大机小网型电力系统稳定性的特点及稳控技术研究

“大机小网”型电力系统稳定性的特点及稳控技术研究孙光辉，宗洪良南京南瑞继保电气公司，江苏省南京市211100THECHARACTERISTICOFSMALLPOWERSYSTEMCONTAININGLARGECAPACITYGENERATORANDSTUDYOFSTABILITYCONTROLTECHONOLOGYSunGuanghui,ZongHongliangNari-relaysElectricCo.LtdNanjing211100ABSTRACT:ThepowersystemsofTibet,HainanandFujianaresmallpowersystemscontaininglargecapacitygenerator.Themaincharacteristicofthesepowersystemsisthattheratioofpowerdeficiencyistoolargeandmayleadtosystemcollapseafterthelargecapacitygeneratortrips.Thispaperdiscussesthecharacteristicsofthistypeofpowersystemonsystemstability,especiallyonsystemfrequency.Thispaperalsotablessomeproposalonhowtoconstructthree-defense-line,andpointsouttheimportanceofunder-voltageseparationtoavoidsystemblackout.Thetechnologyofon-linestabilityanalysisanddecision-makingisimportanttoimprovetheoperationofsystemdispatch.KEYWORD:smallpowersystemcontaininglargecapacitygenerator;threedefenceline;stabilitycontrol;under-voltageseparation;on-linestabilityanalysis.摘要：近年来，“大机小网”型电力系统出现在我国西藏、海南、福建等省份，其主要特点是大机组跳闸后功率缺额的比例过大，容易导致电网崩溃。本文论述了“大机小网”系统在稳定方面的特点，尤其是系统的频率特性，提出了构筑三道防线的具体建议、在制订低频减载方案时必须考虑的若干技术问题，指出了配置低压解列对防止大停电事故的重要性。“大机小网”系统应用在线稳定分析与决策技术有着重要的意义，应尽早开展这方面工作，以提高电网的调度运行水平。关键词：大机小网；三道防线；稳定控制；低压解列；在线稳定分析0前言“大机小网”型电力系统是近年来我国某些孤立省份或受电比例较大的地区电网在发展过程中出现的一种大机组小系统的电网结构。这类电网容量较小，结构比较薄弱，网内安装有单机容量较大的机组（相对本电网容量），系统的安全稳定问题突出，不能满足“电力系统安全稳定导则”有关标准的要求，如果稳定控制措施不完善则容易发生垮网的大停电事故。机组与电网容量之比多大才属于“大机小网”，目前尚无明确的界定，作者认为：如果网内一台最大容量的机组跳闸使电网的频率下降到正常允许频率（49.5Hz）以下，则属单机容量在系统中占的比例过大；如果机组跳闸导致低频减载措施动作于切负荷，那么就属于比较典型的“大机小网”了。国内福建电网在与华东联网之前（八十年代中期～九十年代）出现“大机小网”时期单机容量占系统容量的10～25%，海南电网在近十年来单机容量占系统容量的比例一直在20～30%，西藏的藏中电网在羊湖电站投运后，羊湖电站单机出力占系统总负荷的比例曾高达50～60%，目前仍在20%以上。随着电网网架的增强，系统容量的扩大，“大机小网”问题会逐渐缓解，尤其在实现与大区电网联网后，“大机小网”问题将从根本上得以解决。“大机小网”的主要特点是单机容量过大，机组跳闸将引起系统频率稳定与电压稳定问题，由于系统结构比较薄弱，送电距离较长线路故障时还存在暂态稳定问题，需要采取比一般电网力度更大的稳定控制7继电保护与安全自动装置1191措施才能确保电网的稳定运行。本文将论述“大机小网”型系统的主要特点及相应的稳定控制措施，对构建完善的三道防线、制订低频减载方案、系统解列等提出一些较具体的建议。对于从主网受电比例较大的地区电网，在联络线断开后地区网功率缺额也较大，遇到与“大机小网”型系统类似的问题，因此本文讨论的内容对这类电网也有参考价值。1“大机小网”系统存在的突出问题“大机小网”型电力系统在安全稳定方面突出的问题表现在以下几方面：（1）大机组跳闸造成系统的功率缺额较大（一般在10%以上），频率稳定问题突出。表现在系统频率下降速率快、最低频率值低（一般会引起减载措施多轮动作），在碰到某些不利的运行方式时单靠低频减载往往难以保住电网。（2）当含有大机组的主力电厂突然失去时，由于功率缺额过大（如40%以上），若不采取快速联切负荷措施系统将迅速崩溃。（3）如果主力电厂离负荷中心较远，输电线路故障时暂稳问题比较严重，需要同时采取切机与切负荷措施才能维持系统稳定。（4）这类电网负荷中心的电压支撑一般不足，电压稳定问题不可忽视，在机组跳闸时某些情况下电压有可能下降的比频率还快。如果电厂的出线较长，在事故过程中空载线路可能导致机组低励保护动作于跳闸，引起更大的功率缺额。（5）如果大机组处于进相运行状态（如主力电厂的送出线较长、受端稳态无功补偿较好情况），暂态稳定水平将降低。另外，大机组失磁将导致该机组对系统失去同步、电压大幅下降，需及时解列该机组、并切除大量负荷。（6）对于最高电压等级为110kV的电网，110kV线路的保护一般只配置单套主保护，不安装断路器失灵保护，因此当主保护拒动或断路器失灵时系统的远后备保护将无选择的切除机组或设备，连锁跳闸的后果将使系统瓦解。（西藏2005年10月24日事故）（7）由于电网薄弱，主要输电线路的主保护拒动或断路器拒动（如直流电源消失或异常）导致远后备保护无选择跳闸时，系统无法承受连续冲击，同样会出现大面积停电。（海南2005年9月26日事故）2“大机小网”系统的频率特性了解“大机小网”系统的频率特性对有针对性的采取稳定控制措施是很重要的。系统的频率特性与系统内负荷的性质和构成、与发电机组的一次调频投入的比例和调速器性能、系统旋转备用容量等因素直接相关，而在系统建设的初期往往又难以掌握这些数据和参数，给系统频率特性的研究带来了困难。一般来说以下几方面需要注意：（1）关于负荷的频率调节效应：负荷吸收的有功功率是频率的函数，负荷性质不同其消耗的功率随频率变化的情况也不同，因此掌握电网内负荷构成成分对于准确模拟系统频率特性非常重要。一般使用负荷频率调节效应系数k来表征负荷随频率变化的特性，福建电网曾经根据实际系统事故时记录的数据进行分析与拟合，当时的k值为2.5；海南电网2006年4月份根据实际系统事故时记录的数据分析、拟合的结果k=2。对于以照明与电热为主要负荷成分的西藏电网，负荷功率受频率变化的影响较小，k值的取值范围应结合事故进行实测和分析。（2）关于频率的变化率：由于大机组跳闸或主要送电断面断开造成的功率缺额很大，系统频率的下降率较一般电网要大得多。事故过程中频率的变化曲线如图1所示。在频率下降过程中（见曲线1），开始阶段频率下降较快（即df/dt值较大），以后逐渐变缓，在低于临界值后频率将快速降低，直至崩溃；曲线2是低频减载动作后频率逐步恢复的曲线。对于低频减载装置来说，最关心两个时刻的df/dt数值：49.5Hz与49Hz。前者是装置启动频率定值，如果此时df/dt值大于装置的df/dt闭锁定值，则装置将被闭锁；后者是装置第一轮动作定值，如果此时df/dt值大于装置的df/dt加速动作定值，装置将使Ⅰ、Ⅱ或Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ轮同时动作。为了与装置df/dt测量方法一致，在计算df/dt时应取df/dt≈∆f/∆t=∆f/0.1s。图1功率缺额引起频率下降及崩溃示意图目前国内各大电网采用的df/dt闭锁定值均为5Hz/s，对于“大机小网”型电力系统则df/dt闭锁定值应大于此值，建议取8～10Hz/s。我们对一个典型11922006中国电机工程学会年会论文集·河南郑州的地区电网进行的计算结果如下表所示，如果功率缺额可能超过60%，df/dt闭锁定值必须大于8Hz/s，否则低频减载装置将会拒动。损失电源量（%）49.5Hz时的Δf/Δt（Hz/s）302.23403.40504.96607.17df/dt加速定值一般选用1Hz/s与2Hz/s两个数值，这对于基本轮频率级差0.2Hz、延时0.2s的减载方案是比较合适的。3“大机小网”系统的三道防线三道防线是我国电力系统抵御各种事故、确保电网安全的成功经验，对于“大机小网”系统，设置三道防线时应针对该系统的特点有所侧重，在此提出以下几点供参考：（1）主干网的线路保护应配置两套主保护及断路器失灵保护，防止保护拒动或断路器拒动导致的严重后果。对于主干网电压等级为110kV的输电线路（如西藏）应按内地220kV线路保护方案配置，并应尽量减小保护的动作级差。继电保护的振荡闭锁功能是防止系统失步振荡过程中保护装置误动的基本措施，国内外重大事故的经验与教训都证明这项措施对避免事故中出现连锁反应及事故扩大发挥了巨大作用。因此，一定要注意认真检查、校验本网中高一级电压等级线路保护的振荡闭锁功能，确保在失步振荡事故过程中保护装置不误动，而由专设的失步解列装置在预定的解列点使将电网解列。（2）配置较完善的切机切负荷稳定控制系统，解决大功率缺额时电网功率迅速平衡和系统的暂态稳定问题。由于主干线输送功率的比例较大，故障时暂稳与频率稳定都可能很严重，需要立即切除相应数量的受端负荷和送端机组。鉴于电网容量较小，为了防止因可能过切负荷引起频率的超调现象，在制定控制策略时一般遵循在满足暂稳需要的前提下采取欠切的原则（即要考虑暂稳要求，又要考虑系统内功率的平衡），当联切负荷不足频率继续下降时需要低频减载措施进行补充。正因如此，第二道防线联切的负荷与低频减载前几轮切的负荷应尽量避免重叠，但用一般的装置实现起来比较困难，广东电网的做法是将稳定控制的切负荷执行站与该站的低频减载装置结合为同一套装置，对可切的负荷线路进行采样、排队，使控制对象为一个可切序列，执行切负荷时根据需要的切除量在队列中自动顺序选取，使切负荷效果总是有效的。（3）完善的第三道防线是防止系统垮网的重要保证1）制定符合本网实际情况的低频减载方案，落实所需要的切负荷对象，应对大机组跳闸或联络线跳闸引起的大功率缺额。2）制定符合本网实际情况的低压减载方案，低压减载装置应独立配置，选用性能良好的产品，防止出现电压崩溃事故。3）使电网合理的分区，在区间联络线上配置失步解列装置、低压解列装置，当系统出现失步振荡或由于故障切除不掉而持续低电压时在预定的解列点解列电网，隔离故障区域，防止电网的全停事故。4）失步解列点应选择在失步断面上。在电网互联的情况下，且在联络线已检测出失步时，应优先解列联网线。今年华中电网“7.1”事故过程中尽管振荡中心不在华中与华北联络线辛洹线上（振荡中心在河南内部靠近郑州附近的220kV线路上），解列辛洹线却被证明是防止事故扩大最有效的措施。为了适应这种情况，建议网间联络线上安装的解列装置按两种定值运行：一种定值适应振荡中心在本联络线及附近，即整定的保护区范围较小，振荡周期次数为1次就解列；另一种情况是为适应振荡中心离本联络线较远的情况，整定的保护区范围较大，但振荡周期次数定值可多一些，如为3～5次解列，这样既可与振荡中心附近的解列装置取得协调配合，又能实现联网线的较快自动解列，防止事故的进一步扩大。4“大机小网”系统低频减载措施的技术特点由于“大机小网”系统存在上述问题和特点，在制订低频减载方案时必须对目标电网进