原文发表在《电力系统自动化》2017年第41卷第7期，欢迎品读。
温馨提醒: 进入《电力系统自动化》微信号首页, 点击右下角“微文微站”, 可分类搜索、阅读历史好文。
李兆伟, 吴雪莲, 庄侃沁, 等. “9·19”锦苏直流双极闭锁事故华东电网频率特性分析及思考 [J]. 电力系统自动化, 2017, 41(7): 149-155. DOI: 10.7500/ AEPS20160910002.
LI Zhaowei, WU Xuelian, ZHUANG Kanqin, et al. Analysis and Reflection on Frequency Characteristics of East China Grid After Bipolar Locking of “9·19” Jinping-Sunan DC Transmission Line [J]. Automation of Electric Power Systems, 2017, 41(7): 149-155. DOI: 10.7500/ AEPS20160910002.
“9·19”锦苏直流双极闭锁事故华东电网频率特性分析及思考
DOI: 10.7500/AEPS20160910002
李兆伟，吴雪莲，庄侃沁，王亮，缪源诚，李碧君
1
研究背景
2015年9月19日21：58：02，锦苏特高压直流发生双极闭锁，故障前，落地华东电网的直流输电功率总量约为25700MW，其中锦苏直流落地功率约为4900MW，系统频率为49.97Hz，华东电网负荷为138GW，开机168GW，旋转备用约为52GW。故障发生后，华东电网出现较大功率缺额，12s后全网频率最低跌至49.56Hz，经电网动态区域控制偏差（ACE）动作以及华东网调的紧急调度，约240s后频率恢复至50Hz。
图1 华东电网“919”锦苏直流双极闭锁后系统频率响应曲线
计算表明，本次事故中华东电网损失发电约3.55%，即造成了约0.41Hz的频率跌落，系统频率稳定特性弱于之前的经验认识。按照“十三五”规划，未来两年内华东电网还将建设投运晋北-南京、锡盟-泰州、准东-皖南三回特高压直流，电网面临大容量功率缺额风险加大，如此巨量的直流接入背景下准确把握华东电网的频率稳定特性刻不容缓。
而经时域仿真分析，现有调度采用的仿真模型参数不能完全复现事故后频率特性。因此，需要深入分析影响系统频率仿真特性的关键因素，基于实测故障录波数据提出满足系统频率仿真要求的模型参数，提高电网频率仿真精度。
2
关键影响因素分析
电力系统频率反映了系统中有功功率的平衡情况。系统在遭受大功率缺额冲击后，决定系统暂态频率响应特性的因素主要包括系统负荷特性和一次调频性能。
一次调频限幅和调差系数都是影响电网频率响应特性的关键因素，二者同时影响着大容量不平衡功率冲击下系统频率的最大偏差及恢复水平。随着一次调频限幅的增大，系统一次调频容量增加，系统频率调节能力增强；随着调差系数增大，一次调频性能变差，系统频率调节能力减弱。
根据《电网运行准则》规定，火电机组一次调频限幅应不小于机组额定容量的6%，转差率应在4%~5%，。经统计，“9·19”事件中，挂网运行的282台大机组中，一次调频评价合格的仅86台，合格率仅30.5%，机组的平均一次调频性能达不到国标的要求，这也是“9·19”事故中系统频率跌落幅值高于经验值的重要原因。
负荷模型也是影响系统频率响应特性的重要因素。目前电力系统仿真中，负荷模型主要采用静态负荷模型和动态负荷模型两大类。静态负荷的有功负荷频率响应因子和动态负荷的感应电动机比例都对系统频率最大偏差影响较大。
在目前的频率仿真中，一般假定机组蓄热能力足够大，即锅炉主蒸汽压力恒定不变，原动机出力仅与汽门开度成正比。但是实际上，机组蓄热能力总是有一定限度的，特别是在系统大功率缺额时，当机组蓄热逐渐消耗或主蒸汽压力因汽门开度的变化而变化时，导致原动机输出功率不能持续按理想条件增加，机组的一次调频性能也会受到影响，进而会影响系统的频率响应特性。
考虑锅炉主蒸汽压力模型后系统最低频率和稳态频率均会受到较大程度的影响，尤其对稳态恢复频率，由于锅炉蓄热的逐渐减小，受影响更大。历次事故分析表明，在系统一次调频备用紧张时，锅炉蓄热能力的影响更加明显，是影响系统频率特性的重要因素。
直流故障后切滤波器策略要综合考虑电网运行等多方面约束优化制定，“9·19”事故中锦苏直流闭锁后切滤波器组的时间间隔约15s左右，导致直流闭锁后一段时间内电压持续高于故障前水平，从负荷的电压特性可知，系统中的等效负荷有所增加，会恶化故障后频率稳定特性。分别考虑锦苏直流故障后间隔15s切一组滤波器、间隔0.3s切一组滤波器、不切除滤波器，则滤波器不同切除策略下的系统频率响应对比如图2所示。
图2 滤波器切除方式与频率仿真轨迹关系
由仿真曲线可以看出，切除滤波器策略对系统直流故障后的频率响应特性影响较大，间隔0.3s切除一组滤波器的频率最低值比间隔15s情况下高了将近0.1Hz。这是由于直流换流站滤波器组提供的无功功率一般都较大，不同的切除策略对近区母线电压影响较大，以苏州换流站近区的木渎站母线电压为例，在两种滤波器切除方式下的电压标幺值分别为0.96和1.01，若就地负荷均为恒阻抗负荷，可估算出0.3s间隔情况下的负荷约为15s间隔下负荷的90%。特高压直流落点地区一般是电网的负荷中心，负荷占比大，因此，不同的滤波器切除策略通过对系统负荷的影响，将会对系统频率响应产生较大的影响。
综合以上几种因素，可以发现：机组的一次调频能力是影响直流闭锁等大功率扰动后系统频率最大偏差的主要因素；负荷模型对频率响应也有较大的影响，静态负荷的负荷频率因子是主要因素，在直流闭锁故障下动态负荷的感应电动机比例的影响相对较小；大功率缺额扰动客观上需要机组在故障期间持续供给出力保证系统功率平衡，锅炉蓄热能力是影响一次调频持续作用的重要因素，不能忽视；直流闭锁后的切滤波器策略对近区负荷中心的负荷电压响应特性影响较大，进而会影响系统频率特性，建议在频率仿真中采用实际切除滤波器策略。
3
频率仿真参数辨识
目前电网中PMU布点有限，主要覆盖500kV及以上变电站、220kV及以上发电厂，220kV及以下等级负荷节点的监测较少，准确统计计算由电压变化导致的负荷变化存在困难，本文利用实测的华东500kV厂站电压变化，近似计算电压变化所造成的负荷变化，结合统计的全网电厂在故障期间发电出力变化，估算由频率变化导致的负荷变化，求出华东全网的平均频率负荷因子大致在1.9~2.48，华东现有负荷模型基本可以满足频率仿真需求，且略有保守。考虑到负荷模型影响因素较广，从工程应用实际的角度，在未开展详细的负荷模型专项研究确定新的负荷模型参数前，维持现有模型参数不变。
由于目前华东电网频率仿真采用的是典型调速器模型参数而不是实测模型参数，由于目前还不具备针对每台机组的调速参数进行实测，本文在进行调速器模型参数辨识时不针对单台机组开展，而是对同一种模型的调速器使用相同的参数，在提高工作效率的同时可以保证华东全网的频率特性与实际故障响应相符，需要辨识的参数包括调差系数，一次调频限幅，管道流量系数，汽包蓄热系数，以及管道蓄热系数。
辨识时首先在“9·19”事故中部分大机组的实测参数中选择5组参数作为初始参数集合，利用BPA仿真程序，计算频率仿真结果与实测录波曲线的误差值，同时利用单纯形算法，确定待辨识参数寻优方向，迭代产生新的参数集合，直至满足收敛判据。辨识后的一次调频调差系数为8.5%，调频限幅为3.1%；主蒸汽压力模型的管道流量系数为3.0，汽包蓄热系数为350，管道蓄热系数为10。
参数辨识前后的仿真曲线与“9·19”事故实测曲线结果对比如图3所示。
图3 “9·19”仿真曲线与实测曲线的对比
辨识的参数模型也较好地复现华东电网“10·20”事故中的系统最低频率和恢复频率（2015年10月20日，宾金直流单极闭锁，损失功率3700MW，频率最低跌落0.24Hz），参数有较好的适应性。目前，已成功应用于华东电网方式计算，并支撑了华东电网系统保护频率紧急协调控制系统控制策略制定。
4
结论与建议
“9·19”事故发生以来，华东电网的频率特性引起广泛关注。在电网小负荷运行方式下，大量直流馈入功率替代常规机组，导致系统转动惯量减小，一次调频能力减弱是造成频率稳定特性弱化的主要原因。本文通过对影响华东电网频率响应特性关键因素的分析研究，基于华东电网频率仿真模型现状，通过收集故障录波曲线，对华东电网负荷频率响应因子，机组的一次调频限幅、调差系数，以及锅炉主蒸汽压力模型相关参数进行辨识，成功复现“9·19”事故的频率响应特性，支撑了华东电网频率仿真分析，有如下结论与建议：
1）锅炉主蒸汽压力模型对系统的频率响应有较大影响，尤其是电网出现大功率缺额后，锅炉蓄热能力有限往往影响发电机一次调频能力的发挥，会恶化系统频率稳定特性，在以往的频率仿真分析中鲜有考虑，建议后续仿真分析中予以加强。
2）机组实测功率曲线及仿真拟合都表明，“9·19”事故中的频率响应特性与机组一次调频达不到电网运行要求有很大关系，建议一方面加强发电机调速器/原动机涉网模型参数实测，在频率仿真分析中逐步采用实测调速器模型参数；另一方面加强并网机组一次调频能力监管，完善机组一次调频性能考核机制，特别是大频差扰动下的机组一次调频性能，积极探索有效管理手段保证入网机组的一次调频性能。
3）负荷模型参数是影响系统频率响应特性的重要因素，但严格来说负荷的电压特性及频率特性都会对系统的频率响应造成重大影响，“9·19”事故实测数据统计结果显示当前的负荷模型基本可以满足电网频率仿真分析的需求。但考虑到随着电网的发展，未来华东电网的电压稳定特性也将有较大变化，进而对系统的频率响应也会造成较大影响，建议下一阶段从静态和动态负荷模型的比例、参数等方面，开展华东电网负荷模型深化研究，提高电网仿真模型的精确度。
4）基于实测曲线拟合电网仿真模型参数是一个复杂的多解问题，本文基于华东电网负荷模型参数保持不变的前提下，通过辨识调速器参数较好拟合了华东电网“9·19”和“10·20”系统频率响应。在负荷建模和调速器建模专项研究完成之前，基于PMU实测录波曲线拟合的模型参数可作为华东电网频率仿真分析的过渡措施，但仍需结合电网的功率扰动事件滚动校核更新。
5）随着馈入华东电网的直流输电容量越来越大，电网面临大容量功率缺失的风险不断增加，系统频率安全稳定形势日趋严峻，亟需加强电网三道防线建设。一方面通过预防控制，合理安排电网运行方式，尤其是电网小负荷方式下，建议统筹优化安排多回特高压直流输送功率水平；另一方面，提高电网紧急控制水平，充分发挥电网各种可控资源，在保障电网安全稳定的前提下减小电网负荷损失风险；另外，提升电网第三道防线适应性，优化低频减载各轮次动作定值及切负荷比例，满足电网各种可能运行方式的控制要求，保障华东电网安全稳定运行。
轻点蓝字, 查看相关微文
【精彩论文推荐】中国电力科学研究院 许丹等：应对大规模功率缺失的区域电网日内发电计划优化调整方法
李兆伟，硕士，国电南瑞科技股份有限公司工程师。主要研究方向：电力系统安全稳定分析与控制。
吴雪莲，硕士，国电南瑞科技股份有限公司助理工程师。主要研究方向：电力系统安全稳定分析与控制。
庄侃沁，硕士，国家电网公司华东分部高级工程师。主要研究方向：电力系统稳定分析。
国电南瑞稳定分公司电网分析及咨询事业部以国内网省级电力调控中心为主要目标客户，产品应用于电网运行方式安排、控制策略制定、控制方案设计、事故分析等电网分析与控制领域，以及适应特高压交直流电网、新能源并网和电网智能化发展的稳定控制新技术等领域，在电力系统安全稳定量化分析、二三道防线策略优化、电网风险评估和优化控制等领域处于国际领先地位。
联系客服
