同步電網合理規(guī)模的3個基本約束研究

徐 政，董桓鋒，宋鵬程，程斌杰

(浙江大學電氣工程學院，杭州市310027)

0 引 言

電網互聯(lián)是電力工業(yè)發(fā)展的必然趨勢，其優(yōu)勢主要表現在如下幾個方面［1－2］:全網范圍內的能源資源優(yōu)化配置，有利于大規(guī)?？稍偕茉吹南{，降低發(fā)電成本;具有輸電效益、錯峰效益、水火互補效益和跨流域補償效益等;旋轉備用共享，減小各區(qū)域電網各自需要的備用容量;新增機組選擇靈活，減小單位投資成本;協(xié)調檢修計劃，提高系統(tǒng)可靠性;區(qū)域間功率支援，提高系統(tǒng)運行安全性。

電網互聯(lián)方式分為同步互聯(lián)和異步互聯(lián)2 種，交流同步互聯(lián)是實際電網最簡單、常見的互聯(lián)方式。隨著同步互聯(lián)的發(fā)展，同步電網規(guī)模將越來越大，在發(fā)揮電網互聯(lián)效益的同時，也產生了新的問題［3］:

(1)隨著同步電網規(guī)模不斷增大，電網結構日益復雜，交流潮流難以控制，統(tǒng)一調度難度不斷增大;

(2)同步電網規(guī)模太大，容易引起阻尼極低的區(qū)域間低頻振蕩或超低頻振蕩，解決起來極其困難;

(3)各區(qū)域電網相互影響，任何一個區(qū)域電網的故障都會波及到其他區(qū)域電網，整個電網發(fā)生故障擾動的次數成倍增加，因而發(fā)生連鎖故障導致全網停電的風險大大增加;

(4)同步電網效益的本質是通過維持電網內所有發(fā)電機同步運行，實現相互間功率支援，然而同步電網裝機規(guī)模和地理范圍充分擴大后，這兩者的作用將逐步弱化。

因此，隨著同步電網規(guī)模的增加，運行同步電網的復雜性增加，同步電網效益不斷減小;超過某個值后，同步電網規(guī)模增加將不再會有效益，因而同步電網實際上存在一個合理規(guī)模問題或最佳規(guī)模問題［3－4］。

西門子公司電力系統(tǒng)規(guī)劃部前主任Povh 先生和美國著名電網規(guī)劃專家、東北電力協(xié)調委員會(Northeast Power Coordinating Council，NPCC)1989 到1997年執(zhí)行總裁Loehr 先生均曾定性地提出同步電網存在合理規(guī)模范圍［4－5］。然而，目前國內外研究并未針對同步電網合理規(guī)模的范圍進行定量討論，因而有必要從理論上深入研究同步電網合理規(guī)模的約束因素，以期指導實際區(qū)域電網乃至國際電網間的互聯(lián)。

本文從頻率穩(wěn)定約束、低頻振蕩最低頻率約束和同步功率支援效應消失約束3個方面定量分析了電網合理規(guī)模要求，確定了同步電網合理規(guī)模的三角形判據:由受到擾動后穩(wěn)態(tài)頻率偏差小于±0.2 Hz 決定同步電網合理規(guī)模下限;低頻振蕩頻率不低于0.3 Hz和任意2 臺機組間穩(wěn)態(tài)功角差小于90 °確定同步電網合理規(guī)模上限。本文從同步電網一般性結構出發(fā)進行研究，其研究結論對實際電網互聯(lián)方式與合理規(guī)模的確定具有指導意義。

1 頻率穩(wěn)定對同步電網規(guī)模的約束

頻率穩(wěn)定是指電力系統(tǒng)受到嚴重擾動后，發(fā)電和負荷需求出現大的不平衡情況下，系統(tǒng)頻率能夠保持或恢復到允許的范圍內，不發(fā)生頻率崩潰的能力［6］。

頻率穩(wěn)定包括暫態(tài)頻率穩(wěn)定與穩(wěn)態(tài)頻率穩(wěn)定2個演化過程:電力系統(tǒng)遭受嚴重擾動下，功率不平衡首先在暫態(tài)過程中表現為發(fā)電機轉速首擺高頻(功率過剩)或者低頻(功率不足)現象，需考慮是否引起電力系統(tǒng)第三道防線高周切機或者低周減載動作;故障后的短時過程中，發(fā)電機一次調頻和負荷頻率調節(jié)效應共同作用，系統(tǒng)功率不平衡減小，需考慮最終的穩(wěn)態(tài)運行點頻率是否恢復到允許范圍內，這里的穩(wěn)態(tài)運行點頻率指的是自動發(fā)電控制(Automatic Generation Control，AGC)還沒有起作用時的系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)頻率。

1.1 穩(wěn)態(tài)頻率偏差指標

衡量系統(tǒng)頻率穩(wěn)態(tài)支撐強度的指標，即頻率偏差因子，實際上在電力系統(tǒng)中早已使用。因此，可采用頻率偏差因子作為系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)頻率偏差指標。頻率偏差因子定義為［7］

式中:Req是所有發(fā)電機的等效調差系數;DL為系統(tǒng)有功負荷的頻率調節(jié)系數。頻率偏差因子β 可以表征系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)頻率支撐強度，β 值越大表示系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)頻率支撐能力越強。式(1)中等效調差系數Req與各發(fā)電機調差系數Ri之間的關系為

式中:PgNi是第i 臺發(fā)電機的額定功率;fN是系統(tǒng)額定頻率。

結合穩(wěn)態(tài)頻率偏差因子指標，系統(tǒng)維持穩(wěn)態(tài)頻率的能力取決于發(fā)電機調差系數與負荷的頻率調節(jié)能力;同時，系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)頻率偏差還取決于系統(tǒng)遭受功率沖擊的大小。考慮到實際發(fā)電機調差系數不僅與原動機調節(jié)速度有關，還受機組滿發(fā)、核電機組閥閉鎖等因素影響，部分機組無法參與一次調頻，因此有效調差系數將增大，考慮實際有效調差系數Req在0.04 ～0.06范圍內變化［6］。負荷頻率調節(jié)系數DL在1.2 ～1.8范圍內變化［7］，因此穩(wěn)態(tài)頻率偏差因子變化范圍:β = 17.8 ～26.8 。

以系統(tǒng)總裝機容量為基準容量，計算分析β 在上述變化范圍內穩(wěn)態(tài)頻率偏差與功率沖擊關系，結果如圖1 所示。根據文獻［8］要求:電力系統(tǒng)正常運行條件下頻率偏差限值為±0.2 Hz。以此為穩(wěn)態(tài)頻率偏差限制，則在β=17.8 的嚴重情況下系統(tǒng)所能承受的功率沖擊ΔPdmax為0.074 7 pu(即系統(tǒng)總裝機容量的7.47%)。

1.2 暫態(tài)頻率偏差指標

圖1 穩(wěn)態(tài)頻率偏差與功率沖擊關系Fig.1 Relationship between steady frequency deviation and power impulse

暫態(tài)過程中系統(tǒng)的物理量偏移(如偏移幅值或持續(xù)時間)是否在給定范圍內，是判斷其安全性的主要依據。對暫態(tài)頻率偏差的安全性評估，可由基于頻率偏差門檻值f1的持續(xù)時間td1構成的二元表［f1，td1］描述:當暫態(tài)頻率偏出門檻值f1(高頻情況時為高于;低頻情況為低于)的持續(xù)時間超過td1時，即認為不滿足安全約束［9］。通常，實際電力系統(tǒng)中有多組二元表構成電力系統(tǒng)第三道防線，考慮采用頻率偏差超過1.0 Hz 的時間不超過0.2 s 作為暫態(tài)頻率偏差指標，考核暫態(tài)頻率第一擺偏差，即二元表為［1.0 Hz，0.2 s］，如圖2 所示。

圖2 暫態(tài)頻率偏差指標示意圖Fig.2 Transient frequency deviation index

1.3 頻率穩(wěn)定限制對同步電網規(guī)模的要求

同步電網受到擾動后的頻率偏差約束，根據國家的相關技術標準，穩(wěn)態(tài)頻率偏差取±0.2 Hz，暫態(tài)頻率偏差取1.0 Hz 持續(xù)時間不超過0.2 s?？紤]±1 100 kV特高壓直流發(fā)生雙極閉鎖時功率沖擊將高達1 200 萬kW，以此考核不同類型系統(tǒng)［10］在此功率沖擊下維持頻率穩(wěn)定時，同步電網總裝機規(guī)模要求如表1 所示。

計算結果表明:(1)穩(wěn)態(tài)頻率偏差限制比暫態(tài)頻率偏差限制要求更高，因此同步電網規(guī)模受擾動后頻率偏差限制的約束可以根據穩(wěn)態(tài)頻率偏差的要求來計算;(2)與火電機組相比，水電機組暫態(tài)調頻特性受水錘效應與暫時下降率補償環(huán)節(jié)影響而變差;(3)新能源發(fā)電機組通常不參與頻率調節(jié)，因而裝機占比上升將對同步電網規(guī)模有更高要求;(4)根據2014年底中國發(fā)電裝機情況，為承受特高壓直流雙極閉鎖后的頻率穩(wěn)定，要求同步電網總裝機容量為1.82 億kW;根據中國電力企業(yè)聯(lián)合會(簡稱中電聯(lián))預測的2050年中國發(fā)電裝機情況，要求同步電網總裝機容量為2.43 億kW。

表1 考慮12 GW 功率沖擊下不同類型系統(tǒng)的裝機容量要求Table 1 Installed capacity requirement of different systems under 12 GW power impulse

2 低頻振蕩對同步電網規(guī)模的約束

一般包含n 臺發(fā)電機的電力系統(tǒng)具有n－1個轉子間的低頻振蕩模式。對于任意1 臺發(fā)電機，顯著參與的振蕩模式一般只有2 ～3個，例如顯著參與2個區(qū)域間的振蕩模式和1個局部性的振蕩模式。一般區(qū)域間的振蕩模式頻率范圍在0.1 ～0.8 Hz 之間，局部性的振蕩模式頻率范圍在0.8 ～2.0 Hz 之間，且區(qū)域間的振蕩模式，往往是弱阻尼甚至負阻尼的。

2.1 低頻振蕩頻率與發(fā)電機電氣阻尼的關系

提高發(fā)電機電氣阻尼的常用方法是在發(fā)電機勵磁系統(tǒng)中加入電力系統(tǒng)穩(wěn)定器(Power System Stabilizer，PSS)。PSS 是抑制低頻振蕩經濟且有效的手段，然而PSS 對于頻率較低的低頻振蕩抑制效果并不理想，且頻率越低效果越差。關于PSS 有效發(fā)揮作用的低頻振蕩頻率范圍，國內外不同文獻有不同的觀點。文獻［3］認為當低頻振蕩頻率低于0.3 Hz后，用PSS 抑制低頻振蕩的效果不佳。文獻［11］認為PSS 傳統(tǒng)上用來阻尼0.5 ～2.0 Hz 的低頻振蕩模式，對于巴西電網南北區(qū)域間0.2 Hz 數量級的低頻振蕩模式無法發(fā)揮作用。文獻［12］以發(fā)電機接入無窮大系統(tǒng)為研究對象，基于解析法定量研究了不同振蕩頻率下發(fā)電機本體、勵磁系統(tǒng)和PSS 對發(fā)電機電氣阻尼的貢獻，表明當振蕩頻率低于約0.3 Hz 后，發(fā)電機的總電氣阻尼變負。

下面引述文獻［12］的研究結果。所考察的典型發(fā)電機接入系統(tǒng)結構如圖3 所示，發(fā)電機配備有自并勵勵磁系統(tǒng)與PSS。不同振蕩頻率下發(fā)電機本體、勵磁系統(tǒng)和PSS 對發(fā)電機電氣阻尼的貢獻如圖4 所示［12］。

圖3 帶勵磁、PSS 的單機無窮大測試系統(tǒng)Fig.3 Single machine infinite system with exciter and PSS

圖4 發(fā)電機阻尼轉矩與低頻振蕩頻率的關系Fig.4 Machine damping torque in terms of frequency of low frequency oscillation

從圖4 中曲線c 可見，無勵磁調節(jié)器的發(fā)電機本體的阻尼轉矩總是正的，且振蕩頻率越低，阻尼轉矩越大;從曲線e 可見，快速勵磁控制器單獨作用時，其對阻尼轉矩的貢獻總是負的，且振蕩頻率越低，負阻尼越大。從曲線b 可見，快速勵磁系統(tǒng)配PSS 后對發(fā)電機阻尼的貢獻較大，當振蕩頻率大于約0.5 Hz時，快速勵磁加PSS 對發(fā)電機阻尼的貢獻是正的;而當振蕩頻率低于約0.5 Hz 時，快速勵磁加PSS 對發(fā)電機阻尼的貢獻是負的，且振蕩頻率越低，負阻尼越大;從曲線a 可見，考慮快速勵磁加PSS 以及發(fā)電機本體所產生的所有阻尼分量后，發(fā)電機的總電氣阻尼轉矩在振蕩頻率低于約0.3 Hz 后變負。

近年來研究的新型電力系統(tǒng)穩(wěn)定器PSS4B，采用雙變量輸入、多支路并聯(lián)結構模式，理論上可以將PSS 產生正阻尼的低頻振蕩頻率擴展到低于0.3 Hz的范圍［13－14］，但仍缺乏實際運行經驗的支持。

另一方面，從實際電網運行情況分析，美國西部電網(Western Systems Coordinating Council，WSCC)1996年大停電事故中Malin －Round Mountain 線路功率錄波圖顯示初始振蕩頻率和阻尼分別約為0.26 Hz、3.4%，725 s 后開始發(fā)生增幅振蕩;歐洲互聯(lián)電網(UCTE/CENTREL)的全局低頻振蕩頻率約為0.25 Hz 左右，阻尼比相對較弱［13－17］。

2.2 影響電力系統(tǒng)低頻振蕩頻率的主要因素分析

本小節(jié)將以圖5 所示兩區(qū)域系統(tǒng)分析影響電力系統(tǒng)低頻振蕩頻率的主要因素。圖5 中，G1、G2分別為區(qū)域等值發(fā)電機，PT為區(qū)域1 通過互聯(lián)線路向區(qū)域2 送電的有功功率。

圖5 兩區(qū)域電力系統(tǒng)模型Fig.5 Two-area power system

為分析兩區(qū)域系統(tǒng)的低頻振蕩頻率，作如下假設:互聯(lián)電網兩側裝機容量相同，取一側裝機容量SG為基準容量，此兩區(qū)域系統(tǒng)總裝機容量為2SG;發(fā)電機采用經典模型，即暫態(tài)電勢E' 幅值假定為擾動前的值并保持不變、計及轉子動態(tài)的二階模型，x'd為發(fā)電機暫態(tài)電抗。

發(fā)電機轉子方程如式(3)所示:

式中:ω0、ω 分別為基準轉子速度和轉子速度標幺值;δ 為發(fā)電機的功角;Pm、Pe分別為發(fā)電機機械輸入功率和電磁輸出功率;D 為發(fā)電機阻尼系數;H 為發(fā)電機慣性時間常數。

發(fā)電機電磁功率可以用式(4)表示，將其在額定運行點線性化可得到式(5)。

將式(3)在額定運行點線性化，并化為相對功角差形式為

整理可得

假定發(fā)電機輸入機械功率不變，可得系統(tǒng)低頻振蕩分析模型為

因此系統(tǒng)無阻尼的自然振蕩頻率為

由上式可見，系統(tǒng)自然振蕩頻率取決于式(8)所計算的同步轉矩系數Ks、系統(tǒng)基準頻率ω0和發(fā)電機慣性時間常數H。

由式(10)可見，振蕩頻率與區(qū)域等值發(fā)電機的慣性時間常數H 的平方根成反比，H 越大，振蕩頻率越低。根據式(10)，振蕩頻率與Ks的平方根成正比。而根據式(8)，Ks與區(qū)域電網之間的總阻抗成反比，與區(qū)域電網之間功角差的余弦成正比。因此容易推出:區(qū)域電網之間的距離越遠，區(qū)域電網之間的總阻抗就越大，低頻振蕩的頻率就越低;區(qū)域電網之間輸送功率越大，區(qū)域電網之間的功角差就越大，功角差的余弦值就越小，低頻振蕩的頻率就越低。

2.3 低頻振蕩對同步電網規(guī)模的要求

電網同步互聯(lián)后所導致的低頻振蕩頻率不宜低于0.3 Hz，因為理論分析和工程實踐都證明，當低頻振蕩頻率低于0.3 Hz 后，配備有快速勵磁和PSS 的發(fā)電機組的電氣阻尼將變負，電網的低頻振蕩將很難抑制，電網運行將極其困難。

同步電網的低頻振蕩頻率與同步電網的地域范圍、同步電網的容量和同步電網的電力流方向與大小密切相關，同步電網的地域范圍越廣，低頻振蕩的頻率越低;同步電網的容量越大，低頻振蕩的頻率越低;同步電網的單一方向電力流越大，低頻振蕩的頻率越低。

3 同步功率支援效應對同步電網規(guī)模的約束

同步電網的根本性優(yōu)勢是具有同步功率支援效應，表現為同步電網內所有發(fā)電機同步運行，對功率缺失地區(qū)進行同步功率支援。但同步電網規(guī)模過大后，同步功率支援效應會消失。本節(jié)將以實例說明同步功率支援效應是如何消失的，從而引出任意2 臺機之間穩(wěn)態(tài)功角差小于90°的同步電網合理規(guī)模約束條件，并提出直接同步和間接同步的概念。

3.1 同步功率支援效應計算實例

采用圖6 所示的三區(qū)域同步互聯(lián)系統(tǒng)說明同步功率支援效應變化規(guī)律。圖6 中，區(qū)域A、B 和C 分別通過3 回500 kV 線路互聯(lián)，其中區(qū)域B、C 分別有5 臺333 MVA 機組，各臺機組出力均為200 MW，區(qū)域A 有5 臺666 MVA 機組。區(qū)域B 的負荷L1為1 100 MW，基本由本地發(fā)電出力平衡;區(qū)域C 負荷較重，在本例中設為可變負荷，其主要由區(qū)域A 通過遠距離送電平衡。

圖6 三區(qū)域同步互聯(lián)系統(tǒng)計算模型Fig.6 Calculation model of three-area synchronous interconnected power system

區(qū)域A、B 與C 間送電場景不同時，區(qū)域間發(fā)電機功角差也將隨之變化。圖7 計算了不同送電功率與區(qū)域間發(fā)電機功角差之間的關系。根據圖7 所示的功率平衡關系可見，區(qū)域間電力主要從區(qū)域A 經過區(qū)域B 送至區(qū)域C。當送電功率PAB約為2 000 MW時，區(qū)域A 與區(qū)域C 之間的功角差δAC達到90°;而當PAB小于2 400 MW 時，區(qū)域A 與區(qū)域B之間的功角差δAB在80°之內，沒有達到90°，區(qū)域C與區(qū)域B 之間的功角差δCB在－50°之內，沒有達到－90°。

圖7 不同送電功率下區(qū)域間發(fā)電機功角差變化Fig.7 Angle difference of regional generator in terms of different power transfer

考察區(qū)域C 無故障跳開1 臺機(200 MW)的場景，此時區(qū)域A 與區(qū)域B 機組的功率支援情況如圖8所示。從圖8 可見，區(qū)域A 和區(qū)域B 對區(qū)域C 的同步功率支援ΔPGA和ΔPGB均隨著區(qū)域間功角差的增大而不斷下降，特別是ΔPGA在δAC達到94°時過零點，當δAC超過94°后，區(qū)域A 對區(qū)域C 的同步功率支援是負的。

圖8 區(qū)域A、B 對區(qū)域C 的功率支援情況Fig.8 Power support from area A and area B to area C

從這個例子中我們可以得到這樣一個直觀的印象:同步電網中發(fā)電機之間的同步功率支援效應不是無條件存在的，當2 臺發(fā)電機之間的穩(wěn)態(tài)功角差太大時，例如本例中超過94°，發(fā)電機之間的同步功率支援效應就會消失，并且變負。下面我們將用解析分析的方法，在忽略導納中電導分量的條件下，導出任意2 臺機組間穩(wěn)態(tài)功角差小于90°是同步功率支援效應存在的充分必要條件。

3.2 同步功率支援效應存在的條件

對于包含n 臺機組的電力系統(tǒng)，忽略網絡暫態(tài)過程，負荷用恒定阻抗等效，發(fā)電機采用恒定電動勢加暫態(tài)電抗模擬時，可得第i 臺發(fā)電機的輸出電磁功率為［18］:

式中:Ei、δi為第i 臺發(fā)電機暫態(tài)電抗后的恒定電勢與功角;Gij、Bij為只保留發(fā)電機節(jié)點時的節(jié)點導納矩陣Y 中元素Yij的實部與虛部。

將式(11)在第i 臺發(fā)電機穩(wěn)態(tài)功率Pei0及功角δi0附近線性化，可得

式中δij0= δi0－δj0。對于給定初始條件，假設擾動沖擊下各母線電壓維持恒定，式(12)括號中的項為常數，從而可將上式寫為

其中

式(14)表示由第i 臺機與第j 臺機之間相角差變化所引起的第i 臺發(fā)電機的電磁功率變化(設其他發(fā)電機功角保持恒定)，也稱為節(jié)點i 與節(jié)點j 之間的同步功率系數。它的單位是MW/rad，或功率標幺值/rad。結合單機無窮大系統(tǒng)中同步功率系數(亦稱整步功率系數)的分析結論［18－19］，對于單機對無窮大系統(tǒng)，同步功率系數為負表示發(fā)電機相對于無窮大系統(tǒng)失去同步能力，發(fā)電機滑行失步。

在上述n 機電力系統(tǒng)中，設在t =0 時刻第k 臺機突然跳閘，產生功率擾動ΔPGk，下面計算余下的n－1臺發(fā)電機分別對第k 臺機所產生的功率支援值。由于所有發(fā)電機存在慣性，因此除第k 臺機的母線k的電壓相位角在t=0+時刻發(fā)生突變Δδk(0+)外，其余n－1 臺發(fā)電機的功角在t =0+時刻都可以認為還來不及變化。這樣，根據式(13)，故障沖擊后t =0+時刻第i 臺發(fā)電機的出力變化為

假設擾動沖擊下各母線電壓維持恒定，則負荷功率基本保持不變，根據有功平衡可得:

由式(15)和(16)可得第i 臺發(fā)電機提供的功率支援值為

由式(17)可以看出，第k 臺發(fā)電機跳機后，第i臺發(fā)電機的功率支援值直接取決于同步功率系數Psik。顯然，若同步功率系數Psik為正，第i 臺發(fā)電機對第k 臺發(fā)電機存在同步功率支援效應;若同步功率系數Psik為負，第i 臺發(fā)電機對第k 臺發(fā)電機不但不存在同步功率支援效應，反而起到反作用?？梢?，同步功率系數還可用來定量描述同步功率支援效應的大小，是刻畫同步功率支援效應的一個定量指標。

根據式(14)，忽略節(jié)點導納矩陣中的電導分量Gij時，同步功率系數可以簡化為

根據式(18)，容易得出結論:若同步電網中任意2 臺機之間穩(wěn)態(tài)功角差小于90°，則該2 臺機之間的同步功率系數大于0，存在同步功率支援效應;若同步電網中任意2 臺機之間穩(wěn)態(tài)功角差大于90°，則該2 臺機之間的同步功率系數小于0，不存在同步功率支援效應。

盡管一個同步電網中2 臺機之間穩(wěn)態(tài)功角差大于90°時系統(tǒng)仍然能夠運行，如3.1 節(jié)的實際算例，但這2 臺機之間的同步功率系數為負，已不存在同步功率支援效應。這2 臺機還能保持同步運行的原因是，存在1 臺中間機，該機與這2 臺機之間的功角差都小于90°。我們將穩(wěn)態(tài)功角差小于90°的2 臺發(fā)電機稱為直接同步機組，而將穩(wěn)態(tài)功角差大于90°的2臺發(fā)電機稱為間接同步機組。對于圖6 所示的三區(qū)域同步電網，當送電功率PAB超過2 000 MW 時，A、B區(qū)域間任意2 臺機的功角差小于90°，因此A、B 區(qū)域中的所有發(fā)電機是直接同步的發(fā)電機組;B、C 區(qū)域間任意2 臺機的功角差也小于90°，因此B、C 區(qū)域中的所有發(fā)電機也是直接同步的發(fā)電機組;而A、C 區(qū)域間任意2 臺機的功角差已大于90°，因此A、C 區(qū)域中的發(fā)電機是通過B 區(qū)域的發(fā)電機來實現間接同步的。直觀地看，A 區(qū)域與C 區(qū)域中的發(fā)電機，由于是間接同步運行，在系統(tǒng)發(fā)生擾動時，相互之間更容易失步。因此，可以推斷，存在間接同步發(fā)電機組的電力系統(tǒng)，其穩(wěn)定性應該比只有直接同步發(fā)電機組的電力系統(tǒng)差。

3.3 同步功率支援效應對同步電網規(guī)模的要求

同步功率支援效應消失，意味著同步電網已喪失其根本優(yōu)勢，表明同步電網規(guī)模已超出了其合理范圍。因此，保持同步電網為合理規(guī)模的一個約束條件是電網中任意2 臺機之間的穩(wěn)態(tài)功角差應小于90°。如果同步電網內2 臺機組之間的穩(wěn)態(tài)功角差超過90°，就表示這2 臺機組之間已不再是直接同步，而是間接同步，因為這2 臺機組之間并不存在同步功率支援效應。

同步電網內2 臺機組之間的穩(wěn)態(tài)功角差與同步電網的地域范圍、同步電網的潮流方向與大小密切相關，同步電網的地域范圍越廣，通常同步電網內機組之間的穩(wěn)態(tài)功角差拉開得越大;同步電網的單一方向潮流越大，同步電網內機組之間的穩(wěn)態(tài)功角差拉開得也越大。

4 結 論

電網互聯(lián)可以充分發(fā)揮互聯(lián)電網的經濟效益，在錯峰填谷、大規(guī)模新能源消納、共享旋轉備用、協(xié)調檢修計劃等方面具有優(yōu)勢。電網互聯(lián)方式可以分為同步互聯(lián)方式和異步互聯(lián)方式2 種。雖然說電網異步互聯(lián)在技術上是沒有邊界限制的，但在經濟上是有邊界限制的，電力輸送遵從基本的電路定律，輸電設施成本和輸電損耗是制約電網異步互聯(lián)范圍的根本性因素。而電網同步互聯(lián)不但在經濟上受制于輸電設施成本和輸電損耗約束，在技術上也受到多種技術因素的約束。

本文主要基于同步電網的技術約束，探討了同步電網的合理規(guī)模。我們認為，同步電網的規(guī)模主要受制于3個技術因素的約束，分別歸結為:頻率穩(wěn)定約束——穩(wěn)態(tài)頻率偏差小于±0.2 Hz;低頻振蕩頻率約束——低頻振蕩頻率不低于0.3 Hz;同步支持效應約束——任意2 臺機組間穩(wěn)態(tài)功角差小于90°。根據上述同步電網規(guī)模的3個技術約束因素，可以得到判斷同步電網規(guī)模是否合理的三角形判據如圖9所示。

圖9 中，同步電網規(guī)?？梢员环譃楹侠硪?guī)模、可運行規(guī)模和不可運行規(guī)模。合理規(guī)模是圖9 中的三角形內區(qū)域，三角形的3條邊分別表示3 種技術約束。底邊是對同步電網合理規(guī)模的基本要求，由受到擾動后穩(wěn)態(tài)頻率偏差小于0.2 Hz 決定;三角形的左上邊是由低頻振蕩頻率不低于0.3 Hz 而構成的制約因素;三角形的右上邊是由任意2 臺機組間穩(wěn)態(tài)功角差小于90°而構成的另一個制約因素。

圖9 確定同步電網合理規(guī)模的三角形判據Fig.9 Triangle criteria to determinate reasonable size of synchronous power grids

可運行規(guī)模是圖9 中圖形邊界內的區(qū)域，即越出同步電網的合理規(guī)模范圍后，并不表示該同步電網就一定不能運行，只是該同步電網的技術性能指標會大大下降。

不可運行規(guī)模是圖9 中圖形邊界外的區(qū)域，表示同步電網規(guī)模太小或太大導致同步電網不可能正常運行。

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