風光火打捆高壓直流外送下送端電網(wǎng)高頻切機方案適應性研究

陳　赟，陳得治，馬世英,王　毅，宋云亭，高　峰，楊定乾

(1.華北電力大學新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，河北保定　071003；2.中國電力科學研究院，北京　100192；3.國網(wǎng)寧夏電力公司電力科學研究院，寧夏銀川　750002；4.國網(wǎng)新疆電力公司電力科學研究院，新疆烏魯木齊 830000)

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風光火打捆高壓直流外送下送端電網(wǎng)高頻切機方案適應性研究

陳赟1，陳得治2，馬世英2,王毅1，宋云亭2，高峰3，楊定乾4

(1.華北電力大學新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，河北保定071003；2.中國電力科學研究院，北京100192；3.國網(wǎng)寧夏電力公司電力科學研究院，寧夏銀川750002；4.國網(wǎng)新疆電力公司電力科學研究院，新疆烏魯木齊 830000)

0　引　言

我國風光資源主要分布在西北地區(qū)，以大規(guī)模集中接入、高壓交直流送出模式為主。當外送通道發(fā)生故障，將會對送端電網(wǎng)產(chǎn)生較大的能量沖擊，引起嚴重的高頻問題。而大規(guī)模風光電源固有的間歇性和隨機性等特點，使得電網(wǎng)的頻率特性變得更加復雜，若未采取恰當?shù)木o急高頻切機策略，可能導致電網(wǎng)崩潰、大面積停電，帶來極大的經(jīng)濟損失[1-3]。

目前，國內(nèi)外對風光火打捆高壓直流外送下送端系統(tǒng)的高頻切機配置的研究還很少，大部分高頻切機的研究都是基于常規(guī)電網(wǎng)結構。文獻[4]基于常規(guī)火電機組，研究了故障后高頻切機與機組超速保護優(yōu)化配置方案；文獻[5]對比了不同風電接入規(guī)模和負荷水平對孤網(wǎng)高頻特性的影響，但并沒有提出具體的切機方案；文獻[6]指出高頻切機的效果會受到風電出力波動的影響，提出了高頻切機應切除一定量的風電機組的建議；文獻[7]針對風火比例較高的局部電網(wǎng)高頻問題，提出了一種風電場主導切機方法，但沒有考慮與火電機組的協(xié)調(diào)配合。因此，當新能源滲透率較高的送端系統(tǒng)遭受外送通道中斷等較大事故時，風光機組如何與常規(guī)機組協(xié)調(diào)配合，共同參與到高頻切機措施中，是一亟待深入研究的課題。

本文基于我國西部某省級電網(wǎng)風光火打捆高壓直流外送典型輸電模式，理論與仿真分析了風光接入后的頻率響應特性；針對外送直流故障后含風光火的送端電網(wǎng)出現(xiàn)的高頻問題，分析了既有的高頻切機方案不適應大規(guī)模風光接入的問題所在，按最優(yōu)切機目標函數(shù)及相關約束條件對原始切機方案進行改進，并提出了“首輪切風光后續(xù)輪切火電”的高頻切機方案，結合多種典型運行方式進行了仿真校核，驗證了所提高頻切機改進方案的適應性。

1　電力系統(tǒng)動態(tài)頻率響應特性

1.1系統(tǒng)頻率特性的影響因素分析

當電網(wǎng)受到有功擾動時，若整個系統(tǒng)以同一頻率波動到另一穩(wěn)定或失穩(wěn)狀態(tài)，則可用單機模型來分析此系統(tǒng)的頻率動態(tài)過程，其等值系統(tǒng)框圖如圖1所示[8]。

圖1　單機等值系統(tǒng)框圖

當功率過剩時，系統(tǒng)方程為

(1)

式中：ΔP為功率過剩量；ΔPL、ΔPG分別為負荷、發(fā)電機因頻率變化而產(chǎn)生的有功變化量;kL、kG分別為負荷、發(fā)電機頻率調(diào)節(jié)效應系數(shù);TG為發(fā)電機慣性時間常數(shù);Ts為系統(tǒng)整體慣性時間常數(shù)。

頻率響應方程可由式(2)表示：

(2)

由式(1)、(2)可以看出，系統(tǒng)的頻率動態(tài)變化過程主要決定于電網(wǎng)的功率過剩量、負荷的頻率特性及系統(tǒng)內(nèi)所有發(fā)電機的慣性時間常數(shù)。頻率初始變化率與功率過剩量成正比，與系統(tǒng)整體慣性時間常數(shù)成反比。穩(wěn)態(tài)頻率偏差由功率過剩量和功率調(diào)節(jié)效應系數(shù)決定。

1.2常規(guī)電源的頻率響應特性

多機系統(tǒng)中發(fā)電機i的動態(tài)頻率特性方程如下式(3)所示：

(3)

式中：Pmi、Pei為發(fā)電機i的機械功率、電磁功率；Ji為發(fā)電機i的轉動慣量；ω0為額定轉速。

當系統(tǒng)出現(xiàn)功率過剩擾動時，各火電機組的電磁功率將迅速響應負荷的變化，有

(4)

而機械功率受轉動慣量的限制，不能突變，電磁功率與機械功率的不平衡將引起發(fā)電機角速度的增加，進而引起系統(tǒng)頻率升高。當角速度的變化量達到限定值時，將觸發(fā)調(diào)速器動作，并按機組特性進一步降低有功出力，最后按照系統(tǒng)的綜合調(diào)速特性決定系統(tǒng)的頻率和各發(fā)電機組的出力。

1.3風光電源的頻率響應特性

本文風電場均配置雙饋風力發(fā)電機組，其定、轉子繞組電流頻率關系如下[9]：

(5)

式中：f1是定子電流頻率;p是發(fā)電機極對數(shù);n為轉子轉速;f2為轉子電流頻率。

當風速變化引起發(fā)電機轉速發(fā)生改變時，可通過對f2的調(diào)節(jié)，保證f1的恒定輸出，實現(xiàn)變速恒頻運行[10]。

光伏發(fā)電系統(tǒng)結構與風電類似，太陽光照在光伏電池板上產(chǎn)生電流，經(jīng)集中式逆變器逆變成交流電后通過升壓變接入電網(wǎng)。通常對變頻器施加一定的控制策略，使風電機組或光伏電池始終工作在最大功率點附近，以提高風光電源的工作效率，即最大功率跟蹤運行狀態(tài)，此時轉子轉速只與風力大小或光照強度有關，與電網(wǎng)頻率解耦[11]。

雖然采用模擬同步發(fā)電機技術的風光電源運行方式已有了一定的研究基礎，但實際系統(tǒng)中風光電源受各方面條件限制，多處于傳統(tǒng)的變速恒頻和最大功率跟蹤運行狀態(tài)，本文暫不考慮額外的附加控制功能。因此，當電網(wǎng)出現(xiàn)有功擾動時，風光電源仍然遵循最大功率跟蹤控制指令向電網(wǎng)輸送功率，不能響應系統(tǒng)負荷的變化，不具有類似于常規(guī)機組的調(diào)速功能，對系統(tǒng)慣量無貢獻。

2　實際系統(tǒng)的計算與分析

2.1系統(tǒng)概況

我國西部地區(qū)某省級電網(wǎng)地理接線示意圖如圖2所示，計算工具采用PSD-BPA潮流和暫態(tài)穩(wěn)定計算程序。

圖2　目標年西部某省級電網(wǎng)結構圖

目標年該省火電總裝機容量約為30 000MW，負荷約為14 700MW。風光總裝機容量約為12 000MW，集中接入于SZS、WZ、YC、ZW和GY地區(qū)。YS和TZ為兩條省際外送直流，分別外送4 000MW和8 000MW，交流通道經(jīng)SD、BY、JY、XF、PL站與西北主網(wǎng)相連。其中，直流采用定功率控制，風電場采用定功率因數(shù)控制。本文分析中，暫不計負荷的動態(tài)頻率特性，并假設典型方式下該省與西北主網(wǎng)交流功率交換為0，且風電和光伏機組的故障穿越能力較強，不存在因擾動主動脫網(wǎng)的情況。

2.2直流閉鎖下含規(guī)?；L光火電源送端電網(wǎng)高頻特性

仿真TZ直流于0.2s發(fā)生故障，停止功率外送，同時省級電網(wǎng)與主網(wǎng)交流聯(lián)絡線解列，此時省級電網(wǎng)出現(xiàn)8 000MW的過剩功率?？紤]以下3種典型方式(負荷相同)，對故障后該省電網(wǎng)的暫態(tài)頻率進行仿真，仿真結果如圖3和圖4所示。

圖3　相同故障類型，不同運行方式下的頻率對比

圖4　運行方式3下，各個類型電源動態(tài)響應仿真結果

方式1：風光零發(fā)，常規(guī)機組大開機，且留有5%備用容量；

方式2：風光大發(fā)，常規(guī)機組大開機且與方式1相同，常規(guī)機組采取均勻減出力的方式為增大的風光出力調(diào)峰，由于常規(guī)機組均勻減出力調(diào)峰，備用容量在方式1的5%基礎上進一步增大至44%；

方式3：風光大發(fā)，常規(guī)機組采取啟停方式為增大的風光出力調(diào)峰，因此在方式1基礎上大開機的常規(guī)機組部分關停，直至每個電廠約保留一半開機的較為嚴重的方式，剩余機組留有5%備用容量。

由公式(4)可知，同步發(fā)電機i電磁功率的改變與發(fā)電機i的轉動慣量Ji成正比，與系統(tǒng)所有發(fā)電機的慣量和JΣ成反比，而同步慣量之和與常規(guī)機組的開機規(guī)模成正比。因此，常規(guī)機組開機規(guī)模越小，系統(tǒng)慣量越低，相同擾動下由轉動慣量決定的某臺發(fā)電機i的電磁功率改變越大，機械功率與電磁功率之間的不平衡相應增大，導致了轉速變化量的增大，加快了頻率變化速率。

由圖3可以看出，直流故障導致功率外送受阻，交流聯(lián)絡線解列，省級電網(wǎng)功率過剩，導致頻率升高。對比方式1和方式3曲線可以看出，風光取代火電，常規(guī)機組開機規(guī)模變小導致系統(tǒng)慣量降低，頻率上升速率加快，暫態(tài)最高點變高，穩(wěn)態(tài)頻率偏差也更大，出現(xiàn)高頻問題的風險加大。

對比方式1和方式2曲線可以看出，如果常規(guī)機組開機保持不變，風電在零到最大出力范圍內(nèi)進行波動，常規(guī)機組采取均勻增減出力響應風電的波動，風電不同出力狀態(tài)下省級電網(wǎng)的高頻特性具有一致性。

圖4所示的風光火出力是以各機組額定出力為基準的標幺值。由圖4可以看出，故障發(fā)生瞬間，發(fā)電機電磁功率迅速減小，而機械功率保持不變，導致系統(tǒng)頻率上升。隨后，受發(fā)電機轉動慣量和調(diào)速器的影響，機械功率逐漸降低，頻率上升速率得到抑制。經(jīng)過一段時間振蕩后，機械功率與電磁功率最終保持平衡，頻率恢復穩(wěn)定，與理論分析相吻合。

而風電、光伏并網(wǎng)線路有功受故障擾動短暫振蕩后，迅速恢復至初始值，沒有對電網(wǎng)功率不平衡產(chǎn)生慣性響應，與系統(tǒng)頻率變化近似解耦。

綜上所述，風光接入將對系統(tǒng)高頻特性帶來以下影響：

① 風光接入后，如果常規(guī)機組開機保持不變，風光在零到最大出力范圍內(nèi)進行波動，常規(guī)機組采取均勻增減出力響應風電的波動，風光不同出力狀態(tài)下省級電網(wǎng)的高頻特性具有一致性；

② 風光接入后，如果常規(guī)機組開機規(guī)模變小，導致系統(tǒng)內(nèi)發(fā)電機總的慣量減小，將會使系統(tǒng)調(diào)頻能力減弱，出現(xiàn)高頻問題的風險加大。

3　風光接入后高頻切機方案的校核及改進

3.1最優(yōu)高頻切機決策

故障導致省級電網(wǎng)過剩功率比例較高時，采取高頻切機方案是減小過剩功率，迅速恢復系統(tǒng)頻率穩(wěn)定的較好方式。

根據(jù)《電網(wǎng)運行準則》(DL/T10402007)，系統(tǒng)正常運行狀態(tài)下，允許的頻率偏差為±0.2Hz，而事故狀態(tài)下頻率偏差允許放寬到±0.5Hz。當電網(wǎng)頻率達到51.5Hz且持續(xù)30s時，汽輪發(fā)電機應立即啟動機組高頻保護切機。因此，本文確定高頻切機方案的邊界條件是控制頻率曲線，最高不超過51.5Hz，同時為避免觸發(fā)低頻減載動作，頻率最低不低于49.0Hz，最終穩(wěn)態(tài)恢復頻率應在49.5～50.5Hz之間。

① 切機控制約束：Pf+Ph=Pq

② 頻率穩(wěn)定約束：fL≤f∞≤fH式中：Pq為頻率穩(wěn)定約束下所需總切機量；Pf和Ph分別為風光和火電切機量；fH和fL分別為運行規(guī)定穩(wěn)態(tài)頻率上下限，即50.5Hz和49.5Hz。

本節(jié)將結合實例，計及風光接入對電網(wǎng)高頻切機的影響，分析最優(yōu)切機所需的其他附加約束條件，并制定符合目標函數(shù)和所有約束條件的最優(yōu)高頻切機方案。

3.2方式1下切機方案

根據(jù)2015年運行方式報告，該省電網(wǎng)既有高頻切機方案如表1所示[12]。

表1　西北某省電網(wǎng)2015年高頻切機方案

將省級電網(wǎng)與西北主網(wǎng)交流線路解列，仿真0.2s發(fā)生各種典型直流故障，對該省級電網(wǎng)既有高頻切機方案的適應性進行分析，方式1配置表1切機方案后，仿真結果如表2所示。

表2　方式1下2015年切機方案校核結果

由表2可以看出，發(fā)生故障4時高頻切機動作后穩(wěn)態(tài)頻率為50.61Hz，高于50.5Hz，該方案不滿足要求，需要對2015年高頻切機方案進行改進。

由于不同的直流故障類型使電網(wǎng)產(chǎn)生了不同的功率過剩，引起省級電網(wǎng)不同的頻率變化，難以合理分配每輪切機量。文獻[14]指出適當加大第一輪的切機量有利于減小頻率波動，抑制頻率上升速率，因此，在發(fā)生故障4時，優(yōu)先選擇逐漸增大第一輪切機量，使得f∞≤50.5Hz，同時需滿足目標函數(shù)Pq最小，仿真得第一輪臨界最小切機量為4 500MW，則方式1下該省2016年改進高頻切機方案如表3所示。

表3　西北某省電網(wǎng)2016年改進高頻切機方案

校核表3方案在所有故障類型下的適應性，仿真結果如表4所示。

由表4可以看出，該省級電網(wǎng)配置表3改進高頻切機方案后，各故障下的暫態(tài)頻率最高值、最低值和穩(wěn)態(tài)頻率均滿足系統(tǒng)穩(wěn)定運行要求。因此，無風光接入時，采用3.1節(jié)所提約束即能決策出最優(yōu)高頻切機方案。

3.3方式2下切機方案

為校核風光接入后改進高頻切機方案的適應性，在方式2下配置表3方案，仿真發(fā)生最嚴重故障，即YS和TZ同時發(fā)生雙極故障，電網(wǎng)功率過剩12 000MW時的頻率特性，如圖5所示。

表4　方式1下2016年改進切機方案校核結果

圖5　YS+TZ雙極故障，高頻切機動作后頻率偏差曲線

由圖5可以看出，風光接入下配置表3方案后，暫態(tài)頻率最高值為51.22Hz，穩(wěn)態(tài)頻率為50.68Hz，不滿足要求。

風光接入后，方式2下常規(guī)機組采用壓出力方式調(diào)峰，若要切除相同容量的火電，則需切除的機組數(shù)量增多，常規(guī)機組總慣量減小，而風光機組不具有慣性響應能力，導致系統(tǒng)總慣量的減小，系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)能力減弱。因此，只考慮常規(guī)機組的高頻切機方案不能適應大規(guī)模的風光接入，需進行進一步改進。

文獻[15]運用改進支路暫態(tài)能量函數(shù)法分析了DFIG和常規(guī)機組切機效果的差異性，指出切除常規(guī)機組有利于消除暫態(tài)加速能量，而切除風電則有利于維持系統(tǒng)阻尼比，因此，須考慮風電與火電機組的切機配合。文獻[16]也指出若單獨切風電，雖有利于系統(tǒng)電壓恢復，但有可能導致火電機組功角失穩(wěn)；若采取風火聯(lián)合切機方案，可顯著降低系統(tǒng)恢復穩(wěn)定所需切機量，且電壓、功角恢復效果也比較好。因此，應附加系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定約束，考慮風電與火電的共同切機，以改善系統(tǒng)的恢復特性。

同時，在整定計及風電接入的最優(yōu)高頻切機方案時，還應考慮切機和并網(wǎng)的經(jīng)濟性約束。調(diào)研得知，風電切機具體過程如下：①受高頻切機指令斷開風電場并網(wǎng)出線斷路器；②風電場功率外送受限，剎車系統(tǒng)啟動；③槳距角調(diào)節(jié)啟動，直至不再接受風力。再并網(wǎng)的具體過程為：①閉合風電場并網(wǎng)出線斷路器，建立母線電壓，保證無功補償在運。②調(diào)節(jié)槳距角，達到額定并網(wǎng)風速，風機控制柜控制各風電機并網(wǎng)，實現(xiàn)功率傳輸。光伏電站切機和并網(wǎng)過程與風電類似。

火電切機步驟為：①受高頻切機指令斷開指定發(fā)電機并網(wǎng)線路斷路器；②火電機組功率外送受限，機組超速保護動作；③調(diào)節(jié)勵磁，轉為廠用電運行。再并網(wǎng)的具體過程為：①加勵磁，驗證同期；②同期投入并網(wǎng)斷路器，并網(wǎng)。

因此，對比機組并網(wǎng)、切除的過程，可以看出風光切除、并網(wǎng)較常規(guī)火電機組更簡單經(jīng)濟。由上文分析可知，優(yōu)先切除對系統(tǒng)頻率沒有慣性響應的風光機組，將有利于維持原系統(tǒng)的慣量，保持系統(tǒng)的調(diào)頻能力，因此，綜合切機控制約束、頻率穩(wěn)定約束，以及附加的系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定約束和切機并網(wǎng)的經(jīng)濟性約束，本文提出“首輪切風光后續(xù)輪切火電”的改進建議，切機量和動作值不變，則方式2下2016年改進切機方案如表5所示。

表5　方式2下2016年改進切機方案

再次校核此方案在方式2所有故障類型下的適應性，仿真結果如表6所示。

由表6可以看出，仿真結果均滿足系統(tǒng)穩(wěn)定運行要求，即表5改進方案在方式2下可行。

對比表4和表6可以看出，方式1和方式2發(fā)生相同故障類型時，方式2切機后的穩(wěn)態(tài)頻率值均低于方式1，即采用“首輪切風光后續(xù)輪切火電”的改進方案后，電網(wǎng)具有更好的頻率恢復特性。

表6　方式2下2016年改進切機方案校核結果

3.4方式3下切機方案

首先，仿真方式3下配置表3切機方案，YS和TZ同時發(fā)生雙極故障，該省750kV母線電壓和剩余火電機組的功角曲線如圖6、圖7所示。

圖6　表3方案下的750kV母線電壓

圖7　表3方案下的火電機組功角

結合圖3頻率曲線可以看出，故障后無切機措施下，雖然暫態(tài)頻率上升速度較快、穩(wěn)態(tài)頻率偏差較大，但此時系統(tǒng)有足夠的阻尼比，電網(wǎng)電壓穩(wěn)定，功角穩(wěn)定，電網(wǎng)只存在頻率問題。而一旦此時優(yōu)先切除大量常規(guī)機組，會導致風電穿透率過大，系統(tǒng)阻尼比過低，電網(wǎng)恢復過程振蕩明顯，應考慮適當切除部分風電機組以減小剩余電網(wǎng)的風電穿透率，維持系統(tǒng)阻尼比，改善系統(tǒng)的恢復特性。

仿真方式3下配置表5“首輪切風光后續(xù)切火電”的改進方案，發(fā)生相同的YS和TZ雙極故障，系統(tǒng)母線頻率偏差、750kV母線電壓和剩余機組功角曲線如圖8～圖10所示。

圖8　表5方案下的母線頻率偏差

圖9　表5方案下的750kV母線正序電壓

圖10　表5方案下的火電機組功角

由圖8～圖10可以看出，該切機方案下系統(tǒng)頻率、母線電壓、發(fā)電機功角均穩(wěn)定，滿足系統(tǒng)穩(wěn)定運行要求。校核表5切機方案在其它故障類型下的適用性，仿真結果如表7所示。

仿真結果均滿足系統(tǒng)穩(wěn)定運行要求，表5“首輪切風光后續(xù)切火電”的改進方案在方式3下可行。

表7　方式3下配置表5切機方案校核

綜上所述，本文所提“首輪切風光后續(xù)切火電”的改進高頻切機方案適用于該省級電網(wǎng)風光火打捆高壓直流外送典型輸電模式。

4　結　語

① 風光接入后，如果常規(guī)機組開機保持不變，風光在零到最大出力范圍內(nèi)進行波動，常規(guī)機組采取均勻增減出力響應風光的波動，風光不同出力狀態(tài)下省級電網(wǎng)的高頻特性具有一致性；風光接入后，如果常規(guī)機組開機規(guī)模變小，導致系統(tǒng)內(nèi)發(fā)電機總的慣量減小，將會使系統(tǒng)調(diào)頻能力減弱，出現(xiàn)高頻問題的風險加大。

② 基于我國西部某省級電網(wǎng)風光火打捆高壓直流外送典型運行方式，針對外送通道故障出現(xiàn)的高頻問題，對于風光零發(fā)的方式，提出了考慮切機控制約束和頻率穩(wěn)定約束的最優(yōu)切機決策，對原始切機方案進行改進；對于風光大發(fā)的方式，附加系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定約束和切機并網(wǎng)經(jīng)濟性約束，提出“首輪切風光后續(xù)輪切火電”的改進高頻切機方案，結合多種典型運行方式進行了仿真校核，驗證了所提改進方案的適應性。

③ 對于有風光并網(wǎng)的電力系統(tǒng)，須考慮風光和火電切機效果的不同，本文改進思路和配置方案對同類送端電網(wǎng)高頻切機方案的配置具有一定的參考價值。

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(責任編輯：林海文)

Adaption Studies on High-frequency Generator-tripping Strategy for Sending System of Wind-PV-thermal-bundled Power Transmitted by HVDC

CHEN Yun1,CHEN Dezhi2,MA Shiying2,WANG Yi1,SONG Yunting2,GAO Feng3,YANG Dingqian4

(1.State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources,North China Electric Power University,Baoding 071003,China;2.China Electric Power Research Institute,Beijing 100192,China;3.Ningxia Electric Power Research Institute,Yinchuan 750002,China;4.Xinjiang Electric Power Scientific Research Institute,Urumqi 830000,China)

針對風光火打捆高壓直流外送下送端電網(wǎng)的高頻問題，分析了既有高頻切機方案的適應性，并提出了改進方案。首先，理論分析了不同類型電源的動態(tài)頻率特性；其次，基于我國西部某省級電網(wǎng)，提出了用于高頻切機方案適應性分析的多種典型方式，并仿真對比了不同運行方式下，含風光火的省級送端電網(wǎng)與西北主網(wǎng)解列后的頻率特性變化；最后，分析了既有的高頻切機方案不適應大規(guī)模風光接入的問題所在，對原始高頻切機方案進行了改進，提出了“首輪切風光后續(xù)輪切火電”的高頻切機方案，結合多種典型運行方式進行了仿真校核，驗證所提改進方案的適應性。

風光火打捆；送端電網(wǎng)；直流閉鎖；頻率特性；高頻切機

On the high-frequency issue for sending system of wind-PV-thermal-bundled power transmitted by HVDC,the adaptability of existing high-frequency generator tripping strategy is analyzed,and then the improvement strategy is proposed.Firstly,the impacts of wind and PV power integration on system dynamic frequency characteristics are analyzed theoretically.Secondly,based on a provincial grid in the west of China,a variety of typical operation modes are presented to study the adaptability of existing high-frequency generator tripping strategy.Furthermore,some simulation comparisons on the provincial frequency characteristics after system separation are made under different operation modes.Finally,the reason that the existing strategy is not adaptive to power system integrated with large-scale wind power and photovoltaic is analyzed.Meanwhile,the improvement strategy of “first round to trip wind and PV power,and the follow-up rounds to trip thermal power” is proposed.The effectiveness of the proposed strategy under different typical operation modes is verified,and its adaptability is proved.

wind-PV-thermal-bundled power; sending system; DC block fault; frequency characteristics; high-frequency generator tripping strategy

1007-2322(2016)04-0087-08

A

TM72

國家電網(wǎng)公司大電網(wǎng)重大專項資助項目課題(SGCC-MPLG001-2012)；國家電網(wǎng)公司科技項目(XT71-14-040)；國網(wǎng)寧夏電力公司科技項目(XTB11201402108)

2015-06-06

陳赟(1990-)，女，碩士研究生，研究方向為電力系統(tǒng)分析、安全與控制,E-mail：ncepu.chen@foxmail.com；

陳得治(1974-)，男，博士，高級工程師，研究方向為新能源并網(wǎng)及大電網(wǎng)安全穩(wěn)定分析，E-mail：chendz@epri.sgcc.com.cn；

馬世英(1969-)，男，博士，高級工程師，主要從事電力系統(tǒng)仿真分析、電壓穩(wěn)定及無功控制技術、源網(wǎng)協(xié)調(diào)控制技術等方面的研究，E-mail：mashiy@epri.sgcccom.cn；

王毅(1977-)，男，博士，副教授，研究方向為風力發(fā)電控制技術、電力電子在電力系統(tǒng)中的應用，E-mail：yi.wang@ncepu.edu.cn；

宋云亭(1972-)，男，博士，高級工程師，主要研究方向：電力系統(tǒng)規(guī)劃與可靠性、電力系統(tǒng)分析與控制，E-mail：syt@epri.sgcc.com.cn；

高峰(1982-)，男，工程師，從事電力系統(tǒng)仿真與分析研究，E-mail：botong9999@126.com；

楊定乾(1990-)，男，本科，助理工程師，從事電力系統(tǒng)在線監(jiān)測的研究工作,E-mail：qianmeng3448@qq.com。