计及新能源接入的孤网运行全过程动态仿真研究

梅勇，高永强，李成翔，常东旭，涂亮，朱益华

(1. 中国南方电网有限责任公司电力调度控制中心，广东 广州 510663；2. 南方电网科学研究院有限责任公司 a.直流输电技术国家重点实验室；b. 广东省新能源电力系统智能运行与控制企业重点实验室，广东 广州510663)

随着新型电力系统的建设，能源供给侧结构性改革，新能源和传统的水电、火电等多种电源在区域电网中互补协调，可以有效提升能源电力发展质量。同时，区域电网进入孤网运行时所带来的系统转动惯量降低、稳定运行能力无法评价、各类型电源协调控制不够等深层次矛盾日益凸显。地区电网的风光新能源和小水电富集，且与系统联系较弱，当地区电网与主网的联络线或联络变压器跳闸后，地区电网进入孤网运行，很难保持稳定运行[1-7]。近年来电网连续发生了多起区域电网被动孤网运行失压事件，对电力可靠供应产生了影响。计及新能源以及其他传统电源的孤网研究是助力新型电力系统建设的重要举措，开展计及新能源接入的孤网运行全过程动态分析，准确重演地区电网孤网运行的过程，并针对性地设计稳定控制策略，提高地区电网的供电可靠性，是孤网运行稳定研究的重点。

现有孤网稳定运行的研究主要集中在地区电网的控制策略设计方面：文献[8]研究了风电近区电网孤网运行时风电机组、常规机组、核电机组高频保护装置的动作情况，并提出了适用于风核联合运行工况下的孤网高频保护优化配置方案；文献[9]研究孤网中负荷与分布式电源波动引起的频率骤变及小幅振荡问题，在机组稳定运行前提下提高孤网抗扰动能力，有效减弱频率骤变并抑制小幅振荡；文献[10]针对孤网中负荷增加与风速波动引起频率跌落及小幅度振荡问题展开研究，通过改进变流器的控制策略解决孤岛电网低频震荡问题；文献[11]针对孤网运行面临的频率、电压和自励磁等问题，研究了提高安全稳定特性的频率、电压控制策略以及高周切机和低频减载等问题。总体来说，目前针对地区电网被动进入孤网的全过程动态仿真分析研究相对较少，采用的分析方法多基于传统的机电暂态仿真工具，不具备新能源机组控制保护、安全自动装置等二次控保精细化建模的能力，孤网运行控制优化策略无法得到有效的量化验证。

本文针对孤网运行稳定控制的突出问题，结合南方某地区电网被动孤网运行失压的真实案例，构建与实际电网一致的全电磁暂态仿真模型，开展孤网运行全过程动态反演，完整再现现场事故各个阶段的动作特性；开展新能源接入对孤网稳定影响的研究，分析风电场高电压穿越特性对孤网运行的影响，提出提高风电比例有利于降低区域电网被动进入孤网后频率峰值的运行策略，并开展仿真验证。

1 某地区孤网运行演变过程简介

1.1 事故前系统运行状态

某220 kV区域电网通过2台主变与500 kV主网相连，事故前区域电网内的风电和小水电出力合计204.89 MW，负荷136.85 MW，区域电网有功功率盈余68 MW，通过2台主变压器(以下简称“主变”)上送至主网，事故前区域电网接线方式和相关厂站负荷及出力如图1所示，图中“变”表示变电站(下同)，数据见表1。

表1 事故前区域电网相关厂站负荷及出力Tab.1 Load and output of relevant plants and stations in regional power grid before the accident

图1 事故前区域电网接线方式Fig.1 Regional power grid connection before the accident

1.2 事件时序

220 kV黎鼓Ⅱ回C相发生高阻接地故障，线路保护动作跳C相，重合闸动作合于C相故障后，500 kV黎平站侧黎鼓Ⅱ回C相开关未分开，220 kV 失灵保护因不满足复压闭锁开放条件未出口，随后1号、2号主变保护动作跳开主变三侧开关，220 kV失灵保护满足复压闭锁开放条件出口跳母联和II母开关(黎鼓Ⅱ回、黎洛线、黎车Ⅱ回)，隔离故障，故障后区域电网进入孤网运行，孤网主接线如图2所示。事故前黎平变2台500 kV主变中压侧有功功率上送有功约68 MW、上送无功约80 Mvar，片区电网负荷136 MW。孤网运行期间，孤网频率最高53.6 Hz，前期为高频，后期频率降低直至崩溃。

图2 某区域电网孤网后主接线Fig.2 The main wiring of the isolated grid of a regional power grid

具体过程简述如下：

阶段1：21分37秒，黎平变220 kV Ⅱ母跳所有出线，进入孤网运行，同时220 kV洛香变失压，损失洛香变上送的51 MW出力(负荷为25 MW，小水电出力76 MW)，进入孤网后因区域内电厂出力富余，孤网频率升至53.06 Hz。

阶段2—3：21分40秒至21分48秒，高频期间区域内小水电机组出力共计下降约30 MW，孤网频率由高频降至最低48.104 Hz(21分44秒)；黎平变区域第3轮低频减载切除3.2 MW负荷，第5轮低频减载切除28.5 MW负荷，孤网剩余总负荷约80.1 MW，频率又升至53.51 Hz。

阶段4—6：21分48秒至22分18秒，区域小水电有功减少约20 MW(部分小水电因电压高，发电机电压保护动作)，孤网频率降至47.97 Hz，持续0.81 s；第6轮低频减载动作切除32.7 MW负荷，孤网剩余总负荷约50 MW，频率升高至53.38 Hz，该区域低频减载轮次已全部切完。

阶段7—8：22分24秒至31分30秒，孤网运行约9 min，频率在48.34～51.59 Hz之间大幅波动。

事件动作时序如图3所示。

图3 孤网事件动作时序Fig.3 Isolated grid event timing

2 新能源接入对孤网稳定影响分析

孤网系统内容的转动惯量主要包括小水电同步机惯量、负荷侧异步机惯量及新能源的虚拟惯量等，由于孤网负荷以民用负荷为主，异步电动机惯量可忽略。新能源能提供的惯量支撑远小于传统机组，传统意义上认为随着新能源占比的提高，系统等效惯量下降，不利于孤网稳定[12-18]。

但是在本文案例中，区域电网进入孤网后的暂态过程，有功、无功出力过剩导致孤网频率、电压均升高的情况下，新能源本身的控制特性和保护功能对孤网的稳定起到一定的促进作用。

地区电网被动进入孤网后，孤网内频率、电压迅速升高，根据GB/T 19963.1—2021[19]中对风电场高电压穿越能力的要求，风电场并网点电压升高期间，在满足动态无功电流支撑能力的前提下，风电场应具备有功控制能力。风电机组有功功率、无功功率的高电压故障穿越控制目标曲线如图4所示。

图4 风电场高电压故障穿越过程的功率控制目标曲线Fig.4 Power control target curve of high voltage fault crossing process in wind farm

当电网在t0时刻发生高电压故障，风电机组检测到系统电压上升到阈值以上，切换到高电压穿越(以下简称“高穿”)控制逻辑。根据我国并网标准，风电机组在发生高穿故障后，需要向电网发出感性无功以降低电网电压升高带来的影响，无功电流需要根据电压升高程度进行调节：

(1)

如果孤网内发电机全部为水电机组，设故障前小水电总出力为Ps，系统总负荷为PL，则系统上送功率为Ps-PL。孤网系统的频率加速度af为：

(2)

式中HS为孤网内小水电机组等效惯量常数。

在考虑风电接入的情况下，故障前风电、小水电总出力不变为Ps，故障前风电注入电网的功率为PW，风电比例为k，则故障前风电注入电网的功率PW=kPS。孤网系统的频率加速度af为：

(3)

式中m为同等容量下的风电场等效转动惯量常数与水电机组等效转动惯量常数的比值，0

如果地区电网被动进入孤网后，风电场进入高电压穿越，风电有功功率降低，为简化推导，本文采取简化处理，高电压穿越期间风电场有功功率近似为0。则风电出力占比k对孤网系统的频率加速度af的影响可以由∂af/∂k体现，推导为：

(4)

式(4)小于0，说明孤网系统的频率加速度af与风电出力占比k成负相关。孤网运行过程中如果风电场进入高电压穿越，那么随着风电出力占比的提高，系统频率加速减慢，有利于降低故障后孤网系统的频率峰值。

3 RTDS仿真分析

3.1 仿真建模

为研究孤网运行情况下系统的频率特性，基于RTDS实时仿真系统及区域电网事故前机组出力和负荷，搭建本文案例220 kV区域电网等值模型，如图5所示。

图5 某区域孤网RTDS等值模型Fig.5 RTDS equivalent model of isolated grid in a certain area

3.2 仿真复现

根据图3的线路和机组保护动作时序，并在车江变及黎鼓变配置低频切负荷精确数字模型(各轮整定值和切负荷量与实际装置保持完全一致)，仿真孤网运行的系统频率和电压波形如图6所示(因录波时间限制，实际系统中稳定运行的9 min被压缩到约2 min)。图6中各点标示如下：

图6 某区域电网孤网运行仿真波形Fig.6 Simulation waveform of isolated grid operation of a regional power grid

0 s(t0)：黎鼓II线三跳，C相拒动。

9.38 s(t1)：黎平变1号、2号主变跳闸，220 kV区域电网进入孤网运行。

13 s(t2)：失灵保护动作跳II母、洛香区域失压。

16.5 s(t3)：频率上升到53.20 Hz，电压最高275 kV。

23 s(t4)：机组减出力约30 MW，系统频率最低48.17 Hz，低频3、5轮动作，切负荷31.6 MW，切负荷后系统最高频率53.22 Hz，电压最高277 kV。

40 s(t5)：小水电2机组跳闸，损失出力20 MW，系统频率最低47.76 Hz。

43 s(t6)：低频6轮动作，切负荷32.7 MW；切负荷后系统频率振荡逐渐减弱，2 min内已经达到基本稳定运行。

170 s(t7)：模拟温寨航电手动停机，系统频率、电压快速下降，孤网运行崩溃。

图6中的①②③④⑤⑥⑦⑧过程基本上与现场录波一致，车江线测得的频率最高值与电压最高值基本一致，低频动作轮次与现场时序一致，准确地复现了现场孤网运行的全过程。各个阶段仿真与现场系统频率和电压的对比情况见表2。

表2 仿真系统与实际系统各阶段的电压频率响应对比Tab.2 Comparison of voltage frequency response between simulation system and real system at each stage

3.3 新能源支撑能力仿真

为了验证风电等新能源对孤网运行的支撑作用，将达棒山风电、黔顺风电出力修改为20 MW(风电场使用典型直驱型风力机模型，控制保护使用典型参数)，替换原有的小水电，系统仿真模型如图7所示。

图7 考虑新能源接入的系统仿真模型配置Fig.7 System simulation model configuration considering new energy access

3.3.1 风电场退出保护后系统响应特性

为了验证风电等新能源替换原有的小水电之后，其高电压穿越特性对孤网运行特性的影响，将达棒山风电、黔顺风电所有保护退出，重复3.2节的仿真试验，仿真结果如图8所示。

图8 风电场退出保护后仿真试验录波Fig.8 Simulation test waveform after wind farm exiting protection

由图8可知：失灵保护动作跳黎平II母、洛香区域失压后，孤网频率上升到52.1 Hz，系统频率超过52 Hz持续时间为1.5 s，随后系统频率下降至50.1 Hz，低频减载保护未动作，系统振荡平息，频率维持在50.43 Hz，最终恢复孤网稳定运行。图8中达棒山风电场累计发生了近20次高电压穿越，其中有5次风电场有功功率降至0附近，系统频率加速减慢，与风电出力占比增加前相比，孤网频率峰值降低了1.1 Hz，效果显著。

由于风电场的输入风速在整个试验过程中不变，基于本试验所采用风力机模型中的最大风能捕获逻辑，每个风电场的出力恒定，且风力机模型中没有配备一次调频功能，风电场也不参与一次调频，随后孤网内其他水电机组的一次调频动作，系统频率由52.1 Hz下降至最低50.1 Hz，没有达到低频减载逻辑动作门槛定值。

3.3.2 风电场投入保护后系统响应特性

将达棒山风电、黔顺风电所有保护投入(保护参数为典型参数)，验证风电等新能源保护正常投入后对孤网运行特性的影响，重复3.2节的仿真试验，仿真结果如图9所示。

图9 电场投入保护后仿真试验录波Fig.9 Simulation test waveform after wind farm inputting protection

由图9可知：失灵保护动作跳黎平II母、洛香区域失压后，孤网频率上升到52.10 Hz，达棒山风电场过频保护动作跳闸(过频保护动作定值设置为52 Hz持续0.5 s)，随后系统频率下降至49.2 Hz，低频减载保护未动作，系统振荡平息，频率维持在49.99 Hz，最终恢复孤网稳定运行。

风电场过频保护动作跳闸减少孤网中有功功率盈余的情况，使孤网内发电和负荷平衡，有效提升了孤网运行的稳定性。

4 结束语

本次研究通过对南方某区域电网建模和仿真，准确复现了该区域电网孤网运行事件各个阶段的频率响应情况，并依据该仿真模型开展了新能源对孤网运行的支撑能力评估。

仿真结果表明：提高风电比例有利于降低区域电网被动进入孤网后频率峰值，且风电场过频保护动作跳闸可以减少电网中发电过剩的情况，使系统发电和负荷基本匹配，能够有效提升孤网运行的稳定性。

本文对实际电网运行具有一定的指导和推广意义：在容易进入孤网运行的地区可以考虑改造提高新能源机组高电压穿越能力，或按馈线分轮设置新能源过频保护定值，在这种情况下提升新能源等出力占比，新能源故障期间的控制与保护协调控制有利于提升孤网系统稳定性。