CN105470996A - 一种保证余能发电机组接入稳定性的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种保证余能发电机组接入稳定性的方法，系统电网的低压母线上并联有供电负荷、厂用电负荷与余能发电机，供电负荷和厂用电负荷设有继电保护装置，当供电负荷或厂用电负荷发生故障时由继电保护装置切除；此时，余能发电机接入系统的暂态稳定与继电保护动作的时间相关；根据余能发电机的暂态电势及电磁功率关系式及余能发电机的极限切除角和对应时间的关系式，绘制的“角度－时间”曲线，找出极限切除角的对应时间，修正继电保护装置的动作时间，使继电保护动作时间+断路器固有分闸时间≤余能发电机极限切除角对应时间，从而确保余能发电机稳定可靠的接入电网系统。

Description

一种保证余能发电机组接入稳定性的方法

技术领域

本发明涉及余能发电及配电系统暂态稳定技术领域，尤其涉及一种中小型容量余能发电机组以电压直配线方式接入系统时保证稳定性的方法。

背景技术

当余能电站接入电网后，因余能发电机组的容量一般均小于接入点负荷的容量，所以余能发电属于“自发自用”；且余能发电机组必须要与系统联网运行，当接入点其它回路发生故障时，由电网继电保护正确动作切除故障回路；此时，如果余能发电机组不能保持稳定，则会与电网系统发生解裂，只有正确设置继电保护动作时间才能保证发电机组接入系统的稳定性。

目前，对于上述情况下余能发电机组能否保持暂态稳定国内外少有研究，余能发电站并入系统后，使得原有电网系统的结构发生变化，由原来的单一送电方式改为双向供电的模式，这样使得原有电网系统的继电保护灵敏性及选择性降低，给整定计算带来困难。如果现有继电保护装置不能及时调整，那么很可能造成诸多问题，例如联络线故障，不能快速切除等，从而导致余能发电机组失去稳定性。

发明内容

本发明提供了一种保证余能发电机组接入稳定性的方法，通过确定余能发电机组暂态稳定与电网系统继电保护设置之间的关系，对继电保护设置进行修正，从而确保余能发电机稳定可靠的接入电网系统。

为了达到上述目的，本发明采用以下技术方案实现：

一种保证余能发电机组接入稳定性的方法，包括如下步骤：

1)系统电网的低压母线上并联有供电负荷、厂用电负荷与余能发电机，供电负荷和厂用电负荷设有继电保护装置，当供电负荷或厂用电负荷发生故障时由继电保护装置切除；此时，余能发电机接入系统的暂态稳定与继电保护动作的时间相关；

2)余能发电机的暂态电势及电磁功率关系式为：

$P_I=\frac{E^{\′}U}{X_I}sin\mathrm{\δ}$

式中：E′-发电机次暂态电势；

U-发电机端电压；

X_I-系统暂态电抗；

δ-功角；

3)余能发电机的极限切除角和对应时间的关系式为：

${\mathrm{\δ}}_{cm}=\frac{P_T({\mathrm{\δ}}_h-{\mathrm{\δ}}_0)+P_{IIIM}{\mathrm{cos\δ}}_h-P_{IIM}{\mathrm{cos\δ}}_0}{P_{IIIM}-P_{IIM}}$

式中：δ_cm-极限切除角；

P_T-系统故障前发电机功率特性；

P_IIM-系统故障时发电机功率特性；

P_IIIM-系统故障切除后发电机功率特性；

δ_h--故障切除后的功角；

δ₀--故障前运行功角；

4)绘制的“角度－时间”曲线，找出极限切除角的对应时间，修正继电保护装置的动作时间，使继电保护动作时间+断路器固有分闸时间≤余能发电机极限切除角对应时间，即可保证余能发电机接入系统的稳定性。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

基于对余能发电机组暂态稳定分析，研究余能发电机组接入电网系统后的暂态稳定极限切除角及对应时间与电网系统继电保护之间的关系，对继电保护设置进行修正，确保余能发电机组稳定可靠的接入系统。

附图说明

图1是本发明实施例中余能发电机组接入电网系统的一次系统图。

图2是本发明实施例中继电保护配置图。

图3是本发明实施例中阻抗元件计算图。

图4是本发明实施例中功角-时间特性曲线图。

图5是本发明实施例中与暂态稳定相关的继电保护配置图。

图6是本发明实施例中经修正后的的继电保护配置图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步说明：

本发明一种保证余能发电机组接入稳定性的方法，包括如下步骤：

1)系统电网的低压母线上并联有供电负荷、厂用电负荷与余能发电机，供电负荷和厂用电负荷设有继电保护装置，当供电负荷或厂用电负荷发生故障时由继电保护装置切除；此时，余能发电机接入系统的暂态稳定与继电保护动作的时间相关；

2)余能发电机的暂态电势及电磁功率关系式为：

$P_I=\frac{E^{\′}U}{X_I}\sin \mathrm{\δ}$

式中：E′-发电机次暂态电势；

U-发电机端电压；

X_I-系统暂态电抗；

δ-功角；

3)余能发电机的极限切除角和对应时间的关系式为：

${\mathrm{\δ}}_{cm}=\frac{P_T({\mathrm{\δ}}_h-{\mathrm{\δ}}_0)+P_{IIIM}{\mathrm{cos\δ}}_h-P_{IIM}{\mathrm{cos\δ}}_0}{P_{IIIM}-P_{IIM}}$

式中：δ_cm-极限切除角；

P_T-系统故障前发电机功率特性；

P_IIM-系统故障时发电机功率特性；

P_IIIM-系统故障切除后发电机功率特性；

4)绘制的“角度－时间”曲线，找出极限切除角的对应时间，修正继电保护装置的动作时间，使继电保护动作时间+断路器固有分闸时间≤余能发电机极限切除角对应时间，即可保证余能发电机接入系统的稳定性。

以下实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。下述实施例中所用方法如无特别说明均为常规方法。

【实施例】

新建一套干熄焦余能发电机组，余能发电机组的额定容量为25MW，并网点选择在企业总降变电站的10kV侧。总降变电站电压等级为66/10kV，设置有两台40MVA的主变，66kV侧与10kV侧的主结线型式均为单母线分段。

总降变电站10kV系统的原有设备的热稳定要求为31.5kA，3s，动稳定为80kA。总降变电站66kV系统最大运行方式下的短路容量为1263MVA，最小运行方式下的短路容量为413MVA。10kV馈出线保护定值最大为新回收线，设置两段过电流保护，过流Ⅱ段整定值4400A，延时0.5s，过流Ⅲ段整定值2200A，延时1s。10kV馈出线保护定值最小为双翻线，设置两段过电流保护，过流Ⅱ段整定值1100A，延时0.5s，过流Ⅲ段整定值360A，延时1s。

发电站配电断路器为VB2PLUS-12型断路器，12kV，短时耐受电流40kA(4s)，峰值耐受电流125kA，固有分闸时时间65ms，燃弧时间15ms，DC％＝52。

发电机额定转动惯量为9.7t.m²,暂态电抗为0.215，额定功率因数为0.8，运行功率因数为0.95。

如图1所示，是本实施例中余能发电机组接入电网系统的一次系统图。如图2所示，是本发明实施例中继电保护配置图。图中继电保护代码如下表所示：

一、参数计算

1、电网系统元件参数计算：

如图3所示，是本电网系统中的阻抗元件计算图，各元件的阻抗标幺值计算如下：(基准值S_j＝25MVA,U_j＝10.5kV)

1)发电机电抗标幺值：

$X_d^{\′*}=X_d^{\′}\×\frac{S_j}{S_G}=0.215\×\frac{25MVA}{31.25MVA}=0.172$

式中：S_G--发电机额定容量MVA

X′d--发电机暂态电抗；

2)电缆线路的电抗标幺值：

单芯电缆采用品字形排列，单芯电缆的导体外径为23.3mm，而电缆外径为42mm，所以几何均距线芯的等效半径D_Z＝0.389d＝9.06mm，故联络线(共3回，每相3根并联)电缆有名值为：

$X_{L1}=1.3km\×0.1445\lg \frac{D_j}{D_z}=1.3\×0.1445\×\lg \frac{42}{9.06}=1.3km\×0.0963\mathrm{\Ω}/km=0.1252\mathrm{\Ω}$

标幺值为：

$X_{L1}^{*}=\frac{1}{3}{X}_{L1}\×\frac{S_j}{U_j^2}=\frac{1}{3}\×0.1252\mathrm{\Ω}\×\frac{100MVA}{10.5{\mathrm{kV}}^2}=0.0379$

3)限流电抗器的电抗标幺值：

$X_k^{*}=\frac{X_k\%}{100}\×\frac{I_j}{I_n}=\frac{12}{100}\×\frac{1.375kA}{2kA}=0.0825$

式中：X_k-电抗率；I_j-基准电流kA；I_n-电抗器额定电流；

4)余能发电机组惯性时间常数：

$T_J=\frac{2.74{\mathrm{GD}}^2}{1000S_N}{n}^2=\frac{2.74\×9.7{\mathrm{tm}}^2}{1000\×31250kVA}\×{3000}^2=7.65s$

5)余能发电机组次暂态电势：

$X_{\mathrm{\Σ}}^{*}=X_d^{,*}+X_K^{*}+X_{L1}^{*}=0.172+0.0825+0.0096=0.264$

$P_0^{*}=\frac{P_n}{S_j}=\frac{25MW}{25MVA}=1,Q_0^{*}=P_0^{*}\×tg\left({\cos }^{-1}0.9\right)=1\×tg\left(25.84\right)=0.484$

式中：--发电机故障前有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

--发电机故障前无功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

--暂态电抗标幺值归算值(归算至故障点处)；

P_n--发电机额定功率MW；

S_j--基准容量MVA；

次暂态电势

$E^{\′}=\sqrt{{(1+\frac{Q_0^{*}{X}_{\Σ}^{*}}{U^{*}})}^2+{\left(\frac{P_0^{*}{X}_{\Σ}^{*}}{U^{*}}\right)}^2}=\sqrt{{(1+0.484\×0.264)}^2+{(1\×0.264)}^2}=1.158$

式中:--发电机故障前有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

--发电机故障前无功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

--暂态电抗标幺值归算值(归算至故障点处)；

P_n--发电机额定功率MW；

U^*--电压标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

6)余能发电机组初始功率角：

$P_I^{*}=\frac{E^{\′}{U}^{*}}{X_{\mathrm{\Σ}}}\sin \mathrm{\δ}=\frac{1.158\×1}{0.264}\sin \mathrm{\δ}=4.4\sin \mathrm{\δ}$

正常运行时：

$P_0^{*}=P_I^{*}=4.4\sin \mathrm{\δ}=1$

式中:--发电机故障前有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

--发电机正常运行时有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

δ--功角；

δ₀--发电机故障前功角标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

2、余能发电机极限切除角的计算：

假定接入系统处的总降变电站某一馈出回路发生三相短路故障，则余能发电机极限切除角计算过程如下：

1)故障过程中的功率特性：

由于是三相短路，所以短路点的系统电压降至为零，故

$P_{IIM}^{*}=\frac{E^{\′}{U}^{*}}{X_{II}}\sin \mathrm{\δ}=\frac{1.158\×0}{0.264}\sin \mathrm{\δ}=0$

$X_{L1}^{*}=\frac{1}{3}{X}_{L1}\×\frac{S_j}{U_j^2}=\frac{1}{3}\×0.1252\mathrm{\Ω}\×\frac{25MVA}{10.5{\mathrm{kV}}^2}=0.0095$

式中：--发电机故障后有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

--联络线线路电抗标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

2)故障切除后的功率特性：

$P_{IIIM}^{*}=\frac{E^{\′}{U}^{*}}{X_{III}}sin\mathrm{\δ}=\frac{E^{\′}{U}^{*}}{X_{\mathrm{\Σ}}}sin\mathrm{\δ}=P_{IM}^{*}=4.4\sin \mathrm{\δ}$

式中：--切除故障后有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

δ_h--切除故障前功角标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

3)极限切除角：

${\mathrm{cos\δ}}_{cm}=\frac{P_T({\mathrm{\δ}}_h-{\mathrm{\δ}}_0)+P_{IIIM}{\mathrm{cos\δ}}_h-P_{IIM}{\mathrm{cos\δ}}_0)}{P_{IIIM}-P_{IIM}}=\frac{1\×\frac{\mathrm{\π}}{180}(166.86-13.14)+4.4cos166.86}{4.4-0}=-0.364$

δ_cm＝cos^－1(－0.364)＝111.37°

式中：

δ_cm--极限切除角；

--发电机正常运行时有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

--发电机故障后有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

--切除故障后有功功率标幺值(以发电机额定参数为基准值)；

4)分段法确定极限切除时间：

系数K取值为

式中：ω--电角速度(ω＝2πf)；

Δt--时间间隔s；

T_J--发电机组惯性时间常数s；

取Δt＝0.05s，则

第一段：时间0～0.05s；

$\begin{array}{cc}{P}_{II\left(0\right)}^{*}=0& {\mathrm{\ΔP}}_0^{*}=P_0^{*}-P_{II0}^{*}=1\end{array}$

δ₁＝δ₀+Δδ₁＝13.14°+2.94°＝16.08°

第二段：时间0.05～0.1s；

$\begin{array}{cc}{P}_{II\left(1\right)}^{*}=0& {\mathrm{\ΔP}}_1^{*}=P_1^{*}-P_{II1}^{*}=1\end{array}$

δ₂＝δ₁+Δδ₂＝16.08°+8.82°＝24.9°

第三段：时间0.1～0.15s；

$\begin{array}{cc}{P}_{II\left(2\right)}^{*}=0& {\mathrm{\ΔP}}_2^{*}=P_1^{*}-P_{II2}^{*}=1\end{array}$

δ₃＝δ₁+Δδ₃＝24.9°+14.7°＝39.6°

第四段：时间0.15～0.2s；

$\begin{array}{cc}{P}_{II\left(3\right)}^{*}=0& {\mathrm{\ΔP}}_3^{*}=P_1^{*}-P_{II3}^{*}=1\end{array}$

δ₄＝δ₃+Δδ₄＝39.6°+20.58°＝60.18°

第五段：时间0.2～0.25s；

$\begin{array}{cc}{P}_{II\left(4\right)}^{*}=0& {\mathrm{\ΔP}}_4^{*}=P_1^{*}-P_{II4}^{*}=1\end{array}$

δ₅＝δ₄+Δδ₅＝60.18°+26.46°＝86.64°

第六段：时间0.25～0.3s；

$\begin{array}{cc}{P}_{II\left(6\right)}^{*}=0& {\mathrm{\ΔP}}_6^{*}=P_1^{*}-P_{II6}^{*}=1\end{array}$

δ₆＝δ₅+Δδ₆＝86.64°+32.34°＝118.98°

做功角－时间特性曲线图(如图4所示)，从图中可以看出，余能发电机组极限切除角的对应时间为0.286s左右，而总降变电站任一馈出线回路的主保护时限为0.5S(如图5所示)，原电网继电保护主保护时限为0s，考虑断路器的固有分闸时间为0.06s，则在保护动作时，切除角约为18°<<δcm，所以主保护时限为0s的分支或元件回路，是可以保证发电机的暂态稳定的。

因此，本实施例中，将接入余能发电机组后电网的馈线保护的保护时限调整到0.25s(如图6所示)以内，才能保证余能发电机组的稳定性，否则任一馈线发生短路故障在保护切除故障后，发电机组也会失去稳定而退出运行。

通过以上方法，可以明确并方便的量化发电机与系统继电保护设置及动作时间的关系，为余能发电机组稳定接入电网系统提供了保证。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (1)

1.一种保证余能发电机组接入稳定性的方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)系统电网的低压母线上并联有供电负荷、厂用电负荷与余能发电机，供电负荷和厂用电负荷设有继电保护装置，当供电负荷或厂用电负荷发生故障时由继电保护装置切除；此时，余能发电机接入系统的暂态稳定与继电保护动作的时间相关；

2)余能发电机的暂态电势及电磁功率关系式为：

$P_I=\frac{E^{\&prime;}U}{X_I}sin\mathrm{\&delta;}$

式中：E′-发电机次暂态电势；

U-发电机端电压；

X_I-系统暂态电抗；

δ-功角；

3)余能发电机的极限切除角和对应时间的关系式为：

${\mathrm{\&delta;}}_{cm}=\frac{P_T({\mathrm{\&delta;}}_h-{\mathrm{\&delta;}}_0)+P_{IIIM}{\mathrm{cos\&delta;}}_h-P_{IIM}{\mathrm{cos\&delta;}}_0}{P_{IIIM}-P_{IIM}}$

式中：δ_cm-极限切除角；

P_T-系统故障前发电机功率特性；

P_IIM-系统故障时发电机功率特性；

P_IIIM-系统故障切除后发电机功率特性；

δ_h--故障切除后的功角；

δ₀--故障前运行功角；

4)绘制的“角度－时间”曲线，找出极限切除角的对应时间，修正继电保护装置的动作时间，使继电保护动作时间+断路器固有分闸时间≤余能发电机极限切除角对应时间，即可保证余能发电机接入系统的稳定性。