东北电网动态稳定相关因素灵敏度分析

张 强，袁 鹏，王天宁

（1.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006；2.沈阳工程学院 研究生部，辽宁 沈阳 110136）

随着全网新能源蓬勃发展，红沿河核电装机容量不断提升，大规模弱送端能源基地问题持续显现。红沿河核电站将成为辽宁乃至东北全网最大的单一电厂装机容量超过600 万千瓦的点式电源，装机容量占目前全网网供负荷的9%～17%。电网转动惯量、频率、电压调节能力持续下降。未来随着呼伦贝尔、黑龙江东部、辽宁南部和赤峰4 大送出系统电源不断发展，东北电网南北机群振荡阻尼比不断降低，电网动态稳定问题不容忽视。

在交直流电力系统中，诸多参数都对系统的动态稳定性造成了影响。低频振荡现象不仅威胁着大区域电网的动态稳定性，而且还制约了远距离输电的传送容量［1］。低频振荡的研究方法主要有特征值分析法［2］、时域仿真法［3］、信号分析法［4］。

1）特征值分析法将系统在工作点附近线性化，形成状态矩阵并分析系统的灵敏度、振荡模式等。求解状态方程的特征根，若特征根的实部全为负，则系统稳定；若存在正实部，则系统不稳定［5］。

2）时域仿真法利用系统扰动产生的非线性方程计算出系统变量完整的时间响应，并通过曲线仿真得出系统振荡模式的阻尼特性及频率。

3）信号分析法主要是通过实测或仿真数据，辨识得到系统的振荡模式、频率等信息，定量分析振荡阻尼问题。常用到的信号分析法［6］包括傅立叶变换分析法［7］、小波分析法［8］、Prony 法［9］、HHT［10］等。

1 电力系统动态稳定分析机理

1.1 电力系统动态稳定分类及本质

电力系统稳定分为功角稳定、电压稳定、频率稳定。电力系统的动态稳定属于功角稳定，是指电力系统受到小扰动和大扰动后，在自动调节和控制装置的作用下，能恢复到受扰动前的运行状态或者接近可以接受的稳定运行状态［11］。功角稳定可分为小扰动动态稳定和大扰动动态稳定［12］。在小扰动动态稳定分析中，因为扰动量足够小，所以系统可用线性化状态方程描述；在大扰动动态稳定分析中，扰动量必须用非线性方程来描述［11］。动态稳定的主要表现形式为低频振荡。低频振荡有两种表现形式：一是区域间振荡，是系统的一部分机群相对于另一部分机群的振荡，涉及面广，危害大，会通过联络线向全系统传递［13］；二是局部振荡，是电气距离很近的几个发电机之间的相互振荡，或者作为一个整体时系统内其他机组之间的振荡。局部振荡局限于区域内，属于小范围内的振荡，通常表现为单个电厂通过长距离送出线路的低频振荡问题［14］。

电力系统发生低频振荡的本质原因是系统的某些固有的振荡频率缺少足够的阻尼。系统动态稳定性取决于系统的固有特性，与扰动的大小无关［15］。

1.2 动态稳定分析的目的和方法

动态功角稳定计算分析的目的是在规定的运行方式和扰动下，对系统的动态稳定性进行校验，确定系统中是否存在负阻尼或弱阻尼振荡形式，为电网运行断面潮流控制、涉网参数配置和各种安稳措施提出相应的要求。

在电网实际运行中，大扰动动态稳定主要是通过时域法进行分析；小扰动动态稳定主要通过频域法进行分析。

时域法主要研究电网受到大扰动时（如短路故障、机组跳闸、大规模负荷脱网等扰动形式），采用数值积分的时域仿真技术，并配合Prony分析手段，对时域仿真得出的发电机相对功角曲线、线路功率曲线等进行拟合，得出相应的振荡模式和阻尼比，应用机电暂态仿真技术进行分析［16］。

频域分析方法主要采用电力系统线性化模型和特征值分析方法，相当于一般动力学系统在李亚普诺夫意义下的渐近稳定性小干扰法，对系统振荡频率和阻尼比进行综合判定［17］。

1.3 动态稳定判据

电力系统动态稳定主要表现形式为低频振荡，主要通过对其振荡频率和阻尼比进行稳定性判定。动态稳定振荡频率通常在0.1 Hz～2.5 Hz之间（近些年电网运行中出现超低频振荡情况，即振荡频率小于0.1 Hz），振荡频率趋近0.1 Hz 为区域间振荡模式；振荡频率趋近2.5 Hz 为区域内振荡模式。区域间和区域内振荡模式的频率界线随着电网不同而有所差别，早期以1.0 Hz 为界，随着电网的发展，有下降趋势，华东电网频率界限下降至0.7 Hz左右。

阻尼比是衡量电网动态稳定性的关键指标，在《国家电网安全稳定计算技术规范》中规定（ζ 为阻尼比）：当ζ≤0 时，系统属于负阻尼，将会出现增幅振荡；当0＜ζ≤0.02 时，系统属于弱阻尼；当0.02＜ζ≤0.03时，系统属于较弱阻尼；当0.04＜ζ≤0.05时，系统属于适宜阻尼；当ζ＞0.5时，系统属于强阻尼。

各电网公司的动态稳定判定标准略有差别。

1）国家电网公司和内蒙古电网规定略有差别：小扰动下阻尼比不能低于2%～5%（西北5%、华北2%，其余为3%）；大扰动下阻尼比不能低于1.0%～1.5%。

2）南方电网公司对不同的振荡模式，判定标准不一：系统中区域间振荡模式与大机组强相关的局部振荡模式在小扰动下阻尼比应大于3.5%；系统中与地区中小电站群强相关的振荡模式在小扰动下阻尼比不能低于4.5%；系统中区域间振荡模式与大机组强相关的局部振荡模式在大扰动下阻尼比应大于2.0%；系统中与地区中小电站群强相关的振荡模式在大扰动下阻尼比不能低于3.0%。

1.4 东北电网动态稳定问题

东北电网地处中国东北地区，包括三省一蒙（黑龙江省、吉林省、辽宁省、内蒙古东部地区）。通过三回直流与主网和俄罗斯相联，向南通过±800 kV鲁固直流和±500 kV高岭背靠背换流站与华北电网相联；向北通过±500 kV 黑河直流与俄罗斯相联。东北电网在南北方向上长，在东西方向上相对较窄，4 大电源基地分置电网四角，分别为辽宁南部、黑龙江东部、呼伦贝尔和赤峰，如图1 所示。负荷中心为辽宁电网（占东北电网负荷约50%）和鲁固直流送出，电力流向呈现“东西汇集，中、南送电”格局。随着鲁固直流投运，电力潮流呈现由北至南、盈余电力向扎鲁特汇聚的局面，是较为典型的“哑铃”结构，这使东北电网的动态稳定问题日益凸显。

图1 骨干网架

在目前网架结构下，东北电网主振模式为南部-北部机群的振荡模式，即辽宁、蒙东赤峰机群对黑龙江、蒙东呼伦贝尔机群振荡模式，如图2 所示。在正常方式下，振荡中心靠近辽吉断面的吉林电网侧；在检修方式下，振荡中心仍位于辽吉断面附近，根据检修方式设置的不同，振荡中心向南或北略有偏移，但是偏移不大。东北电网低频振荡特性变化情况如表1 所示。东北电网主振模式的振荡周期为0.6 Hz 左右，目前阻尼比大于5%，属于强阻尼模式，发生区域间振荡的概率很低。随着4 大送端电源基地的装机容量不断提高，电网的阻尼比进一步减弱，正常方式下存在弱阻尼，检修方式下甚至存在负阻尼的风险。

图2 东北电网低频区间振荡

表1 东北电网低频振荡特性变化情况

低频振荡是全网问题，全网阻尼比较小时，任意一处产生扰动，机组功角均可能出现等幅振荡现象。若红沿河核电站的6 台机组全部投运且在满发方式下，赤峰外送500 kV 送出线路发生单相瞬时故障时，存在明显的低频振荡问题。图3 是东北电网低频区间震荡曲线，由图可以明显看出，功角近似等幅震荡。

图3 东北电网低频区间振荡

在上述方式下，赤峰机组和辽宁机组均产生等幅振荡现象。

通过上述分析可以得出，在大扰动下，东北全网均存在功角振荡问题，扰动越靠近电网电源送端，振荡收敛性越差；扰动越靠近振荡中心，收敛性越好。

2 动态稳定相关因素的灵敏度分析

电网动态稳定性受电源结构、电源分布、电源调节的励磁系统和调试系统、网架结构、负荷分布、负荷类型等多个因素影响，下面进行详细分析。

2.1 不同负荷类型对动态稳定性影响

我国机电仿真分析的负荷模型主要是基于“恒阻抗+电动机”模式，东北电网负荷模型采用50%恒阻抗加50%电动机模型。

通过对东北电网负荷模型中恒阻抗占比分别为40%、50%、60%的情况进行分析，电网主振模式的振荡周期为0.632 Hz，阻尼比依次为8.160%、8.011%、7.876%，属于强阻尼模式，如表2 所示。通过分析可以得出，恒阻抗占比越低，电动机占比越高，系统阻尼比相对较高，对系统的动态稳定性产生有利影响，但影响不大，发生区域间振荡的概率很低，振荡中心靠近辽吉断面的吉林电网侧，该振荡模式下不存在小扰动动态失稳问题。

表2 不同恒阻抗/静特性负荷方式下东北电网主振模式

2.2 不同负荷规模对动态稳定性影响

通过对东北电网中大负荷、腰负荷、小负荷3种方式进行分析（见表3）可以看出，大负荷（69 000 MW）方式下，东北电网主振模式的振荡周期为0.613 Hz，阻尼比为8.748%；腰负荷（58 000 MW）方式下，东北电网主振模式的振荡周期为0.632 Hz，阻尼比为8.011%；小负荷（54 000 MW）方式下，东北电网主振模式的振荡周期为0.641 Hz，阻尼比为7.988%。通过分析可以得出，负荷规模越大时，系统的振荡频率越小，阻尼比越高。

表3 不同负荷水平方式下东北电网主振模式

2.3 鲁固直流不同输送容量对动态稳定性影响

通过对东北电网中不同鲁固直流送出水平进行分析（见表4），当鲁固直流送出为6 100 MW方式下，东北电网主振模式的振荡周期为0.632 Hz，阻尼比为8.011%；当鲁固直流送出为8 000 MW 的方式下，东北电网主振模式的振荡周期为0.625 Hz，阻尼比为7.945%；当鲁固直流送出为10 000 MW 的方式下，东北电网主振模式的振荡周期为0.613 Hz，阻尼比为7.763%。通过分析可以得出，鲁固直流外送容量越大，东北电网主振频率越低，阻尼比越高，振荡中心靠近辽吉断面的吉林电网侧，该振荡模式下不存在小扰动动态失稳问题。

表4 不同鲁固直流送出方式下东北电网主振模式

2.4 网架加强对动态稳定性影响

网架结构是电能传输的物质基础和“筋骨”，是系统安全性和稳定性最重要的保障。通过分析加强电源基地外送网架、负荷中心首入网架、电网南北联络网架可以看出，网架加强措施均可以提升动态稳定的系统阻尼比（见表5），同时也可以增加电网的电压稳定性和频率稳定性［18］，具有十分重要的工程意义。

表5 加强网架对东北电网主振频率和阻尼比影响

2.5 同步电源分布对动态稳定性影响

针对当前东北电网，由采用同步发电机的水、火、核电在电网中不同分布位置进行分析可知，当同步发电机接入电网末端的电源基地时，相应系统的阻尼比呈下降趋势；当同步发电机接入网架中心位置时，系统阻尼比呈上升趋势。同步电源分布对动态稳定性影响如表6所示。

表6 同步电源分布对动态稳定性影响

2.6 不同新能源占比对动态稳定性影响

针对当前东北电网，由提高新能源发电比例对动态稳定性的影响分析可知，振荡频率变高，振荡阻尼比具有下降的趋势，但是仍具有不确定性，如表7 所示。受新能源接入的网架、替换的电源分布、新能源集聚性、新能源类型等诸多因素影响，不能简单地认为增大新能源发电比例一定会降低东北电网的动态稳定性，需对具体电网进行深入和详细地分析。

表7 不同新能源占比对动态稳定性影响

2.7 励磁、调速系统参数对动态稳定性影响

针对同步发电机快速励磁系统给电网带来负阻尼情况，现代电力系统在大型同步发电机励磁系统中均配置电力系统稳定器（PSS）［19］，有力提升系统阻尼。但随着电网快速发展，PSS 的参数需随着电网的发展进行校核和修正才可有效地保障电网动态稳定性。近些年，在工程实际运行中发现，仅通过装设在励磁系统中的PSS 不能完全满足电网需求，同时需要调整、优化调速系统参数。目前，正研究在调速系统中增加电力系统稳定器。

辽宁南部电网的红沿河核电厂将新增#5、#6机组，使单座电厂装机容量超过6 000 MW，加重了东北电网南北主振模式。若依旧采取目前的PSS、调速器模型和参数，系统阻尼比将降低至2.58%，低于3%的电网要求。若将红沿河核电#2～#6 机组9型调速系统的有功功率测量延时时间由0.545 s 调整为2.038 s，原动机输出功率范围Pmax由1.05 改为1.0，将PSS 的增益Kp由4 增大到8，限幅由5%增大到10%后，阻尼比将由2.58%提升至7.02，效果显著，是经济性、实用性最好的措施。

3 结论

本文立足东北电网实际情况，着重从负荷模型、负荷规模、鲁固直流输送容量、网架加强措施、电源分布、新能占比、同步电源的励磁（PSS）和励磁系统的影响方面开展东北电网动态稳定灵敏度分析，研究提升电网动态稳定性能的有效措施，得出如下结论：

1）优先采用PSS、调速系统模型参数优化措施，提升电网动态稳定性。

现代电力系统动态稳定问题的重要诱因就是快速励磁和调速系统。在提高系统暂态稳定性的同时带来负阻尼和弱阻尼效应，表现为电压和功率为驱动的功角曲线长期不能平复现象。因此，优化和调整电力系统PSS、调速系统的模型和参数是提升电网阻尼和动态稳定性最经济、最快速、最有效的措施。随着电网的发展，装设于励磁系统的PSS将不断完善，同时也必将推进装设于调速系统的电网系统稳定器的研发和应用。

2）加强网架是应对电网各类安全稳定问题的最稳固的举措。

现代电力系统动态稳定问题的其他重要诱因就是电力的长距离、弱联系输送。加强网架可以显著地缩短电力输送的电气距离，不仅可以提升电网动态稳定，同时也可以提升电网暂态稳定和静态稳定性，是电力系统面临“双高”电网的必然选择，也是电网发展长治久安的基石。针对电网各自情况，优先加强送出系统网架结构，然后加强区域间网架结构，最后加强受端网架结构。

3）注重防范区域间大功率输送的全网偏小负荷运行方式下的动态稳定问题。

全网负荷偏小时，电网中心地区同步机组出力较小，电网的阻尼较小。如同时出现电源基地大规模电源送出或区域间（交流系统内）大功率输电，则电网将面临较为严重的动态稳定性挑战。而我国资源和生产力呈逆分布，以及处于电网末端高占比新能源将造成区域间电力大规模传输，给电网带来不可避免的冲击。

4）加强大规模弱送端能源基地有功、无功灵活性资源配置，提升电网的稳定性。

大规模弱送端能源基地将不可避免地加重电网动态稳定问题。除了依靠长周期性的网架建设外，需提高电源基地送出系统的动态电压和频率稳定性，从电源侧提升系统的阻尼特性。