李劍峰，張德惠，侯凱元

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

呼倫貝爾－遼寧直流輸電工程計劃2010年雙極投運，其設計輸送容量為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)建設華能伊敏電廠三期、魯能鄂溫克電廠、國華呼倫貝爾能源坑口電廠 (3個)，總裝機容量為3 600 MW。

呼遼直流工程輸送容量大，送端與東北電網聯系較弱。當同時發(fā)生直流雙極閉鎖與伊敏交流送出故障時最多可損失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年底東北電網風電裝機6 270 MW，預計2010年增加約9 000 MW。由于國家電網公司《風電場接入電網技術規(guī)定》的實施，現已投運的風電機組大部分達不到規(guī)定要求。隨著系統(tǒng)頻率的下降風電機組退出運行，火電大量損失與風電的退出疊加，使呼遼直流投產后全網頻率問題更加突出，如果分析處理不當甚至導致頻率穩(wěn)定破壞事故發(fā)生。

當發(fā)生有功功率缺額、系統(tǒng)頻率突然下降時，必須及時切除相應容量的負荷以使系統(tǒng)頻率得以恢復，負荷切除策略是基于頻率仿真和分析基礎之上。本文首先進行了東北電網頻率仿真準確度的校驗工作，對調速系統(tǒng)模型參數進行了必要調整，在此基礎上通過相關研究提出了相應的頻率恢復策略。

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，也是衡量電能質量的主要指標之一[1]。電力系統(tǒng)功率特性是指系統(tǒng)有功功率不平衡時頻率的變化特性，是負荷頻率特性、發(fā)電機頻率特性及電壓影響的綜合結果。頻率特性通常分為功率頻率靜態(tài)特性和功率頻率動態(tài)特性。功率頻率靜態(tài)特性反映了穩(wěn)態(tài)運行狀況下有功功率和頻率變化之間的關系。包括負荷、同步發(fā)電機和電力系統(tǒng)的頻率特性。功率頻率動態(tài)特性是一個供需功率隨時平衡的動態(tài)過程。當系統(tǒng)頻率波動時同步發(fā)電機調速器控制作用和負荷頻率調節(jié)效應同時進行。

1.2 電力系統(tǒng)頻率控制

調整發(fā)電功率進行頻率調整 (頻率的三次調整控制)。電力系統(tǒng)頻率控制與有功功率控制密切相關，當系統(tǒng)機組輸入功率與負荷功率失去平衡而使頻率偏離額定值時，控制系統(tǒng)必須調節(jié)機組的出力，以保證電力系統(tǒng)頻率的偏移在允許范圍內。為了實現頻率控制，系統(tǒng)中需要有足夠的備用容量來應對計劃外負荷的變動，而且還應具有一定的調整速度以適應負荷的變化。

2 系統(tǒng)頻率特性及擬合

2.1 呼遼直流投產前電網頻率特性

近兩年東北電網發(fā)生的頻率事件如表1所示。根據東北電網發(fā)電機組跳閘引起頻率變化情況看，電網單位頻率下降所對應的功率缺額呈現了上升的趨勢。主要原因是由于近年來東北電網不斷加強了發(fā)電機一、二次調頻的管理，提高機組一次調頻、AGC的投入率，電網的頻率調節(jié)特性得到改善和提高。

2.2 系統(tǒng)頻率變化動態(tài)過程仿真擬合

電力系統(tǒng)發(fā)生有功缺額時，系統(tǒng)頻率的變化涉及輸電網絡結構、發(fā)電機運動方程及其參數、調速器模型及旋轉備用[3－5]、勵磁調節(jié)模型和負荷模型[6、7]。分析主網頻率穩(wěn)定水平時，首先需對功率缺額時系統(tǒng)的頻率變化特性 (主要是最低頻率及下降斜率)有較為準確的把握。以下對2008年以來電網實際發(fā)生過的2次功率缺額時系統(tǒng)頻率變化過程利用PSASP6.28進行仿真模擬分析。

a. 2008年9月18日17:36:17，元寶山600 MW機組接帶399 MW負荷時突然跳閘，當時全網發(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)模擬全網發(fā)電出力為33 739 MW，損失機組功率399 MW后，最低頻率49.82 Hz。圖2為采用電機模型和靜態(tài)46模型時系統(tǒng)頻率變化曲線。

表1 東北電網發(fā)電機組跳閘系統(tǒng)頻率變化統(tǒng)計

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

由于機組調速器死區(qū)統(tǒng)一按0.4%安排，此頻率變化過程中可以近似認為調速器只有少許動作，主要由發(fā)電機轉動慣量及負荷頻率特性決定最低頻率。采用有功頻率因子1.8時，仿真結果的最低頻率比較接近實際情況，可以基本確定頻率因子為1.8。

當頻率下降較快時最低頻率與旋轉備用容量基本無關。根據錄波曲線，研究涉及的頻率下降過程較慢，因此旋轉備用容量不可忽略?？紤]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、2號線突然跳閘，當時全網發(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以后的頻率過程已超出一次調頻范圍，重點擬合故障后0～40s期間頻率變化情況 (圖4虛線框內部分)。首先比較無備用和3%旋備時系統(tǒng)頻率變化?？紤]3%旋備時仿真最低頻率為49.647 Hz，接近實際情況 (如圖5所示)。

由于仿真頻率上升較快，以下分析機組調速器參數中調差系數和死區(qū)的影響。

比較5%和7%調差系數的差別，主要與最低頻率有關，對上升斜率影響不大。因此，仿真中仍采用5%調差系數。

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

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

根據2009年近期損失大電源后頻率變化情況統(tǒng)計，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負荷模型及調速器模型和參數后，仿真分析系統(tǒng)最低頻率49.59 Hz，基本一致 (略偏保守)。

3 呼遼直流投產后電網頻率控制措施

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作情況 (2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖7所示。

考慮不計旋備時，低頻減載裝置基本級動作兩輪:第一輪49.0 Hz切除1 940 MW，第二輪48.8 Hz切除1 940 MW，共切除東北網負荷3 879 MW，頻率恢復到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動作一輪，共切除東北網負荷1 940 MW，頻率恢復到50.14 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.98 Hz。高嶺直流閉鎖時間對低頻減載動作情況影響不大。

若呼遼直流發(fā)生雙極閉鎖故障，需要聯切呼盟4臺600 MW機組系統(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作情況 (2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖8所示。

考慮不計旋備時，低頻減載裝置基本級動作一輪，49.0 Hz切除1 953 MW，共切除東北網負荷1 953 MW，頻率恢復到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，低頻減載裝置不動作，頻率恢復到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作情況 (2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖9所示。

圖7 孤網方式下東北送華北1 500 MW呼遼直流雙極閉鎖時的頻率變化

不計旋備時低頻減載裝置基本級動作兩輪:第一輪49.0 Hz切除1 940 MW，第二輪48.8 Hz切除1 940 MW，共切除負荷3 879 MW，頻率恢復到50.16 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.79 Hz。送端聯網方式下，直流雙極閉鎖故障，需要聯切呼盟4臺機組系統(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作情況。系統(tǒng)頻率變化如圖10所示。

低頻減載裝置基本級動作一輪，49.0 Hz切除負荷1 901 MW，頻率恢復到49.87 Hz，最低頻率48.95 Hz。

方式三:集中切負荷+低頻減載措施。

在低周減載裝置動作之前，采取集中切負荷措施切除一部分負荷，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荷量?？紤]損失3 000 MW功率后，集中切除500 MW和1 000 MW負荷配合低頻減載措施，仿真結果如圖11所示。

送端孤網方式下，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負荷，低頻減載基本級動作一輪，49.0 Hz切除負荷1940 MW，共切除負荷2440 MW，系統(tǒng)最低頻率48.94 Hz。

集中切除遼寧1000 MW負荷，低頻減載基本級動作一輪，49.0 Hz切除負荷1940 MW，共切除負荷2940 MW，系統(tǒng)最低頻率48.96 Hz。

配合集中切除500～1000 MW負荷，對現有低頻減載措施的適應性較好。

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作情況(2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖12、13所示。

不計旋備時低頻減載裝置基本級動作三輪: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，共切除東北網負荷5 526 MW，頻率恢復到50.01 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.58 Hz。同時考慮0.3 s后閉鎖高嶺直流，低頻減載裝置基本級動作兩輪:第一輪49.0 Hz切除1 931 MW，第二輪48.8 Hz切除1 610 MW，共切除東北網負荷3 542 MW，頻率恢復到49.82 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.78 Hz。

不計旋備、考慮0.3 s后集中切除1 510 MW負荷時，低頻減載裝置基本級動作兩輪:第一輪49.0 Hz切除1 931 MW，第二輪48.8 Hz切除1 770 MW，共切除東北電網負荷5 212 MW，頻率恢復到49.85 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.75 Hz。同時進一步考慮0.3 s后閉鎖高嶺直流，低頻減載裝置基本級動作一輪，49.0 Hz切除1 931 MW，共切除東北網負荷3 441 MW，頻率恢復到49.72 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.93 Hz。

3.2 送端聯網推薦方式

送端聯網方式下東北發(fā)電總出力為35 037 MW，總負荷為32 814 MW，東北通過高嶺直流背靠背送東北1 500 MW。推薦方式下略降低呼盟機組出力，呼盟和伊敏機組通過呼遼直流雙極送遼寧3 000 MW，通過伊馮雙線送黑龍江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作情況 (2009年方案)。系統(tǒng)頻率變化如圖14所示。

表2 聯網方式下東北損失5 800 MW電源低頻減載動作統(tǒng)計 MW

不計旋備時低頻減載裝置基本級動作三輪: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，共切除東北網負荷5 164 MW，頻率恢復到49.93 Hz，系統(tǒng)最低頻率48.57 Hz。同時考慮0.3 s后急降高嶺直流750 MW功率時，低頻減載裝置基本級動作兩輪和特殊一輪動作，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，共切除東北網負荷5 066 MW，頻率恢復到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低周減載情況如表2所示。

圖14 聯網方式下東北損失呼盟和伊敏電源時的頻率變化

4 結束語

在2010年冬腰負荷水平，系統(tǒng)總負荷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現有低周減載方案的動作情況，并進一步考慮配合適當集中切負荷措施后系統(tǒng)頻率穩(wěn)定情況。得到在不同方式下，系統(tǒng)出現1 710～3 000 MW功率缺額，現有低頻減載方案可以滿足頻率正?；謴托枰静粫霈F大量過切情況。送端聯網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，可以避免主網低周減載裝置動作。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果，將該方式作為推薦方式。考慮集中切負荷措施，對現有低頻減載措施的適應性較好。

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