直流闭锁故障下安徽电网机组一次调频性能分析

李端超，梁 肖，施 壮，黄少雄，高卫恒，马 宇

(1.安徽电力调度控制中心，安徽 合肥 230022；2.国网安徽省电力公司电力科学研究院，安徽 合肥 230601；3.合肥工业大学计算机与信息学院，安徽 合肥 230009)

0 引言

近年来，安徽电网“大电网、大电源”的特征日趋明显[1]。电网频率是电力系统的主要控制参数之一[2]。近几年的电网数据显示，特高压直流闭锁故障极易引发电网频率波动。

相关试验[3-4]表明，机组一次调频(primary frequency regulation,PFR)可以有效提高系统频率的稳定性。如果发电机组发挥好一次调频性能、缓解频率下降，不仅有效保障电网安全，而且在一定程度上提高了电网的安全裕度，达到网源双赢的目的[5]。卫鹏[6]、陈龙[7]、华文[8]等仅通过仿真分析了特高压直流闭锁事故对电网频率的冲击。

本文实际分析了某两次宾金直流极闭锁故障对安徽电网频率的影响，研究了电网机组的一次调频情况，并结合BPA仿真分析了影响电网频率的几个重要因素，给出了改善机组一次调频性能的建议。

1 特高压直流闭锁后一次调频响应分析

1.1 两次直流闭锁事件

两次直流闭锁频率变化曲线如图1所示。

图1 两次直流闭锁频率变化曲线

电网频率波动基本可以分为三个阶段。

第一阶段，从一次调频时刻开始到频率下跌至最低点。频率迅速下降，一次调频均在3 s内开始响应。在该阶段，电网发电机组将迅速出力且持续增加机组发电功率，阻止频率进一步下降。两次频率故障均未导致频率降至49 Hz，低频减载未动作。

第二阶段，从曲线的最低点到曲线的第一个极大值点。由于第一阶段机组出力，在第二阶段，其一次调频作用开始显现，系统频率迅速恢复并趋于稳定。

第三阶段，从第二阶段末到调频结束时刻，频率变化曲线趋于稳定。

频率变化情况如表1所示。表1中：t为频率下跌到最低点的时间。

表1 频率变化情况

1.2 安徽电网发电机组一次调频情况分析

机组的一次调频性能对电网大功率扰动后频率下降的幅值以及恢复过程的影响很大[9]。现分析在“8·28”、“8·29”两次宾金直流闭锁事件中，安徽电网发电机组一次调频情况。

在“8·28”事件中，安徽电网共有56台火电机组参与一次调频，总容量为29 613 MW。在一次调频响应达到15 s时，总出力为387.8184 MW。在“8·29”事件中，共有50台机组参与一次调频，总容量为26 288 MW。在一次调频响应达到15 s时，总出力为145.92 MW。

分析相量测量单元(phasor measurement unit,PMU)获取的资料可知，在频率偏差超过调频死区时，安徽电网发电机组都能在3 s内开始响应。在两次宾金直流发生闭锁故障后15 s时，安徽电网一次调频最大响应增加的理论值是31 600×6%×75%=1 422 MW。计算在“8·28”和“8·28”这两次事件中，发电机组实际总出力值占理论总出力值的百分比分别为27.3%、10.3%，与标准要求的75%相差较大。计算火电机组调差系数R：

(1)

式中:ΔPG为发电机组功率变化值。

调差系数的大小对维持系统频率的稳定影响很大。查阅PMU统计的数据可知，安徽电网的一部分机组的调差系数与标准要求的4%～6%相差较大，低至-27.0%，高达21.5%。调差系数过大会导致调频性能不足，调差系数过小会导致电网频率稳定性差。在这两次事件中，各类型机组的一次调频情况如表2所示。

表2 一次调频情况

分析比较表2可知，安徽电网以300～400 MW机组、600～700 MW机组类型居多，并且一次调频情况相对良好，在一定程度上保证了安徽电网发电机组的整体一次调频性能。1 000 MW机组合格率低，一次调频效果差。查阅当天数据可知，1 000 MW机组出力初值低且后续出力不足导致机组合格率低，一次调频效果差。部分机组满负荷运行，机组的一次调频裕度不足，不能有效发挥机组的一次调频作用。

不同类型的火电机组调频性能存在差异；同类型的火电机组在不同的功率缺额幅度下，其调频性能也不同。频率调节效应系数KL可表示为：

(2)

式中：ΔP为一次调频机组发电功率变化量。

通过式(2)计算这2天的负荷频率调节效应系数，分别为40 999 MW/Hz、43 478 MW/Hz。系统的有功功率增加得越多，频率恢复得就越快。

表1中的数据也正好说明了这点。在近似10 s内，频率的恢复值在“8·28”事件中比“8·29”事件中高了0.020 3 Hz。

火电机组通过一次调频增加调速器转速，提高输出功率，进而提高系统频率。安徽电网发电机组在这两次事件中的一次调频性能存在较大差异，同样会导致电网频率的恢复存在差异。

针对安徽电网发电机组一次调频不理想的原因，提出以下措施。

①优化参数。

大容量机组调差系数和调频死区设置会对电网频率特性产生重要影响。优化时，不仅要注重对这2个参数的优化，还应考虑机组转速偏差放大倍数、响应时间、限幅等参数的优化与调整。

②改善大容量机组一次调频性能。

相对于小容量机组，大容量机组对功率变化的调整有更大的幅度。对于这些大容量机组，在响应一次调频期间的出力极值已接近或超过额定功率。因此，可通过预留机组的出力裕度，来提升机组的一次调频性能。

③研究新的一次调频评价方法。

不同的机组在一次调频考核期间的出力情况是不同的。考虑加入对15 s、30 s、60 s的电量贡献指数考核，而不是只考核60 s的电量贡献指数；同时，辅以积极有效的补偿制度，以鼓励更多的机组参与一次调频。

④合理分配机组。

调度员可根据机组的一次调频性能，来分配机组的出力；给一次调频性能优秀的机组分配更高的电量贡献值，来弥补性能较差机组的低电力贡献值。在性能较差的机组整改完成之前，采取此措施来提升整体机组的一次调频性能。

2 仿真分析

2.1 一次调频作用仿真分析

采用电力系统BPA软件进行仿真，模拟一次调频的投运对安徽电网频率变化的影响。设置电网功率缺额为2 000 MW，投运前后的一次调频频率变化曲线如图2所示。

图2 一次调频频率变化曲线

由图2可知，在没有一次调频时，电网频率呈直线下跌趋势，对电网的安全稳定产生了极大的影响；而在一次调频的作用下，电网频率从19.6 s开始稳步回升，并于60 s时趋于稳定。由此可证明一次调频对于保障频率的稳定性至关重要。

2.2 机组总容量对电网频率变化的影响

为了得到参与一次调频的电网机组总容量对频率变化的影响，一是需要相同的电网功率缺额幅度，二是采用不同的电网发电机组开机方式。开机方式采取正常开机和全开机两种方式。其中：电网发电机组的正常开机即为0.6开机方式，代表参与一次调频的机组有60%正常运行；全开机则为所有参与一次调频的机组都正常运行。本次仿真分为以下2个步骤。

①在电网功率缺额2 000 MW的情况下，仿真电网发电机组0.6开机与全开机方式对安徽电网频率的影响。

②在电网功率缺额4 000 MW的情况下，仿真电网发电机组0.6开机与全开机方式对安徽电网频率的影响。安徽电网功率缺额频率变化曲线如图3所示。

由图3可知，在电网功率缺额4 000 MW的情况下，正常开机时电网频率下跌至最低点的时间为35.5 s，下跌值为0.17 Hz，而后回升至最高点的用时为38.2 s。而全开机方式电网频率下跌至最低点的时间为24.4 s，下跌值为0.10 Hz，而后回升至最高点的用时为20.4 s。

图3 功率缺额频率变化曲线

无论是频率下跌幅度，还是电网恢复稳定速度，全开机方式都比正常开机方式表现优秀，一次调频效果也更为显著。也就是说，在同等电网功率缺额幅度下，参与一次调频的机组总容量越高，电网频率的稳定性越强。

2.3 电网功率缺额幅度对频率变化的影响

控制电网输送功率的缺额幅度。在保证其他参数设置相同的前提下，将电网的输送功率减少2 000 MW和4 000 MW，并仿真其频率变化情况，如图4所示。

图4 功率缺额幅度与电网频率关系曲线

功率缺额幅度不同，频率下跌至最低点的时间各不相同。因此，在一次调频的作用下，曲线到达极大值点的时间各不相同。在20 s、40 s、60 s时，功率缺额与频率变化如表3所示。

表3 功率缺额与频率变化关系

3 结束语

特高压线路发生闭锁故障时会导致频率下降，对系统运行极为不利，甚至会造成“频率崩溃”、“电压崩溃”等严重后果，对电网运行构成了严重威胁[9-10]。机组的一次调频对于保障电网频率的稳定起到了至关重要的作用。本文分析了安徽电网在特高压直流闭锁故障下的频率特性；通过仿真试验，研究功率缺额幅度、机组一次调频性能以及电网一次调频机组容量对电网频率恢复的影响；针对安徽电网发电机组一次调频不理想的原因，提出了一些改进建议。针对特高压电网频率特性，进行安徽电网机组一次调频性能及优化策略的研究，将有效提高安徽电网运行的安全性和稳定性。