差不应超过±3%。由于乙方原因，偏差超过±3%，甲方将按照《并网经济协议》的有关条款结算。
5.8 乙方根据发电设备健康状态，需要修改发电有功曲线时，应按下列程序办理：
5.8.1当辅机等发生缺陷，要求修改发电有功曲线，必须在2小时前向甲方提出申请。如遇紧急（设备缺陷）情况，应说明具体原因，向甲方汇报修改发电有功曲线。
5.8.2当发电设备非计划停机时，要求修改发电有功曲线，必须在6小时前向甲方提出申请，甲方根据电网的实际情况给予签发。
白溪水电站并网调度协议
5.8.3发生危及人身、电网和设备安全的事故，乙方可按照现场事故处理规定的要求处理，但事故处理后应及时向甲方值班调度员汇报事故情况。
5.10乙方35KV并网母线电压应控制在上限39.5KV，下限33.95KV范围内，当并网母线电压超出规定范围时，而乙方无法控制时，应及时向甲方汇报。当乙方无功出力达不到规定值时，甲方将按照《并网经济协议》的有关条款结算。5.11 乙方应根据电网管理需要向甲方提供有关报表和试验数据等。
5.12乙方按时报送电厂的年、月度生产计划和有关发电设备检修计划。在电厂商业运行日前60天及此后每年的9月30日前，向甲方上报下一的发电设备检修计划表。乙方上报的设备检修计划表应根据电力部检修规程制度。在乙方上报月度计划后，由甲方汇总平衡后，将批复或修改的计划下达给乙方。
5.13 被列入月度计划中的检修项目，乙方应按《宁波电力系统调度规程》在开工前一周星期四之前向甲方提出检修申请，甲方根据电网的实际情况给予批准。乙方应严格执行批准的计划检修申请，按时完成各项检修工作，若乙方要求调整检修计划亦应按照《宁波电力系统调度规程》执行。
第六条：违约、争议的处理
白溪水电站并网调度协议
6.1 双方若违反本协议，给对方造成损失的，应依法由责任方承担责任。由于乙方原因造成甲方系统事故，乙方应承担相应责任。如因甲方原因引起乙方少发电或不能正常供电或造成事故，则由甲方承担相应责任。但因下列原因造成一方损失的，另一方不承担赔偿责任：
1、不可抗力；
2、一方自身的过错；
3、第三人的过错。
6.2 乙方并网后应严格执行电力调度规章制度，服从统一调度，严格执行设计命令。对违反调度纪律的将按国家颁发的《电网调度管理条例》、《电网调度管理条例实施办法》的有关规定追究责任。同样甲方在调度工作中，违反条例或规定也承担相应的责任。乙方如有（但不限于下列）违反甲方调度命令的行为，甲方将酌情予以每次2~10万元违约金。
1、未经甲方调度机构许可，不按照甲方调度机构下达的发电计划执行的；
2、不执行甲方调度机构批准的检查计划的；
3、不如实反映执行调度指令情况的；
4、不如实反映电厂运行情况的。
不执行调度指令或拖延执行调度指令和不执行调度机构下棕的保证电网安全措施的（包括不认真执行继电保护及系统安
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全自动装置、自动化系统和通讯的有关规定），而造成甲方直接经济损失，则按实际承付损失费用。
乙方如不执行，由甲方有权对电厂实行解列，直到其纠正违约，解列后造成的一切后果应由乙方承担。
6.3 双方如在本协议履行时发生争议，应通过友好协商解决，也可以通过省级以上电力管理产门或其授权的电力管理部门协调解决。如果友好协商和调解未能奏效，可按下列方式解决： 双方约定向宁波市仲裁委员会申请仲裁，仲裁终局对双方都有约束力。
在未协调解决和仲裁终局之前，双方仍需严格执行本协议。
第七条：其它事宜
7.1 本协议未尽事宜，适用中华人民共和国有关电网管理的法律、行政法规和电力行政主管部门和电网管理部门的规程，规范。并按中国法律解释，本协议若遇国家政策调整，双方应按政策修改补充。
7.2本协议在《并网经济协议》生效后，经双方签字、盖章后生效。如《并网经济协议》提前终止本协议也同时终止。协议正式文本二份，双方各执一份。副本四份，双方各执二份。7.3本协议生效后，一方要求对协议进行修订，应经双方协商一致，并以书面形式进行修改。
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协议双方：
甲方： 宁波电业局
乙方：宁波市白溪水库
（盖章）
地址：
法定代表人（签章）：
或授权代表：
签约地：
建设发展有限公司
（盖章）
地址：
法定代表人（签章）：
或授权代表：
签约时间：
并网分析 篇6
【关键词】分布式电源；并网；电能质量
近些年来，分布式电源受到了电力领域的普遍关注，具体来讲，分布式电源指的是将较小的发电机组配置于用户现场或者附近，促使用户的电能质量需求得到满足，并且现存配网运行的经济性也可以得到保证。这些小的发电机组包括可再生能源和不可再生能源两种，前者包括风力、太阳能、生物质等，后者则包括燃气轮机、燃料电池等。
1、分布式电源与电网的连接方式
一是风力发电的并网方式：首先是同步发电机并网，将同步机给应用过来，通常需要联合逆变器，方可以促使控制和联网得到实现；在电气连接方式中，整流定子电流，借助于连接变压器，来有效连接电压源型逆变器和交流系统。
其次是异步发电机并网，这种方式通常会应用到风力发电中，但是因为有着较大的并网冲击和较大的无功损耗，将异步方式应用过来时，需要将静止无功补偿器给设置过来。
然后是双馈发电机，本发电机的结构类似于绕线式感应电动机，在电网中直接接入其定子绕组，转子绕组借助于低频电源来将三相励磁电流给供给出来。转子绕组在通过三相低频电流的过程中，会有低速旋转磁场形成于转子中，叠加磁场的转速和转子的机械转速，就和定子的同步转速相等。风速改变时，就会改变机械转速，那么转子电流的频率和旋转磁场的速度也会发生变化，以便对电机速度的变化进行补偿。因为双馈发电系统使用了较小容量的电力电子变换装置，可以灵活控制，那么就可以通过合理设计变换装置，来降低并网冲击和谐波水平。
二是光伏发电的并网方式：首先是工频变压器方式，光伏输出要经过平波逆变滤波之后，借助于工频变压器来连接系统。将工频隔离应用过来，直流偏磁得到了避免，谐波得到了显著减少；其次是高频连接方式，变压器隔离掉高频逆变之后的光伏输出，之后借助于整流逆变来连接系统。因为这种电路将隔离变压器设立了过来，主电网中就不会流入直流分量，直流偏磁现象不会出现，也可以更加方便的设计滤波器，没有较高的谐波水平。最后是无变压器方式，借助于升压斩波器、逆变器等，直接连接到电力系统，不需要较高的造价成本，但是系统中可能会流入直流分量，因此，就需要专门分析直流问题（我这里只是介绍了并网方式，分析直流问题的话，还需要较大篇幅）。
2、分布式电源所接电网的形式和应该考虑的问题
通过调查研究发现，所联电网的电压等级、短路容量、联网设备以及电源性质和容量等诸多因素都会影响到分布式电源并网的电能质量。通常我们可以将其划分为这些情况：
情况1：发电容量比容量水平1要小，考虑将分布式电源接入到380V/220V低压配电网中，可以将三相方式或者单相方式的电源接线给应用过来。情况2：发电容量比容量水平2要小，将分布式电源接入到中压设备供电网中。中压设备有3kV、6kV以及少量10kV供电电压，线路将三相三线方式给应用了过来。情况3：发电容量比容量水平3要小，将分布式电源接入到中压辐射状配电网中。在这种配电网中，从同一变电站母线引出多条馈线，各条出线有着有着较为紧密的相互作用。情况4：发电容量比容量水平大，将分布式电源接入到中压电网中，但是不能采用辐射状配电网，电网有10kV的电压等级，将三相三线结构给应用了过来。其中，容量水平1至容量水平3为需要系统研究方可以确定，国外典型推荐值为容量水平1为50kW，容量水平2为2000kW，容量水平3为10000kW。
3、不同并网情况时的电能质量规范考虑
情况1：借助于逆变装置，来连接系统和分布式电源，因为存在着逆潮流，那么低压用户电压偏差就可能会比规定值要大，就要求进相无功功率控制和出力控制功能是分布式电源所具备的。否则，为了满足相关要求，需要对配网进行强化。但是部分分布式电源是不要这一点的，如单相三线、6kVA以下等。在连接系统时，如果采用的是自励式逆变装置，那么自动同期功能应该是逆变装置所具备的。如果将他励式逆变装置应用过来，连接系统的过程中，并机造成的电压暂降比某一数值要大，在百分之十以上时，就需要将限流电抗器给应用过来。否则需要对配网进行增强，或者是将自励式逆变装置给应用过来。如果连接系统采用的是同步发电机，那么就需要将阻尼绕组和自动同期检测单元装设于同步发电机中；连接系统采用的是异步发电机，如果并机导致的电压暂降比某一数值要大，就需要对限流电抗器进行加设；否则就需要对配网进行强化，将同步发电机给应用过来。
情况2：如果退出了发电设备，电网电压波动偏差就可能会比规定值要大，那么自动负荷控制功能就应该是分布式电源所具备的，否则为了促使电压偏差问题得到解决，就需要对配网进行强化，对专用线路进行架设等。如果发电设备的逆潮流导致低压电网有着较大的电压偏差，那么自动电压调整功能就应该是分布式电源是具备的，否则就需要对配网进行强化，对专用线路进行架设等。如果连接系统时，采用的是同步发电机，那么就需要将阻尼绕组以及自动同期检测单元装设于同步发电机中。采用异步发电机来连接系统，如果电压暂降比规定数值要大，那么就需要对限流电抗器进行加设。
情况3：如果退出了发电设备，系统有着较大的电压偏差，那么自动负荷控制功能就应该是分布式电源所具备的。连接系统时，采用的是同步发电机，那么就需要将阻尼绕组及自动同期检测单元加设于同步发电机中；连接系统采用的是异步发电机，如果并机导致的电压暂降比规定数值要大，那么就需要对限流电抗器进行加设；否则，就需要将同步发电机给应用过来。
情况4：如果在系统中接入发电设备，导致有较大的系统电压偏差，那么自动电压调整功能就应该是分布式电源所具备的；如果连接系统采用的是同步发电机，那么就需要将阻尼绕组及自动同期检测单元加设于同步发电机中。连接系统采用的是异步发电机，并机导致的电压暂降比规定数值要大，那么就需要将限流电抗器给加设过来，否则就需要将同步发电机给应用过来。
其他需要考虑的问题：采用逆变器联网方式，会有一定的谐波出现于电网中，那么就可以用普通的谐波负载看分布式电源。自励式联网方式提供的有源滤波功能有着优异性能，因此，借助于自励式逆变器，就可以对电网中其他非线性负荷给电网带来的谐波电流进行减小。
4、结语
综上所述，分布式电源可以有效补偿集中供电，但是在具体实践中，我们还需要对电能质量相关规范进行考虑，如电压偏差、电压波动、功率因數等。我国在大规模推广应用分布式电源的过程中，就需要依据前瞻性的原则来构建相关的规范或标准，对电能质量方面的规范积极制定，以便能够顺利发展我国分布式电源并网技术。
参考文献
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[2]韩民晓，代双寅.分布式电源并网中电能质量及相关标准探讨[J].中国标准化，2001，2（12）：99-101.
[3]朱永强，齐林，叶青.分布式电源并网电能质量问题综述[J].供用电，2014，2（2）：55-57.
[4]李凡光.面向分布式电源并网的电能质量扰动定位与分类研究[J].上海电力学院，2013，2（10）：199-201.
并网微分博弈控制实例对比分析 篇7
伴随着风电等间歇式能源并网, 自动发电控制过程中将出现多区域间功率调节代价, 在一定程度上会造成机组磨损加剧, 燃料消耗和运行成本增多等问题。伴随着系统的不断大型化, 繁琐化和聪明化, 需要研发新的控制器, 来解决多区域间功率支援损失问题。系统中安装的控制器相互冲突, 控制措施不合理, 将造成控制作用受到牵制、抵消。于是, 众多控制器间的动态协调成为一个急待解决的问题。解决其间的博弈困局, 制定有说服力的、稳定的协调运行方案, 是调动全网调频资源共同消纳间歇式电源的前提。微分博弈论在本文的应用可以使该问题建模并求解, 令所建立的博弈模型达到非合作反馈纳什均衡点。在两区域AGC模型上的仿真结果显示, 与比例积分控制和最优控制不同, 给出的协调控制策略能保证被各区域自愿、确实地执行, 单独改变策略将导致收益下降。
1 现行AGC控制策略
可以说, 自动发电控制 (AGC) 是基于控制目标对电网部分机组出力 (包括发电机组) 进行的二次调整。对发电机组的二次调整, 主要是根据调度室下达的调度指令, 以一定调节速率对发电出力进行调节, 以此控制电力系统及联络线的功率。可实现负荷频率控制, 经济调度控制, 备用容量监视, 自动发电控制的性能监视, 联络线偏差控制等主体功能, 从而达到使发电出力和负荷达到平衡, 使系统频率稳定在额定值, 使净区域联络线潮流与计划相等。自动发电控制从十九世纪六十年代兴起, 目前已经应用于我国20多个省级电网。
在联合电力系统场合, AGC将区域系统为单位, 对本区内的发电机的出力实施控制。AGC的作用有三个:在正常稳态运行工况下, 其允许频率偏差在正负 (0.05-0.2) Hz之间, 维持系统频率为额定值, 视系统容量大小而定;控制本地区与其他区间联络线上的交换功率为协议规定的数值;在满足系统安全性约束条件下, 对发电量实行经济调度控制。当前, 国内的省级电网公司基本上都采用的是南瑞调度系统的CPS标准控制策略, 该策略取得了不错的成效, 不过也有很多缺点, 比如:其极其模糊的确定各个分量的增益系数, 其确定增益系数的方式完全是凭经验, 没有进行定量评估, 用这种方法得出的增益系数经常造成AGC机组过调, 导致AGC机组频繁调节, 浪费大量能源, 导致CPS合格率降低。互联电网CPS标准下的AGC控制策略已不是传统的计算功率加闭环控制的问题, 而是多约束的大型电力系统综合性问题。虽然加入了CPS控制分量, 但无法体现CPS标准的优越性, 当各增益系数取经验值时, 其在决定控制区总调节功率时所占比重较小, 起主要作用的仍是比例分量, 即要求ACE过, 这样改进的控制对未来情况没有预测, 对控制指标不能全局控制, 更没有办法保证AGC控制区内各单位的经济效益;计算下令值时, 只计算联络线频率偏差, 对于其他的种种指标都没有引入, 这会导致很多经济问题和安全问题, 会影响到电力系统正常运行, 经济问题在电力市场环境下是必须要考虑的。
2 博弈控制与传统控制实例对比分析
以IEEE两区域互联系统负荷频率控制模型[1]作为仿真研究对象, 如图1所示。
ΔPL1与ΔPL2分别为两区域中负荷扰动量与风电功率波动量之差, 设其作阶跃变化, ΔPL1=0, ΔPL2=0.1pu。两区域AGC各自追求的目标函数J1与J2, 暂设R1=5, R2=10, 区域2因需要功率支援而忽视联络线功率偏差, 故设δ2=0, δ1=1。依次使用下列三种控制方案, 在Simulink平台上进行仿真[2]。
方案1:不考虑区域间协调的传统PI控制。积分增益Kl1=Kl2=0.1, 比例增益Kt1=Kt2=2, β1=β2=0.45pu/Hz, ui N=dΔPci/dt。
方案2:基于加权多目标最优控制理论的协调控制。但与微分博弈模型不同的是, 方案2通过权系数α将两区域的目标线性组合为新的单目标F, 最优控制模型如下:
α值的选取缺乏合理的指导原则, 只能凭借调度员的经验。暂将α设为1, Riccati方程求解精度为1E-10, 可求得多目标最优控制方案[u1N', u2N']:
方案3:基于微分博弈理论的协调控制。Riccati方程求解精度为1E-13, 可求得微分博弈控制方案[u*1N, u*2N]:
从表1可看出, 方案3最优化了区域2的目标J2, 而方案2最优化了区域1的目标J1以及全网的目标JSum。但此数据无法反映方案在“协调”两区域收益方面的效果, 无法反映方案是否具有说服力。若各区域都自愿接受指定的控制策略, 没有单独背离方案的意愿, 则可认为该方案协调了两区域的收益, 具有说服力。为此, 在各方案中分别考察两区域单独改变策略后的收益变化, 以反映其背离方案的意愿强弱。设:
在原策略ui NORIGINAL的基础上, 先后模拟两区域分别单方面改变策略的情形。令k1与k2在[0.5, 2]变化, k1=1或k2=1则表示原策略, 三种方案的仿真结果如下。
方案1采用原策略时区域1已达到最优点, 但区域2有明显的通过减小false更优化目标函数的意愿, 这可能造成区域2不能完成指令, 进而影响全局。方案2的思路与方案1没有太明显的出入, 因而将多目标最优控制的权系数false设为1并不能让双方都满意。而从方案3来看, 按照原策略, 两区域所达到的收益均为最优, 双方都满意, 如果一方进行策略调整, 就会导致收益降低。由此可见, 微分博弈理论进行的博弈分析同时满足了两区域AGC间的博弈, 并且得到了一个有说服力且最稳定的纳什均衡解。
3 结论
在实际应用中, 我们无法对微分博弈理论分析进行人为干预, 只能基于区域竞争能够求得非合作反馈纳什均衡, 这就完全排除了每个区域擅自调整控制策略的问题, 从而确保了控制策略的稳定而有效地执行。但是严格来讲, 运用微分博弈理论进行电力系统的协调与控制, 在该领域内是初次尝试, 并且对所采用的问题模型进行了简化。要想与为实际的互联电网服务, 还应该考虑多方合作、间歇性能源出力预测误差、控制器死区、控制动作幅值限制等因素, 逐步靠近实际电力系统工程。
摘要：针对风电等间歇式能源并网自动发电过程中多个控制器的控制目标相互独立或相互冲突的问题, 依据微分博弈控制方法, 制定出能够动态协调多个控制器相互牵制, 解决相互博弈困局的稳定运行方案, 并通过实例与比例积分控制和最优控制方案比较, 有效验证了微分博弈控制策略的说服力。
关键词：微分博弈,两区域AGC,间歇式能源,协调控制
参考文献
[1]Ahamed T P I, Rao P S N, Sastry P S.A reinforcement learningapproach to automatic generation control[J].Electric Power Systems Research, 2002, 63 (1) :9-26.
[2]高元.基于微分博弈理论的电力系统多区域调频[D].华南理工大学, 2013:6-16.
并网光伏发电系统运行特性分析 篇8
关键词：光伏发电,最大功率点跟踪,谐波,功率因数,孤岛,数据挖掘
1 前言
160kW并网光伏发电系统采用了单晶硅、多晶硅、HIT三种电池组件, 配置了150kW进口三相集中型逆变器 (A型) 、3.8kW进口单相分布式逆变器 (B型) 、5.0kVA国产单相分布式逆变器 (C型) ;160kW容量经过汇流后采用380V低压并网方式接入科技园区配电系统。除主设备外, 考虑科研目的, 在系统中增加了电能质量分析仪、高速录波装置等设备。参数见表1。
以下基于上述160kW并网示范系统的实际运行、测试数据, 利用统计分析等数据挖掘手段, 分别就光伏系统的发电出力特性、最大功率点跟踪、供电电能质量、重要的抗孤岛保护等几个方面做了介绍, 并就现有系统存在的问题进行了分析。
2 发电能力及效率分析
2.1 发电出力特性
太阳光的波动性和随机性, 使得发电系统的输出持续变化, 典型趋势见图1。
从图1可以看出光伏发电系统的出力受太阳光照的影响非常明显, 现有系统不具备有功输出“调度”调节能力, 当大容量系统接入电网后, 作为不“可调度”的电源点, 无法象常规发电机组一样承担电网的频率、电压调整任务;当太阳光强迅速变化时, 输出功率也会在较大的范围内快速波动 (变化速率可超过10%额定功率/秒) , 这就要求系统中有较多的旋转备用容量来快速补偿光伏发电系统出力的波动, 当接入容量较大时, 直接影响常规发电机组运行的经济性和安全性。
解决这个问题可以通过在发电系统中配置适当容量储能装置的方法, 由储能装置进行“削峰填谷”, 解决光伏发电量与电网需求的平衡问题。相应的, 光伏发电系统还需增加双向换流装置 (带充电控制器) 、用于调度接口的上层控制系统, 以实现“可调度”的并网光伏发电系统, 该技术尚处于研究开发阶段, 但作为技术发展趋势十分必要。
2.2 最大功率点跟踪
由光伏电池组件伏安特性可知, 在一定的光照强度和组件温度下, 电池组件可以工作在不同的输出电压点, 但只有在某一输出电压点时, 光伏电池的输出功率才达到最大, 这个点称为最大功率点 (MPP) 。从实际并网系统运行情况来看, 影响系统整体效率的一个重要因素 (除组件效率、逆变装置元器件损耗、线路损耗等因素) 就是并网逆变器内嵌MPPT (最大功率点跟踪) 算法的优劣。根据理论研究, 光伏阵列的MPP工作电压主要与光照强度和组件温度有关:当组件温度不变而光照强度变化时, MPP的电压工作点基本不变;而当光照强度不变, 组件温度变化时, 电池阵列MPP的直流电压变化方向与温度变化方向相反;但由于通常情况下光照强度与组件温度呈正相关关系, 因此理论上光照强度增强时, MPP工作点直流电压应略有下降, 反之亦然。可以据此通过光伏发电系统运行稳态数据的统计和分析, 对各类并网逆变器MPPT算法的性能进行简单的定性分析。
各型逆变器稳态工作点直流电压与光照强度、组件温度的关系见图2, 相关系数见表2。从图2和表2 的分析结果可以看出: A、B型逆变器MPP工作点直流电压受组件温度的影响情况与上述理论分析比较吻合, 二者呈负相关关系 (强负相关) , 且光照强度通过组件温度间接影响了直流电压 (弱负相关) ;C型逆变器MPP工作点的直流电压随组件温度的变化规律不明显 (数据分析呈弱正相关关系) , 与理论分析结果有一定差别。综上可以看出, 不同逆变器内嵌MPPT算法确实存在较大的差异, 这将直接影响系统整体发电效率的高低, 有必要在实验室条件下对上述功能算法进行测试, 以保证逆变器产品软、硬件都具有较高的效率。
3 电能质量
电能质量直接影响电力系统设备、用户设备的安全、可靠、经济运行。并网光伏发电采用现代电力电子技术, 核心设备——并网逆变器控制性能的优劣直接影响其作为电流源注入电网电能质量的好坏 (主要为谐波影响) , 为此相应的国际和国家标准都对有关性能指标作出了明确和细致的规定。主要针对实际运行系统中光伏并网逆变器输出的电流谐波、功率因数等性能指标, 进行了专门的分析对比研究。
3.1 电流谐波
表1中各不同型号逆变器标称的电流总谐波畸变率 (THD) 均小于4%。但从图3的实际运行数据统计可以看出:实际运行中在并网点电压THD变化较小的情况下, 逆变器输出电流THD随输出功率的增加而减小;在逆变器的各工作点, B型逆变器的谐波抑制特性最优。
图4是电压、电流谐波相关关系图。可以看出:电压、电流THD指标没有明显的相关关系;由于接入系统的光伏发电容量较小, 输出电流THD增大没有导致并网点电压畸变加剧。另一方面由逆变器内部控制原理决定, 并网点电压畸变会引起逆变器输出电流的畸变, 但不同逆变器的具体情况还需要进行实验室测试以便于定量分析。
3.2 功率因数
表1中各不同型号逆变器标称的功率因数均大于0.99, 但从图5的实际运行数据统计可以看出:由于内部实现技术的原因, 系统输出功率因数也只有在功率大于一定数值时才能严格控制在1附近;从统计情况来看, C型逆变器最优, 而A、B型逆变器次之。逆变器功率因数控制精度性能的好坏, 直接影响集成电压、无功 (功率因数) 控制功能后的实际控制效果, 因此应进一步进行功能升级以满足控制要求。
4 并网系统抗孤岛保护
抗孤岛保护是并网光伏发电系统的最重要保护功能之一, 一方面可以避免由于孤岛运行可能导致的与市电非同期并网, 另一方面也彻底消除对线路检修维护人员造成人身触电的安全隐患。抗孤岛保护功能要求电网失电时, 逆变器能够快速并可靠的检测出孤岛状态并闭锁输出。现有技术条件下的逆变器孤岛检测主要分为主动检测和被动检测。
为验证这一重要保护功能的快速性与可靠性, 需要进行专门的测试。在实际运行的160kW系统上, 分别进行了平衡负载 (光伏发电量与园区负载用电量接近) 和不平衡负载 (光伏发电量与园区负载用电量相差较大) 两种工况下的系统抗孤岛保护试验, 测试结果见图6、图7。
图6中的市电消失后, A、B、C型逆变器的可靠关断时间分别为136、81和133毫秒, 三种逆变器均对“孤岛”状态进行了高速、有效的检测。但图7平衡负载条件下A、B、C型逆变器的关断时间分别延长至460、133和400毫秒, 防孤岛动作时间与表1的标称参数有相当的差距。经分析可知, 由于平衡负载 (光伏系统发电出力与实际负荷基本平衡) 下市电消失时电压、频率的突变幅度、速度较不平衡负载下为小, 不利于逆变器的孤岛检测, 在该种条件下对抗孤岛保护灵敏度、可靠性的要求就更高。从现场试验结果可以看出, 逆变器孤岛检测有其局限性, 一方面可能存在检测“盲区”, 另一方面当多台不同检测原理、不同动作时间的逆变器接入同一并网点时, 还可能出现相互干扰而不能有效检测和闭锁, 因此对于抗孤岛保护而言, 有必要对设备和系统分别进行实验室和现场测试以确保功能的有效性。
5 结论
现有并网光伏发电系统关键设备的标称参数与实际测试结果、运行数据还有一定的差别, 同时由于实现原理、控制策略的不同, 不同型号逆变器的实际性能指标间也存在差异, 因此有必要通过专业认证测试以规范和促进逆变器产品性能的不断完善提高, 实现真正的高利用效率、高品质的电能质量和可靠的安全防护。
在现有条件下的光伏并网逆变装置为适应大容量系统的并网需要, 还有许多技术需要改进, 如增加有功和无功功率的调度调节功能、优化最大功率跟踪算法、集成先进的谐波控制技术、研发基于高速通信方式的新型抗孤岛保护等。
参考文献
[1]李炜, 朱新坚.光伏系统最大功率点跟踪控制仿真模型[J].计算机仿真, 2006, 23 (6) :239-243.
并网分析 篇9
风力发电是目前技术最为成熟的可再生能源发电方式之一。风电场并网运行,一方面可以分担传统机组的部分负荷,降低电力系统的燃料成本并减轻环境污染[1];但另一方面,风电是间歇性能源,随着风电并网容量在电力系统中比例的增大,大型风电场并网对电力系统运行的影响也越来越明显[2],同时增加了电力系统的辅助服务成本[3]。
为了更好地利用风电的优点,充分发挥其作用,规划人员必须对风电场并网容量进行合理规划。很多学者从电网静态运行安全角度计算了风电场的最大并网容量。文献[4-6]采用确定性计算方法,把风电并网容量计算归结为各种约束下的风电功率最大化。文献[7]引入随机规划理论,以机会约束形式描述系统静态安全约束,建立优化模型求解风电场并网容量。文献[8-10]在机会约束规划的基础上对风电场并网容量优化及风力发电效益等问题进行了分析。文献[11]采用相关机会规划理论,在保证系统安全运行的前提下,引入了风电的发电能力约束,并考虑了风电场减出力控制措施的影响,建立了计算风电并网容量的优化分析模型。
目前,有关风电并网容量的研究工作已经取得了较大的进展和成果,但也存在着一些问题,主要表现为以下几点。
1)未能充分考虑到风电出力随机性强的特点。虽然以随机规划理论为基础的随机规划方法(如机会约束规划、相关机会规划等)可以近似模拟风电出力随机性强的特点,但对风电输出功率分布规律存在人为主观的近似假设,或允许安全约束条件受到某种程度的破坏,造成系统存在越限危险。
2)未考虑风电运行价值对风电并网容量的影响。正确反映风电运行价值与风电并网容量之间的确定关系,可以使优化方案的综合效益达到最佳,适应了电网规划部门的实际需求。
针对目前风电场并网容量优化研究中存在的问题,本文通过引入柔性参数,将风电功率柔性化表示,并考虑风电运行价值对风电并网容量的影响,建立了风电并网容量优化柔性数学模型。研究表明,风电功率的柔性化表示充分反映了风电出力随机性强的特点,同时优化柔性模型的应用实现了风电运行价值和风电并网容量折中决策,适应了电网规划部门的实际需求。
1 电力系统柔性分析
1.1 柔性概念
广义的柔性,是指系统对不确定信息的响应能力。最初的柔性分析,是针对过程系统的实用性、可操作性而展开的研究工作[12,13,14]。所谓过程系统中的柔性,文献[15]定义为:系统在从一种操作状态过渡到另一种操作状态的情况下,能够调节到满足工艺要求的能力。电力系统的柔性与过程系统中的柔性概念有相同之处,是指系统在结构确定的情况下针对参数变化时的适应能力和可控性。
在电力系统中,不确定参数y的变化范围(即柔性)可以描述为:
式中:δ为柔性参数,决定了参数变化的范围和柔性的大小;ε-和ε+分别为参数变化范围的下界和上界,为δ的函数。
当ε-和ε+为δ的线性函数时,电力系统的柔性被称为“线性柔性”;当ε-和ε+为δ的非线性函数时,则电力系统的柔性被称为“非线性柔性”。对于电力系统中的“线性柔性”,参数y的柔性还可以描述成一个以固定值y0为中心,正负偏差大小分别为Δy+和Δy-(事先人为给定或按y的概率分布给定)的超矩形:
1.2 柔性评价分析
一般电力系统的规模较大、覆盖面较广,电力系统中参数的变化和不确定性是多种多样的。在含不确定参数的条件下,电力系统优化问题的约束条件可以由下式表示:
式中:x为状态变量;u为控制变量;I为不等式约束集,包括节点电压约束、线路潮流约束和发电机出力约束等;J为等式约束集,主要为功率平衡方程。
对式(3)进行如下简化:
由式(1)可知,柔性参数δ的大小确定了不确定参数y的变化范围。控制变量u的作用就是在确保不确定参数y在超矩形内任意变化时,能够通过u的适当调节(即存在确定的u),使得约束满足式(3)。因此,对尽可能大的T(δ)空间,柔性约束条件可表示为:
式中:为选取不等式约束中最大的一个;为通过调整控制变量u来尽可能地改善电力系统的安全性和可靠性;为通过调整参数来描述最恶劣情况下电力系统的安全性和可靠性。
对于确定的柔性参数δ,不确定参数y的变化范围是确定的,因此电力系统柔性评价问题可以描述为:
也可描述为:
式中:χ(δ)为柔性参数δ的函数,表示电力系统的安全性和可靠性,只有χ(δ)≤0时才说明电力系统的安全性和可靠性满足要求。
式(7)模型的物理意义是:对于确定的δ和给定范围内任意的y,是否存在可调的u,满足电网安全、可靠运行的要求。
电力系统柔性评价表明了参数在给定范围内变化时系统的适应能力和可控性。当柔性参数δ不确定时,可以定义如下的可变柔性指数:
上述模型的最优解F(δ*)代表了电网的柔性评价指标,即柔性指数,柔性指数的大小反映了电力系统安全、可靠运行的裕度。柔性指数越大,电力系统对不确定参数变化的适应性越强。
1.3 柔性优化问题
通常电力系统经济性是安全性和可靠性对立的一面。当考虑不确定参数变化对系统经济性的影响时,引入系统经济性目标函数f(x,u,y),则电力系统的柔性优化问题可以描述为:
可见,柔性优化问题是在固定柔性评价的基础上进行的,即在经济性优化过程中考虑了系统应对参数变化的响应能力。由于参数变化对系统的经济性产生的影响被量化为“惩罚成本”的形式计入目标函数f(x,u,y)中,因此,柔性优化中的可控性是同时针对经济性、安全性和可靠性的。
1.4 优化柔性问题
式(8)所示的柔性指数的大小反映了电力系统安全、可靠运行的程度。随着柔性区域的扩大,电力系统运行的经济效益势必受到影响。当考虑电力系统运行的经济性后,优化柔性问题可以描述为:
由式(10)可知,优化柔性问题是一个双目标的优化问题,约束条件是相同的,其中一个目标针对经济性,以状态、控制变量和柔性参数为优化变量;而另一个以安全性为目标,以状态、控制变量为优化变量。式(10)同时对电力系统的经济性、安全性进行优化,实现了电力系统的综合优化。
值得说明的是,柔性分析方法是传统确定性分析方法向不确定领域的延伸,其实质是一种面向不确定性信息的确定性分析方法。与传统确定性分析方法[16]相比,该方法可以有效地处理规划过程中的不确定信息,使得规划方案灵活性更强、适应性更好。与不确定性分析方法(如随机规划[17]、模糊规划[17]、盲数规划[18]等)相比,该方法可以消除不确定分析法对不确定信息的分布类型存在人为近似假设的缺陷,因为其对不确定信息进行建模时,并不需要事先预知不确定信息的分布类型。
2 计及风电运行价值的风电并网容量优化柔性建模
2.1 风电功率的柔性化表示
风电机组是不可控机组,其输出功率特性可由式(11)所示的分段函数近似表示[7]:
式中:PR为风机额定输出功率;vw为风机轮毂高度处的风速;vci为切入风速,当风速高于此设定值时,自动装置动作把风机并入电网;vco为切出风速,当风速高于此值时,风机停止发电并从电力系统中解列出来;vR为额定风速,当风速不小于此值而小于切出风速时,风机出力为额定值。
由式(11)可知,风电输出功率并不是一个确定的量,而在一个范围内波动,其功率水平值很大程度上取决于当时的风速条件。虽然基于风速预测可对风电输出功率特性进行模拟研究[19,20],但是风电功率预测误差往往大于风速预测误差,这主要是由于风速与风电功率的对应关系所致。在经过功率特性曲线转换后,不是很强的风速规律性被进一步破坏,得到的风电功率规律性更加微弱,表现出非常强的随机性。因此,不确定分析方法(需预知不确定信息的分布规律)很难有效处理风电功率不确定性的问题,更不可把风电功率作为确定性变量参与决策优化。由电力系统柔性概念可知,柔性参数δ的定义为解决这类问题提供了可能,因为其对风电输出功率的不确定性进行建模时,并不需要事先预知其分布类型。风电功率柔性属于“线性柔性”范畴,其参数的变化范围可描述如下:
式中:PwN为风电功率波动中心;ΔPw-和ΔPw+分别为风电功率负向和正向波动偏差。
风电功率的随机性主要表现为风电功率在一个范围内波动。因此,只要根据实际情况,确定合适的波动中心PwN以及互相匹配的正、负向波动偏差ΔPw+和ΔPw-,式(12)就可以准确地模拟风电功率的随机波动,实现对风电功率的随机性建模。
研究表明,风电输出功率一般在0至额定输出功率PR之间随机波动,因此风电功率随机波动的上下限是确定的。由电力系统柔性约束条件χ(δ)的物理意义可知,只要在给定的δ值下,风电输出功率最大值PR满足电力系统安全性和可靠性约束,那么在相同的δ值下,其他的风电输出功率Pw也一定满足安全性和可靠性约束,所以式(12)可简写为:
简化后,式(13)消除了负向波动偏差的影响,使得柔性指数模型(式(8))被简化为关于柔性参数δ的一维求极大值的优化问题,而波动中心PwN和正向偏差ΔPw+仅作为δ的常系数参与优化,对计算结果无影响,所以可以任意选取(ΔPw+≠0)。
2.2 风力发电运行价值
风电作为一种可再生资源,其价值主要体现在能够减少不可再生资源的消耗量。风力发电收益是指电网由于能够接纳风电场输出功率所节约的煤耗量的期望值。
一定时间T(T为研究时间周期)内风力发电收益CGS可以根据下式确定:
式中:PG0i为常规机组的初始调度方案;Φ为风电场并网节点集;rj为风电场j的风电容量系数(又称风能利用系数),主要由风电场地理位置和当地气候决定;PR,j为风电场j的额定输出功率;ai,bi,ci为节点i处常规能源机组的煤耗特性系数;λij为参与调节机组的参与因子,表示由风电场j并网引起参与调节机组i输出功率的变化量,需要说明的是,针对电网运行状态和调度方案的不同,参与因子也不同,可以根据电网针对意外波动情况的调节策略预先求出[21]。
另外,风电是一种间歇性能源。与传统发电方式相比,风力发电具有无煤耗和无污染的优势,但风速的间歇性和随机性使得大容量风电并网对电力系统的安全性和稳定性造成了影响。为了保证风电并网以后系统运行的可靠性,需要在原来运行方式的基础上,额外安排一定容量的旋转备用以响应风电场发电功率的随机波动,维持电力系统的功率平衡与稳定。这部分额外备用容量是由风电功率的不确定性造成的,因此被称为风力发电的惩罚成本。
文献[3]采用可靠性评估方式,把风电视为一种负值负荷,给出了风电功率惩罚成本的详细表达式为:
式中:P1和P2为分别为风电并网前和并网后的系统旋转备用容量,具体求解方法参见文献[3];Pc为系统备用容量的容量电价。
综上所述,风电是一种特殊的电力,其运行价值应综合考虑发电收益和风电功率惩罚成本,因此风电运行价值可以描述如下:
2.3 数学模型
基于风电功率的柔性化表示,当把风电功率定义为参数变量时,式(10)中的柔性指数的最优值F(δ*)即代表风电最大并网容量。引入风电运行价值目标函数fvalue,则计及风电运行价值的风电并网容量优化柔性数学模型可描述如下:
式中:Plmax为线路潮流限值组成的矢量;Umax和Umin分别为节点电压上、下限组成的矢量;PGmax和QGmax分别为常规能源发电的有功和无功功率上限组成的矢量;PGmin和QGmin分别为常规能源发电的有功和无功功率下限组成的矢量;Pwi,Qwi和PGi,QGi分别为风力发电和常规能源发电的有功和无功功率;PLi和QLi分别为系统节点有功和无功负荷;Vi为节点i的电压;Gij和Bij分别为节点间的电导和电纳;θij为节点间的相角差;PNwi为风电场有功功率波动中心;ΔP+wi为风电场有功功率正向波动偏差;i=1,2,…,N,N为节点数。
3 模型分析与求解
3.1 模型分析
为了对比分析风电出力的随机性和风电运行价值对风电并网容量的影响,对本文所构建的优化柔性模型(以下简称本文模型)进一步分析,可将该模型简化为如下2个模型。
模型1:只考虑风电出力随机性对风电并网容量的影响,则式(17)所示的多目标函数将简化为对柔性参数δ求极大值的单一目标函数,即在柔性约束条件下,风电并网容量最大化,其数学模型可由式(8)描述。
模型2:只考虑风电运行价值对风电并网容量的影响,则式(17)所示的多目标函数将简化为对风电运行价值fvalue求极大值的单一目标函数,即在柔性约束条件下,风电运行价值最大化,其数学模型可由式(9)描述。
3.2 模型求解
由于本文模型、模型1和模型2中均存在柔性约束条件(式(5)),而柔性约束条件又是一个最大—最小—最大化问题,因此上述模型直接求解非常困难。为了分析和求解方便,可根据柔性约束的物理意义和紧约束分解思想,把式(5)分解为式(18)和式(19):
式中:v为紧约束分解过程中的中间变量。
求解式(19),将其解再回代到式(18),便可得到式(5)的完整解。
根据上述柔性约束条件分解思想和各模型特点,本文分别给出了上述3个模型的求解方法。本文模型(优化柔性模型)求解流程如下,模型1和模型2的求解流程分别见附录A和附录B。
如式(10)所示的优化柔性模型是一个多目标优化问题,其目标函数往往是相互冲突的,因此,必须在2个目标函数之间进行折中决策。首先,根据上述柔性约束条件分解思想可将优化柔性问题分解成2个子问题。
子问题1:
子问题2:
对于子问题1,柔性参数δ是常数,同时令v取最大值临界值0时,简化为:
对于子问题2,当v的最大值为临界值0时,简化为:
对于子问题2,可分别构造原问题的拉格朗日函数和对偶问题:
式中:α和β为拉格朗日乘子组成的向量。
原问题提供了优化问题最优值的上界,而对偶问题则体现了Kuhn-Tucker(K-T)条件中的互补松弛约束,提供了优化问题最优值的下界。因此,有如下关系式成立:
式中:x0,u0,α0,β0分别为各个变量和参数的初始值;x*,u*,α*,β*分别为各个变量和参数的最优值。
式(26)的等号只有当f,h,g为凸函数时成立,在电力系统分析中,在一定范围内可以近似认为f,h,g为凸函数。因此,有
即
式(28)可以写成如下的形式:
式(29)代表在确定的参数δ下优化子问题(式(22))的最优性条件。将式(29)代入式(23)中,则子问题2可以表示为:
由此可见,多目标的优化问题被转换成2个单一目标的优化子问题,一个是针对系统经济性的优化问题,而另一个则是针对安全性和可靠性的。应该说明的是,在求解综合优化问题之前需要首先求解式(22),以确定参数f0和Δf,然后才能对式(31)进行求解。
通过对上述2个子问题(式(22)和式(31))交叉迭代求解就可以得到原问题的解。本文采用序列线性化的方法计算求解,求解步骤如下。
1)给定初始条件x0,u0,y0。
2)对式(22)进行线性化处理,由等式约束可得:
式中:gx和gu分别为g(x,u,y)关于x和u的导数;g0为初始值。
代入到不等式约束中,形成线性规划问题并求解,可得参数f0和Δf以及控制变量的修正量Δu,令
3)把u代入到式(31)中,并对式(31)进行线性化,由等式约束得:
式中:gy为g(x,u,y)关于y的导数。
代入到不等式约束中,形成线性规划问题并求解,得到Δy,并按下式进行修正:
4)把y代入到式(22)中,替换y0,并进行潮流计算,更新状态变量x。将上述2个子问题交替求解,当Δy≈0,Δu≈0时迭代结束。最终的柔性参数δ最优值等于式(31)确定的δ*,而风电运行价值最优值则由式(22)确定。
4 算例分析
为了验证本文提出的计算模型的有效性并揭示风电出力的随机性和风电运行价值对风电并网容量的影响,本文采用IEEE 30节点测试系统进行分析。系统机组参数如表1所示(特性系数c=0),分别选取节点7,10,14,17,24作为风电并网节点,并网点风电容量系数均取0.3。
1)风电出力随机性对风电并网容量的影响
为了揭示风电出力随机性对风电并网容量的影响,本文采用传统确定性分析方法和模型1中的柔性评价分析方法,分别求解风电穿透功率极限,计算结果见表2。
表2的计算结果表明,在负荷既定的情况下,随着对风电出力随机性考虑的全面性,对大部分节点而言,系统可接受的风电穿透功率水平有显著的降低。原因在于,在一定的系统机组出力调节裕度下,若直接把传统确定性分析方法的最优解作为风电场最大装机容量并考虑风电出力的随机性,那么在该功率水平下,就有可能存在某个或多个风电功率值在同一机组出力调节裕度下,不满足系统安全、可靠运行的要求,造成系统存在越限危险。而柔性评价方法通过降低风电场最大装机容量,剔除造成系统越限的病态功率水平值,使得其最优解以及该功率水平下的风电功率值在同一机组出力调节裕度下,都能满足系统安全、可靠运行的要求。特别地,当系统机组出力调节裕度可以有效抑制风电出力随机性对风电穿透功率极限计算的影响时,两者所得最优解将相等,如节点24。
2)风电运行价值对风电并网容量的影响
风电作为一种可再生资源,具有无煤耗、无污染的特点,在负荷既定的情况下,其并网容量越大,风力发电收益越大。但风电又是一种间歇性能源,并网容量越大,就意味着其柔性成本越大。
图1显示了在系统负荷一定的情况下,系统备用电价Pc分别为15美元/MW和20美元/MW时,风电场经节点7并网后,风电并网容量与风电年运行价值之间的关系。
从图1可以看出,风电场装机容量较小时,风电年运行价值与并网容量成正比,但是当系统内风电装机容量达到一定数量后,风电的边际运行价值将降为0甚至负值,风电的装机容量从经济角度来说已经达到饱和,但并不一定等于风电最大并网容量。另外,从备用容量电价变化可以看出,若政府部门能在风电并网柔性成本费用方面给予一定的优惠,将极大地促进风力发电的推广。
为了进一步阐述本文所提出的模型在风电运行价值和风电并网容量之间的协调机理,在系统负荷既定,Pc为15美元/MW的情况下,结合本文模型以及模型1、模型2进行了对比分析。表3给出了3种模型下风电最大并网容量,表4给出了3种模型下的风电年运行价值。
由表3和表4可以看出,模型1以风电并网容量最大化作为优化目标,决策过程仅注重电网接纳风能能力,没有考虑优化方案的经济性,造成风力发电柔性成本过高,风电运行价值打了折扣。模型2以风电运行价值最大化作为优化目标,决策过程仅注重风电运行价值最大,限制了电网接纳风电的能力,风电没有得到充分利用。本文模型以损失有限的风电运行价值为代价,提高了电网接纳风电的能力,使得风电运行价值和风电并网容量得到折中决策。
5 结语
本文在电力系统柔性分析的研究基础上,把电力系统柔性概念引入到风电最大并网容量的研究中,并考虑风电运行价值对风电并网容量的影响,建立了风电并网容量优化柔性多目标数学模型。通过采用IEEE 30节点系统算例对比分析,可得到以下结论。
1)风电功率的柔性化表示充分反映了风电出力随机性强的特点,柔性分析方法实现了传统确定性分析方法向不确定领域的延伸,是一种面向不确定信息的确定性分析方法。
2)采用优化柔性模型,能够在充分考虑风电出力随机性的基础上,确定合理的风电并网容量,同时使得风电运行价值得到有效发挥,两者得到有机协调,但在规划中没有考虑与风电场运行价值有关的环境、政策等因素,而这些也可能是决定风电并网容量的关键因素。
3)算例分析结果表明了本文所提出模型的有效性,其结果可以为电力规划部门以及风电投资商制定有关决策提供必要的科学依据。
大规模风电并网的出力特性分析 篇10
风电出力特性和电力系统安全稳定运行是息息相关的。文献[1]给出了德国风力发电的发展情况, 并且分析了德国电力系统在大规模的风力发电接入后稳定性受到的影响;文献[2,3]给出了以测风数据为基础, 对风力发电的输出功率进行模拟分析, 对甘肃酒泉地区的风电大规模并网和风电出力特性进行了研究, 但是由于风电出力数据的失真, 不能保证结论完全正确;文献[4]根据建模方法和预测模型对象的两个分类标准, 归纳总结了目前风电功率预测研究的模型和方法, 提出了风电功率预测模型的改进方向;文献[5]给出了风电场的不同地理位置对东北电网的影响分析, 由于所选取的风电场过少, 不能够代表整个电网的风电的运行特性;文献[6]研究了风电场无功补偿容量的确定以及出口功率因数与转子滑差的关系, 仿真分析了风力发电机组并网时对电网产生的冲击影响和风电场接入电网后的稳定性;文献[7]给出了电网在风电并网后出现的问题, 用于分析的数据量少, 缺少统计分析的意义;文献[8]针对酒泉风电基地2011年发生的几次大规模风机脱网事故, 根据现场调查和数据分析, 提出了改造风电机组、完善风电场的集电系统及保护配置等措施;文献[9,10,11]给出了针对风力发电的波动性、相关性和分布规律方面, 对风电的输出功率和电量方面进行了研究分析;文献[12]从不同时间尺度方面, 分析了风电功率波动特性对风电并网的影响。
本文基于华北电网的实测数据, 采用时间序列与统计分析的方法, 对风电的出力特性进行分析, 研究风力发电的运行特性指标, 为促进大规模的风电并网运行与促进大规模的开发利用风能提供依据, 同时为制定风电并网后整个系统的安全稳定性的调度规划提供理论参考。
1 风电出力的波动性和随机性
风力发电的主要依靠是风能, 风能最大的特点是不确定性和不稳定性, 导致了风力发电也具有不稳定性和波动性。
本文数据来源于华北电网2010-2011年的实测风电出力数据, 在原始数据中出现个别数据缺失或者同一时间多个不同数据存在的情况, 因此对缺失数据用插值法进行补齐, 对于多个数据进行筛选, 明显为不良数据的进行剔除。
1.1 风电出力的波动性
选取华北电网2010年的实测数据, 取每月典型日全天数据做平均值, 得到2010年1月至2011年1月期间的月平均出力如图1所示。
10月、11月和12月连续数日风电日平均出力达到或超过额定出力, 同时也有连续数日风电日平均出力小于额定出力。
1.2 风电出力的随机性
以华北电网春夏秋冬四季为分析时间对象, 其中夏季到秋季研究数据为2010年5月份至2010年10月份, 冬季到春季研究数据为2010年11月份至2011年4月份。
图2与图3分别给出了夏秋季节与冬春季节的风电日平均出力时序分布散点图, 其中图中圆点所对应的横坐标为夏秋两季节每天的日期, 圆点所对应的纵坐标值为相应日期下风电日平均出力的大小, 圆点的疏密程度代表风电日平均出力在某范围内的概率的大小, 圆点表现的越密集, 表示风电日出力在该范围内的概率越大。
图2与图3对比两个图可以看出:夏秋两季中圆点分布比较密集, 表示风电日平均出力大部分比较集中, 且相对较小;冬春两季中圆点分布较稀松, 表示风电日平均出力较为分散, 同时日间的风电出力增减幅度较大。
2 风电出力变化特性分析
2.1 风电日平均出力的变化率
取某连续两天的数据进行研究分析, 仅对电网在某特定时间内的出力变化率的大小进行讨论研究。
出力变化率计算公式 (1) 如下:
undefined
式中:Vnt—出力变化率;
ΔPn—风电出力波动量;
n—采样点;
Δt—采样时间间隔。
以下是分别对20分钟级别和1小时级别的风电出力变化率进行研究。
图4所示:20分钟级的出力变化率相邻时间波动较为平缓, 基本没有出力变化率为0情况, 最大变化率为正数值, 接近30MW/分钟;有一些连续变化的变化率全为正数值或全为负数值的情况, 表明风电出力在连续的增加或连续的减少, 但是连续变化幅度很小, 表明风电出力在该段时间内波动比较缓慢。
图5所示:小时级的出力变化率相邻时间波动较分钟级的波动明显, 最大变化率为正数值, 已经超过1000MW/小时, 该时段前后波动量较大;与分钟级变化率一样, 有一些连续变化的变化率全为正数值或全为负数值的情况, 不同的是连续变化幅度较大, 风电出力在该段时间内波动比较剧烈。
2.2 风电出力同时率
风电出力的同时率是各个风电场发电同时达到最高的几率, 即日最高发电出力与当日风电场并网机组总容量的比值。
以华北2010年5月份和6月份的实测数据, 分析风电场风力发电与风电场反调峰之间的关系。
从图6可知, 华北电网5月份风电出力的同时率均在70%以下, 同时率大部分低于60%。相比于5月份, 6月份的出力同时率要低, 均在60%以下, 大部分低于50%。仅从出力同时率上不能够反映风电出力同时率与风电场限制出力的关系, 因此再在相应时间内统计华北电网反调峰的天数, 进行比较分析。如表1所示。
表1中, 5月份反调峰的时间为12天, 6月份反调峰的时间为6天。同时结合图6分析可知, 风电出力的同时率越高, 则该风电场的限制出力情况就会越多, 不利于风电场的安全稳定性。
3 结论
通过对风电出力基本特性、变化特性的研究, 可以得到如下结论:
(1) 华北电网的风电出力具有非常明显的波动特性和随机特性, 风电出力的最大值出现的时间段均不同, 并且在不同时间段内, 风电出力都有一定的差异, 其在相同范围内风电出力的概率也有很大的差异。
(2) 在不同的时间尺度下, 风电出力变化率的变化幅度不一样, 选取合适的时间尺度, 对研究风电并网时的出力波动情况具有重要意义。
(3) 通过对风电出力同时率的分析结合其对应时间段内电网反调峰的天数分析可知, 随着风电出力同时率的增大, 对于一个风电场的限制出力情况就会越多, 这不利于电网的稳定运行。因此, 要合理规划风电厂的建设。
摘要：大规模风电并入电网后, 风电的随机波动性等特性给系统的稳定运行带来严重的影响。根据华北电网的实测数据, 利用时间序列法与统计分析法, 分析了风电出力基本特性, 研究了风电出力的波动性、随机性;然后进一步分析了风电出力的变化特性, 讨论了风电出力同时率与反调峰的相关性, 以及在不同时间段的风电出力的特点, 阐述了大规模风电并网对电网影响。
关键词：风电,出力特性,出力变化率,同时率,反调峰
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并网分析 篇11
关键词：发电机定项 并网故障
▲▲一、发电机的定项：
发电机并往前的定项其实有两种方法，一种是通过一次回路，另一种是通过二次回路，两种方法各有各自的优缺点。下面介绍一下两种方法的步骤：
1、二次回路测量法：
（1）、将10.5KV母线所有小车开关拉出箱外，保险取下。
（2）、将发电机手车开关摇入运行位置，合上发电机机端PT及10.5KV母线PT一次保险、二次保险。将发电机PT车及10.5KV母线PT车摇入运行位置。
（3）、合上发电机主开关操作保险。
（4）、检查发电机差动、过流保护全部投入。
（5）、投发电机同期装置，合发电机主开关。
（6）、检查发电机回路无异常，表计指示正确。
（7）、在发电机出口PT二次测量电压、相序是否正确。
（8）、在10.5KV母线PT和发电机出口PT二次侧测量定相： A相对A相、B相对B相、C相对C相 A相对B相、A相对C相、B相对A相、B相对C相 C相对A相、C相对B相。观察角度的变化。
2、 一次回路测量法：
（1）、将并网柜手车拉出。
（2）、将发电机手车开关摇入运行位置，合上发电机机端PT及10.5KV母线PT一次保险、二次保险。将发电机PT车及10.5KV母线PT车摇入运行位置。
（3）、合上发电机主开关操作保险。
（4）、检查发电机差动、过流保护全部投入。
（5）、检查发电机回路无异常，表计指示正确。
（6）、在发电机并网柜测量一次电压、相序：A相对A相、B相对B相、C相对C相 A相对B相、A相对C相、B相对A相、B相对C相 C相对A相、C相对B相。观察角度的变化。
一次测量的方法对测量工具有一定的需求，需要10KV定项杆两套；二次测量的方法对工具基本没有要求，但是若发电机PT与进线PT二次接线有错误或是保险等原件有问题会影响测量结果。
▲▲二、发电机并网时的故障分析：
1、发电机综保装置中相电压有两项角度相同：
该现象是在山西美锦钢铁工作时在1#TRT发电机并网调试时出现的，其中B、C两项的相角数值是相同的，在同期并网后不带符合的情况下差流非常小，在差动保护投入的状态下也可继续运行，在增加负荷后差动动作，发电机并网开关跳闸。如果没有发现相角数值是相同的这一问题的话，按照正常情况分析一般都会认为是PT的级性接反造成的，但当将级性调过来后该现象依然存在。如果综保自身没有问题，其实只要发现了两项的相角数值是相同的这个问题后就应该发现这是PT或者是接线的问题。发电机PT的接线比较简单，直接由出现小室的发电机PT引出，再到墙上的端子箱，然后直接引到综保上；进线PT相对复杂一点，是由进线柜上的PT引出，再到进线柜的端子排上，然后直接引到综保上。检查后发现进线柜PT的N与C项PT的线接反了，从而导致上述现象的发生。
2、转子绕组故障分析：
匝间短路：运行的汽轮发电机组中大多数都发生过或存在转子线圈匝间短路故障。由于绕组绝缘损坏造成转子绕组匝间短路后，会形成短路电流，从而形成局部过热点。在长期运行下，局部过热点又会进一步引起绝缘损坏，导致更为严重的匝间短路，形成恶性循环的局面。转子匝间短路同时会引起磁通的不对称和转子受力不平衡现象，而引起转子振动；定子绕组每相并联支路的环流；主轴、轴承座及端部磁化。同时较大的短路电流可能会导致转子接地故障发生。
在参加唐钢动力厂热电二车间三台发电机几次解体检修时发现过两次绝缘片脱落的现象，如果不及时维护很可能会在造成匝间短路。在发电机运行时也可以根据下面这些特征来判断转子线圈是否发生匝间短路故障： 振动幅值增大；风温升高；在励磁电压不变的条件下， 励磁电流增大；励磁电流增大，而无功变小或不变。如果数据变化明显则有可能是存在匝间短路。
接地故障：发电机转子绕组的接地故障包括一点接地和两点接地。接地是指励磁绕组绝缘损坏或击穿而使励磁绕组导体与转子铁芯相接触。发电机转子一点接地是一种较为常见的不正常的运行状态。励磁回路一点接地故障对发电机一般不会造成危害，因为发电机发生转子绕组一点接地故障时，励磁电源的泄露电阻（对地电阻）很大，限制了接地泄露电流的数值，但如果再有另外一个接地点，即发生两点接地故障时会形成部分线匝短路，这是一种非常严重的短路事故。
在山西美锦钢铁工作时2#TRT发电机并网调试时出现过励磁回路接地的现象，一般Y接的永磁机Y点都是在内部封好的，所以永磁机主接线盒内只有三个接线柱，但是该TRT发电机的永磁机有六个接线柱，由于厂家调试人员疏忽大意没有经过测量直接将这六个接线柱Y接，但该永磁机的Y点已在内部封好，直接导致发电机在冲转后造成永磁机短路接地。转子两点接地在控制屏上一般表现为励磁电流及定子电流增大，励磁电压及机端出口电压下降，功率因数上升（甚至进相），并伴有剧烈的振动等现象。
两点接地故障的危害有：发电机励磁绕组发生两点接地之后，绕组部分被短接，使得绕组直流电阻变小，励磁电流增大；如果短路的匝数较多，发电机磁路中主磁通减少，使得机组向外输出的感性无功减少，会导致机端出口电压下降，同时定子电流可能会急剧上升。由于绕组短接的磁极磁势减小，而其它磁极的磁势则未改变，转子磁通的对称性受到破坏，转子上出现了径向的电磁力，因此引起机组的振动。振动的程度与励磁电流的大小及短接线圈的多少有关。此外，汽轮发电机励磁回路两点接地，还可能使轴系和汽机磁化。当转子发生两点接地之后，两点之间构成回路，一部分励磁绕组被短接，两接地点之间将可能流过很大的短路电流，电流产生的电弧可能会烧坏励磁线圈及转子本体，甚至引发火灾。
并网分析 篇12
根据GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》[1]16.2.6及其条文说明所述:“600MW级以上机组,根据工程具体情况,经技术经济论证合格时,在发电机与变压器之间可装设发电机断路器或负荷开关。”以及国外发电机出口断路器(简称GCB)产品技术性能的高成熟度、发电机出口断路器接线方式的技术性和经济性突出等特点[2],越来越多的新建大型火力发电厂采取加装发电机出口断路器的配置方式[3]。某电厂一期工程2台发变组一次接线均为发电机带出口断路器,在此接线方式下,发电机出口断路器成为机组并网的同期点。由此,在每次机组启动时,同期问题是机组能否成功并网的关键。
电厂同期并网系统的基本构成主要有无刷励磁隐极式同步发电机,系统侧带隔离刀闸和接地刀闸、发电机侧带接地刀闸成套大容量断路器,电压互感器选用铁芯式电压互感器,SID-2FY智能复用型微机同期装置、DCS分散控制系统、DEH汽轮机数字电液控制系统、励磁系统。
2同期并网存在的问题
GCB两侧一次系统电压通过TV1、TV2变换成二次电压送到微机同期装置,如图1所示。微机同期装置通过比较发电机端和电网系统的电压频率、相角、幅值判别机组是否满足同期并网条件,发出加、减速调整指令给DEH电液调整系统,发出增、减磁(升压、降压)指令给发电机励磁系统AVR;DEH电液调整系统执行加、减速调整指令;微机励磁系统执行升压、降压指令;DCS控制系统为各个环节的协调工作提供一个衔接平台,并建立友好的人机界面,操作指令和调整指令按照一定的逻辑有序进行[4]。电厂发电机与电网系统并网前断路器两侧电压源分属于不同系统,并网前频率、电压都可能不相同,所以采用差频并网模式,如果满足同期条件将发出GCB合闸指令,如果不满足并网条件将通过发送调压脉冲至AVC(自动电压调节器),调整发电机出口电压,如果频率不满足合闸条件,将发出调频脉冲至DEH(汽轮机数字电液控制系统),调整汽轮机转速,直到频差满足要求,在频差和压差都在整定范围,同期装置将会启动,首次捕捉一次出现的零相差进行无冲击并网[5,6]。
2.1同期并网流程
(1)接指令发电机自动准同期并网
(2)检查发电机系统、励磁系统正常;
(3)同期装置电源开关合上,单双侧无压切换开关WY切至“同期”位置,同期方式选择开关GDK切至“工作”位置;
(4)发电机转速达到3000rpm定速;
(5)发电机出口开关热备用,操作选择开关切至“远方”位置;
(6)励磁系统叠加控制方式选择“退出”位置,励磁系统投“自动”方式、AVR自动运行方式;
(7)励磁系统投入正常、灭磁开关自动合闸、发电机开始起励、发电机出口电压升至27k V;
(8)在DCS同期系统画面进行“同期装置上电”投入操作,同期装置上电正常;
(9)DCS画面确认“DEH请求同期”已允许;
(10)DCS画面进入2号发电机同期系统“启动同期”窗口,点击“启动”按钮;
(11)2s后装置同期启动,118s后报“同期超时失败”。
因达到设置的装置允许同期时间而合闸未成功,装置同期超时,报警并进入闭锁状态,提示“同期超时失败”。
回顾此次同期并网失败,整个并网操作流程不存在任何问题,但在整个过程中同期装置未发出加、减速和增、减磁指令,未发出合闸指令,因此,真正导致同期并网失败的原因需要进一步去梳理、探寻。
2.2同期装置定值检查
2.3控制回路检查
如图2所示,在103A和103之间接入发电机出口断路器合闸回路,短接该回路,开关能正常合闸。DTK12是同期装置电源开关的辅助接点,能正常接通。TJJ为TV1、TV2的电压检测继电器辅助接点,电压正常时该辅助接点闭合。GTK转换把手在并网时置于“工作”位置,接点为接通状态。HJ继电器的两对串联接点经过校验,HJ继电器动作是串联接点能正常闭合。最后发现同期装置的JK5出口插件的14、16触点未接通,而14、16触点未接通是因为未满足同期条件,同期装置未出口。说明同期合闸回路不存在问题。
2.4从同期并网三要素进行分析
在满足频差、压差、相角差的并网三要素的前提下,方可实现安全可靠的机组并网[8]。因此,从最基本的原理角度进行分析以探寻并网失败的真实原因。
同期并网时,发现TV1和TV2的电压差在允许范围内,压差不超过±0.78k V的偏差;发电机端频率在50.15Hz附近波动,而电网频率保持在50Hz不变。经过确认,发电机厂家为避免并网后发生突发性潮流再次分配、超出线路的静稳极限引发系统失步、汽轮机转速下降过大导致机组失稳、线路的继电保护误动作等恶劣情况发生,建议并网前汽轮机转速在DCS逻辑中设置为3009r/min,并网后的转速设置为3000r/min。汽轮机转速在定速后会有±1r/min的误差。同期装置的合闸频差范围在50±0.15Hz,也就是转速范围在2991-3009r/min内符合并网条件,而这恰好是汽轮机的并网前额定转速在频差合闸条件的边界。当波动到频差超限时,同期装置刚要发出减速脉冲指令时,频差又波动到频差超限范围内,这时同期装置准备捕捉合闸角,频差又波动到超限,装置又未发出动作指令。如此往复,同期装置一直在寻找合适频差和适当的相位角,在118s内未找到同期满足条件,最终“同期失败”。
3解决方案
同期装置定值经过核算,由长期经验积累与实践得知不能做变动。与发电机厂家技术人员进行商讨,最后将发电机并网前定速由3009r/min改为3005r/min。下面从并网三要素的角度来验证转速改为3005r/min的合理性。
电压差值ΔU=Us-Ug,Us由电网决定并保持在57.7V。并网前发电机为空载运行,空载时的电枢绕组感应电动势为发电机的空载电动势E0,此时E0等于定子端电压Ug。空载运行电动势E0=4.44f NkN1Φ0。当发电机转速由3009r/min降低至3005r/min时,同期装置发出调压脉冲至AVR,提升励磁电流。由同步发电机空载运行特性可知,此时发电机主磁通Φ0将会增大,仍然可保证E0保持在恒定值,即转速改变时Ug可保持不变,符合-5%≤ΔU≤5%,达到并网条件之一。可见小幅改变发电机转速并不影响发电机并网电压。
频率差值Δf=fs-fg,频率作为机械参量直接与发电机转速相关。当转速由3009r/min改为3005r/min时,频率f由50.15Hz降为50.08Hz,Δf=50-50.08=0.08Hz,满足-0.15Hz≤Δf≤0.15Hz。因此转速改变后进一步缩小频差,更利于发电机成功并网。
相角差值ΔΦ=Φs-Φg,在启动同期装置后,通过比较Us和Ug的电压相位差,装置以精确严密的数学模型差频并网时,捕捉到第一次出现的零相角差,进行无冲击并网。因此,同期并网时要求ΔΦ=0是通过同期装置本身实现,与发电机转速的调整无关。
经过多次同期并网测试,由同期启动到并网成功最短仅需4s,最长需8s就能顺利并网。从图3中的同期装置录波中可以看出,在捕捉到第一次出现的零相差时就能成功并网,极大提高并网速率。
值得指出的是,并网前发电机转速降低的直接原因是汽轮机出力降低。汽轮机出力由蒸汽压力、温度、流量决定,这意味着并网前汽轮机参数可能会较低。通常机组并网前蒸汽流量由转速决定,机组并网后蒸汽流量由功率决定,为防止并网时转速下降使得发电机产生逆功率,建议并网前合理调整调门开度、适当提高蒸汽参数、增加负荷,有利于并网过程的顺利进行。
4结束语
发电机组能否同期并网决定着机组启动的顺利程度,会直接对发电厂运行的经济性产生重大影响。当发生同期并网失败的情况时,应从以下几个方面进行仔细梳理。
(1)梳理并网指令流程。
检查并网指令流程是否存在漏项、顺序颠倒等情况,形成发电厂内部的固定模式,运行操作人员熟练掌握。
(2)检查同期装置定值。
仔细检查定值是否正确、是否被人为篡改,并形成定值审批制度,修改后的定值打印后由当事人及分管领导签字备案,确保定值的正确性。
(3)检查发电机出口断路器合闸回路。
仔细检查发电机出口断路器合闸回路中各器件、回路的完好程度,避免因为器件失效等原因造成GCB无法合闸。
(4)检查发电机侧与系统侧的频差、压差、相角差。
从并网三要素来寻找并网失败的真正原因是最直接的解决方法,逐渐缩小问题范围,探究出真正的问题点。
从该电厂运行初期的并网案例及分析可以看出,同期系统参数的整定配合至关重要。在发电机厂家没有遇到此类问题的情况下,结合自身机组的实际情况,最终通过对发电机并网前定速参数的修改达到了成功、高效并网的目的,为今后机组安全稳定的运行提供了经验积累,值得其它百万机组参考、借鉴。
摘要：某电厂一期工程2×1000MW超临界燃煤发电机组使用SID-2FY智能复用型同期装置作为发电机同期并网装置。在DCS上进行同期并网操作时,存在同期装置难以捕捉允许频差值,机组投运初期经常发生同期并网失败等问题。对同期并网装置参数、控制回路、DCS逻辑进行分析,经过系统参数调整,提出了行之有效的改进方案,解决了上述问题。该方法有效地缩短了同期并网时间,值得推广、借鉴。
关键词：同期并网,调频,发电机,发电机出口断路器,GCB
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