直流閉鎖故障下安徽電網機組一次調頻性能分析

李端超，梁 肖，施 壯，黃少雄，高衛恒，馬 宇

(1.安徽電力調度控制中心，安徽 合肥 230022；2.國網安徽省電力公司電力科學研究院，安徽 合肥 230601；3.合肥工業大學計算機與信息學院，安徽 合肥 230009)

0 引言

近年來，安徽電網“大電網、大電源”的特征日趨明顯[1]。電網頻率是電力系統的主要控制參數之一[2]。近幾年的電網數據顯示，特高壓直流閉鎖故障極易引發電網頻率波動。

相關試驗[3-4]表明，機組一次調頻(primary frequency regulation,PFR)可以有效提高系統頻率的穩定性。如果發電機組發揮好一次調頻性能、緩解頻率下降，不僅有效保障電網安全，而且在一定程度上提高了電網的安全裕度，達到網源雙贏的目的[5]。衛鵬[6]、陳龍[7]、華文[8]等僅通過仿真分析了特高壓直流閉鎖事故對電網頻率的沖擊。

本文實際分析了某兩次賓金直流極閉鎖故障對安徽電網頻率的影響，研究了電網機組的一次調頻情況，并結合BPA仿真分析了影響電網頻率的幾個重要因素，給出了改善機組一次調頻性能的建議。

1 特高壓直流閉鎖后一次調頻響應分析

1.1 兩次直流閉鎖事件

兩次直流閉鎖頻率變化曲線如圖1所示。

圖1 兩次直流閉鎖頻率變化曲線

電網頻率波動基本可以分為三個階段。

第一階段，從一次調頻時刻開始到頻率下跌至最低點。頻率迅速下降，一次調頻均在3 s內開始響應。在該階段，電網發電機組將迅速出力且持續增加機組發電功率，阻止頻率進一步下降。兩次頻率故障均未導致頻率降至49 Hz，低頻減載未動作。

第二階段，從曲線的最低點到曲線的第一個極大值點。由于第一階段機組出力，在第二階段，其一次調頻作用開始顯現，系統頻率迅速恢復并趨于穩定。

第三階段，從第二階段末到調頻結束時刻，頻率變化曲線趨于穩定。

頻率變化情況如表1所示。表1中：t為頻率下跌到最低點的時間。

表1 頻率變化情況

1.2 安徽電網發電機組一次調頻情況分析

機組的一次調頻性能對電網大功率擾動后頻率下降的幅值以及恢復過程的影響很大[9]。現分析在“8·28”、“8·29”兩次賓金直流閉鎖事件中，安徽電網發電機組一次調頻情況。

在“8·28”事件中，安徽電網共有56臺火電機組參與一次調頻，總容量為29 613 MW。在一次調頻響應達到15 s時，總出力為387.8184 MW。在“8·29”事件中，共有50臺機組參與一次調頻，總容量為26 288 MW。在一次調頻響應達到15 s時，總出力為145.92 MW。

分析相量測量單元(phasor measurement unit,PMU)獲取的資料可知，在頻率偏差超過調頻死區時，安徽電網發電機組都能在3 s內開始響應。在兩次賓金直流發生閉鎖故障后15 s時，安徽電網一次調頻最大響應增加的理論值是31 600×6%×75%=1 422 MW。計算在“8·28”和“8·28”這兩次事件中，發電機組實際總出力值占理論總出力值的百分比分別為27.3%、10.3%，與標準要求的75%相差較大。計算火電機組調差系數R：

(1)

式中:ΔPG為發電機組功率變化值。

調差系數的大小對維持系統頻率的穩定影響很大。查閱PMU統計的數據可知，安徽電網的一部分機組的調差系數與標準要求的4%～6%相差較大，低至-27.0%，高達21.5%。調差系數過大會導致調頻性能不足，調差系數過小會導致電網頻率穩定性差。在這兩次事件中，各類型機組的一次調頻情況如表2所示。

表2 一次調頻情況

分析比較表2可知，安徽電網以300～400 MW機組、600～700 MW機組類型居多，并且一次調頻情況相對良好，在一定程度上保證了安徽電網發電機組的整體一次調頻性能。1 000 MW機組合格率低，一次調頻效果差。查閱當天數據可知，1 000 MW機組出力初值低且后續出力不足導致機組合格率低，一次調頻效果差。部分機組滿負荷運行，機組的一次調頻裕度不足，不能有效發揮機組的一次調頻作用。

不同類型的火電機組調頻性能存在差異；同類型的火電機組在不同的功率缺額幅度下，其調頻性能也不同。頻率調節效應系數KL可表示為：

(2)

式中：ΔP為一次調頻機組發電功率變化量。

通過式(2)計算這2天的負荷頻率調節效應系數，分別為40 999 MW/Hz、43 478 MW/Hz。系統的有功功率增加得越多，頻率恢復得就越快。

表1中的數據也正好說明了這點。在近似10 s內，頻率的恢復值在“8·28”事件中比“8·29”事件中高了0.020 3 Hz。

火電機組通過一次調頻增加調速器轉速，提高輸出功率，進而提高系統頻率。安徽電網發電機組在這兩次事件中的一次調頻性能存在較大差異，同樣會導致電網頻率的恢復存在差異。

針對安徽電網發電機組一次調頻不理想的原因，提出以下措施。

①優化參數。

大容量機組調差系數和調頻死區設置會對電網頻率特性產生重要影響。優化時，不僅要注重對這2個參數的優化，還應考慮機組轉速偏差放大倍數、響應時間、限幅等參數的優化與調整。

②改善大容量機組一次調頻性能。

相對于小容量機組，大容量機組對功率變化的調整有更大的幅度。對于這些大容量機組，在響應一次調頻期間的出力極值已接近或超過額定功率。因此，可通過預留機組的出力裕度，來提升機組的一次調頻性能。

③研究新的一次調頻評價方法。

不同的機組在一次調頻考核期間的出力情況是不同的。考慮加入對15 s、30 s、60 s的電量貢獻指數考核，而不是只考核60 s的電量貢獻指數；同時，輔以積極有效的補償制度，以鼓勵更多的機組參與一次調頻。

④合理分配機組。

調度員可根據機組的一次調頻性能，來分配機組的出力；給一次調頻性能優秀的機組分配更高的電量貢獻值，來彌補性能較差機組的低電力貢獻值。在性能較差的機組整改完成之前，采取此措施來提升整體機組的一次調頻性能。

2 仿真分析

2.1 一次調頻作用仿真分析

采用電力系統BPA軟件進行仿真，模擬一次調頻的投運對安徽電網頻率變化的影響。設置電網功率缺額為2 000 MW，投運前后的一次調頻頻率變化曲線如圖2所示。

圖2 一次調頻頻率變化曲線

由圖2可知，在沒有一次調頻時，電網頻率呈直線下跌趨勢，對電網的安全穩定產生了極大的影響；而在一次調頻的作用下，電網頻率從19.6 s開始穩步回升，并于60 s時趨于穩定。由此可證明一次調頻對于保障頻率的穩定性至關重要。

2.2 機組總容量對電網頻率變化的影響

為了得到參與一次調頻的電網機組總容量對頻率變化的影響，一是需要相同的電網功率缺額幅度，二是采用不同的電網發電機組開機方式。開機方式采取正常開機和全開機兩種方式。其中：電網發電機組的正常開機即為0.6開機方式，代表參與一次調頻的機組有60%正常運行；全開機則為所有參與一次調頻的機組都正常運行。本次仿真分為以下2個步驟。

①在電網功率缺額2 000 MW的情況下，仿真電網發電機組0.6開機與全開機方式對安徽電網頻率的影響。

②在電網功率缺額4 000 MW的情況下，仿真電網發電機組0.6開機與全開機方式對安徽電網頻率的影響。安徽電網功率缺額頻率變化曲線如圖3所示。

由圖3可知，在電網功率缺額4 000 MW的情況下，正常開機時電網頻率下跌至最低點的時間為35.5 s，下跌值為0.17 Hz，而后回升至最高點的用時為38.2 s。而全開機方式電網頻率下跌至最低點的時間為24.4 s，下跌值為0.10 Hz，而后回升至最高點的用時為20.4 s。

圖3 功率缺額頻率變化曲線

無論是頻率下跌幅度，還是電網恢復穩定速度，全開機方式都比正常開機方式表現優秀，一次調頻效果也更為顯著。也就是說，在同等電網功率缺額幅度下，參與一次調頻的機組總容量越高，電網頻率的穩定性越強。

2.3 電網功率缺額幅度對頻率變化的影響

控制電網輸送功率的缺額幅度。在保證其他參數設置相同的前提下，將電網的輸送功率減少2 000 MW和4 000 MW，并仿真其頻率變化情況，如圖4所示。

圖4 功率缺額幅度與電網頻率關系曲線

功率缺額幅度不同，頻率下跌至最低點的時間各不相同。因此，在一次調頻的作用下，曲線到達極大值點的時間各不相同。在20 s、40 s、60 s時，功率缺額與頻率變化如表3所示。

表3 功率缺額與頻率變化關系

3 結束語

特高壓線路發生閉鎖故障時會導致頻率下降，對系統運行極為不利，甚至會造成“頻率崩潰”、“電壓崩潰”等嚴重后果，對電網運行構成了嚴重威脅[9-10]。機組的一次調頻對于保障電網頻率的穩定起到了至關重要的作用。本文分析了安徽電網在特高壓直流閉鎖故障下的頻率特性；通過仿真試驗，研究功率缺額幅度、機組一次調頻性能以及電網一次調頻機組容量對電網頻率恢復的影響；針對安徽電網發電機組一次調頻不理想的原因，提出了一些改進建議。針對特高壓電網頻率特性，進行安徽電網機組一次調頻性能及優化策略的研究，將有效提高安徽電網運行的安全性和穩定性。