機組一次調頻參數對百色區域電網頻率特性的影響分析

盧學良，黃榮澤

（廣西右江水利開發有限責任公司，南寧 530028；2.百色新鋁電力有限公司調度中心，廣西 百色 533000）

當前，由風-光-儲構成的微電網是孤網運行控制領域的研究熱點[1～4]，或地方性電網由于不可抗因素從大電網解列后的孤立電網也是研究熱點[5，6]，但是對于由高耗能企業建立的孤立自備電網運行控制研究較少。以百色區域電網為例，百色區域電網接線圖見圖1，系統裝機容量為2320 MW，網內電解鋁負荷達到1645 MW，占系統總容量70%以上。該電網的主要特點是負荷重，發電機數量少，單臺發電機的容量占電網總容量的比重大，旋轉備用少，電網頻率容易受到負荷波動而產生較大擾動，網內的擾動容易對生產帶來直接影響，造成巨大的經濟損失[7]。因此，快速準確地預測系統受到擾動后頻率的最低點以及研究發電機組一次調頻參數對百色區域電網在孤網狀態下頻率特性的影響，對保障百色區域電網在孤網狀態下穩定運行具有重要意義。

電力系統屬于高維度的非線性系統，其狀態由微分代數方程組描述，要預測系統遭受擾動后頻率或其它參數的動態變化過程只能通過數值方法求得，計算量較大。為了簡化計算過程，提高計算速度，有關學者分別提出了ASF 模型[8]和SFR 模型[9]，這兩種模型均對系統中所有發電機進行單機等值處理，模型結構簡單，仿真計算速度快，雖然無法考慮系統網絡模型和復雜負荷模型，計算精度較差，但目前擁有較為廣泛的應用。本文首先利用matlab/simulink 仿真平臺搭建ASF模型和SFR模型，將兩個模型的仿真結果和實際區域電網機組跳閘后系統頻率變化曲線對比，然后理論分析了機組調差系數和調頻死區對電網頻率特性的影響，最后根據仿真結果給出區域電網最優的一次調頻參數，保障電網安全運行。

1 百色區域電網多機頻率響應模型

1.1 傳統單機頻率響應（SFR）模型

SFR 模型如圖2 所示，該模型將系統內所有發電機的轉子等值為一臺發電機轉子，所有的調速器輸出的功率都施加到該等值轉子上[10，11]。其中，限幅環節表示調速器調頻死區，R為調差系數，FH為再熱機組高壓缸時間常數，TG為調速器滑閥時間常數，TC為油動機時間常數，H為發電機的慣性時間常數，由式（1）求得：

式中：Hi為單臺發電機的慣性時間常數；Si為單臺發電機容量；Ssys為系統總容量。SFR模型屬于二階系統，具有結構簡單、計算量小的特點，但是要求所有的發電機組都是再熱式蒸汽機類型，因此計算結果精度較差。

1.2 平均系統頻率（ASF）模型

ASF模型如圖3所示，與SFR模型類似，該模型將系統內所有發電機的轉子等值為一臺發電機轉子，所有的調速器輸出的功率都施加到該等值轉子上，但是保留各機組調速器動態[10，11]，如此可以簡化仿真建模流程，又可以得到較高的計算精度，在電力系統動態頻率響應研究中有較廣泛的應用。

2 機組一次調頻參數對電網頻率穩定的影響理論分析

線性系統穩定性判據：對于一個線性系統（見圖4），該系統的閉環傳遞函數為式（2），特征方程為式（3）。

式中：G(s)為系統向前傳遞函數；H(s)為系統反饋通道傳遞函數。

需要判斷圖4 系統是否穩定時，一般是先求解該系統特征方程式（3）的根，然后觀察所有的根的實部是否存在正數，若有可判斷系統不穩定。

簡單推導如下：令

式中：z1i、p1j分別為向前傳遞函數G(s)的零點、極點；z2m、p2n分別為反饋通道傳遞函數H(s)的零點、極點。因此，經過化簡式（5）可變為：

但是通常情況下求解特征方程1+G（s）H（s）=0的根過于復雜，一般應用勞斯判據來判斷系統是否穩定。勞斯判據的定義為：勞斯陣列表中第一列系數均為正數，則該系統是穩定的[12]。

對于圖2 的頻率響應模型，考慮到再熱機組高壓缸時間常數FH、調速器滑閥時間常數TG和油動機時間常數TC均較小，對系統動態過程影響較小，所以在分析發電機頻率響應模型參數對電網頻率特性的影響時可以忽略，所以由圖4 的頻率響應模型傳遞函數求得其特征方程：

系統的勞斯表為：

對于具體某一臺發電機慣性時間常數H、等值再熱時間常數TR均為常數，所以機組調差系數R將是影響電網頻率安全的主要因素。

3 百色區域電網頻率響應模型仿真及一次調頻參數對頻率穩定性影響分析

3.1 百色區域電網頻率響應模型仿真比較分析

選取百色區域電網田東電廠2號發電機跳閘后系統頻率變化曲線和本文所提兩種頻率響應模型的仿真結果做對比，以驗證兩種頻率模型的精度。田東電廠2 號發電機跳閘事故發生前系統頻率為50.34 Hz，發電機供電出力80 MW左右，跳閘后系統頻率最低為49.65 Hz，事故過程中整個電網沒有發生低頻減載事件（百色區域電網低頻減載第一輪定值為49.30 Hz）。圖5 是從SCADA 系統導出的田東電廠2號發電機跳閘后頻率變化數據所繪制的曲線與兩種頻率響應模型仿真曲線的對比，從圖中可以看出雖然兩種模型仿真結果的頻率最低點和實際機組跳閘后頻率最低點相近，但ASF模型的響應過程更接近于實際系統的頻率變化過程，所以本文選用ASF 模型仿真分析發電機組一次調頻參數對百色區域電網頻率特性的影響。

3.2 發電機組調差系數對頻率特性影響的仿真分析

選取百色區域電網總負荷為1700 MW 的典型運行方式，利用matlab/simulink 仿真平臺建立百色區域電網多機頻率響應模型，設系統瞬間甩60 MW出力，區域電網內的調頻機組為百礦電廠和華磊電廠各一臺350 MW容量的機組。將網內一次調頻機組調差系數依次取2%、3%、4%、5%、6%時，區域電網的頻率變化曲線如圖6所示。

由圖6可以看出：

（1）調差系數較大時，若系統出現發電功率缺額，頻率下降后最低點較低，這是因為發電機組的調差系數是機組單位調節功率的倒數，而發電機的單位調節功率表示當電網頻率變化時發電機出力變化大小[13]，所以機組調差系數較大時頻率下降后機組增加的出力較少，導致頻率下降到較低的水平。

（2）調差系數較小時頻率下降最低點較小，穩定后頻率偏離正常值較小，系統調頻能力增強，但頻率波動較大，系統的穩定性變差；當調差系數為3%時，系統最低頻率為49.65 Hz，比調差系數為6%時的49.52 Hz 高0.13 Hz 左右，電網頻率最終值為49.93 Hz左右，較接近正常值，但整個過程需要花費較長的時間。

（3）調差系數較大時電網頻率的動態過程保持穩定的能力較好，系統頻率較快趨于穩定，這是因為當調差系數較大時，由式（8）得出機組頻率響應模型特征根在s 平面上相對于虛軸的距離更大，系統的穩定性更好。

3.3 發電機組的調速器調頻死區對頻率特性影響的仿真分析

選取運行方式、參與調頻的機組與討論調差系數相同的情況下，設系統瞬間失去80 MW 功率，再分析系統在不同調頻死區下一次調頻的特性。在給定不同的調頻死區條件下，即電網內的調頻機組的調速器調頻死區依次取為2、3、4、5、6 r/min時，電網的頻率特性曲線如圖7所示。

由圖7可以看出：

（1）當電網內出現功率缺額時死區大小對電網頻率的下降速度影響不明顯；但對整個動態過程的頻率最小值有較明顯影響，調頻死區的值越小，最低點頻率的值越高；這是因為調速器死區較小時調速器對電網頻率的波動敏感，當網內頻率稍有擾動時機組迅速改變發電出力，以抑制系統頻率波動[14]。

（2）調速器死區對電網頻率穩定性有一定影響，當調速器死區的值較小時，出現擾動后電網較慢地趨于穩定，但頻率穩定后偏離正常值較小[15]。

根據仿真分析，百色區域電網中的調頻機組調差系數取5%、機組調頻死區取3 r/min比較合理，當網內頻率出現波動時有利于增加系統的調頻能力，并且保證整個調頻過程波動較小。

4 結語

百色區域電網的特點是“大機小網”，并且是孤網狀態運行，因此大容量機組一次調頻參數的合理設置對電網的安全穩定運行具有重要意義。本文利用matlab/simulink 仿真平臺建立百色區域電網ASF模型和SFR模型進行仿真分析，結果表明：ASF模型比SFR 模型更接近區域電網實際發生機組跳閘后的頻率變化過程，機組調差系數和調頻死區是影響電網頻率特性的主要參數。根據ASF 模型仿真結果確定百色區域電網機組一次調頻的最優參數，當百色區域電網中的調頻機組死區取3 r/min、調差系數取5%時，電網的調頻能力和穩定性效果最好。