王 夢，丁 劍，吳國旸，宋云亭，任率兵，楊曉東，林 毅，胡臻達(dá)

（1.華北電力大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，北京 102206；2.中國電力科學(xué)研究院，北京 100192；3.國網(wǎng)福建省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，福建 福州 350012）

0 引言

大機(jī)組、大電網(wǎng)、高電壓、遠(yuǎn)距離、大容量輸電已成為當(dāng)今電力系統(tǒng)的特點(diǎn)。為提高大型電力系統(tǒng)運(yùn)行的可靠性和經(jīng)濟(jì)性，在加強(qiáng)電網(wǎng)建設(shè)和合理安排運(yùn)行方式的同時，必須注意解決系統(tǒng)內(nèi)各種控制和保護(hù)系統(tǒng)的協(xié)調(diào)。近幾年國外發(fā)生的大電網(wǎng)崩潰事故進(jìn)一步說明了大電網(wǎng)嚴(yán)重連鎖事故的復(fù)雜性，以及保證控制保護(hù)系統(tǒng)在電網(wǎng)動態(tài)中的行為和協(xié)調(diào)、建立完善三道防線的必要性。

我國核電處于大規(guī)模建設(shè)和高速發(fā)展時期[1-2]。隨著核電機(jī)組在電網(wǎng)中比例的不斷提升，一旦核電所在電網(wǎng)遭受到嚴(yán)重故障導(dǎo)致其與主網(wǎng)解列，很容易出現(xiàn)電網(wǎng)高頻問題。高頻切機(jī)作為電網(wǎng)側(cè)控制頻率上升的主要手段，目前尚無統(tǒng)一的整定方法，各省網(wǎng)采用的高頻切機(jī)方案差別較大，很難保證孤網(wǎng)功率嚴(yán)重過剩情況的頻率穩(wěn)定。因此，確保網(wǎng)內(nèi)機(jī)組涉網(wǎng)保護(hù)與電網(wǎng)高頻切機(jī)措施的協(xié)調(diào)配合，就成為了維持孤網(wǎng)頻率穩(wěn)定的重要手段。

國內(nèi)學(xué)者針對孤網(wǎng)高頻問題開展了一些研究，文獻(xiàn)[3]針對貴州主網(wǎng)及其地區(qū)電網(wǎng)孤網(wǎng)運(yùn)行高頻問題，提出了發(fā)電機(jī)高頻保護(hù)與汽輪機(jī)超速保護(hù)控制OPC（Over-speed Protection Controller）協(xié)調(diào)方案，并給出了連鎖切機(jī)、高頻切機(jī)的配置方案。文獻(xiàn)[4]針對石河子電網(wǎng)孤網(wǎng)高頻問題，開展了火電機(jī)組OPC定值的深化研究，提出了一整套OPC保護(hù)定值配置原則。然而，目前的研究多基于含小容量水火電機(jī)組的常規(guī)電網(wǎng)，對含大容量核電機(jī)組電網(wǎng)的孤網(wǎng)高頻研究甚少。雖然核電機(jī)組常規(guī)島部分的原理和結(jié)構(gòu)與火電機(jī)組相似，但在設(shè)備的設(shè)計方面卻存在許多差異，導(dǎo)致其運(yùn)行維護(hù)、保護(hù)配置方面具有一定獨(dú)特性。

本文利用PSD-FDS仿真軟件中建立的壓水堆核電模型[5]和 OPC 模型[6]。 針對核電機(jī)組所在電網(wǎng)孤島運(yùn)行時頻率協(xié)調(diào)控制策略可能存在的問題，提出了機(jī)組涉頻保護(hù)間的協(xié)調(diào)優(yōu)化方法，并利用此方法對核電機(jī)組涉頻保護(hù)定值進(jìn)行了仿真優(yōu)化。

1 核電機(jī)組涉頻保護(hù)

核電廠對核電機(jī)組的安全要求很高，配備了比較完善的保護(hù)控制系統(tǒng)。核電機(jī)組涉頻保護(hù)結(jié)構(gòu)層次圖如圖1所示。

圖1 核電機(jī)組涉頻保護(hù)結(jié)構(gòu)層次圖Fig.1 Hierarchical structure of frequency-related nuclear unit protections

1.1 反應(yīng)堆一回路冷卻劑流量偏低和主泵轉(zhuǎn)速過低保護(hù)

反應(yīng)堆一回路冷卻劑流量偏低保護(hù)用來防止由于堆功率不能及時導(dǎo)出而引起燃料和包殼溫度上升情況。電網(wǎng)頻率下降且低于核電機(jī)組低頻保護(hù)定值時，反應(yīng)堆冷卻劑泵轉(zhuǎn)速下降，一回路冷卻劑流量偏低，堆芯冷卻效果變差，可能引發(fā)堆芯熔化事故。具體判據(jù)如下：

a.主泵轉(zhuǎn)速低（＜1365 r/min）；

b.回路冷卻劑流量低（＜88.8%FP，F(xiàn)P指滿功率）。

1.2 發(fā)電機(jī)頻率異常保護(hù)

頻率異常保護(hù)為防止汽輪機(jī)葉片及拉金的斷裂事故發(fā)生而設(shè)定。對于核電機(jī)組，頻率異常保護(hù)優(yōu)先考慮與核島的配合，在保證核島安全的前提下，再考慮與系統(tǒng)的配合。

目前，對于核電機(jī)組允許的頻率異常運(yùn)行能力，國際尚無通用標(biāo)準(zhǔn)，僅國際原子能機(jī)構(gòu)于1987年給出了建議的核電機(jī)組頻率電壓的運(yùn)行限制[7]，見表1（表中機(jī)端電壓和機(jī)組功率為標(biāo)幺值）。國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的大型汽輪發(fā)電機(jī)（包括核汽輪機(jī)）運(yùn)行頻率限制見表2。我國核電廠汽輪發(fā)電機(jī)-主變壓器組頻率保護(hù)定值及對應(yīng)的自動動作見表3。

表1 核電機(jī)組頻率、電壓的運(yùn)行限制Table1 Operational limits for different frequencies and voltages of nuclear unit

表2 汽輪機(jī)在不同頻率下的允許運(yùn)行時間Table 2 Allowable operating durations for different frequency ranges of steam-turbine generator

表3 核電廠發(fā)電機(jī)-主變壓器組頻率保護(hù)定值Table 3 Settings of frequency protections for generator-transformer set of nuclear power plant

比較發(fā)現(xiàn)：當(dāng)電網(wǎng)高頻時，國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定大型核電機(jī)組應(yīng)能在51.5 Hz持續(xù)運(yùn)行30 s，而實際電網(wǎng)中配置的核電機(jī)組高頻保護(hù)定值和延時較為嚴(yán)苛。

1.3 汽輪機(jī)超速保護(hù)

核電機(jī)組超速保護(hù)為防止瞬態(tài)時汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速越限而設(shè)定。核電機(jī)組OPC與常見火電汽輪機(jī)超速保護(hù)功能基本相同，都是通過使OPC電磁閥帶電開啟，卸去OPC母管中的油壓，快速關(guān)閉高低壓調(diào)節(jié)閥，控制汽輪機(jī)的轉(zhuǎn)速。但是由于核電機(jī)組多為半速機(jī)組，所以其超速保護(hù)的定值高于傳統(tǒng)火電機(jī)組，一般為額定轉(zhuǎn)速的107.5%。

2 孤網(wǎng)高頻切機(jī)與核電機(jī)組涉頻保護(hù)配合

2.1 存在的問題

核電機(jī)組上網(wǎng)功率大，故障后孤網(wǎng)運(yùn)行時，容易出現(xiàn)高頻問題。機(jī)組高頻保護(hù)、超速保護(hù)、電網(wǎng)高頻切機(jī)作為控制孤網(wǎng)頻率的重要手段，三者協(xié)調(diào)與否將對最后孤網(wǎng)頻率能否穩(wěn)定起到至關(guān)重要的作用。孤網(wǎng)高頻時可能存在以下問題。

a.核電機(jī)組在電網(wǎng)高頻切機(jī)措施、常規(guī)水火電機(jī)組高頻保護(hù)作用前，過早跳閘，導(dǎo)致大量功率缺額，迫使低頻減載動作多輪。嚴(yán)重時可引發(fā)孤網(wǎng)崩潰。

b.孤網(wǎng)頻率升高過程中，觸發(fā)核電機(jī)組OPC動作，引發(fā)孤網(wǎng)內(nèi)部功率振蕩，最終導(dǎo)致電網(wǎng)崩潰。

功率缺額不大的情況下，僅依靠合理電網(wǎng)高頻切機(jī)措施，就能夠保持孤網(wǎng)穩(wěn)定。功率缺額過大的情況下，孤網(wǎng)頻率能否達(dá)到穩(wěn)定很大程度上取決于核電機(jī)組涉網(wǎng)保護(hù)的動作特性。因此，合理設(shè)置核電機(jī)組頻率異常保護(hù)和汽輪機(jī)OPC策略，防止大容量核電電源過早失去及核電機(jī)組OPC反復(fù)動作，對孤網(wǎng)的頻率穩(wěn)定至關(guān)重要。

2.2 電網(wǎng)高頻切機(jī)與核電機(jī)組涉頻保護(hù)配置原則

a.制訂協(xié)調(diào)的高頻切機(jī)方案，在滿足主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)和孤網(wǎng)運(yùn)行時的頻率恢復(fù)要求下，盡量確保系統(tǒng)的頻率不能升高到核電機(jī)組高頻保護(hù)動作的范圍內(nèi)。做到切機(jī)量充分、不欠切、不過切。

b.在核電機(jī)組性能允許時，適當(dāng)提高其高頻保護(hù)的頻率動作值和延時值，并定期校驗這些定值。

c.在核電機(jī)組汽輪機(jī)機(jī)械性能允許的情況下，適當(dāng)提高其OPC的動作值，并且與孤網(wǎng)內(nèi)其他火電機(jī)組的OPC相協(xié)調(diào)。

3 孤網(wǎng)機(jī)組涉頻保護(hù)的協(xié)調(diào)優(yōu)化配置

電力系統(tǒng)是一個復(fù)雜的高維非線性系統(tǒng)，其頻率無法用解析算法求出。考慮到電力系統(tǒng)仿真技術(shù)的迅速發(fā)展，本節(jié)利用仿真的方法研究電力系統(tǒng)的頻率特性，提出含有核電機(jī)組的孤網(wǎng)高頻切機(jī)措施與機(jī)組涉頻保護(hù)的協(xié)調(diào)優(yōu)化配置方法。該方法基于電網(wǎng)典型的運(yùn)行方式，通過各種典型故障集進(jìn)行仿真校驗。具體的整定流程如圖2所示。

圖2 協(xié)調(diào)優(yōu)化方法的整定流程Fig.2 Flowchart of setting configuration by coordination optimization method

3.1 目標(biāo)函數(shù)

設(shè)目標(biāo)電網(wǎng)給定N種典型運(yùn)行方式，每種典型運(yùn)行方式對應(yīng)一個故障集。第i種運(yùn)行方式的第j種故障記為Fi，j?？紤]典型方式及典型故障的出現(xiàn)概率，設(shè)第i種運(yùn)行方式出現(xiàn)的概率為αi，第i種運(yùn)行方式的第j種故障出現(xiàn)的概率為βi，j。則目標(biāo)函數(shù)可以表示為：

分析可知，優(yōu)選控制變量X應(yīng)在所有的Fi，j中，盡可能地同時滿足以下2個條件，目標(biāo)函數(shù)才能取得最小值。

然而 fssi，j、 ftsi，j都沒有明確的表達(dá)式，也不是待求控制變量X的連續(xù)函數(shù)，很難通過解析的方法求解控制變量X。只能在X的取值范圍內(nèi)利用試探的方法獲得X，并通過仿真軟件進(jìn)行時域仿真得到fssi，j、ftsi，j的變化規(guī)律。因此，若該 X 能夠使目標(biāo)函數(shù)取得最小值，則認(rèn)為該X是目標(biāo)函數(shù)的合理解，但是符合條件的X不止一個，還需要結(jié)合最后的頻率恢復(fù)曲線，選擇最優(yōu)。

3.2 控制變量

高頻切機(jī)需要整定的參數(shù)包括切機(jī)輪次數(shù)、啟動頻率、延時、每輪的切機(jī)量。在需要參與高頻切機(jī)方案機(jī)組選定后，高頻切機(jī)方案可以唯一確定。而對于含有核電機(jī)組的電網(wǎng)，核電機(jī)組高頻保護(hù)的定值和延時以及超速保護(hù)的動作特性對系統(tǒng)頻率穩(wěn)定有較大的影響。結(jié)合這兩方面因素，優(yōu)化方法的控制變量X唯一確定，可表示為：

其中，k為高頻切機(jī)總輪次數(shù)；fi為高頻切機(jī)第i輪動作頻率；ti為高頻切機(jī)第i輪動作延時；ΔPi為高頻切機(jī)第i輪切機(jī)量；fn（j）為第j臺核電機(jī)組高頻保護(hù)的定值；tn（j）為第 j臺核電機(jī)組高頻保護(hù)的延時；n0（j）為第j臺核電機(jī)組超速保護(hù)的動作轉(zhuǎn)速；t0（j）為第j臺核電機(jī)組超速保護(hù)的延時；nr（j）為第j臺核電機(jī)組超速保護(hù)的復(fù)歸轉(zhuǎn)速。

實際電網(wǎng)中核電機(jī)組汽輪機(jī)超速保護(hù)的動作特性因機(jī)組容量、生產(chǎn)廠家而異[8-12]。需要注意的是超速保護(hù)的延時是指超速保護(hù)動作后至復(fù)歸之間的時間間隔。n0（j）的定值通常為 1.07 倍的額定轉(zhuǎn)速；nr（j）的定值通常為額定轉(zhuǎn)速；t0（j）介于 0.5～7.5 s間，發(fā)電機(jī)高頻保護(hù)的定值需結(jié)合機(jī)組自身機(jī)械特性而制定。

3.3 典型運(yùn)行方式及故障發(fā)生的概率

實際電網(wǎng)中，高頻切機(jī)裝置一旦設(shè)定好，在很長一段時間內(nèi)不隨系統(tǒng)運(yùn)行方式、故障形式變化。因此，整定電網(wǎng)高頻切機(jī)方案要盡可能地考慮系統(tǒng)可能出現(xiàn)的運(yùn)行方式和可能發(fā)生的功率缺額。需要注意的是，不同故障在同一典型方式下出現(xiàn)的概率各不相同，而各典型方式下同一故障出現(xiàn)的概率也不同?？梢栽谀繕?biāo)函數(shù)中，引入每種故障的發(fā)生概率，進(jìn)行協(xié)調(diào)控制的優(yōu)化。對于故障集的選取應(yīng)按照電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則的要求，結(jié)合實際電網(wǎng)情況選定。

3.4 約束條件

在制定高頻切機(jī)措施與機(jī)組涉頻保護(hù)的協(xié)調(diào)優(yōu)化配置方案時，需滿足一些不等式約束，包括切機(jī)輪次的上、下限約束，每輪延時的上、下限約束，頻率恢復(fù)過程中動態(tài)頻率的上、下限約束及穩(wěn)態(tài)頻率的上、下限約束等。

a.高頻切機(jī)輪次需要滿足：

b.第i輪高頻切機(jī)的動作值需要滿足：

c.高頻切機(jī)每輪的延時需要滿足：

d.高頻切機(jī)第i輪切機(jī)量需滿足：

e.高頻切機(jī)總量需滿足：

f.穩(wěn)態(tài)頻率應(yīng)滿足恢復(fù)頻率的范圍要求：

g.動態(tài)頻率也需要保持在一定范圍：

對于 fssi，j、ftsi，j的約束問題，都有上、下限值作為參考。對于 fssi，j，其恢復(fù)值應(yīng)不高于 51 Hz，且不低于49 Hz。ftsi，j應(yīng)滿足其最大值不高于核電機(jī)組超速保護(hù)定值對應(yīng)的頻率fn0（fn0=pn/60），n為超速保護(hù)的動作轉(zhuǎn)速，p為發(fā)電機(jī)的極對數(shù)），且其最小值不低于低頻減載首輪動作值fsh。

4 孤網(wǎng)高頻問題實例仿真

本節(jié)以福建北部電網(wǎng)為研究對象，對北部電網(wǎng)在高頻情形下，網(wǎng)內(nèi)機(jī)組涉頻保護(hù)與電網(wǎng)高頻切機(jī)之間的相互影響進(jìn)行仿真分析，并給出相應(yīng)的控制策略，驗證前述協(xié)調(diào)控制方法。

4.1 仿真電網(wǎng)概況

福建電網(wǎng)電源分布明顯北多南少特點(diǎn)，大量的負(fù)荷則集中在泉州、廈門附近的南部電網(wǎng)中。福建南北部電網(wǎng)通過500 kV單回線12-27，500 kV雙回線18-24、24-25相連。其中4號和20號為核電站，均位于北部電網(wǎng)，分別以四回500 kV線路接入電網(wǎng)。

算例基于福建電網(wǎng)2017年網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，屆時福建電網(wǎng)通過四回聯(lián)絡(luò)線通道與華東電網(wǎng)相連。北部區(qū)域內(nèi)的電源包含核電、火電、水電、風(fēng)電，總出力16059 MW，區(qū)域最大負(fù)荷8666 MW，外送比例高達(dá)70%。每臺核電站分別投運(yùn)4臺機(jī)組，單機(jī)容量最大的核電機(jī)組占最大負(fù)荷的比例高達(dá)12.56%，大機(jī)小網(wǎng)問題突出。具體接線方式如圖3所示。

仿真中考慮到的系統(tǒng)側(cè)的安全穩(wěn)定控制措施以及核電的保護(hù)配置情況如下。

a.高頻切機(jī)裝置。

電網(wǎng)高頻切機(jī)的定值在50.6～51 Hz之間，動作延時0.3 s。具體配置見表4。

b.火電廠高頻保護(hù)裝置（部分）見表5。

圖3 福建電網(wǎng)500 kV接線示意圖Fig.3 Wiring diagram of Fujian 500 kV power system

表4 福建電網(wǎng)高頻切機(jī)裝置配置Table 4 Configuration of over-frequency generator tripping device for Fujian Power Grid

表5 福建電網(wǎng)火電廠高頻保護(hù)裝置配置Table 5 Configuration of over-frequency protection for thermal power plants of Fujian Power Grid

c.福建核電機(jī)組涉頻保護(hù)。

所有核電機(jī)組的涉頻保護(hù)配置一致。其中，核電機(jī)組高頻保護(hù)定值為51.5 Hz，延時為0.5 s。核電機(jī)組OPC動作邏輯動作定值為107%的額定轉(zhuǎn)速，復(fù)歸值為額定轉(zhuǎn)速，延時1 s。

4.2 現(xiàn)有孤網(wǎng)高頻切機(jī)措施與機(jī)組涉頻保護(hù)協(xié)調(diào)優(yōu)化配置方案存在的問題

考慮2017年無廈門特典型方式下，1000 kV線路9-10尚未投運(yùn)。相對其他方式，網(wǎng)架較為薄弱，本節(jié)及后續(xù)仿真都將選取這一典型運(yùn)行方式，針對福建電網(wǎng)南北通道斷裂故障進(jìn)行分析。

假定2 s時，500 kV線路12-27相間短路，12側(cè)主保護(hù)拒動；3 s時，后備保護(hù)動作故障清除；4 s時，500 kV雙回線18-24、24-25無故障退出；5 s時，福建電網(wǎng)與華東電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)線退出運(yùn)行，造成福建北部電網(wǎng)孤網(wǎng)。

現(xiàn)有控制策略下，發(fā)生上述故障后，福建北部電網(wǎng)的母線頻率偏差曲線如圖4所示。

圖4 現(xiàn)有控制措施下母線頻率偏差曲線Fig.4 Curve of bus frequency deviation by existing control strategy

由圖4可知，在現(xiàn)有控制策略下，依靠高頻切機(jī)動作無法抑制頻率飛升，最終頻率升高至核電機(jī)組高頻保護(hù)定值，核電機(jī)組高頻保護(hù)動作切除8臺核電機(jī)組，共計8000 MW，引發(fā)低頻問題，現(xiàn)有低頻減載方案不能有效控制頻率下降，最終導(dǎo)致孤網(wǎng)頻率崩潰。期間網(wǎng)內(nèi)火電機(jī)組OPC動作，但由于功率缺額過大，無法抑制頻率上升。顯然，當(dāng)前采用的配置方案已無法滿足新網(wǎng)架結(jié)構(gòu)下的安全穩(wěn)定需要。針對此類嚴(yán)重故障出現(xiàn)的高頻現(xiàn)象，需對該地區(qū)機(jī)組涉頻保護(hù)及高頻切機(jī)協(xié)調(diào)配合方案進(jìn)行深入研究。

4.3 2017年無廈門特小方式下孤網(wǎng)高頻協(xié)調(diào)配合方案的優(yōu)化

當(dāng)故障引起的功率缺額過大，僅靠電網(wǎng)高頻切機(jī)措施無法抑制頻率飛升時，單純增加福建電網(wǎng)高頻切機(jī)量意義不大。福建電網(wǎng)出現(xiàn)的問題主要在于核電機(jī)組高頻保護(hù)定值不當(dāng)。分析發(fā)現(xiàn)，核電機(jī)組發(fā)電機(jī)高頻保護(hù)定值與大部分火電機(jī)組定值相同，而高頻耐受能力卻遠(yuǎn)不及網(wǎng)內(nèi)大部分火電機(jī)組。因而導(dǎo)致電網(wǎng)故障時，核電機(jī)組高頻保護(hù)先于常規(guī)機(jī)組高頻保護(hù)動作，造成更大的功率缺額。參考前述分析，對核電機(jī)組高頻保護(hù)及OPC定值進(jìn)行深化研究。

利用第3節(jié)提出的優(yōu)化方法，針對2017年無廈門特小方式下，南北通道斷裂故障時，核電機(jī)組涉頻保護(hù)定值進(jìn)行優(yōu)化。不考慮故障發(fā)生概率情況下，目標(biāo)函數(shù)可以表示為：

其中罰函數(shù)系數(shù)均取 0.5，見式（6）、（7）。

由第3節(jié)分析，發(fā)生南北通道斷裂故障時，當(dāng)下孤網(wǎng)高頻協(xié)調(diào)配合方案不能滿足系統(tǒng)的要求，無法取得最小值。需要對核電機(jī)組保護(hù)配置進(jìn)行整定。

4.3.1 核電機(jī)組高頻保護(hù)定值深化研究

按照《電網(wǎng)運(yùn)行準(zhǔn)則》關(guān)于發(fā)電機(jī)組非正常運(yùn)行能力的要求，汽輪發(fā)電機(jī)組應(yīng)滿足在51～51.5 Hz頻率范圍內(nèi)持續(xù)運(yùn)行不少于30 s。依照表1，核電機(jī)組應(yīng)能在51～52 Hz范圍內(nèi)運(yùn)行5 s。因此，福建電網(wǎng)核電機(jī)組高頻保護(hù)延時整定較為嚴(yán)苛。參考核電機(jī)組性能參數(shù)以及多個核電機(jī)組高頻保護(hù)的配置情況，提出3種高頻保護(hù)定值方案[13-15]。

方案1：福建電網(wǎng)核電機(jī)組高頻保護(hù)定值統(tǒng)一定為 51.5 Hz，延時 5 s。

方案2：福建電網(wǎng)核電機(jī)組高頻保護(hù)定值統(tǒng)一定為 51.5 Hz，延時 30 s。

方案3：福建電網(wǎng)保護(hù)定值為51.5 Hz，每臺核電機(jī)組的延時不同，分別為 0.5 s、5 s、5 s、30 s。

發(fā)生相同故障后，3種方案下福建北部電網(wǎng)的母線頻率偏差曲線如圖5和圖6所示。

圖5 方案1下母線頻率偏差曲線Fig.5 Curve of bus frequency deviation by scheme 1

圖6 方案2、3下母線頻率偏差曲線Fig.6 Curve of bus frequency deviation respectively by scheme 2 and 3

方案1的仿真結(jié)果和福建電網(wǎng)原有整定方案相似，核電都過早跳閘，引發(fā)巨大功率缺額，最終導(dǎo)致頻率崩潰。

方案2中，核電機(jī)組超速保護(hù)定值較高，未動作。而網(wǎng)內(nèi)頻率升高至火電機(jī)組103%的超速保護(hù)范圍內(nèi)，火電機(jī)組超速保護(hù)動作，但是仍然無法抑制頻率上升，最終網(wǎng)內(nèi)頻率懸浮在51.5 Hz之上超過10 s，導(dǎo)致大量火電機(jī)組高頻保護(hù)動作跳閘，頻率驟降，電網(wǎng)頻率下降至OPC保護(hù)復(fù)歸值時，網(wǎng)內(nèi)頻率回升，如此反復(fù)。

方案3最終能夠使北部電網(wǎng)最終恢復(fù)頻率穩(wěn)定。

綜合比較3種方案，方案1和方案2分別導(dǎo)致孤網(wǎng)頻率崩潰和孤網(wǎng)頻率振蕩，不能夠使頻率最終穩(wěn)定在一個合適范圍內(nèi)，從而由于罰函數(shù)的存在不能夠使目標(biāo)函數(shù)達(dá)到最小值。因而，方案1和方案2提出的控制變量的取值不是目標(biāo)函數(shù)的解。方案3最終可以使頻率恢復(fù)至合理范圍，并維持在一個穩(wěn)定狀態(tài)，滿足所有約束條件，能夠使目標(biāo)函數(shù)達(dá)到最值，所以方案3中，所提出的控制變量取值是目標(biāo)函數(shù)的合理解。

4.3.2 核電機(jī)組OPC定值的研究

半速核電機(jī)組的OPC定值較高，對應(yīng)至電網(wǎng)頻率升高至53.5 Hz時才動作，發(fā)生觸發(fā)核電機(jī)組OPC保護(hù)動作的事件概率較小。

國內(nèi)核電機(jī)組一般采取統(tǒng)一定值，缺乏差異化的OPC策略，核電機(jī)組OPC同時動作可能導(dǎo)致系統(tǒng)頻率驟降，引發(fā)孤網(wǎng)功率振蕩。但是單臺核電機(jī)組OPC保護(hù)定值較低，這樣有利于在功率缺額很大的場景下，減小不平衡功率，使網(wǎng)內(nèi)頻率更快趨于穩(wěn)定。建議核電機(jī)組采用差異化OPC策略，適當(dāng)降低1～2臺核電機(jī)組OPC動作定值，但要注意和火電機(jī)組OPC保護(hù)的配合。

4.3.3 核電機(jī)組與常規(guī)機(jī)組OPC保護(hù)協(xié)調(diào)優(yōu)化

基于差異性核電機(jī)組高頻保護(hù)方案，比較了4種不同的火電機(jī)組OPC方案，見表6，表中OPC動作定值和復(fù)歸值為標(biāo)幺值。

采用4種OPC保護(hù)改進(jìn)方案后，孤網(wǎng)頻率恢復(fù)曲線如圖7所示。

表6 OPC保護(hù)改進(jìn)方案Table 6 Improved OPC schemes

圖7 不同OPC方案下母線頻率偏差曲線Fig.7 Curve of bus frequency deviation respectively by different OPC schemes

由圖7可以看出，4種方案最終都可以控制孤網(wǎng)頻率達(dá)到合理范圍內(nèi)?；謴?fù)過程中電網(wǎng)暫態(tài)最高頻率為51.8 Hz，暫態(tài)最低頻率基于OPC策略的差異而不同。其中方案1、4能夠迅速降低系統(tǒng)的頻率，優(yōu)于方案 2、3。

綜上所述，方案1和4能夠較好地使孤網(wǎng)頻率恢復(fù)至合理水平。針對福建電網(wǎng)，建議福建電網(wǎng)內(nèi)部火電機(jī)組OPC復(fù)歸邏輯選擇為1.0定值復(fù)歸或3 s長延時復(fù)歸。

由上述分析可知，在2017年無廈門特小方式下，采取以上控制變量將使目標(biāo)函數(shù)達(dá)到最小值，該控制變量是目標(biāo)函數(shù)的合理解。但是要獲得實際電網(wǎng)的最優(yōu)解，所求控制變量還需被其他典型方式校驗。

5 結(jié)語

制定含有核電孤網(wǎng)的高頻控制策略，既要最大限度地考慮核電、火電機(jī)組的安全，又要考慮與電網(wǎng)側(cè)其他頻率控制措施相協(xié)調(diào)。

本文提出了含核電的孤網(wǎng)高頻切機(jī)措施與機(jī)組涉頻保護(hù)協(xié)調(diào)控制原則以及核電機(jī)組與火電機(jī)組高頻保護(hù)與超速保護(hù)的協(xié)調(diào)優(yōu)化方法?；赑SD-FDS中所建立的核電機(jī)組仿真模型和OPC仿真模型，以福建電網(wǎng)為例，研究了故障后保持孤網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行的機(jī)組涉頻保護(hù)和電網(wǎng)高頻切機(jī)的協(xié)調(diào)配合方案，并提出了合理的改進(jìn)建議。本文的研究為核電機(jī)組及其所接入電網(wǎng)的涉頻保護(hù)定值協(xié)調(diào)優(yōu)化和安全穩(wěn)定運(yùn)行等提供了參考。但是，本文未對含孤網(wǎng)高頻切機(jī)策略的優(yōu)化配置方案進(jìn)行分析，今后應(yīng)當(dāng)加強(qiáng)這方面的研究。