呼遼直流投產(chǎn)后東北電網(wǎng)頻率特性分析

李劍峰，張德惠，侯凱元

(1.東北電力科學(xué)研究院有限公司，遼寧 沈陽(yáng) 110006;2.東北電網(wǎng)有限公司，遼寧 沈陽(yáng) 110181)

呼倫貝爾－遼寧直流輸電工程計(jì)劃2010年雙極投運(yùn)，其設(shè)計(jì)輸送容量為3 000 MW，直流額定電壓為±500 kV，直流輸送距離約908 km。在呼倫貝爾地區(qū)建設(shè)華能伊敏電廠三期、魯能鄂溫克電廠、國(guó)華呼倫貝爾能源坑口電廠 (3個(gè))，總裝機(jī)容量為3 600 MW。

呼遼直流工程輸送容量大，送端與東北電網(wǎng)聯(lián)系較弱。當(dāng)同時(shí)發(fā)生直流雙極閉鎖與伊敏交流送出故障時(shí)最多可損失5 800 MW火電電源，系統(tǒng)有功平衡遭到破壞，系統(tǒng)頻率迅速下降。另外，截止2009年底東北電網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)6 270 MW，預(yù)計(jì)2010年增加約9 000 MW。由于國(guó)家電網(wǎng)公司《風(fēng)電場(chǎng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》的實(shí)施，現(xiàn)已投運(yùn)的風(fēng)電機(jī)組大部分達(dá)不到規(guī)定要求。隨著系統(tǒng)頻率的下降風(fēng)電機(jī)組退出運(yùn)行，火電大量損失與風(fēng)電的退出疊加，使呼遼直流投產(chǎn)后全網(wǎng)頻率問(wèn)題更加突出，如果分析處理不當(dāng)甚至導(dǎo)致頻率穩(wěn)定破壞事故發(fā)生。

當(dāng)發(fā)生有功功率缺額、系統(tǒng)頻率突然下降時(shí)，必須及時(shí)切除相應(yīng)容量的負(fù)荷以使系統(tǒng)頻率得以恢復(fù)，負(fù)荷切除策略是基于頻率仿真和分析基礎(chǔ)之上。本文首先進(jìn)行了東北電網(wǎng)頻率仿真準(zhǔn)確度的校驗(yàn)工作，對(duì)調(diào)速系統(tǒng)模型參數(shù)進(jìn)行了必要調(diào)整，在此基礎(chǔ)上通過(guò)相關(guān)研究提出了相應(yīng)的頻率恢復(fù)策略。

1 電力系統(tǒng)頻率特性及其控制

1.1 基本概念

頻率是電力系統(tǒng)的重要參數(shù)，也是衡量電能質(zhì)量的主要指標(biāo)之一[1]。電力系統(tǒng)功率特性是指系統(tǒng)有功功率不平衡時(shí)頻率的變化特性，是負(fù)荷頻率特性、發(fā)電機(jī)頻率特性及電壓影響的綜合結(jié)果。頻率特性通常分為功率頻率靜態(tài)特性和功率頻率動(dòng)態(tài)特性。功率頻率靜態(tài)特性反映了穩(wěn)態(tài)運(yùn)行狀況下有功功率和頻率變化之間的關(guān)系。包括負(fù)荷、同步發(fā)電機(jī)和電力系統(tǒng)的頻率特性。功率頻率動(dòng)態(tài)特性是一個(gè)供需功率隨時(shí)平衡的動(dòng)態(tài)過(guò)程。當(dāng)系統(tǒng)頻率波動(dòng)時(shí)同步發(fā)電機(jī)調(diào)速器控制作用和負(fù)荷頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)同時(shí)進(jìn)行。

1.2 電力系統(tǒng)頻率控制

調(diào)整發(fā)電功率進(jìn)行頻率調(diào)整 (頻率的三次調(diào)整控制)。電力系統(tǒng)頻率控制與有功功率控制密切相關(guān)，當(dāng)系統(tǒng)機(jī)組輸入功率與負(fù)荷功率失去平衡而使頻率偏離額定值時(shí)，控制系統(tǒng)必須調(diào)節(jié)機(jī)組的出力，以保證電力系統(tǒng)頻率的偏移在允許范圍內(nèi)。為了實(shí)現(xiàn)頻率控制，系統(tǒng)中需要有足夠的備用容量來(lái)應(yīng)對(duì)計(jì)劃外負(fù)荷的變動(dòng)，而且還應(yīng)具有一定的調(diào)整速度以適應(yīng)負(fù)荷的變化。

2 系統(tǒng)頻率特性及擬合

2.1 呼遼直流投產(chǎn)前電網(wǎng)頻率特性

近兩年?yáng)|北電網(wǎng)發(fā)生的頻率事件如表1所示。根據(jù)東北電網(wǎng)發(fā)電機(jī)組跳閘引起頻率變化情況看，電網(wǎng)單位頻率下降所對(duì)應(yīng)的功率缺額呈現(xiàn)了上升的趨勢(shì)。主要原因是由于近年來(lái)東北電網(wǎng)不斷加強(qiáng)了發(fā)電機(jī)一、二次調(diào)頻的管理，提高機(jī)組一次調(diào)頻、AGC的投入率，電網(wǎng)的頻率調(diào)節(jié)特性得到改善和提高。

2.2 系統(tǒng)頻率變化動(dòng)態(tài)過(guò)程仿真擬合

電力系統(tǒng)發(fā)生有功缺額時(shí)，系統(tǒng)頻率的變化涉及輸電網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)、發(fā)電機(jī)運(yùn)動(dòng)方程及其參數(shù)、調(diào)速器模型及旋轉(zhuǎn)備用[3－5]、勵(lì)磁調(diào)節(jié)模型和負(fù)荷模型[6、7]。分析主網(wǎng)頻率穩(wěn)定水平時(shí)，首先需對(duì)功率缺額時(shí)系統(tǒng)的頻率變化特性 (主要是最低頻率及下降斜率)有較為準(zhǔn)確的把握。以下對(duì)2008年以來(lái)電網(wǎng)實(shí)際發(fā)生過(guò)的2次功率缺額時(shí)系統(tǒng)頻率變化過(guò)程利用PSASP6.28進(jìn)行仿真模擬分析。

a. 2008年9月18日17:36:17，元寶山600 MW機(jī)組接帶399 MW負(fù)荷時(shí)突然跳閘，當(dāng)時(shí)全網(wǎng)發(fā)電出力33 742 MW，系統(tǒng)頻率由50.023 Hz下降到49.819 Hz。頻率錄波圖如圖1所示。

仿真系統(tǒng)模擬全網(wǎng)發(fā)電出力為33 739 MW，損失機(jī)組功率399 MW后，最低頻率49.82 Hz。圖2為采用電機(jī)模型和靜態(tài)46模型時(shí)系統(tǒng)頻率變化曲線。

表1 東北電網(wǎng)發(fā)電機(jī)組跳閘系統(tǒng)頻率變化統(tǒng)計(jì)

采用電機(jī)模型差別較大，且由于有功頻率因子固定，不便于進(jìn)行敏感性分析，因此這里選擇靜態(tài)模型研究頻率穩(wěn)定問(wèn)題。

由于機(jī)組調(diào)速器死區(qū)統(tǒng)一按0.4%安排，此頻率變化過(guò)程中可以近似認(rèn)為調(diào)速器只有少許動(dòng)作，主要由發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量及負(fù)荷頻率特性決定最低頻率。采用有功頻率因子1.8時(shí)，仿真結(jié)果的最低頻率比較接近實(shí)際情況，可以基本確定頻率因子為1.8。

當(dāng)頻率下降較快時(shí)最低頻率與旋轉(zhuǎn)備用容量基本無(wú)關(guān)。根據(jù)錄波曲線，研究涉及的頻率下降過(guò)程較慢，因此旋轉(zhuǎn)備用容量不可忽略。考慮3%旋備最低頻率如圖3所示。

b. 2008年9月18日19:41:51科沙1號(hào)、2號(hào)線突然跳閘，當(dāng)時(shí)全網(wǎng)發(fā)電出力32 808 MW，損失電源844 MW，系統(tǒng)頻率由50.011 Hz下降到49.645 Hz。頻率錄波圖如圖4所示。

由于40～50 s以后的頻率過(guò)程已超出一次調(diào)頻范圍，重點(diǎn)擬合故障后0～40s期間頻率變化情況 (圖4虛線框內(nèi)部分)。首先比較無(wú)備用和3%旋備時(shí)系統(tǒng)頻率變化?？紤]3%旋備時(shí)仿真最低頻率為49.647 Hz，接近實(shí)際情況 (如圖5所示)。

由于仿真頻率上升較快，以下分析機(jī)組調(diào)速器參數(shù)中調(diào)差系數(shù)和死區(qū)的影響。

比較5%和7%調(diào)差系數(shù)的差別，主要與最低頻率有關(guān)，對(duì)上升斜率影響不大。因此，仿真中仍采用5%調(diào)差系數(shù)。

調(diào)速器模型的影響。將留有旋備的機(jī)組 (6臺(tái)300 MW)調(diào)速器模型更換為電液調(diào)速器模型后，仿真曲線如圖6所示。

由圖6可知，考慮一定旋備容量，旋備機(jī)組調(diào)速器改為電液調(diào)速器模型后，最低頻率和頻率上升斜率接近實(shí)際情況。

根據(jù)2009年近期損失大電源后頻率變化情況統(tǒng)計(jì)，系統(tǒng)損失970 MW功率后頻率下降到49.67 Hz。

考慮3%旋備，利用上述仿真確定的靜態(tài)46負(fù)荷模型及調(diào)速器模型和參數(shù)后，仿真分析系統(tǒng)最低頻率49.59 Hz，基本一致 (略偏保守)。

3 呼遼直流投產(chǎn)后電網(wǎng)頻率控制措施

3.1 目前低頻減載措施有效性

方式一:東北送華北1 500 MW方式 (0%旋備)。

若呼遼直流發(fā)生雙極閉鎖故障，系統(tǒng)損失3 000 MW電源后，校核目前低頻減載裝置動(dòng)作情況 (2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖7所示。

考慮不計(jì)旋備時(shí)，低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作兩輪:第一輪49.0 Hz切除1 940 MW，第二輪48.8 Hz切除1 940 MW，共切除東北網(wǎng)負(fù)荷3 879 MW，頻率恢復(fù)到50.16 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.79 Hz。

呼遼直流雙極閉鎖后，考慮0.3 s閉鎖高嶺直流，低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作一輪，共切除東北網(wǎng)負(fù)荷1 940 MW，頻率恢復(fù)到50.14 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.98 Hz。高嶺直流閉鎖時(shí)間對(duì)低頻減載動(dòng)作情況影響不大。

若呼遼直流發(fā)生雙極閉鎖故障，需要聯(lián)切呼盟4臺(tái)600 MW機(jī)組系統(tǒng)才能保持穩(wěn)定，系統(tǒng)損失2 400 MW電源后，校核目前低頻減載裝置動(dòng)作情況 (2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖8所示。

考慮不計(jì)旋備時(shí)，低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作一輪，49.0 Hz切除1 953 MW，共切除東北網(wǎng)負(fù)荷1 953 MW，頻率恢復(fù)到49.93 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.93 Hz。

呼遼直流雙極閉鎖后，考慮0.3 s閉鎖高嶺直流，低頻減載裝置不動(dòng)作，頻率恢復(fù)到49.65 Hz，系統(tǒng)最低頻率49.51 Hz。

方式二:華北送東北1 500 MW方式 (0%旋備)。

送端孤網(wǎng)方式下，直流雙極閉鎖故障，系統(tǒng)損失3 000 MW功率后，校核目前低頻減載裝置動(dòng)作情況 (2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖9所示。

圖7 孤網(wǎng)方式下東北送華北1 500 MW呼遼直流雙極閉鎖時(shí)的頻率變化

不計(jì)旋備時(shí)低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作兩輪:第一輪49.0 Hz切除1 940 MW，第二輪48.8 Hz切除1 940 MW，共切除負(fù)荷3 879 MW，頻率恢復(fù)到50.16 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.79 Hz。送端聯(lián)網(wǎng)方式下，直流雙極閉鎖故障，需要聯(lián)切呼盟4臺(tái)機(jī)組系統(tǒng)才能保持穩(wěn)定，系統(tǒng)損失2 400 MW功率后，校核目前低頻減載裝置動(dòng)作情況。系統(tǒng)頻率變化如圖10所示。

低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作一輪，49.0 Hz切除負(fù)荷1 901 MW，頻率恢復(fù)到49.87 Hz，最低頻率48.95 Hz。

方式三:集中切負(fù)荷+低頻減載措施。

在低周減載裝置動(dòng)作之前，采取集中切負(fù)荷措施切除一部分負(fù)荷，有利于緩解系統(tǒng)頻率快速下降情況，減少低頻減載裝置切負(fù)荷量?？紤]損失3 000 MW功率后，集中切除500 MW和1 000 MW負(fù)荷配合低頻減載措施，仿真結(jié)果如圖11所示。

送端孤網(wǎng)方式下，直流雙極閉鎖故障，系統(tǒng)損失3 000 MW。1.5s集中切遼寧500 MW負(fù)荷，低頻減載基本級(jí)動(dòng)作一輪，49.0 Hz切除負(fù)荷1940 MW，共切除負(fù)荷2440 MW，系統(tǒng)最低頻率48.94 Hz。

集中切除遼寧1000 MW負(fù)荷，低頻減載基本級(jí)動(dòng)作一輪，49.0 Hz切除負(fù)荷1940 MW，共切除負(fù)荷2940 MW，系統(tǒng)最低頻率48.96 Hz。

配合集中切除500～1000 MW負(fù)荷，對(duì)現(xiàn)有低頻減載措施的適應(yīng)性較好。

方式四:送端電源全失。

考慮伊馮線發(fā)生三永跳雙回線故障，并引起呼遼直流發(fā)生雙極閉鎖，系統(tǒng)損失呼盟和伊敏全部電源5 800 MW后，校核目前低頻減載裝置動(dòng)作情況(2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖12、13所示。

不計(jì)旋備時(shí)低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作三輪:第一輪49.0 Hz切除1 931 MW，第二輪48.8 Hz切除1 931 MW，第三輪48.6 Hz切除1 663 MW，共切除東北網(wǎng)負(fù)荷5 526 MW，頻率恢復(fù)到50.01 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.58 Hz。同時(shí)考慮0.3 s后閉鎖高嶺直流，低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作兩輪:第一輪49.0 Hz切除1 931 MW，第二輪48.8 Hz切除1 610 MW，共切除東北網(wǎng)負(fù)荷3 542 MW，頻率恢復(fù)到49.82 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.78 Hz。

不計(jì)旋備、考慮0.3 s后集中切除1 510 MW負(fù)荷時(shí)，低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作兩輪:第一輪49.0 Hz切除1 931 MW，第二輪48.8 Hz切除1 770 MW，共切除東北電網(wǎng)負(fù)荷5 212 MW，頻率恢復(fù)到49.85 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.75 Hz。同時(shí)進(jìn)一步考慮0.3 s后閉鎖高嶺直流，低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作一輪，49.0 Hz切除1 931 MW，共切除東北網(wǎng)負(fù)荷3 441 MW，頻率恢復(fù)到49.72 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.93 Hz。

3.2 送端聯(lián)網(wǎng)推薦方式

送端聯(lián)網(wǎng)方式下東北發(fā)電總出力為35 037 MW，總負(fù)荷為32 814 MW，東北通過(guò)高嶺直流背靠背送東北1 500 MW。推薦方式下略降低呼盟機(jī)組出力，呼盟和伊敏機(jī)組通過(guò)呼遼直流雙極送遼寧3 000 MW，通過(guò)伊馮雙線送黑龍江2 072 MW。

考慮伊馮線發(fā)生三永跳雙回線故障，并引起呼遼直流發(fā)生雙極閉鎖的情況，系統(tǒng)損失呼盟和伊敏全部電源共5 500 MW后，校核目前低頻減載裝置動(dòng)作情況 (2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖14所示。

表2 聯(lián)網(wǎng)方式下東北損失5 800 MW電源低頻減載動(dòng)作統(tǒng)計(jì) MW

不計(jì)旋備時(shí)低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作三輪:第一輪49.0 Hz切除1 931 MW，第二輪48.8 Hz切除1 931 MW，第三輪48.6 Hz切除1 303 MW，共切除東北網(wǎng)負(fù)荷5 164 MW，頻率恢復(fù)到49.93 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.57 Hz。同時(shí)考慮0.3 s后急降高嶺直流750 MW功率時(shí)，低頻減載裝置基本級(jí)動(dòng)作兩輪和特殊一輪動(dòng)作，第一輪49.0 Hz切除1 931 MW，第二輪48.8 Hz切除1 931 MW，特殊輪49.2 Hz切除1 203 MW，共切除東北網(wǎng)負(fù)荷5 066 MW，頻率恢復(fù)到50.05 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.70 Hz。

上述送端電源全失后東北電網(wǎng)低周減載情況如表2所示。

圖14 聯(lián)網(wǎng)方式下東北損失呼盟和伊敏電源時(shí)的頻率變化

4 結(jié)束語(yǔ)

在2010年冬腰負(fù)荷水平，系統(tǒng)總負(fù)荷32 814 MW，華北送東北1 500 MW和東北送華北1 500 MW兩種方式下，校核呼遼直流雙極閉鎖后東北電網(wǎng)現(xiàn)有低周減載方案的動(dòng)作情況，并進(jìn)一步考慮配合適當(dāng)集中切負(fù)荷措施后系統(tǒng)頻率穩(wěn)定情況。得到在不同方式下，系統(tǒng)出現(xiàn)1 710～3 000 MW功率缺額，現(xiàn)有低頻減載方案可以滿足頻率正?；謴?fù)需要，基本不會(huì)出現(xiàn)大量過(guò)切情況。送端聯(lián)網(wǎng)方式下呼遼直流雙極閉鎖后，考慮高嶺直流功率速降800 MW，在伊馮交流線路外送2 070 MW方式下，可以避免主網(wǎng)低周減載裝置動(dòng)作。因此綜合考慮送端穩(wěn)控措施及受端頻率控制措施研究結(jié)果，將該方式作為推薦方式?？紤]集中切負(fù)荷措施，對(duì)現(xiàn)有低頻減載措施的適應(yīng)性較好。

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