电力系统稳定和系统振荡分析
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  • 发表时间:2019-09-05 19:05
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  一、稳定性概述 不发生主系统的非同步运行 ——功角稳定(也称同步运行稳定性) 不发生频率崩溃 ——频率稳定 不发生电压崩溃 ——电压稳定 为分析方便, 又将稳定性问题分为: 小扰动下的静态稳定 大扰动下的暂态稳定 长过程的动态稳定 2001版《电力系统安全稳定导则》 附录A中给出的有关稳定的定义: 电力系统稳定性是指电力系统受到事故扰动 后保持稳定运行的能力。通常根据动态过程的特 征和参与动作的元件及控制系统,将稳定性的研 究划分为静态稳定、暂态稳定、动态稳定、电压 稳定。 二、静态稳定 静态稳定是指电力系统受到小干扰后,不 发生非周期性失步,自动恢复到起始运行状态的 能力。 1.功角静稳 以最简单的单机无限大系统为例。 G T1 l T2 ?恒定 U Pz Qz 设发电机为隐极机,并采用E’,xd模型。发 电机电势E’至无限大系统间总电抗为xΣ。发电机 电势与无限大母线电压之间夹角为δ。 E U 系统输送的电磁功率为: P? sin ? X? 原动机的机械功率 即系统正常运行时输送的功率: P T ? P z P P a b b b” PT a a ? ?a ? a a ? ? b ? b b ? a点静态稳定。 b点静态不稳定 静稳定判据为:dP d? ? 0 当 dP d? ? 0 时,对应极限传输功率Pj 相应的静稳定储备系数为: KP ? Pj ? Pz Pz ? 100% 在正常运行方式下,对不同的电力系统,按 功角判据计算的静态稳定储备系数(KP)应为 15%~20%,在事故后运行方式和特殊运行方式 下,KP不得低于10%。 提高极限传输功率即可提高系统的静稳 -发电机采用自动励磁调节装置 -输电线采用分裂导线 -输电线采用串联电容器补偿 -改善系统结构缩小电气距离 -采用中间补偿设备维持电压恒定 (如静止补偿器) -提高输电线.电压静稳 dQ dU ? 0 电压静稳定判据为: 式中Q为电源无功与负荷无功之差。若dQ dU ? 0 则电压下降,将更加导致系统无功的不足,系统 电压崩溃。 当 dQ dU ? 0 时,对应母线临界电压Uc 。 相应的静稳定储备系数为: U z ?Uc KV ? ? 100% Uz ( Uz为母线正常电压) 在正常运行方式下,对不同的电力系统,按 无功电压判据计算的静态稳定储备系数(KV) 为10%~15%。在事故后运行方式和特殊运行方 式下,KV不得低于8%。 三、暂态稳定 以下图所示: 单机无限大系统线路始端发生短路说明暂稳。 G T1 xT1 l xl1=xl2 T2 ? 恒定 U x d’ xT2 Pz Qz 简单考虑发电机自动励磁调节装置的作用 发电机采用E’,xd’模型。 Ⅰ.正常运行时 xl ? xT 2 系统电抗: x I ? x ? xT 1 ? 2 d EU 电磁功率: PI ? sin ? xI Ⅱ.故障存在时, 系统电抗: xII ? x ? xT 1 d ? ? ? xl ? ? ? ? xT 2 ? ? ?2 ? ?x d ? xT 1 ? ? xl ? ? ? ? xT 2 ? ?2 ? x? xΔ:不同短路时的附加电抗。 短路类型 xΔ 三相短路 0 两相短路接地 xΣ2//xΣ0 两相相间短路 xΣ2 单相短路 xΣ2+xΣ0 xΣ2、xΣ0:系统负序、零序总阻抗 E U sin ? 电磁功率: PII ? xII Ⅲ.故障切除后 系统电抗: xIII ? x ? xT1 ? xl ? xT 2 d E U sin ? 电磁功率: PIII ? xIII P PI d e h PT a f PIII c b PII ?0 ?C ? 单机无限大系统能否暂稳的条件为: 最大可能减速面积大于加速面积。 四种短路对暂稳的影响, 三相短路最不利 以下依次为:两相短路接地 两相相间短路 单相短路 任何可以减小加速面积,或增大最大可能减 速面积的措施,均认为是对暂稳有利。 任何提高静稳的措施均对暂稳有利。 -继电保护实现快速切除故障 -线路采用自动重合闸 (对暂稳而言:单相重合闸好于三相重合闸) -发电机采用快速励磁系统,增加强励倍数 -汽轮机快关汽门 -水电机组电气制动 -变压器中性点经小电阻接地 -长线路中间设置开关站 -线路采用串联电容补偿 -采用无功补偿装置 -实现连锁切机 2001版《电力系统安全稳定导则》 暂态稳定是指电力系统受到大扰动后,各同 步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来 稳态运行方式的能力。通常指保持第一或第二振 荡周期不失步的功角稳定。 暂态稳定的判据是电网遭受每一次大扰动后, 引起电力系统各机组之间功角相对增大,在经过 第一或第二振荡周期不失步,作同步的衰减振荡, 系统中枢点电压逐渐恢复。 我国电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准 分为三级。 第一级标准:保持稳定运行和电网的正常 供电; 第二级标准:保持稳定运行,但允许损失部分 负荷; 第三级标准:当系统不能保持稳定运行时, 必须防止系统崩溃并尽量减少 负荷损失。 第一级安全稳定标准: 正常运行方式下的电力系统受到下述单一 元件故障扰动后,保护、开关及重合闸正确动 作,不采取稳定控制措施,必须保持电力系统 稳定运行和电网的正常供电,其他元件不超过 规定的事故过负荷能力,不发生连锁跳闸。 a)任何线路单相瞬时接地故障重合成功; b)同级电压的双回线或多回线和环网,任一回线 单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不 重合; c) 同级电压的双回线或多回线和环网,任一回线 三相故障断开不重合; d)任一发电机跳闸或失磁; e)受端系统任一变压器故障退出运行; f)任一大负荷突然变化; g)任一回交流联络线故障或无故障断开不重合; h)直流输电线路单极故障。 但对于发电厂的交流送出线路三相故障,发 电厂的直流送出线路单极故障,两级电压的电磁 环网中单回高一级电压线路故障或无故障断开, 必要时可采用切机或快速降低发电机组出力的措 施。 第二级安全标准: 正常运行方式下的电力系统受到下述较严重 的故障扰动后,保护、开关及重合闸正确动作, 应能保持稳定运行,必要时允许采取切机和切 负荷等稳定控制措施。 a)单回线单相永久性故障重合不成功及无故障三 相断开不重合; b)任一段母线故障; c) 同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地 故障重合不成功,双回线三相同时跳开; d) 直流输电线路双极故障。 第三级安全稳定标准:电力系统因下列情 况导致稳定破坏时,必须采取措施,防止系统 崩溃,避免造成长时间大面积停电和对最重要 用户(包括厂用电)的灾害性停电,使负荷损 失尽可能减少到最小,电力系统应尽快恢复正 常运行。 a)故障时开关拒动; b)故障时继电保护、自动装置误动或拒动; c)自动调节装置失灵; d)多重故障; e)失去大容量发电厂; f)其他偶然因素。 四、动态稳定 动态稳定是指电力系统受到小的或大的干扰 后,在自动调节和控制装置的作用下,保持长 过程的运行稳定性的能力。动态稳定的过程可 能持续数十秒至几分钟。后者包括锅炉、带负 荷调节变压器分接头、负荷自动恢复等更长响 应时间的动力系统的调整,又称为长过程动态 稳定性。电压失稳问题有时与长过程动态有关。 与快速励磁系统有关的负阻尼或弱阻尼低频增 幅遮挡可能出现在正常工况下,系统受到小干 扰后的动态过程中(称之为小扰动动态稳定), 或系统受到大扰动后的动态过程中,一般可持 续发展10s~20s后,进一步导致保护动作,使 其他元件跳闸,问题进一步恶化。 动暂态稳定的判据是在受到小的或大 的扰动后,在动态摇摆过程中发电机相对 功角和输电线路功率呈衰减振荡状态,电 压和频率能恢复到允许的范围内。 现在,动态稳定一般主要研究系统阻尼 的问题。前面所述的功角稳定,系统之所以 能够稳定,一个前提条件是作衰减振荡。阻 尼力矩,是指发电机的转速发生变化时,发 电机本身所具有的反应于转速变化的力矩, 所谓正的阻尼力矩,是指这种力矩的方向正 好制止转速变化,当转速增高时,正阻尼起 制动作用,而转速减小时,正阻尼起加速作 用。因而系统具有正阻尼时,振荡将衰减。 动态稳定,要求系统必须具有正阻尼。 单从发电机结构看,由于水轮发电机转子 上的阻尼绕组,以及汽轮发电机的整体转子本 身的作用(等效于阻尼绕组),当发电机转子 转速与转子空间因电枢反应产生的旋转磁场的 转速不同时( ?? ? 0 ),即产生阻尼力矩。 因动态失稳是振荡性失稳,有一定振荡频率, 引入正弦振荡概念,阻尼绕组产生的阻尼力矩 与Δω同相位,是正阻尼力矩。因而一般系统没 有动态失稳问题。 发电机的快速励磁系统感受发电机机端 电压的变化,从而改变励磁电压。以单机无 限大系统为例,当因某扰动使发电机的相位 从初始的δ0,有一个正的Δδ的变化,由于系 统功率增大,电流增大,机端电压下降ΔUG, 快速励磁系统测得机端电压下降后,将基本 无时限地由放大系统放大若干倍地增大励磁 电压Uf。由于励磁回路的时滞,励磁电流只 能慢慢增加,慢慢增大气隙磁束,以提高发 电机端电压,实现电压校正。 因Δδ成正弦变化,而 ?? ? dt 故Δω总是超前Δδ 90°。采用快速励磁后, ?U f ?U f ?U G 前述情况下, 为负, 为负, 为正。 ? U ?? ?? G d?? 又因励磁回路有很大的电感,励磁电流If将滞后 Uf约90°,即滞后Δδ约90°,从而与Δω差180°。 因之,该情况下,由快速励磁调节系统产生的机 端电压增高,和因此电压增高所引起的额外增加 的力矩,将与Δω差180°,是负阻尼力矩,这是 快速励磁系统引起系统动态失稳的根本机理。 由于发电机阻尼绕组的正阻尼,只要励磁调 节的负阻尼效应不过大,综合的阻尼作用仍可为 正,故可用降低励磁调节器的放大倍数来维持系 统动稳。 当系统总体为负阻尼时,因扰动产生的振荡, 将在负阻尼的作用下,或因振荡发散而引起系统 间失去同步,或由于系统中某些参数的非线性而 使振荡的幅值最终趋于某一定值。负阻尼系统在 小扰动的作用下常会发生后者的现象,线路上出 现持续的功率摇摆,振荡频率一般在0.2~2.5Hz 范围内,称之为低频振荡。 经验及研究表明,电厂出线及系统间联络线 功率过大,或系统之间联系电抗过大的情况下, 更易诱发低频振荡。 提高动稳最有效的方法是在快速励磁系统的 输入回路中引入反应机组转速变化的附加环节, 并做到机端电压的变化与转速变化同相,以达到 提供正阻尼的最终要求,该引入反应转速的附加 环节,称之为电力系统稳定器(PSS)。 国外有利用晶闸管控制静止补偿器进行附加 稳定控制增加系统正阻尼的方法,提高动稳, 效果很好。 五、系统振荡(异步运行) 电力系统功角稳定破坏,失去同步,将导致 系统振荡。 造成系统振荡的具体原因主要有:①输电线 路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏;②电 网发生短路故障,切除大容量发电、输电或变电 设备,负荷瞬时发生较大突变等造成电力系统暂 态稳定破坏;③环状系统(或并列双回线)突然 开环,使两部分系统联系阻抗突然增大,引起动 稳定破坏而失去同步;④大容量机组跳闸或失磁, 使系统联络线负荷增长或使系统电压严重下降, 造成联络线稳定极限降低,引起稳定破坏; ⑤电源间非同步合闸未能拖入同步。 系统进入异步运行,将导致电压、电流、功率的 大幅振荡。 以单机无限大系统的电压说明。 G ? E T1 1 xT1 2 l xl1=xl2 3 T2 ?恒定 U x d’ xT2 Pz Qz 其电压电流向量图为: ? E ? E ? U 1 ? U 1 ? U 2 ? U 3 ? U 2 ? U 3 ? U 当单机与无限大系统之间的δ角在失步后在 0~360°往复变化时,系统各点电压将产生振荡, 而在 ? U x ? 处, ? 180 ? 时,在距无限大母线; E ?U 电压将降低为0,我们称该点为振荡中心, 显然振荡中心的电压将周期性降低为0。 系统振荡时一般现象有: ①发电机、变压器、线路的电压表、电流表 及功率表周期性地剧烈摆动,发电机和变 压器发出有节奏的嗡鸣声; ②连接失去同步的发电机或系统的联络线上 的电流表和功率表摆动得最大。电压振荡 最激烈的地方是系统振荡中心,每一周期 性约降低至零值一次。随着离振荡中心距 离的增加,电压波动逐渐减少。如果联络 线的阻抗较大,两侧电厂的容量也很大, 则线路两端的电压振荡是较小的; ③失去同期的电网,虽有电气联系,但仍有 频率差出现,送端部分系统的频率升高, 受端部分系统频率降低并略有摆动。 振荡的危害: ①振荡时处于异步运行的发电机,其机组的振动 和转子的过热可能造成发电机损坏。 ②振荡时振荡中心附近,由于电压周期性大幅度 降低,将丧失大量负荷。 ③系统振荡时电流、电压变化情况复杂,可能引 起保护装置的误动而进一步扩大事故。 应采取措施(如电力系统再同步、人工解列 平息振荡再并列)迅速平息振荡。振荡事故的进 一步扩大将导致电力系统瓦解甚至大面积停电事 故的产生。 附:N-1原则 正常运行方式下的电力系统中任一元件(如线路、 发电机、变压器等)无故障或因故障断开,电力系统 应能保持稳定运行和正常供电,其他元件不过负荷, 电压和频率均在允许范围内。这通常称为N-1原则。 N-1原则用于电力系统静态安全分析(单一元件 无故障断开),或动态安全分析(单一元件故障后断 开的电力系统稳定性分析)。 当发电厂仅有一回送出线路时,送出线路故障可 能导致失去一台以上发电机组,此种情况也按N-1原 则考虑。