孤网运行工作总结（精选7篇）
篇1：孤网运行工作总结
扶沟项目孤网运行工作总结
扶沟项目目前无厂区备用电源，一旦系统联络线故障跳闸，或线路及对侧变电站需要项目公司机组配合检修的情况，就必须机组孤网运行，结合扶沟项目几次孤网运行的工作情况，向各位领导汇报如下：
孤网运行，顾名思义就是机组脱离电力网，成为独立的电网，在大网中，由于网频基本不变，所以汽轮机调门的增减直接控制机组的负荷，而在孤网运行中，机组负荷取决于公司用户，调门变化如果不能平衡负荷，将直接反应到网频上，因此汽轮机调门的调节任务由负荷控制转变为以稳定转速为主。同样，机组励磁系统调节也由并网时的调整无功负荷转变为孤网运行的电压调节。
一、孤网运行的危险点分析
1、首先，必须明确一点，机组孤网运行本身就是一种非常危险的运行方式，尤其是我们项目公司只有一台机组在没有备用电源的时候。所以，在可能的情况下，要和当地电业部门沟通协调，千方百计尽量避免这种运行方式或尽量减少和缩短这种运行方式的时间，尽量保证机组并网运行或尽快恢复机组并网运行方式。
2、孤网运行期间，一旦机组出现问题，就有可能造成全厂停电，届时机组油泵（直流油泵启动时间也很有限）、盘车、给水泵无法启动，可能导致润滑油中断汽轮机烧轴瓦、转子弯曲、锅炉缺水干锅等一系列电厂恶性事故，还有消防水中断、厂区照明消失等都会给生产现场和全公司的事故处理带来很大的事故隐患，如果时间再长，直流系统放电过度，还会造成全厂直流系统崩溃，后果不堪设想。
二、孤网运行事故防范措施
根据孤网运行存在的上述危险性，制定如下防范措施：
1、经常与当地电业部门、尤其是扶沟变电站沟通，遇到停电机会，积极创造条件督促供电部门对项目公司所在线路机所属设备进行检修、维护，保证设备运行的可靠性和稳定性。
2、在孤网运行之前，各专业必须做好有关事故预想，针对上述孤网运行存在的危险点分析，采取具体防范措施：
A、电气专业
电气专业在孤网运行前后主要工作就是保电，一个是低压交流电，另一个就是直流电。
1、孤网运行之前准备工作
孤网运行之前，有备用电源的要检查备用电源工作正常，无备用电源的要根据项目公司实际情况，尽快安排外接厂外临时电源和柴油发动机电源，准备工作要将所有断开的交流电、直流电的操作票、单项命令票准备完毕，并逐级审核正确，待需操作时发布操作命令执行。
检查柴油发电机线不否以联接好和盘柜的联接开关是否保持完好备用。
试验事故照明切换是否正常，并检查主要部位事故照明分支开关在合闸位臵。同时，手电筒必须保持完好备用。
②孤网运行期间注意事项
发电机在与系统解列过程中，要平稳过度，要求将发电机负荷降至和所接带负荷平衡后，方可与系统解列；孤网运行期间，运行人员特别注意对发电机电压、周波的监视和调整，应设专人调整，使母线电压在规定值范围内，周波保持在49.5～50.5HZ之间；电压和周波可略高于额定值，电气运行人员要和汽机运行人员勤联系，保持发电机在额定转速；热工人员要加强巡检，保证DCS系统及仪表系统的正常运行。
③全厂停电后的工作
全厂停电后，如果有外接临时电源，要按照上述操作步骤尽快执行。如果没有外界临时电源，要即时启动柴油发电机，保证主要低压设备的用电。在柴油发电机没有启动起来前要想办法保证和延长直流系统供电，直流系统供电要保证直流油泵、事故照明、电子间用电，其他直流馈线暂时全部断开，同时严密监视直流系统电压，防止放电过度直流系统崩溃。热控专业电子间电源是最为重要的电源，在全厂失电期间，对各设备运行状况及参数的监视尤为重要，必须保证正常供电，在全厂失电期间，电子间的电源要重点保障。B、汽机专业
全厂停电，汽轮机组的安全停运 ①单机运行之前准备工作
单机运行之前，如果时间允许，要尽可能外接临时电源，并正确接线，核对相序正确，制定电源切换的操作步骤保证万一机组故障停机后的油泵、盘车的正常供电。
单机运行之前要试验、电动油泵、直流油泵和盘车装臵能正常运行。
同时，试验柴油消防泵工作正常，备用，保证事故时能及时启动，防范全厂失电后的消防隐患。
这里需要注意的是一定要将机组DEH的负荷控制、主汽压控制、抽汽控制回路切除改为开环方式，保持机组阀位控制方式，赋予远行人员最大限的权力与灵活性。②全厂失电后的处理
如有备用电源或外接临时电源，全厂失电后，立即打闸，关闭自动主汽门及各段抽汽，启动直流油泵，保证润滑油压，切换汽封供汽，切换外界电源，电源倒换成功后、启动低压交流油泵，停运直流油泵，同时手动关闭电动主汽门，防止水进入汽轮机，其他依据运行规程正常操作。
如无外接临时电源，全厂失电后，立即打闸，关闭自动主汽门及各段抽汽，启动直流油泵，保证润滑油压，同时手动关闭电动主汽门，关闭汽轮机本体及各段抽汽疏水，进行闷缸，记录转子静止时间和位臵，定期手动盘车180℃，严防大轴弯曲。
C、锅炉专业
①单机运行之前准备工作
锅炉专业全厂停电后最重要的就是保证锅炉水位，所以在可预见的单机运行之前以及单机运行期间，适当维持锅炉水位在高水位运行，根据项目公司实际情况，保持在+50-75mm为宜，尽量保证全厂停电后的锅炉水位。
同时全厂停电后，由于对空排汽气动门会由于空压机停运自动打开，为保持水位，必须关闭对空排汽电动门，所以单机运行之前要试验对空排汽电动门开关正常。②全厂停电后的工作
同时全厂停电后，由于对空排汽气动门会由于空压机停运自动打开，所以，要根据汽压情况尽快手动关闭对空排汽电动门，尽量减少水汽损失，维持锅炉水位，严密关闭各处疏水、排污门，同时复位各开关，为再次启动做好准备。D、化学专业除盐水问题 ①单机运行之前准备工作
单机运行之前，必须将除盐水箱制满，然后再安排单机运行。在单机运行期间，必须时刻监视除盐水箱水位，保持制水系统运行并加强检查。
②锅炉燃烧调整工作
同时，在锅炉燃烧调整时，要尽量控制好汽温、汽压，保持运行参数的稳定，尽量少开排汽，减少汽水损耗。通过实践，单机运行时最好烧单一燃料，最好是木片，便于锅炉调整，这项工作要提前安排。
③机组负荷问题
尽可能的提高机组负荷，减少汽水损耗，必要启动一些备用设备，如循环泵、机力塔风机、适当开启真空破坏门，降低机组真空，增加汽耗，此时考虑的是机组运行的安全性，而不能考虑机组运行的经济性，单机运行开排气肯定不经济，但多带负荷还可以收回一些水汽损失。
最后总结一点就是：机组孤网运行是一种危险的运行方式，要通过与供电部门协调尽可能避免，确实无法避免必须孤网运行时，要严格遵守集团公司规定的生产系统重大操作管理人员到位制度，所有生产管理人员、专工维护人员在岗在位，提前做好各项试验和防范措施，未雨绸缪，确保机组的安全运行。
谢谢大家！
扶沟发电公司 2012年3月14日
篇2：孤网运行工作总结
2011年5月30日至6月2日，因电业部门电网改造，在我厂成功孤网运行3小时，并入电网运行78小时。为进一步总结运行经验，总结如下：
1、制定事故预案，做好事故预想。车间以《锅炉孤网运行及并入金晖小电网运行事故预想方案》形势下发到各班组学习执行。
2、事故处理在工艺主任的统一指挥下进行，班长受命于主任。但在锅炉范围内，班长工作完全独立。
3、发供电负荷调整以电气运行为主，锅炉专业听从汽机工段指挥，汽机专业听从电气专业命令。严密监视汽温、汽压、流量、水位、床温、氧量等重要参数在正常范围内，尤其对汽温、汽压和负荷的监视要特别加强。班组期间安排一位司炉监视燃烧系统，一位司炉监视汽水系统，班长统一指挥锅炉生产。
4、孤网运行及并入金晖系统运行期间锅炉运行调整方式为：
4.1调整锅炉的出力，满足汽机发电和甲醇空分系统热负荷的需要。
4.2保持正常允许的主汽温度和压力，期间甲醇生产稳定的情况下，全厂生产负荷约12MW左右，为保证负荷不稳
定时有调整的余量，主汽压力控制在3.5—3.7MPa、主汽温度控制在435—450℃运行，并尽可能的维持参数稳定。
4.3均衡进水，保持汽包正常水位，运行中绝不允许中断锅炉给水。水位变化靠±50mm的上限。
4.5维持炉膛燃烧的温度在950℃-980℃，稳定燃烧。
4.6保持蒸汽品质合格，按照化水排污通知单进行排污。
4.7作好除尘、排渣、排污、润滑、清洁卫生等各项工作。
4.8期间各班通讯工具、夜间照明、常用工具及劳保用品必须配备齐全好用。
5、重点做好甲醇生产不稳定造成电厂生产负荷不稳定时的事故预想：
5.1汽轮机甩负荷及负荷骤减时的处理：
1）迅速削弱燃烧，维持正常床温，并做好压火准备，负荷大幅度波动时可能造成汽水共腾时，按照规程进行处理。
2）根据汽压情况，当主汽压力超过3.8MPa并仍有急速上升趋势时，迅速开启向空排汽电动阀，注意维持锅炉汽压，必要时，开启过热器、集汽集箱等疏水阀。
3）根据水位和汽温的情况，调整给水量和减温水量，当主汽温度超过450℃时，立即查看主汽温度趋势，根据温度上升趋势提前调节减温水流量，控制好主汽温度。
4）注意各安全阀动作和回座情况，做好记录。
5.2厂用电源中断时的处理：
1）立即将各电动机开关复位到停止位臵，并报告调度员，孤网运行厂用电中断后，金晖电厂可提供3000KW 的保安电源，满足锅炉上水需要。（锅炉专业必须得到当班调度员的调度命令方可进行操作）
2）派专人监视汽包水位，尽一切可能维持汽包水位，联系调度员立即手动关闭主汽电动一次阀保水位，其余一切电动阀门、电动调节阀、电动风门只能就地打到手动位臵进行关闭。
3）联系调度员，炉内蓄热太大可能导致安全阀反复起跳，适当进行锅炉排放床料炉渣，甚至全部放掉处理。
4）在此期间若厂用电中断，锅炉专业的主要工作是以最快的速度更好的保护好锅炉设备的安全。
6、其他注意事项：
6.1通知锅炉各岗位尽量稳定用电负荷，变动用电负荷（备煤上煤及烟气脱硫负荷）启停必须征得调度室的同意
6.1期间若2#3#炉出现需规程中要求的紧急停炉或请示停炉，按照规程进行操作，任何时候以锅炉安全为运行班组的第一工作。
6.2孤网运行若周波、电压不稳定时，加强对运行中的三大风机主要电气设备的巡检工作，有异常情况立即向班长和调度员反馈。
6.3负荷调整尽量缓慢进行，依靠改变煤量和风量来完成，做好煤量和风量的匹配，维持好床温。
2011
篇3：孤网运行工作总结
1 单机运行时一次调频系数影响稳定运行
一次调频能够在一定范围内自动调节机组转速, 稳定机组运行。机组从0rpm冲转至3000rpm, 从低负荷至满负荷, 调门的开度差别很大, 一次调频系数也要随之进行修正, 既要满足快速响应的要求, 又不能使调节系统发生不稳定, 调门开度上下抖动, 转速和负荷发生振荡。
事例:三台机组在单机运行时都容易波动, 将一次调频系数调在0.2~0.25范围内合适, 大于0.3就容易振荡。两机或三机并网运行时可调在0.3~0.4, 提高机组的一次调频能力, 稳定转速。
2 调节系统迟缓率过大影响稳定运行
调节系统会出现工作不稳定的情况, 虽然导致这一状况的因素有很多, 但最常见的是和迟缓率相关, 通常迟缓率如果过大, 会造成调节系统出现波动, 而调节系统发挥着杠杆联接的关键作用。不仅如此, 迟缓率的大小还与转速及负荷的变化值大小存在正相关, 简而言之, 迟缓率越大, 转速计负荷的变化值也就会越大。
一旦传动放大机构与配汽机构出现迟缓率过大的现象, 就要注意检查容易出现磨损的零件, 比如调节部件连杆接头是否出现卡涩、松旷、滑阀过封度过大的情况等等, 在日常工作中, 要养成对设备和小部件不定期检查、保养和维修的习惯。
调节部件出现卡涩, 有时会导致调节系统的迟缓率过大。而这种调节部件的卡涩和连接松旷、滑阀过封度过大等存在一定的区别。调节部件的卡涩通常表现为不等值、甚至是间断的, 而连接松旷、滑阀过封度过大是经常存在的。所以从这一角度而言, 调节部件卡涩对系统的影响存在不等幅、间断、非周期性的特点。具体表现在实际工作中就是, 当调节部件长时间停留在同一个工况工作时, 往往会出现卡涩情况, 但是在不做人工修理的前提下, 调节部件在经过大幅度反复工作之后, 卡涩又会自动消失, 所以在一定程度上, 是很难摸清其周期性的。电负荷和热负荷具有经常变化的特点, 也因此孤网运行机组在面对它们时, 调节部件不会长时间停留在某一工况工作, 经常处于活动状态。因此, 孤网运行的机组不需要人为参与负荷的大幅度变化工作。
事例:1号汽机进汽调节门传动机构间隙大引起调节系统波动故障。
2.1 故障现象
(1) 进汽调节门开度在60%左右时油动机上下不停地波动, 造成负荷不稳定, 波动大。
(2) 调门给定并没有改变, 脉动油压随着油动机的波动有小的变化。
(3) 油动机的波动有时像调幅波一样有规律的变化。
(4) 抽汽调节门也有小的波动。
2.2 处理措施
调整伺服模块FM146A的P电位器, 减小90℃ (逆时针) , 波动幅度减小, 减小到近180℃, 基本稳定。但是, 负荷变化时调节系统响应变慢, 转速变化大。
2.3 原因分析
初步怀疑高压油动机有问题, 现场检查发现三角架与调节阀左边提杆连接处的轴套没有安装, 造成传动机构间隙大, 左右两边动作不平衡, 进汽不稳定, 使负荷波动。处理后恢复伺服模块P值, 调节系统稳定运行。
3 调节汽门重叠度出现错误
在比较理想的状态下, 配汽机构的特性呈现为一条直线。实际在运行过程中, 是存在一定误差的, 这种误差的存在和每一调节汽门的特性、相邻两个调节汽门的重叠度都有密切关系, 重叠度的大小对调节系统的稳定性会产生直接而重大的影响。
3.1 重叠度过大的情况
一旦出现重叠度过大的情况, 其运行原理可以这样形象的阐释, 在某段负荷内, 同一时间是有两个调节汽门在对流量进行有效控制, 因此在这段负荷内, 如果油动机行程或调节汽门行程在没有较大范围浮动的前提下容易引起较大的功率变化, 进而导致调节系统出现波动及增加节流的损失。
3.2 重叠度过小的情况
重叠度过小所带来的负面影响主要表现在两方面。其一, 重叠度如果过小可能存在空行程, 功率变化和调节汽门升程改变量极不匹配, 功率变化较小, 而调节汽门升程改变量则较大。在比较极端的情况下, 配汽机构特性甚至呈现水平状, 这直接说明此负荷下所对应的调节汽门升程是不定的, 其工作点可以从A到B范围内变化, 此时即使负荷是固定不变的, 油动机却会一直处在上下摆动的运动状态, 而且摆动速度是极为缓慢的;其二, 重叠度过小, 会增大油动机的工作行程, 这等于间接减少了油动机的富裕行程, 对油动机是极为不利的。
通过以上分析我们可以得知, 保持合适的汽门重叠度是十分重要的, 吸取以往的经验我们总结出, 在前一个调节汽门开启到其门后的压力为门前压力的90%时, 后一个调节汽门即开启为最合理。在实践工作过程中要注意把这个范围作为衡量值。
3.3 重叠度破坏
25MW机组进汽调门提板上有五个调门, 如果在运行中某个调门脱落就会严重破坏调门重叠度, 造成负荷大波动。
事例:2号机组运行时负荷突降
3.3.1 故障现象
2号机组运行时负荷突然由16.18MW突降至5.38MW, 调门开度由44.61㎜升至49.34㎜, 进汽量由76t降至37t。
3.3.2 原因分析
怀疑调门出现故障造成负荷突降, 进行调门开、关试验, 发现调门在50~64㎜范围内变化时负荷变化很小, 只有650KW左右。调门开到67㎜时带负荷18.5MW, 比以前带同样负荷时开度要大的多。初步判断3#调门可能脱落关闭造成负荷突降。停机检修, 拆开调门后发现是1#调门和2#调门杆断裂, 调门落下不起作用, 调门重叠度被严重破坏, 造成负荷大波动的现象。
4 调节油系统存在异常状况
调节油系统存在异常情况, 势必会对调节系统的稳定性产生负面影响, 而这种影响有的是直接的、有的是间接的。比如油压波动就是直接的, 而油中渗入水分, 导致元件出现腐蚀生锈情况, 或者油中出现机械杂质等等, 都是间接影响。
4.1 油压波动
供油系统的油压出现波动, 对调节系统带来的负面影响是众所周知的, 同时造成油压波动的因素也比较复杂。但是系统分来, 主要归结为以下两方面, 第一方面, 油系统中进入了空气。对于这一问题, 笔者稍后将做重点阐述;第二方面, 主油泵和注油器自身的工作性能稳定性不够。主油泵和注油器工作性能的不稳定和设计、制造工艺、安装等因素紧密相关, 在此不做赘述, 下面重点阐释一下第一方面的问题。
在对调节系统稳定性产生危害的诸多因素中, 油压波动可谓分量十足, 危害程度也是最大。追溯油压波动的根源, 是由于油流中渗入了空气。而空气之所以能进入油流中, 则主要有两方面原因造成。首先, 油路系统中空气分离条件是否达标, 将对油中空气的存在与否产生重要影响。要顺利实现油路系统中空气分离, 必须满意以下这些条件, 油箱容积需要够大;油位适中, 不可过高更不能过低;排烟风调试得当、进口保证严密;回油管路避免布置过高, 以免造成回油飞溅等等。这些条件都满足了, 才有可能实现空气的充分分离。空气充分分离, 空气才不能进入油箱之中。其次, 油流中混进空气, 还在于油系统的空气没有排除彻底。这和高低压油泵启动的先后顺序有直接关系, 如果在启动前, 先操作的是高压油泵, 那么油流在高速运转的情况下, 势必会卷进大量气泡。因此从这个层面而言, 再启动前, 务必要先启动低压润滑油泵, 待低压润滑油泵运行一段时间之后, 再启动高压电动油泵, 这样做的直接好处就是可以有效驱除调节系统各部套及油路中的空气。
清除积存在调节油系统中空气的方法有很多, 笔者在这里着重介绍两种, 一种是在调试过程中, 运用手打急遮断器的办法, 通过人工参与驱使调速系统波动, 这对积存空气的清理将会产生良好效果;另外一种是通过开设排气孔的方式, 开设的位置可在可能存在积存空气的死区, 或者弯管、套腔室的最高位置。
4.2 油质不良
除了油压波动是影响调节系统稳定性的重要因素之外, 油质优良与否也对调节系统稳定性发挥着关键性的作用, 通常油质不良涵盖两个方面:油质不清洁、油质劣化。
液压调节元件具有间隙微小的特点, 也正因为这一特性, 要求油质必须纯净, 一旦掺杂进机械杂质, 尤其是较硬的沙粒时, 将势必造成卡涩, 进而影响调节系统顺利波动。在油质纯净良好的前提下, 所有机组基本都能保持调节系统正常工作, 但随着运行时间的增长, 可能会出现油中进水, 酸加增高等情况, 油质的劣化, 间接的结果就是调节元件的锈蚀和卡涩, 所以最终出现调节系统波动也是必然。
基于以上情况的分析, 我们大致可以总结出以下几种应对解决方案。第一, 对于正在运行工作中的机组, 要加强对于油质的检查, 查看是否存在油中进水、油温过高或者掺有其他杂质的情况, 一旦发现问题, 要及时做出处理, 比如要解决油中水分和杂质, 可采取定期取样化验实施监督、不间断滤油等。第二, 对于大修后的机组, 一定要严格把关油管路系统清理和透平油的过滤工作, 对于调节部套各腔室的死角也不可忽视, 务必做到仔细认真检修, 确保油循环质量。
5 对错油门的过封度及卡涩的详尽阐释
5.1 对过封度的阐释
合适的过封度对于断流式放大机构的错油门滑阀而言是十分重要的, 这主要是由机组运行的转速和脉冲油压决定的, 机组运行的转速并非绝对稳定的, 而脉冲油压也并不是固定不变的, 而是在一定范围内波动。即使机组运行的转速保持在绝对稳定的状态之下, 脉冲油压的波动也无法避免, 其自身的这种波动是由油管中的涡流、主油泵供油压力的脉动等引起。由此我们可以得知, 滑阀其实也是处在一定范围内的波动状态。因此要避免出现油动机波动的情况, 必须保持一定的过封度。
在设置过封度的过程中, 切忌过大, 如果出现过封度过大的情况, 则容易造成调节系统的迟缓率增大和动态性能恶化, 因此掌控好合适的度是十分必要也是很重要的。对过封度的测量可采用以下方法:当过封度呈现负值时, 可通过在套筒窗口焊锡的方法加以调整, 或者把套筒和滑阀同时置于平板, 然后借助游标卡尺, 一一进行精密测量;当错油门的套筒能够比较拆下时, 则可直接人工取出, 查看滑阀的凸肩是否和套筒窗口是否相配, 并根据检查结果, 做出有针对性的处理。
5.2 对滑阀卡涩的阐释
滑阀的卡涩和多种因素有关, 不仅仅是油质, 以下是列举的几种情况
5.2.1 滑阀和套筒机械加工存在误差
出现这种误差会带来诸多问题, 比如带逆锥滑阀的卡紧力、由于滑阀的倾斜造成的液压卡紧力。
5.2.2 由于滑阀作用力偏斜引起的卡涩
滑阀和套筒之间出现摩擦会引起滑阀卡涩, 而二者之间之所以会出现摩擦, 主要是由于作用在滑阀上下的作用力不同心, 作用力不同会造成力偶, 进而导致滑阀出现倾斜, 直至和套筒壁靠在一起, 这种情况在使用弹簧来平衡油压的变化时尤为显著。引起弹簧偏心的因素主要有两方面, 一是弹簧位置安放不恰当;二是弹簧制造质量低下。因此要避免弹簧偏心情况的出现, 就要着重把握好这两点。
5.2.3 错油门滑阀与套筒的配合间隙会引起卡涩
错油门滑阀与套筒的配合间隙有严格标准, 必须符合制造厂的要求, 太大或者太小都会引起卡涩。间隙太大, 容易造成内部漏油, 不但浪费油, 还会致使工作难以稳定进行;间隙太小, 虽然在做冷态测量时时尚灵活, 但此时滑阀的工作温度基本上等于油温, 但高于套筒温度, 当处于工作状态时, 就可能出现卡涩。
要做好滑阀卡涩的预防工作, 需要提前注意以下几点:严把设计制造关, 提高精确度, 最大限度减少误差, 为此可采用对压弹簧来平衡油压的结构, 具体来讲就是, 把弹簧支承在弹簧座内, 发挥顶针的作用, 把弹簧座与滑阀紧密联系起来;在滑阀表面开均压槽等。日常技术人员检修机组的过程中, 要格外重视查看滑阀的工作状态, 一旦发现异常, 及时做出处理, 确保透平油质良好, 各部件正常运转, 最终全面提高调节系统的稳定性。
6 结语
从以上分析中我们可以得知, 要确保孤网运行机组调节系统工作的稳定性并非一蹴而就的, 需要解决调节系统迟缓率过大、调节汽门重叠度错误、调节油系统异常、过封度不恰当、卡涩等诸多可能会引起调节系统不稳定的因素, 为此需要相关技术人员做出长期而艰苦的努力, 我们有理由相信, 只要工作人员持之以恒、坚持不懈、认真投入, 就一定可以促使孤网运行机组调节系统更加稳定、顺利的工作。
参考文献
[1]侯林鹏, 王佳利, 郭海龙.自容式油动机DEH电液调节系统在孤网运行机组上的成功应用[J].液压气动与密封, 2013, 01:54-57+60.
篇4：孤网运行工作总结
【关键词】燃气蒸汽联合循环电厂；孤网运行；电网系统；系统故障；局部供电
0.前言
近些年来，随着电力应用的范围不断扩大，电网运行的安全性受到人们的重视，继前些年美加出现的严重停电事故，各个国家都加大了对本国电力系统的安全运行技术研究，电力系统的研究人员也不断进行技术创新和深入研究，加强对突发状况的应对能力。从电力系统安全运行的实际情况出发，本文总结分析了燃气蒸汽联合循环电厂在电力系统突发障碍时所采取的的局部供电措施，如何对电力系统进行调节。通过对孤网运行时发生的电网事故的分析，加强电力系统处理突发障碍的应对能力和调节能力。深入研究和探讨电力系统的安全运行技术创新，不断采用新技术、新措施、新手段保证电网安全。
1.联合循环电厂的基本情况
1.1电厂的基本情况
我公司的两套燃气蒸汽联合循环发电机组都是由一台燃气轮发电机组、一台余热锅炉、一台汽轮发电机组构成。1#机组由GE公司生产的PG5361P型的燃气轮机组、杭州锅炉厂生产制造的双压余热锅炉和南汽厂生产制造的汽轮发电机组；2#机组由阿尔斯通公司生产的PG6551B型的燃气轮机组、杭州锅炉厂生产制造的单压自身除氧余热锅炉和南汽厂及哈汽厂生产制造的汽轮发电机组。电厂内一共有四台主变，经升压为35kV的双母线，总共有两回出线。其正常运行时的安全模式为当两段母线在联络柜断开时，1#联合循环发电机组由I段母线供电输出；2#联合循环发电机组由II母线供电输出；两段母线输出的电量送到某钢厂220KV变电站，供钢厂炼铁、转炉及其他使用。并且在每台汽轮发电机组的主变侧边都有一个厂用变，在两个6kV厂用变和两条6kV母线之间设置快切设备。电厂发电的燃料为钢厂的富余煤气，而当煤气不足时可用轻油代替。
1.2变电站的基本情况
钢厂220KV变电站有两条220kV的母线分别接到四台变压器，经降压后分别接入110KV系统和35KV系统，并设有稳定安全保护系统。我公司的两回路提供的两段35kV作为整体电力系统的电源，母联的开关则设置在合位，经过35kV的母线供电至各个35kV的用电户，其中钢厂较重要的炼铁和转炉接在该母线上。
2.对联合循环电厂孤网运行的分析
2.1电网负荷分析
通过记录分析35KV母线的负荷，可知变电站的35KV母线负荷为240MW、115Mvar，我公司的两套燃气蒸汽联合循环发电机组的供电负荷为90MW、50Mvar；而220kV供电系统的供电负荷为150MW、65Mvar。联合循环电厂在220kV供电系统发生故障时，变电站的电源会瞬间降低150MW，加上四台发电机组的出力供电已经成饱和状态，供電负荷不允许增加，导致周波不能维持稳定。直至周波逐渐降到48.8Hz时，变电站的安稳保护系统就会作出低频的保护动作，将会自动除去170MW的供电负荷，使站内的供电负荷降为70MW。此时由联合循环电厂进行局部供电，供电负荷会立即增加20MW，使得周波稳定回升，以保证炼铁和转炉的炉温不至于下降而报废，但需要通过燃气轮机及汽轮机的控制系统的控制才能达到稳定状态。
2.2转速的调节
所有的发电机组都是通过对转速负荷的控制、负荷的限制、压力的控制及温度的限制等控制操作方式来实现对整个发电机组的控制。发电机组的调节具有静态和动态两个固有特性，通过对控制过程的影响，调节发电机组。静态特性主要特征指的是转速系统中不均匀度和调节系统中的迟缓率。但在实际调节系统中由于敏感元件和放大机构等组成部件都存在不灵敏的区域，在调节系统中则用迟缓率来表示。发电机组的静态特性用图像曲线来描述的话，则其静态特性是一条具有固定斜率的直线，可以通过同步器的调节使多台发电机组并入一个电网中进行安全运行，保持共同的周波。
发电机组的动态特性主要指的是机组由稳定状态瞬间过渡到另一个稳定状态的动态过程，因为过渡过程中会受到机组本身转动惯量、不稳定的传热系统及回热器的热惯性等多个方面因素的直接影响。发电机组进行正常负荷状态运行时，如果因故障甩掉其满负荷，机组的转速将上升并会超过106%n，机组的动态特性将会决定其超出量。每个发电机组都有设置保护限制值，转速的上升不会超过保护限制值。
如果电网系统负荷发生不稳定的波动，并网机组的出力则会依靠同步器进行适时的调整，而每台机组经调整后所分摊的负荷量会有所不同。
2.3燃气轮机的控制分析
燃气轮机的控制系统由美国GE公司生产的Mark Ⅴ来完成，最高频率保护限定值为52Hz、3s，最低频率保护限制值则为48Hz、4s；在发电机组进行安全运行时，一旦机组的周波超过最低和最高的频率限定值，燃气轮机会采用跳机的方式对自身进行保护。而当供电负荷增加时，燃气轮机本身就已经处在基本温度的控制范围之内，不能再增加出力，甚至可能导致转速急剧下降，燃机出力也会出现小幅度下降。而当供电负荷突然减少时，转速急剧上升，燃气轮机则会自行退出温度控制。
2.4汽轮机的控制分析
汽轮机的控制系统采用的是由美国woodward公司生产的505E控制系统，该系统控制精度高，自动化水平高，热电负荷自整性高。它能实现升速（手动或自动），配合电网并网，负荷控制（阀位控制或功频控制），并与DCS通讯，控制参数在线调整和超速保护功能等。发电机组在并网后，505E通过实测机组功率后进行参数修正，通过电液转换器调节气门开度，实现自动无差调节。
3.总结
通过以上分析，在当前变电站的负荷状况下，在220kV的电力系统发生突发故障时，燃气蒸汽联合循环发电机组电厂是可以承担起孤网的安全运行。但在实际操作过程中，一定要注意周波的变动情况。若因为燃气轮机负荷的突然下降造成主汽温度的突然下降，也可以对排烟温度进行手动控制。另一方面，对汽轮机调节阀关闭开启过程中出现的主蒸汽旁路动作进行密切的观察和控制调整。故障发生时，注意时刻观察电网系统的电压变化，从实际故障情况出发，孤网运行时考虑选择较好的控制方式。经过周密的安排计划，细心地调整和工作人员的共同努力，可以避免重大电网安全事故的发生。特别是在恶劣的天气条件下，更要做好预先的科学调度计划，降低事故发生的概率，把事故损失降至到最低。通过采取适当的管理调整，如设置燃机电厂等可以增加电网的安全系数，对联合循环电厂的发电技术进行深层次的探索和创新，从而保证电网的安全运行。 [科]
【参考文献】
[1]章正传.伊朗某孤网运行的大型燃气蒸汽联合循环电厂装机方案原则.《中外企业家》，2013，（12）.
篇5：孤网热电厂运行方式的选择
由于种种原因，孤网运行的热电厂日趋增多，其运行方式的选择，对与热电厂的安全运行，起到了至关重要的作用。
所谓孤网，就是独立孤网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量电网。电力建设规程曾有规定，电网中单机容量应当小于8%的电网中容量，如超过，当该机组甩负荷时，就会危及整个电网的稳定运行，甚至会发生将电网系统崩溃。
现在讲的孤网，实际上是相对而言的，如有很多机组组成自己的一个网络，虽然与大电网隔离，也能很好的稳定运行，这只能称为区域电网。本文的孤网，是指单机容量占整个系统电网容量比例很大，我认为在15%以上，才能称为真正的孤网（下文所说孤网，皆是指15%以上比例）。
为了更形象说明孤网运行，可以举个例子，当并网电厂，外网突发故障，跳闸以后，只带厂用电运行，这个时候的运行方式，就与孤网运行类似。每遇到这运行方式，所有运行人员都很紧张，一旦再次失去厂用电，就会带来意想不到的灾难。而我下文介绍的孤网，是电厂人员全年都处在这高度紧张中，容不得半点疏忽，因此，这除了有极高的责任性外，运行方式的选择，尤其重要。
孤网运行方式，我认为要点是：将通常采用的负荷控制，转变为频率控制（汽轮机转速控制），这就要求整个调速系统，要有极其好的稳定性和动态响应性，以确保用户的电负荷变化下，系统电网能保持频率的稳定运行，这可以采用一次调频来实现的。因此，我们运行人员，在孤网情况下，不再去关心电负荷，而是时刻关注汽轮机的转速，让转速维持在3000转/分钟左右，因此，运行人员就要采用二次调频来维持转速的稳定。所以，为了适应孤网运行，汽轮机的调速系统，应当采用有差调节，以实现一次调频，一次调频的范围，应当涵盖整个汽轮机油动机的全过程，采用可靠的DEH，进行优化设计，就能确保整个孤网的安全、稳定、便捷的运行。
在实际孤网运行中，不能死板教条，要有确定的第一原则：电网系统不失电。特别是孤网运行的热电厂，对与系统的稳定性，不仅有用电的用户，还有使用蒸汽的用户，这些都能影响到整个电网系统的稳定。在调节转速的时候，设定死区，尤其重要。一般采用的是2998转/分钟—3002转/分钟，但运行中，如转速突
发变化，超过这范围，我认为也是没有关系的，实践证明，周波在48-52HZ运行，短时间是没有任何问题的（除非是对电质量要求很高的设备），也就是说，转速在2880转/分钟-3120转/分钟，因此，死区的设定范围扩大，比如2995转/分钟—3005转/分钟，这样，能使整个调节系统减少动作磨损，有的孤网电厂，不设置频率死区，认为这增大了迟缓率，这是个误区，因为发生突然甩负荷，这每分钟几转的速度，是微不足道的，为了这微不足道的几个转速，损害了日常运行的调节系统，是得不偿失的。
对于2台以上机组做成的孤网，我认为应当采用这样的运行方式，数台机组用固定负荷运行，选择一台机组，进行二次调频，这样的运行方式，人员操作简单便捷，发现突发故障，也容易判断处理。OPC必须取消通常的103%，变通采用108%，只是在103的时候，设计发跳闸信号预报警，彩用加速度信号，作为OPC的启动依据。
孤网运行故障，主要还是甩负荷引起的，所以，在甩负荷的时候，可以将数台汽轮机的OPC设定不同的百分值，比如，可以采用ＯＰＣ１０７％＼１０８％＼１０９％等等，分别跳闸，不要去把所有汽轮机都固定在某一百分值，这样，就避免所有的机组，同时跳闸。采用这样的分级设定，除了上述好处外，对于操作人员，还能在事故状态下，很方便地有重点监控某一汽轮机。
孤网运行的热电厂，柴油发电机的备用，尤其重要。柴油发电机组的并网带负荷速度的技术，在近几年，突飞猛进，这使孤网运行的发展，获得了技术上的支持。现在柴油机并网带负荷，在１０Ｓ内完成，是很轻松的一件事，这就确保了下游重要用电负荷的企业车间，不至于失电，对于确保热电厂的厂用电，更有现实意义。柴油机的容量配置，宜大不宜小，尽量多配置柴油发电机组，对与孤网运行的可靠保证，甚至能起到了决定性的作用。
孤网运行的热电厂，日常运行中，要注意一下几点。锅炉水位，尽量保持稍高水位运行，建议把＋５０ＭＭ当做原来的＋０ＭＭ，水位的提高，延长了气泡的缓冲能力，在突发事故中，有时候能起到意想不到的作用。主控制室监控参数，除了常规的监控外，还必须监控热网的排汽压力以及排汽流量，热网的突然变化，对于汽轮机转速，也会有很大的影响，因此，这两个参数的考核，一定要与员工工资挂钩。运行值长，除了要负责好本值的运行外，还要与用电的用户，用蒸汽 2 的用户，保持２４Ｈ的联系，及时地沟通，能减少事故的发生。
总之，孤网运行的热电厂，都需要经过一个曲折的运行过程，在实践中摸索经验，一般经过数年的运行，就能很成熟的。
篇6：有效驾驭孤网运行的方法
1 小水电规模化使运行运行管理中问题突显
国家能源政策和投资政策的调整, 小水电资源的开发快速增长。小水电运行管理存在的问题也逐步凸显, 主要问题表现为以下几方面:a.监管不到位导致并网技术未达到要求即并网生产;b.电源项目投资不足造成电站硬件设施差, 存在安全隐患;c.投资业主安全生产意识淡泊, 反措、技改积极性差, 设备运行存在较多安全隐患;e.各级调度对小水电职能管理履行的意识不强, 重视不够;e.各级调度对小水电的管理缺乏强有力的手段导致政策、规章、制度等落实不到位;f.厂网分离后, 不同利益主体的电站与电网之间的新型有效的运作机制尚未完全建立, 运行协调不畅;g.技术管理不到位;h.机组的试验性能和日常运行功能差别较大;i.机组运行中仍存在进相深度达不到电网要求的问题。
2 加强机网协调工作, 促进机网和谐发展
电的特性决定了电能的发、输、变、配、供需同时完成, 而电网连接着电源端与负荷端, 为了保持系统内总发电负荷及总用电负荷的能量平衡, 除自动能量控制系统外, 机网协调是维护上述平衡, 保持电网稳定运行的主要手段之一。通过机网协调, 能够更好地维护电网频率、电压在控制指标内, 提高电压质量及频率控制精度, 提高电网稳定、持续运行的能力, 提高电网抗负荷扰动能力。尤其临沧电网是以110k V网架为主, 跨度大、与系统联系薄弱的典型的长距离链式电网, 网内存在大机组、长距离送电的情况, 系统抗扰动能力弱, 一旦主要联络线路或多回重要线路发生严重故障, 将出现大功率转移或送、受端功率不平衡, 系统机组功率难以同步, 会导致系统失去稳定, 甚至会引起小系统瓦解事故。随着小水电规模的扩大, 其对电网支撑的作用越来越明显, 机网协调对提高临沧电网孤网运行稳定性、保证供电质量的作用将更加明显。
机网协调工作的开展, 在加强电网稳定性, 增强其电力自平衡能力同时, 也为机组提供了良好的外部运行环境, 促进机组的稳定水平。如, 按云南电网的要求, 一次调频功能使电网频率控制在±0.1Hz, 既减小一次调频对机组负荷的影响, 又为后续的二次调频创造条件, 从而有利于机组稳定。因此, 加强机网协调工作, 既为电网稳定运行作出贡献, 也为机组运行创造了良好、稳定的外部环境, 达到机网双方和谐共赢。
3 扎实推进机网协调管理, 提高地区电网孤网运行能力
临沧电网内并网小水电运行管理中存在的问题决定了提高临沧电网孤网系统的安全性和稳定性成为临沧电网和并网小水电共同面对的新问题, 应对该问题, 临沧地调在云南省电力调度中心的指导下从以下方面着手, 强有力的推进了临沧电网机网协调工作, 取得了良好的效果。一是定期召开厂网协调工作会议, 宣贯相关规章、制度及要求, 将机网协调工作作为长效工作机制来开展, 每年至少不定期开展一次机网协调功能监督检查工作, 提升机网协调管理水平;二是明确职责, 专人负责, 建立一个覆盖临沧电网的机网协调管理网络, 为强化机网协调管理工作提供了组织保证和技术支持。同时开展好直调电站安全性评价工作, 结合实际情况制定机网协调考核管理办法和规定, 并严格执行;三是编制《临沧电网新建机组并网调度流程》, 运用标准化、流程化管理思路, 理顺机网协调调度管理流程, 明确新机并网的机网协调功能验收要求, 确保所有新建电站保证电网安全的措施“不欠帐”。对临沧电网早期并网的机组按调速器特性实行区别对待, 逐步清除旧帐, 为临沧电网孤网运行创造良好的技术条件;四是要求做好并网电厂涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全自动装置等应纳入电力系统统一规划、设计的设备前期设计审查。做好小水电并网前、后的潮流稳定分析计算, 加强临沧孤网运行的分析研究, 提出电网故障情况下对并网电站的要求, 为事故后的厂网协调提供技术保障, 从源头杜绝并网技术标准不满足电网安全稳定运行需要的情况出现;做好机组PSS装置投退调度运行管理, 将PSS装置投退信号接入调度自动化监控系统, 杜绝PSS装置非故障情况下人为投退发生。做好发电机组的一次调频功能参数运行管理, 一次调频功能应按照有关规定投入运行。做好发电机组的参数管理。机组并网调试前三个月, 发电厂应向相应调度机构提供电网计算分析所需的主设备 (发电机、变压器等) 参数、二次设备 (CT、PT) 参数及保护装置技术资料以及励磁系统 (包括PSS) 、调速系统技术资料 (包括原理及传递函数框图) 等;明确了并入临沧电网的发电机组非正常及特殊运行方式下的要求, 特别是并网机组的进相能力要求。2009年汛期以来, 临沧电网开始出现大量的富余电力, 大量的富余电力导致电力送出端电压水平偏高, 但主网的调压手段又有限, 该情况给主网的安全稳定运行带来了隐患。因此, 电源侧电压调整显得非常重要, 明确机组进相0.95长期安全稳定运行的能力作为机组并网必要条件进行落实;明确各并网电站的黑启动能力, 并制定保临沧电网安全稳定运行的控制措施;定期组织有关直调水电厂参加临沧电网孤网事故联合反事故演习, 提高处理电网事故的应急能力;最后结合电网的动态稳定分析, 对临沧小水电的振荡模式进行了研究, 从而有针对性地提出各重要输送断面的送电极限及电源侧机网协调的要求, 以应对各种突发事件, 将临沧电网小水电对局部电网甚至云南主网的影响降至最低, 提高电网运行稳定性。
4 结论
经过2009年、2010年扎实有效的工作, 临沧电网已经完成网内全部机组的一次调频定值设置工作及全部直调电站的进相能力确认工作。2010年临沧电网“4.18”220k V新临线跳闸事故、“8.17”220k V新临线跳闸事故 (事故后孤网稳定运行) 均充分的证明了机网协调工作的开展, 极大的提高了临沧电网与系统解列后孤网状态下抗负荷扰动的能力。机网协调的开展, 为小系统孤网稳定、持续运行创造了必要的条件。
参考文献
[1]方思立, 朱方.电力系统稳定器的原理和应用[M].北京:中国电力出版社.
[2]李桂华.浅谈小水电的管理[J].湖南水利水电, 2007, (6) :53.
篇7：微电网孤网运行时的频率特性分析
微电网是一种有效整合各种分布式电源的电网结构。微电网通过对各种微电源的灵活控制,提高供电可靠性和电能质量,避免分布式电源单独供电对电网安全性、稳定性和电能质量等造成冲击。
微电网不仅在容量和网络结构上与大电网不同,在运行模式和电源种类上也存在差别。由于含有多种类型的微电源,孤网运行的微电网与传统的分布式电源独立供电的重要区别在于需要对微电源进行协调控制[1,2,3,4],不同接口的微电源的功频特性分析是研究控制策略的重要基础。
微电网中大部分微电源均是逆变器接口型,按原动机部分的不同主要分为直流电源和永磁同步发电机接口的交流电源2类[5,6,7,8,9]。
同步发电机接口的微电源主要是分轴式微型燃气轮机和柴油发电机,其原动机驱动的均为小型同步发电机。文献[10-11]分别给出含比例控制和比例—积分控制的燃气轮机模型,文献[12-13]给出了柴油发电机模型,均对微电源的运行特性进行了仿真分析和试验验证,但没有从理论上解释微电源孤网运行时的功频特性。
异步发电机接口的微电源主要是异步风力发电机,包括恒速恒频笼型和变速恒频双馈型2类,该类微电源的功频特性主要与其结构特点有关。
由于目前对微电源功频特性的机理研究较少,本文针对微电源不同接口的特点,分析各自的功频特性以及各类微电源之间的相互作用,得到了含不同种类微电源的微电网频率特性。
1 逆变器接口微电源的功频特性分析
逆变器常见的控制策略有电压频率(V-f)控制和有功无功(P-Q)控制2种。采用何种控制策略取决于原动机的类型和微电网的运行模式。对于燃料电池、储能装置、微型燃气轮机和柴油机,由于其输出功率恒定,控制策略容易实现,既可采用V-f控制模式,也可采用P-Q控制模式;而光伏发电和风力发电的输出功率具有明显的间歇性和波动性,其控制目标是保证可再生能源的最大利用率,因此多采用P-Q控制策略。微电网并网运行时,各逆变器一般工作在P-Q控制模式;而孤网运行时,至少有一个逆变器需工作在V-f控制模式下。
逆变器多采用脉宽调制(PWM)技术,其输出电压基波幅值和频率由正弦控制波的幅值和频率决定,不受交流侧电路影响。不同的控制策略会影响控制波的频率,进而改变逆变器的输出频率。
V-f控制又称下垂曲线控制,通过微调逆变器输出的电压和频率以满足负荷的有功功率和无功功率需求,维持微电网电压和频率的稳定。当微电网中负荷增加时,逆变器检测到其输出功率的变化,通过控制改变控制波的频率,进而改变输出电压的频率和功角,调整输出功率以满足负荷需求。该类微电源可对频率进行有差调节,其功频静特性即为逆变器的下垂特性,微电源的单位调节功率KG的计算公式如下:(1)式中:KfP为V-f曲线中有功—频率下垂曲线系数。
P-Q控制中逆变器按照给定的有功功率和无功功率参考值输出功率,多采用P-Q解耦的电流控制策略。此时逆变器的频率由微电网的频率决定,逆变器的输出功率由功率参考值决定,与频率无关,即逆变器不具备调频作用。
逆变器接口微电源的功频静特性与逆变器的控制策略有关,即V-f控制型逆变器可以对频率进行有差调节,而P-Q控制型逆变器不参与调频。
2 同步发电机接口微电源的功频特性分析
2.1 微型燃气轮机发电机
微型燃气轮机常用的动态简化模型如图1所示。图中:ω为燃气轮机的转速;Tm为输出机械功率;其他参数含义见附录A表A1。
假设微型燃气轮机工作在正常状态,则可忽略温度限制环节和限幅环节,再加上同步发电机的转子运动方程,可得到整体传递函数,如图2所示。图中:Te为同步发电机的电磁转矩;J为转动惯量。
对图2中传递函数进行化简,得到(s)(2)式中:(1从而可以得到转速表达式为:(3)
负荷的变化对应电磁转矩Te的变化,令Te阶跃变化,其时域稳态值为Te,对应频域为Te/s;转速参考值时域为ωref,对应频域为ωref/s,则根据终值定理可以求得ω的稳态值如下式所示: (4)根据式(4)可以得到转速稳态值时域表达式为:(5)可见,转速的稳态值与Te和ωref有关,根据式(5)可得到:(6)由于转速在1.0附近变化且波动不大,可得(7)
式(7)表明燃气轮机频率变化与输出功率变化之间呈反比的关系,即燃气轮机具有下垂的功频特性,可参与有差调频,其单位调节功率KG即为比例环节的系数kp,如下式所示:(8)
基于MATLAB/Simulink仿真平台对该传递函数的特性进行仿真验证,Te在50s时从0.5阶跃至1.0,ωref为1.0,仿真得到Te和ω如图3所示。
如果将比例控制变为比例—积分控制,由于积分环节能消除静差,则传递函数不具有下垂特性,频率稳态值应维持在频率参考值,即微电源可实现无差调频。用同样的推导方法可以得到下式:(9)即无论负荷如何波动,经过一定的暂态过程,转速将稳定在ωref。同样通过MATLAB/Simulink仿真验证该结论,结果如图4所示。
2.2 柴油发电机
柴油发电机的调速系统如图5所示,其参数含义见附录A表A2。
加入同步发电机的转子运动方程,并忽略限幅环节,经化简可得到传递函数表达式同式(2),转速表达式同式(3)。不同的是,式中G1(s)的表达式变为:(10)根据终值定理可以得到:(11)
由式(11),柴油发电机可调整其输出的机械功率以满足负荷的需求,并维持转速在额定值,起到无差调频的作用。其传递函数仿真结果如图6所示。
根据以上分析可以得到,同步发电机接口微电源的功频特性与其原动机的传递函数有关,如果传递函数中调速部分为比例控制,则可进行有差调频;如果调速部分含积分控制,则可实现无差调频。
3 异步发电机接口微电源功频特性分析
笼型异步风力发电机并网运行时通过电网电源励磁,其定子电压和频率取决于电网电压和频率,与电机转速无关。如果异步发电机不与电网并联,而与负荷直接相连,需要由并联电容器自励发电[14],当负荷变化时需要相应地调节转速和电容,以维持其输出电压和频率恒定,调节比较困难。而且由于风电出力的波动性,这种单电源单负荷模式很难稳定,实际中不能应用,所以风力发电机需要与其他微电源并联后才能孤网运行,此时风力发电机的频率随微电网频率的变化而变化,输出功率由原动机的机械功率决定。
双馈异步风力发电机的结构类似于绕线式异步发电机,其定子绕组接电网,转子绕组由一套AC-AC或AC-DC-AC变换器提供励磁电流,调节励磁电流的幅值、频率、相位,可确保发电机输出功率恒频恒压。同样,孤网运行时,双馈风力发电机需与其他微电源并联运行,其输出频率随着微电网频率的改变而改变。文献[15]指出利用风力机本身惯性,通过一定的控制策略使得双馈风力发电机在微电网孤网时起到有差调频或无差调频的作用,但实际应用较少,本文不予考虑。综上所述,异步机接口微电源不参与调频作用。
4 微电网频率特性分析
按照不同的调频特性,将微电源分为有差调频、无差调频和无调频作用3类,各类对应的微电源类型和功频静特性见附录A表A3。其中:含下垂曲线控制的V-f控制型逆变器和调速系统中采用比例控制的微型燃气轮机具有有差调频特性;调速系统中采用比例—积分控制的微型燃气轮机和柴油发电机具有无差调频特性,积分环节的存在可以消除频率静差。这2种微电源在负荷变化时会根据控制环节调整功率输出,并维持频率稳定,在频率控制方面属于主动型微电源。P-Q控制型逆变器和异步机接口风力发电机由于其控制策略和结构特点决定其跟随微电网的频率,即不具备调频作用,该类微电源属于被动型微电源,必须与主动型微电源配合才能孤网运行,其频率由微电网频率决定,功率按给定功率参考值变化。基于PSCAD仿真平台,对上述各微电源的功频特性分别进行仿真,结果验证了以上结论的正确性,详细的仿真结果不再赘述。
微电网孤网运行时的频率特性由多个微电源的调频特性共同决定。微电网如果含无差调频作用的微电源,则其频率维持不变;如果不含无差调频作用的微电源,则具有下垂的功频静特性,单位调节功率为所有具有有差调频作用的微电源的KG之和。
5 算例仿真验证
选择3个算例进行仿真验证,首先针对图7所示的两电源—单负荷简单微电网(参数见附录A表A4)进行仿真。
算例1:V-f控制型逆变器接口微电源和P-Q控制型逆变器接口微电源组成的微电网
该算例代表了大部分微电网类型。微电源的参数见附录A表A5,0.5s时负荷增加,1s时仿真结束,得到微电网功率和频率变化曲线如图8所示。
从图8可以看出,负荷增加时,V-f型逆变器输出功率增加,而P-Q型逆变器输出功率不变。由于V-f型逆变器的调频作用,微电网频率下降。
不断改变负荷增加量,仿真得到该微电网的平均单位调节功率为10.298 3kW/Hz,根据V-f型逆变器的下垂系数,其单位调节功率为10kW/Hz,两者接近。理论和仿真的功频静特性如图9所示,从图中可以看出,仿真结果与理论分析结论接近。
算例2:V-f控制型逆变器接口微电源和有差调频型微型燃气轮机组成的微电网
该算例为2种有差调频型微电源同时存在的情况。微电源的参数见附录A表A1、表A5,2.5s时负荷增加,5s时仿真结束,得到微电网功率和频率变化曲线如图10所示。
从图10可以得到,负荷增加时,2个微电源输出功率均增加。由于微电源的调频作用,微电网频率下降。另外,由于逆变器接口微电源的单位调节功率较大,可以看出其输出功率增加较多,在负荷增加时分担较多的功率。
不断改变负荷增加量,仿真得到该微电网的平均单位调节功率为11.763 6kW/Hz,根据微型燃气轮机调速系统的比例系数,可得到其单位调节功率为1.886 4kW/Hz,由于V-f型逆变器接口微电源的单位调节功率为10kW/Hz,可得微电网的单位调节功率为11.886 4kW/Hz,与仿真结果非常接近。理论和仿真的功频静特性如图11所示,从图中可以看出,仿真结果与理论分析结论接近。
算例3:多微电源—多负荷组成的复杂微电网
当微电网中存在多个有差调频和无调频作用的微电源时,通常是1个或多个微电源起到有差调频的作用,其余大部分微电源无调频作用,算例1和算例2可以反映该类微电网的频率特性。当无差调频型微电源存在时,情况有所不同。算例3即考虑了这种情况,针对图12所示的复杂微电网进行仿真,该微电网中包括柴油发电机、V-f型逆变器和有差调频型微型燃气轮机3类微电源,分别配置在各负荷当地,负荷由电阻性负荷和电动机负荷组成。微电网的详细参数见附录A表A6。
负荷1、负荷2和负荷3分别在4s,7s和10s时增加,13s时仿真结束,得到微电网功率和频率变化曲线如图13所示。
从图13可以看出,负荷1和负荷2增加时,由于柴油发电机的无差调频作用,微电网频率在短暂的跌落后恢复至50Hz。由于达到稳态后频率变化为0,有差调频型微电源输出功率不变,负荷功率的增加完全由柴油发电机增发功率满足。当负荷3功率增加时,柴油发电机输出功率达到上限,无法增发功率满足负荷需求,也无法维持稳态频率恒定。此时微电网功率出现缺额,频率下跌,V-f控制型逆变器和微型燃气轮机增发功率满足负荷的需求。
从以上3个算例可以看出,如果孤网微电网中只存在有差调频和无调频作用的微电源,负荷增加时微电网频率下降,各微电源按照各自的单位调节功率分担负荷功率。存在无差调频型微电源时,在其达到输出上限之前,负荷变化时微电网稳态频率维持不变,负荷功率的增量完全由其承担;达到功率上限后,功率转移到有差调频型微电源上,微电网频率下降,功率分配方式不是很合理。
6 结语
本文针对微电源不同的并网接口及各自的控制策略,分别研究了不同微电源的功频特性及其相互作用,得到了微电网的频率特性及其各微电源之间的功率分配特性。进一步的研究将考虑对有差调频型微电源的控制策略进行改进,使其也能实现无差调频,并对多个无差调频型微电源的功率分配策略进行研究,使其按照合理、经济的方式分配。
摘要：微电网孤网运行时的频率特性是微电网运行机理分析和控制策略研究的基础。针对逆变器、同步发电机和异步发电机不同接口型微电源,分别从控制策略、传递函数和结构特点等方面进行定性和定量分析,结果表明不同的微电源具有差调频、无差调频和无调频特性3种不同的调频作用。微电网的频率特性由不同微电源的调频特性共同决定,是否存在无差调频型微电源是影响微电网孤网频率特性的关键。基于PSCAD仿真平台,针对2个简单微电网和1个复杂微电网分别进行仿真计算和定性、定量分析,仿真结果验证了微电网孤网频率特性理论分析的正确性,并得到不同微电源组合情况下的功率分配特性。