11电网调度自动化(第三章稳定控制措施1)130403

1、,North China Electric Power University,电气与电子工程学院,电网调度自动化,第二章 现代电力系统的稳定问题,上节课内容 电压稳定性分为两类：即大扰动电压稳定性及小扰动电压稳定性。 1）大扰动的电压稳定性是：在发生诸多系统故障，如失去负荷或失去发电机后，系统控制电压的能力. 对于远距离的受端系统，在遭受大扰动后，可能发生由于受端无功功率引起的电压稳定问题或由于有功功率引起的功角稳定问题，如果哪一类稳定性问题起先导作用，则可以认为该类稳定问题是该系统的主要稳定问题。,第二章 现代电力系统的稳定问题,2）小干扰的电压稳定性是：在系统受到小干扰后，例如负荷逐渐变化

2、的情况下，系统控制电压的能力。,负荷节点的P-V曲线,第二章 现代电力系统的稳定问题,静态电压稳定裕度（储备系数）为： Vz和Ve分别为母线的正常和临界电压 正常运行方式下：Kv1015， 事故后或特殊的运行方式下，Kv8,第二章 现代电力系统的稳定问题,本节课内容 三、电力系统的频率稳定性 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。,第二章 现代电力系统的稳定问题,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

3、的平均运行频率将高于额定值，反之将低于额定值。,第二章 现代电力系统的稳定问题,出现频率失去稳定的情况一般是小系统失去大电源。有两种小系统失去大电源的情况。一种是由主系统供应相当大比重的终端系统；另一种是新建立的电网，小系统装设大容量机组,第二章 现代电力系统的稳定问题,当失去主系统电源或大机组时，系统的有功功率缺额可能达到50%以上，这是一种特别严重的情况。我国的运行经验表明，当有功功率缺额过大时，在发生频率崩溃的同时，还可能出现电压崩溃。,第二章 现代电力系统的稳定问题,大系统一般不会出现频率崩溃。 大机组的出现促使了大系统的形成。 1999年8月5日20：27分，青海李家峡电厂两回出线因

4、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。,第二章 现代电力系统的稳定问题,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。,第二章 现代电力系统的稳定问题,具体标准为： 1）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，能与运行中机组的自动低频保护和联合电网间联络线的低频解列保护相配合；频率下降的最低值还必须大于核

5、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。,第二章 现代电力系统的稳定问题,2）自动低频减负荷装置动作后，应使运行系统稳态频率恢复到正常水平；为了考虑某些难以预计的可能情况，应增设长延时的特殊动作轮，使系统运行频率不致长期悬浮在低于49.0HZ的水平。,第二章 现代电力系统的稳定问题,3）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的可能误断开，进一步扩大事故。,第二章 现代电力系统的稳定问题,频率稳定研究的目的： 当系统的全部或解列后的局部出现较大

6、的有功功率扰动造成系统频率大范围波动时，需对系统的频率稳定性进行计算分析，并对系统的频率稳定控制对策、低频减负荷方案、机网协调策略以及各种安全稳定措施提出相应的要求。,第二章 现代电力系统的稳定问题,为了防止系统发生频率崩溃事故，造成系统全停，在电力系统中配置了专门的低频和过频保护： 1）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 一般还配备小机组 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。,第二章 现代电力系统的稳定问题,2）负荷侧的低频减负荷装置 49HZ

7、开始切除第一轮负荷 3）高频切机装置 5152HZ 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。,第二章 现代电力系统的稳定问题,讨论 1、小扰动电压稳定性和大扰动电压稳定性有什麽区别？ 2、电力系统在什么情况下易发生功角稳定性？什麽情况下易发生电压稳定性？什么情况下需要分析频率稳定性？,第三章 提高电力系统稳定性的措施,一、提高暂态稳定的措施 随着互联电网规模的增大和系统重大稳定事故的发生，首先引起工程技术人员和许多学者重视的是系统的暂态稳定问题。为了提高系统的暂态稳定水平，大部分工业界人士除了制定暂态稳定的准则，对

8、系统进行数字仿真、物理实验外，还在此基础上研究了多种具体的控制措施。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,如在联络线加装串联电容器、快速切除故障、切机、切负荷等专门的稳定措施。由于暂态稳定性已获得高度重视，在提高稳定性的方法和措施方面取得的进展也非常大。归纳起来，无非是提高暂态稳定性的目标是获得以下效果中的一个或几个：,第三章 提高电力系统稳定性的措施,1）使故障严重程度和持续时间最小以减少扰动的影响；（快速切除故障）,第三章 提高电力系统稳定性的措施,2）增加恢复同步的能力；（切机、切负荷） 3）通过控制原动机机械功率，减少加速转矩；（快关汽门）,第三章 提高电力系统稳定性的措施,4）通过施加

9、人工负荷减少加速转矩。（电气制动）,第三章 提高电力系统稳定性的措施,在提高暂态稳定性的措施中，我们可将其分为一次系统措施和二次系统措施，一次系统措施主要是从网架结构和增加电气设备方面采取有效措施。这种措施可靠性高，但投资较大。二次系统措施是在一次系统不能得到改善的情况下，加装安全自动装置来进行补救，这种措施投资小，施工周期短，但可靠性相对较低。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,1、 提高暂态稳定水平的一次系统的措施 1）架线路（采用分裂导线、增加回路数或架设高一级电压等级的线路），增加变压器。随着我国经济的发展，增加重要线路回路数已成为现实。 但联络线的架设超过3回后对系统的暂态稳定水平的

10、提高就没有显著的效果。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,第三章 提高电力系统稳定性的措施,2）串联电容器补偿 串联补偿的原理是利用串联电容器的容抗抵消掉部分感抗，相当于缩短了线路的电气距离，从而达到提高系统的稳定极限和输电能力的目的。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,串联补偿作为一项成熟的技术，在电力系统中发挥着多方面的作用，如增加系统的输电能力；改善系统的稳定性；改善运行电压和无功平衡；用作潮流控制和降低网损；且有良好的经济性等等。基于以上优点，串联补偿技术在电力系统特别是在远距离、大容量输电系统中得到了广泛的应用。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,串联电容补偿适用于送端和受端系统都比

11、较强大的情况。此时线路阻抗占有整个串联阻抗的主要部分，因而对它实现串联补偿能显著减小系统的综合阻抗，以取得高送电容量的效益。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,如图： 由功率特性方程可知： 如果XX1 、XX2， 则X下降可显著降低X，这种措施即提高了暂态稳定水平，同时也提高了静态稳定水平。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,如图为常规串补装置的接线示意图： 其中：C-电容器组 MOV-氧化锌避雷器 D-阻尼回路 G1-触发间隙 S1-旁路开关,第三章 提高电力系统稳定性的措施,MOV与电容器组并联，当电容器两端电压超过MOV的保护电压时，MOV中将流过很大的电流，将电压限制在其保护电压水平，

12、一旦故障消失电容器瞬时重投，从而有利于提高系统的暂态稳定性。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,触发间隙的主要作用是用于保护MOV，当通过MOV的能量或电流超过设定值时，触发间隙击穿，旁路MOV。旁路开关通常处于常开状态，需要有较快的合闸速度。当旁路开关闭合时，可将串联电容退出。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,1928年串联补偿技术首先应用于美国的330KV系统，到1998年，世界上串联电容安装总量已超过90000Mvar。 我国1972年首次在刘家峡-关中330KV线路采用补偿度为30%的串补装置。 根据加拿大CEAERIS对19781983年串补设备的运行统计数据表明：串补装置事故率为

13、0.6次/年.组；平均故障修复时间为67.9小时/次；可用率可达99.54%。电容器年故障率在0.03以下。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,事例： 330KV刘天关600km线路，装设30%串联电容补偿，静稳水平提高5万千瓦，暂态稳定水平提高4万千瓦。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,随着电力电子技术和晶体管技术的发展，串联电容补偿由常规不可控制发展到可控串联电容补偿（TCSC：Thyristor controlled series compensator)，可控串联补偿较常规固定串联补偿对提高暂态稳定水平更有效。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,它可以在晶闸管触发角的作用下，当联络线

14、输送功率大或电压低时自动提高补偿度，降低X，而输送功率小或电压高时，回到正常的补偿水平。尤其是当系统故障扰动发生后，出现联络线功率的同步振荡，它可以有效地减低振荡幅值，使系统尽快平息振荡。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,如图为可控串补装置的接线示意图：,第三章 提高电力系统稳定性的措施,与固定串补类似，可控串补主要由电容器组、MOV、阻尼电路、旁路开关等主要部件组成，不同的是，可控串补增加了一电抗器的并联支路，它由一双向可控硅和电抗器串联组成。由于增加了调控速度很快的可控硅并联支路，可控串补通常取消了火花间隙支路。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,可控串补存在三种典型的运行工况： 1）可

15、控硅全开工况（全导通模式）。如图： 该工况与固定串补被旁路开关旁路的工况完全相同，整个串补装置表现为一个小电抗。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,2）可控硅全关闭工况（闭锁模式）。如图： 该工况与固定串补正常工况完全相同，整个装置表现为一固定的容抗。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,3）可控硅参与调节的正常运行工况，这也是可控串补的主要运行工况。如图：,第三章 提高电力系统稳定性的措施,可控硅不同导通角时，可控串补中可控硅支路电流不同，串补装置表现出的等值工频容抗就不同，因此，通过调节可控硅的导通角，可以方便快速地调节装置的等值工频容抗或者电抗。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,事例：

16、甘肃陇南地区碧口电厂-成县变电站的一条140公里220KV线路，当系统无补偿设备时，稳定情况较差，碧成线碧口侧发生单相瞬时故障时，碧成线的稳定极限为245MW，不能满足电力送出的需要，同时系统在故障后振荡衰减较缓慢。为此，在220KV碧成线上加装串补，以解决其电力送出问题。 2004年12月22日 ，我国第一个国产化可控串补工程甘肃碧成线220kV可控串补工程一次投运成功 。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,第三章 提高电力系统稳定性的措施,计算分析结果： 1）无串补系统故障后动态过程,第三章 提高电力系统稳定性的措施,第三章 提高电力系统稳定性的措施,2）对应于70%固定串补稳定极限时的系

17、统摇摆过程（碧成线暂稳极限315MW）。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,可以看出，安装固定串补可以提高系统稳定极限（70MW)，但故障后系统振荡衰减较缓慢。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,3）50%可控串补稳定极限时，系统的动态摇摆过程（碧成线暂稳极限345MW），,第三章 提高电力系统稳定性的措施,与固定串补相比，安装可控串补可以较大幅度的提高碧成线的稳定极限(100MW)，安装可控串补还可以起到加快故障后系统振荡衰减速度的作用。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,第三章 提高电力系统稳定性的措施,第三章 提高电力系统稳定性的措施,第三章 提高电力系统稳定性的措施,继甘肃碧成线220

18、kV可控串补工程之后，2007年10月，东北电网伊敏电厂（装机220万千瓦）冯屯500千伏线路上，首次采用国内自主研发的可控串补技术。该工程采用可控串补+固定串补的混合方案，其中固定串补容量达到2544兆乏，串补度30%；可控串补容量达到2326兆乏，串补度15%，是目前世界上补偿容量最大、系统运行环境最复杂的串补装置。 伊冯可控串补工程建成后，将使伊敏送出能力提高100万千瓦左右，可替代新建一回500千伏输电线路，不仅节省数亿元人民币的投资，还保护了珍贵原始生态环境，促进了环境与经济的协调可持续发展。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,3)可控电抗器 (controlled shunt re

19、actor，CSR) 可控电抗器的主要作用： 解决限制过电压和无功补偿之间的矛盾。 无功在一定范围内可调节，则可实现电压在一定范围内的控制。可控电抗的控制方式是：线路在轻载运行时，高抗容量保持在最高值；线路正常重载时，将容量控制在较低值。 在系统发生故障时，由于可控电抗器可瞬间调整容量的大小，因此可以提高联络线的稳定运行水平。 抑制工频过电压和操作过电压、消除发电机自励磁、动态补偿线路充电功率、抑制潜供电流、阻尼系统谐振等 。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,目前在电网中采用的可控并联电抗器主要有两种接线型式： 阻抗分级式可控并联电抗器 磁控连续式可控并联电抗器,如图为可控电抗器接线示意图：

20、,第三章 提高电力系统稳定性的措施,在图中，测量系统（4、5）产生偏差信号 触发控制设备（3）。然后控制设备操作晶闸管整流器（2），整流设备产生的直流电流去改变电抗器的磁饱和程度，从而实现了电抗器（1）的无功平滑调节，抑制安装点的电压波动。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,随着电压的上升，对于额定容量为180Mvar的可控电抗器，可根据偏差信号从3.6Mvar调制180Mvar，整个过程不超过1秒。,第三章 提高电力系统稳定性的措施,第三章 提高电力系统稳定性的措施,欧洲一些国家已有应用可控电抗器的成功经验，在挪威和瑞典间的一条400KV线路因动态稳定问题限制了正常送电功率，1981年在联络线靠近瑞典侧安装了360Mvar的晶闸管控制电抗器，在控制电压的同时，将送电水平由原来的800MW提高到1