多區域交直流混聯系統的頻率穩定仿真分析

張 欣

(國網黑龍江省電力有限公司電力科學研究院, 哈爾濱 150030)

多區域交直流混聯系統的頻率穩定仿真分析

張 欣

(國網黑龍江省電力有限公司電力科學研究院, 哈爾濱 150030)

電網的頻率是電力系統運行質量和安全情況的重要指標，電力系統調頻控制技術對維護電網的安全運行有著至關重要的作用。為了解決交直流互聯系統直流輸電線路發生直流閉鎖故障時影響整個系統頻率穩定性問題，建立了交直流混聯的三區域系統仿真模型，通過仿真分析了直流系統發生直流閉鎖故障時對交流系統頻率穩定性的影響。仿真分析結果表明，選擇機組不等率要從系統平均不等率、系統穩定性等方面進行綜合考慮。調頻死區設置越小，系統頻率經一次調頻恢復至穩定時所用的時間越短。

頻率；交直流混聯；直流閉鎖；穩定性

電網的頻率是電力系統最重要的運行參數之一，頻率的變化對電力系統安全穩定運行有十分重要的影響[1]。系統的互聯雖然增強了系統之間的聯系，使其具有了較強的承受有功沖擊的能力，但是這樣的互聯同時也增大了系統可能面臨的有功不平衡問題，維持電網頻率穩定問題的重要性就更加突出[2]。隨著中國西電東送戰略的實施，目前電力系統出現了部分特高壓直流輸電走廊輸送功率超過5000 MW。當交直流混聯系統發生大機組切除、直流閉鎖、聯絡線切除等故障時，會導致系統頻率偏差急劇增大，如2005年華東電網因雙極直流閉鎖故障導致系統出現約0.5 Hz的頻率偏差[3]。此外，大型發電機組對正常運行時頻率偏差限制比較嚴，若系統頻率偏差過大，則可能引發系統機組切除等連鎖故障，嚴重時可能發生頻率失穩和電網解列[4]。本文對三區域交直流混聯系統進行了直流閉鎖故障下系統頻率穩定性仿真，重點分析了機組不等率和調頻死區等參數對系統一次調頻性能的影響，得到了系統發生直流閉鎖故障時一次調頻參數的設置方法，為增強交直流混聯電網的頻率控制質量提供了理論依據。

1 直流閉鎖故障對交直流互聯系統的影響

三區域交直流混聯電力系統如圖1所示，其中區域1和2通過交流和直流聯絡線共同連接，區域1和3以及區域2和3間分別通過一條交流聯絡線進行連接。

圖1 三區域交直流互聯系統示意圖Fig.1 Schematicdiagram of three-areaAC/DC interconnectedsystem

假設區域1為送端系統，區域2為受端系統，當區域1與區域2之間的直流線路發生直流閉鎖故障時，將造成整個系統的潮流大范圍轉移：一方面會造成區域1與區域2之間的交流聯絡線傳輸功率增加，另一方面會導致區域2內產生功率缺額，從而引起頻率的大幅度振蕩[5]。此時系統運行人員關心的是通過調整哪些參數以及如何調整來減小系統頻率的最大偏移值。本文利用MATLAB搭建了三區域仿真系統模型，在此基礎上對影響常規機組一次調頻性能的機組不等率和調頻死區兩個參數進行了仿真分析，為增強交直流混聯電網的頻率控制質量提供理論依據。

2 用于調頻分析的數學模型

2.1 調速器的數學模型

調速器是通過改變發電機的蒸汽氣流(或進水量)使之滿足發電機的轉速調節需求，從而達到功率調節的目的。文獻[6]詳細介紹了調速系統的工作原理，并建立的凝汽式汽輪機轉速調節系統的數學模型，如圖2所示。在圖2中，Ts為油動機的時間常數，To為容積方程的時間常數，Ta為發電機轉子時間常數，δ為調節系統的轉速調差系數。

2.2 三區域交直流互聯系統的多機并列運行數學模型

在研究電網頻率的長周期行為時(如一次調頻，二次調頻)，可以認為電網頻率是統一的，各發電機轉速均相等，這樣的假定實際上是忽略了發電機之間的相對搖擺，認為發電機之間嚴格地保持同步運行，三區域互聯系統的多機并列運行的數學模型如圖3所示。在圖3中，N1、N2和N3分別為區域

圖2 凝汽式汽輪機組轉速調節系統數學模型Fig.2 Mathematicalmodelofspeed regulationsystemin condensing steamturbine units

圖3 三區域互聯系統的多機并列運行的數學模型Fig.3 Mathematical model of multi-machine parallel operation of three-area interconnected system

3 仿真分析

在圖3三區域互聯電力系統中，每個區域總裝機容量為2000 MW，區域1與區域2的直流線路輸送功率恒定為400 MW。該系統中包含火電AGC機組、僅參與一次調頻的火電機組，其中AGC機組和一次調頻機組的發電份額系數分別為0.4和0.6。系統故障條件設置為5 000 s時，區域1與區域2間的直流特高壓線路發生直流閉鎖故障，系統失去直流提供的所有功率。

3.1 直流閉鎖故障條件下機組不等率對一次調頻性能的影響

不同裝機容量的機組不等率設置情況如表1所示。由表1可知，系統中的機組分為300 MW以下的小型機組，300～600 MW的中型機組以及600 MW以上的大型機組。

表1 不同的機組不等率設置方案Table 2 Variation rate setting proposalsin differentunits

當機組的不等率參數取不同值時，在同一直流閉鎖故障下，區域2的頻率偏差如圖4所示。

由圖4可知，當區域1與區域2間的直流特高壓線路在5 000 s時發生直流閉鎖故障后，系統受到較大的擾動，區域2的頻率急劇下降，在一次調頻作用下系統頻率開始上升。在三種取值方案情況下，系統受擾后頻率分別下降了0.25 Hz、0.2 Hz和0.26 Hz，受擾后約10 s頻率恢復穩定。經一次調頻作用后，系統頻率開始恢復，但一次調頻是有差調節，穩定后頻率偏差分別為0.175 Hz、0.185 Hz和0.14 Hz。如果沒有一次調頻作用，在系統發生擾動后，系統的頻率偏差就會持續下降，最終導致系統失穩。而在一次調頻作用下，系統的頻率偏差在故障發生后開始恢復，最終形成一個穩態頻率偏差。由以上分析可以看出，不等率對一次調頻能力有直接的影響，不等率越小，一次調頻能力越好，當系統發生直流閉鎖故障時，在保證一次調頻系統穩定的前提下，應盡可能減小各臺機組的不等率，增強系統在直流閉鎖故障時的頻率穩定性。

3.2 直流閉鎖故障條件下調頻死區對一次調頻性能的影響

同不等率研究時相同，改變仿真模型中各臺機組的調頻死區的取值范圍，保證仿真時機組不等率不變，均為經典參數設置值(表1中方案一)，其他參數設置均相同，系統發生直流閉鎖故障時的區域2頻率偏差如圖5所示。

圖4 改變不等率取值時的區域2頻率偏差Fig.4 Frequency deviationof Region 2when changingvalue selectionofvariation rate

圖5 不同一次調頻死區取值時的區域2頻率偏差Fig.5 Frequencydeviation of Region2 in valueselections of different primaryfrequency control deadbands

由圖5可知，在調頻死區取不同值時，系統發生直流閉鎖故障后一次調頻的響應時間分別為11 s、11.5 s和13.5 s，穩態頻率偏差分別為0.185 Hz、0.2015 Hz和0.256 Hz。因此，調頻死區越小，一次調頻響應時間越短，受擾系統將越快恢復頻率穩定。當系統發生直流閉鎖故障時，調頻死區的減小會使區域電網的一次調頻性能更加優化，增強系統的頻率穩定性。

4 結 論

本文通過建立多區域仿真模型，在系統發生直流閉鎖故障的條件下分析了常規機組不等率及一次調頻死區對系統一次調頻性能的影響，在此基礎上給出了系統發生直流閉鎖故障時的一次調頻參數設置方法。具體結論如下：

1)發電機組的調速不等率越小，頻率穩定后系統的頻率偏差越小，一次調頻性能越佳，經一次調頻作用后的頻率恢復效果越好。若單臺機組不等率過小，則會導致該機組的不穩定運行，電網中各機組的平均不等率將會影響整個電網的穩定。因此，在選擇機組不等率時需從系統平均不等率、系統穩定性等方面進行綜合考慮。

2)調頻死區的設置會影響系統出現頻率偏差后機組何時響應一次調頻的問題。通過仿真實驗的仿真結果可以看出，調頻死區設置越小，系統經一次調頻作用后，頻率恢復至穩定時所用的時間越短，一次調頻發揮的作用就越大。

[1] 郭鈺鋒. 電網調頻過程的動態特性分析[D]. 哈爾濱:哈爾濱工業大學, 2005：1-6. GUO Yufeng. Dynamic characteristics analyses of frequency regulation process in electric power systems[D]. Harbin: Harbin Institute of Technology, 2005: 1-6.

[2] 任麗娜. 互聯電網一次調頻特性研究[J]. 電工電氣, 2013，32(12): 26-27. REN Lina.Primaryfrequencycharacteristicsstudy of interconnectedpower system[J].Electrical& Electronics, 2013,32(12): 26-27.[3] 高翔，高伏英，楊增輝.華東電網因直流故障的頻率事故分析[J].電力系統自動化，2006, 30(12):102-107. GAO Xiang, GAO Fuying,YANGZenghui. Frequency accident analysis inEast ChinaGriddueto DC line fault, 2006, 30(12): 102-107.

[4] IEEE Std C37.106 IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plants[S]. 2003.

[5] 孫宏斌，張伯明，相年德. 配電潮流前推回推法的收斂性研究[J]. 中國電機工程學報，1999，19(7)：26-29. SUN Hongbin, ZHANG Boming, XIANG Niande. Study on convergenceof back/forward sweep distribution power flow[J]. Proceedings of the CSEE, 1999, 19(7):26-29.

[6] 郭鈺鋒, 徐志強, 于達仁. 汽輪機調節原理[M]. 北京： 機械工業出版社, 2010. GUO Yufeng, XU Zhiqiang, YU Daren. Principle of steam turbine regulation[M].Beijing:China MachinePress, 2010.

(編輯 侯世春)

Simulation analysison frequency stability of multi-area AC/DC hybrid system

ZHANG Xin

(Electric Power Research Institute of State Grid Heilongjiang Electric Power Co.,Ltd., Harbin 150030,China)

Power grid frequency is an important index of power system operation quality and safety while frequency control technology of power system plays a crucial role inmaintaining the safe operation of power grid. When DC block failure occurs on DC transmission line of AC/DC interconnected system, it will cause certain influence to the frequency stability of the whole system. To solve this problem, the simulation model of three-area AC/DC hybrid system is established and the impact on the frequency stability of AC system is analyzed when DC block failure occurson the DC systemthrough simulation. The simulation results show that when choosing variation rate of the unit, the average variationrate, the system stability andother factors should be taken into account comprehensively. The smaller thedead zone is set, the shorter time will it takes to restorethe systemfrequency into stable stage by primary frequency control.

frequency; AC/DC hybrid, DC block; stability

2017-03-13。

張 欣(1964—)，男，高級工程師，從事電力系統、熱力系統方面的研究工作。

TM712.3

A

2095-6843(2017)03-0212-04