云南电网中发电量的自动控制模式对电网频率影响特性分析

龚小燕，王浩，何鑫，马晨，田雨青，王智勇

（1. 云南电网有限责任公司培训与评价中心，昆明 650228；2. 云南电网有限责任公司安宁供电局，昆明 650300）

0 前言

云南电网通过多个直流输电系统与南方电网主网相连,南方电网主网内仍然是一个交直流并联的输电网络。交直流并联运行、强直弱交、远距离大容量输电、多回直流集中馈入的主网架结构特征使得电网安全稳定问题异常复杂，大容量直流闭锁、多回直流换相失败等问题近年来一直困扰着南方电网的安全稳定运行[1-2]。2016年南方电网实施云南电网与南方电网主网异步联网运行方式，使得南方电网的安全稳定水平得到了极大的提高，异步运行前云南送出直流故障后的暂态稳定问题在异步运行后转化为了云南电网的频率稳定问题[3-4]。

1）云南异步联网第1次系统性整体试验期间，云南电网出现了长时间、大幅度的超低频振荡现象，振荡周期约20 s（振荡频率约0.05 Hz），经研究，本次振荡主要是由云南大量水电机组的水锤效应引起的负阻尼所致，并且水电机组调速系统提供的负阻尼进一步加剧了该振荡[5]。

2）云南电网出现周期为1分钟左右的频率振荡，振幅±0.05 Hz。频率振荡初始阶段，仅有火电机组一次调频动作，频率波动呈正阻尼效应。随后在漫A、金B等快速响应电厂的自动控制系统AGC（Automatic Generation Control）作用下，云南电网频率逐渐升高，调节量满足频率调整需求，然而糯C、小D等慢速响应的AGC也开始动作，使得频率进一步上升，最高达到50.05 Hz，从而引发并维持了电网的频率波动。

3）景E电厂5号机组开机并网后，有功功率、导叶开度出现规律性振荡。导叶开度振荡幅值约为10%导叶开度（波峰-波谷），波峰与波峰间隔约40 s（即波动周期为40 s）。本次振荡主要是5号机组开机并网时，有功功率出现瞬时逆功率，此时监控内部程序判断功率变速器品质坏，功率变送器切至交采表运行，交采表为通讯模式，导致有功调节功率反馈采样滞后4 s，引起有功功率周期型波动。

4）龙F电厂发生的2次功率振荡事件，第1次波动是在4号机开机并网后，全厂AGC在调度侧控制方式（AUTO控制模式）下运行人员执行手动增4号机负荷平衡全厂机组负荷过程中发生的。第2次波动是在2号机组停机前，全厂AGC在AUTO控制模式下，运行人员执行2号机逐步减负荷停机过程中发生的。本次振荡主要由4号机手动增负荷与调度下发AGC指令不匹配导致功率波动逐步形成。减负荷引起500 kV母线频率降低，全厂5台机组一次调频频繁动作，调度期间也多次下发AGC指令调整全厂有功设定值以稳定频率，因2号机手动减负荷与调度下发AGC指令不匹配导致功率波动逐步形成。异步运行后，云南电网先后多次出现了由AGC超调引起的电网频率波动现象，直接威胁设备与电网安全[6]。

为解决这一问题，本文基于AGC调频原理，利用现有的数模仿真实验室或开发数值仿真软件对事故现象进行仿真，在RSS仿真系统中再现对云南电网一次频率波动实例，分析了大型水电机组对云南电网频率稳定影响以及由AGC超调引起电网频率振荡的机理。

1 云南电网AGC调频原理

一般来说，常规发电厂接受功率指令有两种方式，一种是电网调度中心前一日便下达下一日的全厂负荷曲线，直到当日零点时由计算机监控系统自动将日负荷曲线存储在当日的执行曲线中从而进行功率控制；另一种常用方式就是通过调度中心的AGC程序，调度部门根据电网运行需要以及不同电厂机组的调节特性，合理地安排电厂的调频模式，使得电厂不同程度地参与系统频率调节[7-11]。云南电网常采用AGC进行调频，调频模式有如下种类：

1）SCHER—发电机组执行计划曲线，并根据需要参与功率调节；

2）SCHEO—发电机组仅执行计划曲线，不参与功率调节；

3）AUTOR—发电机组基本功率取当前实际功率，并根据需要参与功率调节；

4）BASER—发电机组基本功率由人工给定，并根据需要参与功率调节；

5）BASEO—发电机组基本功率由人工给定，不参与功率调节。

电力系统全部有功负荷与频率关系为：

式中：a0+a1+a2+ . ..+an=1，且Pf为频率等于f时的全部有功负荷；Pfe为频率为额定值fe时电力系统全部有功负荷；ai(i=0,1,2...)表示与频率的i次方成比例的负荷占额定负荷的百分比。

确定电力系统的负荷变化引起的频率变化，需要同时考虑负荷以及发电机组的调节效应。

图1表示电力系统综合的功率频率静态特性。

图1 电力系统的功率-频率静态特性

当频率偏离额定值不大时，负荷的频率静态特性曲线常用一条直线表示，如图1中的L1与L2，可表示为：

式中，Kl表示负荷的频率调节系数，代表电力系统单位频率引起的负荷变化量，无论如何系统负荷总是随系统频率升高而增加；随系统频率降低而减少，恒为正数。

当发电机组并联运行时，反映发电机组输出功率与频率变化的曲线成为发电机组的功率静态特性曲线，近似用直线G(f)表示为

式中，Kg表示发电机组的单位调节功率，代表电力系统单位频率发生变化时，发电机组输出功率表的变化量。

在初始运行状态下，负荷的功频特性为L1(f)，它与发电机组的等效功率频率静态特性G(f)交于a点，确定了系统频率为f0，发电机组的输出功率（即负荷功率）为P0。当负荷功率增加了ΔP1，负荷的功频特性变化L2，那么系统的新的稳定运行点由L2(f)与G(f)的交点c决定。此时系统频率为f1，发电机组输出功率为P1。由于频率变化了Df，且：

发电机组的输出功率增量为：

由于负荷频率调节效应所产生的负荷功率变化为：

负荷功率的实际增量为：

进一步地，

由此可得到：

式(9)反映了真实的负荷功率变化量与实际频率变化量之间的关系，B称为系统的频率响应特性单位为MW/Hz；Df为系统频率偏差；DPl为系统功率缺额，即AGC的调节需求量。

电网二次调频主要由AGC负责执行，为使系统频率回到额定值，需要AGC提供的调节量可按式(9)计算得到，为了确定不同频率偏差条件下的AGC调节需求量，只需要求出系统频率响应特性B即可[8-9]。而系统频率响应特性B由负荷频率响应特性和机组频率响应特性两部分构成，具有时变特性和非线性特性。为求取云南电网的B值，作如下假设：

1）频率波动持续时间较短，在此期间近似认为负荷和开机方式恒定，即认为B时不变；

2）负荷的频率响应系数为恒定值，仅考虑机组调速器死区引起的频率响应变化，即认为B值可以分段线性化。

云南电网火电机组一次调频死区为0.033 Hz，水电机组一次调频死区为0.05 Hz。考虑到上述B时不变和分段线性化假设，云南电网B值可以近似分为3个线性段，求取方法如下：

1）|Df|≤0.003 Hz，近似认为仅有负荷的频率响应特性起作用，此时：

式中，为经典负荷频率响应系数，通常在1～1.5，取1.5；Pl为系统负荷；f为系统额定频率。

2）0.003 Hz＜|Df|≤0.05 Hz，除了负荷之外，火电一次调频参与了频率调节，此时：

式中，δ1为火电机组调差系数，S1为一次调频火电机组容量。

3）|Df|＞0.05 Hz，除了负荷和火电之外，水电一次调频也参与了频率调节，此时：

式中，δ2为水电机组调差系数，S2为一次调频水电机组容量。

2 AGC超调引起频率振荡分析

2.1 云南电网振荡分析

云南电网AGC功率超调导致系统频率在±0.05 Hz附近波动，波动周期约为1分钟，云南电网频率曲线如图2所示。

图2 云南电网频率波动情况

频率波动发生时刻，云南电网负荷约为10 GW，火电机组开机约为1200 MW，云南火电机组的调差系数近似为4%。由于频率波动幅度在±0.05 Hz左右，计算得到频率波动时云南电网的频率响应特性B值为90 MW/0.1 Hz。也就是说，AGC只需要提供45 MW的功率，就可以使系统频率从49.95 Hz恢复到50 Hz。当AGC调节功率达到90 MW时，系统频率将从49.95 Hz上升到50.05 Hz，存在较大超调，有可能激发频率波动。

图3 5月19日频率波动和电厂功率曲线

在5月19日频率波动期间，各电厂AGC功率实际调节量汇总如表1所示。总调直调电厂AGC总调节功率62 MW。云南中调电厂AGC总调节功率70 MW。总调直调和云南中调AGC总调节功率为132 MW，约为理论需求量的2倍。频率波动期间频率曲线以及3个典型电厂的功率变化曲线如图3所示。

表1 云南电网AGC调节量

图3中可以看出，T1时刻至T2时刻之间，仅有火电机组一次调频动作，调频功率波动方向与频率波动方向相反，对于频率波动呈正阻尼效应。

从T2时刻开始，在漫A、金B等快速响应电厂的AGC作用下，云南电网频率逐渐升高，至T3时刻恢复到50 Hz左右，说明这部分电厂的AGC调节量已经能够满足频率调整需求；然而，从T3时刻开始，糯C、小D等慢速响应电厂的AGC也开始动作，使得频率进一步上升，最高达到50.05 Hz，从而引发并维持了电网的频率波动。

2.2 云南电网6.26振荡分析

云南电网频率持续波动，其波动范围最大为49.88-50.12 Hz，周期约为50 s。此外，由AGC控制指令可知，频率波动期间云南中调区投入AUTO模式，直调区投入SCHER模式。结合机组出力以及云南中调电厂AGC指令，以漫A电厂为例，在时间段19:25:12-19:25:24内，高周情况下出现了3轮调节，最高50.08 Hz，减了约120 MW的功率。19:25:36-19:25:42，低周的时候，第1轮加的时候频率还在下降，有滞后效应，最低49.89 Hz，第2轮加了120 MW。从目前特性看，在0.1 Hz频差时，AGC调节量偏大。

根据漫A电厂AGC控制指令，分析AUTO机组在频率波动过程中的动作情况：

（T1时刻），云南电网频率50.055 Hz，高周，AGC响应下发减出力指令，由于响应延迟，频率继续上升。

（T2时刻），云南电网频率50.08 Hz，进入次紧急区，高周，AGC继续下发减出力指令，此时T1时刻的指令已经执行，系统频率开始下降。

（T3时刻），云南电网频率49.94 Hz，频率处于低周，AGC下发加出力指令，而此时T2时刻指令开始指令，系统频率继续下降。

（T4时刻），云南电网频率49.90 Hz，进入紧急区，频率处于低周，AGC下发加出力指令，而此时T3时刻指令开始指令，系统频率开始上升。

由于AGC需要连续执行2个加出力指令，系统频率必然上升至高周，如此往复，系统频率持续波动。

3 云南电网AGC超调引起频率振荡仿真

从上述2次功率振荡事故分析结果可以看出，AGC调节功率超出系统需求功率和AUTO模型机组响应滞后是引起功率振荡的主要原因，以下利用RSS仿真系统，模拟云南电网实际负荷、等效运行参数及运行工况，仿真再现功率振荡过程。

RSS仿真系统考虑发电机及外部系统、水轮机、调速器、AGC控制器模型以及调频死区等，得到整个系统频率稳定性分析模型。

3.1 一次调频过程仿真

模拟云南电网系统负荷10 GW，某台机组甩150 MW负荷，调度AGC控制AUTO模式退出，仿真结果如图4所示。

根据图4可知，机组甩负荷后，等效机组一次调频迅速响应，频率最低至49.65 Hz，调节时间约40 s，频率稳定在49.93 Hz。

3.2 AUTO模式机组不同B参数过程仿真

B参数为系统频率响应特性，不同频率偏差条件下的AGC调节量，通过B参数计算得出，假设B参数通过以公式(13)计算确定，仿真中通过对B参数再次修正，取值0.5B、0.8B，分析不同B参数对系统频率调节影响。

图4 甩150 MW一次调频仿真

模拟选用2台机组投入AGC控制AUTO模式，负荷均为700 MW,均不考虑延迟影响。

1）0.5B仿真结果如图5所示，机组甩负荷后，等效机组一次调频迅速响应，AUTO模型正确动作，频率最低至49.75 Hz，调节时间约55 s，频率稳定在49.93 Hz。

图5 甩150 MW时0.5B仿真

2）0.8B仿真结果如图6所示，机组甩负荷后，等效机组一次调频迅速响应，AUTO模型正确动作，频率最低至49.76 Hz，调节时间约60 s，频率稳定在49.94 Hz。

图6 甩150 MW时0.8B仿真

3）1.0B仿真结果如图7所示，机组甩负荷后，等效机组一次调频迅速响应，AUTO模型正确动作，频率最低至49.76 Hz，调节时间约80 s，频率稳定在49.94 Hz。

图7 甩150 MW时1.0B仿真

仿真结果分析：

a.在机组甩负荷时系统AUTO模式投入后，系统频率最低降至49.76 Hz，而未投入AUTO模式频率最低降至49.65 Hz，AUTO模式投入对系统频率瞬间降落抑制有明显效果。

b.系统AUTO模式投入后超调量对系统稳定影响较大，B参数为0.5时，调节时间约55 s，系统频率振荡周期短且能迅速收敛，B参数为1时，调节时间约80 s，系统频率振荡幅值增大，振荡周期更长。

3.3 AUTO模式机组有延迟过程仿真

模拟选用2台机组投入AGC控制AUTO模式，负荷均为700 MW，B参数为0.8B，一台机组不考虑延迟影响，一台机组考虑延迟影响。延迟2 s和4 s的仿真结果如图8和图9所示。

图8 甩150 MW时延迟2 s仿真

图8中，机组甩负荷后，等效机组一次调频迅速响应，AUTO模型正确动作，频率最低至49.72 Hz，调节时间约120 s，频率稳定在49.94 Hz。图9中，机组甩负荷后，等效机组一次调频迅速响应，AUTO模型正确动作，频率最低至49.71 Hz，系统频率持续振荡，振荡幅值0.8 Hz，振荡周期19 s。

图9 甩150 MW时延迟4 s仿真

仿真结果分析：系统AUTO模式投入后延迟对系统稳定影响较大，B参数0.8时，随着延迟时间增大，整个系统频率调节特性变差，延迟4 s时，系统频率等幅振荡，呈不可收敛趋势。

4 结束语

通过仿真研究了电网AGC控制AUTO模式对云南电网稳定运行影响，得出结论如下：

1）在频率大波动系统AUTO模式投入时，系统频率瞬间降落抑制效果明显；

2）系统AUTO模式投入后超调量对系统稳定影响较大，B参数越大系统频率振荡幅值增大，振荡周期更长；

3）AUTO模式投入机组的延迟时间对系统稳定影响较大，随着延迟时间增大，系统频率调节特性越差，更甚呈不可收敛趋势。