01超低頻振蕩是什么？

近年來，中國水電高占比電網在實際運行中發(fā)生了一些頻率振蕩事件，由于其振蕩頻率

極低，稱之為超低頻振蕩。判斷超低頻振蕩現(xiàn)象應基于以下特征：①振蕩頻率低于0.1Hz；

②振蕩幅值基本處于一次調頻范圍內；③各同步機組振型一致；④屬于頻率模式振蕩，與調

速器動態(tài)強相關。

02聯(lián)絡線功率振蕩現(xiàn)象

目前對于超低頻振蕩的研究大多針對頻率動態(tài)特性的進行機理分析，幾乎沒有關注頻率

振蕩過程中的聯(lián)絡線功率變化情況，本文以圖I所示的簡化的兩區(qū)域互聯(lián)系統(tǒng)為研究對象，

仿真發(fā)現(xiàn)了以下現(xiàn)象。

1）當兩區(qū)域的模型參數一致時，擾動后系統(tǒng)發(fā)生超低頻振蕩，兩區(qū)域頻率到達穩(wěn)態(tài)振

蕩后保持嚴格同調，區(qū)間的相對功角、聯(lián)絡線功率不發(fā)生振蕩。

2）當兩區(qū)域模型參數不一致時，雖然系統(tǒng)擾動后同樣出現(xiàn)超低頻振蕩現(xiàn)象，但到達穩(wěn)

態(tài)振蕩后，區(qū)間相對功角和聯(lián)絡線功率不能保持恒定，而是發(fā)生與系統(tǒng)頻率同頻的振蕩現(xiàn)象。

/區(qū)域1區(qū)域2\

?

Gi

PL2

圖1兩區(qū)域互聯(lián)系統(tǒng)仿真模型

進一步將仿真曲線的Prony分析結果與該系統(tǒng)小干擾分析結果對比，可以發(fā)現(xiàn)該系統(tǒng)超

低頻振蕩過程中，聯(lián)絡線功率變化將經歷3個階段。

1）擾動后瞬間，頻率時空分布，發(fā)電機電磁功率突變，聯(lián)絡線功率隨之突變。

2）調速器動作后到機電模式基本哀減前，機也模式與超低頻振蕩模式共存，聯(lián)絡線功

率受2個模式共同作用而振蕩。

3）機電模式完全衰減后，超低頻振物到達穩(wěn)態(tài)振落階段，調速器繼續(xù)動作，若區(qū)域間

任?環(huán)節(jié)的模型參數存在差異，聯(lián)絡線功率將受超低頻振蕩模式主導，繼續(xù)穩(wěn)態(tài)振蕩。

模型參數不一致時的仿真曲線如圖2所示。

(a)頻率曲線

—聯(lián)絡線功率；—相對功角

(b)兩機相對功角及聯(lián)絡線功率

圖2模型參數不一致時的仿真曲線

03現(xiàn)象的機理分析

針對階段3中的聯(lián)絡線功率穩(wěn)態(tài)振蕩現(xiàn)象，進行機理分析。

3.1綜合頻率調節(jié)效應系數的定義

超低頻振蕩是電力系統(tǒng)一次調頻阻尼不足引起的，將轉子轉速作為分析的關鍵，著眼于

轉子運動方程，就是要分析機械功率、電磁功率對頻率調節(jié)的影響?；谧枘徂D矩法可建立

機械功率與轉速的關系：而電磁功率則表示為負荷與聯(lián)絡線功率的代數和，通過負荷的頻率

效應與轉速建立聯(lián)系。根據轉子運動方程可得：

可以定義系數Ki如式（2）所示，以綜合體現(xiàn)原動機側（機械功率）、發(fā)電機側（發(fā)電

機阻尼系數）和負荷側的調頻效應，將Ki稱之為區(qū)域電網的綜合頻率調節(jié)效應系數。

3.2穩(wěn)態(tài)頻率響應視角的解釋

結合仿真現(xiàn)象，初步推測頻率的相位差造成相對功角的振蕩，繼而引起了聯(lián)絡線有功的

振蕩。故將兩區(qū)域的轉子運動方程作差，最終變換得到聯(lián)絡線功率與系統(tǒng)頻率的關系式為:

KSync^B（/<1）

△口2（?$）=

TJ2+Tn

y（s）AM（s）（3）

從線性系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)頻率響應的視角，將Ao2視為輸入信號，經過Y（s）的穩(wěn)態(tài)頻率響應后

得到輸出信號APtie。即到達穩(wěn)態(tài)振蕩階段后，聯(lián)絡線功率會因為區(qū)域間Ki的差異而振蕩,

功率的振蕩特性（指振蕩頻率及衰減因子）與系統(tǒng)頻率相同，而振蕩幅值會發(fā)生變化。通過

式（3）,可實現(xiàn)功率與頻率振幅比值的定量計算。

綜合調頻效應的差異造成了區(qū)域間頻率的相位差異，故全網頻率動態(tài)并非嚴格一致，繼

而引發(fā)相對功角、區(qū)間功率的振蕩，因此聯(lián)絡線功率的振蕩是響應區(qū)域電網間綜合調頻效應

差異的結果。

04實際電網仿真

以中國某大區(qū)同步互聯(lián)電網為例進行仿真驗證，設置故障場景為聯(lián)絡通道的線路N-1,

故障后該電網發(fā)生頻率為0.062Hz的超低頻振蕩，如圖3所示。各區(qū)域頻率振型一致，同

時區(qū)域間功角及聯(lián)絡線存在同頻振蕩現(xiàn)象。小干擾與Pro”的分析結果表明，該電網發(fā)生超

低頻振蕩，聯(lián)絡線功率變化同樣符合前文所述的3個階段。

t/s

圖3實際電網仿真曲線

對該電網不同運行方式下的進一步仿真表明，即使故障后的超低頻頻率振蕩現(xiàn)象接近,

但過程中的區(qū)間聯(lián)絡線功率振蕩情況可能存在顯著差別。因此，在對實際電網進行超低頻振

蕩特性分析時，有必要同時關注過程中的聯(lián)絡線功率振蕩情況，避免對電網安全穩(wěn)定風險的

漏判。

05結語

電力系統(tǒng)發(fā)生超低頻振蕩，聯(lián)絡線功率將經歷功率突變，到機電振蕩、超低頻振蕩模式

共存，再到超低頻振蕩模式主導3個階段。階段3中，若區(qū)間電網的綜合頻率調節(jié)效應系數

不同，將會導致區(qū)間聯(lián)絡線功率穩(wěn)態(tài)振蕩，其振蕩特性與系統(tǒng)頻率相同。通過定義綜合頻率

調節(jié)效應系數，可從穩(wěn)態(tài)頻率響應的視角對超低頻振蕩中的聯(lián)絡線功率振蕩現(xiàn)象進行機理解

釋；通過計算該系數，可以對現(xiàn)象中的區(qū)間功率振幅-系統(tǒng)頻率振幅的比值進行定量分析。

電力系統(tǒng)超低頻率振蕩模式排查及分析

ABSTRACT:Recently,ultra-lowfrequencyoscillation(ULFO)emergesinDCisland

sendingsystemandisolatedpowersystem,especiallywherehighproportionofhydro-turbine

generatorsexists.Tofindoscillationreasons,thispaperestablishedatypicalDCislandsending

system,andanalyzedULFOstabilitywitheigenvalueanalysisandlimedomainsimulation

methodtoquicklytroubleshootnegativedampingoscillationmodescausedbyprimemoverand

governor.Simulationsindicatethatifturbinegovernorworks,ULFOmayappearinpowersystem

anddampingratiowilldecreasewhengeneratorgovernoroperatesatahigherspeed.Eigenvalue

analysisshowsthatrealpartsofeigenvaluesarelocatedinrightsideofcomplexplaneandnot

stable.Studyindicatesthatgovernorcontrolmodeandparameters,suchaswaterhammereffect

timeconstant,frequencygain,PIDparameters,cansignificantlychangeeigenvaluepositicnsin

complexplane.Governorparameteroptimizationbasedonsensitivityanalysiscanenhancemode

dampingratio,butwithdrawbackofreducingprimaryfrequencyregulationabilityofgenerator.

FrequencylimitcontrolleriFLC)canregulateDCpowerorDCcurrentinafastandstableway,

beneficialtoprimaryfrequencyadjustmentofgovernoropiimization.DeadbandofFLCshould

notbetoowideanditsvaluecanbesetwithreferenceofprimaryfrequencyregulationdeadzone

ofgenerator.

KEYWORDS:ULFO:hydro-turbinegovernor;FLC;isolatedpowersystem

摘要：近年來，在水電機組比例較高的孤網和直流孤島送出系統(tǒng)中陸續(xù)出現(xiàn)振蕩頻率低

于0.1Hz的超低頻率振蕩現(xiàn)象。為查找振蕩原因，文章建立了一個典型的孤島送出系統(tǒng)，

并用特征根分析和時域仿真的方法對超低頻率振蕩模式進行了排查和分析。當孤島系統(tǒng)中發(fā)

電機采用實測調速系統(tǒng)模型參數后，時域仿真中孤島系統(tǒng)出現(xiàn)了頻率振蕩，同時計算系統(tǒng)全

部特征根可查找到一對超低頻率振蕩特征根，該特征根根的阻尼比隨著發(fā)電機調速系統(tǒng)調節(jié)

速度的加快而降低。進一步的靈敏度計算得出：水輪機引水系統(tǒng)水錘效應時間常數，調速系

統(tǒng)的頻率放大倍數，以及數字控制部分積分、比例、微分系數將顯著改變特征根在復平面上

的位置，同時也改變了超低頻率振蕩模式的阻尼比，這些參數是影響超低頻率模式的關鍵因

素。分析表明超低頻率振蕩是調速系統(tǒng)引起的機械振蕩模式，對調速系統(tǒng)進行參數優(yōu)化可從

根本解決振蕩問題，同時也降低了機組一次調頻能力。另一方面，投入直流控制系統(tǒng)頻率限

制控制(frequencylimitcontroller,FLC)功能可快速調節(jié)直流電流或直流功率，能一定程度提

高孤島系統(tǒng)的頻率調節(jié)性能，F(xiàn)LC的死區(qū)不易過大，其值可參考機組調速系統(tǒng)一次調頻死

區(qū)配置。

關鍵詞：超低頻率振蕩；水輪機調速系統(tǒng)；頻率限制控制；孤網系統(tǒng)

0引言

我國西南水電通過特高壓直流送出，當送端電網發(fā)生多回交流線路斷開和直流閉鎖等較

大擾動時，送端系統(tǒng)的頻率控制困難。特別地，當系統(tǒng)我網形態(tài)發(fā)生改變(如聯(lián)網轉孤網運

行)時，系統(tǒng)頻率可能出現(xiàn)振蕩風險。文獻山分析了解列后孤島系統(tǒng)的電壓、頻率穩(wěn)定特性,

指出孤島后頻率動態(tài)變化強烈。文獻［2,3］研究了孤網中機組的頻率調節(jié)問題，對調速系統(tǒng)頻

率調節(jié)方式參數的設置提供了建議。文獻⑷指出特高壓直流送出系統(tǒng)的運行控制復雜，如

云廣特高壓直流系統(tǒng)中孤島運行為雙極正常運行方式之一，當系統(tǒng)從聯(lián)網轉孤島運行時，整

流側頻率出現(xiàn)大幅波動，須控制聯(lián)絡線功率以抑制頻率波動。文獻［5］分析了錦蘇直流和向

上直流換流站近區(qū)部分交流系統(tǒng)故障后存在頻率穩(wěn)定和過電壓穩(wěn)定等問題，最終會導致系統(tǒng)

失去穩(wěn)定。文獻⑹研究了水輪機調速系統(tǒng)與孤島系統(tǒng)的相互耦合現(xiàn)象，指出水力系統(tǒng)在孤

島系統(tǒng)頻率波動中將發(fā)生顯著變化。仿真研究和生產運行都表明，直流送出系統(tǒng)出現(xiàn)擾動后,

送端交流電網的頻率和電壓控制難度很大，控制系統(tǒng)在電網過渡調節(jié)過程中起著關鍵作用，

其中調速系統(tǒng)對電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定特別是孤立電網中的檢定性有十分重要的影響［7-12］。

本文結合近年來出現(xiàn)的典型超低頻率振蕩案例，建立了含多臺水電機組的孤島送出系

統(tǒng)?；趯崪y機組及控制系統(tǒng)模型參數，通過全部特征根汁第發(fā)現(xiàn)了系統(tǒng)超低頻率振蕩模式,

進一步研究了影響超低頻率振蕩阻尼的主要因素，提出了系統(tǒng)孤島運行中調速系統(tǒng)和直流

FLC重要參數配置的建議。

1電力系統(tǒng)超低頻率振蕩現(xiàn)象案例

已出現(xiàn)的電力系統(tǒng)超低頻率振蕩具備以下幾個特征：

1）振蕩頻率?般低于0.1Hz,顯著低于0.2~2.0Hz低頻振蕩的范疇；

2）超低頻率振蕩較易在直流孤島送出系統(tǒng)或孤網系統(tǒng)中發(fā)生；

3）常規(guī)電力系統(tǒng)穩(wěn)定器對振蕩沒有明顯的抑制作用；

4）超低頻率振蕩發(fā)生時機組調速系統(tǒng)有明顯響應。

我國特高壓直流調試中，分別發(fā)現(xiàn)與小灣機組強相關的孤島送出系統(tǒng)振蕩，以及與官地

機組調速系統(tǒng)強相關的頻率振蕩案例。2012年，錦蘇直流孤島試驗中發(fā)現(xiàn)了頻率異常波動

現(xiàn)象，四川官地電廠2臺600MW水輪機調速系統(tǒng)動作明顯，暴露出直流孤島運行中存在

調速器穩(wěn)定性問題，振蕩頻率0.024Hz,如圖1所示。該現(xiàn)象通過優(yōu)化調速系統(tǒng)運行參數及

減小直流頻率控制的死區(qū)解決。2014年緬甸某電力系統(tǒng)從聯(lián)網轉孤網帶地方負荷運行中，

緬甸MDRUI電站2臺機組出現(xiàn)明顯振蕩現(xiàn)象，系統(tǒng)頻率變化幅度大，機組調速系統(tǒng)接力器

反復大幅抽動。機組勵磁系統(tǒng)PSS退出、投入對振蕩沒有明顯影響，在調速系統(tǒng)控制模式

切手動控制后頻率失去控制，孤網系統(tǒng)全停，振蕩頻率0.037Hz,如

圖2所示。通過PMU曲線分析，調速系統(tǒng)的動作特性與系統(tǒng)頻率波動明顯同相，對振

蕩起負阻尼作

圖1錦蘇孤島送出系統(tǒng)運行中出現(xiàn)超低頻率振蕩

Fig.1CurveoffrequencyoscillationinJingping-sunanUHVDCisolatedpowersystem

51.5

N51.0

號506

聚495

49.0

4S.S

04080120160200

內

圖2MDRUI孤網振蕩導致全停

Fig.2TheoscillationofMDRUisolatedsystemleads（othesystemcollapse

用。2015年I月我國西部某電網發(fā)生振蕩事件，事故分析中分析為TZM主力發(fā)電機組

調速系統(tǒng)參數配置不合理，導致調速系統(tǒng)大幅度振蕩，最終因機組調速系統(tǒng)事故低油壓動作

跳機，機組跳開后系統(tǒng)振蕩平息，該振蕩后來通過優(yōu)化機組調速系統(tǒng)主環(huán)運行參數解決，振

蕩頻率00823Hz,如圖3所示。

圖3我國西部某電網TZM調速系統(tǒng)引起系統(tǒng)振蕩

Fig.3TZMgovernorunstableleadtosystemoscillationinacertainpowergridinthewest

ofChina

2電網網絡結構及系統(tǒng)穩(wěn)定特性

研究的電網架構如圖4所示，該電網送出系統(tǒng)由220kV、500kV及±800kV特高壓直

流系統(tǒng)組成，系統(tǒng)有13臺水輪發(fā)電機組，A1電站2臺單機容量為600MW的水輪發(fā)電機

宜接接入AA-500kV電網，其余機組接入AB及AC節(jié)點的220kV電網，AA與BB節(jié)點

由2回500kV線路連接，通過DB節(jié)點接入電力系統(tǒng)主網運行，大部分機組出力通過AD

特高壓直流送出。研究中，系統(tǒng)總有功出力

1740MW,本地負荷300MW,直流外送1440MW。

仿真計算表明，當500kV線路AA-BB斷開后，直流送出系統(tǒng)中交流電網的母線電壓

頻率出現(xiàn)頻

圖4孤島送出系統(tǒng)示意圖

Fig.4Schematicdiagramofisolatedpowergrid

率增幅振蕩的情況，如圖5中頻率振蕩周期約30s

（振蕩頻率0.033Hz）,振蕩幅值逐步加大，為負阻尼振蕩模式。

圖5某直流孤島系統(tǒng)母線頻率振蕩曲線

Fig.5CurveoffrequencyoscillationinDCseedingsystem

發(fā)電機電氣功率和機械功率不平衡是孤島系統(tǒng)頻率振蕩的直接原因。在直流孤島或孤網

系統(tǒng)中，電氣功率取決于直流功率和負荷大小，機械功率取決于原動機輸出功率大小。當系

統(tǒng)出現(xiàn)功率缺額時，電網頻率或發(fā)生變化，發(fā)電機組一次調頻功能將根據轉速的變化調節(jié)原

動機機械功率，受負荷影響的電氣功率與機械功率始終存在偏差，發(fā)電機轉子反復加減速導

致系統(tǒng)頻率振蕩，如圖6所示。

圖6頻率振蕩發(fā)生時的機械功率和電氣功率

Fig.6Mechanicalpowerandelectricpowerfrequencywhenoscillationsoccur

3使用特征根方法排查超低頻率振蕩模式

3.1計算采用的發(fā)電機及其控制系統(tǒng)模型

系統(tǒng)分析中發(fā)電機采用考慮阻尼繞組的六繞組模型，勵磁系統(tǒng)采用自并勵勵磁系統(tǒng)，投

入自動電壓調節(jié)模式，電力系統(tǒng)穩(wěn)定器也投入運行，水輪機調速系統(tǒng)采用數字電液調速系統(tǒng),

投入開度模式，詳見附錄圖1。穩(wěn)定計算均采用實測的模型和參數。

3.2特征根計算

研究的系統(tǒng)在進行線性化處理后可計算得到整個系統(tǒng)的特征根。勵磁系統(tǒng)為自并勵方式

投AVR運行，調速系統(tǒng)為開度模式運行。不計調速系統(tǒng)時全網有50對特征值，特征值實部

均在復平面左半平面。計及調速系統(tǒng)時全網53對特征值，有一對特征根實部出現(xiàn)在復平面

右半平面。

2次特征值計算中發(fā)電機數量沒有變化，因此全系統(tǒng)的機電相關振蕩模式均為12個。

考慮調速系統(tǒng)后，12個機電振蕩模式的振蕩頻率最大變化量為-0.008Hz,阻尼比最大變化

量為0.003。原38對非機電振蕩模式中37對特征根振蕩頻率變化量在-0.005?0.001Hz之間，

阻尼比變化量在-0.002?0.008之間，1對特征根的振蕩頻率增加0.001Hz,阻尼比增加0.08。

考慮調速系統(tǒng)后增加的3對機械振蕩模式特征根中，2對特征根振蕩頻率為0.002Hz,阻尼

比為0.997,為強阻尼，另1對振蕩模式特征根為0.016±j0.181,該特征根的實部在復平面

右邊平面，振蕩頻率0.029Hz,阻尼比為-0.087,屬于超低頻率負阻尼非機電振蕩模式。其

模態(tài)圖如圖7所示，參與因子排名靠前有A1（單機容量600MW,參與因子歸一化為1.0）、

AB（單機容量60MW,參與因子0.53）及AC（單機容量60MW,參與因子0.31）電廠，A1電

廠與其余電廠基本反相，表現(xiàn)為A1電廠對其余較小容量機組的振蕩。

圖7特征根0.016±jO.181的模態(tài)圖

Fig.7Characteristicrootmodelof0.016±j0.181

4超低頻率振蕩模式靈敏度分析

對特征根0.016+j0.181與模型、參數及系統(tǒng)變量等的影響因素開展分析，計算主要參數

對該模式的影響。表1列出了影響該模式的主要參數及這些

表1對特征值0.016+j0.181的靈敏度分析

Tab.1Sensitivityanalysisof0.016+jO.181

機組名右模值參與因子相關參數

Al-10.04111頻率增益

AI-20.04110.9995頻率增益

AB-10.07400.5370調速PID

AB-40.06950.4814調速PID

Al-10.01050.4088調速參數

AB-20.15070.3781原動機

AB-40.14450.3615原動機

AC-40.07520.3124液壓伺服

AC-20.15310.2200原動機

AC-10.15310.2200原動機

AB-10.15700.1220執(zhí)行機構

AB-40.15050.1166執(zhí)行機構

參數對該模式的貢獻程度(用參數因子加以定量化描述)。靈敏度大小排序中前30的均

與原動機調速系統(tǒng)的參數相關，可見原動機調速系統(tǒng)對該特征根起主導作用。

4.1調速系統(tǒng)模型參數對特征根的影響

調速系統(tǒng)主要參數有調節(jié)器比例系數(KP)、積分系數(KI)、微分系數(KD)、永態(tài)差值系

數(bP)、死區(qū)、限幅、液壓執(zhí)行機構放大倍數(KPE)、接力器時間常數以及水流慣性時間常

數(TW)等，在合理范圍內對這些參數進行定量分析。表2為調速系統(tǒng)PID參數中比例放大

倍數的變化對特征值的影響，計算條件下，比例放大倍數越大，振蕩頻率逐步加大，阻尼比

逐步下降。

圖8-9分別列出調速系統(tǒng)參數變化對特征根軌跡變化曲線。

由特征根的軌跡變化可見，調速系統(tǒng)參數配置可顯著影響特征根軌跡，比例、積分系數

越大，特征根實部和虛部越大，對應的阻尼比越低。微分系

表2比例放大倍數對特征值的影響

Tab.2Theinfluenceofgainoneigenvalues

參數實部虛部頻率阻尼比

KP=20.050.2420.039-0.204

KP=40.1110.3610.057-0.294

KP=80.270.4820.077-0.488

KP=200.6630.4880.078-0.805

圖8PID參數變化卜.的根軌跡

Fig.8RootlouseswithdifferentPIDparameters

小=80+'的影響；

■執(zhí)行機構增益的影響:

^=0.02

-0.10-0.0500.050.100.150J0

構征福實部

圖9原動機、執(zhí)行機構、永態(tài)差值系數變化下的根軌跡

Fig.9Rootlouseswithothergovernorparameters

數對特征根的影響不是單調的，不同的微分、原動機特征參數以及永態(tài)差值系數下，特

征根可以分布在復平面的左、右平面，相應的阻尼也有正、負之差。

4.2克流頻率限制控制(FLC)死區(qū)的影響

電流附加控制是利用百流可快速調節(jié)的特點，根據系統(tǒng)頻率、功率波動快速調節(jié)育.流電

流或直流功率。直流附加控制一般有頻率限制控制(FLC)、功率振蕩阻尼控制(PSD/PSS)、次

同步振蕩阻尼控制(SSR)以及直流功率提升和回降等。

FLC模型如圖10所示，F(xiàn)LC頻率調節(jié)死區(qū)DFLC分別設置為±0.1Hz和±0.04Hz,濾波

器時間常數Tf=0.05s,比例增益KP=30pu,積分增益KI=22pu,直流功率調制量下限

Pmodmin=-0.2pu?直流功率調制量上限Pmodmax=0.2pu。發(fā)電機組調速系統(tǒng)死區(qū)設置為

DGOV=0.05Hzo

分別在直流FLC不投入、DFLODGOV以及DFLC<DGOV這3種情況下，計算不同

死區(qū)配置下系統(tǒng)的超低頻率振蕩現(xiàn)象，故障類型設置為按照

40MW/min的速率增加系統(tǒng)負荷總計50MW。

JC.

圖10直流FLC功能框圖

Fig.10ModelofFLCinDCsystem

如圖11和表3所示，當直流FLC不投入時，在發(fā)電機調速系統(tǒng)的作用下，系統(tǒng)頻率大

幅度增幅振蕩,200s時間內，系統(tǒng)頻率振蕩中最低低于49.85Hz,最高超過51.2Hz；直流

FLC功能投入且FLC死區(qū)設置為0.1Hz時，系統(tǒng)頻率波動大小明顯減弱，在FLC作用下，

系統(tǒng)頻率波動幅度維持在49.8~50.2Hz之間，由于調速系統(tǒng)負阻尼振蕩源仍然存在，在FLC

的鉗制下，仍會出現(xiàn)小幅振蕩。當FLC死區(qū)設置為0.04Hz時，沒有出現(xiàn)超低頻率

圖IIFLC不同頻率死區(qū)的影響

Fig.11InfluenceofdifferentdeadbandofFLC

表3不同F(xiàn)LC死區(qū)下頻率峰谷值

Tab.3FrequencydeviationdifferentdeadbandofPLC

FLC死區(qū)振蕩高頻振蕩低頻

無FLC51.23Hz48.85Hz

0.1Hz50.2Hz49.8Hz

0.04Hz不振蕩不振蕩

振蕩，這是因為直流FLC先于機組調速系統(tǒng)動作，調速系統(tǒng)尚未動作系統(tǒng)頻率已經恢

乩

孤島系統(tǒng)負荷小，直流外送功率大，當孤島系統(tǒng)發(fā)生功率缺額等擾動后，交流系統(tǒng)頻率

變化較大。出現(xiàn)頻率振蕩后，機組一次調頻或二次調頻對孤島系統(tǒng)的頻率恢更作用有限，而

FLC能快速調整直流功率，對防止系統(tǒng)頻率大幅度波動具有顯著作用。在實際系統(tǒng)中可充

分發(fā)揮直流快速、穩(wěn)定的調節(jié)特性，參與送端系統(tǒng)頻率調整。直流調制死區(qū)不宜過大，其參

數配置可與調速系統(tǒng)一次調頻死區(qū)相當，共同抑制系統(tǒng)頻率波動。

4.3調速系統(tǒng)參數優(yōu)化策略與仿真驗證

調速系統(tǒng)不穩(wěn)定調節(jié)是造成孤網或孤島電力系統(tǒng)出現(xiàn)超低頻率振蕩的根本原因。通過協(xié)

調優(yōu)化調速淵參數可以使得超低頻率振蕩模式發(fā)生改變，該振蕩模式的阻尼水平有所提高。

根據特征值計算結果和靈敏度分析，超低頻率振蕩模式相關因素最大為A1電站調速系統(tǒng)增

益、PID參數和AB電站機組的調速系統(tǒng)PID參數。在此基礎上分別對上述參數開展優(yōu)化。

優(yōu)化前后主要參數對比見表4。

表4基于特征根靈敏度的調速系統(tǒng)參數優(yōu)化

Tab.4Mainparameteroptimizationofgovernorbasedonsensitivityanalysis

AB優(yōu)化AB優(yōu)化

A1優(yōu)化前Al優(yōu)化后

前后

KP=IOKP=3KP=5KP=2.2

KI=5KI=IKI=5KI=0.75

KD=()KD=1.2KD=0KD=2.5

TC/O=23TC/O=10.5\\

優(yōu)化前后，聯(lián)網轉孤網仿真結果對比如下。在原始參數配置下，頻率偏差增幅振蕩，峰

峰值達到±0.64Hz；優(yōu)化參數配置下，頻率偏差最大為014Hz,系統(tǒng)頻率維持穩(wěn)定，優(yōu)化

策略有效。

圖12調速系統(tǒng)優(yōu)化前后的頻率偏差仿真對比

Fig.12Simulationoffrequencydeviationbeforeandafteroptimizationofgovernor

4.4調速系統(tǒng)模式切換策略與仿真驗證

水輪機調速系統(tǒng)?般配置有應對大電網調頻需求的大網模式和適應小電網調節(jié)的孤網

模式，系統(tǒng)擾動發(fā)生后調速系統(tǒng)可自動切換調節(jié)模式以提高適應性。仿真中，設定當頻率偏

差超過0.2Hz且持續(xù)時間大于2.5s時調速系統(tǒng)將由大網開度模式切換為孤網方式。結果表

明，當系統(tǒng)遭受大的擾動后，機組調速系統(tǒng)在大網參數配置下將出現(xiàn)頻率大幅度振蕩，相同

擾動下調速系統(tǒng)自動切換為孤網模式后，有利于抑制超低頻率振蕩，如圖13所示。

圖13調速系統(tǒng)模式自動切換對頻率振蕩的影響

Fig.13Effectofautomaticswitchingofgovernoronfrequencyoscillation

5結論

1）采用特征根分析法可以快速排查調速系統(tǒng)引起的負阻尼超低頻率振蕩模式。通過特

征根分析可以定量計算原動機調節(jié)系統(tǒng)模型、主要參數對系統(tǒng)頻率穩(wěn)定和阻尼水平的影響。

分析表明孤網中機組調速系統(tǒng)調節(jié)速度不宜過大，應根據穩(wěn)定計算結果優(yōu)化主力發(fā)電機組調

速系統(tǒng)的調節(jié)死區(qū)、控制系統(tǒng)PID參數、永態(tài)差值系數等。

2）頻率波動期間直流FLC可快速調整直流功率，有助于減小孤島系統(tǒng)頻率振蕩幅度，

對防止頻率大幅度波動具有顯著作用，在實際系統(tǒng)中應充分發(fā)揮直流快速、穩(wěn)定調節(jié)的優(yōu)點。

FLC的死區(qū)不宜過大，其值可比照調速系統(tǒng)一次調頻死區(qū)設置。

3）基于靈敏度分析的調速系統(tǒng)參數優(yōu)化可提高超低頻率振蕩模式的阻尼水平，但同時

也降低了機組對一次調頻調節(jié)速度，這對電網一次調頻響應指標是有影響的。電網運行方式

變化時，調速系統(tǒng)自適應切換控制模式及運行參數可一定程度兼顧電網一次調頻快速調節(jié)與

超低頻率振蕩阻尼提升的需求。

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