CN117175680A - 一种海油平台电网控制方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种海油平台电网控制方法及系统，属于电网安全控制领域，根据纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据，判断处于投运状态的发电机是否出现故障跳闸现象，当处于投运状态的发电机出现故障跳闸现象，则根据负荷需切数量切断负荷，根据元件电流大小、有功功率方向、检修压板是否退出以及是否存在另一种元件故障停运判断该元件是否出现过载启动现象，根据元件过载是否启动、元件电流与过载动作电流定值的比较结果以及元件功率与过载动作功率定值的比较结果判断是否过载启动，本方法能够精准的判断出发电机、负载之间是否供需平衡。
Description
技术领域
本发明涉及一种海油平台电网控制方法及系统，属于电网安全控制领域。
背景技术
海洋油气田项目中的电力系统一般包括有电源主平台和多个负荷平台，电源主平台负责本平台负荷和其他负荷平台负荷的电能供应。电源主平台和所辖多个负荷平台组成一个独立的电网。
当前，海油平台电网应用的电力管理系统为PMS系统，而该系统普遍采用PLC架构，PMS系统通过Modbus通信采集中压系统(10kV和35kV电压等级)的保护测控装置数据和低压系统(380V及以下电压等级)的多功能表数据，通过采集到的多功能表数据实现了电网频率和电压的控制功能(AGC/AVC功能)。
PMS系统实现电网安全稳定控制系统功能时，判据用到的发电机、变压器和海缆联络线等间隔模拟量是对应间隔保护装置通过通讯网络转发的数据，目前保护装置采用的Modbus规约通信采集和处理数据机制的影响，再加上通讯网络传输延时，PMS系统对电网故障的暂态稳定控制响应速度只能达到秒级。
对于海油平台电网一般为孤立的电网，一旦发电机发生故障跳闸的情况，由于发电机的输出功率瞬间减小电压下降，频率急降，容易使其他正常运行的发电机飞车，严重时导致整个电力系统瘫痪。因此对于安稳系统内执行的电网安全稳定控制策略的需求也越来越大，提供一种需要对发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷状态判别的方法。
发明内容
本发明目的提供了一种海油平台电网控制方法及系统，以提供一种有效、可靠地发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷的判别方式。
为实现上述目的，本发明的方案包括：
本发明的一种海油平台电网控制方法，包括以下步骤：
1)实时获取海油平台电网中处于投运状态下的发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷的电流、功率数据信息；
2)根据纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据，判断处于投运状态的发电机是否出现故障跳闸现象，所述纯电气量跳闸判据包括发电机的突变量启动条件，跳闸前、后的有功功率与对应的功率定值之间的比较结果，电流值与对应的电流设定值之间的比较结果，所述保护跳闸信号判据包括是否有三相跳闸信号，且该信号持续第一设定时间内是否改变；
当处于投运状态的发电机出现故障跳闸现象则根据负荷需切数量切断负荷；
3)根据元件电流大小、有功功率方向、检修压板是否退出以及是否存在另一种元件故障停运判断该元件是否出现过载启动现象，根据元件过载是否启动、元件电流与过载动作电流定值的比较结果以及元件功率与过载动作功率定值的比较结果判断是否过载动作，所述元件包括发电机、联络变压器、海缆联络线中的至少两种；
当任一元件存在过载启动现象且过载动作，则根据负荷需切数量切断负荷。
有益效果：本发明的海油平台电网控制方法，采集到海油平台电网中发电机、联络变压器、海缆联络线的数据信息后，通过纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据判断发电机是否出现故障跳闸，根据电流大小、有功功率方向、检修压板是否退出以及是否存在另一种元件故障停运判断该元件是否出现过载启动现象，根据过载是否启动、元件电流与过载动作电流定值的比较结果以及元件功率与过载动作功率定值的比较结果判断发电机、联络变压器、海缆联络线是否过载动作通过判断依据能够快速、准确的判断出故障异常。根据判断结果分别通过系统控制电网调节。当发电机出现故障异常时，则以毫秒级切除可中断负荷，根据负荷需切量，确保电网稳定运行。
进一步地，处于投运状态的发电机满足纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据时，则认为该发电机故障跳闸，纯电气量跳闸判据满足：电流突变量启动或功率突变量启动，跳闸前有功功率大于跳闸前功率定值，跳闸后有功功率小于跳闸后功率定值，三相电流均小于投运电流定值，电流减小量大于门槛值且跳闸延时时间大于跳闸确认延时定值；保护跳闸信号判据满足存在三相跳闸信号且该信号在第一设定时间内保持不变，处于投运状态的条件为任意的至少两相电流大于等于投运电流定值或有功功率绝对值大于投运功率定值。
有益效果：通过纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据判断发电机的故障以及是否出现跳闸现象，判断逻辑简单，通过对电流或功率的突变量、电流大小、以及跳闸前后的功率大小进行判断，或者根据跳闸信号判断，所得到的判断结果准确。
进一步地，过载启动满足：元件电流大于等于过载告警电流阈值，发电机功率方向为流入母线方向或联络变压器和海缆联络线为流出母线，且满足辅助判据条件以及持续时间达到启动延时定值，该元件过载启动，所述辅助判据条件为：辅助判据未投入或辅助判据投入后，存在两种元件投运另一种元件跳闸现象；过载动作满足：元件过载启动，元件电流在过载动作电流定值以上，元件功率在过载动作功率定值以上且持续时间持续达到动作延时定值，该元件过载动作。
有益效果：通过过载启动以及过载动作条件判断负荷过载是否严重，在负荷严重的情况下，切断负荷，保证发电机与用电负荷之间的供需平衡，通过元件电流、功率方向以及其他任一元件之间是否存在故障跳闸现象即可准确地判断出负荷是否过载严重。
进一步地，该控制方法还包括有对元件过载告警的判断，过载告警满足：当元件电流大于等于过载告警电流定值，元件功率大于等于过载告警功率定值且元件的检修压板退出，当前状态持续时间达到告警延时定值时，该元件达到过载告警条件。
有益效果：对元件的过载判断还包括过载告警的判断，其中若元件出现过载现象，则进行过载告警，保障了电力系统的安全稳定运行。
进一步地，当发电机出现故障跳闸时，负荷需切量为发电机跳闸前第一设定周期的稳态有功功率与电网备用功率的差值，所述电网备用功率为：
式中，P∈为电网备用功率，KGi为发电机运行系数，PGin为第i台剩余投运发电机额定有功功率，PGi为剩余投运发电机实时有功功率。
有益效果：本发明以故障发电机跳闸前稳态有功功率作为基础值，减去海油平台电网备用有功功率的差值，以该差值作为需切量，根据负荷优先级按最小过切原则毫秒级切除各平台可中断负荷，达到海油平台电网发电机有功出力和负荷用电的供需动态平衡，确保电网稳定运行。同理以发电机过载动作时有功功率与过载动作有功功率定值的差值再减去电网备用有功功率的值作为该负荷需切量。确保电网稳定运行。
进一步地，当发电机过载动作时，负荷需切量为：发电机过载动作时有功功率与过载动作有功功率定值的差值再减去电网备用有功功率；联络变压器/海缆联络线过载动作后，负荷需切数量为联络变压器/海缆联络线过载动作时的有功功率与过载动作有功功率定值的差值。
进一步地，发电机出现故障跳闸和或发电机过载动作后，若负荷需切量大于0，在切除负荷动作执行完毕后，AGC/AVC系统策略控制发电机以设定的运行模式运行，同时调节处于有差模式的发电机和无差模式的发电机，增加出力，直至发电机的负荷率为1；若负荷需切量不大于0，在发电机故障跳闸确认或过载动作后，AGC/AVC系统控制发电机以设定的运行模式运行，并调节无差模式的发电机增加出力，使电网频率和电压稳定后，依次调节有差模式的发电机组，直至海油平台电网实时有功功率等于无差模式发电机实时功率加上有差模式发电机实时功率总和，停止增加发电机出力的调节，所述运行模式包括无差模式和有差模式，所述无差模式为发电机以设定的频率和设定的电压为目标运行；所述有差模式为根据负荷情况修正当前发电机的频率，并根据无差模式下的发电机额定频率二次调速。
有益效果：发电机出现故障和或发电机出现过载告警现象时，根据计算的负荷需切量切除可中断负荷，并考虑了发电机的备用容量，在切除负荷后，优先考虑电网频率稳定，调节无差模式发电机增加出力，使电网系统中的电网频率和电压迅速得到稳定。
进一步地，为快速调节发电机与用电负荷之间的平衡关系，使电网系统中的电网频率和电压迅速得到稳定，联络变压器或海缆联络线过载动作后，根据计算得到的对应负荷需切量切除负荷，并同时调节有差模式发电机和无差模式发电机减少出力。
进一步地，AGC/AVC系统策略控制发电机选取设定的运行模式的方式为：当投运发电机的数量为1时，则将该发电机设置为无差模式；当投运发电机的数量在2个以上时，选取额定容量最大的发电机并设置为无差模式，剩余的发电机设置为有差模式，若存在多台发电机额定容量一样，则从中选取备用容量最大的发电机并设置为无差模式，所述备用容量根据发电机运行系数、剩余投运发电机额定有功和剩余投运发电机实时有功计算得到，当处于无差模式的发电机故障跳闸或过载动作后，则将有差模式中额定容量和备用容量最大的发电机转换为无差模式。
本发明的一种海油平台电网控制系统，包括稳控主站，稳控执行站和AGC/AVC系统，所述稳控主站与稳控执行站通信连接，稳控主站集成AGC/AVC系统功能，所述稳控主站用于获取海油平台电网中发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷的电流、功率数据信息，并获取稳控执行站采集的负荷电流、功率数据信息，以实现如上任一项所述的海油平台电网控制方法。
有益效果：本发明的海油平台电网控制系统，通过稳控主站，稳控执行站的通信，控制发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷，以达到海油平台电网发电机有功出力和负荷用电的供需动态平衡。该系统的判断依据简单准确，能够快速、准确的判断出故障异常，精准快速的调节电网之间的供需平衡，确保电网稳定运行。
附图说明
图1是本发明的系统实施例中海油平台稳控系统架构图；
图2是本发明的系统实施例中发电机故障跳闸切负荷功能策略逻辑框图；
图3是本发明的系统实施例中发电机过载、主变过载、海缆联络线切负荷功能策略逻辑框图；
图4是本发明的系统实施例中AGC/AVC系统架构图；
图5是本发明的系统实施例中发电机组不同运行模式下的U-I关系示意图；
图6是本发明的系统实施例中发电机组不同运行模式下的频率图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步详细的说明。
海油平台电网控制系统实施例：
本实施例提供了一种集成AGC/AVC功能的海油平台电网安全稳定控制系统，采用基于DSP架构的嵌入式装置,集成了海油平台电网安全稳定控制系统功能和海油平台电网AGC/AVC功能,装置通过直接采集稳控策略判据需要的发电机、变压器和海缆联络线等间隔模拟量信息，通过直采模拟量解决了国外PMS系统通过网络采集模拟量信息带来的稳定控制响应时间慢问题，利用嵌入式装置使用寿命长的优点避免了PMS系统服务器寿命短的劣势。另外，对比安全稳定控制系统和AGC/AVC设备分别配置独立装置，本发明装置数量更少，占用海油平台屏位空间更少，能较好缓解海油平台空间紧张的问题。如图1所示的一种安全稳定控制系统，包括位于电源主平台的稳控主站、稳控主站集成的AGC/AVC系统功能和位于各负荷平台的稳控执行站。稳控主站和稳控执行站站间采用光缆连接，站间设备进行通信连接，站间设备通讯采用HDLC协议。
其中稳控主站包括主机装置、I型从机、II型从机和N个采集执行终端(N>1)。主机装置与I型从机、II型从机之间通过光纤连接，同时通过IEC 60044-8通信协议与I型从机、II型从机之间进行通信连接，主机装置还与各采集执行终端通过光纤连接，同时通过IEC60044-8通信协议与各采集执行终端进行通信连接。
稳控主站采集海油平台电网各发电机、联络变压器、海缆联络线、电动机(具体为10kV的电动机)和380V及以下负荷的信息，根据发电机故障跳闸切负荷，发电机、变压器和海缆联络线过载切负荷的控制策略，向稳控主站II型从机和采集执行终端下达控制指令，切除电源主平台的可中断负荷。
I型从机主要负责直接采集稳控主站和AGC/AVC判据所需的模拟量和遥信信息。I型从机采集电源主平台发电机、联络变压器、海缆联络线的三相电流和三相电压模拟量信息，发电机、联络变压器、海缆联络线对应间隔断路器位置、保护动作信息，以及各发电机励磁禁减、禁增、故障、励磁调节器自动、机组快速返回、机组投AGC等相关信息。根据获取到的信息识别出发电机、变压器、海缆联络线投运状态和电网运行方式，以实现AGC/AVC系统策略接收与执行发电机增加/减少有功功率、发电机无功增磁/减磁等指令。
II型从机作为10kV母线上负荷的信息采集控制执行设备，主要采集电源主平台10kV母线电动机等大负荷单相电流和单相电压模拟量信息，将采集的运行信息上送至主站主机装置，接收主站主机下发的控制指令并执行该控制指令。
采集执行终端是安装在低压柜(例如380V低压柜)上的数据采集与控制设备，作为380V及以下负荷的信息采集控制执行设备，主要对采集380V及以下负荷的信息，上送至主站主机装置，接收主站主机下发的控制指令并执行该控制指令。
如图4所示，AGC/AVC系统功能集成在稳控主站中，能够通过I型从机获取到稳控主站主机和I型从机的信息，根据I型从机采集的各发电机模拟量(三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、频率和功率因数等)、发电机遥信状态和稳控主站主机采集的各平台负荷有功功率，控制发电机出力，并将控制指令通过硬接线输出至发电机的DCS系统，保证平台电网稳定运行。
稳控执行站采集本站380V及以下负荷的信息，并将负荷信息上传至稳控主站，同时接收稳控主站的切负荷命令，根据切负荷命令下达相应的控制措施量至采集执行终端，切除各负荷平台的可中断负荷。
其中，本实施例中的系统还设置有AGC/AVC的远方/就地开入遥信。当开入遥信为1处于远方状态时，各发电机组的AGC/AVC由装置根据预设策略进行电压、频率的控制；当开入遥信为0处于就地状态时，各发电机组只能通过本地控制盘或者遥控盘进行控制，海油平台电网投入运行后，AGC/AVC远方/就地控制把手则设置在远方状态，并按照预设策略自动调节电网电压和频率。
本实施例中的海油平台发电机类型包括有燃气轮机组和燃气往复式机组，其中燃气轮机组稳定，突增突卸承载能量强，额定功率大，作为电网的主力机组，负荷瞬间变动承担大部分负荷；燃气往复式机组相对燃气轮机组出力小、突增突卸承载能量弱，电网负荷波动时承担较小的负荷变化，主要负责稳态的负荷分配。
基于本实施例中的控制系统，执行原理如下：
1)实时获取海油平台电网中处于投运状态下的发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷的数据信息。
首先通过稳控主站实时获取海油平台电网中发电机、联络变压器、海缆联络线的电流值、功率数据。采集稳控执行站、稳控主站的负荷数据信息。
2)根据发电机运行数据信息判断发电机是否出现跳闸故障，并根据发电机、联络变压器、海缆联络线的数据信息判断发电机、联络变压器、海缆联络线是否过载启动、过载动作。
根据纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据，判断处于投运状态的发电机是否出现故障跳闸现象，其中纯电气量跳闸判据包括发电机的突变量启动条件，跳闸前、后的有功功率与对应的功率定值之间的比较结果，电流值与对应的电流设定值之间的比较结果。保护跳闸信号判据包括是否有三相跳闸信号，且信号保持在第一设定时间内是否保持不变。
首先，需判断处于投运状态下的发电机是否故障，当电源主平台1台或多台处于投运状态的发电机出现故障后，经“纯电气量跳闸判据”或“保护跳闸信号判据”判别出发电机跳闸后，且至少还有1台发动机在投运状态时，以故障发电机跳闸前第一设定周期(200ms)的稳态有功功率作为基础值、海油平台电网备用有功功率，能够计算出负荷需切量(需要切除的负荷数量)，根据负荷优先级按最小过切原则毫秒级切除各平台可中断负荷，达到海油平台电网发电机有功出力和负荷用电的供需动态平衡，确保电网稳定运行。
其中根据电气量判别出发电机投运、停运状态，具体判别方式如下：
当至少两相电流大于投运电流定值或者有功功率绝对值大于投运功率定值，经过第二设定时间确认后，该状态即为投运状态。
当至少两相电流小于投运电流定值且有功功率绝对值小于投运功率定值，经过第二设定时间确认后，该状态即为停运状态。
如图2所示，纯电气量跳闸判据为：①电流突变量启动或功率突变量启动；②跳闸前有功功率大于跳闸前功率定值；③跳闸后有功功率小于跳闸后功率定值；④三相电流均小于投运电流定值；⑤电流减小量大于门槛值；⑥跳闸延时时间大于跳闸确认延时定值。
当上述的①至⑥条件均满足时，则判为该发电机跳闸。
而保护跳闸信号判据为：有三相跳闸信号且该信号在第一设定时间(15ms)内保持不变，则说明该发电机发生跳闸现象。
当发电机出现故障跳闸时，其负荷需切量则为跳闸前第一设定周期(200ms)发电机的有功功率与电网备用功率的差值。电网备用有功功率P∈为：
式中，P∈为电网备用功率，KGi为发电机运行系数(KGi≤1可整定)，PGin为第i台剩余投运发电机额定有功功率，PGi为剩余投运发电机实时有功功率。
其次，判断发电机、联络变压器、海缆联络线是否出现过载现象。根据元件电流大小、有功功率方向、检修压板是否退出以及是否存在另一种元件故障停运判断该元件是否出现过载启动现象，根据元件过载是否启动、元件电流与过载动作电流定值的比较结果以及元件功率与过载动作功率定值的比较结果判断是否过载动作，其中元件包括发电机、联络变压器、海缆联络线中的至少两种。具体地如图3所示，当电源主平台投运发电机、变压器(即为联络变压器)、海缆联络线由于电网运行方式变化出现热过载影响设备稳定运行时，装置按设定的过载告警定值(即过载告警电流阈值)经延时后告警，根据过载动作定值、动作后需切量和负荷优先级按最小过切原则切除各平台可中断负荷，确保、变压器、海缆联络线稳定可靠运行。
具体地，发电机、变压器、海缆联络线在判别是否过载时，还包括有对元件过载告警的判断，过载告警可通过元件(指的是发电机、变压器、海缆联络线)的检修压板、电流以及功率判别处理。具体而言，当元件的检修压板退出、元件电流≥过载告警电流定值(不判方向)、元件功率≥过载告警功率定值(不判方向)三个判别条件同时满足时，且持续时间达到载告警延时定值，则装置告警。
当装置告警后，元件则根据过载启动的判别条件进行过载启动。具体地启动判别逻辑为：元件电流≥过载告警电流定值(不判方向)；发电机功率方向为策略负方向(流入母线的方向)，变压器或海缆联络线功率为策略负方向或策略正方向(流入或流出母线均可)；元件的检修压板退出；任一元件跳闸。当该判别条件均满足时，且持续的时间达到了载启动延时定值，则达到条件的元件进行过载启动。
当元件过载启动后，发电机、变压器、海缆联络线需同时满足以下条件，且持续的时间达到过载动作延时定值，则对应的元件过载动作：
元件过载启动；元件电流≥过载动作电流定值；|元件功率|≥过载动作功率定值。
当发电机过载且过载动作后，该条件下负荷需切量为发电机过载动作时有功功率与过载动作有功功率定值的差值再减去与电网备用有功功率。
当变压器或海缆联络线进行过载动作后，负荷需切量为元件过载动作时有功功率与过载动作有功功率定值的差值。
作为其他实施方式，可不设置对发电机、变压器、海缆联络线的过载告警条件，通过过载启动和过载动作条件判别发电机、变压器、海缆联络线。
3)当处于投运状态的发电机出现故障跳闸现象则根据负荷需切数量切断负荷，当任一元件(发电机、变压器、海缆联络线)存在过载启动现象且过载动作，则根据负荷需切数量切断负荷。并根据所在状态进行调节。若发电机出现故障和或发电机过载动作，则根据发电机有功功率、额定功率计算负荷需切量，根据负荷需切量，切除可中断负荷，AGC/AVC系统策略则控制发电机执行对应的运行模式；若联络变压器或海缆联络线出现过载动作，联络变压器和海缆联络线切负荷动作执行后，AGC/AVC系统控制发电机按照对应的运行模式运行。
A)若发电机出现故障跳闸和或发电机过载动作，则根据发电机有功功率、额定功率计算负荷需切量，根据负荷需切量，切除可中断负荷，AGC/AVC系统则控制发电机执行对应的运行模式。
当海油平台电网发生发电机故障跳闸或发电机过载时，为尽量少切除可中断负荷，这两类稳控切负荷策略已经将发电机备用容量提前考虑预留给负荷，因这两类稳控切负荷策略发生后，优先考虑电网频率稳定，不考虑无差模式发电机负荷率与有差模式发电机负荷率大小，具体策略如下：
具体地，通过步骤2)可知，发电机出现故障跳闸时的负荷需切量为跳闸前第一设定周期(200ms)发电机的有功功率与电网备用功率的差值。而发电机过载动作后，负荷需切量为发电机过载动作时有功功率与过载动作有功功率定值的差值再减去电网备用有功功率。
若负荷需切量>0，则在发电机故障跳闸切负荷或发电机过载切负荷动作执行完毕后(稳控功能策略)，则该系统自动触发AGC/AVC控制策略，同时调节有差模式发电机和无差模式发电机增加出力，增加有功功率至负荷率等于1。
若负荷需切量≤0，在发电机故障跳闸确认后或发电机过载启动后，系统自动触发AGC/AVC控制策略，并先调节无差模式的发电机增加出力，尽快稳定平台电网频率和电压；然后再依次调节有差模式的燃气轮机组和燃气往复式机组。在调节过程中，当负荷实时有功功率等于无差模式下发电机实时功率加上有差模式发电机实时功率总和，则停止增加发电机出力调节。
而AGC/AVC控制发电机的策略为：
a、当单台发电机投运时，将该投运发电机设置为无差模式。
b、发电机投运台数≥2时，将额定容量最大的一台投运电网主力机组(燃气轮机组)设置为无差模式，剩余的机组设置为有差模式；如果多台投运电网主力机组容量一样，设置备用容量最大的一台投运燃气轮机组为无差模式，其他机组设置为有差运行模式，以减少机组调节。其中机组备用容量P1为
P1＝KG×PGn-PG
式中，KG为发电机运行系数，PGn为剩余投运发电机额定有功功率，PG为剩余投运发电机实时有功功率。
c、在运行过程中，当处于无差运行模式的发电机因故障跳闸变成停运状态后，系统自动将有差模式下额定容量最大的一台投运电网主力机组(燃气轮机组)从有差模式转换为无差模式，其他机组的运行模式不变；如果处于有差模式下的多台投运燃气轮机组额定容量一样，则选择备用容量最大的一台投运电网主力机组(燃气轮机组)从有差模式转为无差模式，其他机组的运行模式不变。
B)若联络变压器或海缆联络线出现过载现象，联络变压器和海缆联络线切负荷动作执行后，AGC/AVC系统控制发电机按照对应的运行模式运行。
在变压器过载切负荷或联络线过载切负荷动作执行完毕后，系统自动触发AGC/AVC策略，同时调节有差模式发电机和无差模式发电机减少出力。调节过程中按照以下策略减少出力：
当无差模式发电机负荷率K1比有差模式发电机负荷率K2小时，计算出两种运行模式下的负荷率差值K，需要满足K＝(K2-K1)≥0.05，K值可根据实际需要整定，整定值需确保无差模式发电机留有较大热备承担负荷波动；AGC/AVC系统将无差模式发电机的负荷率调节至负荷率K2。当海油平台负荷实时有功功率满足如下条件时，停止发电机减少出力调节：
PF＝K1×KG×P无差-额+K2×KG×P有差-额
式中，PF为海油平台负荷实时有功；K1为无差模式发电机负荷率；P无差-额为无差模式发电机额定有功功率；K2为有差模式发电机负荷率，P有差-额为有差模式发电机额定有功功率总和；KG为发电机运行系数(KG≤1可整定)。负荷率为发电机实时功率与额定功率的比值。
在本实施例中，AGC/AVC系统控制发电机运行模式包括有两种，一种是无差模式，即电压(频率)设定方式，如图5、图6所示，无差模式下发电机组转速和负荷曲线是一条平行X轴的直线，机组稳定以设定的频率(如50Hz)和设定的电压(如10.5kV)为目标运行，保持电网稳定；另一种是有差模式，即电压(频率)跟随模式，如图5、图6所示，有差模式下发电机组转速和负荷曲线是一条下垂的直线区间带，发电机调速系统会根据负荷情况修正调速环调整后的频率，但该频率非稳定的频率，需要本系统以无差模式发电机设定的额定频率对有差模式的发电机进行二次调速，让有差调节模式的发电机也达到稳定的频率。有差模式是在发电机组带载率突然变很高或很低时，防止发电机过载或被托反向导致跳机。
4)若发电机无故障且发电机、联络变压器、海缆联络线均未过载，则AGC/AVC系统根据负荷实时有功功率和各发电机的额定有功功率，控制各发电机按照设定的运行模式运行。
电网正常运行(无发电机故障跳闸、发电机过载、变压器过载、联络线过载这几类工况发生)时，AGC/AVC系统根据海油各平台负荷实时有功和各发电机额定有功功率，控制调节发电机负荷率策略如下：
当无差模式发电机负荷率K1比有差模式发电机负荷率K2小时，计算出两种运行模式下的负荷率差值K，当K＝(K2-K1)≥0.05，K值可整定，通常K＝0.2，确保无差模式发电机留有较大热备承担负荷波动；AGC/AVC系统将无差模式发电机的负荷率调节至负荷率K2。当海油平台负荷实时有功功率满足如下条件时，停止发电机减少出力调节：
PF＝K1×KG×P无差-额+K2×KG×P有差-额
式中，PF为海油平台负荷实时有功；K1为无差模式发电机负荷率；P无差-额为无差模式发电机额定有功功率；K2为有差模式发电机负荷率，P有差-额为有差模式发电机额定有功功率总和；KG为发电机运行系数(KG≤1可整定)。
海油平台电网控制方法实施例：
本实施例中的海油平台电网控制方法，主要包括：
1)实时获取海油平台电网中处于投运状态下的发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷的电流、功率数据信息；
2)根据纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据，判断处于投运状态的发电机是否出现故障跳闸现象，所述纯电气量跳闸判据包括发电机的突变量启动条件，跳闸前、后的有功功率与对应的功率定值之间的比较结果，电流值与对应的电流设定值之间的比较结果，所述保护跳闸信号判据包括是否有三相跳闸信号，且信号保持在第一设定时间内是否保持不变；
当处于投运状态的发电机出现故障跳闸现象则根据负荷需切数量切断负荷；
3)根据元件电流大小、有功功率方向、检修压板是否退出以及是否存在另一种元件故障停运判断该元件是否出现过载启动现象，根据元件过载是否启动、元件电流与过载动作电流定值的比较结果以及元件功率与过载动作功率定值的比较结果判断是否过载动作，所述元件包括发电机、联络变压器、海缆联络线中的至少两种；
当任一元件存在过载启动现象且过载动作，则根据负荷需切数量切断负荷。其中具体地实施方式已在海油平台电网控制系统实施例中详细描述，这里不再赘述。
Claims (10)
1.一种海油平台电网控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)实时获取海油平台电网中处于投运状态下的发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷的电流、功率数据信息；
2)根据纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据，判断处于投运状态的发电机是否出现故障跳闸现象，所述纯电气量跳闸判据包括发电机的突变量启动条件，跳闸前、后的有功功率与对应的功率定值之间的比较结果，电流值与对应的电流设定值之间的比较结果，所述保护跳闸信号判据包括是否有三相跳闸信号，且该信号持续第一设定时间内是否改变；
当处于投运状态的发电机出现故障跳闸现象则根据负荷需切数量切断负荷；
3)根据元件电流大小、有功功率方向、检修压板是否退出以及是否存在另一种元件故障停运判断该元件是否出现过载启动现象，根据元件过载是否启动、元件电流与过载动作电流定值的比较结果以及元件功率与过载动作功率定值的比较结果判断是否过载动作，所述元件包括发电机、联络变压器、海缆联络线中的至少两种；
当任一元件存在过载启动现象且过载动作，则根据负荷需切数量切断负荷。
2.根据权利要求1所述的海油平台电网控制方法，其特征在于，处于投运状态的发电机满足纯电气量跳闸判据或保护跳闸信号判据时，则认为该发电机故障跳闸，纯电气量跳闸判据满足：电流突变量启动或功率突变量启动，跳闸前有功功率大于跳闸前功率定值，跳闸后有功功率小于跳闸后功率定值，三相电流均小于投运电流定值，电流减小量大于门槛值且跳闸延时时间大于跳闸确认延时定值；保护跳闸信号判据满足存在三相跳闸信号且该信号在第一设定时间内保持不变，处于投运状态的条件为任意的至少两相电流大于等于投运电流定值或有功功率绝对值大于投运功率定值。
3.根据权利要求1所述的海油平台电网控制方法，其特征在于，过载启动满足：元件电流大于等于过载告警电流阈值，发电机功率方向为流入母线方向或联络变压器和海缆联络线为流出母线，且满足辅助判据条件以及持续时间达到启动延时定值，该元件过载启动，所述辅助判据条件为：辅助判据未投入或辅助判据投入后，存在两种元件投运另一种元件跳闸现象；过载动作满足：元件过载启动，元件电流在过载动作电流定值以上，元件功率在过载动作功率定值以上且持续时间持续达到动作延时定值，该元件过载动作。
4.根据权利要求3所述的海油平台电网控制方法，其特征在于，该控制方法还包括有对元件过载告警的判断，过载告警满足：当元件电流大于等于过载告警电流定值，元件功率大于等于过载告警功率定值且元件的检修压板退出，当前状态持续时间达到告警延时定值时，该元件达到过载告警条件。
5.根据权利要求2所述的海油平台电网控制方法，其特征在于，当发电机出现故障跳闸时，负荷需切量为发电机跳闸前第一设定周期的有功功率与电网备用功率的差值，所述电网备用功率为：
式中，P∈为电网备用功率，KGi为发电机运行系数，PGin为第i台剩余投运发电机额定有功功率，PGi为剩余投运发电机实时有功功率。
6.根据权利要求5所述的海油平台电网控制方法，其特征在于，当发电机过载动作时，该负荷需切量为：发电机过载动作时有功功率与过载动作有功功率定值的差值再减去电网备用有功功率；联络变压器/海缆联络线过载动作后，负荷需切数量为联络变压器/海缆联络线过载动作时的有功功率与过载动作有功功率定值的差值。
7.根据权利要求5所述的海油平台电网控制方法，其特征在于，发电机出现故障跳闸和或发电机过载动作后，若负荷需切量大于0，在切除负荷动作执行完毕后，AGC/AVC系统控制发电机以设定的运行模式运行，同时调节处于有差模式的发电机和无差模式的发电机，增加出力，直至发电机的负荷率为1；若负荷需切量不大于0，在发电机故障跳闸确认或过载动作后，AGC/AVC系统控制发电机以设定的运行模式运行，并调节无差模式的发电机增加出力，使电网频率和电压稳定后，依次调节有差模式的发电机组，直至海油平台电网实时有功功率等于无差模式发电机实时功率加上有差模式发电机实时功率总和，停止增加发电机出力的调节，所述运行模式包括无差模式和有差模式，所述无差模式为发电机以设定的频率和设定的电压为目标运行；所述有差模式为根据负荷情况修正当前发电机的频率，并根据无差模式下的发电机额定频率二次调速。
8.根据权利要求6所述的海油平台电网控制方法，其特征在于，联络变压器或海缆联络线过载动作后，根据计算得到的对应负荷需切量切除负荷，并同时调节有差模式发电机和无差模式发电机减少出力。
9.根据权利要求7所述的海油平台电网控制方法，其特征在于，AGC/AVC系统控制发电机选取设定的运行模式的方式为：当投运发电机的数量为1时，则将该发电机设置为无差模式；当投运发电机的数量在2个以上时，选取额定容量最大的发电机并设置为无差模式，剩余的发电机设置为有差模式，若存在多台发电机额定容量一样，则从中选取备用容量最大的发电机并设置为无差模式，所述备用容量根据发电机运行系数、剩余投运发电机额定有功和剩余投运发电机实时有功计算得到，当处于无差模式的发电机故障跳闸或过载动作后，则将有差模式中额定容量和备用容量最大的发电机转换为无差模式。
10.一种海油平台电网控制系统，包括稳控主站，稳控执行站和AGC/AVC系统，所述稳控主站与稳控执行站通信连接，稳控主站同时集成AGC/AVC系统功能，其特征在于，所述稳控主站用于获取海油平台电网中发电机、联络变压器、海缆联络线和负荷的电流、功率数据信息，并获取稳控执行站采集的负荷电流、功率数据信息，以实现如权利要求1-9任一项所述的海油平台电网控制方法。
Priority Applications (1)
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|---|---|---|---|
| CN202311046284.3A CN117175680A (zh) | 2023-08-18 | 2023-08-18 | 一种海油平台电网控制方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
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Publications (1)
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2023
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