大型风力发电机组并网运行的探讨 1 风力发电机的并网 风力发电机组是将风能转换成电能的装置，系统包括发电机、增速箱、刹车、偏航、控制等几大系统。直接与电网相连接的是异步发电机。下面以甘肃玉门风力发电场的金风S43/600风机为例说明并网问题。 异步发电机结构简单，其发电的首要条件是要吸收无功来建立磁场，如果没有无功来源，也就是说没有电网，异步发电机是没有能力发电的。 风机从系统吸收无功，必然会造成系统的电压降低和线损的增加，所以每台风力发电机都设有无功补偿装置，最大无功补偿容量是根据异步发电机在额定功率时的功率因数设计的，一般为>0. 98。 但由于风力发电机的无功功率需求随有功变化，如图1所示，因此，风机每个瞬时的无功需求量也都不同，该风机补偿分为4组固定的容量(600kW风机：87.5 kV.A、50 kV.A、25 kV.A、12.5kV - A)，在每个补偿段内，不足部分无功从电网吸收。 单台风力发电机组自身有较全的保护系统，风机主电路出口处装有速断和过流保护，其定值分别为2倍的额定电流、Os动作和1.5倍额定电流、12 s动作。风机还有灵敏的微机保护功能，设有三相电流不平衡，缺相，高压、低压，高周、低周，功率限制等项保护。因此当风电场内或电力系统发生故障时，风机的保护动作非常迅速，保证电网和风电场的安全。 由于异步电机在启动时冲击电流较大，最大可以达到额定电流的5～7倍，对电网会造成冲击。为解决以上问题，现在设计的风力发电机有性能优越的软并网控制电路。目前软并网的控制方式有两种：电压斜坡方式和限流方式。软并网过程可以做得很平稳，整个软启动的过程可以在十几个周波到几十个周波内完成，最高峰值电流可以限定在额定电流之内。图2是记录的S43/600风机并网时的电流实际波形，采样电流幅值衰减20倍。风机的软启动电流限制在500 A内（小于额定电流），启动过程约40个周波。 另外，目前风电场占系统的容量很小，而且风电场的容量利用系数较低，因此风电负荷的变化不会对系统的周波造成较大的影响。2风电场并网中应注意的几个技术问题2.1 继电保护 在设置保护和确定保护定值时应考虑以下因素。 目前一般风机出口电压是低压系统，从35 kV侧的等值电路来看，风机及相应的低压电缆相当于一个很大的限流电抗，短路电流无法送出。 风力发电机为异步发电机，当系统短路时，风机出口电压大幅度下降，没有了励磁磁场，则风机无法发电。风机自身具有全面的微机保护。 由于以上特点，在考虑电网继电保护和风电场的继电保护方案时，只需设置速断和过流保护，定值考虑躲过风电场最大负荷电流即可。2.2 电网电压的调整 有些风电场处于电网末端，电压较低，在进行风电场设计时有一项很重要的工作就是变压器电压分接头设计。既要保证风机的出口电压，又要确保线路上其他用户的要求。 在设计时要认真调查不同季节、不同时间（白天与晚上的负荷）距离风电场最近的线路末端节点电压的变化值，并根据该电压值来设计电压分接头，风力发电机作为电源，其电压允许的偏差值为额定电压的+10%至-5%，如果电压低于额定值，则输送同样功率时电流值就会增加，从而引起线路损耗的增加。另一方面，低电压还会引起软启动电流值的增加。在风电场接入电网调试期间，应反复测量变电站低压侧电压，合理选择分接开关位置，以确保风机出口电压在规定的范围之内。2.3 风电场的无功补偿 风电的无功需求特点如下：在停风状态下也保持与电网的联接并从系统吸收无功。 风机的无功需求量随着有功变化而变化，一部分通过自身的无功补偿装置补偿。但在无功补偿的4组固定的容量之间，仍需从电网吸收部分无功。 风电场的无功造成的影响如下：①风电场的无功变化在满发时会抬高风机出口电压，在并网时会在瞬间较大幅度降低出口电压。②对线路及变压器损耗的影响。由于风电场设备长期并网，无论是否发电，变压器都要向系统吸收一定的无功，其数量大约是变压器容量的1%—1.4%。此外，随着风机有功出力的变化，无功需求也在变化，当风机本身的无功补偿不足以补偿这些无功变化时，就需从电网吸收无功，这些无功在流经线路时也会引起线路损耗。风电场中的风机是分散排布的，其间隔距离较大，因此从系统吸收无功所经的线路较长，又会增加一定的线路或变压器损耗。 综上所述，风电场的无功补偿是一项有经济效益的工作，除了风机内的补偿外，在每台箱式变压器低压侧根据变压器的空载电流大小增加一组补偿电容器并长期投入，容量按照变压器空载无功功率选取： 以红松风力发电场用的1 600/10. 5/0. 69箱式变压器为例，空载电流为0. 6%，空载损耗2.11 kW，视在额定功率1 600 kV．A，变压器空载无功约为9. 37 kV -A。 另在35 kV升压站内增加无功补偿装置，以弥补由于出力变化引起的无功变化，从而起到降低线路损耗的作用。3结论 大型风力发电机组在并网时选择合适的继电保护装置、合理地调整电网电压、配备足够的无功补偿装置，就能顺利并网。理论和实践都已证明风力发电的并网过程比较简单，不会对电网产生影响。 本文选自591论文网591LW：专业 代写毕业论文 -致力于代写毕业论文,代写硕士论文,代写论文,代写mba论文,论文代写
写这样的论文，就要专注其特点，以柴油发电机组而言，它的特点：
1）柴油机只有两个转速：怠速和额定转速。待速在350－600/转分；额定转速与发电机转速相匹配（1500－1600转/分）。
2）多为野外作业，噪音不须过多考虑，排气管、消音器可以简单，使发动机排气的马力消耗尽量减小。
3）运转的稳定性（即对调速器的稳定性）要高。
这关系到发出来的电压电流的稳定度。
4）发动机的硬特性要好。
当载荷变化时，柴油机能在一个较大范围内保持转速的稳定性，不致大起大落。
5）在动力性与经济性的设计上，前者为先。
如果你对这样的机械很了解，组织一篇论文，还不就像张飞吃豆芽－小菜一碟。
沙角C电厂厂用电结线分析
1 方案选择
沙角C电厂(简称沙角C厂)有3台660MW机组，每台机组发出的电能都是经各自的主变压器升压至500kV，由500kV变电站进入广东省主网。发电机机端电压为19kV，主变压器为Yo/△接线，每台机有2台容量各为44MVA的△/Yo接线高压厂用工作变压器，2台高压厂用工作变压器各带一10kV机组段。全厂设1台容量为44MVA的高压厂用备用变压器及设高压厂用公用段10kV两段。厂用电接线如图1所示。对于这样一种结线，在工程谈判阶段业主和设计院曾就电厂的厂用电结线作了两个方案比较。
方案一：全厂设高压厂用起动/备用变压器，而不设发电机开关；
方案二：每台机装设发电机开关，而全厂只设1台容量较小的高压厂用备用变压器。
方案二的优点是：
a)机组正常起、停不需切换厂用电，只需操作发电机开关，厂用电可靠性高。
b)机组在发生发电机开关以内故障时(如发电机、汽机、锅炉故障)，只需跳开发电机开关，厂用电源不会消失，也不需切换，提高了厂用电的可靠性，同时减轻了操作人员的工作量和紧张度。这一点在沙角C厂的调试过程中，表现非常突出。同时对于国内大型机组采用一机只配一主操作员和一副操作员的值班方式非常有益。
c)对保护主变压器、高压厂用工作变压器有利。对于主变压器、高压厂用工作变压器发生内部故障时，由于发电机励磁电流衰减需要一定时间，在发电机-变压器组保护动作切除主变压器高压侧断路器后，发电机在励磁电流衰减阶段仍向故障点供电，而装设发电机开关后由于能快速切开发电机开关，而使主变压器受到更好的保护，这一点对于大型机组非常有利。
d)发电机开关以内故障只需跳开发电机开关，不需跳主变压器高压侧500kV开关，对系统的电网结构影响较小，对电网有利。
方案一无上述优点。
对于方案二，当时我们主要担心发电机开关价格昂贵，增加工程投资，以及发电机开关质量不可靠，增加故障机会。对于工程投资的比较是如果不装设发电机开关，按目前国内大型火力发电厂设计规程要求的2台600MW机组需配2台高压厂用起动／备用变压器的原则，沙角C厂则要配4台较大容量起动／备用变压器，且由于条件所限，起动／备用变压器的电源只能从沙角A厂220kV系统引接。因而，方案一需增加220kVGIS间隔4个，220kV电缆4根，220kV级的较大容量起动／备用变压器4台；方案二需增加33kV电缆1根，33kV级的较小备用变压器1台，发电机开关3台。方案一的投资可能超过方案二。对发电机开关质量问题，经调查了解，当时GEC-ALSTHOM公司法国里昂开关厂生产的空气断路器，额定电流33.7kA，额定开断电流180kA，这种断路器已供应美国、法国许多大型核电站使用，运行良好。
因此，我们最终选择了方案二，并选用了GEC-ALSTHOM公司的PKG2C空气断路器。目前这种断路器经在沙角C厂多年的运行，上百次的动作，证明其性能良好。
沙角C厂发电机开关的主要技术参数：
型号
灭弧介质
额定电流
额定电压
额定频率
额定对称开断电流
额定不对称开断电流
额定短路关合电流
额定短时承受电流
对地工频耐压
雷电冲击耐压峰值
额定开断时间
额定负载下操作顺序
正常操作压力
最低操作压力 PKG2C
压缩空气
33.7kA
21kV
50Hz
180kA
340kA
509kA
275kA
70kV/min
170kV
0.1s
CO—30min—CO
3.34MPa
3.00MPa
2 设计原则
2.1 高压厂用工作变压器的容量设计
GEC-ALSTHOM公司对高压厂用工作变压器容量的设计原则为：
a)带单机负荷的一半，加1台电动给水泵再加公用厂用负荷的一半；
b)提供单机辅助负荷一半，再加2台电动给水泵。
2.2 备用变压器容量设计
备用变压器的容量选择同高压厂用工作变压器容量。
2.3 10kV厂用电系统运行方式的设计
由于受备用变压器容量所限，备用变压器在同一时间内只能带1段10kV公用段及1段10kV机组段，因此要求在正常情况下公用段尽量由某2台正常运行机组的高压厂用工作变压器各带1段。同时为防止不同机组的10kV段ü��枚尾⒘校�诟骰�榛�槎沃凉�枚蔚牧�缈�厣嫌械缙�账�?br>
2.4 10kV厂用电源事故切换
10kV厂用电源事故切换采用自动慢切换，当正在向1段10kV公用段供电的10kV机组段由电压继电器判断为失压，且保护是反应非10kV母线段上故障时，在确认10kV机组段进线开关已跳开后，将会起动自动慢切换，经5s延时，将备用变压器低压侧10kV开关合上，从而恢复该机组段和原由它供电的公用段的供电。当保护是反应10kV母线段上故障时，则不起动自动慢切换。自动慢切换是采用传统的中间继电器和时间继电器通过硬接线来实现的。虽然备用变压器下接10kV公用段A和10kV公用段B，但由于备用变压器容量有限，在同一时间内备用变压器只能带1段公用段，从备用变压器来的10kV公用段A进线开关和10kV公用段B进线开关之间有电气闭锁，防止2个开关同时合上。同样，虽然各机组的10kV机组段各段与相应的10kV公用段各段都有联络断路器连接，但为防止正常情况下不同机组的10kV机组段通过10kV公用段并列，相互之间设有闭锁，防止同一时间2台机的10kV机组段向同一10kV公用段供电。正常情况下，厂用电源的手动切换及由备用变压器供电转为正常供电时厂用电的短时并列供电，要通过手动经同期装置进行，并经200ms延时自动跳开另一开关。
由上可知，由于备用变压器受容量及上述运行方式的限制，在事故情况下只能向1段公用段及当时向该公用段供电的机组段供电，因而事故情况下后备电源只能保证机组50%的负荷。而且，如果当时该机组段未带1段公用段，则后备电源将不能向机组提供厂用电源。如果该机组又失去全部厂用电，则需要靠柴油机组来保障机组的安全。因此，该种接线对柴油机组要求较高，而目前沙角C厂使用的柴油机组质量较好，经受了很多次起动的考验。
由上可见，备用变压器主要是作为全厂的1个由系统来供电的用于机组停机或停机后的安全电源，且对其中的1台机组起不到提供后备电源的作用。
3 厂用电系统电压等级及切换
3.1 厂用电系统电压等级
目前沙角C厂厂用电有3个电压等级：10kV电压，3kV电压，380V电压。其中10kV系统、3kV系统为中阻接地，380V系统为不接地系统。380V的照明用电和其他需要中性点接地的380V／220V系统，采用△／Yo的变压器来产生。
3.2 各级电压的切换
10kV系统如前所述有电源自动慢速切换。3kV系统机组2段之间、3kV系统公用2段之间有联络开关，联络开关之间不带同期和自动切换。当需要切换电源时只能通过手动切换。
380V系统机组锅炉、汽机、除尘各有2段，公用段也有2段，2段之间有联络开关，联络开关之间不带同期和自动切换。当需要切换电源时只能通过手动切换。
4 开关设备型式
10kV系统开关全部采用真空开关，型号HWX。
3kV系统的进线开关采用真空开关，馈线采用F-C回路，型号HMC1172。
380V系统的进线开关采用空气开关，接触器、熔断器。
5 结束语
沙角C厂厂用电结线采用装设发电机开关的接线型式，机组正常启停不需要切换厂用电，在遇到发电机开关以内的故障如发电机、汽轮机、锅炉故障时，只须跳开发电机开关，不需要切换厂用电，厂用电扰动小，可靠性提高，减轻运行人员的工作量，特别是故障情况下的工作量，给运行人员带来极大便利，受到电厂运行人员欢迎。尤其是机组在调试过程中，大部分的机组跳机都是来自锅炉和汽机，这一点在沙角C厂表现非常突出。沙角C厂调试过程中上百次的跳机绝大部分都是锅炉和汽厂调试过程中上百次的跳机绝大部分都是锅炉和汽机引起的。沙角C厂由于后备电源作用较组的正确起动要求较高，应选用高可靠起动的柴油机。目前，沙角C厂厂用电结线的缺点是由于只有1台备用变压器且自动投入只对带公用段的机组，而使第3台机的10kV段不能得到后备电源，降低了该台机厂用电的可靠性。在装设发电机出口开关下采用2台机组和1台后备变压器，该台备用变压器容量大于或等于1台高压厂用变压器的容量，或改善备用电源自动切换回路或设专门备用段较为合适。目前台山电厂的评标方案就是采用前一方案的。
目前,随着经济的快速发展,电力自动化在我国电力部门的应用也越来越广泛。下面是我为大家整理的电力自动化研究 毕业 论文，供大家参考。
摘要：电话振铃遥控技术的振铃遥控由提取来电显示号码、号码过滤器和振铃电压等模块组成，将具有相应权限的固定电话或移动电话设置在远端电话控制模块中，以保证电话号码具有相应的“身份证”。
关键词：电力自动化;通信技术
1在电力自动化中应用的优势
①通过在电力自动化系统中应用现代电力通信技术，能对电气自动化系统和电气设备的运行状况进行实时监控，当检测出故障后，能及时、准确地采取 措施 处理，迅速将故障排除，以保证电力自动化系统和电气设备的准确性、稳定性和安全性，尤其是现代电话通信技术具有的远程遥控、维护和诊断等手段，可有效推进电力自动化进程。②与常规的遥控方式相比，不需要设置专门的传输通道和线路，能利用用户电话交换网络、无线移动电话网络和有线固定电话网络等具有的便利性，以及电话通信网络不受遥控距离限制的条件，进行全天候、跨省市甚至是跨国的传送和控制。③利用移动手机、办公电话和住宅电话等，可对电力自动化系统和电气设备进行远程诊断，对于实现使用简单、安全可靠、造价低和降低维护费用具有非常重要的作用。
2在电力自动化中的应用分析
2.1移动手机短信通信技术的应用分析
随着现代通信技术的快速发展，航天技术和电话通信技术的结合，移动手机通信技术得到了快速发展和广泛应用。手机短信遥控电路技术是移动手机通信技术在电力自动化中的典型应用。以往，移动手机通过短信控制太空中的卫星和读取卫星上的传输数据，而装上蓝牙系统后，可采用无线方式接收和发射信号，且可有效控制卫星对电力自动化进行监控。其原理为：手机短信遥控电路技术集合了过滤器、短信内容提取和来电显示等模块，在移动电话控制模块内输入具有相应权限的手机号码，并编制遥控指令的短信内容后，仅具有相应资格的手机号码和正确的短信内容，才能接收短信，从而实现对电力自动化的遥控，否则，无法驱动遥控对象，将拒绝执行短信遥控命令。
2.2DTMF拨号遥控技术的应用分析
DTMF信号是一种稳定性、可靠性相对较高的实用通信技术，最早应用在程控电话交换系统中。DTMF信号包括以下2种：①高音组。包括1633Hz、1477Hz、1336Hz和1209Hz。②低音组。包括941Hz、852Hz、770Hz和697Hz。共8种频率信号，DTMF拨号遥控技术选用8选2的方式，分别在高音组和低音组中选择1个信号组成复合信号，进而形成16组特定编码的遥控信号系统。DTMF拨号遥控技术在电力自动化中的应用原理为：在远端电话控制模块中设置具有遥控权限的电话，并保证电话号码具有相应的身份遥控功能;当拨号验证通过时，通信系统能提供相应的提示，并进行相应的DTMF编码拨号，驱动相应的遥控对象动作;对于没有相应权限的电话，则不予以接听和拨号。DTMF拨号遥控指令编码方案主要包括9种：①第一路开关。遥控开启拨号编码为1*，遥控关闭拨号编码为1#。②第二路开关。遥控开启拨号编码为2*，遥控关闭拨号编码为2#。③第三路开关。遥控开启拨号编码为3*，遥控关闭拨号编码为3#。④第四路开关。遥控开启拨号编码为4*，遥控关闭拨号编码为4#。⑤第五路开关。遥控开启拨号编码为5*，遥控关闭拨号编码为5#。⑥第六路开关。遥控开启拨号编码为6*，遥控关闭拨号编码为6#。⑦第七路开关。遥控开启拨号编码为7*，遥控关闭拨号编码为7#。⑧第八路开关。遥控开启拨号编码为8*，遥控关闭拨号编码为8#。⑨第1～8路开关。遥控开启拨号编码为9*，遥控关闭拨号编码为9#。
2.3电话振铃遥控技术的应用分析
电话振铃遥控技术的振铃遥控由提取来电显示号码、号码过滤器和振铃电压等模块组成，将具有相应权限的固定电话或移动电话设置在远端电话控制模块中，以保证电话号码具有相应的“身份证”。电话振铃遥控技术的远端控制模块仅接收具有相应权限电话的振铃信号，并驱动相应的遥控电路，进而根据相应的状态信息回传给远端电话，振铃遥控信号的回传。此外，还需要采用不同的传感器连接，比如采用单片机电路，电路接口用下沿触发，触发电平自高而下，从5V至0V。对于没有权限的电话，则不予以接收振铃信号，进而也无法驱动遥控电路。
3结束语
总而言之，电力自动化系统必须紧随通信技术、计算机技术和其他IT技术的发展趋势。将现代电话通信技术应用在电力自动化系统中，能利用现代电话通信技术全面监控整个电力自动化系统，及时、准确地发现电力自动化系统中存在的故障，并迅速采取有针对性的措施解决，从而降低电力自动化系统故障处理的维护费用，降低维护人员的劳动强度，能获得较大的经济效益和社会效益。
摘要：电力自动化系统是目前在电子技术领域中应用先进技术最多的一个领域，电子信息技术与计算机技术的结合应用都会被很快的应用到电力系统当中去，这就意味着电子信息技术的发展，直接影响着电子系统自动化的发展。
关键词：信息技术;电力自动化系统
1电力自动化系统的概念
发电、运输电、变电、配电和用电组成了一个完成的电力系统。电力系统的一次设备通常是发电机、变压器、输电线路以及开关。为了使这些一次设备可以在工作期间稳定、安全的进行，也为了保证电力系统可以保证一定的经济效益，就需要对这些一次设备进行在线监控，调度控制已经保护措施。在电力系统中，保护装置、测控装置以及一些有关通讯的设备还有各级电网控制中心的计算机系统、变电站以及发电厂的计算机控制系统都统称为电力系统中的二次设备。这些二次设备基本囊括了整个电力系统自动化的主要内容。
2电子信息技术在电力自动化系统中的应用
在电力自动化系统中所运用到电子信息技术主要是电网调度自动化、变电站自动化、配网自动化这个三个大的方面。在这个三个大方面中最为重要的就是电网调度自动化的建设，计算机的网络控制中心以及服务器工作站是电网调度自动化的中心组成部分。
2.1发电厂自动化
目前我国的发电厂综合自动化系统中最常用的就是分散控制系统，同时分散控制系统也是较为普遍运用的一个系统，在开关柜中就可以直接安装分散控制系统的保护和测控装置，这两个装置与通过现场的总线连接起来之后再与后台通过通信管理机相连。分散控制系统一定要用多台计算机将这些回路分散控制起来，将各个控制站的部分参数通过通信方式与其他的控制CRT装置相连。当发电厂运用分散控制系统之后，发电厂得到了飞速的发展与变化，尤其是在计算机的硬件方面、软件方面以及通信技术方面都得到了分散控制系统的技术支持，从而使原本发电厂内部各自独立的控制功能经过分散与集中处理，都汇聚成了一个相互管理的整体。
2.2电网调度自动化
整个电力系统实现自动化的一个核心结构就是电网调度自动化。电网调度自动化电网调度自动化主要由电网调度中心的主计算机、网络服务器、打印机、调度范围内的发电厂、工作站以及变电站的设备组成。电网调度自动化系统可以很好的进行电能的分配，同时也是电网调度安全的一个有效的保障。它最主要的作用就是采集在监控过程中，电力生产过程中的实时数据，同时分析出电网运行所需的安全数据，估算电力系统的运行状态，将省级的发电系统控制起来以便使其满足人们的需求，保障电网能够正常的供电。在电力供送过程中还要保证电网工作的工作成本，尽可能的节省开支，在电网运行正常的情况下推迟投资周期，这样就可以确保电网在运用过程的经济收益。
2.3变电站自动化
为了提高变电站的监控功能与实现变电站的高效运行，同时节省人力操作时人工监控以及电话的步骤，从而出现了变电站的自动化。变电站中普遍使用计算机技术主要起源于当初使用的计算机智能设备。这个智能设备不但能对难以测量的信息进行分析与测量，还可以将其实现数字化，同时还可以通过计算机与计算机之间的存储功能时间数据的记录。变电站自动化主要的功能就是对继电实行保护措施以及对第二次设备进行重组以及优化。变电站自动化从一些特殊意义上来讲取代了变电站的二次设备，是电网调度自动化一个不可或缺的环节，同时也是电力生产的重要环节。
3电子信息技术在电力自动化系统中的发展前景
3.1电子信息设备与电力自动化设备的兼容问题
目前社会关注的问题就是电子信息设备与电子自动化设备的兼容问题。在电力系统中，微机型产品的使用越来越广泛，已经逐渐成为电力系统自动化产品的主流方向。但是由于电力系统非常复杂，电磁环境也非常不好，所以在电力系统中应用的微机型产品很容易就会受到这些影响，从而产生误动、拒动的情况。若是发生丢失或者 死机 的情况则会给电力系统造成非常大的经济损失。
3.2电子高新技术在电力系统自动化的应用
红外成像技术与视频技术、图像信息技术在电力系统中得到了广泛的应用。目前图像信息技术在电力系统自动化中的应用越来越重要，同时对于分析和理解的技术能力的要求也越来越高，所以一些场合就必须借用电子视觉技术来替代人工的计算来进行图像理解。在电力自动化系统可以确保安全性的前提下，可以将电子视觉技术应用到图像信息的处理与分析中，可以将电力系统的图像信息进行智能化处理。另外专家系统、模糊技术等应用在电力自动化系统中也得到了应用。
4结语
电力自动化系统是目前在电子技术领域中应用先进技术最多的一个领域，电子信息技术与计算机技术的结合应用都会被很快的应用到电力系统当中去，这就意味着电子信息技术的发展，直接影响着电子系统自动化的发展。
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