呼辽直流投产后东北电网频率特性分析

李剑峰，张德惠，侯凯元

(1.东北电力科学研究院有限公司，辽宁 沈阳 110006;2.东北电网有限公司，辽宁 沈阳 110181)

呼伦贝尔－辽宁直流输电工程计划2010年双极投运，其设计输送容量为3 000 MW，直流额定电压为±500 kV，直流输送距离约908 km。在呼伦贝尔地区建设华能伊敏电厂三期、鲁能鄂温克电厂、国华呼伦贝尔能源坑口电厂 (3个)，总装机容量为3 600 MW。

呼辽直流工程输送容量大，送端与东北电网联系较弱。当同时发生直流双极闭锁与伊敏交流送出故障时最多可损失5 800 MW火电电源，系统有功平衡遭到破坏，系统频率迅速下降。另外，截止2009年底东北电网风电装机6 270 MW，预计2010年增加约9 000 MW。由于国家电网公司《风电场接入电网技术规定》的实施，现已投运的风电机组大部分达不到规定要求。随着系统频率的下降风电机组退出运行，火电大量损失与风电的退出叠加，使呼辽直流投产后全网频率问题更加突出，如果分析处理不当甚至导致频率稳定破坏事故发生。

当发生有功功率缺额、系统频率突然下降时，必须及时切除相应容量的负荷以使系统频率得以恢复，负荷切除策略是基于频率仿真和分析基础之上。本文首先进行了东北电网频率仿真准确度的校验工作，对调速系统模型参数进行了必要调整，在此基础上通过相关研究提出了相应的频率恢复策略。

1 电力系统频率特性及其控制

1.1 基本概念

频率是电力系统的重要参数，也是衡量电能质量的主要指标之一[1]。电力系统功率特性是指系统有功功率不平衡时频率的变化特性，是负荷频率特性、发电机频率特性及电压影响的综合结果。频率特性通常分为功率频率静态特性和功率频率动态特性。功率频率静态特性反映了稳态运行状况下有功功率和频率变化之间的关系。包括负荷、同步发电机和电力系统的频率特性。功率频率动态特性是一个供需功率随时平衡的动态过程。当系统频率波动时同步发电机调速器控制作用和负荷频率调节效应同时进行。

1.2 电力系统频率控制

调整发电功率进行频率调整 (频率的三次调整控制)。电力系统频率控制与有功功率控制密切相关，当系统机组输入功率与负荷功率失去平衡而使频率偏离额定值时，控制系统必须调节机组的出力，以保证电力系统频率的偏移在允许范围内。为了实现频率控制，系统中需要有足够的备用容量来应对计划外负荷的变动，而且还应具有一定的调整速度以适应负荷的变化。

2 系统频率特性及拟合

2.1 呼辽直流投产前电网频率特性

近两年东北电网发生的频率事件如表1所示。根据东北电网发电机组跳闸引起频率变化情况看，电网单位频率下降所对应的功率缺额呈现了上升的趋势。主要原因是由于近年来东北电网不断加强了发电机一、二次调频的管理，提高机组一次调频、AGC的投入率，电网的频率调节特性得到改善和提高。

2.2 系统频率变化动态过程仿真拟合

电力系统发生有功缺额时，系统频率的变化涉及输电网络结构、发电机运动方程及其参数、调速器模型及旋转备用[3－5]、励磁调节模型和负荷模型[6、7]。分析主网频率稳定水平时，首先需对功率缺额时系统的频率变化特性 (主要是最低频率及下降斜率)有较为准确的把握。以下对2008年以来电网实际发生过的2次功率缺额时系统频率变化过程利用PSASP6.28进行仿真模拟分析。

a. 2008年9月18日17:36:17，元宝山600 MW机组接带399 MW负荷时突然跳闸，当时全网发电出力33 742 MW，系统频率由50.023 Hz下降到49.819 Hz。频率录波图如图1所示。

仿真系统模拟全网发电出力为33 739 MW，损失机组功率399 MW后，最低频率49.82 Hz。图2为采用电机模型和静态46模型时系统频率变化曲线。

表1 东北电网发电机组跳闸系统频率变化统计

采用电机模型差别较大，且由于有功频率因子固定，不便于进行敏感性分析，因此这里选择静态模型研究频率稳定问题。

由于机组调速器死区统一按0.4%安排，此频率变化过程中可以近似认为调速器只有少许动作，主要由发电机转动惯量及负荷频率特性决定最低频率。采用有功频率因子1.8时，仿真结果的最低频率比较接近实际情况，可以基本确定频率因子为1.8。

当频率下降较快时最低频率与旋转备用容量基本无关。根据录波曲线，研究涉及的频率下降过程较慢，因此旋转备用容量不可忽略。考虑3%旋备最低频率如图3所示。

b. 2008年9月18日19:41:51科沙1号、2号线突然跳闸，当时全网发电出力32 808 MW，损失电源844 MW，系统频率由50.011 Hz下降到49.645 Hz。频率录波图如图4所示。

由于40～50 s以后的频率过程已超出一次调频范围，重点拟合故障后0～40s期间频率变化情况 (图4虚线框内部分)。首先比较无备用和3%旋备时系统频率变化。考虑3%旋备时仿真最低频率为49.647 Hz，接近实际情况 (如图5所示)。

由于仿真频率上升较快，以下分析机组调速器参数中调差系数和死区的影响。

比较5%和7%调差系数的差别，主要与最低频率有关，对上升斜率影响不大。因此，仿真中仍采用5%调差系数。

调速器模型的影响。将留有旋备的机组 (6台300 MW)调速器模型更换为电液调速器模型后，仿真曲线如图6所示。

由图6可知，考虑一定旋备容量，旋备机组调速器改为电液调速器模型后，最低频率和频率上升斜率接近实际情况。

根据2009年近期损失大电源后频率变化情况统计，系统损失970 MW功率后频率下降到49.67 Hz。

考虑3%旋备，利用上述仿真确定的静态46负荷模型及调速器模型和参数后，仿真分析系统最低频率49.59 Hz，基本一致 (略偏保守)。

3 呼辽直流投产后电网频率控制措施

3.1 目前低频减载措施有效性

方式一:东北送华北1 500 MW方式 (0%旋备)。

若呼辽直流发生双极闭锁故障，系统损失3 000 MW电源后，校核目前低频减载装置动作情况 (2009年方案)。系统频率变化如图7所示。

考虑不计旋备时，低频减载装置基本级动作两轮:第一轮49.0 Hz切除1 940 MW，第二轮48.8 Hz切除1 940 MW，共切除东北网负荷3 879 MW，频率恢复到50.16 Hz，系统最低频率48.79 Hz。

呼辽直流双极闭锁后，考虑0.3 s闭锁高岭直流，低频减载装置基本级动作一轮，共切除东北网负荷1 940 MW，频率恢复到50.14 Hz，系统最低频率48.98 Hz。高岭直流闭锁时间对低频减载动作情况影响不大。

若呼辽直流发生双极闭锁故障，需要联切呼盟4台600 MW机组系统才能保持稳定，系统损失2 400 MW电源后，校核目前低频减载装置动作情况 (2009年方案)。系统频率变化如图8所示。

考虑不计旋备时，低频减载装置基本级动作一轮，49.0 Hz切除1 953 MW，共切除东北网负荷1 953 MW，频率恢复到49.93 Hz，系统最低频率48.93 Hz。

呼辽直流双极闭锁后，考虑0.3 s闭锁高岭直流，低频减载装置不动作，频率恢复到49.65 Hz，系统最低频率49.51 Hz。

方式二:华北送东北1 500 MW方式 (0%旋备)。

送端孤网方式下，直流双极闭锁故障，系统损失3 000 MW功率后，校核目前低频减载装置动作情况 (2009年方案)。系统频率变化如图9所示。

图7 孤网方式下东北送华北1 500 MW呼辽直流双极闭锁时的频率变化

不计旋备时低频减载装置基本级动作两轮:第一轮49.0 Hz切除1 940 MW，第二轮48.8 Hz切除1 940 MW，共切除负荷3 879 MW，频率恢复到50.16 Hz，系统最低频率48.79 Hz。送端联网方式下，直流双极闭锁故障，需要联切呼盟4台机组系统才能保持稳定，系统损失2 400 MW功率后，校核目前低频减载装置动作情况。系统频率变化如图10所示。

低频减载装置基本级动作一轮，49.0 Hz切除负荷1 901 MW，频率恢复到49.87 Hz，最低频率48.95 Hz。

方式三:集中切负荷+低频减载措施。

在低周减载装置动作之前，采取集中切负荷措施切除一部分负荷，有利于缓解系统频率快速下降情况，减少低频减载装置切负荷量。考虑损失3 000 MW功率后，集中切除500 MW和1 000 MW负荷配合低频减载措施，仿真结果如图11所示。

送端孤网方式下，直流双极闭锁故障，系统损失3 000 MW。1.5s集中切辽宁500 MW负荷，低频减载基本级动作一轮，49.0 Hz切除负荷1940 MW，共切除负荷2440 MW，系统最低频率48.94 Hz。

集中切除辽宁1000 MW负荷，低频减载基本级动作一轮，49.0 Hz切除负荷1940 MW，共切除负荷2940 MW，系统最低频率48.96 Hz。

配合集中切除500～1000 MW负荷，对现有低频减载措施的适应性较好。

方式四:送端电源全失。

考虑伊冯线发生三永跳双回线故障，并引起呼辽直流发生双极闭锁，系统损失呼盟和伊敏全部电源5 800 MW后，校核目前低频减载装置动作情况(2009年方案)。系统频率变化如图12、13所示。

不计旋备时低频减载装置基本级动作三轮:第一轮49.0 Hz切除1 931 MW，第二轮48.8 Hz切除1 931 MW，第三轮48.6 Hz切除1 663 MW，共切除东北网负荷5 526 MW，频率恢复到50.01 Hz，系统最低频率48.58 Hz。同时考虑0.3 s后闭锁高岭直流，低频减载装置基本级动作两轮:第一轮49.0 Hz切除1 931 MW，第二轮48.8 Hz切除1 610 MW，共切除东北网负荷3 542 MW，频率恢复到49.82 Hz，系统最低频率48.78 Hz。

不计旋备、考虑0.3 s后集中切除1 510 MW负荷时，低频减载装置基本级动作两轮:第一轮49.0 Hz切除1 931 MW，第二轮48.8 Hz切除1 770 MW，共切除东北电网负荷5 212 MW，频率恢复到49.85 Hz，系统最低频率48.75 Hz。同时进一步考虑0.3 s后闭锁高岭直流，低频减载装置基本级动作一轮，49.0 Hz切除1 931 MW，共切除东北网负荷3 441 MW，频率恢复到49.72 Hz，系统最低频率48.93 Hz。

3.2 送端联网推荐方式

送端联网方式下东北发电总出力为35 037 MW，总负荷为32 814 MW，东北通过高岭直流背靠背送东北1 500 MW。推荐方式下略降低呼盟机组出力，呼盟和伊敏机组通过呼辽直流双极送辽宁3 000 MW，通过伊冯双线送黑龙江2 072 MW。

考虑伊冯线发生三永跳双回线故障，并引起呼辽直流发生双极闭锁的情况，系统损失呼盟和伊敏全部电源共5 500 MW后，校核目前低频减载装置动作情况 (2009年方案)。系统频率变化如图14所示。

表2 联网方式下东北损失5 800 MW电源低频减载动作统计 MW

不计旋备时低频减载装置基本级动作三轮:第一轮49.0 Hz切除1 931 MW，第二轮48.8 Hz切除1 931 MW，第三轮48.6 Hz切除1 303 MW，共切除东北网负荷5 164 MW，频率恢复到49.93 Hz，系统最低频率48.57 Hz。同时考虑0.3 s后急降高岭直流750 MW功率时，低频减载装置基本级动作两轮和特殊一轮动作，第一轮49.0 Hz切除1 931 MW，第二轮48.8 Hz切除1 931 MW，特殊轮49.2 Hz切除1 203 MW，共切除东北网负荷5 066 MW，频率恢复到50.05 Hz，系统最低频率48.70 Hz。

上述送端电源全失后东北电网低周减载情况如表2所示。

图14 联网方式下东北损失呼盟和伊敏电源时的频率变化

4 结束语

在2010年冬腰负荷水平，系统总负荷32 814 MW，华北送东北1 500 MW和东北送华北1 500 MW两种方式下，校核呼辽直流双极闭锁后东北电网现有低周减载方案的动作情况，并进一步考虑配合适当集中切负荷措施后系统频率稳定情况。得到在不同方式下，系统出现1 710～3 000 MW功率缺额，现有低频减载方案可以满足频率正常恢复需要，基本不会出现大量过切情况。送端联网方式下呼辽直流双极闭锁后，考虑高岭直流功率速降800 MW，在伊冯交流线路外送2 070 MW方式下，可以避免主网低周减载装置动作。因此综合考虑送端稳控措施及受端频率控制措施研究结果，将该方式作为推荐方式。考虑集中切负荷措施，对现有低频减载措施的适应性较好。

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