电力系统稳定控制技术.ppt

,电力系统稳定控制技术,介绍内容,前言：“814”等大停电事故启示电网的安全性及三道防线暂稳控制研究方向中的几个问题电压紧急控制失步解列控制若干关键技术问题南方电网稳定控制系统简介稳定控制系统的构成及可靠性加强电网三道防线建设的建议,一前言“814”大停电的启示,2003年8月14日北美发生了震惊世界的大停电，随后相继又发生了澳大利亚、伦敦、瑞典、丹麦、意大利大停电，接着在2004年7月12日希腊首都雅典、11月18日西班牙首都马德里市中心发生大停电，2005年1月8日瑞典南部飓风袭击引起的大停电、5月25日上午11时10分莫斯科发生俄罗斯历史上规模最大的停电事故。大范围的停电事故，给该地区工业生产、商业活动及交通运输等经济方面造成巨大损失，并严重影响了人们社会生活。大停电事故受到各国政府首脑和整个社会的高度关注。“814”大停电历时29小时、损失负荷6180万千瓦,影及5千万人口,损失达300亿美元；意大利数小时的大面积停电，仅直接经济损失就达数亿欧元；莫斯科大停电直接经济损失至少10亿美元，200万人停水断电，两万人被困在地铁，间接损失无法估计。为什么会发生大停电事故？如何有效防止发生大停电？,近几年全球各地发生的重大停电事故,2003年8月14日美国的纽约、底特律和克利夫兰以及加拿大的多伦多、渥太华等城市发生停电事故。大面积的停电使这些城市的地铁、机场、电讯等设施和公共交通基本陷入瘫痪，造成重大经济损失，仅纽约就损失约10.5亿美元。8月28日英国伦敦和英格兰东南部部分地区突发重大停电事故，伦敦近三分之二地铁停运，大约25万人被困在地铁中。9月23日瑞典和丹麦发生大面积停电事故，大约200万用户受到影响。当地铁路交通被迫停顿，不少人被困在电梯里。9月28日意大利发生大面积停电，意南部等停电长达12个小时以上，严重影响了居民生活，直接经济损失达数亿欧元。12月20日美国加利福尼亚州的旧金山市发生大面积停电，造成包括市中心、唐人街和北部海滨地区在内的约12万用户断电。,2004年7月12日，希腊首都雅典和南部部分地区发生大面积停电事故，造成交通和公共服务设施大面积瘫痪。8月13日，格鲁吉亚境内一处高压电线网络断裂，导致首都第比利斯大面积停电，造成供水中断，数千名乘客被困在地铁列车内。11月18日，西班牙一变电站发生火灾，导致首都马德里市中心以及南部地区大面积停电，25万市民生活受到影响，马德里部分地铁停驶，公共交通也一度陷于混乱。2005年1月8日和9日，瑞典西南部遭遇飓风袭击，导致当地40多万户家庭或机构停电，直接损失达数十亿瑞典克朗。5月25日，俄罗斯首都莫斯科南部、西南和东南城区及郊区上午11时发生大面积停电，给莫斯科市造成至少10亿美元的直接经济损失。,“814”事故的最终调查报告已经公布，以上是从中节录的部分图片，事故的直接原因已比较清楚。但更深层次的原因仍值得分析，从中接收教训：（1）电网整体结构不合理：美国电网建设缺乏总体规划，高低压电磁环网运行；区域电网间信息交换较少，调度员无法监视跨区域电力系统系统全貌。（2）继电保护定值不协调：美国继电保护距离三段定值不能区分线路短时过负荷，定值缺乏统一协调；保护装置的振荡闭锁功能不完善，当线路出现严重过载或系统发生振荡时会误跳闸，引发连锁反应。（3）安稳控制装置的配置不完善：如过负荷控制、失步解列、低频低压解列、低压切负荷等配置不足或根本就没有，不能及时有效制止电网事故的扩大。,（4）调度过分依靠计算机系统，一旦计算机系统异常，造成信息不全、不可靠，电网调度就无所作为，陷于瘫痪状态。（5）电网运行追求高经济效益，送电接近输送极限，安全稳定裕度很小。一旦线路跳闸引起潮流转移时，就往往引起线路的严重过载，再加上述原因，就容易发生一系列连锁反应，事故扩大。(6)按北美电力可靠性委员会（NERC）标准，“事故时互联电网不要解列，以获得相互支援”，致使电网各参与者在本次事故中未采取任何主动解列操作措施。对这项标准值得重新反思。总之，这次大停电是由多种原因、多个因素形成，值得分析和吸取教训。,我国电力系统的发展及安全稳定方面存在的问题,近年来，我国电力系统迅猛发展，目前正在实施“西电东送、南北互济、大区联网”的战略方针。由于电力部门贯彻电力系统安全稳定导则、配置了多种安全自动装置，使我国自1997年至今没有发生大范围的停电事故。但由于电网的建设滞后于电源的建设，输电能力不足的问题日益突出，加剧了电网与电源发展不协调的矛盾，对照“814”等国外大停电事故，应该看到我国电网还比较薄弱，也存在国外电网类似问题，甚至更加严峻：（1）我国大区电网之间采用弱联网，某些电网存在结构上的不合理；电网的枢纽点及负荷中心电压支撑不足；一些电网的500kV与220kV高低压电磁环网仍在运行；电网负荷越来越重，大城市空调负荷比重已占高峰负荷30%40%，高峰备用严重不足（尤其无功更不足）。（2）某些电网的规划设计中过于依赖二次系统，一些工程把稳控装置作为正常方式送电的基本措施。（3）近年来高压微机保护装置动作可靠性有了显著提高，但还存在一些问题，例如，保护级差时间过长、保护的距离三段定值的配合问题（有的躲不过严重过载）、某些进口保护振荡闭锁不完善等。,（4）不少电网尚未按导则要求建立起三道防线的防御体系，例如，只考虑N-1事故，没有N-2、N-3时的对策；高低压环网运行，高压电网解开时低压电网措施准备不足；不少电网没有设置合适的解列点，甚至没有配备解列装置；防止电压崩溃的基本措施低电压切负荷装置没有配或没有投或不知如何整定；低频、低压减载的容量没有随电网负荷的增长相应增加（5）安全自动装置的管理体制不够健全，现场误操作引起自动装置的误切机、切负荷事故多次发生;尚未形成全国统一的安全稳定控制装置的技术条件、运行与检验标准，稳控装置误动作的事件仍有发生。（6）电网安全自动装置培训工作有待加强，应该看到我国电网每年事故也不少，某些事故也曾与大停电擦肩而过，上述问题如不切实注意解决，就难免不会发生类似“814”大停电的灾难事故。,二电力系统安全性及三道防线可靠性安全性稳定性,电力系统可靠性：是在所有可能的运行方式、故障下，供给所有用电点符合质量标准和所需数量的电力的能力。是保证供电的综合特性（安全性和充裕性）。可靠性是通过设备投入、合理结构及全面质量管理保证的。,电力系统安全性：是指电力系统在运行中承受故障扰动的能力。通过两个特征表征（1）电力系统能承受住故障扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况，不发生稳定破坏、系统崩溃或连锁反应；（2）在新的运行工况下，各种运行条件得到满足，设备不过负荷、母线电压、系统频率在允许范围内。电力系统充裕性：是指电力系统在静态条件下，并且系统元件负载不超出定额、电压与频率在允许范围内，考虑元件计划和非计划停运情况下，供给用户要求的总的电力和电量的能力。电力系统稳定性：是电力系统受到事故扰动（例如功率或阻抗变化）后保持稳定运行的能力。包括功角稳定性、电压稳定性、频率稳定性。,电力系统承受大扰动能力的标准,电力系统安全稳定导则规定我国电力系统承受大扰动能力的标准分为三级：第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电出现概率较高的单一故障；第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷出现概率较低的单一严重故障;第三级标准：当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃，并尽量减少负荷损失出现概率很低的多重性严重事故。为满足三级标准的要求，首先应规划、建设一个结构合理的电网，好的网架是电力系统运行的基础，同时在我国多年来已经形成了“三道防线”的概念，电网的建设应按三道防线进行规划和配置，电网安全运行应按三道防线调度管理。,什么是三道防线？,为了分析的方便，我们把电力系统运行状态分为：正常状态，警戒状态，紧急状态，失步状态，恢复状态。见下页图1。在正常与警戒状态下采取有效的预防性控制措施可保证电力系统具有足够的安全裕度，能够抵御各种扰动。针对电网可能遇到的扰动设置三道防线：第一道防线：快速可靠的继电保护快速切除故障元件，确保电网发生常见的单一故障时稳定运行和正常供电；第二道防线：采用稳定控制装置及切机、切负荷等稳定控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；第三道防线：设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大、防止出现大面积停电。,为保证电力系统的安全稳定运行，首先应建立合理的电网结构、具有预防性控制的调度手段，配备性能完善的继电保护系统、并根据电网具体情况设置安全稳定控制装置和相应的失步解列、频率与电压紧急控制装置，组成一个完备的电网安全防御体系，保持电网运行中必要的安全稳定裕度，抵御各种扰动事故，确保电网的安全稳定运行。,三电力系统稳控制分类,（1）按电网运行状态稳定控制分为：预防性控制、紧急控制、失步控制、解列后控制及恢复性控制；（2）按控制范围划分：局部稳定控制、区域电网稳定控制、大区互联电网稳定控制；（3）按稳定类型分为：暂态稳定控制；动态稳定控制；频率紧急控制；电压紧急控制；失步控制（解列）；设备过负荷控制（热稳定）,正常状态下的安全稳定控制预防性控制,预防性控制的目标：正常运行状态下，通过调度手段让电力系统保持必要的安全稳定裕度以抵御可能遭遇的干扰。要实现预防性控制，首先应掌握当前电力系统运行状态的实时数据和必要的信息，并及时分析电网在发生各种可能故障时的稳定状况，如存在问题，则应提示调度人员立即调整运行方式，例如重新分配电厂有功、无功出力，限制某些用电负荷，改变联络线的送电潮流等，以改善系统的稳定状况。,目前电网运行方式主要靠调度运行方式人员预先安排，一般只能兼顾几种极端运行方式，且往往以牺牲经济性来确保安全性。调度员按照预先的安排和运行经验监视和调整电网的运行状态，但他并不清楚当前实际电网的安全裕度，也就无法通过预防性控制来增强电网抗扰动的能力。因此，实现电力系统在线安全稳定分析和决策，得出当前电网的稳定状况、存在问题、以及相应的处理措施，明确地提示给调度员或将新的控制策略下发给有关厂站的稳控装置，即实现预防性控制，这对电网的调度运行来说是很迫切很有意义的。,紧急状态下的安全稳定控制,为保证电力系统承受第II类大扰动时的安全稳定要求，应采取紧急控制措施，防止系统稳定破坏和参数严重越限，实现电网的第二道防线。常用的紧急控制措施有切除发电机（简称切机）、集中切负荷（简称切负荷）、互联系统解列（联络线）、HVDC功率紧急调制、可控串联补偿等，其他措施（如快关汽门、电气制动等）目前应用很少。解决功角稳定控制的装置其动作速度要求很快（50ms内），解决设备热稳定的过负荷控制装置的动作速度要求较慢（数秒数十秒）,失步状态下的安全稳定控制,为保证电力系统承受第III类大扰动时的安全要求，应配备防止事故扩大避免系统崩溃的紧急控制，如系统失步解列(或有条件时实现再同步）、频率和电压紧急控制等，同时应避免线路和机组保护在系统振荡时误动作，防止线路及机组的连锁跳闸，以实现保证电力系统安全稳定的第三道防线。失步解列装置按设定的振荡周期次数动作，500kV失步解列装置一般12个振荡周期动作；解决电压稳定与频率稳定的紧急控制装置的动作延时为0.10.5s（一般整定延时为0.2s）。,系统停电后的恢复控制,电力系统由于受到严重扰动引起部分停电或事故扩大引起大范围停电时，为使系统恢复正常运行和供电，各区域系统应配备必要的全停后的黑启动(blackstart)措施，并采取必要的恢复控制（包括自动控制和人工控制）。自动恢复控制包括电源自动快速启动和并列，输电线路自动重新带电，系统被解列部分自动恢复并列运行，以及用户恢复供电等。,局部稳定控制与区域稳定控制,局部稳定控制：单独安装在12个厂站，解决的是本厂站母线、主变或出线故障时出现的稳定问题。区域电网稳定控制指：为解决一个区域电网内的稳定问题而安装在多个厂站的稳定控制装置，经通道和通信接口联系在一起，组成稳定控制系统，站间相互交换运行信息，传送控制命令，可在较大范围内实施稳定控制。区域稳定控制系统一般设有一个主站、多个子站和执行站，主站一般设在枢纽变电所或处于枢纽位置的发电厂。主站负责汇总各站的运行工况信息，识别区域电网的运行方式，并将有关运行方式信息传送到各个子站。大区互联电网稳定控制：按分层分区原则，互联电网稳定控制主要解决与联络线有关的紧急控制，必要时需交换相关区域电网内的某些重要信息。,四暂稳控制,4.1暂态稳定暂态稳定是指电力系统遭受大扰动（短路、电源或负荷突然跳闸等）时系统保持同步运行的能力。暂态稳定的判据主要是系统内发电机转子角之差（即功角）超过规定的值（例如180度），所以又称功角稳定。暂态稳定破坏后系统将失去同步。对于单机无穷大系统发电机组的转子运动方程：,4.2暂态稳定控制措施,目前采用的主要有切机、切负荷、解列联络线；电气制动、快关气门、直流调制等措施应用较少。,4.3暂态稳定控制策略电力系统是一个复杂的非线性的动态大系统，暂态稳定过程由于遭受的是大扰动，系统的电气量变化范围很大、持续时间短，分析计算又十分复杂，这一特点决定了暂稳控制策略一般不可能在事故发生时实时确定，也不可能凭借一个简单判别式进行判断，因此控制策略的分析计算应在事故前进行。实现方法分为两种：一是离线方式，由调度运行方式人员对电网各种运行方式下可能遇到的故障进行稳定计算分析，形成控制策略表；另一是在线方式，由在线决策系统的服务器根据当时电网的实时运行状态，对可能发生的预想故障集进行稳定分析计算，形成当前电网的稳定控制策略表。稳控装置根据事故前电网运行方式及有关送电断面的功率、发生的故障的元件及故障类型，查找预先存放在装置内的控制策略表，按图索骥采取相应的措施。4.4暂态稳定控制过程暂态稳定装置控制过程如下页图所示。,4.4暂稳控制研究方向中的几个问题,暂态稳定是系统在受到大扰动时的发电机功角摇摆的动态过程，其特点是过程时间很短，一般在1秒左右。要求稳定控制措施在0.150.2秒执行完，扣除断路器跳闸、通道传送、出口继电器、故障判断等时间，留给稳控装置判断决策时间也就1050ms。在这样短暂的时间内进行大量复杂的稳定计算、判断、措施优化和决策显然是不可能完成的。寻求暂稳的实时、超实时决策控制也就不现实，策略表法仍是现在和今后控制的基本方法。控制策略表的形成分为离线和在线两种，目前国内都采用离线制订策略表，缺点是计算、维护工作量大，对电网发展变化的适应性较差；在线决策是发展方向，但需要当前电网的运行状态和数据信息，需要能快速而准确进行分析计算的专用软件及高速运算的服务器，目前国内在线决策方面已处于工程试验阶段，实际应用为期不远。,4.5电力系统在线安全分析,电力系统在线动态安全评估主要是对当前运行的电网在发生各种预想事故时系统的暂态稳定性、事故后的过载能力、频率与电压的稳定性等方面进行分析，并希望能给出电力系统的稳定运行极限或安全稳定裕度，而且在发现裕度不足时能够给出提高稳定裕度的调整、控制措施，因此在线安全评估是调度员了解当前电网安全运行状态和进行预防性控制的重要依据。稳定控制决策的主要内容是对当前电网运行状态下稳定控制系统的控制策略表内容进行计算分析，形成新的控制策略，并不断刷新稳控装置的策略表内容。动态安全评估主要为调度员提供信息和指导运行调整的方向，稳定控制决策主要为安稳控制系统提供适应电网当前运行状态的控制策略。,电力系统分析计算的条件,对电力系统进行仿真计算是掌握电力系统稳定运行状况的基本手段，因此希望仿真计算结果尽可能接近实际，计算的速度尽可能快，为此必须解决四个方面问题：（1）计算所需电力系统数据应符合电网实际运行情况；（2）计算采用的各种数学模型应准确模拟电网各种元件的动态特性；（3）潮流计算、稳定计算的软件应正确、可靠；（4）高性能的计算机平台。根据计算所需数据的来源是人为输入的还是从实际系统在线获取的，可分为离线仿真计算与在线仿真计算两种。但无论哪种方式，数据的正确与否将直接影响计算结果的可用性。,电力系统数据源状况及发展方向,目前电网调度中心现有的数据源主要有四个：能量管理系统EMS数据，其中分为SCADA原始数据和经过状态估计软件处理后的数据；稳控装置上送给稳控管理系统（SCMS）的有关数据；同步相量测量装置PMU上送调度中心主站的带有时标的测量数据；继电保护信息管理系统的故障录波数据。其中继电保护信息管理系统的数据主要供给继电保护人员分析电网事故及保护装置动作行为。目前PMU主要用于功角监视和事故记录，其实际应用还局限在利用事故过程中记录的数据进行电力系统动态特性的分析，校验仿真软件的数学模型。调度中心的稳控管理系统主要用于监视系统内的稳控装置运行状态、分析其动作行为，采集数据也可作为在线稳定分析的辅助数据源。EMS系统的数据的优点主要是：（1）覆盖了所在500kV、220kV电网的全部，并可与联网的其他系统交换所需要的数据，数据信息比较全面；（2）SCADA系统是调度人员用来进行电网日常调度运行的基本依据，并有规范的队伍进行维护和完善，确保其运行的可靠；（3）采用最新技术，性能不断完善和提高。SCADA系统目前存在的主要问题是：各厂站上送的遥测及遥信数据不带时标，同时性较差，而且数据的可靠性不够高。尽管如此，EMS系统的数据源仍是目前在线稳定分析可以依赖的最可行的数据源。建议以EMS数据采集系统为基础构建新的电力系统统一数据平台。,电力系统统一数据平台的构想(1),（1）实现目标：综合考虑电力系统的数据采集和处理所需硬件设备、软件、规约，使其满足调度运行、在线稳定分析、电网管理、系统事故分析等多方面的需求，可靠性高、数据实时性和同时性好。（2）制定标准：按新的统一数据平台要求，修改原有远动（RTU、变电站测控）标准，或提出新的技术标准，分别对厂站端测量装置的时钟同步与时标、采样速度、测量精度、遥测与遥信上送方式等作出明确规定，对调度端的数据收集前置处理机的通信方式、数据处理、数据库格式等做出规定，对数据传输的通道和通信规约提出明确要求。例如，变电站测控装置内设时标，并以GPS系统校准；采用交流采样，一般采样速率1.2k/s，正常上送每个整秒的第一个采样点计算出的数据；保证厂站数据的同时性在1秒之内。（3）厂站数据终端设备：在新上工程中应采用新标准的数据终端设备；对于原有变电站的测控装置，能按新标准改进的，有计划的逐步改造，对于不能改造的变电站测控装置及原有RTU设备有计划地逐步更新。为保证数据源的可靠性，建议数据终端设备双重化。,电力系统统一数据平台的构想（2）,（4）调度端前置处理机：按新标准要求配置硬件与软件，对收集的全网数据进行处理，并按不同用途用户的需求进行分类（例如，EMS、在线安全评估与决策系统、DTS、保护管理系统）和分发。（5）数据传输通道：建议选用2M数字接口，并尽量采用双路由的双通道。（6）关于状态估计：由于各专业对电网数据的侧重点及可靠性需求不尽相同，建议状态估计软件应安装在各用户自己专用的平台上。在线安全评估及决策系统应从前置机直接接收电网的数据，由自己专用的状态估计软件完成状态估计。统一数据平台的概念对于做好电力系统二次规划将有重要的指导意义。计算机、网络、通信技术已高度发展的今天，应该摈弃历史发展过程中出现的从各个专业需要出发建立各自数据采集系统的做法，应立足全局，统筹考虑，建立能满足各个专业需求的统一数据平台。,4.6动态稳定及控制措施,动态稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，在自动调节和控制装置作用下，保持较长过程的运行稳定性的能力，通常指电力系统受扰动后不发生发散振荡或持续振荡。动态稳定事故国内几乎每年都有发生，值得重视。由于使用快速励磁系统，系统阻尼恶化或变负引起低频振荡，是典型的动态稳定问题。装设电力系统稳定器PSS能有效避免低频振荡事故；在发生事故时，采用直流调制、送端电厂减出力或切机可以有效平息振荡。,4.6.1低频振荡原因,低频振荡与网络结构、参数、运行工况及发电机励磁系统参数密切相关，引起低频振荡的主要原因有：（1）大区间弱联系、电气距离远，当送电潮流稍大时容易激发低频振荡，且振荡频率较低，例如振荡周期210秒；（2）大机组采用高放大倍数的快速励磁装置，使系统阻尼变弱或出现负阻尼，在受到扰动时将发生低频振荡：（3）远距离、重负荷的输电线路会发生功率摆动，如果在强相关的机组上又采用快速励磁，则容易出现低频振荡；（4）远距离、重负荷的输电线路的中部或受端的电压支撑不足，容易出现低频振荡。电力系统如果存在上述低频振荡的条件，又遇到激发低频振荡的扰动（大扰动或小扰动），在联络线将出现增幅的不衰减的功率摇摆，机组转子间的角度振荡。,4.6.2低频振荡的检测判断,低频振荡的主要特征表现在两个方面：（1）系统某些发电机转子间功角出现增幅不衰减的摇摆；（2）区间联络线有功功率出现增幅的不衰减的振荡。因此低频振荡的检测也应从这两个方面着手。采用同步相量测量技术，检测某些具有代表性的电厂机组之间的功角变化，可用于监视、记录，但不适合控制。检测联络线功率的变化特征：开始阶段有功出现增幅不衰减振荡，振荡周期010s。后续阶段为等幅振荡。判据：联络线功率的变化可使用下页列出的判据。,低频振荡的检测判断（2）,判据1（增幅振荡）：PPS（功率突变量启动P=Pt-Pt5s）P0PS0（线路功率大于设定值）PZFPS1（振幅应大于设定值）PZFnPZFn1（表示为增幅振荡）Ts1TnTs2（Ts1一般大于0.3s，Ts2一般小于5s）nNS1（振荡周期次数n满足整定次数，一般可设为35次）判据2（非增幅振荡）：PPS（P=Pt-Pt5s）P0PS0（线路功率大于设定值）PZFPS1（振幅应大于设定值）Ts1TnIT（PT为投运的功率门槛值、IT为投运的电流门槛值）；停运状态：PPT或IIT，判为投运状态，发告警信号。,稳定控制有关判据2,2交流系统故障类型判据：1）依靠电气量的设备跳闸判据：突变量启动P-0.2SPS1（事故前有功功率应大于定值PS1）PtPS2（事故后有功功率应小于定值PS2）两相电流IIS1（电流应小于投运电流，躲过充电电流）电流变化量满足ttS1（确认满足上述判据的延时）式中：PS1应小于对稳定有影响的输送功率值；PS2应稍大于0，且大于零功率时的最大漂移值；投运电流IS1应略大于空载线路的充电电流；延时是为了防止在潮流转移过程中引起误判为设备跳闸；|I|dt为浮动门槛；、为系数。,稳定控制有关判据3,2）单相瞬时接地故障突变量启动；有一相电流增加；有一相电压降低；查到有一相跳闸信号，且在5ms之内查不到其它相跳闸信号。同时满足上述条件则判为单相瞬时接地故障。3）单相永久故障突变量启动；已判出单相瞬时故障或有一相电流增加、一相电压降低；在大于重合闸时间后查到有两相跳闸信号。满足以上条件即判为单相永久故障。,稳定控制有关判据4,4