关于电力系统准同期并列的具体概述和分析及应用

关于电力系统准同期并列的具体概述和分析及应用

区级电网位于西北电网中G电网中北部，地处N电网和L电网之间，是连接G和N电网的枢纽电网，骨干网架形成3 3 0 kV> 2 2 0 k V为主网架的大型区域电网，110kV网络形成4个片区网络。该地区电网3 5kV及以上变电站122座，主变容量9 3 9. 7 2万kVA，网统调装机容量4

4 10.4MW，其中火电3 4 4 0 MW，水电4 6 4.

5 MW,

风电4 3 6 MW，光伏69.9MW ;图1为该地区电网11 0kV 环网结构图。1.2孤网运行情况分析

从图1中可以看出，W水电厂由1 113WS—线、1114WS二线双回线并列运行，通过S变上网输送电量，异常情况下若1120 DH线和1120SS线同时发生故障，W水电厂将与大电网失去互联，孤网运行。因主网线路故障而形成孤网系统时，W水电厂发电机组的调速系统可靠动作，变电站低频低压减载装置正确的、按次序逐步切除部分负荷，使孤网系统稳定下来。此时，孤网系统中发电机组调速系统等自动装置可靠稳定、发电机组的出力与负荷基本平衡，孤网稳定运行。

孤网系统稳定运行可以确保孤网系统的重要用户不停电，但孤网系统无法长期保持稳定运行，在故障处理完成后，

调度员需要将孤网系统恢复到主网系统中来。孤网系统与主网恢复并网需要注意电网的同期条件，两个电网之间的频率、电压、相位可能存在偏差，无视同期条件的合闸操作会引发更大规模的故障。

2同期情况分析

2.1同期情况分类及特点

电网同期通常有2种情况：其一是差频并网，指2个独立运行着的电网之间通过一条线路同期并

联；

其二是同频并网，指同一电网中2个变电站之间再投入一条线路的同

期并联。

差频并网的特点是待并列断路器两侧不仅存在着电压差，而且还存在

着频率差和变化着的相角差，

差频并网要通过准同期方式完成；同频并网的特点是待并列断路器两侧电压的频率相等，频差为零，压差存在，相角差是一个固定值，同频并网需要解决电网的合环（

环并）问题。2.2同期并列要因分析

在实际电网并列过程中，除了压差是固有的以外，由于两个电网的频率也不可能完全一致，导致在并列点处的相角差也随着两侧频差的存在而呈现周期

性的变化，因此，研究两侧的压差、频差和相角差对于电网的并列具有非常重要的意义。图2为两个电网同期并列接线示意图及相量图。图中，QF为

同期并列的联络断路器，U1和U2分别是两个电网在并列点的电

压，X1和X2分别是两个电网到并列点的等效电抗。

假定两个电网的电压都是标准的正弦波，31、32

分别是两个电网电角速度，©1、©2分别为两个电网电压初相角，

其瞬时值分别为：

Ul=Ulmsin(wlt + ©

l)U2=U2msin(w2t + ©

2{

)(l

)2.2.1压差对冲击电流的影响

电压差计算公式为：

△

U = Ul—U2(2)从图2可知，由脉动电压AU产生的冲击电流

为:

Ich=Ul-U2

j

(Xl+ X2) (3)假设U l=U2=U，其中3是系统的功角，贝S

其大小为：

Ich =

2UXl+X2

sinS2(4

)2.2.2相角差对冲击电流的影响

由式(1)可得系统两侧发电机在任意时刻的相角差为：

8 = w1t + ©1 — (w2t + ©2) =(31 — co2)t +(©

1 — ©

2)(5 )因此，从冲击电流产生的机理上可以看出，发电机在并网

时的冲击电流是两个电网之间的相互作用。只要产生冲击电流，两个

相连的电网之间就必然会出现有功功率或无功功率的交换，

而且这一交换是瞬时发生的，对两个电网都有不同程度的影响。一般

而言，电网越大、网架结构越合理，其承受冲击的能力就越强；

反之，电网越小、网架结构越不合理，承受冲击的能力就越弱。

在实际运行中，电压差和频率差两个要素与相位差相比，对于系统的影响相对要小，因为电压和频率较容易满足准同期要求，

因此，电网并列的准同期操作过程，实际上就是同期装置捕捉相角差

3为零的过程，而电压差和频率差仅仅是作为同期时的限定条件。

目前，该地区电网在H变110 0母联上安装了PSS 6 6 0数字

式自动准同期装置。在整定计算过程中，对电压差和频率差整定值如下：一5VW(Ug—Us)W5V;—0.25HzW(fg—f s)<0.25Hz(其中Ug和Us分别为G、N两电网的母线电压，fg和fs为其频率)，允许合环角15°;在进行电网间的同期并列过程中，由于初始相角无法控制，即使电压差△

U满足同期要求，也很容易出现相角差3不满足准同期要求而使联网操作无法成功。在这种情况下，

唯一的方法就是调整某一侧电网机组的出力或对较大负荷进行投切

来使其频率发生微小的改变，使之满足同期条件，然后再进行同期捕捉。如果超

过同期复归时间后仍未捕捉到同期，装置会报同期超时失败，使得同期操作难以成功。综上所述，出现这种情况是必然的，在频率差很小时，只能通过多次操作来确保同期操作的成功，这在该地区电网事故处理期间进行电网联网操作时就曾出现过。

3频率、

电压调整方法3.1频率调整方法

调频率就是调整功率平衡。调整的主要手段是调节发电机机端出力和调整受电侧负荷，

使发电、供电趋向平衡。当小电网与大电网解列后，小电网的发电机组根据功率平衡情况自行增减水轮机进水量，

从而实现一次调频，一次调频是有差调频，还需要进行自动发电控制(AGC)或调频器调节，进行二次调频。

小电网调频的方法及手段要根据实际情况灵活掌握。小电网调频操作的步骤是：

首先利用小电网发电机调频，以频率过低为例，应先投入备用发电机发电，按照事故情况下带负荷能力增大运行机组出力，

增加机端出力。如果投入备用机组、增加出力仍然不能满足频率要求，

则只能按照批准的事故拉闸限电序位表有序拉闸，进行负荷侧功率调整。功率调整遵循“

频率—负荷”变化规律，一般使用“二五”比率，即电网负荷变化5%, 频率

变化2%,即负荷频率变化率比值为2.5。

如果独立小电网与大电网并网，正常大电网数万甚至数十万千瓦的功率波动，频率变动都微乎其微，

所以正常情况下大电网进行调频不现实，也会扩大影响，因此，通常情况下