云南電網中發電量的自動控制模式對電網頻率影響特性分析

龔小燕，王浩，何鑫，馬晨，田雨青，王智勇

（1. 云南電網有限責任公司培訓與評價中心，昆明 650228；2. 云南電網有限責任公司安寧供電局，昆明 650300）

0 前言

云南電網通過多個直流輸電系統與南方電網主網相連,南方電網主網內仍然是一個交直流并聯的輸電網絡。交直流并聯運行、強直弱交、遠距離大容量輸電、多回直流集中饋入的主網架結構特征使得電網安全穩定問題異常復雜，大容量直流閉鎖、多回直流換相失敗等問題近年來一直困擾著南方電網的安全穩定運行[1-2]。2016年南方電網實施云南電網與南方電網主網異步聯網運行方式，使得南方電網的安全穩定水平得到了極大的提高，異步運行前云南送出直流故障后的暫態穩定問題在異步運行后轉化為了云南電網的頻率穩定問題[3-4]。

1）云南異步聯網第1次系統性整體試驗期間，云南電網出現了長時間、大幅度的超低頻振蕩現象，振蕩周期約20 s（振蕩頻率約0.05 Hz），經研究，本次振蕩主要是由云南大量水電機組的水錘效應引起的負阻尼所致，并且水電機組調速系統提供的負阻尼進一步加劇了該振蕩[5]。

2）云南電網出現周期為1分鐘左右的頻率振蕩，振幅±0.05 Hz。頻率振蕩初始階段，僅有火電機組一次調頻動作，頻率波動呈正阻尼效應。隨后在漫A、金B等快速響應電廠的自動控制系統AGC（Automatic Generation Control）作用下，云南電網頻率逐漸升高，調節量滿足頻率調整需求，然而糯C、小D等慢速響應的AGC也開始動作，使得頻率進一步上升，最高達到50.05 Hz，從而引發并維持了電網的頻率波動。

3）景E電廠5號機組開機并網后，有功功率、導葉開度出現規律性振蕩。導葉開度振蕩幅值約為10%導葉開度（波峰-波谷），波峰與波峰間隔約40 s（即波動周期為40 s）。本次振蕩主要是5號機組開機并網時，有功功率出現瞬時逆功率，此時監控內部程序判斷功率變速器品質壞，功率變送器切至交采表運行，交采表為通訊模式，導致有功調節功率反饋采樣滯后4 s，引起有功功率周期型波動。

4）龍F電廠發生的2次功率振蕩事件，第1次波動是在4號機開機并網后，全廠AGC在調度側控制方式（AUTO控制模式）下運行人員執行手動增4號機負荷平衡全廠機組負荷過程中發生的。第2次波動是在2號機組停機前，全廠AGC在AUTO控制模式下，運行人員執行2號機逐步減負荷停機過程中發生的。本次振蕩主要由4號機手動增負荷與調度下發AGC指令不匹配導致功率波動逐步形成。減負荷引起500 kV母線頻率降低，全廠5臺機組一次調頻頻繁動作，調度期間也多次下發AGC指令調整全廠有功設定值以穩定頻率，因2號機手動減負荷與調度下發AGC指令不匹配導致功率波動逐步形成。異步運行后，云南電網先后多次出現了由AGC超調引起的電網頻率波動現象，直接威脅設備與電網安全[6]。

為解決這一問題，本文基于AGC調頻原理，利用現有的數模仿真實驗室或開發數值仿真軟件對事故現象進行仿真，在RSS仿真系統中再現對云南電網一次頻率波動實例，分析了大型水電機組對云南電網頻率穩定影響以及由AGC超調引起電網頻率振蕩的機理。

1 云南電網AGC調頻原理

一般來說，常規發電廠接受功率指令有兩種方式，一種是電網調度中心前一日便下達下一日的全廠負荷曲線，直到當日零點時由計算機監控系統自動將日負荷曲線存儲在當日的執行曲線中從而進行功率控制；另一種常用方式就是通過調度中心的AGC程序，調度部門根據電網運行需要以及不同電廠機組的調節特性，合理地安排電廠的調頻模式，使得電廠不同程度地參與系統頻率調節[7-11]。云南電網常采用AGC進行調頻，調頻模式有如下種類：

1）SCHER—發電機組執行計劃曲線，并根據需要參與功率調節；

2）SCHEO—發電機組僅執行計劃曲線，不參與功率調節；

3）AUTOR—發電機組基本功率取當前實際功率，并根據需要參與功率調節；

4）BASER—發電機組基本功率由人工給定，并根據需要參與功率調節；

5）BASEO—發電機組基本功率由人工給定，不參與功率調節。

電力系統全部有功負荷與頻率關系為：

式中：a0+a1+a2+ . ..+an=1，且Pf為頻率等于f時的全部有功負荷；Pfe為頻率為額定值fe時電力系統全部有功負荷；ai(i=0,1,2...)表示與頻率的i次方成比例的負荷占額定負荷的百分比。

確定電力系統的負荷變化引起的頻率變化，需要同時考慮負荷以及發電機組的調節效應。

圖1表示電力系統綜合的功率頻率靜態特性。

圖1 電力系統的功率-頻率靜態特性

當頻率偏離額定值不大時，負荷的頻率靜態特性曲線常用一條直線表示，如圖1中的L1與L2，可表示為：

式中，Kl表示負荷的頻率調節系數，代表電力系統單位頻率引起的負荷變化量，無論如何系統負荷總是隨系統頻率升高而增加；隨系統頻率降低而減少，恒為正數。

當發電機組并聯運行時，反映發電機組輸出功率與頻率變化的曲線成為發電機組的功率靜態特性曲線，近似用直線G(f)表示為

式中，Kg表示發電機組的單位調節功率，代表電力系統單位頻率發生變化時，發電機組輸出功率表的變化量。

在初始運行狀態下，負荷的功頻特性為L1(f)，它與發電機組的等效功率頻率靜態特性G(f)交于a點，確定了系統頻率為f0，發電機組的輸出功率（即負荷功率）為P0。當負荷功率增加了ΔP1，負荷的功頻特性變化L2，那么系統的新的穩定運行點由L2(f)與G(f)的交點c決定。此時系統頻率為f1，發電機組輸出功率為P1。由于頻率變化了Df，且：

發電機組的輸出功率增量為：

由于負荷頻率調節效應所產生的負荷功率變化為：

負荷功率的實際增量為：

進一步地，

由此可得到：

式(9)反映了真實的負荷功率變化量與實際頻率變化量之間的關系，B稱為系統的頻率響應特性單位為MW/Hz；Df為系統頻率偏差；DPl為系統功率缺額，即AGC的調節需求量。

電網二次調頻主要由AGC負責執行，為使系統頻率回到額定值，需要AGC提供的調節量可按式(9)計算得到，為了確定不同頻率偏差條件下的AGC調節需求量，只需要求出系統頻率響應特性B即可[8-9]。而系統頻率響應特性B由負荷頻率響應特性和機組頻率響應特性兩部分構成，具有時變特性和非線性特性。為求取云南電網的B值，作如下假設：

1）頻率波動持續時間較短，在此期間近似認為負荷和開機方式恒定，即認為B時不變；

2）負荷的頻率響應系數為恒定值，僅考慮機組調速器死區引起的頻率響應變化，即認為B值可以分段線性化。

云南電網火電機組一次調頻死區為0.033 Hz，水電機組一次調頻死區為0.05 Hz。考慮到上述B時不變和分段線性化假設，云南電網B值可以近似分為3個線性段，求取方法如下：

1）|Df|≤0.003 Hz，近似認為僅有負荷的頻率響應特性起作用，此時：

式中，為經典負荷頻率響應系數，通常在1～1.5，取1.5；Pl為系統負荷；f為系統額定頻率。

2）0.003 Hz＜|Df|≤0.05 Hz，除了負荷之外，火電一次調頻參與了頻率調節，此時：

式中，δ1為火電機組調差系數，S1為一次調頻火電機組容量。

3）|Df|＞0.05 Hz，除了負荷和火電之外，水電一次調頻也參與了頻率調節，此時：

式中，δ2為水電機組調差系數，S2為一次調頻水電機組容量。

2 AGC超調引起頻率振蕩分析

2.1 云南電網振蕩分析

云南電網AGC功率超調導致系統頻率在±0.05 Hz附近波動，波動周期約為1分鐘，云南電網頻率曲線如圖2所示。

圖2 云南電網頻率波動情況

頻率波動發生時刻，云南電網負荷約為10 GW，火電機組開機約為1200 MW，云南火電機組的調差系數近似為4%。由于頻率波動幅度在±0.05 Hz左右，計算得到頻率波動時云南電網的頻率響應特性B值為90 MW/0.1 Hz。也就是說，AGC只需要提供45 MW的功率，就可以使系統頻率從49.95 Hz恢復到50 Hz。當AGC調節功率達到90 MW時，系統頻率將從49.95 Hz上升到50.05 Hz，存在較大超調，有可能激發頻率波動。

圖3 5月19日頻率波動和電廠功率曲線

在5月19日頻率波動期間，各電廠AGC功率實際調節量匯總如表1所示。總調直調電廠AGC總調節功率62 MW。云南中調電廠AGC總調節功率70 MW。總調直調和云南中調AGC總調節功率為132 MW，約為理論需求量的2倍。頻率波動期間頻率曲線以及3個典型電廠的功率變化曲線如圖3所示。

表1 云南電網AGC調節量

圖3中可以看出，T1時刻至T2時刻之間，僅有火電機組一次調頻動作，調頻功率波動方向與頻率波動方向相反，對于頻率波動呈正阻尼效應。

從T2時刻開始，在漫A、金B等快速響應電廠的AGC作用下，云南電網頻率逐漸升高，至T3時刻恢復到50 Hz左右，說明這部分電廠的AGC調節量已經能夠滿足頻率調整需求；然而，從T3時刻開始，糯C、小D等慢速響應電廠的AGC也開始動作，使得頻率進一步上升，最高達到50.05 Hz，從而引發并維持了電網的頻率波動。

2.2 云南電網6.26振蕩分析

云南電網頻率持續波動，其波動范圍最大為49.88-50.12 Hz，周期約為50 s。此外，由AGC控制指令可知，頻率波動期間云南中調區投入AUTO模式，直調區投入SCHER模式。結合機組出力以及云南中調電廠AGC指令，以漫A電廠為例，在時間段19:25:12-19:25:24內，高周情況下出現了3輪調節，最高50.08 Hz，減了約120 MW的功率。19:25:36-19:25:42，低周的時候，第1輪加的時候頻率還在下降，有滯后效應，最低49.89 Hz，第2輪加了120 MW。從目前特性看，在0.1 Hz頻差時，AGC調節量偏大。

根據漫A電廠AGC控制指令，分析AUTO機組在頻率波動過程中的動作情況：

（T1時刻），云南電網頻率50.055 Hz，高周，AGC響應下發減出力指令，由于響應延遲，頻率繼續上升。

（T2時刻），云南電網頻率50.08 Hz，進入次緊急區，高周，AGC繼續下發減出力指令，此時T1時刻的指令已經執行，系統頻率開始下降。

（T3時刻），云南電網頻率49.94 Hz，頻率處于低周，AGC下發加出力指令，而此時T2時刻指令開始指令，系統頻率繼續下降。

（T4時刻），云南電網頻率49.90 Hz，進入緊急區，頻率處于低周，AGC下發加出力指令，而此時T3時刻指令開始指令，系統頻率開始上升。

由于AGC需要連續執行2個加出力指令，系統頻率必然上升至高周，如此往復，系統頻率持續波動。

3 云南電網AGC超調引起頻率振蕩仿真

從上述2次功率振蕩事故分析結果可以看出，AGC調節功率超出系統需求功率和AUTO模型機組響應滯后是引起功率振蕩的主要原因，以下利用RSS仿真系統，模擬云南電網實際負荷、等效運行參數及運行工況，仿真再現功率振蕩過程。

RSS仿真系統考慮發電機及外部系統、水輪機、調速器、AGC控制器模型以及調頻死區等，得到整個系統頻率穩定性分析模型。

3.1 一次調頻過程仿真

模擬云南電網系統負荷10 GW，某臺機組甩150 MW負荷，調度AGC控制AUTO模式退出，仿真結果如圖4所示。

根據圖4可知，機組甩負荷后，等效機組一次調頻迅速響應，頻率最低至49.65 Hz，調節時間約40 s，頻率穩定在49.93 Hz。

3.2 AUTO模式機組不同B參數過程仿真

B參數為系統頻率響應特性，不同頻率偏差條件下的AGC調節量，通過B參數計算得出，假設B參數通過以公式(13)計算確定，仿真中通過對B參數再次修正，取值0.5B、0.8B，分析不同B參數對系統頻率調節影響。

圖4 甩150 MW一次調頻仿真

模擬選用2臺機組投入AGC控制AUTO模式，負荷均為700 MW,均不考慮延遲影響。

1）0.5B仿真結果如圖5所示，機組甩負荷后，等效機組一次調頻迅速響應，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.75 Hz，調節時間約55 s，頻率穩定在49.93 Hz。

圖5 甩150 MW時0.5B仿真

2）0.8B仿真結果如圖6所示，機組甩負荷后，等效機組一次調頻迅速響應，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.76 Hz，調節時間約60 s，頻率穩定在49.94 Hz。

圖6 甩150 MW時0.8B仿真

3）1.0B仿真結果如圖7所示，機組甩負荷后，等效機組一次調頻迅速響應，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.76 Hz，調節時間約80 s，頻率穩定在49.94 Hz。

圖7 甩150 MW時1.0B仿真

仿真結果分析：

a.在機組甩負荷時系統AUTO模式投入后，系統頻率最低降至49.76 Hz，而未投入AUTO模式頻率最低降至49.65 Hz，AUTO模式投入對系統頻率瞬間降落抑制有明顯效果。

b.系統AUTO模式投入后超調量對系統穩定影響較大，B參數為0.5時，調節時間約55 s，系統頻率振蕩周期短且能迅速收斂，B參數為1時，調節時間約80 s，系統頻率振蕩幅值增大，振蕩周期更長。

3.3 AUTO模式機組有延遲過程仿真

模擬選用2臺機組投入AGC控制AUTO模式，負荷均為700 MW，B參數為0.8B，一臺機組不考慮延遲影響，一臺機組考慮延遲影響。延遲2 s和4 s的仿真結果如圖8和圖9所示。

圖8 甩150 MW時延遲2 s仿真

圖8中，機組甩負荷后，等效機組一次調頻迅速響應，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.72 Hz，調節時間約120 s，頻率穩定在49.94 Hz。圖9中，機組甩負荷后，等效機組一次調頻迅速響應，AUTO模型正確動作，頻率最低至49.71 Hz，系統頻率持續振蕩，振蕩幅值0.8 Hz，振蕩周期19 s。

圖9 甩150 MW時延遲4 s仿真

仿真結果分析：系統AUTO模式投入后延遲對系統穩定影響較大，B參數0.8時，隨著延遲時間增大，整個系統頻率調節特性變差，延遲4 s時，系統頻率等幅振蕩，呈不可收斂趨勢。

4 結束語

通過仿真研究了電網AGC控制AUTO模式對云南電網穩定運行影響，得出結論如下：

1）在頻率大波動系統AUTO模式投入時，系統頻率瞬間降落抑制效果明顯；

2）系統AUTO模式投入后超調量對系統穩定影響較大，B參數越大系統頻率振蕩幅值增大，振蕩周期更長；

3）AUTO模式投入機組的延遲時間對系統穩定影響較大，隨著延遲時間增大，系統頻率調節特性越差，更甚呈不可收斂趨勢。