CN109698524A - 基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法 - Google Patents

基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法 Download PDF

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方日升
徐振华
黄霆
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张伟骏
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余秀月
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Abstract

本发明涉及一种基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，用于较低电压等级无法开展发电机组实测建模试验的水电机组所进行的孤网排查方法，该电压等级的机组由于缺乏实测数据，依据设计参数近似进行机组建模，建立发电机参数模型、励磁系统模型和调速系统模型，针对调速系统设置一次调频模式和孤网模式两套并网控制模式参数。当电网发生故障跳闸导致电厂进入孤网后，调速系统根据频差摆动变化速率大小选择控制模式参数，实现控制模式及控制参数切换，即从一次调频模式控制参数切换到孤网模式控制参数，分析事故跳闸后孤立电网安全稳定。

Description

基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法
技术领域
本发明涉及电力系统仿真建模技术领域，具体涉及一种基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法。
背景技术
孤网是指脱离大电网而孤立运行的小容量电网，其最大单机的发电容量一般不小于电网总容量的8％。随着经济社会的快速发展，我国电网逐渐形成大规模区域电网互联的电网结构，在区域电网内部通过高电压等级的主网架将较低电压等级的局部电网互联。在主网架结构中电厂的运行特性及其控制策略一般以大电网的安全稳定运行为基础，因此较低电压等级的局部电网就有可能由于自然灾害、连锁故障、电力设备老化、电压崩溃等偶然事件引发孤网独立运行甚至大面积停电的风险。例如2008年南方冰灾引起电网设施损坏导致的贵州等部分地区孤网运行情况。
当电网事故导致局部电网进入孤网运行状态时，为防止事故后孤立网崩溃造成大面积停电，提高孤立网运行安全稳定性，同时保证城市重要负荷的供电且协助全局电网的逐步恢复，对孤网运行时发电机组动态特性及控制策略开展分析研究具有重要意义。目前对于孤立网的研究重点集中在以下三个方面：一是在孤网频率控制方面针对孤网频率响应的影响因素提出改进措施；二是针对孤立网内部再次发生故障下研究孤立网的紧急稳定控制策略；三是针对孤网运行失稳下的黑启动问题。但这些研究都建立在机组实测模型的基础上，而较低电压等级的局部电网，由于机组老旧或试验条件限制未进行实测建模试验，随着局部电网负荷的增长，加剧了低电压等级孤网安全稳定运行的重要性。
目前地区电网已形成分区供电格局，在特殊检修方式下，较低电压等级的局部电网与系统联络薄弱，此时若关键输变电元件故障跳闸，含地方电厂(一般为火电机组、水电机组和企业自备电厂)的局部电网将脱离系统解列成孤网运行。解列时，孤网内的功率是不平衡的，如果孤网有充足的调节裕量，且控制得当，那么经过一个暂态响应过程，功率可达到平衡，可持续稳定运行。本文以水电机组占比大的较低电压等级局部电网为主体，考虑其中小容量水电机组未进行实测建模，为保障故障后孤网持续稳定运行，基于发电机组及其控制系统相关设备厂家设计参数，从电力系统仿真的角度对孤网运行极其稳定控制策略进行研究。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，有利于针对孤网运行中未实测水电机组进行有效排查，并提出相应控制措施。
为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，包括以下步骤：
步骤S1：根据孤立网筛选规则，确定待分析地区电网孤立网进行排查对象；
步骤S2：采集孤立网网架拓扑及机组数据；
步骤S3：根据孤立网网架拓扑及机组数据，构建适应于电力系统仿真分析软件的近似计算模型；
步骤S4：构建孤立网架的暂态稳定计算模型，并根据近似计算模型进行稳定计算仿真分析，得到稳定分析判据及其阻尼比结果；
步骤S5：基于稳定分析判据及其阻尼比结果，筛选孤立网中失稳机组或薄弱环节；
步骤S6：根据孤立网中失稳机组或薄弱环节，设计相应的控制措施。
进一步的，将待分析地区电网一条线路检修、两条线路断开作为孤立网筛选规则。
进一步的，所述步骤S2具体包括：
步骤S21：收集孤立网架拓扑资料，包括变压器参数、线路参数、其各厂站间及站内线路连接关系；
步骤S22：核查调速系统是否配置调频模式与孤网模式，以及二者间是否可以自动切换；
步骤S23：核查机组是否配置电力系统稳定器；
步骤S24：收集发电机组数据；
步骤S25：收集机组励磁系统数据；
步骤S26：收集机组调速系统数据，包括调速系统各种控制模式以及对应控制模式参数，调速系统控制框图；
步骤S27：若机组配置有电力系统稳定器，收集电力系统稳定器的数学模型及模型参数设定值。
进一步的，所述发电机组数据包括额定有功功率、功率因素、额定励磁电压、额定励磁电流、空载额定励磁电压、空载额定励磁电流、直轴同步电抗、交轴同步电抗、直轴暂态电抗、交轴暂态电抗、直轴开路暂态时间常数。
进一步的，所述机组励磁系统数据包括励磁变及励磁调节器，其中励磁变包括额定容量、二次额定电压、短路电压百分数、联结组；励磁调节器包括厂家型号、数学模型、模型参数设定值。
进一步的，所述步骤3具体包括：
步骤S31：基于步骤S2发电机组厂家资料收集建立发电机组近似计算模型。因未经空载特性饱和试验，机组饱和系数未知，励磁电流基准值未知，计算模型中直轴同步电抗、交轴同步电抗、直轴暂态电抗、交轴暂态电抗以厂家提供饱和值近似，此外励磁系统标幺计算中以空载额定励磁电流的0.8倍近似为励磁电流基准值；
步骤S32：基于步骤S2机组励磁系统厂家资料收集建立励磁系统近似计算模型。因未经发电机组空载大扰动试验，励磁调节器输出限制值未知，励磁调节器控制角上下限以10°～150°近似，由此近似计算励磁调节器输出限制值；
步骤S33：基于步骤S2机组调速系统厂家资料收集建立调速系统近似计算模型。
步骤S34：基于步骤S2机组励磁系统厂家资料收集建立电力系统稳定器计算模型。
进一步的，所述步骤S4具体为：
步骤S41:根据孤立网网架拓扑及机组数据，构建网架计算模型；
步骤S42:基于孤立网中各负荷及发电量数据，构建孤立网网架的潮流计算模型，并调整潮流至收敛状态；
步骤S42:根据得到的孤立网网架的潮流计算模型，构建孤立网架的暂态稳定计算模型，并基于近似计算模型通过电力系统仿真分析软件，进行小干扰稳定分析以及小扰动暂态稳定分析，得到稳定分析判据及其阻尼比结果。
进一步的，所述步骤S5具体为：
步骤S51:判定孤立网稳定情况，稳定分析判据为故障后脱离主网后的孤立网频率稳定，同时孤立网内再次发生小扰动后频率能够保持或恢复到允许范围内的频率稳定；
步骤S52：对小扰动发生前后的孤立网进行阻尼比分析，以阻尼比低于0.015作为孤立网薄弱环节的判据。
进一步的，所述步骤S6具体为：
步骤S61：对可能造成孤立网的运行方式进行梳理优化。合理控制主网运行方式，适当选择机组开机方式，减少主网与孤网联络线的功率交换，维持孤立网内部发用电间的平衡；在雷雨等恶劣天气或检修方式下应提前转移重要用户负荷以及电铁等冲击负荷。
步骤S62：对孤立网中机组的控制系统进行优化，对未配置电力系统稳定器的机组加装电力系统稳定器；
步骤S63：对调速系统进行改造，水电机组调速系统应具备孤网模式切换功能，且参数设置合理；
步骤S64：针对可能出现的孤立网制定安全稳定控制措施，包括：增加低频减载切荷量及轮级、安装高频切机、低频保厂用电、低频自启动、备自投等装置。定期校核控制策略，定期开展装置检验、维修工作。
步骤S65：事故跳闸后造成孤立网运行时，应采取一切措施保证孤立网的稳定，尽快恢复与主网并列运行。
本发明与现有技术相比具有以下有益效果：
本发明当电网发生故障跳闸导致电厂进入孤网后，调速系统根据频差摆动变化速率大小选择控制模式参数，实现控制模式及控制参数切换，即从一次调频模式控制参数切换到孤网模式控制参数，分析事故跳闸后孤立电网安全稳定。
附图说明
图1是本发明方法流程图。
图2为本发明中一实施例中水电机组励磁系统数学模型；
图3为本发明中一实施例中水电机组调速系统数学模型；
图4为本发明一实施例中孤网网架结构图；
图5为本发明一实施例中小扰动稳定分析结果图。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明做进一步说明。
请参照图1，本发明提供一种基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法包括如下步骤：
步骤S1：根据一条线路检修、两条线路断开规则，进行排查对象确定，本实施例以依据此规则筛选的图4孤网作为实施例进行说明；
步骤S2：收集孤立网网架拓扑及机组数据资料。网架拓扑数据包含变压器参数、线路参数、其各厂站间及站内线路连接关系；机组数据资料包含发电机组厂家参数、励磁系统厂家参数、电力系统稳定器厂家参数和调速系统厂家参数。其中，本实施例需采集的参数包括，发电机组厂家提供发电机设计参数中关键参数具体详见表1，发电机组励磁变铭牌参数详见表2。常见水电机组励磁系统和调速系统数学模型详见图2和图3，在数据收集中，需厂家提供励磁系统、电力系统稳定器和调速系统的数学模型及模型中对应参数设定值。
表1发电机组的发电机关键参数
表2发电机组励磁变铭牌参数
序号 参数名称 代号 单位
1 额定容量 S<sub>ETN</sub> kVA
2 一次/二次额定电压 Ut/U<sub>ET</sub> kV/V
3 短路电压百分数 U<sub>ETK</sub> ％
4 联结组
步骤S3：机组及其控制系统模型的建立。依据机组本身及相关控制系统的设备厂家提供数据，在电力系统分析软件PSD-BPA中建立近似计算模型。
依据孤立网中发电机组及其控制系统参数收资，在PSD-BPA中建立暂稳计算的发电机、励磁系统、电力系统稳定器、调速系统暂态模型。因未经空载特性饱和试验，机组饱和系数未知，计算模型中直轴同步电抗、交轴同步电抗、直轴暂态电抗、交轴暂态电抗以厂家提供饱和值近似。因空载气隙线未经实测，励磁系统标幺计算中以空载额定励磁电流If0的0.8倍近似为励磁电流基准值IfB，以此为基础计算得到励磁电压基准值。计算公式如下：
励磁电阻的基准值RfB取发电机额定励磁电压除以额定励磁电流的数值：
励磁电压的基准值UfB为励磁电流基准值乘以励磁电阻的基准值：
UfB＝IfB×RfB (2)
因未经发电机组空载大扰动试验，励磁调节器输出限制值未知，励磁调节器控制角上下限以10°～150°近似，由此近似计算励磁调节器输出限制值。
其中，UET为励磁变二次额定电压，V；
对于触发单元和整流器的增益修正系数即励磁调压器增益KA，不同厂家型号的励磁系统计算值略有不同。以图2中常见励磁调节器数学模型为例：
对于(A)和(C)，有
对于(B)，有
由于水电机组调速系统主要采用开度闭环模式进行控制，因此调速系统数学模型控制参数这里直接套用比例、积分、微分环节参数，个别需要开展控制参数转换则可另行讨论。
步骤S4：构建孤立网架的暂态稳定计算模型，并根据近似计算模型进行稳定计算仿真分析，得到稳定分析判据及其阻尼比结果；
依据图4孤立网网架参数以及年底大负荷收资，在PSD-BPA中建立潮流计算的发电机、输电线路、变压器、负荷潮流模型，并通过调整发电机的发电容量直至潮流平衡收敛。
依据步骤S3机组及控制系统暂态计算模型，在PSD-BPA中进行暂态稳定计算。通过电力系统小干扰稳定性分析PSD-SSAP软件进行小干扰分析。以图4孤立网为例，在潮流平衡及暂稳计算后，通过小干扰分析，得到特征值表和特征向量表结果如表3，由表可知存在阻尼比为0.026的情况，需进行排查。
表3孤立网小干扰分析特征值
序号 实部 虚部 频率 阻尼比 相关比
1 -0.163 6.219 0.990 0.026 2.853
2 -8.426 8.690 1.383 0.696 0.079
3 -0.095 0.092 0.015 0.719 0.381
4 -0.797 0.548 0.087 0.824 0.323
5 -24.855 15.442 2.458 0.849 0.018
6 -1.565 0.544 0.087 0.945 0.050
7 -10.271 2.065 0.329 0.980 0.035
8 -5.811 0.982 0.156 0.986 0.064
9 -8.533 0.835 0.133 0.995 0.036
10 -49.105 3.798 0.604 0.997 0.030
11 -49.121 3.812 0.607 0.997 0.030
12 -33.294 0.859 0.137 1.000 0.001
进一步，对孤网内部再次发生小扰动的情况进行稳定运行分析。以图4孤立网为例，在电量富余的情况下设置B水电厂2号机送出故障切机的扰动，计算结果曲线如图5所示，由图可知，虽然未发生功率及频率失稳，但孤网频率跌落超出允许范围，判断孤网安全稳定运行存在风险。
步骤S5：基于步骤S4稳定分析判据及其阻尼比结果，筛选孤立网中失稳机组或薄弱环节。
依据步骤S4中图4孤立网的分析结果，孤网内部再次发生小扰动后不失稳，由图5所示小干扰分析结果，孤网中存在薄弱环节，即B水电厂1号机与B水电厂2号机间存在机组间振荡隐患。经分析调查可知，B水电厂1号机刚完成技改替换了新的励磁调节器，而B水电厂2号机还未技改，并联机组之间控制参数的不匹配导致孤网稳定水平较低，考虑B水电厂2号机计划技改将调节器更新为与1号机同一型号，以此进行技改后的稳定计算分析，小干扰分析结果如表4。由表可知，技改后系统的最小阻尼比由0.026上升到0.124，属于强阻尼振荡，判断孤网可稳定运行。
表4孤立网技改后小干扰分析特征值
序号 实部 虚部 频率 阻尼比 相关比
1 -0.715 5.715 0.910 0.124 0.926
2 -7.436 9.117 1.451 0.632 0.086
3 -0.093 0.100 0.016 0.681 0.177
4 -9.037 9.048 1.440 0.707 0.069
5 -0.960 0.739 0.118 0.793 0.075
6 -0.846 0.554 0.088 0.837 0.225
以上所述仅为本发明的较佳实施例，凡依本发明申请专利范围所做的均等变化与修饰，皆应属本发明的涵盖范围。

Claims (9)

1.一种基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1：根据孤立网筛选规则，确定待分析地区电网孤立网进行排查对象；
步骤S2：采集孤立网网架拓扑及机组数据；
步骤S3：根据孤立网网架拓扑及机组数据，构建适应于电力系统仿真分析软件的近似计算模型；
步骤S4：构建孤立网架的暂态稳定计算模型，并根据近似计算模型进行稳定计算仿真分析，得到稳定分析判据及其阻尼比结果；
步骤S5：基于稳定分析判据及其阻尼比结果，筛选孤立网中失稳机组或薄弱环节；
步骤S6：根据孤立网中失稳机组或薄弱环节，设计相应的控制措施。
2.根据权利要求1所述的基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于：将待分析地区电网一条线路检修、两条线路断开作为孤立网筛选规则。
3.根据权利要求1所述的基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于：所述步骤S2具体包括：
步骤S21：收集孤立网架拓扑资料，包括变压器参数、线路参数、其各厂站间及站内线路连接关系；
步骤S22：核查调速系统是否配置调频模式与孤网模式，以及二者间是否可以自动切换；
步骤S23：核查机组是否配置电力系统稳定器；
步骤S24：收集发电机组数据；
步骤S25：收集机组励磁系统数据；
步骤S26：收集机组调速系统数据，包括调速系统各种控制模式以及对应控制模式参数，调速系统控制框图；
步骤S27：若机组配置有电力系统稳定器，收集电力系统稳定器的数学模型及模型参数设定值。
4.根据权利要求3所述的基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于：所述发电机组数据包括额定有功功率、功率因素、额定励磁电压、额定励磁电流、空载额定励磁电压、空载额定励磁电流、直轴同步电抗、交轴同步电抗、直轴暂态电抗、交轴暂态电抗、直轴开路暂态时间常数。
5.根据权利要求3所述的基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于：所述机组励磁系统数据包括励磁变及励磁调节器，其中励磁变包括额定容量、二次额定电压、短路电压百分数、联结组；励磁调节器包括厂家型号、数学模型、模型参数设定值。
6.根据权利要求1所述的基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于： 所述适应于电力系统仿真分析软件的近似计算模型包括发电机组近似计算模型、励磁系统近似计算模型、调速系统近似计算模型和定器计算模型。
7.根据权利要求3所述的基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于：所述步骤S4具体为：
步骤S41:根据孤立网网架拓扑及机组数据，构建网架计算模型；
步骤S42:基于孤立网中各负荷及发电量数据，构建孤立网网架的潮流计算模型，并调整潮流至收敛状态；
步骤S42:根据得到的孤立网网架的潮流计算模型，构建孤立网架的暂态稳定计算模型，并基于近似计算模型通过电力系统仿真分析软件，进行小干扰稳定分析以及小扰动暂态稳定分析，得到稳定分析判据及其阻尼比结果。
8.根据权利要求1所述的基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于：所述步骤S5具体为：
步骤S51:判定孤立网稳定情况，稳定分析判据为故障后脱离主网后的孤立网频率稳定，同时孤立网内再次发生小扰动后频率能够保持或恢复到允许范围内的频率稳定；
步骤S52：对小扰动发生前后的孤立网进行阻尼比分析，以阻尼比低于0.015作为孤立网薄弱环节的判据。
9.根据权利要求1所述的基于设计值的含小水电地区孤立网稳定性计算分析方法，其特征在于：所述孤立网制定安全稳定控制措施包括：增加低频减载切荷量及轮级、安装高频切机、低频保厂用电、低频自启动、备自投装置。
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