弱受端小电网安控切负荷措施与低频减载措施的配合方案_贾萌萌

ＤＯＩ：１０．７５００／ＡＥＰＳ２０１３０４１６００１弱受端小电网安控切负荷措施与低频减载措施的配合方案贾萌萌１，丁　剑２，张建成１，吴丽华２，姜　纯３，张启雁３

（１．华北电力大学电气与电子工程学院，河北省保定市０７１００３；２．中国电力科学研究院，北京市１０００８５；３．国网青海省电力公司，青海省西宁市８１０００８）

摘要：基于电网低频紧急状态下系统频率变化特性的一般规律，详细分析了功率缺额扰动下的弱受端小电网暂态频率变化特点及其影响因素，如功率缺额、网内开机台数、负荷类型、故障地点及类型、切荷率、切负荷时间、电容器投切情况等，并给出了定性的理论公式推导。基于上述弱受端小电网频率变化特性的影响因素分析，针对小电网功率缺额扰动后存在的频率首摆下潜深度过大、持续时间较长的特点，提出了弱受端小电网安全稳定控制装置切负荷（简称安控切负荷）措施与低频减载措施的配合原则和具体配合方案：切负荷时间和切荷率的配合、装置动作出口配合。以西北某实际弱受端小电网为例，进行了仿真分析。仿真结果验证了所提配合原则的合理性和２种配合方案的可行性。关键词：弱受端小电网；脱网运行；频率偏差；切负荷；低频减载；配合方案

收稿日期：２０１３－０４－１６；修回日期：２０１３－０７－２９。

０　

引言

近年来，随着国内经济的迅猛发展，互联电网送电规模增大，各子系统之间的相互联系越来越强，然而局部电网故障、自然灾害或人为操作失误等偶然事故仍可能导致电网联络线解列，造成地区电网脱网运行［１］。

对于弱受端地区电网，“受端”决定了联络线故障形成孤网后必然会出现低频问题；“弱电网”表明孤网网架单薄，机组少、调频能力差，与大电网相比相同的不平衡功率扰动下频率波动幅度较大。上述２个因素导致弱受端地区电网脱网（简称弱受端孤网）运行并采取安全稳定控制装置切负荷（简称安控切负荷）措施后极有可能出现频率首摆下潜量过大、持续时间过长的问题［２］。

如江苏武南地区受电比例

达６５％以上，故障并脱网运行后，在采取安控切负荷措施后频率降至４８Ｈｚ以下超过３ｓ

［３］。

若频率

首摆下降至该地区低频减载定值以下并达到动作延时，低频减载装置动作，当低频减载装置所切负荷未被安全稳定控制装置联切掉时，便有可能导致过切负荷甚至引起孤网频率失稳，该情况下孤网安控切负荷措施和低频减载措施能否合理配合便成为影响孤网频率稳定性的关键。总体来看，国内弱受端小电网存在以下一些特点：①分布特点，多数分布在国内西北、西南等偏远地区；②电源特点，由于地处偏远，多数为山地地形，

电源多为小水电，而水电机组频率异常情况下的运行能力优于火电机组，一般来说没有频率限制［４］，

在

暂态最高、最低频率分别为６０Ｈｚ和４４Ｈｚ时机组尚能正常运行［５－７］；③负荷特点，负荷类型单一，重要负荷较少，照明负荷所占比重较大，因此受频率影响相对较小。以上３个特点决定了当故障引起地区电网脱网运行时，其频率质量要求将比现有大电网规定放宽许多［８］，孤网频率与网内发电机组高、

低频保护定值

以及负荷频率的配合空间也相应增大。切负荷是弱受端小电网频率紧急控制的重要手段［９］。

国内电力系统在紧急状态下为防止频率异常

或崩溃，广泛采用了故障连锁切负荷和低频减载装置［１０］。目前，

国内外对故障连锁切负荷和低频减载

都有了大量的研究［１１－１７］。文献［３］

利用负荷联切装

置检测潮流断面的功能，根据不同的运行方式采取对应的切负荷措施，仿真验证所提方案可保证分区电网孤网后的安全稳定运行。文献［１８］

给出了低频

减载过切的定义，对过切原因进行了分类；同时，在建立紧急轮概念的基础上，提出了低频减载新模式及整定计算思路，可减少过切量。上述研究工作取得了很大的进展，但仍有值得深入探讨的空间：一方面，上述文献未对弱受端小电网频率偏差影响因素进行全面的研究；另一方面，上述文献大部分是针对某一频率紧急控制措施进行独立的研究，但在实际电网中，安控切负荷和低频减载相互配合、影响、制约，而这方面的文献相对较少。

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第３８卷　第１期２０１４年１月１０日Ｖｏｌ．３８　Ｎｏ．１Ｊａｎ．１０，２０１４本文根据电网低频紧急状态下系统频率变化特性的一般规律，详细分析了功率缺额扰动下的弱受端小电网暂态频率变化特点及其影响因素，并给出了公式。以玉树３３０ｋＶ电网为例，进行了仿真分析，验证了该公式的正确性；针对故障并采取措施后孤网频率首摆下潜量过大、持续时间过长的现象，进一步给出弱受端小电网安控切负荷措施和低频减载措施的配合方案及相关建议。１　大功率缺额扰动下弱受端孤网频率特性１．１　频率首摆幅度及其时长的影响一方面，过大的频率首摆下潜量、过长的持续时间不仅对同步和异步电动机负荷产生较大的影响，同时也降低了暂态频率稳定性。在频率首摆严重下降时，有可能导致发电机组低频保护动作切除发电机，加剧孤网功率不平衡，甚至引发其他机组连锁跳闸，造成频率失稳［１９］。考虑到弱受端小电网内水电机组较强的低频运行能力，安控切负荷与低周切机的配合相对弱化。但另一方面，若引发第三道防线低频减载装置动作，便有可能造成过切负荷、稳态频率过高而失稳。因此，弱受端孤网运行时，将频率首摆下潜量和持续时间限制至合理范围内及将安控切负荷措施与低频减载措施相配合对改善孤网频率稳定性有着重要的意义。１．２　大电网频率特性的影响因素根据文献［２０］的规定，低频时系统频率的变化量Δｆ为：Δｆ＝ＴａＤＴ１－ｅ－ＤＴＭｔ（）ｆ０（１）式中：ｆ０为计算开始时的系统频率；ＤＴ为总阻尼因数；Ｍ为保留运行的发电机惯性常数；Ｔａ为以保留运行发电机力矩为基准的加速力矩。通过对式（１）中各个变量的总结分析不难看出，低频时影响Δｆ的因素可归纳为系统功率缺额ΔＰＬ、保留运行的发电机Ｇ、系统负荷Ｌ这３个方面。因此，定性总结大电网低频时Δｆ的影响因素公式为：Δｆ＝φ（ΔＰＬ，Ｇ，Ｌ）ｆ∈（ｆＬ，ｆＨ）＝ｇ（ｆＴＨ，ｆＨＨ，ｆＬＨ，ｆＴＬ，ｆＨＬ，ｆＬＬ）｛（２）式中：ｆ∈（ｆＬ，ｆＨ）为限制条件，其频率上下限值ｆＨ和ｆＬ由网内火电机组高低频保护定值ｆＴＨ和ｆＴＬ、水电机组高低频保护定值ｆＨＨ和ｆＨＬ、负荷运行高低频上下限值ｆＬＨ和ｆＬＬ共同确定。故障后ΔＰＬ越小，Δｆ越小；Ｇ的影响主要体现为对Ｍ和ＤＴ的影响，保留运行的发电机台数越多、发电机出力越大，Δｆ越小；Ｌ的影响主要体现为对负载频率调节系数ＫＬ和ＤＴ的影响，ＫＬ越大，Δｆ越小。１．３　

弱受端小电网频率特性的影响因素

在分析之前，首先给出切荷率和欠切率的定义。对于弱受端电网，故障并脱离主网运行后，定义安控切荷率η、欠切率η０分别为：

η＝ＰｑＰｑｐ×１００％（３）

η０＝Ｐｑｐ－ＰｑＰｑｐ×１００％＝１－η

（４）

式中：Ｐｑｐ为切平切荷量；Ｐｑ为实际切荷量。当η＜１时为欠切，当η＞１时为过切，当η＝１

时为切平。

１．３．１　

电源特性影响分析

在功率缺额扰动下弱受端孤网的一次调频过程中，所有留有备用容量的发电机组共同响应，按照各自转动惯量共同承担有功缺额。因此，参与一次调频的发电机台数Ｎ越多，弱受端孤网最大频率偏差越小［２１］。

１．３．２　

负荷特性影响分析

系统的有功负荷与频率的关系可表示为：

ＰＬＤ＝ａ０ＰＬＤＮ＋ａ１ＰＬＤＮｆｆＮ（）＋ａ２ＰＬＤＮ

ｆ

ｆＮ

（）２

＋…

（５）式中：ＰＬＤ为频率等于ｆ时系统的有功负荷；Ｐ

ＬＤＮ

为频率等于额定频率ｆＮ时系统的有功负荷；系

数ａｉ（ｉ＝０，１，２，…）为与频率的ｉ次方成正比的负荷在ＰＬＤＮ中所占的份额，且有ａ

０＋ａ１＋ａ２＋…＝

１。考虑到弱受端小电网中负荷类型单一，照明负荷所占比重较大，可将式（５）简化成如式（６）

所示的

形式，即网内负荷基本不受频率影响，因此在仿真中不再对该影响因素进行仿真。ＰＬＤ≈ＰＬＤＮ

（６）

１．３．３　

故障地点及类型影响分析

引起地区电网脱网运行的故障地点及类型的不同，导致孤网的暂态过程、孤网网架、功率缺额等因素不尽相同，进而故障后最大频率偏差也不同。１．３．４　

切荷率η和切负荷时间Ｔ影响分析

用切负荷来提高系统暂态稳定性的原理是阻尼故障后发电机的减速［２２］。故障后切荷率越大、

切负

荷时间越早，该阻尼作用时间越早，从而有利于提高孤网频率暂态稳定性，减小频率偏差。１．３．５　

电容器投切影响分析

地区受电网故障后脱网运行，若切负荷的同时

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