云南電網(wǎng)中發(fā)電量的自動控制模式對電網(wǎng)頻率影響特性分析

龔小燕，王浩，何鑫，馬晨，田雨青，王智勇

（1. 云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司培訓(xùn)與評價中心，昆明 650228；2. 云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司安寧供電局，昆明 650300）

0 前言

云南電網(wǎng)通過多個直流輸電系統(tǒng)與南方電網(wǎng)主網(wǎng)相連,南方電網(wǎng)主網(wǎng)內(nèi)仍然是一個交直流并聯(lián)的輸電網(wǎng)絡(luò)。交直流并聯(lián)運行、強直弱交、遠(yuǎn)距離大容量輸電、多回直流集中饋入的主網(wǎng)架結(jié)構(gòu)特征使得電網(wǎng)安全穩(wěn)定問題異常復(fù)雜，大容量直流閉鎖、多回直流換相失敗等問題近年來一直困擾著南方電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行[1-2]。2016年南方電網(wǎng)實施云南電網(wǎng)與南方電網(wǎng)主網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)運行方式，使得南方電網(wǎng)的安全穩(wěn)定水平得到了極大的提高，異步運行前云南送出直流故障后的暫態(tài)穩(wěn)定問題在異步運行后轉(zhuǎn)化為了云南電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定問題[3-4]。

1）云南異步聯(lián)網(wǎng)第1次系統(tǒng)性整體試驗期間，云南電網(wǎng)出現(xiàn)了長時間、大幅度的超低頻振蕩現(xiàn)象，振蕩周期約20 s（振蕩頻率約0.05 Hz），經(jīng)研究，本次振蕩主要是由云南大量水電機(jī)組的水錘效應(yīng)引起的負(fù)阻尼所致，并且水電機(jī)組調(diào)速系統(tǒng)提供的負(fù)阻尼進(jìn)一步加劇了該振蕩[5]。

2）云南電網(wǎng)出現(xiàn)周期為1分鐘左右的頻率振蕩，振幅±0.05 Hz。頻率振蕩初始階段，僅有火電機(jī)組一次調(diào)頻動作，頻率波動呈正阻尼效應(yīng)。隨后在漫A、金B(yǎng)等快速響應(yīng)電廠的自動控制系統(tǒng)AGC（Automatic Generation Control）作用下，云南電網(wǎng)頻率逐漸升高，調(diào)節(jié)量滿足頻率調(diào)整需求，然而糯C、小D等慢速響應(yīng)的AGC也開始動作，使得頻率進(jìn)一步上升，最高達(dá)到50.05 Hz，從而引發(fā)并維持了電網(wǎng)的頻率波動。

3）景E電廠5號機(jī)組開機(jī)并網(wǎng)后，有功功率、導(dǎo)葉開度出現(xiàn)規(guī)律性振蕩。導(dǎo)葉開度振蕩幅值約為10%導(dǎo)葉開度（波峰-波谷），波峰與波峰間隔約40 s（即波動周期為40 s）。本次振蕩主要是5號機(jī)組開機(jī)并網(wǎng)時，有功功率出現(xiàn)瞬時逆功率，此時監(jiān)控內(nèi)部程序判斷功率變速器品質(zhì)壞，功率變送器切至交采表運行，交采表為通訊模式，導(dǎo)致有功調(diào)節(jié)功率反饋采樣滯后4 s，引起有功功率周期型波動。

4）龍F(tuán)電廠發(fā)生的2次功率振蕩事件，第1次波動是在4號機(jī)開機(jī)并網(wǎng)后，全廠AGC在調(diào)度側(cè)控制方式（AUTO控制模式）下運行人員執(zhí)行手動增4號機(jī)負(fù)荷平衡全廠機(jī)組負(fù)荷過程中發(fā)生的。第2次波動是在2號機(jī)組停機(jī)前，全廠AGC在AUTO控制模式下，運行人員執(zhí)行2號機(jī)逐步減負(fù)荷停機(jī)過程中發(fā)生的。本次振蕩主要由4號機(jī)手動增負(fù)荷與調(diào)度下發(fā)AGC指令不匹配導(dǎo)致功率波動逐步形成。減負(fù)荷引起500 kV母線頻率降低，全廠5臺機(jī)組一次調(diào)頻頻繁動作，調(diào)度期間也多次下發(fā)AGC指令調(diào)整全廠有功設(shè)定值以穩(wěn)定頻率，因2號機(jī)手動減負(fù)荷與調(diào)度下發(fā)AGC指令不匹配導(dǎo)致功率波動逐步形成。異步運行后，云南電網(wǎng)先后多次出現(xiàn)了由AGC超調(diào)引起的電網(wǎng)頻率波動現(xiàn)象，直接威脅設(shè)備與電網(wǎng)安全[6]。

為解決這一問題，本文基于AGC調(diào)頻原理，利用現(xiàn)有的數(shù)模仿真實驗室或開發(fā)數(shù)值仿真軟件對事故現(xiàn)象進(jìn)行仿真，在RSS仿真系統(tǒng)中再現(xiàn)對云南電網(wǎng)一次頻率波動實例，分析了大型水電機(jī)組對云南電網(wǎng)頻率穩(wěn)定影響以及由AGC超調(diào)引起電網(wǎng)頻率振蕩的機(jī)理。

1 云南電網(wǎng)AGC調(diào)頻原理

一般來說，常規(guī)發(fā)電廠接受功率指令有兩種方式，一種是電網(wǎng)調(diào)度中心前一日便下達(dá)下一日的全廠負(fù)荷曲線，直到當(dāng)日零點時由計算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)自動將日負(fù)荷曲線存儲在當(dāng)日的執(zhí)行曲線中從而進(jìn)行功率控制；另一種常用方式就是通過調(diào)度中心的AGC程序，調(diào)度部門根據(jù)電網(wǎng)運行需要以及不同電廠機(jī)組的調(diào)節(jié)特性，合理地安排電廠的調(diào)頻模式，使得電廠不同程度地參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)[7-11]。云南電網(wǎng)常采用AGC進(jìn)行調(diào)頻，調(diào)頻模式有如下種類：

1）SCHER—發(fā)電機(jī)組執(zhí)行計劃曲線，并根據(jù)需要參與功率調(diào)節(jié)；

2）SCHEO—發(fā)電機(jī)組僅執(zhí)行計劃曲線，不參與功率調(diào)節(jié)；

3）AUTOR—發(fā)電機(jī)組基本功率取當(dāng)前實際功率，并根據(jù)需要參與功率調(diào)節(jié)；

4）BASER—發(fā)電機(jī)組基本功率由人工給定，并根據(jù)需要參與功率調(diào)節(jié)；

5）BASEO—發(fā)電機(jī)組基本功率由人工給定，不參與功率調(diào)節(jié)。

電力系統(tǒng)全部有功負(fù)荷與頻率關(guān)系為：

式中：a0+a1+a2+ . ..+an=1，且Pf為頻率等于f時的全部有功負(fù)荷；Pfe為頻率為額定值fe時電力系統(tǒng)全部有功負(fù)荷；ai(i=0,1,2...)表示與頻率的i次方成比例的負(fù)荷占額定負(fù)荷的百分比。

確定電力系統(tǒng)的負(fù)荷變化引起的頻率變化，需要同時考慮負(fù)荷以及發(fā)電機(jī)組的調(diào)節(jié)效應(yīng)。

圖1表示電力系統(tǒng)綜合的功率頻率靜態(tài)特性。

圖1 電力系統(tǒng)的功率-頻率靜態(tài)特性

當(dāng)頻率偏離額定值不大時，負(fù)荷的頻率靜態(tài)特性曲線常用一條直線表示，如圖1中的L1與L2，可表示為：

式中，Kl表示負(fù)荷的頻率調(diào)節(jié)系數(shù)，代表電力系統(tǒng)單位頻率引起的負(fù)荷變化量，無論如何系統(tǒng)負(fù)荷總是隨系統(tǒng)頻率升高而增加；隨系統(tǒng)頻率降低而減少，恒為正數(shù)。

當(dāng)發(fā)電機(jī)組并聯(lián)運行時，反映發(fā)電機(jī)組輸出功率與頻率變化的曲線成為發(fā)電機(jī)組的功率靜態(tài)特性曲線，近似用直線G(f)表示為

式中，Kg表示發(fā)電機(jī)組的單位調(diào)節(jié)功率，代表電力系統(tǒng)單位頻率發(fā)生變化時，發(fā)電機(jī)組輸出功率表的變化量。

在初始運行狀態(tài)下，負(fù)荷的功頻特性為L1(f)，它與發(fā)電機(jī)組的等效功率頻率靜態(tài)特性G(f)交于a點，確定了系統(tǒng)頻率為f0，發(fā)電機(jī)組的輸出功率（即負(fù)荷功率）為P0。當(dāng)負(fù)荷功率增加了ΔP1，負(fù)荷的功頻特性變化L2，那么系統(tǒng)的新的穩(wěn)定運行點由L2(f)與G(f)的交點c決定。此時系統(tǒng)頻率為f1，發(fā)電機(jī)組輸出功率為P1。由于頻率變化了Df，且：

發(fā)電機(jī)組的輸出功率增量為：

由于負(fù)荷頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)所產(chǎn)生的負(fù)荷功率變化為：

負(fù)荷功率的實際增量為：

進(jìn)一步地，

由此可得到：

式(9)反映了真實的負(fù)荷功率變化量與實際頻率變化量之間的關(guān)系，B稱為系統(tǒng)的頻率響應(yīng)特性單位為MW/Hz；Df為系統(tǒng)頻率偏差；DPl為系統(tǒng)功率缺額，即AGC的調(diào)節(jié)需求量。

電網(wǎng)二次調(diào)頻主要由AGC負(fù)責(zé)執(zhí)行，為使系統(tǒng)頻率回到額定值，需要AGC提供的調(diào)節(jié)量可按式(9)計算得到，為了確定不同頻率偏差條件下的AGC調(diào)節(jié)需求量，只需要求出系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性B即可[8-9]。而系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性B由負(fù)荷頻率響應(yīng)特性和機(jī)組頻率響應(yīng)特性兩部分構(gòu)成，具有時變特性和非線性特性。為求取云南電網(wǎng)的B值，作如下假設(shè)：

1）頻率波動持續(xù)時間較短，在此期間近似認(rèn)為負(fù)荷和開機(jī)方式恒定，即認(rèn)為B時不變；

2）負(fù)荷的頻率響應(yīng)系數(shù)為恒定值，僅考慮機(jī)組調(diào)速器死區(qū)引起的頻率響應(yīng)變化，即認(rèn)為B值可以分段線性化。

云南電網(wǎng)火電機(jī)組一次調(diào)頻死區(qū)為0.033 Hz，水電機(jī)組一次調(diào)頻死區(qū)為0.05 Hz。考慮到上述B時不變和分段線性化假設(shè)，云南電網(wǎng)B值可以近似分為3個線性段，求取方法如下：

1）|Df|≤0.003 Hz，近似認(rèn)為僅有負(fù)荷的頻率響應(yīng)特性起作用，此時：

式中，為經(jīng)典負(fù)荷頻率響應(yīng)系數(shù)，通常在1～1.5，取1.5；Pl為系統(tǒng)負(fù)荷；f為系統(tǒng)額定頻率。

2）0.003 Hz＜|Df|≤0.05 Hz，除了負(fù)荷之外，火電一次調(diào)頻參與了頻率調(diào)節(jié)，此時：

式中，δ1為火電機(jī)組調(diào)差系數(shù)，S1為一次調(diào)頻火電機(jī)組容量。

3）|Df|＞0.05 Hz，除了負(fù)荷和火電之外，水電一次調(diào)頻也參與了頻率調(diào)節(jié)，此時：

式中，δ2為水電機(jī)組調(diào)差系數(shù)，S2為一次調(diào)頻水電機(jī)組容量。

2 AGC超調(diào)引起頻率振蕩分析

2.1 云南電網(wǎng)振蕩分析

云南電網(wǎng)AGC功率超調(diào)導(dǎo)致系統(tǒng)頻率在±0.05 Hz附近波動，波動周期約為1分鐘，云南電網(wǎng)頻率曲線如圖2所示。

圖2 云南電網(wǎng)頻率波動情況

頻率波動發(fā)生時刻，云南電網(wǎng)負(fù)荷約為10 GW，火電機(jī)組開機(jī)約為1200 MW，云南火電機(jī)組的調(diào)差系數(shù)近似為4%。由于頻率波動幅度在±0.05 Hz左右，計算得到頻率波動時云南電網(wǎng)的頻率響應(yīng)特性B值為90 MW/0.1 Hz。也就是說，AGC只需要提供45 MW的功率，就可以使系統(tǒng)頻率從49.95 Hz恢復(fù)到50 Hz。當(dāng)AGC調(diào)節(jié)功率達(dá)到90 MW時，系統(tǒng)頻率將從49.95 Hz上升到50.05 Hz，存在較大超調(diào)，有可能激發(fā)頻率波動。

圖3 5月19日頻率波動和電廠功率曲線

在5月19日頻率波動期間，各電廠AGC功率實際調(diào)節(jié)量匯總?cè)绫?所示。總調(diào)直調(diào)電廠AGC總調(diào)節(jié)功率62 MW。云南中調(diào)電廠AGC總調(diào)節(jié)功率70 MW。總調(diào)直調(diào)和云南中調(diào)AGC總調(diào)節(jié)功率為132 MW，約為理論需求量的2倍。頻率波動期間頻率曲線以及3個典型電廠的功率變化曲線如圖3所示。

表1 云南電網(wǎng)AGC調(diào)節(jié)量

圖3中可以看出，T1時刻至T2時刻之間，僅有火電機(jī)組一次調(diào)頻動作，調(diào)頻功率波動方向與頻率波動方向相反，對于頻率波動呈正阻尼效應(yīng)。

從T2時刻開始，在漫A、金B(yǎng)等快速響應(yīng)電廠的AGC作用下，云南電網(wǎng)頻率逐漸升高，至T3時刻恢復(fù)到50 Hz左右，說明這部分電廠的AGC調(diào)節(jié)量已經(jīng)能夠滿足頻率調(diào)整需求；然而，從T3時刻開始，糯C、小D等慢速響應(yīng)電廠的AGC也開始動作，使得頻率進(jìn)一步上升，最高達(dá)到50.05 Hz，從而引發(fā)并維持了電網(wǎng)的頻率波動。

2.2 云南電網(wǎng)6.26振蕩分析

云南電網(wǎng)頻率持續(xù)波動，其波動范圍最大為49.88-50.12 Hz，周期約為50 s。此外，由AGC控制指令可知，頻率波動期間云南中調(diào)區(qū)投入AUTO模式，直調(diào)區(qū)投入SCHER模式。結(jié)合機(jī)組出力以及云南中調(diào)電廠AGC指令，以漫A電廠為例，在時間段19:25:12-19:25:24內(nèi)，高周情況下出現(xiàn)了3輪調(diào)節(jié)，最高50.08 Hz，減了約120 MW的功率。19:25:36-19:25:42，低周的時候，第1輪加的時候頻率還在下降，有滯后效應(yīng)，最低49.89 Hz，第2輪加了120 MW。從目前特性看，在0.1 Hz頻差時，AGC調(diào)節(jié)量偏大。

根據(jù)漫A電廠AGC控制指令，分析AUTO機(jī)組在頻率波動過程中的動作情況：

（T1時刻），云南電網(wǎng)頻率50.055 Hz，高周，AGC響應(yīng)下發(fā)減出力指令，由于響應(yīng)延遲，頻率繼續(xù)上升。

（T2時刻），云南電網(wǎng)頻率50.08 Hz，進(jìn)入次緊急區(qū)，高周，AGC繼續(xù)下發(fā)減出力指令，此時T1時刻的指令已經(jīng)執(zhí)行，系統(tǒng)頻率開始下降。

（T3時刻），云南電網(wǎng)頻率49.94 Hz，頻率處于低周，AGC下發(fā)加出力指令，而此時T2時刻指令開始指令，系統(tǒng)頻率繼續(xù)下降。

（T4時刻），云南電網(wǎng)頻率49.90 Hz，進(jìn)入緊急區(qū)，頻率處于低周，AGC下發(fā)加出力指令，而此時T3時刻指令開始指令，系統(tǒng)頻率開始上升。

由于AGC需要連續(xù)執(zhí)行2個加出力指令，系統(tǒng)頻率必然上升至高周，如此往復(fù)，系統(tǒng)頻率持續(xù)波動。

3 云南電網(wǎng)AGC超調(diào)引起頻率振蕩仿真

從上述2次功率振蕩事故分析結(jié)果可以看出，AGC調(diào)節(jié)功率超出系統(tǒng)需求功率和AUTO模型機(jī)組響應(yīng)滯后是引起功率振蕩的主要原因，以下利用RSS仿真系統(tǒng)，模擬云南電網(wǎng)實際負(fù)荷、等效運行參數(shù)及運行工況，仿真再現(xiàn)功率振蕩過程。

RSS仿真系統(tǒng)考慮發(fā)電機(jī)及外部系統(tǒng)、水輪機(jī)、調(diào)速器、AGC控制器模型以及調(diào)頻死區(qū)等，得到整個系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性分析模型。

3.1 一次調(diào)頻過程仿真

模擬云南電網(wǎng)系統(tǒng)負(fù)荷10 GW，某臺機(jī)組甩150 MW負(fù)荷，調(diào)度AGC控制AUTO模式退出，仿真結(jié)果如圖4所示。

根據(jù)圖4可知，機(jī)組甩負(fù)荷后，等效機(jī)組一次調(diào)頻迅速響應(yīng)，頻率最低至49.65 Hz，調(diào)節(jié)時間約40 s，頻率穩(wěn)定在49.93 Hz。

3.2 AUTO模式機(jī)組不同B參數(shù)過程仿真

B參數(shù)為系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性，不同頻率偏差條件下的AGC調(diào)節(jié)量，通過B參數(shù)計算得出，假設(shè)B參數(shù)通過以公式(13)計算確定，仿真中通過對B參數(shù)再次修正，取值0.5B、0.8B，分析不同B參數(shù)對系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)影響。

圖4 甩150 MW一次調(diào)頻仿真

模擬選用2臺機(jī)組投入AGC控制AUTO模式，負(fù)荷均為700 MW,均不考慮延遲影響。

1）0.5B仿真結(jié)果如圖5所示，機(jī)組甩負(fù)荷后，等效機(jī)組一次調(diào)頻迅速響應(yīng)，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.75 Hz，調(diào)節(jié)時間約55 s，頻率穩(wěn)定在49.93 Hz。

圖5 甩150 MW時0.5B仿真

2）0.8B仿真結(jié)果如圖6所示，機(jī)組甩負(fù)荷后，等效機(jī)組一次調(diào)頻迅速響應(yīng)，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.76 Hz，調(diào)節(jié)時間約60 s，頻率穩(wěn)定在49.94 Hz。

圖6 甩150 MW時0.8B仿真

3）1.0B仿真結(jié)果如圖7所示，機(jī)組甩負(fù)荷后，等效機(jī)組一次調(diào)頻迅速響應(yīng)，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.76 Hz，調(diào)節(jié)時間約80 s，頻率穩(wěn)定在49.94 Hz。

圖7 甩150 MW時1.0B仿真

仿真結(jié)果分析：

a.在機(jī)組甩負(fù)荷時系統(tǒng)AUTO模式投入后，系統(tǒng)頻率最低降至49.76 Hz，而未投入AUTO模式頻率最低降至49.65 Hz，AUTO模式投入對系統(tǒng)頻率瞬間降落抑制有明顯效果。

b.系統(tǒng)AUTO模式投入后超調(diào)量對系統(tǒng)穩(wěn)定影響較大，B參數(shù)為0.5時，調(diào)節(jié)時間約55 s，系統(tǒng)頻率振蕩周期短且能迅速收斂，B參數(shù)為1時，調(diào)節(jié)時間約80 s，系統(tǒng)頻率振蕩幅值增大，振蕩周期更長。

3.3 AUTO模式機(jī)組有延遲過程仿真

模擬選用2臺機(jī)組投入AGC控制AUTO模式，負(fù)荷均為700 MW，B參數(shù)為0.8B，一臺機(jī)組不考慮延遲影響，一臺機(jī)組考慮延遲影響。延遲2 s和4 s的仿真結(jié)果如圖8和圖9所示。

圖8 甩150 MW時延遲2 s仿真

圖8中，機(jī)組甩負(fù)荷后，等效機(jī)組一次調(diào)頻迅速響應(yīng)，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.72 Hz，調(diào)節(jié)時間約120 s，頻率穩(wěn)定在49.94 Hz。圖9中，機(jī)組甩負(fù)荷后，等效機(jī)組一次調(diào)頻迅速響應(yīng)，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.71 Hz，系統(tǒng)頻率持續(xù)振蕩，振蕩幅值0.8 Hz，振蕩周期19 s。

圖9 甩150 MW時延遲4 s仿真

仿真結(jié)果分析：系統(tǒng)AUTO模式投入后延遲對系統(tǒng)穩(wěn)定影響較大，B參數(shù)0.8時，隨著延遲時間增大，整個系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)特性變差，延遲4 s時，系統(tǒng)頻率等幅振蕩，呈不可收斂趨勢。

4 結(jié)束語

通過仿真研究了電網(wǎng)AGC控制AUTO模式對云南電網(wǎng)穩(wěn)定運行影響，得出結(jié)論如下：

1）在頻率大波動系統(tǒng)AUTO模式投入時，系統(tǒng)頻率瞬間降落抑制效果明顯；

2）系統(tǒng)AUTO模式投入后超調(diào)量對系統(tǒng)穩(wěn)定影響較大，B參數(shù)越大系統(tǒng)頻率振蕩幅值增大，振蕩周期更長；

3）AUTO模式投入機(jī)組的延遲時間對系統(tǒng)穩(wěn)定影響較大，隨著延遲時間增大，系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)特性越差，更甚呈不可收斂趨勢。