低频低压减载（精选七篇）
低频低压减载 篇1
低频自动减载装置是保证电网安全运行的第三道防线关键装置。当电网发生有功功率缺额时,装置根据预先设定的定值,自动按频率切除足够的容量,从而阻止频率下降,防止电网发生频率崩溃。侯家湾变电站安装了一台UFV--202A型低频、低压减载屏,用于低频、低压减载或低频低压解列。该装置同时测量两段母线(110 kV南、北母线)电压、频率,并要求两段母线为同一系统,才能保证正确动作;对两段母线可能为不同系统而需要分别动作时,装置将拒动,侯家湾变电站就遇到了类似的情况。
1 问题的提出与分析
1.1 侯家湾变电站的运行方式
正常运行方式:110 kV侯家湾变电站的110 kV母线运行方式为双母分列运行,110 kV母线备自投按母联方式投入见图1所示。正常运行时侯110 kV南母由220 kV沙港变电站的110 kV母线供电,110 kV北母由220 kV信阳变电站的110 kV母线供电。正常情况下沙港220 kV变电站、信阳220 kV变电站通过220 kV线路互联,见图2所示,所以尽管侯110 kV南、北母线分列运行,但频率为同一系统频率的低频。
1.2 侯家湾变电站110 kV南、北母线出现低频的几种情况下装置的动作情况
省网与信阳电网的两条联络线突然跳闸,造成信阳电网孤网运行,如果联络线跳闸前省网向信阳电网输送大量的电力,则信阳孤网因网内电厂出力小于用电负荷,会产生频率下降;对于侯家湾变电站的110 kV南、北母线同时出现频率下降,当装置对频率进行判断,频率满足动作条件,则自动切除整定的负荷线路,装置能正确动作。
220 kV沙港变电站的主变突然跳闸,因沙港110 kV系统没有电厂支持,沙港110 kV系统的电压、频率立即降到零,对于此时沙港110 kV母线供电的侯家湾变电站110 kV南母电压、频率也降到零。而由220 kV信阳变电站的110 kV母线供电的侯家湾变电站110 kV北母频率、电压正常。低频减载装置可靠不动作,装置判断正确。
220 kV信阳变电站的主变突然跳闸,信阳110 kV母线系统与平桥电厂组成跳闸后的孤网,当主变跳闸前主变的潮流为由220 kV下灌到110 kV母线,孤网的电压、频率将下降。此时侯家湾变电站110 kV北母频率为孤网频率,而侯110 kV南母频率为沙港220 kV系统的正常频率,此时侯变电站低频自动减载装置虽然感受到侯110 kV北母频率下降到减载的定值,却因110 kV南母频率正常,发出装置异常的信号,拒绝动作。由此因孤网频率下降时需自动减载的装置拒动,减少了减载容量,严重时造成平桥电厂因频率崩溃。
1.3 侯家湾变电站出现低频减载装置拒动的原因分析
分析侯家湾变电站装设低频低压减载装置的动作原理,发现装置的动作逻辑只适应侯家湾两段母线为一个系统供电的情况,基于统一系统频率相等的原理,装置对两组母线的电压与频率统一判断;如果一段母线的频率或电压满足动作条件,立即进行另一母线频率或电压的复核;如果另一母线的频率或电压满足动作条件才动作相应的出口回路。如果装置对侯110 kV南、北母线的频率或电压只判断出一个正常,一个不正常则装置不发出动作命令,而发出某段PT异常信号。因此在发生220 kV信阳变电站主变跳闸平桥电厂带着信阳变110 kV系统孤网运行时,因孤网出现有功功率缺额,而处于孤网中的侯家湾变电站110 kV北母电压频率降低时,侯变低频减载装置拒绝切除侯变负荷,但发出侯家湾变110 kV北母PT异常的信号。究其原因,是装置不能适应两组母线独立运行。
1.4 解决的办法
方法一:鉴于侯家湾变可能出现的运行方式,为了根本解决上述问题,最好的办法是增添新的低频、低压减载设备,实现侯110 kV南、北母线各专用一台UFV—202A设备。此方案虽然可行,但需新添设备,改造旧设备接线,时间周期长,投资也较大。
方法二:改变侯家湾的母线运行方式,由侯110k V双母分列运行改为双母并列运行,使侯110 kV双母线始终由一个220 kV变电站供电,110 kV备自投按进线备自投方式投入。此方案简单,不用投资。但是作为一个双条110 kV进线、双台主变的变电站的运行可靠性减低,同时运行方式安排过于复杂。
方法三:对侯家湾变电站的低频、低压减载装置的软件进行修改,对装置的动作逻辑改为双母线独立运行电压频率测量方式,并对切除回路进行改进;此方案虽说有难度,但可从根本上解决不同方式下的拒动问题。
1.5 改造内容
经认真讨论,决定采用方法三,将装置的测量及动作原理改进为对两组母线的电压与频率分别进行判断;如满足动作条件,则切除该组母线所带的出口回路,两组母线独立运行,互不干涉对方。同时对跳闸出口回路也进行了改造,如某一组母线电压和频率满足动作条件,则切除该组母线所带的出口回路。将原来侯家湾变电站的低频自动减载的出口跳闸回路只与装置发出的轮次有关,与回路所在的母线无关,改为与装置发出的轮次与回路所在的母线都有关的跳闸控制方式。
2 结论
改进后的侯家湾变电站的低频、低压自动减载装置,经过厂家及我公司技术人员严格的测试及带电拷机运行,能够完全适应侯家湾变电站双母、双变分列运行方式,使侯家湾变电站的低频自动减载容量,不仅满足省网与信阳电网解列时自动减载,而且在发生信阳220 k V主变断面解列时侯变也能恰如其分地切除信阳变电站所带的侯家湾变电站负荷,满足了信阳变电站110 k V系统孤网运行的安全。同时也为全省类似变电站的低频减载装置的改进提供了范本。
摘要：为解决侯家湾变电站在110kV双母线分列运行(不同系统供电)时,一段母线频率实际下降到低频自动减载动作定值而低频低压自动减载装置不发出跳闸命令而只发出装置异常告警的问题,从低频低压自动减载装置的动作条件及装置发出频率或电压异常信号的原理入手,分析了侯家湾变电站低频低压自动减载装置拒动的原因,指出了侯家湾变电站在110kV双母线分列运行时,低频、低压自动减载装置不能适应同一变电站分列运行的母线由不同系统供电的运行方式造成装置据动。提出了现有装置的适应这种分裂运行方式的改进方案。经严格的测试及挂网运行验证表明改进后的装置完全适用于双母并运、双母分列运行(同一系统)、双母分列运行(不同系统)等多种方式。
关键词：低频低压减载,安全自动装置,并列运行,分裂运行
参考文献
[1]蔡彬.电力系统频率[M].北京:中国电力出版社,1998.
[2]扬冠城.电力系统自动装置原理[M].北京:中国电力出版社,1995.
[3]2008年信阳电网运行方式[Z].
低频低压减载 篇2
1 SSE520功能简介
SSE520系列频率电压紧急控制装置的低频低压减载功能设有基本轮和特殊轮,基本轮的作用是根据系统频率或电压下降的程度,依次切除不重要的负荷,以便限制系统频率或电压继续下降。当基本轮全部动作后,若系统的频率或电压长时间停留在较低水平上,则特殊轮启动,经长延时后切除重要等级更高的负荷。
若系统的有功功率(或无功功率)缺额较大,则系统的频率(或电压)会快速下降,若仍按照基本轮次的启动顺序切除负荷,不利于系统快速恢复正常。因此,当出现这种情况时,需要快速切除更多的负荷来遏制频率(或电压)的下降趋势,滑差加速轮就是为应对这种情况而设置的。按照频率(或电压)不同的下降速率,设置几个滑差加速轮,以适应不同的紧急情况。
2 SSE520动作过程分析
2.1 变电站低频低压动作过程
2010年11月8日14时43分20秒658毫秒,110 kV旺岭站系统故障(失压的过程)中,用装置检测系统频率的变化,低频第五轮(特殊轮)动作,切除了该轮应切除的线路,动作时系统频率为46.22 Hz,电压低于电压启动值。
2.2 动作情况分析
SSE520C装置设有低频低压减载各5轮其中第一、二、三、四轮为基本轮,按优先级从1轮至4轮的顺序启动;第五轮为特殊轮用于解决频率悬浮时切除负荷,其启动不受基本轮的限制。装置发出频率闭锁的报文的条件是系统频率越限(小于45 Hz,或大于55 Hz)或者电压异常(系统电压小于0.6倍的额定电压)、频率变化率大于定值。
系统出现故障时,系统的频率电压开始缓慢下降,装置发出“电压启动”报文,“频率闭锁”报文,此时的频率闭锁原因是电压在下降至0.6倍额定电压时低压闭锁低频,系统的频率没有越限,根据录波图系统的频率变化率也没有大于定值。低频特殊轮一般用于解决系统频率悬浮时切除负荷,目前装有在低电压情况不闭锁低频的特殊轮、闭锁低频的基本轮。根据现有装置的逻辑,SSE520C装置在低压启动后进入故障判别程序,在此程序内低频特殊轮即第五轮只要满足频率低于定值且到达延时时间后就动作,该轮现场整定低频第五轮定值为47.8Hz,延时为0.2 s。动作时频率为46.22 Hz,延时0.2 s以后就动作,切除了该轮应切除的线路。110 kV旺岭站采用的SSE520C装置版本为双母合判版本,即双母并列运行,出口不分开;在失压过程中,低频特殊轮都会动作。
3 低频低压减载装置动作逻辑分析
3.1 低频动作逻辑分析
装置在频率降低至整定频率时,要切除一部分负荷,使频率恢复到正常值。频率出口共分6个轮,将第五轮、第六轮设为特殊轮。后序基本轮级需在前面基本轮级启动后才能启动,若前面基本轮级退出,不影响后续基本轮级的启动。其中,滑差加速第一轮将加速第一及第二基本轮的出口(延时由基本轮的Tf1或Tf2调整为Tdf1),滑差加速第二轮将加速第一、第二及第三基本轮的出口,滑差加速第三轮将加速第一、第二、第三及第四基本轮的出口。频率出口经滑差闭锁后在频率恢复至49.5 Hz后将解除闭锁,又可以重新出口。低频动作逻辑图如图1所示。
3.2 低压动作逻辑分析
低压出口共分6个轮,可根据需要将第五轮、第六轮设为特殊轮。后序基本轮级需在前面基本轮级启动后才能启动,若前面基本轮级退出,不影响后续基本轮级的启动。其中,滑差加速第一轮将加速第一及第二基本轮的出口(延时由基本轮的TU1或TU2调整为TdU1),滑差加速第二轮将加速第一、第二及第三基本轮的出口,滑差加速第三轮将加速第一、第二、第三及第四基本轮的出口。电压出口经滑差闭锁后在电压恢复至滑差闭锁解除电压定值(一般为70%～90%Un)后将解除闭锁,又可以重新出口。低压动作逻辑图如图2所示。
3.3 低频低压减载有关条件
3.3.1 低频自动减载启动条件
运行频率在合理范围内,一般为45～55 Hz;频率滑差(df/dt)不大于低频减载滑差闭锁定值,一般不能大于5 Hz/s;运行频率小于低频启动值(一般为49.5 Hz,可内部定值整定);系统电压大于低压闭锁低周值,U≥KLYUN(KLY一般为0.6)。
3.3.2 低压自动减载启动条件
电压滑差(du/dt)不大于低压减载滑差闭锁定值,一般不能大于0.9 UN/s;运行电压小于低压启动值(一般为0.9UN,可根据内部定值整定,一般大于第一轮定值的0.05UN);系统未失压,U≥KSYUN(KSY一般为0.2)。此外,装置还设有上电闭锁及负序闭锁(负序电压大于5 V闭锁)等元件。
3.3.3闭锁元件
(1)频率闭锁:
运行频率超出正常范围,小于45或大于55Hz;频率滑差(df/dt)大于频率滑差闭锁定值;频率滑差闭锁后频率必须恢复至启动值以上才解除闭锁;系统电压小于低压闭锁低周值,U≤KLYUN(KLY一般为0.6)。
(2)电压闭锁:
电压滑差(du/dt)大于电压滑差闭锁定值;系统失压,U≤KSYUN (KSY一般为0.2);负序电压大于5 V。此外,装置还设有上电闭锁、TV异常闭锁等元件。
3.3.4 双母合判控制说明
装置可对两条母线或单母双分段的两组电压自动切换,进行电压频率控制。自动切换原则为任一组电压TV断线或失压装置发出TV断线或失压报告,同时切换至另一组电压,若另一组电压也TV断线或失压,则装置发出TV断线或失压告警信号及报告,闭锁装置出口。若两组电压均正常,低频及低压自动采用较低值判别,高频及过压采用较高值判别。TV自检也独立进行,并能投入或退出任一条母线的TV自检功能。建议将两组电压的TV自检均投入,以利于装置正确地进行自动切换,同时在TV断线或失压时及时地发出告警信号。
4 解决途径
装置的低频或低压的特殊轮一般用于解决系统的频率悬浮时切除负荷,使系统的频率恢复正常,根据《电力系统安全稳定控制技术导则》的要求,特殊轮的延时一般为5 s以上、定值接近基本轮第一轮定值,若装置需要使用低频特殊轮,需重新考虑装置低频第五轮的定值和延时,建议延时时间整定在5 s左右为宜,如果需要短延时切除负荷,建议用基本轮实现。
对于低压时是否要闭锁低频的特殊轮,目前有2种做法:第一种就是低压时不闭锁低频的特殊轮,另一种就是低压时闭锁装置低频的特殊轮;若使用低压闭锁低频特殊轮的程序,可以根据安排对装置程序进行更换,目前新程序已在很多地方应用,稳定可靠而且不影响装置的其他功能。
5 结语
目前,关于低压时是否闭锁低频减载存在不同的意见,大部分专家和用户主张低压不闭锁低频,但是系统失压(系统电压低于20%以下)一般要闭锁低频,因此在断开PT的空气开关时,由于装置检测到失压,闭锁系统的低频减载功能。对于双母合判版本的低频低压减载装置的处理,可采取以下措施:一是对于不使用低压功能的装置,将装置的电压滑差闭锁值调整至1.0左右,使得装置在电压出现波动时,能有效闭锁装置,保证电压不启动,从而使低频特殊轮不能启动;二是对于装置的特殊轮,出口延时与基本轮级不同,将出口延时调整至合适的范围;三是若需要使用低压闭锁低频特殊轮的程序,可以根据安排对装置程序进行更换。
摘要：文章结合贵港供电局110 kV旺岭变电站低烦低压减载一次动作过程,对110kV低频低压减载装置SSE520C动作逻辑问题进行分析。
关键词：低频减载,低压减载,SSE520C,解决途径
参考文献
[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].第2版.北京:中国电力出版社,2000.
自动低频减载装置的配置 篇3
当电力系统发生较大事故时, 系统出现严重的功率缺额, 其缺额值超出了正常热备用可以调节的能力, 这时即使令系统中运行的所有发电机组都发出其设备可能胜任的最大功率, 仍不能满足负荷功率的需要, 所引起的系统频率下降值将远远超出系统安全运行所允许的范围。在这种情况下从保障系统安全运行的观点出发, 为了保证对重要用户的供电, 必须采取应急措施, 切除部分负荷, 以使电力系统频率恢复到可以安全运行的水平以内。
2 频率对电力系统的影响
电力系统的频率反映了发电机组所发出的有功功率与负荷所需有功功率之间的平衡情况。当电力系统发电机发出的总功率等于用户消耗的 (包括传输损失) 总功率时, 系统频率维持额定值 (即50Hz) 。如果电力系统中某些机组因故障切除时, 由于出现有功功率缺额, 系统频率就要下降, 使系统在较低的频率之下达到新的功率平衡。频率的过度降低, 不仅影响电能质量, 而且会给系统的安全运行带来下述严重危害:
2.1 对汽轮机的影响
汽轮机在额定频率下运行时, 叶片振动很小;当频率下降时, 叶片振动变大甚至产生共振现象。运行经验表明, 系统频率长期在49.5-49Hz以下运动时, 某些形式的汽轮机叶片容易造成损伤, 当频率低到45Hz附近时, 汽轮机的一些叶片可能因共振而断裂。
2.2 发生“频率崩溃”现象
由于频率下降, 使火电厂的厂用机械生产率下降。当频率下降到48-47Hz时, 风机, 水泵及球磨机等的生产率显著下降。
2.3 发生“电压崩溃”现象
当频率降低时, 励磁机、发电机等的转速相应降低, 由于发电机的电动势下降和电动机转速降低, 加剧了系统无功不足情况, 使系统电压水平下降。运行经验表明, 当频率降至46-45Hz时, 系统电压水平受到严重影响, 当某些中枢点电压低于某一临界值时, 将出现所谓“电压崩溃”现象, 系统运行的稳定性遭到破坏, 最后导致系统瓦解。
2.4 对电力用户的影响
首先电力系统频率变化会引起异步电动机转速变化, 再者频率降低将使电动机的转速和输出功率降低, 导致其所带动机械的转速和出力降低, 影响电力用户设备的正常运行。
3 自动低频减载装置的配置
3.1 按频率自动减载装置的原则
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电厂冷却介质泵低频保护的整定值, 并留有不小于0.3-0.5Hz的裕度, 保证这些机组继续联网运行, 为了保证火电厂的继续安全运行, 应限制频率低于47.0Hz的时间不超过0.5s。
2) 自动低频减载装置动作后, 应使运行系统稳态频率恢复到不低于49.5Hz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。
3) 因负荷过切引起恢复时的系统频率过调, 其最大值不应超过51Hz, 并必须与运行中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。
4) 自动低频减载的先后顺序, 应按负荷的重要性进行安排。
5) 宜充分利用系统的旋转备用容量, 当发生使系统稳态频率只下降到不低于49.5Hz的有功功率缺额时, 自动低频减载装置不动作;应避免因发生短路故障以及失去供电电源后的负荷反馈引起自动低频减载装置的误动作, 但不考虑在系统失步震荡时的动作行为。
3.2 自动低频减载装置轮次的配置
1) 第一轮动作频率f1的配置:
凡是能够由调度人员采取措施, 而且在执行这个措施所需要的时间内, 不会在系统内引起严重的后果就能使频率恢复的情况下, 不应使自动低频减载装置动作。第一轮动作频率f1一般取48-48.5Hz, 以水电厂为主的系统, 考虑到调速系统动作速度较慢, 易取低值。
2) 末轮动作频率fn的配置:
末轮动作频率因由系统所允许的最低频率确定。对于以高温高压火电厂为主的电力系统, 考虑到当频率低于46-46.5Hz时, 厂用电已经不能正常工作, 因此末轮动作频率以不低于46-46.5Hz为宜。对于其他电力系统可取得低些, 但最低不能低于45Hz。
3) 选择性频率级差及自动低频减载装置级数的配置:
自动低频减载装置的各轮动作应具有选择性, 即前一轮动作后, 若不能阻止系统频率的继续下降, 后一轮才应该动作。因此相邻两轮的动作频率间应具有一定的频率级差△f。△f取决于频率继电器的正负误差△f及前一轮动作到负荷断开的时间内频率的下降值△f (即断路器跳闸时间内的频率下降值) , 即
f=2△f+△f+△f
式中 △f——频率继电器的误差;
f——断路器跳闸时间内频率的下降值;
f——频差裕度。
为了选择性, 频率级差一般取0.5Hz。
已知f1及△f后, 其他各轮的动作频率可依次确定, f2=f1-△f……。
根据首轮和末轮的动作频率f1和fn以及频率级差△f, 可确定自动低频减载装置的轮数。轮数一般取5～7轮。
4) 特殊轮的配置:
在自动低频减载装置的动作过程中, 可能会出现这样的情况, 即前一轮动作后, 系统频率稳定在恢复频率以下, 但又不足以使下一轮动作的情况。于是系统频率将较长时间低于恢复频率运行, 这是不允许的。为此, 在自动低频减载装置中设置特殊轮, 其动作频率取恢复频率的下限, 考虑到特殊轮动作时系统频率已经比较稳定, 所以特殊轮应带15-25s的时限。特殊轮又可按时间分成若干轮, 即动作频率相同, 动作时间不同, 各轮时间级差不小于5s。
5) 基本轮的动作时间:
按频率自动减负荷装置的动作时间, 原则上应尽可能短, 以有效地制止频率下降, 但考虑到系统振荡或系统故障过程中, 频率继电器可能误动作, 因此要求自动低频减载装置带有一定时限 (通常取0.5s) , 以躲过上述暂态过程的影响。
4 结束语
随着经济的快速发展, 如果电力系统中某些机组因故障切除时, 由于出现有功功率缺额, 系统频率就要下降, 使系统在较低的频率之下达到新的功率平衡。以上讨论了频率的过度降低的危害, 总结了自动低频减载装置配置的基本原则及各轮次的配置。
摘要：阐述了频率的降低对电力系统的影响, 针对这些影响提出了对自动低频减载装置配置的要求。
关键词：频率,影响,自动低频减载装置,配置
参考文献
[1]杨冠城.电力系统自动装置原理[M].中国电力出版社, 2002年.
[2]熊为群, 陶然.继电保护自动装置及二次回路[M].中国电力出版社, 2000年.
[3]深圳南瑞科技有限公司.ISA-331GA频率电压稳定控制装置技术说明书[R], 2005年.
微机自动低频减载方案的研究 篇4
电力系统的频率与发电机组所发出的有功功率和负荷所需有功功率之间的平衡情况有关。当有功功率不满足用户要求而出现差额时, 系统的频率将会下降。一般情况下, 系统动用发电厂的热备用容量就足以满足用户的要求, 但当电力系统发生较大事故, 系统出现严重的功率缺额时, 为了保证对重要用户的正常供电, 不得不采取应急措施, 切除部分负荷, 使系统频率恢复到可以安全运行的范围内。
在系统发生故障, 有功功率严重缺额, 需要切除部分负荷时, 应尽可能做到有次序、有计划地切除负荷, 并保证所切负荷的数量必须合适, 以尽量减少切除负荷后所造成的经济损失, 这就是低频减载装置的任务。
1 微机自动低频减载装置工作原理分析
1.1 微机低频减载装置的基本工作原理
微机自动低频减载装置的基本工作原理, 可以用图1说明。假定变电站馈电母线上有多条供配电线路, 按电力用户的重要性分为n个基本级和m个特殊级。基本级是不重要的负荷, 特殊级是较重要的负荷。每一级均装有低频减载装置, 它由频率测量元件f、延时元件△t和执行性元件CA三部分组成。
基本级的作用是根据系统频率下降的程度, 依次切除不重要的负荷, 以便限制系统频率继续下降。例如, 当系统频率降至f1时, 第一级频率测量元件起动, 经延时△t1后执行元件CA1动作, 切除第一级负荷△P1;当系统频率降至f2时, 第二级频率测量元件起动, 经延时△t2后执行元件CA2动作, 切除第二级负荷△P2。如果系统频率继续下降, 则基本级的n级负荷有可能全部被切除。
当基本级全部动作后, 若系统频率长时间停留在较低水平上, 则特殊级的频率测量元件fsp起动, 经延时△tsp1后切除第一级负荷△Psp1;若系统频率仍不能恢复到接近于恢复频率fh, 则将继续切除较重要的负荷, 直至特殊级的全部负荷切除完。
1.2 对微机自动低频减载装置的要求
(1) 测频方法先进, 测频精度高。由单片机和大规模集成电路组成的低频减载装置, 可以充分利用单片机的资源, 提高测频精度。
(2) 可采用频率下降速率作为动作判据或闭锁条件。当系统发生严重的功率缺额事故时, 系统频率的下降速率快。如果低频减载装置按df/dt作为动作判据, 则能加速切除部分负荷, 保证系统频率尽快恢复正常, 也即提高了装置动作的快速性和准确性。也可以利用df/dt作为闭锁条件, 以防止低频减载装置误动。
(3) 容易扩展低电压闭锁功能。安装低频减载装置的变电站, 当其母线或附近出线发生短路事故时, 母线电压降低, 有时可以引起测频误差, 致使装置误动。为提高可靠性和动作的准确性, 可考虑增加低压闭锁功能。对于常规的低频减载装置来说, 必须增加一个电压继电器, 而对于微机低频减载装置, 只需从软件上增加电压判据即可。
(4) 容易扩充重合闸功能。由微机构成的低频减载装置, 只要在软件设计上做些工作, 并扩展合闸出口回路, 就可以方便地扩展自动重合闸功能。它是在低频减载装置动作, 切除部分负荷并在消除有功功率缺额事故后, 系统频率回升时, 对已被切线路进行重合闸操作。这对于无人值班变电站尤其有用, 可以防止装置误动或在有功缺额的事故消除后, 及时恢复供电。对于以水电为主, 并有较大容量的电力系统, 经过延时跳闸这段时间, 水轮机调速器已经发挥作用, 系统备用容量得到充分利用, 从而减轻了系统的有功功率缺额, 此时可以重合闸, 加速恢复对用户的供电。
(5) 具有故障自诊断和自闭锁功能。微机低频减载装置, 利用微机的智能, 很容易扩展故障自诊断功能。例如, 测频回路自检、存储器自检和输出回路自检等。当发现某部分发生故障时, 应立刻报警, 并自动闭锁装置的出口。
2 有关减载方案的分析
要科学地切除负荷, 做到既不多切也不少切, 尽快地恢复系统的频率, 必须利用系统合适的信息来确定切除的功率量。现有的装置都是按频率的降低值来切除负荷, 但也有文献提到按频率下降速度df/dt来确定负荷的切除量。下面就几种方案加以分析, 并推导功率缺额的计算公式。
电力系统稳态运行情况下, 各母线电压的频率为统一的运行参数ωx/2π, 各母线电压的表达式为:
其中, ωx———全网统一的角频率
电力系统由于有功功率平衡遭到破坏而引起系统频率发生变化, 频率从正常状态过渡到另一个稳定值所经历的时间过程, 称为电力系统的动态频率特性。
电网中有很多发电机并联运行, 当系统由于功率缺额而频率下降时, 在动态过程中各母线电压频率并不一致。如先忽略各节点Δfi的差异, 首先求得全系统统一频率fx的变化过程, 因此, 可以把系统所有机组作为一台等值机组来考虑。由计算经验表明, 虽然由于负荷电动机的数量要比发电机的量多得多, 但负荷电动机及其拖动机械的转动惯量却比发电机组的转动惯量要小得多, 且它们的转动惯量在整个系统中所占的比例很小, 可以忽略不计。
根据以上等值观点, 电力系统频率变化时等值机组的运动方程表达为:
式中, PT*、PL*———以系统发电机总额定功率PGe为基准的发电机总功率和负荷功率的标么值;
Tx———系统等值机组惯性时间常数:
把上式改写成以系统在额定频率时的总功率PLe为功率基准, (1) 式也可以写成:
计及负荷调节效应PL=PLe+KLΔf, 把它写成以PLe为基准的标么表达式, 同时把功率缺额用ΔPh*表示, 则 (2) 式可改写为:
这是一个典型的一阶惯性环节的微分方程式, (5) 式的解为:
上式中, Txf———系统频率下降过程的时间常数,
由 (5) 式可知, 在频率下降速度df/dt的信号中, 含有功率缺额的信息, 从理论上讲它提供了切除相应功率量的数字描述, 是比较理想的检测信号。此方案动作准确, 但算法较复杂。又由 (7) 式可知, 当已知Txf, Δf, Δt时, 可以求出功率缺额ΔPh。
目前我国电力系统实际应用的是按频率自动减载。这种“逐次逼近”式的低频减载方案原理是预先估计系统的功率缺额, 按照各轮的动作频率, 在各个接点上断开相应的用户负荷, 以达到稳定系统频率的目的。由于预先不能准确确定系统功率缺额值、事故范围以及系统备用容量的动用特性等因素, 这种“逐次逼近”式的低频减载方案采取了一种牺牲快速性, 按轮逐次逼近系统实际功率缺额的自动调整式的减负荷方法。但此方案装置简单, 有较为成熟的运行经验, 因此, 这种“逐次逼近”式的低频减载方案应用最普遍。
国外一些电力系统, 根据频率变化率df/dt来启动减负荷装置, 以便实现在严重功率缺额时快速切除负荷。这种方案的缺点是, 在切除负荷的过程中, 系统的转动惯量不断变化, 很难根据系统的实际情况决定df/dt与被切负荷在数量上的关系。另外, 在大电力系统中, 为了躲开频率下降过程中同一段时间不同地点的值可能有较大差异, 需要人为地增加延时。作者相信, 随着微机应用技术的发展, 今后理论上的更加完善, 采用按df/dt减载方案将具有更好的效果。
也有文献提出了另一种减载方案。其基本思想是, 借助于电压的变化来确定减负荷的数量和位置, 在受到大扰动的地区先减掉相应负荷, 动作的依据是: (1) 频率的变化; (2) 频率下降水平; (3) 电压的急剧下降。然后再由电力系统中分层控制的能量管理系统 (EMS) 计算减负荷功率, 这样可以提高装置的动作速度, 避免少切负荷。但是, 目前此方案还处在研究论证阶段。
3 结束语
“逐次逼近”式的低频减载方案采取了一种牺牲快速性, 按轮逐次逼近系统实际功率缺额的自动调整式的减负荷方法, 此方案装置简单。使用频率变化率df/dt启动减负荷装置, 以实现在严重功率缺额时快速切除。随着微机应用技术的发展, 今后理论上的更加完善, 采用按df/dt减载方案将具有更好的效果。
摘要：电力系统低频减载装置在电网安全控制中起着举足轻重的作用, 本文针对目前电力系统中自动低频减载装置的某些不足, 对低频减载方案作了探讨, 重点分析按频率值减负荷方案与按频率的下降速度减负荷方案的优缺点。
关键词：低频减载,微机,减载方案,优缺点
参考文献
[1]谢大鹏, 王晓茹, 张薇.利用PSS/E实现电力系统低频减载控制仿真[J].电力系统保护与控制, 2009 (01) .
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[4]赵强, 赵良, 马世英, 等.南方电网系统频率特性及低频减载方案[J].中国电力, 2010 (05) .
计及动态修正的自适应广域低频减载 篇5
作为电力系统的第三道防线,低频减载是恢复频率稳定的最重要手段之一[1]。 目前,低频减载方法主要有传统低频减载与自适应低频减载2 类。 传统低频减载主要基于离线计算,按照频率变化量分级延时减载,每一级按照动作频率延时切除预先设定的负荷;而自适应低频减载则是计算系统不平衡功率并将其分配到各轮次进行时延切负荷操作,在切负荷判定中定量考虑在线工况。
文献[2]针对电力系统低频减载技术的特点、方案分类、应用现状、优化研究及各种先进算法在低频减载中的应用情况进行综合阐述,简要探讨了各种方案的特点、不足及其改进,此外还研究了元件参数模型的变化、动态变量间的相互作用对低频减载方案设计与实施所产生的影响以及协调控制技术的相关应用。 文献[3]提出了基于风险控制和轨迹量化分析的低频减载和低压减载互相优化协调的防御措施,并提出以安全裕度为标准,对控制措施的性价比进行搜索和迭代优化。 文献[4]基于非递归牛顿型算法估算频率和频率变化率,提出了一种能够防止电力系统频率崩溃和动态失稳的低频减载方案。 文献[5]提出了一种针对微电网频率控制的新策略。 该策略由PID控制器构成频率的闭环控制回路,根据系统的功率缺额,调整PID控制算法,并分别采用粗调轮与细调轮低频减载、紧急启动轮低频减载等策略进行频率控制。 文献[6]考虑了不同负荷节点频率特性差异,提出了基于综合权值的减载方案,但是减载方案为一次性切负荷,切除负荷量较大,对系统运行方式变化的适应性不足。 文献[7-8]提出了一种低阶系统响应模型计算全网扰动功率的方法。 文献[9]研究了同时保证频率稳定和电压稳定的切负荷总量与分配的方法。 文献[6-9]的研究在计算系统不平衡功率时都采用低阶频率响应模型LFRM(Low-order Frequency Response Model),然而这个模型忽略了扰动初始时系统电压对不平衡功率的影响[10],导致功率缺额的估计不准确。
当系统发生有功功率缺额时,系统的频率下降程度和下降速度主要取决于发电功率缺额、负荷频率特性、旋转备用容量和剩余发电机总转动惯量4个因素。 上述文献大多数只关注了前三者的影响,却极少关注发电机总转动惯量对电网动态频率的影响。 多机系统在有功扰动下,其频率变化与发电机惯性时间常数以及扰动地点有密切的关系,因此发电机惯性对频率的影响不容忽略。
传统自适应低频减载切负荷是建立在频率变化率线性变化的基础上,忽略了系统自身调节能力及负荷特性。 但实际上不平衡功率处于一个动态变化状态,为防止过切与欠切的发生,对低频减载量的修正十分必要。 此外,多数低频减载方案在选址定容时忽略了负荷的差异性,使得频率恢复速度差强人意。
基于广域测量系统(WAMS)的数据平台为频率采集和分析提供了强大的支持[11]。 综合自适应低频减载的研究成果与所存在的问题,本文提出一种基于WAMS的自适应广域低频减载的新方法。 主要工作包括:基于WAMS,计算计及电压影响因子的不平衡功率;兼顾负荷特性及发电机对负荷的影响,构建综合减载量判据;计及系统自身调节能力与系统频率变化率实时水平,动态修正减载量;IEEE 68节点系统仿真校验。
1 基于WAMS的不平衡功率计算
1.1 基于频率响应模型的不平衡功率计算
WAMS克服了传统SCADA / EMS数据刷新周期长的缺陷,能够提供ms级以上、带相同时标的系统运行状态测量值,为现代电力系统频率紧急控制提供了新的技术平台[12]。 为了准确估算整个系统的不平衡功率,采用惯性中心(COI)参数进行计算。 定义系统惯性中心的转动惯量Heq和频率fCOI分别为:
其中,Hi为第i台发电机的转动惯量;Si为第i台发电机的额定功率;N为发电机总数;fi为第i台发电机的频率。 系统惯性中心频率fCOI反映了电力系统这个整体在出现有功功率波动后,由系统整体阻尼特性决定的转子减速或加速过程。
根据WAMS提供的系统频率变化曲线,采用数值计算方法计算扰动初始时刻的频率变化率:
其中,f(n)为第n个采样周期的采样频率;Ti为时间间隔。
基于低阶频率响应模型计算系统不平衡功率[6]:
其中,fN为电力系统额定频率。
1.2 不平衡功率计算的电压影响因素
低阶频率响应模型认为各节点电压是恒定的,忽略了扰动初始时刻系统电压对功率缺额的影响。然而,在频率下降的过程中,节点电压也同时下降,这意味着有功功率缺额通常与无功功率缺额存在耦合联系[13-15]。 在扰动发生的1~2 s内,电压变化对负荷有功功率变化起主导性作用,在此之后频率影响代替电压起决定性作用。 由于负荷的改变影响系统的有功缺额,而在扰动的初始时刻,系统电压会发生突变,由WAMS采集的实时频率数据虽然准确,但仅依赖低阶频率响应模型,并不能完全反映系统不平衡功率,负荷对于电压变化的瞬时反应不可忽略。
考虑电压影响的典型负荷模型如下:
其中,PL为系统负荷;M为负荷节点数;PL0，j为第j个负荷节点扰动前的有功功率;U0，j为第j个负荷节点扰动前的节点电压;Uj为第j个负荷节点扰动后瞬时的节点电压;α 为电压影响因子,文中取 α=1。
在文献[16]的研究工作基础上,基于惯性中心频率变化率,计算计及负荷电压突变影响的系统不平衡功率:
其中,Ptur为汽轮机出力;Pshed为计及电压的系统不平衡功率。
因此有:
2 减载选址定容判据
当系统存在有功功率缺额时,尽可能快地恢复系统频率至规定值是衡量低频减载方案优劣的关键[17]。当前绝大多数低频减载研究都将系统负荷作为一个综合负荷考虑,负荷无差异性且预先人为设定减载轮次和减载对象。 而实际中,负荷存在变化和差异性,选择切除负荷时需要考虑负荷的差异性以及负荷切除后对系统频率恢复带来的影响。 本文兼顾负荷频率特性差异和机组惯性差异,在低频减载的过程中动态计算各负荷节点的综合指标,用指标的大小作为减载地点及减载量的判据。
2.1 考虑频率特性的负荷指标
负荷有功-频率特性是指负荷有功功率随频率变化的特性:
其中,am为与系统频率的m次方成正比的负荷占额定负荷的比例;PLN为系统额定负荷;f为系统频率。
在实际系统中,通常与频率的3 次方以上成正比的负荷很少,为简化计算,忽略其影响,将式(10)表示为:
进一步对上式进行频率微分,可得:
其中,KL为负荷的频率调节效应系数,不同的负荷节点对应着不同的频率调节效应系数。
当系统频率降低时,频率调节效应系数大的负荷从系统吸收的有功功率减少得更多,对频率恢复有利;频率调节效应系数小的负荷,需要从系统吸收的功率就更多,不利于系统频率恢复[18]。 因此,对各节点负荷的频率调节系数求倒数,选出倒数的最大值(记为1 / KLmin),以此作为基准对所有调节系数进行归一化,求出考虑负荷频率特性的指标。 定义第j个负荷节点的负荷静特性指标为:
其中,KL j为第j个负荷节点的频率调节系数;KLmin为m个频率调节系数中的最小值。
λj越大,其负荷节点对应的频率调节效应系数KL越小,从系统吸收的功率越多,为了充分利用负荷自身的频率调节,加快频率恢复速度,λj越大的负荷应该作为首要切除对象。
2.2 考虑发电机受扰程度的负荷指标
多机系统中,有功扰动下的频率变化与发电机惯性时间常数以及扰动地点有着密切关系。 在系统处于低频状态时,每台机组的受扰程度是不同的,表现为各发电机节点的频率变化是不同的,机组的受扰程度越大,其不平衡功率越大,因此优先考虑切除不平衡功率缺额大的机组的就近负荷以使系统尽快稳定。
在负荷指标提出前,首先需要确定负荷的归属问题。 以发电机节点到负荷节点的电气距离来划分负荷的归属。 电气距离的计算参考文献[19],假设系统中节点数为a,边的条数为b,根据带权电力系统网络理论,求出系统的边权邻接矩阵WG。 对矩阵WG使用Floyd算法求出所有节点间的最短电气距离矩阵D。 依据矩阵D计算第j(j=1,2,…,M)个负荷节点到系统中所有发电机的电气距离,其个数为L。 找到其中的最短电气距离,将负荷j划归为具有该最短电气距离的对应机组的就近负荷。
各发电机的受扰程度采用不平衡功率衡量,不平衡功率越大,其受扰程度越严重。 采集并计算扰动发生瞬间各发电机的频率变化率,采用式(4)计算各机组不平衡功率Pdefi(i = 1,2, … ,N), 取其最大值Pdefmax作为归一化的基准值。 定义考虑发电机受扰程度的负荷指标 βij为:
其中,βij为第i台发电机就近负荷j的指标,表征发电机的受扰程度。 βij越大,该负荷j的就近发电机i受扰越严重,应优先考虑切除该负荷使系统尽快恢复稳定。
2.3 综合负荷指标
为同时考虑负荷频率特性以及计及发电机受扰程度的负荷指标,提出用指标乘积的方式将二者统一结合起来,以各个负荷节点的综合指标作为低频减载量以及减载地点的判据。
定义综合负荷权值为:
综合指标越大的负荷节点,其频率调节效应系数越小,从系统吸收的有功功率越多,且其就近发电机受扰程度越严重,越不利于频率恢复,因此在减载过程中,考虑优先承担较多的减载量,以尽快使频率得到恢复。
3 动态修正下的自适应低频减载策略
实际系统频率下降是一个非线性过程,在下降过程中df / dt不断减小。 而当前绝大部分文献的自适应低频减载切负荷理论是建立在频率变化率的基础上,且为简化,认为系统频率下降变化过程是减载前df / dt=K(K为常数)、减载后df / dt趋于0 的线性过程。 建立在这种频率线性变化过程的自适应低频减载会增加系统频率超调的概率[20],这是当前自适应低频减载对减载量分配问题上存在的最大不足。
由于系统自身调节能力以及负荷频率特性的影响,在每一轮减载动作实施后,系统频率变化率不会维持恒定,这将导致不平衡功率的变化。 减载实施之前,频率下降率最大,减载动作每实施一轮,系统频率得到缓和,对应的不平衡功率将减少,所需的负荷切除量也相应变小。 而传统自适应方案没有对减载量进行修正,依然按照最初始时刻计算的最大不平衡功率实施减载,将不可避免地造成负荷的过切。
参照实际电网减载方式,划分4 级动作频率阈值:49.2 Hz、49 Hz、48.8 Hz、48.6 Hz。 按照传统自适应低频减载方案[16],设定每轮初始切除量Pshed，k(k=1,2,3,4)依次为不平衡功率的15 %、20 %、20 %、45 %。利用WAMS提供的测量数据,根据式(9)计算得到系统的初始不平衡功率,以此作为低频减载的基础减载量。
由式(4)可知,不平衡功率与频率变化率呈近似线性化关系,频率变化率降低x %,不平衡功率也近似降低x%。 基于WAMS测量相邻2 轮减载动作阈值处的频率变化率d fCOI/ d t, 求其差值, 并与初始频率变化率d fCOI，max/ d t相比较, 得到频率变化率变化梯度 Δk%:
其中,d fCOI，k-1/ d t - d fCOI，k/ d t为相邻2 轮减载动作阈值处的频率变化率的差值。
频率变化率变化梯度 Δk% 表征了系统不平衡功率的变化,以此作为每轮减载量的修正依据。 因此在第k(k = 1,2,3,4)轮减载动作实施之前,计算 Δk%,对第k(k=1,2,3,4)轮减载量进行如下修正:
得到第k(k=1,2,3,4)轮的减载量后,考虑到控制的快速性要求,结合提出的负荷综合指标,设定第j个负荷节点的减载量为:
依次按照频率动作阈值实施低频减载动作,具体低频减载策略流程如图1 所示。
4 算例仿真
为验证所提减载策略的动态修正以及频率恢复效果,选取IEEE 68 节点系统中的区域1 作为孤立电网来对其实施控制,如图2 所示。
发电机、变压器、线路的主要参数参见文献[14]。仿真算例计及交流励磁系统模型以及调速器和原动机模型;负荷模型考虑恒功率负荷、恒电流负荷、恒阻抗负荷以及与频率有关的负荷模型;区域2 向区域1 送电以保持功率平衡,其中区域1 包含9 台发电机以及17 个负荷节点。 4 s时刻,将联络线1-2、1-27、9-8 同时断开,模拟系统解列工况。 此时区域1 成为孤立电网,出现较大功率缺额,需要实施低频减载才能维持孤立电网的频率稳定。 图3 为WAMS所提供的电网解列后系统频率的变化情况。
将所提减载方案应用于该孤立电网。 采用数值计算方法对4 s时刻测量得到的微小邻域内的频率进行微分,本文选取如图3 所示的WAMS频率窗口扰动后3 个周期内的数据,利用式(3)计算并求平均,以此作为4 s时刻的系统频率变化率。 由式(9)计算系统频率下降瞬间的不平衡功率作为负荷基本切除量。 图4 展示了系统解列瞬间某负荷节点电压标幺值的变化情况。
结合图3 与图4,在系统频率下降瞬间,负荷节点电压也同时大幅下降。 在扰动后1~2 s内,电压下降较之频率下降更为明显,此后,由于励磁系统的调节作用,电压逐步恢复,频率继续下降。 这验证了在扰动发生初期,电压变化对负荷有功功率变化起主导性作用,之后频率成为主要影响因素。 采用低阶频率响应模型,不计及电压影响,根据式(4)计算的系统不平衡功率Pdef= 9.949 8 p.u.(基准功率100 MW)。按照本文所提的计及电压影响的模型式(9),系统不平衡功率为Pdef= 8.491 1 p.u.,可见考虑电压前后,不平衡功率数值上有明显区别。 所以负荷电压的突变因素在不平衡功率的估计中的影响不容忽视。
在扰动发生瞬间,系统惯性中心的频率变化率记为最大频率变化率:dfCOI，max/ d t = - 0.869 5 Hz / s。 当频率到达第一轮动作阈值49.2 Hz时,测量此时系统频率变化率,并由式(16)计算得到 Δ1% = 4.9 %。 按照式(17)对第一轮减载量进行修正,实际减载量为Ps′hed1= 15 % - 4.9 % = 10.1 %。 由式(15)计算得到各个负荷节点的综合指标,并按照式(18)对该轮减载量进行分配。
类似地,在每轮减载动作之前,逐级计算前后2轮减载动作阈值处的频率变化率及其变化量,并按式(17)对减载量进行修正并实施减载动作。 所提动态修正低频减载方案与传统自适应低频减载方案[11]的减载量对比如表1 所示。
第一轮之后,各轮减载修正量依次为:Δ2% =0.13 %、Δ3% = 0.23 %、Δ4% = 1.6 %。 动态修正后最终总减载量比传统自适应减载方案减少了6.76 %,充分证明了动态修正能利用系统自身调节效应,减少负荷切除量。
为验证所提负荷综合指标对缩短频率恢复时间的有效性,采用3 种减载分配方案进行对比,并且都采用动态修正减载方法。 方案1 为本文所提的减载方案,即分4 轮动作,每轮对减载量进行动态修正,考虑多因素综合指标选址定容;方案2 仅按负荷特性指标来分配减载量;方案3 把负荷作为综合负荷考虑,仅按节点负荷比例进行减载量分配,即对应节点负荷越大,相应的减载量就越多。
低频减载第一轮动作后,采用不同低频减载方案所得到的频率恢复曲线如图5 所示。
由图5 可知,方案1 由于在首轮保证了足够的负荷切除量,可以较为明显、快速地抑制频率的下降速度,系统最终频率稳定在47.07315 Hz,优于方案2的46.9858 Hz和方案3 的46.94112 Hz,系统频率得到了更好的恢复。
低频减载4 轮动作全部完毕,各方案的频率恢复曲线如图6 所示,相应负荷减载量标幺值及频率恢复时间如表2 所示。
由表2 可知,方案1 的减载总量为7.912 p.u.,方案2 为7.906 p.u.,方案3 为7.938 p.u.,就减载总量而言,仅考虑负荷特性的方案2 是最少的;方案1 频率恢复到50 Hz的时间为29.32 s,方案2 为32.49 s,方案3 为35.87 s,就频率恢复速度而言,方案1 无疑是最优的。
低频减载策略的优劣不仅仅体现在减载量的差别,频率恢复速度也同样值得关注。 对所提3 个方案进行综合对比。 方案3 在减载量分配时,仅按照负荷比例的大小来切除,负荷作为综合负荷而无差异性,无论是恢复时间还是减载量都差强人意。 方案1 在首轮的减载量是最高的,而保证首轮减载量对系统频率恢复的效果具有重要意义[21],虽然总减载量略高于方案2,但是频率恢复上升明显,恢复曲线高于方案2 和方案3,频率恢复速度最快,证明其对系统关键的地点负荷实施了有效的控制措施,满足保护动作快速性的要求,同时,方案1 频率曲线恢复平滑,说明能很好地适应系统的运行情况。
综合减载量和频率恢复时间两方面考虑,计及电压对不平衡功率的影响后,不平衡功率估算更准确;传统自适应低频减载方案基于频率线性变化,不能应对系统运行中不平衡功率的变化,考虑动态修正的低频减载策略,充分利用了系统自身的频率恢复特性,使得总减载量较之传统自适应低频减载方案有了明显的减少;在考虑动态修正自适应低频减载的基础上,进一步采用多因素综合负荷指标进行减载分配,虽然相对于其他选址定容方案,在减载量上不是最少的,但是恢复时间最短,能以较小的代价使系统频率更快地恢复稳定,综合对比而言是最优的。
5 结论
保障电力系统暂态稳定具有重大的意义,传统低频减载基于离线计算,不具备良好的适应性以及实时性。 本文提出了一种基于WAMS的自适应低频减载新方法,主要研究成果与结论如下。
a. 将WAMS提供的数据信息与低频减载相结合,将传统低频减载与自适应低频减载相结合并加以改进,缩短了控制的反应时滞。
b. 计及电压对不平衡功率的影响并以系统惯性中心频率变化率来衡量系统不平衡功率,具有更高的估算精度。
c. 充分利用系统自身的频率调节特性,根据不平衡功率与频率变化率的近似线性关系,使用频率变化率变化量修正各轮减载量,动态调节负荷切除量,有效减少系统过切情况,提高系统运行的经济性。
d. 基于WAMS的多因素负荷综合指标,考虑到每个负荷节点负荷特性以及每台发电机惯性差异,更加合理全面地分配减载量,使系统频率恢复更快,满足快速性的要求。
所提方法为电力系统在线频率控制应用提供了新思路与参考。
摘要：传统分轮逐次逼近的低频减载方法,对系统运行变化缺乏足够的适应性,会造成过切、欠切等问题,所以提出一种基于广域测量系统计及动态修正的自适应低频减载策略。在低阶频率响应模型的基础上,考虑电压对不平衡功率的影响,利用较短周期内的系统响应轨迹估计系统不平衡功率;考虑系统频率自恢复调节能力,采用频率变化率变化梯度逐轮对减载量进行动态修正;各负荷节点减载量由计及负荷特性、发电机受扰程度的多因素综合指标确定。IEEE 68节点系统仿真结果表明,所提方法可有效减少负荷切除量,同时能明显缩短频率恢复时间,保证了系统的稳定运行。
低频低压减载 篇6
关键词：低频减载,调速器模型,风电,自适应减载,直流调制
0 引言
目前国内各大区电网低频减载方案主要参考DL 428—91《电力系统自动低频减负荷技术规定》[1],其制定距今已近20年,随着经济的发展和社会的进步,电网结构及负荷类型已发生很大变化[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14],该标准已不能完全满足当前及未来电网发展的需要。
按照特高压电网发展规划,未来国内将形成华北—华中—华东跨区同步互联电网,将覆盖13个省(自治区)和4个直辖市,是世界上最大的同步互联电网。届时中国电网将呈现以1 000 kV电网为主干网、500 kV电网分层分区运行的格局,这一前所未有的运行模式,也对未来国内低频减载方案制定提出了新的要求。鉴于此,本文将对文献[1]在电网发展适应性方面提出相应的修改建议,对国内低频减载方案制定所涉及的若干问题进行探讨。
1 大区联网采取统一协调低频减载方案
1.1 大区联网采取统一低频减载方案
1996年前美国西部电力协调委员会(WECC)电力系统内部各电网采用的都是针对本地区孤网运行的低频减载方案,没有针对其联网形式采用统一的低频减载方案。1996年7月2日大停电中,当全网频率出现严重下降时,由于落基山(The Rocky Mountain)区域电网低频减载首轮设定值59.3 Hz高于西南部沙漠(The Desert Southwest)地区低频减载首轮设定值59.1 Hz,导致落基山地区大量负荷被误切除,负荷损失引起系统潮流大范围转移又导致事故进一步恶化,这一事故后WECC并没有吸取教训对其低频减载方案进行调整,1996年8月10日大停电时由于低频减载方案的不协调误切负荷事故再次发生。2次大停电后WECC成立了专门的工作组对其电网低频减载方案进行研究,并于2005年提交了最终报告。报告指出:跨大区联网中的各区域电网均应采用统一的低频减载方案,WECC所属电网必须采取统一的低频减载方案[15,16,17,18]。
当系统发生有功缺额后电网频率不是均一变化的,其暂态过程随空间分布,原因是机组间的振荡和功率重新分配过程中有功变化引起系统电压变化,导致负荷功率变化,一般距扰动点越近其频率变化过程就越剧烈(与电网结构有关),即在低频减载方案统一的情况下,系统出现有功缺额后其频率尚有较大的地区差别,在低频减载方案不统一情况下势必由于负荷误切除对电网造成更大的冲击[19]。
目前国内特高压跨大区联网运行还处于初期阶段,各大区电网仍按照联网前运行时的低频减载方案运行,且华北、华中、华东各电网低频减载方案差别较大[20]。主要表现在:首轮及后续各轮动作频率不同,频率间隔不同;切负荷数量及延时不同,其方案的差异已经大于WECC于1996年前低频减载方案的差异。因此,很难保证整个联网系统或事故后可能形成的分片孤立电网在发生大容量功率缺额情况下,能够合理均匀地减负荷,阻止频率下降并不发生大的潮流波动,防止发生频率崩溃事故[21]。大区互联电网首先应采用统一的低频减载方案,另一方面,随着国内电磁环网的解环,部分小地区电网故障后孤网运行的概率也相应增大了,同时由于运行方式的不同,孤网后功率缺额的差异也可能较大,因此,各区域电网应在满足统一减载方案的前提下,根据本地区电网可能孤网运行的具体情况对其低频减载方案进行适当调整。文献[1]对大区联网后各区域电网低频减载方案的统一没有提出专门的要求,从电网发展角度出发,为了保证当整体或事故后可能形成的分片孤立电网发生大容量功率缺额情况下,能合理均匀减负荷,阻止频率下降并且不发生大的潮流波动,防止发生频率崩溃事故,同步联网状态下的各电网应采用统一协调的低频减负荷方案,对局部事故后可能出现严重功率缺额或功率过剩的孤立电网,可根据情况适当调整,但应不破坏统一方案的总体效果。
1.2 大区联络线低频解列与电网低频减载方案协调
在大区联网采取统一低频减载方案的基础上,低频减载与联络线低频解列装置协调配合问题也亟待考虑。国内大区电网联络线历来曾采用的低频解列定值(49.3 Hz～49.5 Hz)普遍高于电网低频减载方案第1轮动作频率整定值(49.00 Hz～49.25 Hz)。这一设定的初衷是由于联网前各区域电网容量较小,且联络线交换功率较少,各区域电网基本处于供需平衡的基础上,因此,各区域电网是按解列后功率缺额能自行平衡考虑设置联络线低频解列定值(区域电网也不愿意由于联网而其余地区出现有功缺额导致本地区电网低频减载动作的情况)。随着电网规模的扩大,目前国内大区电网间联络线已不再设置低频解列装置。
随着大量超超临界百万机组的出现及千万千瓦级风电基地的建设,联网方式下损失大型火电厂或风电基地后,系统频率下降至49.5 Hz以下的概率是存在的。一旦大区联络线低频解列值高于低频减载方案首轮动作频率整定值,系统将在较高频率将电网解列,使本应依靠旋转备用及负荷频率调节能力下无需切负荷的大电网解列成几个区域电网,其中发生有功缺额的区域电网由于容量较少将出现严重频率下降现象,极端情况下电网可能发生崩溃。出现有功扰动后,联网系统内部的各区域电网间虽然可能出现一定的频率差别,但扰动后系统仍缺乏足够时间判断在哪个合适地点切除负荷,因此,联网系统内部的各区域电网在发生大的有功缺额扰动后都应保证电网的统一,须知既然采用了联网模式,享受到了联网的好处,区域电网就必须承担联网后保证系统频率稳定的义务。20世纪末由于国内电网容量较小,为了防止故障波及到其他电网,因此采取了联络线解列频率较高的措施,而截止到2006年,华北—华中电网系统频率调节系数已经达到2 600 MW/0.1 Hz[19],这一数值已与欧洲发输电协调联盟(UCPTE)电网及美国WECC电网接近[22],而无论是美国WECC、东北区电力协调委员会(NPCC)、中部美国互联电力系统(MAIN)电网或是UCPTE电网,其区域电网联络线低频解列设定值均低于其电网低频减载方案末轮动作频率整定值[23]。
未来华北—华中—华东特高压同步联网的规模将更大,其系统频率调节系数也势必高于现有国内外电网,因此只要确保华北—华中—华东电网不任意解列,依靠全网旋转备用及负荷频率调节能力,即使出现大的有功缺额损失,华北—华中—华东电网仍能保证系统的频率安全。文献[1]对大区联络线低频解列与电网低频减载方案协调没有提出专门的要求,从电网发展角度出发,有统一低频减负荷方案的大区电网联络线低频解列设定值应与电网低频减负荷方案整定值协调,宜先行低频减负荷,以保证发生功率缺额情况下联络线安全运行。
2 调速系统模型对低频减载方案的影响
理论上,应采用单机模型设计电网低频减载方案[23]。但在实际应用中,为了研究电网在有功功率缺额情况下系统频率动态过程,分析校核各种自动装置的动作行为、重要联络线输送潮流及重要负荷地区电压越限情况,各电网一般都会采用电力系统仿真计算程序设计校核低频减载方案。
当发生有功功率缺额时,电力系统频率下降程度和下降速度主要取决于4个因素:发电功率缺额数量;剩余发电机总转动惯量;负荷频率特性;旋转备用容量。前3个因素属于系统固有特性,只有旋转备用容量属于系统变量,其调出速度一般由机组调速系统决定。但是,由于原动机及调速器固有延时的特性,旋转备用的调出存在以下几方面限制:
1)发电机出力仅增加到所能提供的旋转备用的极限。
2)汽轮机带负荷率受汽轮机热应力限制。开始时可快速承担大约10%汽轮机额定输出,紧接着以每分钟大约2%慢速增加。
3)锅炉快速增加大量负荷的能力是有限的。汽轮机阀门打开时,蒸汽流量的增加会导致压力下降,需要增加锅炉燃料输入以恢复压力[24]。
以上这些限制因素在现有绝大多数电力系统仿真计算程序中并没有得到体现[25]。国内外大量事故及现场试验分析表明,电力系统稳定仿真计算中得到的频率响应和现场事故记录往往有较大差别(仿真计算最低频率高于实际系统最低频率,仿真计算频率恢复速度快于实际系统频率恢复速度),目前看来主要原因是由于仿真中采用的调速系统模型和参数不准确造成的。2000年—2001年WECC就此问题分别进行了3次机组跳开试验,发现本应100%机组反应的故障只有40%的机组按要求调出了旋转备用,WECC依托现场数据采集与监视控制(SCADA)数据,提出了新的火电厂调速系统模型,2001年8月1日科尔斯特里普(Colstrip)机组、2002年6月3日迪亚伯洛(Diablo)机组及2002年6月6日太平洋直流联络线(PDCI)直流闭锁故障中这一新模型的准确性得到了验证,WECC建议其所属容量超过150 MW的火电厂全部采用这一新模型。目前国内仿真计算中采用的调速系统模型大多类似IEEEG1,即WECC原先采用的1973年IEEE推荐的典型模型。由于没有考虑锅炉的影响,采用这一模型进行频率仿真将导致计算结果乐观[26,27]。文献[1]推荐采用单机带集中负荷的最简单模型计算系统平均频率的动态变化过程,从仿真准确性出发,如果电网采用电力系统仿真计算程序制定低频减载方案,在缺乏现场实测数据的情况下,为模拟严重情况可考虑将调速系统死区或调差系数改大。
3 大规模风电接入对电网低频减载方案的影响
随着风电装机容量的迅速增加,风电场接入电网后的运行和控制问题成为电网运行调度部门亟待解决的课题[28]。风电场装机容量较小时,风电接入对主网的影响几乎可忽略,若风电装机在电网中所占比例较大,由于风电功率与风速3次方近似成正比,当风速快速变化时,并网风电机组的输出功率也随之变化。大规模风电接入除了对电网安全稳定造成影响外,将对电网低频减载方案制定带来影响。
目前规划建设的大部分风电机组类型为双馈变速或直驱风电机组。其机械功率与系统电磁功率解耦,一方面风机无法对系统频率有效响应,另一方面风机旋转动能无法提高电网惯量。在电网发生有功缺额时,电网惯量越低,系统频率降低就越快,而大量双馈变速风电机组接入电网后,必然替代部分常规同步机组,使整个系统惯量降低。根据风电场接入电网技术规定[29]:要求风电机组在频率49.0 Hz～49.5 Hz时至少运行10 min,也就是说,当系统频率低于49.0 Hz时,风电机组很有可能立刻退出运行。可见风电机组大规模接入电网后,一方面由于风电机组的易失去性,短路故障引起的冲击可能引起风电机组低压保护动作,使系统出现有功缺额,甚至导致低频减载动作切负荷;另一方面当系统损失大电源,频率下降至49.0 Hz以下低频减载装置切负荷试图恢复系统频率时,风电机组可能会由于低频保护退出导致系统更大的功率缺额,如果风电机组容量占系统有功出力的比例较大,风电机组的突然退出将加剧系统频率下降的趋势,一旦系统频率降至火电机组低频保护定值,电网将面临频率崩溃的危险。由于制定时间较早,文献[1]没有针对大规模风电接入电网提出相关要求,从电网稳定性出发,大规模风电接入的电网其风电低频保护必须与电网低频减载方案相协调,大规模风电机组接入电网后,当电网故障或风速异常导致系统频率异常时,风电机组应具有限制出力的能力及调频能力,且风电机组低频跳闸定值不应高于低频减负荷第1轮定值。
4 国外自适应低频减载在国内电网的应用
自适应低频减载主要是利用系统频率变化率dω/dt启动低频减负荷装置,即在系统有功功率缺额较大时加速切负荷,进而尽早抑制频率快速下降,防止出现频率不稳定而造成的破坏事故。国外很多文献对自适应低频减载进行了研究[30,31,32],并提出了采用自适应低频减载取代传统低频减载方案的观点,笔者认为这种观点是值得商榷的。
下面是自适应低频减载方案的理论依据。发电机摇摆方程可表示为:
式中:M为系统惯性常数;Tm为发电机机械转矩;Te为发电机电磁转矩。
由于Tm=Pm/ω,且Te=Pe/ω,因此,当速度变化较小时,式(1)可表示为:
式中:ΔP=Pm-Pe,即电网有功缺额。
由式(2)可知,在系统惯性常数已知的情况下,ΔP在测量出dω/dt值后求出,由于电力系统频率反映了系统中有功功率的供需平衡情况,因此,切除ΔP大小的负荷即可满足系统频率稳定的要求。理论上,自适应低频减载具有优良的动作特性,但在实际应用中却存在不足,一方面其推导过程简化了很多系统条件,另一方面单纯依靠dω/dt计算系统有功缺额也是不准确的。
国外自适应低频减载的不足之处如下:
1)自适应低频减载没有考虑负荷频率特性K及系统旋转备用的作用,在系统频率变化时,系统的负荷功率也会随频率变化,这种负荷功率随频率变化的特性称为负荷频率特性,定义为单位频率变化对应的负荷功率变化,K的取值一般为1～3。为了防止由于短路故障误切负荷,即使是自适应低频减载,其第1轮的动作频率一般也在49.0 Hz,而此时由于负荷的频率特性,有功不平衡已经减少了2ΔfK%,且Δf及K值越大,这种系统负荷的调节量就越大,最大可以达到电网负荷总量8%以上。低频减载方案设定一般不考虑电网旋转备用作用,但在实际运行情况下,虽然系统备用调出存在固有延时,对频率的初始下降率并无影响,但在系统频率下降后期及频率回升期间,旋转备用仍会调出全网发电容量的1%～2%左右。极端情况下,负荷频率特性及旋转备用两者的综合效应将占全网负荷容量的10%左右,自适应低频减载设计如果不考虑这一影响,势必导致过切负荷,而考虑这一影响后减少切负荷量又无法体现其加速切负荷的优点。
2)自适应低频减载切负荷理论是建立在频率变化率基础上的,即认为系统频率下降变化过程是减载前dω/dt=K(K为常数),减载后dω/dt※0的一个线性过程,但实际上系统频率下降是一个非线性过程,在下降过程中dω/dt不断减小,从电力系统等面积法则考虑,即发生有功缺额后的加速面积等于低频减载量、负荷频率特性及旋转备用共同作用的减速面积。在频率最低值(dω/dt=0)后,系统频率不会停留在最低值,其最终稳态频率往往会高于最低频率,即系统频率最低点并不是电网功率平衡点,而是滞后于功率平衡点,即下降过程中出现了过调,而建立在线性过程的自适应低频减载会加大这一过调,增加系统频率超调的概率。
3)考虑到系统阻尼作用,出现有功缺额后频率可以表示成[33]:
式中:f0为系统初始频率;pa为系统功率不平衡量;D为系统总阻尼系数。
当时间较长时,式(3)可以表示为:
可见,系统最终稳态频率只决定于pa及D,而与M无关,也就是说,M只对系统初始频率变化过程及系统最低频率对应时间有关,而对系统最终稳态频率影响较小,换句话说,当pa及D恒定时,M较小的电网系统频率初始下降率dω/dt会较大,M较大的电网系统频率初始下降率dω/dt会较小,但两者的最终稳态频率是一致的。自适应低频减载依靠dω/dt判断系统功率缺额,对于M较小的电网由于初始dω/dt较大,将会切除更多的负荷,对于M较大的电网则由于初始dω/dt较小,切负荷较小,而实际上两者的切负荷量应该是一致的,这就势必造成过切负荷。
4)自适应低频减载的优越性首先是建立在M已知的基础上的,但实际电网运行中,由于电网运行方式的变化,M值往往有很大的变化,因此,离线设置的整定值不能很好地满足系统要求,可能出现由于M的变化,造成负荷过切频率超调,严重时甚至引起机组高频保护动作,进而加大系统事故。
5)系统频率变化因暂态过程随空间分布,其原因是功率重新分配过程和有功潮流方向不同引起系统电压变化,导致负荷功率变化,一般距扰动点越近其频率变化过程就越剧烈[34,35]。因此,为了躲开频率下降过程中同一时间不同地点值可能存在较大差异,自适应低频减载需要人为增加延时,这就显著地减弱了它的优越性。
6)与国外自适应低频减载相对的是国内目前采用的第1轮动作时按df/dt加速切负荷的方案,即如果级差是0.2 Hz、延时为0.2 s,则第1轮频率定值满足时如果df/dt同时大于1 Hz/s,则考虑加速切第2轮,df/dt大于2 Hz/s,则考虑加速切第3轮,因为切除后续轮已经不可避免,晚切不如早加速切好。国内的加速切负荷方案工作原理简单,与具体实施困难的国外自适应方案相比具有明显的优越性。
综上所述,国外自适应低频减载虽然具有预切负荷的优点,但在国内电网实际应用中还存在诸多不足,目前不适合在国内电网中大范围采用。但未来电网实现信息化、数字化、自动化、互动化后,随着测量技术的发展,自适应低频减载也将真正成为智能化低频减载。
5 直流调制在国内电网应用的前景
直流调制的原理是在已有直流输电控制系统中加入附加直流调制器,利用直流输电系统所联交流系统中某些运行参数的变化,来调节直流输电线路传输的功率,使之快速吸收或补偿其所联交流系统中的功率过剩或缺额,起到紧急支援和阻尼振荡的作用。对风电机组比例较大的电网,由于风电机组的易损失性,可以考虑采用直流调制提高互联电网频率稳定性,尽可能避免电网低频减载动作。以西北电网为例,由于河西走廊输送潮流过大,存在通道N-2故障下西北电网低频减负荷装置动作多轮切负荷的情况。低频减负荷作为电网第3道防线措施,一般应避免在电网发生第2类故障过程中动作,因此,可考虑利用直流紧急功率提升功能,抵消部分因大功率缺额对交流系统的冲击。当河西走廊通道出现故障时,利用直流系统功率紧急降低实现交直流系统功率相互支援,降低电网低频减载装置动作切除负荷的风险,改善系统整体稳定性[36,37]。
直流功率紧急提升通常能在80 ms完成,对直流系统来说,考虑情况较为保守,直流系统功率提升需要10个周期,即0.2 s完成功率提升指令。图1给出了2012年西北电网出现大功率缺额后(损失河西走廊),采用直流调制时系统的仿真计算结果。
电网出现大的有功功率缺额后采用直流功率调制,在大多数情况下可以避免电网低频减载装置动作,降低因低频减载装置动作切除负荷的风险,有效改善系统频率特性。
6 结论
1)从电网发展角度出发,大区联网应采取统一的低频减载方案;大区联络线低频解列设定值应与电网低频减载方案整定值协调,应先行低频减负荷,以保证发生功率缺额情况下联络线安全运行。
2)大规模风电机组接入电网后,当电网故障或风速异常导致系统频率异常时,风电机组应具有限制出力的能力及调频能力。
3)自适应低频减载虽然具有预切负荷的优点,但在电网实际应用中还存在诸多不足,目前不适合在电网中大范围采用。
4)可采用直流调制避免电网低频减载装置动作,降低因低频减载装置动作切除负荷的风险,有效改善系统频率特性。
低频低压减载 篇7
国内外近年来发生了一系列频率异常而导致的停电事故,使得频率控制成为研究的热点之一[1]。如2006年“11·4”欧洲大停电事故和我国湖北电网1970年“7·27”事故都属于典型的频率事故,给我国电网安全运行带来了预警启示。
低频减载是防止电力系统频率崩溃的一种有效手段,但是现行电网低频减载方案的设计大都采用单机带集中负荷模型即认为系统中频率静态调节能力恒定,使得制定的减载方案比较保守,容易造成切除过多的负荷,对电网的经济运行不利。
本文拟采用多机多负荷模型的时域动态仿真法(Time-Domain Dynamic Simulation),并在计及频率静特性的随着功率不平衡调节能力发生变化对现行的东北电网低频减载配置方案进行优化调整,获得了更加安全、经济的新方案。
1 低频减载配置方案的研究方法
低频减载方案设计旨在通过合理安排电网各分区低频减载装置的动作频率和时间定值及负荷切除量,尽可能提高低频减载方案整体对系统中不同运行方式、不同扰动地点以及不同功率缺额的最大适应性。当前对低频减载方案的研究主要有单机带集中负荷模型分析法和时域动态仿真分析法(TDDS)[2]。
1.1 单机带集中负荷模型分析法
单机带集中负荷模型分析法以单机带集中负荷模型进行低频减载方案设计,忽略系统中各机组之间的摇摆及负荷特性等影响,认为扰动后整个系统将以同一频率过渡到新的稳态值[3],其结论对于电网发展初期那种电站与负荷相对集中,电网覆盖地域不广的情况是基本准确的,但对现在电网电源和负荷分布比较分散的情况比较不适用。
1.2 时域动态仿真分析法
近年来,基于实际系统全模型的长过程动态仿真法(TDDS),以较高的准确性逐渐取代了传统的仿真分析方法,该方法通过调整系统中动态元件的模型和参数来拟合出与系统实际大扰动过程相接近的曲线,从而获得一组可信的模型和参数。并通过所获得的模型和参数建立系统仿真环境,设定一系列可信的功率脱落事故集,在该事故集下进行低频减载方案的配置及优化。TDDS方法能够仿真出系统各节点的频率的动态特性,为准确制定系统的低频减载方案提供必要条件。图1描述了时域动态仿真分析法的研究思路。
2 电力系统频率静特性
2.1 发电机调节特性
当电力系统频率变化时,促使发电机组原动机(汽轮机或水轮机等)的调速系统自动改变原动机的输入,从而改变发动机的出力,以求系统功率达到平衡,恢复频率到正常允许的范围内。这表明发电机组的功率频率特性取决于调速系统的特性[4]。
发电机组静调差系数δ描述为:
式中:∆f为频率变化量;fN为频率额定值;∆PG为频率变化∆f时发电机组出力变化;PGN为额定频率时发电机组出力。
发电机静调差系数的倒数即为发电机的功率频率静特性系数,其标幺值表示为:
其中,负号表示频率下降时发电机组的出力是增加的。
2.2 负荷调节特性
就总体而言,不计及电压波动影响时,系统频率和负荷的有功关系为:DP=F(f)(3)
由于负荷类型不同,负荷的有功功率与系统频率的关系也不相同,一般有以下几种:
(1)有功功率与频率变化无关的负荷:如照明、电弧炉、电阻炉、整流负荷等。
(2)有功功率与频率变化一次方成正比的负荷:如切削机床、往复式水泵、压缩机、卷扬机等。
(3)有功功率与频率变化二次方成正比的负荷:如电网线损、变压器铁芯中的涡流损耗等。
(4)有功功率与频率变化三次方成正比的负荷:如通风机、静水头阻力不大的循环水泵等。
(5)有功功率与频率变化高次方成正比的负荷:如静水头阻力很大的给水泵等。
整个系统负荷的功率频率静态特性一般表示为:
式中:DP为系统频率为f时的负荷有功功率;PDN为系统频率为额定值fN时的负荷有功功率;ai为各类负荷所占比例;取PDN,fN为基值,将上式表示为标幺值形式如式(5)。
该式称为电力系统负荷频率静态特性方程。由定义知:
通常与频率变化三次方以上成正比的负荷很少,如忽略其影响,对上式微分,即:
式中,KD*为负荷的频率调节系数,一般
电力系统的静态频率特性由系统发电机组和系统负荷共同确定。其物理意义为电力系统发生功率缺额时的相对值与其发生的最大频率偏差的相对值之比,是系统发电机组和系统负荷共同作用的结果,其表达式为:
3 东北电网低频减载配置现状分析
3.1 目前低频减载方案的设计方法
低频减载装置遵循逐步试探求解的原则切除少量负荷,以求达到最佳的控制效果[5]。在系统频率下降过程中,按照频率数值顺序安排几个计算点,即低频减负荷装置的“轮”,有顺序地分批切除负荷,目前低频减载方案设计主要有以下几种[6]。
(1)切除的负荷总数平均分配给各频率区间,每级切除相同负荷,这种方法简单易行,且与系统运行条件无关。当低频减载总级数较多时效果比较好,现已很少应用。
(2)从尽快制止频率下降的角度出发,在给定频率区间的高端切除较多的负荷,而在低端切除较少负荷。这种切除负荷的方式可以获得较好的频率动态,制止频率下滑,但是当级数较少时可能存在过切的问题。
(3)在给定频率区间的高端切除较少的负荷,而低端切除较多负荷。这种方法制止频率下降的能力稍差,但可以避免系统中出现频率超调。
目前东北电网采用的是第二种减载的设计方法,从上面的分析可知这种切除方式可以快速有效地制止频率的下降,防止事故进一步扩大,但也存在过切现象[7,8]。本文就是在计及频率静态特性的基础上对现有的减载方案提出改进。表1是2004年东北电网实际的低频减载方案。
对基本级而言,当系统频率降到49 Hz并在49 Hz以下持续0.3 s时,系统第一次切负荷,此时切掉系统总负荷的5.43%。如果此时系统频率回升到额定值以上,则低频减载装置不再动作。如果频率继续下降,下降到48.8 Hz并在48.8 Hz以下持续0.3 s,则低频减载装置第二次动作,切掉系统总负荷的5.0%,以此类推。
3.2 计及频率静特性的改进低频减载方案(表2)
由于在设计低频减载方案时是考虑最严重情况下,所以这里不考虑KG影响,认为系统中发电机都满发,没有调节能力。由于在设计低频减载时认为KD在减负荷前后是恒定不变的,但对于同一系统,不同时刻,因其负荷组成不同,KD值不相同,KD始终处于动态变化的过程中[9]。(一般先切除与频率变化无关的第三类负荷即1a、a2、a3占剩余负荷的比例增大,KD随之增大。)
所以在考虑负荷调节系数KD随着低频减载切除一部分次要负荷而增大,低频减载各级减负荷量都应相应调整,本次推荐方案就是在东北电网现行低频减载方案的基础上基本级各级切负荷量向下调整10%,并通过仿真验证其有效性。
4 仿真算例分析
以下仿真实验都是在东北电网2004年4月26日独立运行方式下进行的:
系统有发电机152台,总发电功率为20 751 MW,总负荷功率20 363 MW,220 k V、500 k V的交流线共855条,系统中负荷模型统一采用50%恒阻抗,50%感应电动机。
4.1 频率下降到49.0 Hz时仿真校验
在辽宁、吉林、黑龙江设置功率脱落1 200 MW,占系统总发电功率的5.78%,系统频率下降到49 Hz的时间为17.3 s。
(1)现行减载方案:在17.6 s切除系统5.43%负荷约1 106 MW(平均在辽宁、吉林、黑龙江切除负荷)。
(2)改进减载方案:在17.6 s切除系统4.88%负荷约994 MW(平均在辽宁、吉林、黑龙江切除负荷)。
图2描述了频率下降到49.0 Hz时现行和改进低频减载第一级动作后系统的频率曲线。
4.2 频率下降到48.8 Hz时仿真校验
在辽宁、吉林、黑龙江设置功率脱落2 126 MW,占系统总发电功率的10.25%,系统频率下降到48.8Hz的时间为10.2 s。
(1)现行减载方案:在10.5 s切除系统5.0%负荷约1 018 MW(平均在辽宁、吉林、黑龙江切除负荷)。
(2)改进减载方案:在10.5 s切除系统4.50%负荷约916 MW(平均在辽宁、吉林、黑龙江切除负荷);图3描述了频率下降到48.8 Hz时现行和改进低频减载第二级动作后系统的频率曲线。
4.3 改进方案与原来方案进行比较
根据电力系统频率动态过程的特点,以下定义几个标识频率动态轨迹特征的物理量:
T1为第一摆回升到最大值的时间(s);
D1为第一摆回升到最大值的数值(Hz);
T2为第一摆回落到最小值的时间(s);
D2为第一摆回落到最小值的数值(Hz);
K1、K2分别为第1、2级动作切除的负荷比例。
对频率下降到49.0 Hz时低频减载现行方案和改进方案的第一级动作后仿真数据进行分析,可以得到表3。
对频率下降到48.8 Hz时低频减载现行方案和改进方案的第二级动作后仿真数据进行分析,可以得到表4。
对低频减载第一级、第二级动作后现行低频减载方案和改进低频减载方案进行比较,得到表5。
分析图2和图3中现行低频减载和改进低频减载动作后的曲线对比,得出在计及频率静特性基础上的低频减载方案可以有效地减小系统的过切情况,而且频率的回升过程也相对更平缓,对系统的冲击也小。
5 结论
(1)当频率上升时,负荷需求功率随之增加,Ks阻止频率的上升;频率下降时,负荷需求功率跟着下降,Ks抑制频率的下降。Ks起到减轻系统能量不平衡的作用,获得良好的频率动态过程。
(2)对于不同大小的负荷频率调节系数KD,在相同频率偏移下,KD越大,负荷功率变化越大,负荷的调节作用越明显。
(3)考虑Ks随功率的脱落而变化的低频减载方案,可以有效地降低回升频率第一摆的最大值,能相对有效地抑制系统的过切情况,频率回升也更平缓,对系统的冲击更小。
(4)从现行的减载方案和改进的方案进行比较可以得出改进方案的减载量要明显少于现行方案,减少了不必要的负荷损失,提高了系统运行的经济性。
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