第九章--现代电力系统的运行PPT课件

第一节电力系统有功功率与频率的调整第二节电力系统无功功率与电压的调整*第三节电力网运行的经济性第四节电力系统运行的稳定性,第九章现代电力系统的运行,第一节电力系统有功功率与频率的调整,一、电力系统的有功功率平衡二、电力系统有功功率的分配三、电力系统的频率调整,概述,电力系统是现代社会中最重要、最庞杂的工程系统之一。如何保证正常、稳态运行时的电能质量和经济性问题，是我们考虑的重点问题之一。衡量电能质量的指标包括：频率质量、电压质量和波形质量，分别以频率偏移、电压偏移和波形畸变率表示。,衡量运行经济性的主要指标为：比耗量和线损率,有功功率的最优分布包括：有功功率负荷预计、有功功率电源的最优组合、有功功率负荷在运行机组间的最优分配等。,4,1.有功功率负荷变动及其调整,一、电力系统的有功功率平衡,据此图,负荷可以分为三种:,第一种变动幅度很小，周期又很短。,变动有很大的偶然性,第二种变动幅度较大，周期也较长.第三种变动幅度最大，周期也最长.该种负荷基本可以预计。,属于这一种的主要有电炉、压延机械、电气机车等带有冲击性的负荷,这一种是由于生产、生活、气象等变化引起的负荷变动,据此,频率调整,一次调整:由发电机组的调速器进行的对第一种负荷变动引起的频率偏移的调整,二次调整:由发电机的调频器进行的、对第二种负荷变动引起的频率偏移的调整,三次调整:按最优化准则分配第三种有规律变动的负荷，即调度部门责成各发电厂按事先给定的发电负荷曲线发电。,总装机容量：所有发电机的额定容量之和有功电源容量：系统中可投入发电设备的总容量之和备用容量：系统的电源容量大于发电负荷的部分为保证供电可靠性和电能质量、以及有功功率的经济分配，发电厂必须有足够的备用容量。一般要求备用容量达最大发电负荷的15%30%,备用容量:1.按作用形式分,负荷备用(2-5%PLmax)事故备用(5-10%PLmax或系统中最一台单机容量）检修备用(可能不安排)国民经济发展备用(3-5%PLmax）,2、按存在形式分为,热备用:运转中发电设备可能发的最大功率与发电负荷之差(旋转备)冷备用:未运转的、但能随时启动的发电设备可以发的最大功率(不含检修中的设备),(1)火电厂特点：需燃料及运输费用，但不受自然条件影响效率与蒸汽参数有关受锅炉、汽轮机最小技术负荷限制，有功出力调整范围较窄，增减速度慢，参数越高范围越窄(高温高压30%，中温中压75%)机组投入退出，承担急剧负荷响应时间长，多耗能量，易损坏设备热电厂抽汽供热，效率高，但技术最小负荷取决于热负荷，为强迫功率,（一）各类发电厂的特点,二、电力系统有功功率的分配,(2)水电厂特点：不要燃料费，水力可梯级开发，连续使用，但受自然条件影响。出力调节范围大，50%以上,增减负荷速度快，操作容易，可承担急剧变化的负荷决定发电量的除水量外还有水位差保证出力抽水蓄能机组（天荒坪630万千瓦）必须与火电配合维持航运、灌溉、需一定水量，对应强迫功率,(3)核电厂特点：负荷调整主要取决于汽轮机，技术最小负荷约为额定负荷的10%15%可调容量大，退、投、增、减负荷消耗能量、时间，易损坏设备一次投资大，运行费低，尽量利用承担基本负荷,11,（二）有功功率电源的最优组合,各类发电厂组合顺序示意图,枯水季节:,12,洪水季节:,应指出:枯水季节往往由系统中的大型水电厂承担调频任务；洪水季节这任务就转移给中温中压火电厂。抽水蓄能电厂在其发电期间也可参加调频。但低温低压火电厂则因容量不足，设备陈旧，不能担负调频任务。,1、频率调整的必要性所有用电设备都是按系统额定频率设计的，电力系统的频率变动对用户、发电厂和电力系统本身都会产生不利影响;频率过低时，甚至会使整个系统瓦解，造成大面积停电;因此必须保持频率在额定值上下，且偏移不超过一定范围。,三、电力系统的频率调整,2、调频方法1)并列运行的每一台发电机组的转速与系统频率的关系为：式中P发电机组转子极对数n发电机组的转数（r/min）f电力系统频率（Hz）显然，电力系统的频率控制实际上就是调节发电机组的转速。,电力系统负荷的调节效应1）当系统频率变化时，整个系统的有功负荷也要随着改变，即这种有功负荷随频率而改变的特性叫做负荷的功率频率特性，是负荷的静态频率特性，也称作负荷的调节效应。,负荷的功率频率特性一般可表示为式中额定频率系统频率为f时，整个系统的有功负荷系统频率为额定值时，整个系统的有功负荷为上述各类负荷占的比例系数,3、电力系统的频率特性电源有功功率的静态频率特性,电源有功功率静态频率特性：发电机组的原动机机械功率与角速度或频率的关系：无调速系统时：Pm=C1C22=C1fC2f2有调速系统时：原动机的静态频特性成为一族曲线。此时发电机输出功率与频率关系的曲线近似地用直线表示，称为发电机组的功率一频率静态特性。,频率的二次调整选定系统中的一个或几个电厂担负二次调频任务，担负二次调频任务的电厂称为调频厂。调频厂的条件：具有足够的容量；具有较快的调整速度；调整范围内的经济性要好。火电厂受锅炉技术最小负荷的限制，可调容量仅为其额定容量的30%75%水电厂的调整容量大于火电厂，水电厂的调整速度较快，且适宜承担急剧变动的负荷。一般应选择系统中容量较大的水电厂作为调频厂。若水电厂调节容量不足或无水电厂时，可选中温中压火电厂作为调频厂。,第二节电力系统无功功率与电压的调整,一、电力系统的无功功率平衡二、中枢点的电压管理三、电力系统的调压措施,负载的无功功率,负荷的无功电压静态特性系统的无功电压静态特性,异步电动机的无功,发电机产生的无功,无功功率与电压的关系,一、电力系统的无功平衡1.无功电源：包括发电机、同步调相机、静电电容器及静止补偿器等。发电机：额定状态下发出的无功功率：QGN=SGNsinN=PGNtgN,非额定功率因素有功与无功的关系：OA代表发电机额定电压；AC代表在发电机电抗Xd上引起的电压降，正比于定子额定电流，所以亦正比于发电机的额定视在功率SGN；AC在纵坐标和横坐标上的投影分别正比于发电机的额定有功功率PGN和额定无功功率QGN。C点表示发电机的额定运行点；OC发电机电势，它正比于发电机的额定激磁电流。,发电机变功率因数运行的限制：转子电流不能超过额定值BC定子电流不能超过额定值ECD汽轮机出力的限制HC故实际运行轨迹：HCB,分析：当运行于HC，发电机发出的无功功率低于额定运行情况下的无功输出。运行于BC段时，在降低功率因数、减少有功输出的情况下，可多发无功功率。只有在额定电压、额定电流和额定功率因数(即C点)下运行时，发电机的视在功率才能达到额定值，其容量也利用得最充分。发电机无功输出与电压的关系：,同步调相机：相当于空载运行的同步电动机，在过励磁运行时，同步调相机向系统输送无功功率，欠励磁运行时，它从系统吸收无功功率，无功功率与电压静特性与发电机相似。,调相机与电容器的比较：调相机：能平滑调节，具有正的调节效应，维护复杂，响应慢，损耗大电容器：成组地投入切除,具有负的调节效应，维护简单，响应快，损耗小,电容器：无功功率与电压静特性关系：,静止无功补偿器：由晶闸管控制的可调电抗器与电容器并联组成，既可发出无功功率，又可吸收无功功率，且调节平滑，安全，经济，维护方便。,无功负荷：电力系统的无功负荷与电压的静态特性主要由异步电动机决定。异步电动机的无功消耗：Qm异步电动机的激磁功率，它与施加于异步电动机的电压平方成正比。Q异步电动机漏抗X中的无功损耗，它与负荷电流平方成正比。,2.无功负荷和无功损耗,无功损耗：网络中的无功损耗包括变压器和输电线路的损耗。变压器的无功功率损耗在系统的无功需求中占有相当的比重：Q0变压器空载无功损耗，它与所施的电压平方成正比；QT变压器绕组漏抗中的无功损耗，与通过变压器的电流平方成正比。,输电线路无功损耗：QLQXQB当线路传输功率较大，电抗中消耗的无功功率大于电容中发出的无功功率时，线路等值为消耗无功；当传输功率较小、线路运行电压水平较高，电容中产生的无功功率大于电抗中消耗的无功功率时，线路等值为无功电源。,3.无功功率的平衡与运行电压水平,负荷无功,负荷无功电压静态特性（曲线族）,系统无功,系统无功电压静态特性（曲线族）,结论：无功平衡水平决定电压水平，实现无功功率在额定电压下的平衡是保证电压质量的基本条件，即要求无功电源充足。,二、中枢点的电压管理,中枢点指反映系统电压水平的主要发电厂或枢纽变电站的母线，系统中大部分负荷由这些节点供电。根据负荷对电压的要求及电压损耗的实际情况，确定中枢点的电压允许调整范围。,图9-11简单电力网电压损耗(a)网络接线；(b)日负荷曲线；(c)电压损耗曲线,负荷点电压UA和UB的允许变化范围均为(0.951.05)UN满足负荷节点A的调压要求，中枢点电压应控制的变化范围是：08时：U(A)=UA+UA=(0.951.05)UN+0.04UN=(0.991.09)UN824时：U(A)=UA+UA=(0.951.05)UN+0.1UN=(1.051.15)UN满足负荷节点B的调压要求在016时，U(B)=UB+UB=(0.961.06)UN；在1624时，U(B)=UB+UB=(0.981.08)UN,调压方式逆调压：大负荷时，电压损耗大，将中枢点的电压适当升高些(比线路额定电压高5%)，小负荷时将中枢点电压适当降低(取线路的额定电压)适合于供电线路较长，负荷变动较大的中枢点顺调压：在大负荷时允许中枢点电压不低于线路额定电压的102.5%，小负荷时不高于线路额定电压107.5%适合于供电线路不长，负荷变动不大的中枢点常调压：即在任何负荷下都保持中枢点电压为线路额定电压的102%105%,三、电力系统的调压措施,调压的原理发电机通过升压变压器、线路和降压变压器向用户供电，要求调整负荷节点b的电压Ub。略去线路的电容充电功率和变压器的激磁功率，忽略串联支路的功率损耗，变压器的参数均已归算到高压侧。b点的电压：,调压的措施改变发电机端电压UG改变变压器变比K增设无功补偿装置改变输电线路的参数,调压措施1：发电机调压在负荷增大时，损耗增加，用户端电压降低，这时增加发电机励磁电流，提高发电机的端电压；在负荷减小时，损耗减少，用户端电压升高，这时减少发电机励磁电流，降低发电机的端电压。发电机运行电压的变化范围在发电机额定电压的+5%以内。,调压措施2：改变变压器变比调压,归算到高压侧的变压器电压损耗：若低压侧要求的电压为U2，则：式中，变压器变比KT=U1t/U2N确定分接头电压：,按两种极端情况(变压器通过最大负荷和最小负荷的情况)下的调压要求计算。通过Smax时要求的分接头电压：U1tmax=(U1maxUmax)U2N/U2max通过Smin时要求的分接头电压：U1tmin=(U1minUmin)U2N/U2min考虑到在最大和最小负荷时变压器要用同一分接头，故取U1max和U1tmin的算术平均值：再根据U1tav值选择一个与它最接近的变压器标准分接头电压校验所选的分接头在最大负荷和最小负荷时变压器低压母线上的实际电压是否符合调压要求。,例9-1：其降压变电所有一台变比KT=(110+22.5%)/11的变压器，归算到高压侧的变压器阻抗为ZT=(2.44+j40)，最大负荷时进入变压器的功率为Smax=(28+j14)MVA，最小负荷时为Smin=(10+j6)MVA。最大负荷时，高压侧母线电压为113kV，最小负荷时为115kV，低压侧母线电压允许变化范围为1011kV，试选择变压器分接头。,解：1.最大负荷及最小负荷时变压器的电压损耗为：2.按最大和最小负荷情况选变压器的分接头电压：,通过在负荷侧安装同步调相机、并联电容器或静止补偿器，以减少通过网络传输的无功功率，降低网络的电压损耗。,调压措施3:利用无功功率补偿调压,在未装补偿装置时，电力网首端电压：在负荷侧装设容量为QC的无功补偿装置后，电力网的首端电压：若首端电压U1保持不变，则：,补偿容量为：简化：如变压器变比为KT，则：式中，U2C变压器低压侧实际要求的电压值。,1.电力电容器容量的选择在最小负荷时将电容器全部切除在最大负荷时全部投入运行方式同时配合变压器变比的选择按在最小负荷时不补偿(即电容器不投入)来确定变压器分接头式中，U2min、U2min最小负荷时变压器低压母线归算到高压侧的电压和低压母线要求的电压值。按最大负荷时的调压要求计算无功补偿容量式中，U2max、U2Cmax最大负荷时变压器低压母线归算到高压侧的电压值和低压母线要求的电压值。,2.同步调相机容量的选择考虑在最大负荷时同步调相机满发无功：在最小负荷时同步调相机吸收无功功率，考虑到同步调相机通常设计在只能吸收(0.50.6)QCN的无功功率两式相除可解出变比KT，选择与KT值最接近的变压器高压绕组分接头电压，即确定了变压器实际变比。再将实际变比代入以上两式中任一式即可求出为满足调压要求所需的调相机容量QCN。,例9-2：电力网如图9-16所示，归算到高压侧的线路和变压器阻抗为Z=(6+j120)。供电点提供的最大负荷Smax=(20+j15)MVA，最小负荷Smax=(10+j8)MVA，降压变低压侧母线电压要求保持为10.5kV。若U1保持为110kV不变，试配合变压器分接头选择，确定用电容器无功补偿容量。,解：1.计算未补偿时最大及最小负荷时变电所低压母线归算到高压侧的电压2.最小负荷时，将电容器全部切除，选择分接头电压3.选最接近的分接头104.5kV，即1105%的分接头，则,4.按最大负荷时的调压要求，确定电容器的容量取补偿容量为6Mvar。5.验算低压母线实际电压值基本满足调压要求。,调压措施4：改变输电线路参数调压,对于10kV及以下电压等级的电力网中电阻比较大的线路，考虑增大导线截面以减小线路电阻；对于35kV及以上电压等级的电力线路，XR，可以考虑采用串联电容补偿的方法减小线路电抗。,在未装设串联电容时，线路的电压损耗为：装设串联电容C(其容抗为XC)后，线路的电压损耗为：,电压提高的数值应是补偿前后的电压损耗之差：故,串联电容补偿的调压效果与负荷的无功功率Q1成正比，从而与负荷的功率因数有关。因此，串联电容补偿一般适用负荷波动大且功率因数低的配电线路。,电压调整小结,发电机调压：主要适用于地方性供电网，对于区域性电力网仅作为辅助调压措施。在系统无功功率充裕时，首先应考虑采用改变变压器变比调压：对于无载调压变压器，一般只适用于季节性负荷变化的情况。当系统无功电源不足时，必须增设无功补偿容量调压：无功功率的就地补偿虽需增加投资，但这样不仅能提高运行电压水平，还能通过减少无功功率在网络中的传输而降低网络的有功功率损耗。串联电容补偿：可用于配电网的调压。近年来，串联电容补偿用于超高压输电线带来的对潮流控制、系统稳定性的提高等方面的综合效益已日益引起人们的关注。,第三节电力网运行的经济性,一、电力网的电能损耗二、降低电能损耗的技术措施,由于电力系统所需的能源占整个国民经济的总能源消耗的比例举足轻重，因此，提高电力系统运行的经济性将带来巨大的经济效益。电力系统运行的经济性主要反映在总的燃料消耗(或发电成本)和网络的电能损耗上。,一、电力网的电能损耗,电能损耗由两部分组成：导线和变压器绕组电阻上的有功损耗与通过元件的电流或功率有关，称为可变损耗；输电线和变压器中并联电导中的有功损耗，如输电线的电晕损耗，变压器的铁芯损耗等同施加于元件的电压有关，而与通过元件的功率几乎无关，称为固定损耗。,输电线：电晕损耗可以不计。对于给定的运行时间T，考虑到负荷随时间变化，输电线的电能损耗为：变压器的电能损耗为：式中，P0为变压器的空载有功损耗，对应于固定损耗。各量单位：功率kVA，电压kV，电流A，电阻，时间h。,由于负荷功率是随时间变化的，所以式中可变损耗可变损耗的计算困难。工程计算中常用的简化近似算法，即最大负荷损耗时间法。最大负荷损耗时间：(2005单)(2005名)如果网络输送的功率始终保持为最大负荷功率Smax，经小时后，网络中损耗的电能恰等于网络按实际负荷曲线运行时全年实际消耗的电能，则称为最大负荷损耗时间。,变压器全年的电能损耗：n台相同容量变压器并联运行时：,二、降低电能损耗的技术措施,1提高电力网负荷的功率因数(1)合理选择异步电动机的容量及运行方式(2)实行无功功率就地补偿2合理组织电力网的运行方式(1)适当提高电力网的运行电压水平(2)合理组织并联变压器的运行,第四节电力系统运行的稳定性,一、电力系统稳定性的概念二、发电机转子运动方程三、发电机的功率特性四、电力系统的静态稳定特性五、电力系统的暂态稳定特性,一、电力系统稳定性的概念,电力系统运行的稳定性，就是指在受到外界干扰的情况下发电机组间维持同步运行的能力。研究电力系统稳定性问题归结为研究当系统受到扰动后的运动规律，从而判断系统是否可能失去稳定及研究提高系统稳定性的措施。电力系统稳定性问题，是一个机械运动过程和电磁暂态过程交织在一起的复杂问题，属于电力系统机电暂态过程的范畴。根据扰动量的大小，可将电力系统稳定性分为静态稳定性和暂态稳定性两大类型：,电力系统在运行中时刻受到小的扰动，例如负荷的随机变化、汽轮机蒸汽压力的波动、发电机端电压发生小的偏移等等。在小扰动作用下，系统将会偏离运行平衡点，如果这种偏离很小，小扰动消失后，系统又重新恢复平衡，则称系统是静态稳定的。如果偏离不断扩大，不能重新恢复原来的平衡状态，则系统不能保持静态稳定。电力系统运行时还会受到大的扰动，例如，电气元件的投入或切除、输电线路发生短路故障等等。在大扰动作用下，如果系统运行状态的偏离是有限的，且在大扰动结束后又达到了新的平衡，则称系统是暂态稳定的。如果偏离不断扩大，不能重新恢复平衡，则称系统失去了暂态稳定。,二、发电机转子运动方程,电力系统稳定性的核心问题是研究同步发电机转子运动状态受干扰的响应。根据力学定律，一个转动惯量为J的转体，如果以角加速度a旋转，作用于该转体的转矩总和为M，则应满足下列关系：,取一参考轴，如此参考轴在空间不动，则转子轴线与此参考轴之间的夹角就是转子的绝对角位移；如取在空间以同步速度旋转的轴为参考轴，则转子轴线与此参考轴之间的夹角就是转子相对同步旋转轴的相对角位移，记作,以电角度表示的同步发电机组的转子运动方程式：,三、发电机的功率特性,简单电力系统如图9-20所示，发电机通过升压变压器、输电线路、降压变压器与受端系统的母线相连接。,这种简单电力系统称为“单机-无限大”系统。当不计各元件的电阻及对地导纳支路时，系统的总电抗为Xd，则有：,当发电机的电势Eq和受端电压U均为恒定时，传输功率PEq是角度的正弦函数。因为传输功率的大小与相位角密切相关。因此，又称为“功角”或“功率角”。传输功率与功角的关系PEq=f()，称为“功角特性”或“功率特性”。隐极机的功角特性如图9-22所示。,1、隐极机的功率特性隐极发电机的纵轴与横轴的同步电抗相等，即Xd=Xq。此时“单机-无限大”系统的相量图如图9-21所示。分析此相量图得：,2、凸极机的功率特性如发电机为凸极机，则其纵轴和横轴同步电抗不相等，即XdXq，令Xq=Xq+XTL，凸极机的系统相量图如图9-23所示，分析此相量图可得：,式中，Ud=Usin；Uq=Ucos；Id=Isin(+)；Iq=Icos(+),凸极机纵横轴磁阻不对称，功角特性多了一项与发电机电势Eq(即与励磁)无关的二次谐波项，称为磁阻功率，磁阻功率的出现，使功率与功角成非正弦关系，图9-24给出了凸极机的功角特性。,由于Eq不易直接求出。为此，工程计算上引入了一个虚构电势。在q轴方向上，从图9-23可见，它可直接根据系统运行情况按下式计算：,在计算凸极机的功率特性时，首先根据给定的受端系统电压U0和功率P0和Q0，按上式计算EQ、0。同时，由图9-23可知：又从上两式中消去Id，经整理后，可得Eq和EQ间的关系，即:,3、自动励磁调节器对功率特性的影响,为维持系统电压，一般发电机都装有自动励磁调节器。当发电机输出功率增加、端电压下降时，励磁调节器动作以增大励磁电流，使发电机电势Eq增大，直到端电压恢复或接近恢复到整定值UG0为止。这时，励磁调节器将使Eq随功角增大而增大。用不同的Eq值，作出一组正弦功率特性曲线族，其幅值与Eq成正比，如图9-25所示。,一般的比例式励磁调节器并不能完全保持发电机端电压不变。在近似计算中，可以认为它能保持发电机q轴暂态电势Eq不变。可以得出：,对图9-20所示简单电力系统，如发电机为隐极机，无励磁调节，其功率特性曲线如图9-26所示。,四、电力系统的静态稳定性1、简单电力系统静态稳定实用判据,判断简单电力系统具有静态稳定性的实用判据：,2、功率极限与静态稳定储备系数发电机功率特性曲线的最大值称为功率极限。功率极限可通过对发电机功率特性求极值，即令dP/d=0求得。对无励磁调节器的隐极发电机，规律极限为：对有自动励磁调节器的凸极发电机，其功率极限为：,从电力系统运行可靠性要求出发，不允许电力系统运行在功率极限附近，否则，运行情况稍有变动，系统便会失去稳定。为此，一般要求电力系统有相当的稳定裕度。稳定裕度的大小，通常用稳定储备系数表示，以百分值表示的静态稳定储备系数为：为了保证电力系统运行的可靠性，在正常运行时，要求KP15%20%，事故后运行方式下，要求KP10%。,例9-4：简单电力系统如图9-27所示，发电机经升压变压器和双回输电线路向无限大功率系统送电。输送功率和电压的标幺值为Po=1.0，Qo=0.2，Uo=1.0，试计算下列情况下发电机的功率特性、功率极限及静态稳定储备系数。发电机无励磁调节器，维持Eq=C；发电机装有比例式励磁调节器，能维持Eq=C；发电机装有比例式励磁调节器，且近似认为能维持E=C。,3、提高电力系统静态稳定的措施(2005单)从静态稳定的分析可以看出，提高电力系统的静态稳定性，应着力于提高电力系统的功率极限。从电力系统功率极限的简单表达式：可以看出，提高电力系统的功率极限应从提高发电机的电势E，减小系统电抗X、提高和稳定系统电压U等方面着手。提高发电机电势E减少系统的总电抗X提高和稳定系统电压,五、电力系统的暂态稳定性,电力系统的暂态稳定性，是指系统在受到大扰动的情况下，系统中各发电机组能否继续保持同步运行的问题。精确地确定所有电磁参数和机械运动参数在暂态过程中的变化是困难的，通常在暂态稳定计算中采用一些近似简化条件：,忽略发电机定子电流的非周期分量和与它相对应的转子电流的周期分量，这就意味着发电机定、转子绕组的电流、系统的电压及发电机的电磁功率在大扰动的瞬间均可以突变。在发生不对称故障时，不计零序和负序电流对转子运动的影响，从而在发生不对称故障时可以应用正序等效定则和复合序网。故障时确定正序分量的等值电路与正常运行时的等值电路的不同之处，仅在于在故障处接入由故障类型确定的附加阻抗Z。在近似计算中，近似考虑发电机电磁暂态过程和自动励磁调节器的作用，认为发电机可保持暂态电势E=C（常数）。不考虑原动机调速器的作用，假定原动机输入功率保持恒定。,1、分析电力系统暂态