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电力系统稳定(下)
发表时间:2019-06-06     阅读次数:     字体:【

五、电力系统动态稳定

动态不稳定(不衰减的电磁振荡),在世界各国的其他电力系统中多次发生过。基本三种情况,即发电机组经长距离线路接入系统,弱联系的系统间及长链型结构的系统。

产生动态不稳定的根本原因,是系统的阻尼力矩为负。发生无论大或小的扰动引起的系统振荡,均因之而使振荡逐渐发散。或者引起系统间的解列,或者由于系统中某些参数的非线性而使振荡的幅值最终趋于某一定值。

国内外发生动态失稳的原因,经分析绝大多数都是由于电压调节系统的负阻尼效应。

在国内外系统中,当发生动态失稳时,往往事先没有准备,只得采取应急措施.实际采取的临时有效措施有如下三点。1)降低发电机有功输出,以减小配出线路或系统间联络线的传输功率(但也有过联络线传输功率极小时突然发生动态失稳的事例) 2)提高发电机端电压。3)将电压调节器退出运行,或降低放大倍数等等。

而抑制动态失稳的最有效办法是在电压调节器的输入回路中引入能反应发电机转速变化的附加环节,并做到发电机端电压的变化能够与转速变化同相,以达到由励磁系统提供正阻尼力矩的最终要求。实际引入电压调节器的这个附加量,引入反应转速的这个电压调节器附加环节,在美国叫电力系统稳定器(PSS),在欧洲叫附加反馈(A F)。

动态稳定,其实是一个很好的研究方向。它包括:选择安装PSS的关健发电机位置;选择反应母线电压频率或转子转速,或输出功率作为PSS装置的信号栩入,以及确定主导的振荡频率与PSS回路参数的合理选择等等,都有许多学问可做。但实际发生的动态失稳事故,却往往难予预计。

七、电力系统频率稳定

频率反应了电力系统中有功功率供需平衡的基本状态。

电力系统运行频率偏离额定值过多,会给电力用户带来不利影响,而受影响最大的, 当首推发电厂本身,当供电频率下降时,从而使发电机输出的电功率减少,更加剧了供需间的不平衡,进一步促使频率下降,甚至造成发电厂全停。

主要写的是低频减载方面的内容。

1)低频减载准则

在电力系统中,必须配置按频率降低自动减负荷装置,使保留运行的负荷容量能随时 与运行中的发电容量相适应,以保证在突然发生有功功率缺额后,能迅走使系统频率恢复到接近倾定值。设计与整定按频率降低自动减负荷的准则,主要考虑如下:

  • 如果没有特殊要求,一般宜限制下降到低于某一低频值(例如47Hz)的时间在任何情况下都不大于某一规定时间(例如0.5s)
  • 在任何可能情况下的频率下降过程中,应保证系统低频率值与所经历的时间,能和大机组的低频保护相配合,保证这些大机组继续联网运行,避免事故进一步恶化。
  • 因负荷过切引起的系统频率过调,最大不得超过某一定值,例如51HZ,避免引起系统中大型机组的过频率保护跳闸。这点实际发生过很多切负荷过频事故。(过频这时就要自动切机了)
  • 2)小系统失去大电源

    小系统失去大电源有两种小系统失去大电源的情况。一种是终端系统由主系统供应相当大比重的电源,另一种是新建立的电网,小系统装大容量机组。当失去主系统电源或大机组时,系统的有功功率缺额可能大到50%以上乃至百分之数百。这是一种特别严重的情况。我国的运行经验证实,当有功功率缺额过大时,在发生频率崩溃的同时,还可能发生电压崩溃,甚至电压崩溃快于频率崩溃,出现电压全面降低,运行机组全面过电流而系统频率下降并不突出严重的现象。显然,在这样的特殊电网条件下,对付如此大有功功率缺额的办法。不能再是一般的低频减负荷。实践经验说明,正确处理这种事故的办法,是按照预先安排好随时准备着的电网运行接线(例如安排好电源与负荷相适应的解列母线),当失去主电源大机组的同时,自动或联锁切除相适应的集中负荷。

    频率稳定这块确实涉及不多,所以内容也不够丰富。

    八、电力系统电压稳定

    电压稳定这块比较复杂,很多东西也没有定论,所以自己对这块也只是略知一二。

    很多在之前的无功补偿和电压调整里面提到过,主要写些其余的东西。

    导则里将电压稳定定义为:电力系统受到小的扰动或大的扰动后,系统能保持或恢复到容许的范围内,不发生电压崩溃的能力。这样来说,电压稳定也分静态、暂态和动态三方面。具体意思和前述功角的差不多。

    全球范围内,大部分大停电事故发展到某个阶段,都由于引起了电压崩溃问题,然后导致严重后果,其核心问题,还是无功不足,具体还是以下:

  • 重负荷运行状态下系统负荷持续增加,系统运行备用(特别是无功)紧张,传输线潮流接近最大功率极限。
  • 大的突然扰动,如失去发电机组、输电线相继跳闸等。 ?有载调压变压器ULTC负调压作用。
  • 发电机过励限制器OEL。
  • 继电保护、低频减载等缺乏协调是导致电压不稳定的一个重要原因。
  • 弱连接的交直流系统。
  • 电压崩溃通常显示为慢电压衰减,这是由于许多电压控制设备和保护系统作用及其相互作用积累的结果。在许多情况下,电压不稳定和转子角不稳定是相互耦合的。
  • 科研学术中很多理论运用于电压稳定研究中,比如分叉理论,但是实际工程中,还是一些比较普遍的方法。

  • 首先是静态分析法,主要是计算一些指标,结合QV曲线来分析电压的安全稳定裕度。比如灵敏度法,dQ/dV节点判据等,一般可根据软件潮流计算,并结合一定指标分析电压静态安全稳定。
  • 至于动态分析法,电压稳定从本质上而言是一个动态问题,比较典型的有时域仿真法。电压的暂态稳定和功角稳定处于一个时间框架;至于动态稳定则持续较长时间,国际上发生的一些事故都属于此类。
  • 举一个例子:大型发电机组跳闸,接着一条500KV重要线路跳开。

    暂态分析看出:事故后20s内,频率和电压经过摇摆后稳定;电压有所下降。系统显现了比较乐观的响应。

    动态分析来看,是一个长期的时间框架,考虑负荷,发电机,ULTC,励磁保护,AGC,气机等。模拟下比较坏的情况:

  • 调速器动作,增加发电功率(有差调节)―――AGC作用,全网功率再调度―――加重了电网的压力(原因:按经济调度的原则,而不是按最合适的地点。这样,有些线路可能压力加大);
  • 电压下降导致负荷功率下降(考虑负荷电压静特性)―――功率过剩―――频率升高―――AGC作用,降低发电功率.
  • 80s后,一些达到无功极限的发电机的OEL动作,使Qlimit致Qnominal―――进一步电压水平下降。其它发电机增加无功输出。
  • 120s后,负荷动态和ULTC二者动态结合导致系统电压下降―――被AGC进一步被加剧(AGC减少发电功率以降低频率,而降低发电功率的发电机正好位于负荷中心―-相当于负荷过重,需要无功支持加大―――电压下
    降;)

  • 160s后,另外一些发电机由于OEL作用而使Qlimit致Qnominal,减少无功输出,加大了和加速了电压下降―――发电机失步,低压保护而失去一些发电机。
  • 电压崩溃,频率失稳。
  • 功角不稳定和电压不稳定经常同时发生,一种形式的不稳定可导致另一种形式的不稳定。提高电压稳定性的控制措施主要有发电机无功控制(励磁控制)、低电压切负荷、静止补偿设备(SVC、STATCOM)等,低电压切负荷措施是电压紧急控制最基本而有效的措施。对于复杂电网,仅靠分散安装的低压切负荷装置往往不能有效解决电压稳定问题,需要配置多个厂站的电压稳定控制系统,根据多个相关站点的电压水平及系统的运行状态(包括故障)来进行决策。

    九、失稳对策

    所有国内外重大系统事故的产生,几乎都是由系统失去稳定而扩大,因无预定对策,而后发展为灾害性后果的。长期的运行实践证实。不管对系统稳定性的要求如何严格、措施如何完善,总可能因一些事先不可预计的各种偶然因素叠加,产生稳定破坏事故。而过份提高对系统稳定性的要求。需要大量的投资。一个较弱而有措施准备的系统,会比较强而无措施准备的系统有更好的运行效果。

    当主系统发生隐定破坏后,关键问题在于如何能合理而快速地平息振荡,和最快地使 系统恢复正常。将振荡着的两侧系统解列,可以平息振荡,但要在失去同步的系统中实现合理的解列,必须满足两个基本条件:1)解列后的两侧系统必须各自能保持同步运行;2)解列后两侧系统的有功无功供需能够基本平衡。很明显,不同时满足这两个条件的解列,只能给系统带来更大的混乱,必然以长时间大面积停电而告终,这是国外和国内都不止一次出现过的情况。

    故障下选择性解列,或者保持系统的完整性,一直是业内讨论的问题,没有定论。

    我国系统长期的运行实践说明,对付系统振荡的有效办法,是在系统振荡时尽可能保持整个主系统的完整性,不因振荡而使线路及机组乱解列,同时对送端电厂即时压出力,就可以快速平息振荡,因位于振荡中心附近而甩掉的部分负荷也可以因此而快速恢复供电,从而恢复系统的正常运行。

    平息系统振荡的有效措施,是压送端机组出力,增加受端机组出力,使系统中机组逐渐按同一平均频率运行。在一个复杂系统中,在不同的事故情况下,一个电厂所处的送受端位置可能变化。压错了实际位与受端的水电机组出力而使振荡加剧的情况,在我国,不只在一个系统中发生过,因而延长了平息振荡的时间。因此,需要用自动装置来判别。

    系统持续振荡。在接近振荡中心的部分负荷会因电压的周期性严重降低而自动或手动地被切除。但是,只要系统结构完整,机组保留运行,一当振荡平息时,这些被切掉的负荷就可以迅速地恢复供电,这比之于系统全停后的负荷恢复,结果当然更好。

    另一个问题,系统持续振荡对大型发电机组有何严重影响。要求振荡时机组不解列,作短时间失步运行,特别对大型汽轮发电机组说来,能否造成严重的后果?

    CIGRE的结论为:从兼顾系统安全与机组安全,建议:可以允许汽轮发电机在一定条件下作短时间的失步运行。这个条件可以简要地按在失步过程中振荡中心是否多次落入发电机升压变压器乃至发电机本身为标准,允许的振荡次数可考虑订为20次跳闸。

    最后一点就是关于系统解列点的,是否需要与如何形成准全国性质的统一电网,安排解列点是其中需要认真研究的一个重要问题。失步解列是电网第三道防线的重要组成部分。

    关于解列点的选择:目标是在预定的解列点将电网解列后系统失步振荡现象被消除,电网的解列点应尽量选在网间联络线。系统解列后形成送端与受端两部分电网,各部分电网内的功率一般不可能平衡,送端电网通过切机、减出力,受端电网通过切负荷措施可保持各部分电网的频率或电压的稳定性。在解列点选择时应尽量把带负荷的变电站或本站的负荷留在送端电网一侧。

    最佳的解列时刻:系统发生失后应尽快将电网解列,但判断系统失步的判据是系统送受端两个等值机的功角摆过180度,因此最快的解列时刻是功角过180度那一时刻(联络线两侧母线电压相位差也是180度)。

    至于失步解列判据,相对比较理论,而且很多方法无法统一,一般采用振荡中心两侧母线电压相量直接比相原理,当两侧母线电压相位差轨迹超过180度时认为系统失去同步,且振荡中心在两个母线之间。

    除了上述综合解列之外,低压解列也是三道防线的组成部分,暂稳问题发生后,如没有稳定控制措施或稳控拒动,系统的暂稳问题就会转变为电压稳定问题。此时由于电压下降速度太快,常规的低压切负荷装置及低压解列装置可能因dU/dt过大而被闭锁;而系统的功角又没有摆开,即不会出现失步振荡的特征,常规的失步解列装置也动作不了,系统面临电压崩溃。设置专用的低压解列装置可解决上述问题;系统解列后电压稳定问题消失转为送受端电网的频率稳定问题,处理起来相对简单的多。

    十、全停后系统恢复

    作为电力系统安全措施的最后一条,是准备如果发生系统全部停电或者发生大面积停电的重大事故后,如何能够快速恢复系统和对广大用户的供电。在现代电力系统中,都制订了适合本系统情况的全停后的系统恢复方案。

    不同的电力系统有不同的具体特点,但在恢复系统的过程中,都有一些共性问题。

    1)起动电源。在分区进行恢复的某个区域内,都必须有起动电源。水电机组用作起动电源最为方便。可能的问题是如果机组容量较小,又经长距离高压线路接入系统时,可能产生自励傲或末端电压过高,但如果能事先接入某些负菏,一般的过电压问题题都可能得到缓解。火电机组也应当能作为起动电源,问题是要具有热态再起动的能力。而关健在于把握好某些允许的时间间隔。

    2) 无功功率平衡。在超高压电网的恢复过程中,无功功率平衡是一个严重问题。一 般说来,有两种可能的恢复电网的做法:一种做法是避开线路充电和电压问题,按系统发展过程的相同顺序恢复系统,将超高压电网置于最后恢复。但这种做法的明显缺点是相当程度地延长了整个的恢复时间。另一种做法是先恢复超高压电网,优点是可以加速系统的恢复,但必须对操作顺序进行细致安排。例如在超高压线路充电前:①先安排接入一定容量(最好是低功率因数)的负荷;②将并联电抗器先接入线路;③断开静电电容器;④将发电机端电压置于厂用电允许的最低电压值同时将自动电压调节器投入运行并将变压器电压抽头先调到合适位置等等。实施这些步序,能否保证安全,不发生过电压问题,当然需要事先的仔细研究分析。

    3) 有功功率平衡。为了使起动电源能在最低负荷水平下稳定运行和保持网络电压有 合适的水平,一开始往往需要及时适当地接通一定容量的负荷,但又只能少量增加负荷,以保持运行频率在合理的允许范围内。因此,一般往往首先适于恢复较小的直配负荷,而后逐步地带较大的直配负荷与电网负荷。受按频率降低自功减负荷控制的负荷,理应只在最后阶段恢复。国外几个电力系统的经验数据为负荷量不大于发电量的5%即可满足要求。

    十一、系统稳定对继电保护的要求

    这里讲的继电保护应包括保护装置与相关的通道、二次回路。

    1)在被保护的元件没有故障或故障发生在区外时应不误动作。

    由于通道接受与发送时延的不一致引起的光纤纵差保护误动、由于交流串入直流电源回路引起保护及远跳装置误动、由于线路过载引起的距离三段误动作等事故国内近几年仍多次发生,有的诱发了大范围停电事故。

    2)在被保护的元件区内发生故障时应不拒动。

    由于直流电源消失引起保护拒动导致大范围停电事故国内多次发生,如:05年“9.26” 海南大停电事故;07年“10.27”上午10:10上海徐汇区220千伏长春变电站停电事故(造成上海徐家汇、田林、龙华等地区停电,居民、商户用电受到影响,地铁1、2、4号线部分区段失电)等。保护装置实现了双重化,但向保护供电的直流电源等回路如果不双重化保护的可靠性又如何保证。

    3)在系统发生异步振荡期间保护装置应可靠闭锁。

    国内保护这一问题解决得较好,但国外保护这方面问题较大,03年的“8.14”等大事故中在系统振荡过程中时保护无选择的动作,使系统事故扩大。

    4 )110kV电压等级以上的线路不应配置过负荷跳闸保护,距离三段定置应躲过该线路可能出现的严重过负荷情况。

    5)对于最高电压等级为110kV的省级电网(西藏等),重要输电线路的主保护应考虑双重化配置,并应设置断路器失灵保护。

    6)低压保护装置中不宜兼管低频、低压减载功能。继电保护与安全自动装置应各司其职,分工明确,管好自己分内的事就很好了。

    7)远后备保护的长延时和无选择性问题。某些电网提出利用区域电网的信息构建“网路保护”、“广域保护”,试图解决远后备的配合问题和无选择性问题,目前一般仅局限于110kV以下的电网,采取的方法类似于安全稳定控制系统的思路。


    来源:知乎