机网协调运行——刘文颖

NorthChinaElectricPowerUniversity电气与电子工程学院新能源电力系统分析专题新能源电力系统机网协调第一章电力系统的机网协调运行第二章新能源电力系统机网协调第一章电力系统的机网协调运行一、机网协调运行的重要性电力系统是由发电厂、输电、变电和用电三部分组成的。因此，电力系统的稳定性是由发电、输电、变电和用电的稳定性来共同实现的，缺一不可。电力系统的稳定性不但和电网的结构、运行方式的安排有关，而且和发电机控制系统的参数有重要关系。提高电力系统稳定性必须机网协调运行。第一章电力系统的机网协调运行什么是机网协调？1、发电机的各种调节系统、保护装置，如发电机的调速系统、励磁系统、失磁保护、失步保护、过电压保护、低电压保护、频率保护等，应适应电网运行方式的变化，并与自动装置达到最佳配合，从而保证整个电网的安全稳定性。2、电网各种电气设备和保护装置、安全自动装置或安全自动控制系统，应和发电机的各种调节系统、保护装置相配合，从而最大限度的保证发电机的安全运行。第一章电力系统的机网协调运行第一章电力系统的机网协调运行2003年美国、加拿大“8.14”大停电引发了世界范围内对于防止大电网大面积停电的研究热潮。事后分析表明，由于厂网协调的继电保护和安全稳定控制系统不健全，使得在系统电压下降时，许多发电机组很快退出运行，加剧了电压崩溃的发生。因此，为了保证电网在大扰动下仍能正常运行，需要加强机网协调能力和抗风险性能。第一章电力系统的机网协调运行二、电力系统的机网协调运行1、机网协调提高频率稳定性频率是电力系统运行的一个重要质量指标，它反映了电力系统中有功功率供需平衡的基本状态。在电网正常运行情况下，电网各点运行频率相同。当各发电机有功出力满足了全网电力负荷的总需求，并伴随负荷的变化而及时调节时，电网的频率保持在额定频率下运行。如果电力系统的有功功率供大于求，电网的平均运行频率将高于额定值，反之将低于额定值。第一章电力系统的机网协调运行频率稳定的判据：频率稳定的判据是系统频率能迅速恢复到额定频率附近继续运行，不发生频率崩溃，也不使事故后的系统频率长期悬浮于某一过高或过低的数值。第一章电力系统的机网协调运行1999年8月5日20：27分，青海李家峡电厂两回出线因暴雨倒杆，双回线断线跳闸。当时李家峡电厂发电有功功率500MW，电网总负荷9100MW。李家峡电厂跳闸后，甩负荷500MW，系统频率由50HZ下降到49.6HZ，频率降低0.4HZ，即：求该系统的单位调节功率。第一章电力系统的机网协调运行1）电网侧低频切荷时间与机组最低运行频率相配合在任何情况下的频率下降过程中，应保证系统低频值与所经历的时间，能使运行中机组的自动低频保护与电网的低频保护相配合；频率下降的最低值还必须大于核电厂冷却介质泵低频保护的整定值；以及整流系统对频率的要求，并留有一定的裕度。第一章电力系统的机网协调运行发电机的低频解列装置300MW机组，47.5HZ，30秒延时跳闸，一般还配备小机组。600MW机组，47.5HZ，9秒延时跳闸，一般也配备小机组。在大型发电厂中，有2.5万kW左右的小机组，在系统解列后，该小机组可以保住厂用电的重要负荷。第一章电力系统的机网协调运行电网设有按频率降低自动减负荷（低频减载）装置。在电力系统中，对于有可能发生功率缺额的电网（可能是全网，也可能是局部电网），配置有按频率降低自动减负荷装置（简称低频减负荷或叫低频减载装置），并保证在任何可能的情况下，低频切荷的低频定值和切荷时间必须和大机组的低频保护相配合，并留有一定的裕度，以保证在发生突然意想不到的事故造成有功功率缺额时，能迅速使系统频率恢复到接近额定值。第一章电力系统的机网协调运行如我们前面讲的，大机组低频保护为47.5HZ，延时9秒跳开，低频切荷的低频值应大于47.5HZ，延时时间小于9秒。目前我国电网侧一般低频值切荷为49-48HZ，延时0.2秒，以保证系统事故时先切负荷，保证大机组联网运行。第一章电力系统的机网协调运行具体切荷轮次49～48Hz级差0.2Hz延时0.2s49Hz0.2s48.8Hz0.2s48.6Hz0.2s48.4Hz0.2s48.2Hz0.2s48.0Hz0.2s49Hz20s特殊轮第一章电力系统的机网协调运行对于带有大型同步电动机负荷的变电站要增设频率变化率闭锁和低电压闭锁功能，避免低频减载装置的误动作。第一章电力系统的机网协调运行事例：如图变电站供电的两回线路，正常运行时一条线路断开备用，一条线路供电。第一章电力系统的机网协调运行当供电线路三相重合闸重合后，变电站已无运行负荷，这就是低频减载装置的误动作。在此种情况下，很大，U很小，采用＞某一值，U＜某值，使低频减载装置不动作，可有效地防止低频减负荷装置的误动作。第一章电力系统的机网协调运行2）低频切荷与发电机低频自启动相配合对于可能发生功率缺额的电网，除了采用低频切负荷装置外，如果有性能较好的中小型水电机组（无振动区或振动区较小），可在这些电厂加装低频自启动装置。第一章电力系统的机网协调运行若发生有功功率缺额时，部分装有自启动装置的机组正处于备用状态，则根据设定值自行启动，以减少电网有功功率缺额。目前应用的整定值是48HZ，0.5秒启动（较低频减载最后一轮延时时间长0.3秒）。第一章电力系统的机网协调运行电网增设48HZ—47.5HZ之间切荷轮数电厂加装低频自启动装置第一章电力系统的机网协调运行3）电源侧高频切机与电网侧低频切荷量相配合（1）电源侧高频切机装置51—52HZ经延时跳闸（联络线故障，大机组的功率送不出去或低频减负荷装置过切负荷）。如果切机不成，还有过速切机，这是最后一道防线。第一章电力系统的机网协调运行（2）电网侧因切负荷引起恢复时的系统频率过调，其最大值不应超过51HZ，并必须与运行机组的过频率保护相协调，且留有一定裕度，避免高度自动控制的大型汽轮机组在过频率过程中可能误断开，进一步扩大事故。第一章电力系统的机网协调运行4）自动发电控制/经济调度（AGC/ED)AGC/ED的作用是：在电力系统稳态运行时，通过调节发电机的功率来调节系统频率和联络线的交换功率。AGC/ED是根据测量出的系统频率或联络线交换功率的实际值同计划值之差来计算出系统所需的调节量。第一章电力系统的机网协调运行AGC/ED的基本控制目标：（1）调整发电出力，使电网频率偏差调节到零，从而保持电网频率为额定值。（2）在各控制区域内分配全网发电出力，使区域间联络线潮流与计划值相等。（3）在本区域发电厂之间分配发电出力，使区域运行成本最小。第一章电力系统的机网协调运行AGC主站电厂RTU单机控制系统AGC主站电厂RTU闭环监控系统第一章电力系统的机网协调运行AGC/ED运行前，系统频率控制为50±0.2HZ，AGC/ED运行后，系统频率控制提高为50±0.1HZ，大大提高了电力系统的电能质量。第一章电力系统的机网协调运行5）发电机调频参数对频率稳定性的影响大容量机组的调频参数主要包括调速器死区和调差系数。调速器死区有两个用途：一是当系统中存在小扰动时，死区的存在可以过滤转速小扰动信号，使机组功率稳定；二是当设置死区较大时，可以使机组不参与电网一次调频，只带基本负荷。第一章电力系统的机网协调运行调速器死区设置必须在一定的范围内，过小及过大都是不合理的。死区过小或是完全没有，轻微的频率偏差都会引起调速器动作，会使阀门的调节过分频繁，损害机组；死区过大，在发生较大功率缺额时调速器不动作，将影响系统一次调频。第一章电力系统的机网协调运行（1）调速器死区越小，最低点频率越高。系统的后期频率波动较小，并且频率能较快的趋于稳定，但稳定频率较低。调频死区为2r/min时，最低点频率最高。（2）调速器死区较大的频率动态过程波动较大，调频死区为6r/min时，最低点频率最低。甘肃电网失去800MW发电功率时，600MW机组在不同调频死区下，甘肃电网的频率特性曲线49.749.7549.849.8549.949.9550020406080100120时间（s）频率（Hz）死区为2r/min死区为3r/min死区为4r/min死区为5r/min死区为6r/min第一章电力系统的机网协调运行机组参与一次调频死区规定为：发电电机组一次调频死区不大于±2r/min（±0.033Hz）；一次调频负荷响应滞后时间应小于3秒。当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间为一次调频负荷响应滞后时间。第一章电力系统的机网协调运行发电机的单位调节功率标志了随频率的升降发电机组发出功率减少或增加的多寡。机组的调差系数和单位调节功率互为倒数。由公式可知：系统中的并联运行的各机组的调差系数越小时，系统中一次调频能力就越大。GiNNiGiPffP1第一章电力系统的机网协调运行（1）调差系数较大时频率下降较大，调速系统能调出的有功功率较少，但系统的稳定性较好，从图中可以看出当调差系数为6%时，系统频率稳定在49.66Hz,并很快趋于稳定。（2）调差系数较小时频率下降较小，能有效的控制频率的下降，但系统的稳定性变差，从图中可以看出当调差系数为2%时，系统频率稳定在49.93Hz,但需要较长的时间才能趋于稳定。综合分析以上各因素，系统中参与调频的大容量机组调差系数取4%较为合适。甘肃电网失去800MW发电功率时，在不同调频调差系数条件下，甘肃电网的频率特性曲线49.649.749.849.95050.1020406080100120时间（s）频率（Hz）调差系数为2%调差系数为3%调差系数为4%调差系数为5%调差系数为6%第一章电力系统的机网协调运行2、机网协调提高电力系统暂态稳定性1）切机、切负荷的协调实施在电力系统发生事故时，协调实施切机、切负荷措施尤为重要。第一章电力系统的机网协调运行河南电网“6.25”事故2004年6月25日豫东南地区川汇变电站2号主变停运检修，110kV川汇变电站所接隆达电厂1、2号机组总出力160MW，110kV系统总用户负荷73MW,有87MW的剩余有功功率通过川汇变电站1号主变送往220kV系统。下午豫东南地区天气突变，出现雷雨大风。19∶10川汇变1号主变中压侧开关及母联220开关跳闸。第一章电力系统的机网协调运行事故形成了隆达电厂带110kV系统小网孤网运行的特殊运行方式,送往220kV系统的87MW多余出力约为当时小系统总用电负荷的120%,出现严重的负荷不平衡，引起110kV系统频率迅速上升、机组超速。1号机组在23min内OPC（超速保护控制系统）反复动作252次,2号机组在4min内动作50次,使机组的调速汽门周期性动作,频率在51.5Hz至49Hz之间频繁波动，以5s的周期进行近乎等幅的剧烈振荡,给小网稳定运行及机组设备安全都造成了严重的威胁。至隆达电厂2号发电机被迫手动解列并手动降低1号发电机出力。甩负荷88MW至总出力72MW。隆达电厂1号机组OPC动作停止，小网频率恢复稳定。第一章电力系统的机网协调运行（1）连锁切机和火电机组压出力保证电力系统同步运行稳定性的最根本的前提是，在任何情况下包括在故障后的电网结构下，保证线路的传输能力总是大于系统通过它实际传输的功率。连锁切机实际上是为了保证线路的传输能力总是大于系统通过它传输的最大功率。第一章电力系统的机网协调运行如水电厂经双回线远距离向负荷中心送电，要考虑一回线故障跳开连锁切机（一般都装有连锁切机）。如系统调节能力不够，应切掉相应的负荷。第一章电力系统的机网协调运行事例1：如图：当一回线三相跳开，同时连锁切一台机。对于火电机组，由于切机对锅炉和汽轮机的冲击较大，一般采用多台机组压出力和受端切负荷来降低联络线的传输功率。第一章电力系统的机网协调运行事例2：当330KV线路故障跳开，两回220KV线路过负荷，需要远切发电厂机组和受端切负荷。第一章电力系统的机网协调运行（2）当系统失去一个大电源时，要迅速切除电源附近相当于电源容量的集中负荷（一般采用联切方式），以保证系统的稳定运行。第一章电力系统的机网协调运行2