關于中國電網自適應低頻減載方案的思考

0挑戰同步互聯的新標準目前，我國各地區電網低頻降低負荷方案主要參照l12二十三路楊電氣系統關于自動低頻降低負荷的規定。頒布于20年前。隨著經濟的發展和社會的進步，電網結構和負荷類型發生了很大變化[1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14]。該基準不能滿足當前和未來電網開發的需求。按照特高壓電網發展規劃,未來國內將形成華北—華中—華東跨區同步互聯電網,將覆蓋13個省(自治區)和4個直轄市,是世界上最大的同步互聯電網。屆時中國電網將呈現以1000kV電網為主干網、500kV電網分層分區運行的格局,這一前所未有的運行模式,也對未來國內低頻減載方案制定提出了新的要求。鑒于此,本文將對文獻在電網發展適應性方面提出相應的修改建議,對國內低頻減載方案制定所涉及的若干問題進行探討。1大網絡采用統一規劃和低頻降低方案1.1低頻減載方案不統一1996年前美國西部電力協調委員會(WECC)電力系統內部各電網采用的都是針對本地區孤網運行的低頻減載方案,沒有針對其聯網形式采用統一的低頻減載方案。1996年7月2日大停電中,當全網頻率出現嚴重下降時,由于落基山(TheRockyMountain)區域電網低頻減載首輪設定值59.3Hz高于西南部沙漠(TheDesertSouthwest)地區低頻減載首輪設定值59.1Hz,導致落基山地區大量負荷被誤切除,負荷損失引起系統潮流大范圍轉移又導致事故進一步惡化,這一事故后WECC并沒有吸取教訓對其低頻減載方案進行調整,1996年8月10日大停電時由于低頻減載方案的不協調誤切負荷事故再次發生。2次大停電后WECC成立了專門的工作組對其電網低頻減載方案進行研究,并于2005年提交了最終報告。報告指出:跨大區聯網中的各區域電網均應采用統一的低頻減載方案,WECC所屬電網必須采取統一的低頻減載方案。當系統發生有功缺額后電網頻率不是均一變化的,其暫態過程隨空間分布,原因是機組間的振蕩和功率重新分配過程中有功變化引起系統電壓變化,導致負荷功率變化,一般距擾動點越近其頻率變化過程就越劇烈(與電網結構有關),即在低頻減載方案統一的情況下,系統出現有功缺額后其頻率尚有較大的地區差別,在低頻減載方案不統一情況下勢必由于負荷誤切除對電網造成更大的沖擊。目前國內特高壓跨大區聯網運行還處于初期階段,各大區電網仍按照聯網前運行時的低頻減載方案運行,且華北、華中、華東各電網低頻減載方案差別較大。主要表現在:首輪及后續各輪動作頻率不同,頻率間隔不同;切負荷數量及延時不同,其方案的差異已經大于WECC于1996年前低頻減載方案的差異。因此,很難保證整個聯網系統或事故后可能形成的分片孤立電網在發生大容量功率缺額情況下,能夠合理均勻地減負荷,阻止頻率下降并不發生大的潮流波動,防止發生頻率崩潰事故。大區互聯電網首先應采用統一的低頻減載方案,另一方面,隨著國內電磁環網的解環,部分小地區電網故障后孤網運行的概率也相應增大了,同時由于運行方式的不同,孤網后功率缺額的差異也可能較大,因此,各區域電網應在滿足統一減載方案的前提下,根據本地區電網可能孤網運行的具體情況對其低頻減載方案進行適當調整。文獻對大區聯網后各區域電網低頻減載方案的統一沒有提出專門的要求,從電網發展角度出發,為了保證當整體或事故后可能形成的分片孤立電網發生大容量功率缺額情況下,能合理均勻減負荷,阻止頻率下降并且不發生大的潮流波動,防止發生頻率崩潰事故,同步聯網狀態下的各電網應采用統一協調的低頻減負荷方案,對局部事故后可能出現嚴重功率缺額或功率過剩的孤立電網,可根據情況適當調整,但應不破壞統一方案的總體效果。1.2區域電網聯絡線低頻解列,確保頻率穩定在大區聯網采取統一低頻減載方案的基礎上,低頻減載與聯絡線低頻解列裝置協調配合問題也亟待考慮。國內大區電網聯絡線歷來曾采用的低頻解列定值(49.3Hz～49.5Hz)普遍高于電網低頻減載方案第1輪動作頻率整定值(49.00Hz～49.25Hz)。這一設定的初衷是由于聯網前各區域電網容量較小,且聯絡線交換功率較少,各區域電網基本處于供需平衡的基礎上,因此,各區域電網是按解列后功率缺額能自行平衡考慮設置聯絡線低頻解列定值(區域電網也不愿意由于聯網而其余地區出現有功缺額導致本地區電網低頻減載動作的情況)。隨著電網規模的擴大,目前國內大區電網間聯絡線已不再設置低頻解列裝置。隨著大量超超臨界百萬機組的出現及千萬千瓦級風電基地的建設,聯網方式下損失大型火電廠或風電基地后,系統頻率下降至49.5Hz以下的概率是存在的。一旦大區聯絡線低頻解列值高于低頻減載方案首輪動作頻率整定值,系統將在較高頻率將電網解列,使本應依靠旋轉備用及負荷頻率調節能力下無需切負荷的大電網解列成幾個區域電網,其中發生有功缺額的區域電網由于容量較少將出現嚴重頻率下降現象,極端情況下電網可能發生崩潰。出現有功擾動后,聯網系統內部的各區域電網間雖然可能出現一定的頻率差別,但擾動后系統仍缺乏足夠時間判斷在哪個合適地點切除負荷,因此,聯網系統內部的各區域電網在發生大的有功缺額擾動后都應保證電網的統一,須知既然采用了聯網模式,享受到了聯網的好處,區域電網就必須承擔聯網后保證系統頻率穩定的義務。20世紀末由于國內電網容量較小,為了防止故障波及到其他電網,因此采取了聯絡線解列頻率較高的措施,而截止到2006年,華北—華中電網系統頻率調節系數已經達到2600MW/0.1Hz,這一數值已與歐洲發輸電協調聯盟(UCPTE)電網及美國WECC電網接近,而無論是美國WECC、東北區電力協調委員會(NPCC)、中部美國互聯電力系統(MAIN)電網或是UCPTE電網,其區域電網聯絡線低頻解列設定值均低于其電網低頻減載方案末輪動作頻率整定值。未來華北—華中—華東特高壓同步聯網的規模將更大,其系統頻率調節系數也勢必高于現有國內外電網,因此只要確保華北—華中—華東電網不任意解列,依靠全網旋轉備用及負荷頻率調節能力,即使出現大的有功缺額損失,華北—華中—華東電網仍能保證系統的頻率安全。文獻對大區聯絡線低頻解列與電網低頻減載方案協調沒有提出專門的要求,從電網發展角度出發,有統一低頻減負荷方案的大區電網聯絡線低頻解列設定值應與電網低頻減負荷方案整定值協調,宜先行低頻減負荷,以保證發生功率缺額情況下聯絡線安全運行。2旋轉備用的優化理論上,應采用單機模型設計電網低頻減載方案。但在實際應用中,為了研究電網在有功功率缺額情況下系統頻率動態過程,分析校核各種自動裝置的動作行為、重要聯絡線輸送潮流及重要負荷地區電壓越限情況,各電網一般都會采用電力系統仿真計算程序設計校核低頻減載方案。當發生有功功率缺額時,電力系統頻率下降程度和下降速度主要取決于4個因素:發電功率缺額數量;剩余發電機總轉動慣量;負荷頻率特性;旋轉備用容量。前3個因素屬于系統固有特性,只有旋轉備用容量屬于系統變量,其調出速度一般由機組調速系統決定。但是,由于原動機及調速器固有延時的特性,旋轉備用的調出存在以下幾方面限制:1)發電機出力僅增加到所能提供的旋轉備用的極限。2)汽輪機帶負荷率受汽輪機熱應力限制。開始時可快速承擔大約10%汽輪機額定輸出,緊接著以每分鐘大約2%慢速增加。3)鍋爐快速增加大量負荷的能力是有限的。汽輪機閥門打開時,蒸汽流量的增加會導致壓力下降,需要增加鍋爐燃料輸入以恢復壓力。以上這些限制因素在現有絕大多數電力系統仿真計算程序中并沒有得到體現。國內外大量事故及現場試驗分析表明,電力系統穩定仿真計算中得到的頻率響應和現場事故記錄往往有較大差別(仿真計算最低頻率高于實際系統最低頻率,仿真計算頻率恢復速度快于實際系統頻率恢復速度),目前看來主要原因是由于仿真中采用的調速系統模型和參數不準確造成的。2000年—2001年WECC就此問題分別進行了3次機組跳開試驗,發現本應100%機組反應的故障只有40%的機組按要求調出了旋轉備用,WECC依托現場數據采集與監視控制(SCADA)數據,提出了新的火電廠調速系統模型,2001年8月1日科爾斯特里普(Colstrip)機組、2002年6月3日迪亞伯洛(Diablo)機組及2002年6月6日太平洋直流聯絡線(PDCI)直流閉鎖故障中這一新模型的準確性得到了驗證,WECC建議其所屬容量超過150MW的火電廠全部采用這一新模型。目前國內仿真計算中采用的調速系統模型大多類似IEEEG1,即WECC原先采用的1973年IEEE推薦的典型模型。由于沒有考慮鍋爐的影響,采用這一模型進行頻率仿真將導致計算結果樂觀。文獻推薦采用單機帶集中負荷的最簡單模型計算系統平均頻率的動態變化過程,從仿真準確性出發,如果電網采用電力系統仿真計算程序制定低頻減載方案,在缺乏現場實測數據的情況下,為模擬嚴重情況可考慮將調速系統死區或調差系數改大。3風電場低頻保護退出問題隨著風電裝機容量的迅速增加,風電場接入電網后的運行和控制問題成為電網運行調度部門亟待解決的課題。風電場裝機容量較小時,風電接入對主網的影響幾乎可忽略,若風電裝機在電網中所占比例較大,由于風電功率與風速3次方近似成正比,當風速快速變化時,并網風電機組的輸出功率也隨之變化。大規模風電接入除了對電網安全穩定造成影響外,將對電網低頻減載方案制定帶來影響。目前規劃建設的大部分風電機組類型為雙饋變速或直驅風電機組。其機械功率與系統電磁功率解耦,一方面風機無法對系統頻率有效響應,另一方面風機旋轉動能無法提高電網慣量。在電網發生有功缺額時,電網慣量越低,系統頻率降低就越快,而大量雙饋變速風電機組接入電網后,必然替代部分常規同步機組,使整個系統慣量降低。根據風電場接入電網技術規定:要求風電機組在頻率49.0Hz～49.5Hz時至少運行10min,也就是說,當系統頻率低于49.0Hz時,風電機組很有可能立刻退出運行。可見風電機組大規模接入電網后,一方面由于風電機組的易失去性,短路故障引起的沖擊可能引起風電機組低壓保護動作,使系統出現有功缺額,甚至導致低頻減載動作切負荷;另一方面當系統損失大電源,頻率下降至49.0Hz以下低頻減載裝置切負荷試圖恢復系統頻率時,風電機組可能會由于低頻保護退出導致系統更大的功率缺額,如果風電機組容量占系統有功出力的比例較大,風電機組的突然退出將加劇系統頻率下降的趨勢,一旦系統頻率降至火電機組低頻保護定值,電網將面臨頻率崩潰的危險。由于制定時間較早,文獻沒有針對大規模風電接入電網提出相關要求,從電網穩定性出發,大規模風電接入的電網其風電低頻保護必須與電網低頻減載方案相協調,大規模風電機組接入電網后,當電網故障或風速異常導致系統頻率異常時,風電機組應具有限制出力的能力及調頻能力,且風電機組低頻跳閘定值不應高于低頻減負荷第1輪定值。4自適應低頻減載切負荷特性的影響自適應低頻減載主要是利用系統頻率變化率dω/dt啟動低頻減負荷裝置,即在系統有功功率缺額較大時加速切負荷,進而盡早抑制頻率快速下降,防止出現頻率不穩定而造成的破壞事故。國外很多文獻對自適應低頻減載進行了研究,并提出了采用自適應低頻減載取代傳統低頻減載方案的觀點,筆者認為這種觀點是值得商榷的。下面是自適應低頻減載方案的理論依據。發電機搖擺方程可表示為:式中:M為系統慣性常數;Tm為發電機機械轉矩;Te為發電機電磁轉矩。由于Tm=Pm/ω,且Te=Pe/ω,因此,當速度變化較小時,式(1)可表示為:式中:ΔP=Pm-Pe,即電網有功缺額。由式(2)可知,在系統慣性常數已知的情況下,ΔP在測量出dω/dt值后求出,由于電力系統頻率反映了系統中有功功率的供需平衡情況,因此,切除ΔP大小的負荷即可滿足系統頻率穩定的要求。理論上,自適應低頻減載具有優良的動作特性,但在實際應用中卻存在不足,一方面其推導過程簡化了很多系統條件,另一方面單純依靠dω/dt計算系統有功缺額也是不準確的。國外自適應低頻減載的不足之處如下:1)自適應低頻減載沒有考慮負荷頻率特性K及系統旋轉備用的作用,在系統頻率變化時,系統的負荷功率也會隨頻率變化,這種負荷功率隨頻率變化的特性稱為負荷頻率特性,定義為單位頻率變化對應的負荷功率變化,K的取值一般為1～3。為了防止由于短路故障誤切負荷,即使是自適應低頻減載,其第1輪的動作頻率一般也在49.0Hz,而此時由于負荷的頻率特性,有功不平衡已經減少了2ΔfK%,且Δf及K值越大,這種系統負荷的調節量就越大,最大可以達到電網負荷總量8%以上。低頻減載方案設定一般不考慮電網旋轉備用作用,但在實際運行情況下,雖然系統備用調出存在固有延時,對頻率的初始下降率并無影響,但在系統頻率下降后期及頻率回升期間,旋轉備用仍會調出全網發電容量的1%～2%左右。極端情況下,負荷頻率特性及旋轉備用兩者的綜合效應將占全網負荷容量的10%左右,自適應低頻減載設計如果不考慮這一影響,勢必導致過切負荷,而考慮這一影響后減少切負荷量又無法體現其加速切負荷的優點。2)自適應低頻減載切負荷理論是建立在頻率變化率基礎上的,即認為系統頻率下降變化過程是減載前dω/dt=K(K為常數),減載后dω/dt※0的一個線性過程,但實際上系統頻率下降是一個非線性過程,在下降過程中dω/dt不斷減小,從電力系統等面積法則考慮,即發生有功缺額后的加速面積等于低頻減載量、負荷頻率特性及旋轉備用共同作用的減速面積。在頻率最低值(dω/dt=0)后,系統頻率不會停留在最低值,其最終穩態頻率往往會高于最低頻率,即系統頻率最低點并不是電網功率平衡點,而是滯后于功率平衡點,即下降過程中出現了過調,而建立在線性過程的自適應低頻減載會加大這一過調,增加系統頻率超調的概率。3)考慮到系統阻尼作用,出現有功缺額后頻率可以表示成:式中:f0為系統初始頻率;pa為系統功率不平衡量;D為系統總阻尼系數。當時間較長時,式(3)可以表示為:可見,系統最終穩態頻率只決定于pa及D,而與M無關,也就是說,M只對系統初始頻率變化過程及系統最低頻率對應時間有關,而對系統最終穩態頻率影響較小,換句話說,當pa及D恒定時,M較小的電網系統頻率初始下降率dω/dt會較大,M較大的電網系統頻率初始下降率dω/dt會較小,但兩者的最終穩態頻率是一致的。自適應低頻減載依靠dω/dt判斷系統功率缺額,對于M較小的電網由于初始dω/dt較大,將會切除更多的負荷,對于M較大的電網則由于初始dω/dt較小,切負荷較小,而實際上兩者的切負荷量應該是一致的,這就勢必造成過切負荷。4)自適應低頻減載的優越性首先是建立在M已知的基礎上的,但實際電網運行中,由于電網運行方式的變化,M值往往有很大的變化,因此,離線設置的整定值不能很好地滿足系統要求,可能出現由于M的變化,造成負荷過切頻率超調,嚴重時甚至引起機組高頻保護動作,進而加大系統事故。5)系統頻率變化因暫態過程隨空間分布,其原因是功率重新分配過程和有功潮流方向不同引起系統電壓變化,導致負荷功率變化,一般距擾動點越近其頻率變化過程就越劇烈。因此,為了躲開頻率下降過程中同一時間不同地點值可能存在較大差異,自適應低頻減載需要人為增加延時,這就顯著地減弱了它的優越性。6)與國外自適應低頻減載相對的是國內目前采用的第1輪動作時按df/dt加速切負荷的方案,即如果級差是0.2Hz、延時為0.2s,則第1輪頻率定值滿足時如果df/dt同時大于1Hz/s,則考慮加速切第2輪,df/dt大于2Hz/s,則考慮加速切第3輪,因為切除后續輪已經不可避免,晚切不如早加速切好。國內的加速切負荷方案工作原理簡單,與具體實施困難的國外自適應方案相比具有明顯的優越性。綜上所述,國外自適應低頻減載雖然具有預切負荷的優點,但在國內電網實際應用中還存在諸多不足,目前不適合在國內電網中大范圍采用。但未來電網實現信息化、數字化、自動化、互動化后,隨著測量技術的發展,自適應低頻減載也將真正成為智能化低頻減載。5直流調制仿真算例直流調制的原理是在已有直流輸電控制系統中加入附加直流調制器,利用直流輸電系統所聯交流系統中某些運行參數的變化,來調節直流輸電線路傳輸的功率,使之快速吸收或