风光火打捆高压直流外送下送端电网高频切机方案适应性研究

陈　赟，陈得治，马世英,王　毅，宋云亭，高　峰，杨定乾

(1.华北电力大学新能源电力系统国家重点实验室，河北保定　071003；2.中国电力科学研究院，北京　100192；3.国网宁夏电力公司电力科学研究院，宁夏银川　750002；4.国网新疆电力公司电力科学研究院，新疆乌鲁木齐 830000)



风光火打捆高压直流外送下送端电网高频切机方案适应性研究

陈赟1，陈得治2，马世英2,王毅1，宋云亭2，高峰3，杨定乾4

(1.华北电力大学新能源电力系统国家重点实验室，河北保定071003；2.中国电力科学研究院，北京100192；3.国网宁夏电力公司电力科学研究院，宁夏银川750002；4.国网新疆电力公司电力科学研究院，新疆乌鲁木齐 830000)

0　引　言

我国风光资源主要分布在西北地区，以大规模集中接入、高压交直流送出模式为主。当外送通道发生故障，将会对送端电网产生较大的能量冲击，引起严重的高频问题。而大规模风光电源固有的间歇性和随机性等特点，使得电网的频率特性变得更加复杂，若未采取恰当的紧急高频切机策略，可能导致电网崩溃、大面积停电，带来极大的经济损失[1-3]。

目前，国内外对风光火打捆高压直流外送下送端系统的高频切机配置的研究还很少，大部分高频切机的研究都是基于常规电网结构。文献[4]基于常规火电机组，研究了故障后高频切机与机组超速保护优化配置方案；文献[5]对比了不同风电接入规模和负荷水平对孤网高频特性的影响，但并没有提出具体的切机方案；文献[6]指出高频切机的效果会受到风电出力波动的影响，提出了高频切机应切除一定量的风电机组的建议；文献[7]针对风火比例较高的局部电网高频问题，提出了一种风电场主导切机方法，但没有考虑与火电机组的协调配合。因此，当新能源渗透率较高的送端系统遭受外送通道中断等较大事故时，风光机组如何与常规机组协调配合，共同参与到高频切机措施中，是一亟待深入研究的课题。

本文基于我国西部某省级电网风光火打捆高压直流外送典型输电模式，理论与仿真分析了风光接入后的频率响应特性；针对外送直流故障后含风光火的送端电网出现的高频问题，分析了既有的高频切机方案不适应大规模风光接入的问题所在，按最优切机目标函数及相关约束条件对原始切机方案进行改进，并提出了“首轮切风光后续轮切火电”的高频切机方案，结合多种典型运行方式进行了仿真校核，验证了所提高频切机改进方案的适应性。

1　电力系统动态频率响应特性

1.1系统频率特性的影响因素分析

当电网受到有功扰动时，若整个系统以同一频率波动到另一稳定或失稳状态，则可用单机模型来分析此系统的频率动态过程，其等值系统框图如图1所示[8]。

图1　单机等值系统框图

当功率过剩时，系统方程为

(1)

式中：ΔP为功率过剩量；ΔPL、ΔPG分别为负荷、发电机因频率变化而产生的有功变化量;kL、kG分别为负荷、发电机频率调节效应系数;TG为发电机惯性时间常数;Ts为系统整体惯性时间常数。

频率响应方程可由式(2)表示：

(2)

由式(1)、(2)可以看出，系统的频率动态变化过程主要决定于电网的功率过剩量、负荷的频率特性及系统内所有发电机的惯性时间常数。频率初始变化率与功率过剩量成正比，与系统整体惯性时间常数成反比。稳态频率偏差由功率过剩量和功率调节效应系数决定。

1.2常规电源的频率响应特性

多机系统中发电机i的动态频率特性方程如下式(3)所示：

(3)

式中：Pmi、Pei为发电机i的机械功率、电磁功率；Ji为发电机i的转动惯量；ω0为额定转速。

当系统出现功率过剩扰动时，各火电机组的电磁功率将迅速响应负荷的变化，有

(4)

而机械功率受转动惯量的限制，不能突变，电磁功率与机械功率的不平衡将引起发电机角速度的增加，进而引起系统频率升高。当角速度的变化量达到限定值时，将触发调速器动作，并按机组特性进一步降低有功出力，最后按照系统的综合调速特性决定系统的频率和各发电机组的出力。

1.3风光电源的频率响应特性

本文风电场均配置双馈风力发电机组，其定、转子绕组电流频率关系如下[9]：

(5)

式中：f1是定子电流频率;p是发电机极对数;n为转子转速;f2为转子电流频率。

当风速变化引起发电机转速发生改变时，可通过对f2的调节，保证f1的恒定输出，实现变速恒频运行[10]。

光伏发电系统结构与风电类似，太阳光照在光伏电池板上产生电流，经集中式逆变器逆变成交流电后通过升压变接入电网。通常对变频器施加一定的控制策略，使风电机组或光伏电池始终工作在最大功率点附近，以提高风光电源的工作效率，即最大功率跟踪运行状态，此时转子转速只与风力大小或光照强度有关，与电网频率解耦[11]。

虽然采用模拟同步发电机技术的风光电源运行方式已有了一定的研究基础，但实际系统中风光电源受各方面条件限制，多处于传统的变速恒频和最大功率跟踪运行状态，本文暂不考虑额外的附加控制功能。因此，当电网出现有功扰动时，风光电源仍然遵循最大功率跟踪控制指令向电网输送功率，不能响应系统负荷的变化，不具有类似于常规机组的调速功能，对系统惯量无贡献。

2　实际系统的计算与分析

2.1系统概况

我国西部地区某省级电网地理接线示意图如图2所示，计算工具采用PSD-BPA潮流和暂态稳定计算程序。

图2　目标年西部某省级电网结构图

目标年该省火电总装机容量约为30 000MW，负荷约为14 700MW。风光总装机容量约为12 000MW，集中接入于SZS、WZ、YC、ZW和GY地区。YS和TZ为两条省际外送直流，分别外送4 000MW和8 000MW，交流通道经SD、BY、JY、XF、PL站与西北主网相连。其中，直流采用定功率控制，风电场采用定功率因数控制。本文分析中，暂不计负荷的动态频率特性，并假设典型方式下该省与西北主网交流功率交换为0，且风电和光伏机组的故障穿越能力较强，不存在因扰动主动脱网的情况。

2.2直流闭锁下含规模化风光火电源送端电网高频特性

仿真TZ直流于0.2s发生故障，停止功率外送，同时省级电网与主网交流联络线解列，此时省级电网出现8 000MW的过剩功率。考虑以下3种典型方式(负荷相同)，对故障后该省电网的暂态频率进行仿真，仿真结果如图3和图4所示。

图3　相同故障类型，不同运行方式下的频率对比

图4　运行方式3下，各个类型电源动态响应仿真结果

方式1：风光零发，常规机组大开机，且留有5%备用容量；

方式2：风光大发，常规机组大开机且与方式1相同，常规机组采取均匀减出力的方式为增大的风光出力调峰，由于常规机组均匀减出力调峰，备用容量在方式1的5%基础上进一步增大至44%；

方式3：风光大发，常规机组采取启停方式为增大的风光出力调峰，因此在方式1基础上大开机的常规机组部分关停，直至每个电厂约保留一半开机的较为严重的方式，剩余机组留有5%备用容量。

由公式(4)可知，同步发电机i电磁功率的改变与发电机i的转动惯量Ji成正比，与系统所有发电机的惯量和JΣ成反比，而同步惯量之和与常规机组的开机规模成正比。因此，常规机组开机规模越小，系统惯量越低，相同扰动下由转动惯量决定的某台发电机i的电磁功率改变越大，机械功率与电磁功率之间的不平衡相应增大，导致了转速变化量的增大，加快了频率变化速率。

由图3可以看出，直流故障导致功率外送受阻，交流联络线解列，省级电网功率过剩，导致频率升高。对比方式1和方式3曲线可以看出，风光取代火电，常规机组开机规模变小导致系统惯量降低，频率上升速率加快，暂态最高点变高，稳态频率偏差也更大，出现高频问题的风险加大。

对比方式1和方式2曲线可以看出，如果常规机组开机保持不变，风电在零到最大出力范围内进行波动，常规机组采取均匀增减出力响应风电的波动，风电不同出力状态下省级电网的高频特性具有一致性。

图4所示的风光火出力是以各机组额定出力为基准的标幺值。由图4可以看出，故障发生瞬间，发电机电磁功率迅速减小，而机械功率保持不变，导致系统频率上升。随后，受发电机转动惯量和调速器的影响，机械功率逐渐降低，频率上升速率得到抑制。经过一段时间振荡后，机械功率与电磁功率最终保持平衡，频率恢复稳定，与理论分析相吻合。

而风电、光伏并网线路有功受故障扰动短暂振荡后，迅速恢复至初始值，没有对电网功率不平衡产生惯性响应，与系统频率变化近似解耦。

综上所述，风光接入将对系统高频特性带来以下影响：

① 风光接入后，如果常规机组开机保持不变，风光在零到最大出力范围内进行波动，常规机组采取均匀增减出力响应风电的波动，风光不同出力状态下省级电网的高频特性具有一致性；

② 风光接入后，如果常规机组开机规模变小，导致系统内发电机总的惯量减小，将会使系统调频能力减弱，出现高频问题的风险加大。

3　风光接入后高频切机方案的校核及改进

3.1最优高频切机决策

故障导致省级电网过剩功率比例较高时，采取高频切机方案是减小过剩功率，迅速恢复系统频率稳定的较好方式。

根据《电网运行准则》(DL/T10402007)，系统正常运行状态下，允许的频率偏差为±0.2Hz，而事故状态下频率偏差允许放宽到±0.5Hz。当电网频率达到51.5Hz且持续30s时，汽轮发电机应立即启动机组高频保护切机。因此，本文确定高频切机方案的边界条件是控制频率曲线，最高不超过51.5Hz，同时为避免触发低频减载动作，频率最低不低于49.0Hz，最终稳态恢复频率应在49.5～50.5Hz之间。

① 切机控制约束：Pf+Ph=Pq

② 频率稳定约束：fL≤f∞≤fH式中：Pq为频率稳定约束下所需总切机量；Pf和Ph分别为风光和火电切机量；fH和fL分别为运行规定稳态频率上下限，即50.5Hz和49.5Hz。

本节将结合实例，计及风光接入对电网高频切机的影响，分析最优切机所需的其他附加约束条件，并制定符合目标函数和所有约束条件的最优高频切机方案。

3.2方式1下切机方案

根据2015年运行方式报告，该省电网既有高频切机方案如表1所示[12]。

表1　西北某省电网2015年高频切机方案

将省级电网与西北主网交流线路解列，仿真0.2s发生各种典型直流故障，对该省级电网既有高频切机方案的适应性进行分析，方式1配置表1切机方案后，仿真结果如表2所示。

表2　方式1下2015年切机方案校核结果

由表2可以看出，发生故障4时高频切机动作后稳态频率为50.61Hz，高于50.5Hz，该方案不满足要求，需要对2015年高频切机方案进行改进。

由于不同的直流故障类型使电网产生了不同的功率过剩，引起省级电网不同的频率变化，难以合理分配每轮切机量。文献[14]指出适当加大第一轮的切机量有利于减小频率波动，抑制频率上升速率，因此，在发生故障4时，优先选择逐渐增大第一轮切机量，使得f∞≤50.5Hz，同时需满足目标函数Pq最小，仿真得第一轮临界最小切机量为4 500MW，则方式1下该省2016年改进高频切机方案如表3所示。

表3　西北某省电网2016年改进高频切机方案

校核表3方案在所有故障类型下的适应性，仿真结果如表4所示。

由表4可以看出，该省级电网配置表3改进高频切机方案后，各故障下的暂态频率最高值、最低值和稳态频率均满足系统稳定运行要求。因此，无风光接入时，采用3.1节所提约束即能决策出最优高频切机方案。

3.3方式2下切机方案

为校核风光接入后改进高频切机方案的适应性，在方式2下配置表3方案，仿真发生最严重故障，即YS和TZ同时发生双极故障，电网功率过剩12 000MW时的频率特性，如图5所示。

表4　方式1下2016年改进切机方案校核结果

图5　YS+TZ双极故障，高频切机动作后频率偏差曲线

由图5可以看出，风光接入下配置表3方案后，暂态频率最高值为51.22Hz，稳态频率为50.68Hz，不满足要求。

风光接入后，方式2下常规机组采用压出力方式调峰，若要切除相同容量的火电，则需切除的机组数量增多，常规机组总惯量减小，而风光机组不具有惯性响应能力，导致系统总惯量的减小，系统频率调节能力减弱。因此，只考虑常规机组的高频切机方案不能适应大规模的风光接入，需进行进一步改进。

文献[15]运用改进支路暂态能量函数法分析了DFIG和常规机组切机效果的差异性，指出切除常规机组有利于消除暂态加速能量，而切除风电则有利于维持系统阻尼比，因此，须考虑风电与火电机组的切机配合。文献[16]也指出若单独切风电，虽有利于系统电压恢复，但有可能导致火电机组功角失稳；若采取风火联合切机方案，可显著降低系统恢复稳定所需切机量，且电压、功角恢复效果也比较好。因此，应附加系统暂态稳定约束，考虑风电与火电的共同切机，以改善系统的恢复特性。

同时，在整定计及风电接入的最优高频切机方案时，还应考虑切机和并网的经济性约束。调研得知，风电切机具体过程如下：①受高频切机指令断开风电场并网出线断路器；②风电场功率外送受限，刹车系统启动；③桨距角调节启动，直至不再接受风力。再并网的具体过程为：①闭合风电场并网出线断路器，建立母线电压，保证无功补偿在运。②调节桨距角，达到额定并网风速，风机控制柜控制各风电机并网，实现功率传输。光伏电站切机和并网过程与风电类似。

火电切机步骤为：①受高频切机指令断开指定发电机并网线路断路器；②火电机组功率外送受限，机组超速保护动作；③调节励磁，转为厂用电运行。再并网的具体过程为：①加励磁，验证同期；②同期投入并网断路器，并网。

因此，对比机组并网、切除的过程，可以看出风光切除、并网较常规火电机组更简单经济。由上文分析可知，优先切除对系统频率没有惯性响应的风光机组，将有利于维持原系统的惯量，保持系统的调频能力，因此，综合切机控制约束、频率稳定约束，以及附加的系统暂态稳定约束和切机并网的经济性约束，本文提出“首轮切风光后续轮切火电”的改进建议，切机量和动作值不变，则方式2下2016年改进切机方案如表5所示。

表5　方式2下2016年改进切机方案

再次校核此方案在方式2所有故障类型下的适应性，仿真结果如表6所示。

由表6可以看出，仿真结果均满足系统稳定运行要求，即表5改进方案在方式2下可行。

对比表4和表6可以看出，方式1和方式2发生相同故障类型时，方式2切机后的稳态频率值均低于方式1，即采用“首轮切风光后续轮切火电”的改进方案后，电网具有更好的频率恢复特性。

表6　方式2下2016年改进切机方案校核结果

3.4方式3下切机方案

首先，仿真方式3下配置表3切机方案，YS和TZ同时发生双极故障，该省750kV母线电压和剩余火电机组的功角曲线如图6、图7所示。

图6　表3方案下的750kV母线电压

图7　表3方案下的火电机组功角

结合图3频率曲线可以看出，故障后无切机措施下，虽然暂态频率上升速度较快、稳态频率偏差较大，但此时系统有足够的阻尼比，电网电压稳定，功角稳定，电网只存在频率问题。而一旦此时优先切除大量常规机组，会导致风电穿透率过大，系统阻尼比过低，电网恢复过程振荡明显，应考虑适当切除部分风电机组以减小剩余电网的风电穿透率，维持系统阻尼比，改善系统的恢复特性。

仿真方式3下配置表5“首轮切风光后续切火电”的改进方案，发生相同的YS和TZ双极故障，系统母线频率偏差、750kV母线电压和剩余机组功角曲线如图8～图10所示。

图8　表5方案下的母线频率偏差

图9　表5方案下的750kV母线正序电压

图10　表5方案下的火电机组功角

由图8～图10可以看出，该切机方案下系统频率、母线电压、发电机功角均稳定，满足系统稳定运行要求。校核表5切机方案在其它故障类型下的适用性，仿真结果如表7所示。

仿真结果均满足系统稳定运行要求，表5“首轮切风光后续切火电”的改进方案在方式3下可行。

表7　方式3下配置表5切机方案校核

综上所述，本文所提“首轮切风光后续切火电”的改进高频切机方案适用于该省级电网风光火打捆高压直流外送典型输电模式。

4　结　语

① 风光接入后，如果常规机组开机保持不变，风光在零到最大出力范围内进行波动，常规机组采取均匀增减出力响应风光的波动，风光不同出力状态下省级电网的高频特性具有一致性；风光接入后，如果常规机组开机规模变小，导致系统内发电机总的惯量减小，将会使系统调频能力减弱，出现高频问题的风险加大。

② 基于我国西部某省级电网风光火打捆高压直流外送典型运行方式，针对外送通道故障出现的高频问题，对于风光零发的方式，提出了考虑切机控制约束和频率稳定约束的最优切机决策，对原始切机方案进行改进；对于风光大发的方式，附加系统暂态稳定约束和切机并网经济性约束，提出“首轮切风光后续轮切火电”的改进高频切机方案，结合多种典型运行方式进行了仿真校核，验证了所提改进方案的适应性。

③ 对于有风光并网的电力系统，须考虑风光和火电切机效果的不同，本文改进思路和配置方案对同类送端电网高频切机方案的配置具有一定的参考价值。

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(责任编辑：林海文)

Adaption Studies on High-frequency Generator-tripping Strategy for Sending System of Wind-PV-thermal-bundled Power Transmitted by HVDC

CHEN Yun1,CHEN Dezhi2,MA Shiying2,WANG Yi1,SONG Yunting2,GAO Feng3,YANG Dingqian4

(1.State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources,North China Electric Power University,Baoding 071003,China;2.China Electric Power Research Institute,Beijing 100192,China;3.Ningxia Electric Power Research Institute,Yinchuan 750002,China;4.Xinjiang Electric Power Scientific Research Institute,Urumqi 830000,China)

针对风光火打捆高压直流外送下送端电网的高频问题，分析了既有高频切机方案的适应性，并提出了改进方案。首先，理论分析了不同类型电源的动态频率特性；其次，基于我国西部某省级电网，提出了用于高频切机方案适应性分析的多种典型方式，并仿真对比了不同运行方式下，含风光火的省级送端电网与西北主网解列后的频率特性变化；最后，分析了既有的高频切机方案不适应大规模风光接入的问题所在，对原始高频切机方案进行了改进，提出了“首轮切风光后续轮切火电”的高频切机方案，结合多种典型运行方式进行了仿真校核，验证所提改进方案的适应性。

风光火打捆；送端电网；直流闭锁；频率特性；高频切机

On the high-frequency issue for sending system of wind-PV-thermal-bundled power transmitted by HVDC,the adaptability of existing high-frequency generator tripping strategy is analyzed,and then the improvement strategy is proposed.Firstly,the impacts of wind and PV power integration on system dynamic frequency characteristics are analyzed theoretically.Secondly,based on a provincial grid in the west of China,a variety of typical operation modes are presented to study the adaptability of existing high-frequency generator tripping strategy.Furthermore,some simulation comparisons on the provincial frequency characteristics after system separation are made under different operation modes.Finally,the reason that the existing strategy is not adaptive to power system integrated with large-scale wind power and photovoltaic is analyzed.Meanwhile,the improvement strategy of “first round to trip wind and PV power,and the follow-up rounds to trip thermal power” is proposed.The effectiveness of the proposed strategy under different typical operation modes is verified,and its adaptability is proved.

wind-PV-thermal-bundled power; sending system; DC block fault; frequency characteristics; high-frequency generator tripping strategy

1007-2322(2016)04-0087-08

A

TM72

国家电网公司大电网重大专项资助项目课题(SGCC-MPLG001-2012)；国家电网公司科技项目(XT71-14-040)；国网宁夏电力公司科技项目(XTB11201402108)

2015-06-06

陈赟(1990-)，女，硕士研究生，研究方向为电力系统分析、安全与控制,E-mail：ncepu.chen@foxmail.com；

陈得治(1974-)，男，博士，高级工程师，研究方向为新能源并网及大电网安全稳定分析，E-mail：chendz@epri.sgcc.com.cn；

马世英(1969-)，男，博士，高级工程师，主要从事电力系统仿真分析、电压稳定及无功控制技术、源网协调控制技术等方面的研究，E-mail：mashiy@epri.sgcccom.cn；

王毅(1977-)，男，博士，副教授，研究方向为风力发电控制技术、电力电子在电力系统中的应用，E-mail：yi.wang@ncepu.edu.cn；

宋云亭(1972-)，男，博士，高级工程师，主要研究方向：电力系统规划与可靠性、电力系统分析与控制，E-mail：syt@epri.sgcc.com.cn；

高峰(1982-)，男，工程师，从事电力系统仿真与分析研究，E-mail：botong9999@126.com；

杨定乾(1990-)，男，本科，助理工程师，从事电力系统在线监测的研究工作,E-mail：qianmeng3448@qq.com。